ТУРБОГЕНЕРАТОРЫ ЕДИНОЙ СЕРИИ ТВФ
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. «О техническом регулировании», а правила разработки и применения стандартов организации - ГОСТ Р 1.4-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций. Общие положения».

Настоящий стандарт устанавливает технические требования к ремонту турбогенераторов единой серии ТВФ и требования к качеству отремонтированных турбогенераторов.

Стандарт разработан в соответствии с требованиями к стандартам организаций электроэнергетики «Технические условия на капитальный ремонт оборудования электростанций. Нормы и требования», установленными в разделе 7 СТО «Тепловые и гидравлические станции. Методики оценки качества ремонта энергетического оборудования».

Применение настоящего стандарта, совместно с другими стандартами ОАО РАО «ЕЭС России» и НП «ИНВЭЛ» позволит обеспечить выполнение обязательных требований, установленных в технических регламентах по безопасности технических систем, установок и оборудования электрических станций.

Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН Закрытым акционерным обществом «Центральное конструкторское бюро Энергоремонт» (ЗАО «ЦКБ Энергоремонт»)

2 ВНЕСЕН Комиссией по техническому регулированию НП «ИНВЭЛ»

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом НП «ИНВЭЛ» от 17.12.2009 № 90

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

СОДЕРЖАНИЕ

Турбогенераторы единой серии ТВФ
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 единой серии ТВФ, 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 единой серии ТВФ в целом в процессе ремонта и после ремонта;

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

- распространяется на капитальный ремонт турбогенераторов единой серии ТВФ;

- 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 10-88 Нутромеры микрометрические. Технические условия

ГОСТ 166-89 Штангенциркули. Технические условия

ГОСТ 427-75 Линейки измерительные металлические. Технические требования

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

ГОСТ 577-68 Индикаторы часового типа с ценой деления 0,01 мм. Технические условия

ГОСТ 6507-90 Микрометры. Технические условия

ГОСТ 8026-92 Линейки поверочные. Технические условия

ГОСТ 8925-68 Щупы плоские для станочных приспособлений. Конструкция

ГОСТ 9378-93 Образцы шероховатости поверхности (сравнения). Общие технические условия

ГОСТ 10905-86 Плиты поверочные и разметочные. Технические условия

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 25706-83 Лупы. Типы, основные параметры. Общие технические требования

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

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 70238424.29.160.20.001-2009 Турбогенераторы. Общие технические условия на капитальный ремонт. Нормы и требования

СТО 17330282.27.010.001-2008 Электроэнергетика. Термины и определения

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 термины по Федеральному закону РФ от 27.12.2002 № 184-ФЗ «О техническом регулировании», 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.

3.1.8 эксплуатирующая организация: Организация, имеющая в собственности, хозяйственном ведении имущество электростанции, осуществляющая в отношении этого имущества права и обязанности, необходимые для ведения деятельности по безопасному производству электрической и тепловой энергии в соответствии с действующим законодательством.

3.1.9 оценка соответствия: Прямое или косвенное определение соблюдения требований к объекту оценки соответствия.

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 со стандартом СТО 70238424.29.160.02.001-2009.

4.4 Требования настоящего стандарта, кроме капитального, 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 Группа турбогенераторов единой серии ТВФ включает турбогенераторы ТВФ-63-2Е и ТВФ-110-2Е. Последние выпускались в нескольких модификациях: ТВФ-110-2ЕУЗ, ТВФ-110-2ЕТЗ, ТВФ-110-2ЕПУЗ, отличающихся друг от друга в основном конструкцией ротора. Разрабатывались и выпускались турбогенераторы предприятием АО «Электросила» и заводом «Элсиб».

Общий вид турбогенератора единой серии ТВФ приведен на рисунке 5.1.

Основные характеристики и параметры турбогенераторов единой серии ТВФ приведены в табл. 5.1.

5.2 Стандарт разработан на основе конструкторской, нормативной и технической документации заводов-изготовителей.

1 - статор; 2 - щит наружный; 3 - обтекатель; 4 - ротор; 5 - уплотнение вала ротора; 6 - подшипник опорный; 7 - щеточный аппарат; 8 - газоохладитель; 9 - концевой вывод.

