ТУРБОГЕНЕРАТОРЫ СЕРИИ ТВМ
Групповые технические условия на капитальный ремонт.
Нормы и требования.

Дата введения - 2010-01-11

Москва
2010

Предисловие

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании», а правила разработки и применения стандартов организации - ГОСТ Р 1.4-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций. Общие положения».

Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН Закрытым акционерным обществом «Центральное конструкторское бюро по модернизации и ремонту энергетического оборудования электростанций» (ЗАО «ЦКБ Энергоремонт»)

2. ВНЕСЕН Комиссией по техническому регулированию НП «ИНВЭЛ»

3. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом НП «ИНВЭЛ» от 18.12.2009 № 92

4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

СОДЕРЖАНИЕ

Турбогенераторы серии ТВМ
Групповые технические условия на капитальный ремонт
Нормы и требования

1 Область применения

Настоящий стандарт организации:

- является нормативным документом, устанавливающим технические нормы и требования к ремонту турбогенераторов серии ТВМ, направленные на обеспечение промышленной безопасности тепловых электрических станций, экологической безопасности, повышение надежности эксплуатации и качества ремонта;

- устанавливает технические требования, объем и методы дефектации, способы ремонта, методы контроля и испытаний к составным частям и турбогенераторам в целом в процессе ремонта и после ремонта;

- устанавливает объемы, методы испытаний и сравнения показателей качества отремонтированных турбогенераторов серии ТВМ с их нормативными и доремонтными значениями;

- распространяется на капитальный ремонт турбогенераторов серии ТВМ;

- предназначен для применения генерирующими компаниями, эксплуатирующими организациями на тепловых электростанциях, ремонтными и иными организациями, осуществляющими ремонтное обслуживание оборудования электростанций.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты и другие нормативные документы:

Федеральный закон РФ от 27.12.2002 № 184-ФЗ «О техническом регулировании»

ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения

ГОСТ 33-82 Нефтепродукты. Метод определения кинематической и расчет динамической вязкости

ГОСТ 533-2000 Машины электрические вращающиеся. Турбогенераторы. Общие технические условия

ГОСТ 859-2001 Медь. Марки

ГОСТ 981-75 Масла нефтяные. Метод определения стабильности против окисления

ГОСТ 982-80 Масла трансформаторные. Технические условия

ГОСТ 1461-75 Нефть и нефтепродукты. Метод определения зольности

ГОСТ 2477-65 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды

ГОСТ 2917-76 Масла и присадки. Метод определения коррозионного воздействия на металлы

ГОСТ 6307-75 Нефтепродукты. Метод определения наличия водорастворимых кислот и щелочей

ГОСТ 6356-75 Нефтепродукты. Метод определения температуры вспышки в закрытом тигле

ГОСТ 6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей

ГОСТ 6581-75 Материалы электроизоляционные жидкие. Методы электрических испытаний

ГОСТ 15467-79 Управление качеством продукции. Основные понятия. Термины и определения

ГОСТ 16504-81 Система государственных испытаний продукции. Испытания и контроль качества продукции. Основные термины и определения

ГОСТ 18322-78 Система технического обслуживания и ремонта техники. Термины и определения

ГОСТ 20287-91 Нефтепродукты. Методы определения температур текучести и застывания

ГОСТ Р 51710-2001 Спирт этиловый. Метод определения наличия фурфурола

СТО утвержден Приказом ОАО РАО «ЕЭС России» № 275 от 23.04.2007 Тепловые и гидравлические станции. Методики оценки качества ремонта энергетического оборудования

СТО 70238424.29.160.20.009-2009 Турбогенераторы. Общие технические условия на капитальный ремонт. Нормы и требования

СТО 70238424.27.100.017-2009 Тепловые электростанции. Ремонт и техническое обслуживание оборудования, зданий и сооружений. Организация производственных процессов. Нормы и требования

СТО 17230282.27.100.006-2008 Ремонт и техническое обслуживание оборудования, зданий и сооружений электрических станций и сетей. Условия выполнения работ подрядными организациями. Нормы и требования

СТО 17330282.27.010.001-2008 Электроэнергетика. Термины и определения

СТО 17230282.27.010.002-2008 Оценка соответствия в электроэнергетике

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и классификаторов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины, определения, обозначения и сокращения

3.1 Термины и определения

В настоящем стандарте применены основные понятия по Федеральному закону РФ от 27.12.2002 № 184-ФЗ «О техническом регулировании» и термины по ГОСТ 15467, ГОСТ 16504, ГОСТ 18322, ГОСТ 27.002, СТО 17330282.27.010.001-2008, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1.1 требование: Норма, правила, совокупность условий, установленных в документе (нормативной и технической документации, чертеже, стандарте), которым должны соответствовать изделие или процесс.

3.1.2 характеристика: Отличительное свойство. В данном контексте характеристики физические (механические, электрические, химические) и функциональные (производительность, мощность ...).

3.1.3 характеристика качества: Присущая характеристика продукции, процесса или системы, вытекающая из требований.