Рисунок 5.1 - Турбогенератор единой серии ТВФ

Таблица 5.1 - Основные характеристики и параметры турбогенераторов единой серии ТВФ

5.3 Турбогенераторы единой серии ТВФ предназначены для выработки электроэнергии при непосредственном соединении с паровыми турбинами на тепловых электростанциях. Турбогенераторы выполнены с непосредственным водородным охлаждением обмотки ротора и сердечника статора и косвенным водородным охлаждением обмотки статора.

Охлаждающий водород циркулирует в генераторе под действием вентиляторов, установленных на валу ротора и охлаждается горизонтальными газоохладителями, встроенными в корпус турбогенератора.

Корпус статора турбогенераторов газонепроницаемый, выполнен неразъемным и имеет внутри поперечные кольца жесткости для крепления сердечника.

Наружные щиты непосредственно объединены с внутренними щитами, к которым прикрепляются вентиляторные щиты (обтекатели). Разъем щитов расположен в горизонтальной плоскости. Вентиляторные щиты изолируются как от внешних щитов, так и половины щитов между собой.

В щитах и валу ротора предусмотрены каналы, по которым охлаждающий газ попадает в лобовые части обмотки ротора.

Для проникновения внутрь корпуса статора, не разбирая наружные щиты, в нижней его части предусмотрен люк, уплотненный резиновой прокладкой.

Сердечник статора собран на клиньях из сегментов электротехнической стали толщиной 0,5 мм, покрытых изолирующим лаком, и вдоль оси разделен вентиляционными каналами на пакеты.

Клинья сердечника статора приварены к поперечным кольцам корпуса статора.

В пазы сердечника статора уложены стержни статорной обмотки, изоляция стержней - термореактивная. Начала и концы обмотки выведены наружу через выводы.

Обмотка статора в пазах закреплена специальными встречными клиньями и гофрированными боковыми прокладками из полупроводящего стеклотекстолита. Лобовые части обмотки - корзиночного типа закреплены с помощью кронштейнов, колец, различных распорок и формующихся материалов с последующей запечкой.

Ротора изготовлены из цельных поковок специальной стали, обеспечивающей механическую прочность при всех режимах работы турбогенератора.

Обмотки роторов выполнены из полосовой меди с присадкой серебра и имеют непосредственное охлаждение водородом по схеме самовентиляции с забором газа из «воздушного» зазора машины.

Пазовые дюралюминиевые клинья, удерживающие обмотку в пазу, имеют заборные и выходные отверстия для охлаждающего газа, совпадающие с боковыми каналами, выполненными в катушках.

Лобовая часть витков обмотки охлаждается по двухструйной схеме водородом, поступающим из зон давления в щитах.

Контактные кольца «уменьшенного» диаметра установлены на валу за подшипником турбогенератора. Для охлаждения щеток и контактных колец имеется вентилятор, установленный между контактными кольцами.

Щеточно-контактный аппарат защищен открывающимся кожухом.

Роторные бандажи выполнены из немагнитной стали и имеют горячую посадку на бочке ротора. От осевых смещений бандажные кольца удерживаются гребенчатыми шпонками.

Лобовые части обмотки ротора изолированы от бандажных и центрирующих колец стеклотекстолитом.

Контроль теплового состояния обмотки и сердечника статора, а также охлаждающих сред производится термопреобразователями сопротивления.

Контроль теплового состояния обмотки ротора осуществляется по величине среднего сопротивления обмотки.

5.4 Наибольшие допустимые температуры отдельных узлов и охлаждающего газа турбогенераторов единой серии ТВФ при номинальных давлении и температуре охлаждающих сред приведены в табл. 5.2.

Таблица 5.2

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

6 Общие технические требования

6.1 Требования к метрологическому обеспечению ремонта, маркировке составных частей, крепежным и уплотнительным деталям, контактным соединениям, материалам и запасным частям, применяемым при ремонте, определяются в соответствии с требованиями раздела 6 СТО 70238424.29.160.20.001-2009.

Перечень рекомендуемых средств измерения приведен в приложении А. Допускается замена контрольного инструмента на инструмент класса точности не ниже класса точности инструмента, указанного в приложении А.

7 Требования к составным частям

Требования к составным частям, установленные в настоящем Стандарте, должны применяться совместно с соответствующими требованиями к составным частям СТО 70238424.29.160.20.001-2009 и СО 34.45-51.300-97 [1].

7.1 Составные части статора

Дефектацию и ремонт составных частей статора 1, щита наружного 2 и обтекателя 3 (см. рисунок 5.1) необходимо проводить в соответствии с картами 1 - 3.

Карта дефектации и ремонта 1

Статор поз. 1 рисунка 5.1

Количество на генератор, шт. - 1

Карта дефектации и ремонта 2

Щит наружный, поз. 2 рисунка 5.1

Количество на изделие, шт. - 2

Карта дефектации и ремонта 3

Обтекатель вентилятора поз. 3, рисунок 5.1

Количество на изделие, шт. - 2

7.2 Требования к отремонтированному статору

7.2.1 На поверхности статора (обмотке, сердечнике и корпусе) не должно быть загрязнений.

7.2.2 Защитное покрытие поверхности расточки активной стали электроизоляционной эмалью должно быть равномерным, без отслоений.

7.2.3 Статорная обмотка, соединительные и выводные шины должны быть покрыты электроизоляционной маслостойкой эмалью.

7.2.4 Увлажнение обмотки статора не допускается. Необходимость сушки устанавливается по руководящему документу, определяющему объемы и нормы испытаний электрооборудования [1].

7.2.5 Соединительные шпильки изоляционных накладок крепления лобовых частей статорной обмотки не должны касаться изоляции обмотки.

7.2.6 Не допускается более 10 % ослабленных средних клиньев, но не более трех подряд в одном пазу.

Концевые клинья и два к ним прилегающие с каждой стороны паза должны быть установлены плотно и иметь дополнительное крепление согласно требованиям конструкторской документации.

Пазы должны быть переуплотнены (переклинены), если количество ослабленных клиньев в них превышает допустимое.

7.2.7 Допустимый зазор в стыках клиньев - не более 3,0 мм, не чаще, чем через 10 клиньев. Допускается разновысотность клиньев в одном пазу не более 1,5 мм.

7.2.8 Для обеспечения плотности крепления обтекателя к щиту необходимо выполнить следующее: не применять повторно стопорные и пружинные шайбы, контролировать плотность затяжки каждого болта, дополнительно стопорить крепежные болты с помощью проволоки.

7.2.9 Пазы должны быть уплотнены прокладками из полупроводящего стеклотекстолита со стороны стенки паза, набегающей по направлению вращения ротора, если зазор между стенкой паза и стержнем для термореактивной изоляции 0,3 мм и более, для компаундированной изоляции 0,5 мм и более. Нижние стержни уплотняются при возможности доступа к ним. Длина неуплотненных частей стержня не должна превышать 50 мм при суммарной длине всех участков в пазу с увеличенным зазором не более 25 % длины активной стали.

7.3 Составные части ротора

Дефектацию и ремонт составных частей бандажного узла 1, контактных колец 2, вентилятора 3 (см. рисунок 7.1) необходимо проводить в соответствии с картами 4 - 11.

Нормы натягов бандажного узла и контактных колец приведены в таблицах 7.1 и 7.2

1 - бандажный узел; 2 - контактные кольца с токоподводом; 3 - вентилятор.

Рисунок 7.1 - Ротор турбогенератора единой серии ТВФ.

Карта дефектации и ремонта 4

Ротор поз. 4, рисунок 5.1

Количество на изделие, шт. - 1

7.4 Составные части бандажного узла ротора

Дефектацию и ремонт составных частей кольца бандажного 1, кольца центрирующего 2 и кольца пружинного (шпонки гребенчатой) 3 (см. рисунок 7.2 и 7.3) необходимо проводить в соответствии с картами 5 - 9.

Нормы натягов в деталях бандажного узла турбогенераторов единой серии ТВФ приведены в таблице 7.1 и 7.2.

Бандажный узел роторов ТВФ-63-2Е и ТВФ-110-2Е

1 - кольцо бандажное; 2 - кольцо центрирующее; 3 - кольцо пружинное.