3.1.4 качество отремонтированного оборудования: Степень соответствия совокупности присущих оборудованию характеристик качества, полученных в результате выполнения его ремонта, требованиям, установленным в нормативной и технической документации.

3.1.5 качество ремонта оборудования: Степень выполнения требований, установленных в нормативной и технической документации, при реализации комплекса операций по восстановлению исправности или работоспособности оборудования или его составных частей.

3.1.6 оценка качества ремонта оборудования: Установление степени соответствия результатов, полученных при освидетельствовании, дефектации, контроле и испытаниях после устранения дефектов, характеристикам качества оборудования, установленным в нормативной и технической документации.

3.1.7 технические условия на капитальный ремонт: Нормативный документ, содержащий требования к дефектации изделия и его составных частей, способы ремонта для устранения дефектов, технические требования, значения показателей и нормы качества, которым должно удовлетворять изделие после капитального ремонта, требования к контролю и испытаниям оборудования в процессе ремонта и после ремонта.

3.2 Обозначения и сокращения

ВК - визуальный контроль;

ИК - измерительный контроль;

Карта - карта дефектации и ремонта;

КИ - контрольные испытания;

НК - неразрушающий контроль;

НТД - нормативная и техническая документация;

УЗД - ультразвуковая дефектоскопия;

ЦД - цветная дефектоскопия;

R_a - среднее арифметическое отклонение профиля;

R_z - высота неровностей профиля по десяти точкам.

4 Общие положения

4.1 Подготовка турбогенераторов к ремонту, вывод в ремонт, производство ремонтных работ и приемка из ремонта должны производиться в соответствии с нормами и требованиями СТО 70238424.27.100.017-2009.

Требования к ремонтному персоналу, гарантиям производителя работ по ремонту установлены в СТО 17330282.27.100.006-2008.

4.2 Выполнение требований настоящего стандарта определяет оценку качества отремонтированных турбогенераторов. Порядок проведения оценки качества ремонта турбогенераторов устанавливается в соответствии с СТО, утвержденным Приказом ОАО РАО «ЕЭС России» № 275 от 23.04.2007.

4.3 Настоящий стандарт применяется совместно с СТО 70238424.29.160.20.009-2009.

4.4 Требования настоящего стандарта могут быть использованы при среднем и текущем ремонтах турбогенераторов. При этом учитываются следующие особенности их применения:

- требования к составным частям и турбогенератору в целом в процессе среднего или текущего ремонта применяются в соответствии с выполняемой номенклатурой и объемом ремонтных работ;

- требования к объемам и методам испытаний и сравнению показателей качества отремонтированного турбогенератора с их нормативными и доремонтными значениями при среднем ремонте применяются в полном объеме;

- требования к объемам и методам испытаний и сравнению показателей качества отремонтированного турбогенератора с их нормативными и доремонтными значениями при текущем ремонте применяются в объеме, определяемом техническим руководителем электростанции и достаточным для установления работоспособности турбогенератора.

4.5 При расхождении требований настоящего стандарта с требованиями других НТД, выпущенных до утверждения настоящего стандарта, необходимо руководствоваться требованиями настоящего стандарта.

При внесении предприятием-изготовителем изменений в конструкторскую документацию на турбогенераторы и при выпуске нормативных документов органов государственного надзора, которые повлекут за собой изменение требований к отремонтированным составным частям и турбогенератору в целом, следует руководствоваться вновь установленными требованиями вышеуказанных документов до внесения соответствующих изменений в настоящий стандарт.

4.6 Требования настоящего стандарта распространяются на капитальный ремонт турбогенераторов в течение полного срока службы, установленного в НТД на поставку турбогенераторов или в других нормативных документах. При продлении в установленном порядке продолжительности эксплуатации турбогенераторов сверх полного срока службы, требования настоящего стандарта применяются в разрешенный период эксплуатации с учетом требований и выводов, содержащихся в документах на продление продолжительности эксплуатации.

5 Общие технические сведения

5.1 Стандарт разработан на основании технической документации завода-изготовителя НПО «Элсиб» ОАО.

5.2 Группа турбогенераторов серии ТВМ включает турбогенераторы ТВМ-300-2, ТВМ-500-2 (20 кВ) и ТВМ-500-2 (36,75 кВ).

Общий вид турбогенератора серии ТВМ приведен на рисунках 5.1, 5.2 и 5.3.

1 - статор; 2 - щит наружный; 3 - ротор; 4 - лабиринтное уплотнение вала; 5 - подшипник; 6 - щеточный аппарат; 7 - вывод концевой, 8 - водоподвод.

Рисунок 5.1 - Турбогенератор ТВМ-500-2 (20 кВ).

1 - статор; 2 - щит наружный; 3 - ротор; 4 - лабиринтное уплотнение вала; 5 - подшипник; 6 - щеточный аппарат; 7 - вывод концевой, 8 - водоподвод.

Рисунок 5.2 - Турбогенератор ТВМ-500-2 (36,75 кВ)

1 - статор; 2 - щит наружный; 3 - ротор; 4 - воздушное уплотнение вала; 5 - подшипник; 6 - щеточный аппарат; 7 - вывод концевой; 8 - водоподвод.

Рисунок 5.3 - Турбогенератор ТВМ-300-2.

5.3 Турбогенераторы серии ТВМ предназначены для выработки электроэнергии при непосредственном соединении с паровыми турбинами на тепловых электростанциях. Турбогенераторы серии ТВМ имеют систему охлаждения без водорода - водомасляное охлаждение. Обмотка, сердечник и конструктивные элементы статора турбогенератора охлаждаются трансформаторным маслом. Объем масла, заполняющего статор, ограничивается корпусом, торцевыми щитами и изоляционным цилиндром, заведенным в расточку сердечника статора. Маслоотделительный изоляционный цилиндр и торцевые щиты в местах прилегания к корпусу статора уплотнены кольцами из резинового шнура.

Корпус статора - сварной неразъемный. Сердечник статора выполнен в виде одного сплошного пакета, набранного из листов электротехнической стали толщиной 0,5 мм, покрытых изоляционным лаком, в которых при штамповке вырублены отверстия, образующие в сердечнике аксиальные каналы, по которым протекает изоляционное масло, охлаждающее сердечник. Спрессованный сердечник стянут в осевом направлении немагнитными шпильками, изолированными от сердечника и удерживается склеенными пакетами и нажимными немагнитными пальцами. В корпусе сердечник закреплен жестко при помощи встречных клиньев.

Обмотка статора - трехфазная, стержневая, петлевая с двумя активными проводниками в пазу. Фазы обмотки соединены в звезду. Стержни обмотки выполняются с транспозицией элементарных проводников в пазовой части (ТМВ-300), а так же в пазовой и лобовой частях (ТВМ-500). Между рядами проводников в стержне образован канал для охлаждения изоляционным маслом (ТВМ-500) или масло проходит по полым проводникам стержней (ТВМ-300).

Линейные и нулевые выводы обмотки статора выходят из корпуса статора через изоляторы и размещаются внизу корпуса у турбогенераторов ТВМ-300, ТВМ-500 (36,75 кВ). У турбогенераторов ТВМ-500 (20 кВ) нулевые выводы размещаются сверху корпуса. Плита, на которой закрепляются выводы, приспособлена для подсоединения закрытых токопроводов.

Ротор изготавливается из цельной поковки специальной стали.

Обмотка ротора состоит из концентрических катушек, изготовленных из меди с присадкой серебра прямоугольного сечения с круглым внутренним отверстием. Лобовые части обмотки удерживаются бандажными кольцами из высокопрочной немагнитной стали.

На отдельных турбогенераторах применены бандажные кольца из титанового сплава.

Охлаждение обмотки ротора осуществляется дистиллятом, который протекает по каналам проводников. Все катушки соединены параллельно по дистилляту, который поступает по радиально установленным трубкам из центрального отверстия вала, в котором концентрически установлены трубы из нержавеющей стали для подвода дистиллята и его слива.

Контактные кольца выполнены из специальной стали и насажены на консольный конец вала. Контактные кольца в турбогенераторах ТВМ-300 и ТВМ-500 (36,75 кВ) охлаждаются дистиллятом. Для охлаждения контактных колец турбогенератора ТВМ-500 (20 кВ) между ними на валу установлен вентилятор.

Подшипники турбогенератора - выносные. Подшипник со стороны контактных колец имеет самоустанавливающийся вкладыш со сферической посадкой в корпусе. Подшипник со стороны турбины встраивается в корпус турбины и поставляется с турбиной. Подача масла в подшипники турбогенератора осуществляется из системы смазки подшипников турбины.

Щёточный аппарат укомплектован специальными монополярными щётками, рассчитанными на работу при высоких окружных скоростях (свыше 70 м/с), с повышенными вибрациями колец и повышенной плотностью тока (до 15 А/см²). На траверсе отрицательной полярности установлены щётки марки ЭГ-2АФ, пропитанные суспензией фторопласта, а на траверсе положительной полярности - щётки марки 6110М с присадкой меди на обогащенном графите. В турбогенераторе ТВМ-500 (20 кВ) на обеих траверсах устанавливаются щетки марки 6110М. Отвод тепловых потерь от скользящего контакта производится конденсатом, охлаждающим контактные кольца (ТВМ-300 и ТВМ-500 (36,75 кВ) или воздушным охлаждением (ТВМ-500 (20 кВ)).

Основные технические данные турбогенераторов серии ТВМ представлены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 - Основные характеристики и параметры турбогенераторов серии ТВМ

5.4 Наибольшие допустимые температуры отдельных узлов и охлаждающих сред турбогенераторов серии ТВМ при номинальном режиме работы приведены в табл. 5.2.

Таблица 5.2

5.5 Конструктивные характеристики, рабочие параметры и назначение турбогенераторов должны соответствовать ГОСТ 533.