Рисунок 7.2 - Бандажный узел ротора турбогенераторов единой серии ТВФ (вариант АО «Электросилы»).

Таблица 7.1 - Натяги в деталях бандажного узла турбогенераторов единой серии ТВФ

в миллиметрах

Бандажный узел роторов ТВФ-63-2Е и ТВФ-110-2Е

1 - кольцо бандажное; 2 - кольцо центрирующее; 3 - шпонка гребенчатая.

Рисунок 7.3 - Бандажный узел ротора турбогенераторов единой серии ТВФ (Вариант ОАО «Элсиб»)

Таблица 7.2 - Натяги в деталях бандажного узла турбогенераторов единой серии ТВФ

в миллиметрах

Карта дефектации и ремонта 5

Кольцо бандажное поз. 1 рисунков 7.2 и 7.3

Количество на изделие, шт. - 2

Карта дефектации и ремонта 6

Кольцо центрирующее поз. 2 рисунка 7.2

Количество на изделие, шт. - 2

Карта дефектации и ремонта 7

Кольцо центрирующее поз. 2 рисунка 7.3

Количество на изделие, шт. - 2

Карта дефектации и ремонта 8

Кольцо пружинное поз. 3 рисунка 7.2

Количество на изделие, шт. - 2

Карта дефектации и ремонта 9

Шпонка гребенчатая поз. 3 рисунка 7.3

Количество на изделие, шт. - 8

7.5 Требования к бандажному узлу ротора

7.5.1 При выполнения капитального ремонта ротора должны выполняться все требования, предъявляемые к бандажному узлу ротора, в соответствии с СО 153-34.45.513-07 [2] (разделы 1 - 2).

7.5.2 Обеспечить натяги, указанные в таблице 7.1 и 7.2

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

7.5.4 Поверхности бандажных колец (кроме посадочных) покрыть эмалью КО-983 или другим антикоррозионным покрытием с аналогичными свойствами.

7.6 Составные части узла контактных колец.

Дефектацию и ремонт составных частей узла: контактного кольца 1, токоведущих болтов 2, 3 и контактного винта 4 (см. рисунок 7.4) необходимо проводить в соответствии с картами 10 - 12.

Размеры и натяги узла контактных колец, а также моменты затяжки токоведущих болтов различных диаметров приведены в таблицах 7.3 - 7.4.

Контактные кольца и токоподвод роторов ТВФ-63-2Е и ТВФ-110-2Е

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

Рисунок 7.4 - Контактные кольца с токопроводом, поз. 2 рисунка 7.1

Таблица 7.3 - Размеры и натяги узла контактных колец

Карта дефектации и ремонта 10

Кольцо контактное поз. 1 рисунка 7.4

Количество на изделие, шт. - 2

Карта дефектации и ремонта 11

Болт токоведущий поз. 2 и 3 рисунка 7.4

Количество на изделие - по 2 шт.

Карта дефектации и ремонта 12

Винт контактный поз. 3 рисунка 7.4

Количество на изделие, шт. - 4

7.7 Требования к отремонтированным контактным кольцам

7.7.1 Радиальный зазор между винтом и изолирующей коробкой недопустим. Зазор устранить изоляционными прокладками, обеспечив натяг 0,2 мм.

7.7.2 Допуск радиального биения рабочей поверхности контактных колец относительно оси - 0,03 мм

7.7.3 Токоведущий болт затянуть моментом, указанным в табл. 7.4.

Винт контактный с метрической резьбой М20 затянуть с моментом 55 Н ∙ м (550 кг/см), но не более момента затяжки токоведущих болтов.

Таблица 7.4 - Моменты затяжки токоведущих болтов различных диаметров

7.8 Составные части вентилятора

Дефектацию и ремонт составных частей лопатка вентилятора (см. рисунок 7.5) необходимо проводить в соответствии с картой 13.

Величины натягов при посадке вентилятора приведены в таблице 7.5.

1 - лопатка вентилятора

Рисунок 7.5 - Вентилятор, поз. 3 рисунка 7.1

Таблица 7.5 - Величины натягов при посадке вентилятора

в миллиметрах

Карта дефектации и ремонта 13

Лопатка вентилятора поз. 1 рисунка 7.5

Количество на изделие, шт. - 2 комплекта.