5.6 Физико-химические свойства трансформаторного масла, охлаждающего статор турбогенератора приведены в табл. 5.3

Таблица 5.3 - Физико-химические свойства трансформаторного масла

6 Общие технические требования

Требования к метрологическому обеспечению ремонта, маркировке составных частей, крепежным и уплотнительным деталям, контактным соединениям, материалам и запасным частям, применяемым при ремонте турбогенераторов, определяются в соответствии с требованиями раздела 6 СТО 70238424.29.160.20.009-2009.

7 Требования к составным частям

Требования к составным частям турбогенераторов, установленные в настоящем стандарте, должны применяться совместно с соответствующими требованиями к составным частям турбогенераторов, установленными в СТО 70238424.29.160.20.009-2009 и СО 34.45-51.300 [1].

В разделе требований к составным частям турбогенераторов могут отсутствовать отдельные требования к составным частям турбогенераторов, изготовленным заводом-изготовителем в индивидуальном, опытном исполнении.

7.1 Составные части статора

Дефектацию и ремонт составных частей статора поз. 1, (см. рисунки 5.1 - 5.3) необходимо проводить в соответствии с картами 1 - 2.

Карта дефектации и ремонта 1.

Статор поз. 1 рисунки 5.1 - 5.3.

Количество на генератор, шт. - 1.

Статор ТВМ-300

Статор ТВМ-500.

Карта дефектации и ремонта 2.

Щит наружный, поз. 2 рисунки 5.1 - 5.3.

Количество на изделие, шт. - 2.

Уплотнение наружного щита с маслоотделительным цилиндром.

7.2 Требования к отремонтированному статору.

7.2.1 На поверхности статора (обмотке, сердечнике и корпусе) не должно быть загрязнений, обратить особое внимание на поверхности, находящиеся в соприкосновении с маслом.

7.2.2 Испытать статор на герметичность и вакуумплотность. Герметичность статора проверяется давлением 1,96 ∙ 10⁵ Па (2,0 кг/см²) азота технического 1-го сорта ГОСТ 9293. Статор считается герметичным, если падения давления за 7 часов, приведённое к атмосферному давлению и к 15 °С не превышает 933 Па (7 мм. рт. ст.) статор считается вакуумплотным, если при остаточном давлении 133 Па (1 мм. рт. ст.) натекание не превышает 1866 Па (14 мм. рт. ст.) за 7 часов.

7.2.3 Провести сушку изоляции постоянным и переменным током в до получения стабильных значений R60"/R15" и отношения ΔС/С в течение 24 часов при температуре изоляции, измеренной термометрами сопротивления, равной 85 ± 5 °С. Определение коэффициента абсорбции R60"/R15" и отношения ΔС/С в период ремонта должно проводиться каждые трое суток.

7.2.4 После сушки и заполнения статора дегазированным трансформаторным маслом провести следующие испытания и измерения:

7.2.4.1 Испытать статор на маслоплотность и прочность при избыточном давлении масла 4,9 ∙ 10⁵ Па (5 кгс/см²), при этом предохранительные клапаны поджать стопорными болтами с целью исключения их срабатывания и проверить на отсутствие течей и отпотевания.

7.2.4.2 Измерить сопротивление изоляции обмотки статора мегомметром 2500 В (не менее 500 МОм при 20 °С) и определить коэффициент абсорбции R60"/R15", который должен не ниже 1,3.

7.2.4.3 Испытать обмотку статора повышенным выпрямленным напряжением с измерениями токов утечки на ступенях 15, 30, 45, 60 кВ через 15 и 60 секунд после поднятия напряжения.

7.2.4.4 Испытать обмотку статора повышенным напряжением промышленной частоты согласно СО 34.45-51.300 [1] в течение 1 мин.

7.2.5 Требования к сборке уплотнения торцевого щита с маслоотделительным цилиндром.

7.2.5.1 Кольца уплотнительные поз. 1 должны быть приклеены ко дну пазов клеем № 88-Н МРТУ 38-105.1061-76.

7.2.5.2 Размер «а» должен быть от 4 до 6 мм; зазор «б» - от 1 до 1,5 мм.

7.2.5.3 Трубки поз. 2 должны быть испытаны на прочность конденсатом давлением 29,4 ∙ 10⁵ Па.

7.3 Составные части ротора.

Дефектацию и ремонт составных частей бандажного узла поз. 1, вентилятора поз. 2, контактных колец поз. 3 (см. рисунок 7.1а) и поз. 2 (см. рисунок 7.1б), а также обмотки ротора с системой радиального подвода воды к обмотке ротора поз. 4 (см. рисунок 7.1а) и поз. 3 (см. рисунок 7.1б) необходимо проводить в соответствии с картами 3 - 5.

Нормы натягов контактных колец приведены в таблице 7.1

1 - бандажный узел; 2 - вентилятор; 3 - контактные кольца с токоподводом; 4 - система радиального подвода воды к обмотке ротора; 5 - водоподвод ротора.

Рисунок 7.1а - Ротор турбогенератора ТВМ-300.

1 - бандажный узел; 2 - контактные кольца с токоподводом; 3 - система радиального подвода воды к обмотке ротора и подвод к зубцам ротора; 4 - водоподвод ротора.

Рисунок 7.1б Ротор турбогенератора ТВМ-500.

Карта дефектации и ремонта 3.

Ротор поз. 3 рисунков 16.1 - 5.2.

Количество на изделие, шт. - 1.

а) Ротор ТВМ-300

б) Ротор ТВМ-500

7.4 Система радиального подвода воды к обмотке ротора

1 - труба с покрытием, 2 - втулка.

Рисунок 7.2 - Система радиального подвода воды к обмотке ротора ТВМ-500, поз. 3 рисунка 7.1б.

Карта дефектации и ремонта 4.

Трубка поз. 1 рисунка 7.2.

Количество на изделие, шт. - 36 шт.

Карта дефектации и ремонта 5.

Втулка поз. 2 рисунка 7.2

Количество на изделие, шт. - 33 шт.

7.4 Составные части водоподвода ротора.

Дефектацию и ремонт составных частей водоподвода ротора (см. рисунок 7.3) необходимо проводить в соответствии с картой 6.

1 - Труба водоподвода, 2 - труба токоподвода, 3 - втулка, 4 - ротор, 5 - болты.

Рисунок 7.3 - Водоподвод ротора ТВМ-500, поз. 3 рисунка 7.1б.

Карта дефектации и ремонта 6.

Труба водоподвода поз. 1. и труба токоподвода поз. 2. рисунка 7.4.

Количество на изделие, шт. - 2 комплекта.

7.5 Требования к сборке водоподвода ротора.

7.5.1 Уплотнительные кольца труб поз. 1 и 2 перед сборкой должны выступать из канавок не менее 0,4 мм.

7.5.2 Зазор сопряжения «а» должен быть от 0,2 до 0,3 мм, зазор сопряжения «б» должен быть от 0 до 0,08 мм.

7.5.3 Размер «в» должен быть не менее 170 мм.

7.5.4 Втулку поз. 3 подогнать к торцевой поверхности ротора 4 по краске. На площади 1 см² должно быть 2 - 3 пятна.

7.5.5 Стальные болты поз. 5 должны быть затянуты моментом - 196 Н ∙ м, титановые - 294 Н ∙ м.

7.6 Составные части бандажного узла ротора.

Дефектацию и ремонт составных частей бандажного узла кольцо бандажное поз. 1, кольцо упорное поз. 2, кольцо пружинное поз. 3, шпонка гребенчатая поз. 4 (см. рисунок 7.4а) и гайка поз. 2 (см. рисунок 7.4б) необходимо проводить в соответствии с картами 7 - 11.

Бандажный узел ТВМ-300.

1 - кольцо бандажное; 2 - кольцо упорное; 3 - кольцо пружинное; 4 - шпонка гребенчатая.

Рисунок 7.4а - Бандажный узел ротора ТВМ-300, поз. 1 рисунка 7.1а.

1 - кольцо бандажное; 2 - гайка; 3 - кольцо упорное; 4 - 5 - кольцевая шпонка; 6 - сегменты.

Рисунок 7.4б - Бандажный узел ротора ТВМ-500, поз. 1 рисунка 7.1б.

Карта дефектации и ремонта 7.

Кольцо бандажное поз. 1 рисунка 7.4а.

Количество на изделие, шт. - 2.

Бандажное и упорное кольца ротора ТВМ-300.

Бандажное кольцо ротора ТВМ-500.

Карта дефектации и ремонта 8.

Кольца упорные поз. 2 рисунка 7.4а.

Количество на изделие, шт. - 2.

Кольцо упорное.

Карта дефектации и ремонта 9.

Кольцо пружинное поз. 3 на рисунке 7.4а.

Количество на изделие, шт. - 2.

 

Карта дефектации и ремонта 10.

Шпонка гребенчатая поз. 4 на рисунке 7.4а.

Количество на изделие, шт. - 8.

Карта дефектации и ремонта 11.

Гайка поз. 2, рисунок 7.4б.

Количество на изделие, шт. - 2.

 

7.7 Требования к бандажному узлу ротора.

7.7.1 При выполнения капитального ремонта бандажного узла ротора должны выполняться требования, установленные в СО 153-34.45.513 [2].

7.7.2 Перед насадкой бандажного кольца поз. 1 кольцо поз. 4, внутреннюю поверхность гайки поз. 2, кроме резьбы, и внутреннюю поверхность бандажного кольца, кроме посадочных поверхностей на бочке ротора, и упорное кольцо поз. 3 покрыть эмалью КО855 в два слоя.

После посадки бандажного кольца поз. 1 на бочку ротора и закрепления его гайкой поз. 2 наружную поверхность бандажного кольца и гайки покрыть эмалью АКО-3 в два слоя.

7.7.3 Сегменты поз. 6 ставить на кольцо упорное поз. 3 на эпоксидный компаунд холодного отверждения. После установки сегментов провести калибровку кольца по поверхности Г. Отклонение от плоскостности должно составлять не более 0,03 мм. Отклонение размера «д», замеренное в четырёх точках, расположенных равномерно по окружности кольца, должно быть не более 0,03 мм.

7.7.4 Допуск радиального биения наружной поверхности бандажного кольца (на стороне центрирующего кольца) относительно оси вращения вала ротора - 0,5 мм.

7.7.5 Поверхности деталей бандажных узлов (кроме посадочных на центрирующее кольцо) покрыть эмалью КО855 или другим антикоррозионным покрытием с аналогичными свойствами.

7.8 Составные части контактного кольца.

Дефектацию и ремонт составных частей контактного кольца поз. 1, шины токоподвода поз. 6, 7 и винтов контактных поз. 2, 3 и 5 (см. рисунок 7.5а, б) необходимо проводить в соответствии с картами 12 - 14.

Размеры и натяги узла контактных колец приведены в таблице 7.1.

1 - контактное кольцо; 2, 3 - контактный винт; 4 - токоведущий болт.

Рисунок 7.5а - Контактные кольца с токоподводом (ТВМ-300), поз. 3 рисунка 7.1.

1 - контактные кольца; 2 - пружина; 3 - щётка; 4 - щёткодержатель; 5 - контактные винты; 6 - шина; 7 - шина токоподвода; 8, 9 - прокладки; 10, 11, 16 - болты; 12, 17 - шайбы; 18 - скоба; 19, 20 - трубки с покрытием.

Рисунок 7.5б - Контактные кольца с токопроводом (ТВМ-500), поз. 3 рисунка 7.1.

Таблица 7.1 - Размеры и натяги узла контактных колец

Размеры в миллиметрах

Карта дефектации и ремонта 12.

Кольцо контактное поз. 1 рисунка 7.5.

Количество на изделие, шт. 2.

Кольцо контактное.

Карта дефектации и ремонта 13.

Шины токоподвода поз. 6 и 7 рисунка 7.5б.

Количество на изделие, шт. 2.

Карта дефектации и ремонта 14.

Винт контактный поз. 2 - 3 рисунка 7.5а; поз. 5 рисунка 7.5б.

Количество на изделие, шт. - 8.

7.9 Требования к отремонтированным контактным кольцам.

7.9.1 Зазор между щёткой поз. 3 и обоймой щёткодержателя поз. 4 должен быть от 0,1 до 0,3 мм, между обоймой щёткодержателя и контактными кольцами поз. 1 от 2,0 до 3,0 мм.

7.9.2 Давление пружин поз. 2 на щётки марки 611 Ом должно быть от 12 ∙ 10³ до 22 ∙ 10³ Па, марки ЭГ2АФ - от 15 ∙ 10³ до 21 ∙ 10³ Па.

7.9.3 Контактные винты поз. 5 должны быть затянуты моментом 66,6 Н ∙ м.

7.9.4 Средняя часть прокладки поз. 8 должна выступать относительно поверхности А на величину от 1,5 до 0,5 мм, а края прокладки должны совпадать с поверхностью А. Размер регулировать установкой прокладки поз. 9. Болты поз. 10 должны затягиваться до исчезновения зазора между скобой поз. 18 и валом ротора.

7.9.5 Головки болтов поз. 11 должны плотно прилегать через шайбы поз. 12 к поверхности лопаток поз. 13, а головки болтов поз. 16 через шайбы поз. 17 к поверхности лопаток поз. 14. Поверхность лопатки поз. 13 должна плотно прилегать к поверхности корпуса поз. 15. Болты поз. 11 должны быть затянуты моментом 81,3 Н ∙ м, болты поз. 16 - моментом 143,1 Н ∙ м.

7.10 Составные части вентилятора.

Дефектацию и ремонт лопатки вентилятора (см. рисунок 7.6) необходимо проводить в соответствии с картой 15.

Величины натягов при посадке вентилятора приведены в таблице 7.2.

1 - вал ротора, 2 - корпус вентилятора, 3 - лопатка вентилятора.

Рисунок 7.6 - Центробежный вентилятор ротора ТВМ-300, поз. 2 рисунка 7.1

Таблица 7.2 - Величины натягов при посадке вентилятора

Карта дефектации и ремонта 15.

Вентилятор поз. 2, 3 рисунка 7.7.

Количество на изделие, шт. - 1 комплект.

7.11 Требования к отремонтированному вентилятору.

7.11.1 Лопатки центробежных вентиляторов не должны иметь трещин, раковин и замятий.

7.11.2 Ремонт повреждённых заклёпок или лопаток допускается по согласованию с заводом изготовителем.

7.12 Составные части подшипника.

Дефектацию и ремонт составных частей подшипника: стояка подшипника поз. 1, вкладыша подшипника поз. 2, маслоуловителя поз. 3, крышки подшипника поз. 4 и сборку подшипника необходимо проводить в соответствии с картами 16 - 20.

а) Подшипник ТВМ-300-2, ТВМ-500 (36,75 ГОСТ).

б) Подшипник ТВМ-500 (20 ГОСТ)

1 - стояк подшипника; 2 - вкладыш подшипника; 3 - маслоуловитель; 4 - крышка подшипника, 5 - бак аварийный.

Рисунок 7.7 - Подшипник, поз. 5 рисунка 5.3.

Карта дефектации и ремонта 16.

Стояк подшипника поз. 1 рисунка 7.7.

Количество на изделие, шт. - 1.

Карта дефектации и ремонта 17.

Вкладыш подшипника поз. 2 рисунка 7.7.

Количество на изделие, шт. - 1.

Карта дефектации и ремонта 18.

Маслоуловитель поз. 3 рисунка 7.7.

Количество на изделие, шт. - 2.

Карта дефектации и ремонта 19.

Крышка подшипника поз. 4 рисунка 7.7.

Количество на изделие, шт. - 1.

Карта дефектации и ремонта 20.

Сборка подшипника рисунок 7.7.

Количество на изделие, шт. 1.

7.13 Требования к сборке и отремонтированному подшипнику.

7.13.1 Зазор между подошвой стояка и поверхностью фундаментной плиты без регулирующей и изолирующих прокладок при свободно стоящем подшипнике должен быть не более 0,5 мм, при затянутых болтах - 0,15 мм. В сборе с прокладками и затянутых болтах зазор в зоне расположения болтов, равный размерам шайб под головками болтов и в середине подшипника на участке шириной от 200 до 300 мм не допускается, за исключением отдельных участков общей протяженностью не более 300 мм от суммарной длины вышеуказанных участков, где допускаются зазоры до 0,1 мм, в остальных местах допускается зазор до 0,3 мм.

7.13.2 Зазор в разъеме между крышкой и стояком подшипника при свободно лежащей крышке, должен быть не более 0,1 мм, при затянутых болтах щуп толщиной 0,05 должен входить в разъем на глубину не более 15 мм.

7.13.3 Вкладыш подшипника при затянутых болтах крышки, должен проворачиваться на угол от 5° до 10° в любом направлении от приложенного момента от 60 до 90 кГ ∙ м.

7.13.4 Сопротивление изоляции термопреобразователя сопротивления, установленного во вкладыше подшипника, измеренное мегомметром 500 В, должно быть не менее 0,5 МОм.

7.13.5 Сопротивление изоляции подшипника относительно фундаментной плиты при полностью собранных маслопроводах и отсутствии контакта между подшипником и шейкой вала, измеренное мегомметром 1000 В, должно не менее 1 МОм.

7.13.6 Затяжка крепежных деталей подшипника должна производиться усилием руки, при этом повреждение изоляционных деталей недопустимо.

7.14 Составные части щеточно-контактного аппарата.

Дефектацию и ремонт составных частей щеточно-контактного аппарата поз. 6 турбогенератора серии ТВМ (см. рисунки 5.1 - 5.3) необходимо проводить в соответствии с картой 21.

Карта дефектации и ремонта 21.

Щёточный аппарат поз. 6 рисунков 5.1 - 5.3.

Количество на изделие, шт. - 1.

а) ТВМ-300

б) ТВМ-500

7.15 Составные части концевых выводов.

Дефектацию и ремонт составных частей концевого вывода поз. 7 турбогенератора серии ТВМ (см. рисунки 5.1 - 5.3) необходимо проводить в соответствии с картой 22.

1 - накладка; 2 - труба; 3 - изолятор.

Рисунок 7.8 - Вывод концевой, поз. 7 рисунка 5.2

Карта дефектации и ремонта 22.

Концевой вывод, поз. 7. рисунков 5.1 - 5.3.

Количество на изделие, шт. - 9 - 12.

7.16 Требования к сборке и отремонтированному концевому выводу.

7.16.1 Собранные концевые выводы после замены уплотнительных колец должны быть испытаны на маслоплотность давлением 7,85 ∙ 10⁵ Па в течение 8 часов.

7.16.2 Сопротивление полупроводящего изолятора поз. 3 должно быть не менее 10⁴ - 10⁵ Ом.

7.16.3 Поверхность изолятора должна быть гладкой, матовой, белой, без вздутий и наплывов лака.

7.16.4 Обеспечить прилегание накладки поз. 1 к трубе поз. 2. Щуп толщиной 0,05 мм не должен проходить более 10 мм.

8 Требования к сборке и к отремонтированному турбогенератору

Требования к сборке и к отремонтированному турбогенератору должны применяться в соответствии с СТО 70238424.29.160.009-2009 (раздел 8).

Рисунок 8.1 - Установочный размер при сборке турбогенератора.

Таблица 8.1 - Установочные размеры при сборке турбогенератора

Рисунок 8.2 - Сборка корпуса водоподвода

Таблица 8.2 - Установочные размеры при сборке корпуса водоподвода

размеры в миллиметрах

Рисунок 8.3 - Уплотнения щитов

Таблица 8.3 - Установочные размеры при сборке щитов (ТВМ-500)

8.1 Сборка турбогенератора должна производиться по конструкторской или ремонтной документации на турбогенератор и формулярам зазоров для каждой сборочной единицы.

8.2 К сборке допускаются составные части, удовлетворяющие требованиям настоящего стандарта и НТД на конкретный турбогенератор.

8.3 Трубки, гибкие шланги и каналы перед сборкой турбогенератора должны быть продуты сжатым воздухом.

8.4 При соединении составных частей турбогенератора через изолирующие детали сопротивление изоляции должно при необходимости контролироваться периодически в процессе сборки.

8.5 Контактные поверхности токоведущих частей должны быть очищены и обезжирены.

8.6 Перед установкой ротора, газоохладителей, щитов и других составных частей, перед закрытием смотровых люков необходимо дополнительно проверить закрепление деталей и отсутствие посторонних предметов на собранных и собираемых составных частях.

8.7 При вращении ротора валоповоротным устройством и турбиной не должны прослушиваться звуки, свидетельствующие об ударах, заеданиях и касаниях в турбогенераторе.

8.8 На собранном турбогенераторе не допускаются:

- ослабленное крепление статора к фундаменту;

- ослабленное крепление опорных подшипников к фундаменту;

- ослабленное крепление фундаментных плит;

- ослабленное крепление и обрыв заземлителя корпуса статора;

- ослабленное крепление трубопроводов, кожухов и других деталей, закреплённых на наружной поверхности корпуса статора;

- течи воды и масла из соединений.

8.9 Выполнение пусковых операций на турбогенераторе при снятых и незакрепленных деталях не допускается, за исключением, пусков для балансирования ротора и проведения специальных испытаний; в последнем случае должны быть приняты меры против попадания в турбогенератор посторонних предметов и масла, а также приняты меры по закреплению временно установленных составных частей и приспособлений.

8.10 Параметры отремонтированных масляных уплотнений роторов турбогенераторов должны соответствовать требованиям конструкторской и (или) ремонтной документации на ремонт конкретных турбогенераторов.

8.11 Допускается изменение параметров турбогенератора в сторону повышения эффективности использования на основании конструкторской документации и результата испытаний.

8.12 Вибрационное состояние турбогенератора и его составных частей, проверенное по параметрам, приведенным в СТО 70238424.29.160.009-2009 (раздел 8, таблица 4), должно соответствовать требованиям СО 34.45-51.300 [1].

Для оценки технического состояния вала ротора и бандажных узлов после ремонта турбогенератора в процессе пуска и проведения испытаний автомата безопасности турбины снять амплитудно-фазочастотную вибрационную характеристику турбогенератора. Запись характеристики рекомендуется вести по приведенной ниже форме (таблица 8.4).

Таблица 8.4

9 Испытания и показатели качества отремонтированных турбогенераторов серии ТВМ

Объёмы, методы испытаний и сравнения показателей качества отремонтированных турбогенераторов с их нормативными и доремонтными значениями определяются и производятся в соответствии с СТО 70238424.29.160.009-2009 (раздел 9).

10 Требования к обеспечению безопасности

Требования к обеспечению безопасности определяются в соответствии с СТО 70238424.29.160.009-2009 (раздел 10).

11 Оценка соответствия

11.1 Оценка соответствия производится в соответствии с СТО 17230282.27.010.002-2008.

11.2 Оценка соответствия соблюдения технических требований, объёма и методов дефектации, способов ремонта, методов контроля и испытаний к составным частям и турбогенераторов в целом нормам и требованиям настоящего стандарта осуществляется в форме контроля в процессе ремонта и при приёмке в эксплуатацию.

11.3 В процессе ремонта производится контроль за выполнением требований настоящего стандарта к составным частям и турбогенераторов в целом при производстве ремонтных работ, выполнении технологических операций ремонта и поузловых испытаний.

При приёмке в эксплуатацию отремонтированных турбогенераторов следует производить контроль результатов приемо-сдаточных испытаний, работы в период подконтрольной эксплуатации, показателей качества, установленных оценок качества отремонтированных турбогенераторов и выполненных ремонтных работ.

11.4 Результаты оценки соответствия характеризуются оценками качества отремонтированных турбогенераторов и выполненных ремонтных работ.

11.5 Контроль соблюдения норм и требований настоящего стандарта осуществляют органы (департаменты, подразделения, службы), определяемые генерирующей компанией.

11.6 Контроль соблюдения норм и требований настоящего стандарта осуществляется по правилам и в порядке, установленном генерирующей компанией.

Библиография

[1] СО 34.45-51.300-97 Объем и нормы испытаний электрооборудования (Утвержден ОАО РАО «ЕЭС России» 08.05.97)

[2] СО 153-34.45.513-07 Руководство по повышению надёжности эксплуатации бандажных узлов роторов турбогенераторов (Утвержден ОАО РАО «ЕЭС России» 05.04.2007)