7.9 Требования к отремонтированному вентилятору

7.9.1 Лопатки и шпильки конические устанавливать, строго соблюдая маркировку

7.9.2 Гайки корончатые не должны иметь трещин, должны быть затянуты до упора и застопорены шплинтами.

7.9.3 Натяг ступицы вентилятора на вал ротора в соответствии с таблицей 7.5.

7.9.4 На лопатках не допускаются следующие дефекты:

- «следы» от моделей или местные незаполнения контура более 2 мм и единичные наплывы металла высотой более 2 мм на необрабатываемых частях лопаток;

- одиночные поры и раковины диаметром и глубиной более 2 мм и сосредоточенные поры и раковины диаметром и глубиной более 1 мм на необрабатываемых частях лопаток;

- трещины и неслитины, распространяющиеся в глубь металла, в основном в местах перехода пера в основание лопатки;

- следы эрозионного износа игольчатой формы на набегающей кромке пера от воздействия паров и капель влаги и масла;

- механические забоины и сколы по кромке пера, превышающие 3 мм в глубину тела пера, а также деформации перьев лопаток, нанесенные посторонним предметом.

7.9.5 С помощью шлифовального круга удаляются дефекты, указанные в 7.9.4 настоящего Стандарта.

Выборки металла должны иметь плавный переход к основной поверхности, радиус перехода должен быть не менее 8 мм.

Наибольшая допустимая глубина выборок металла на рабочей поверхности лопаток (включая и место перехода пера в основание) в направлении, нормальном к поверхности, не должна превышать 6 мм. При этом местное утончение пера лопатки не должно превышать половины его толщины, указанной на чертеже, а общая площадь выбранного металла в любом сечений лопатки, параллельном ее основанию, не должна быть более 5 и 3 см соответственно для лопаток турбогенераторов АО «ЭЛСИБ» и АО «Электросила».

Глубина выборок металла в основании лопатки и в местах перехода набегающей и сбегающей кромок пера в основание не должна превышать 8 мм.

Поверхности выбранных участков обрабатываются с чистотой поверхности 5-го класса (R_z - 20 мкм), после чего проводится цветная дефектоскопия.

7.10 Составные части уплотнения вала турбогенератора

Дефектацию и ремонт составных частей корпуса уплотнения 1, вкладыша уплотнения 2, маслоуловителя 3 (см. рисунок 7.6) необходимо проводить в соответствии с картами 14 - 16.

1 - корпус уплотнения; 2 - вкладыш уплотнения; 3 - маслоуловитель

Рисунок 7.6 - Уплотнение вала турбогенераторов единой серии ТВФ, поз. 5 рисунка 5.1

Карта дефектации и ремонта 14

Корпус уплотнения поз. 1 рисунка 7.6

Количество на изделие, шт. - 2

Карта дефектации и ремонта 15

Вкладыш уплотнения поз. 2 рисунка 7.6

Количество на изделие, шт. – 2

Карта дефектации и ремонта 16

Маслоуловитель поз. 3 рис. 7.6

Количество на изделие, шт. - 2

7.11 Требования к отремонтированному уплотнению вала турбогенератора

Сопротивление изоляции корпуса уплотнения и маслоуловителя (сторона контактных колец), измеренное относительно наружного щита, при полностью собранных маслопроводах и при отсутствии контакта между вкладышем уплотнения и шейкой вала ротора должно быть не менее 1 МОм в соответствии с требованиями СО 34.45-51.300-97 [1].

7.12 Составные части подшипника опорного, щеточно-контактного аппарата и газоохладителей

Дефектацию и ремонт составных частей подшипника опорного 6, щеточно-контактного аппарата 7 и газоохладителей 8 турбогенератора единой серии ТВФ (см. рисунок 5.1) необходимо проводить в соответствии с картами 17 - 19.

Карта дефектации и ремонта 17

Подшипник поз. 6 рисунка

Количество на изделие, шт. - 1

А - плоскость разъема

7.13 Требования к отремонтированному подшипнику

7.13.1 Технические требования на зазоры, натяги и смещения между сопрягаемыми поверхностями составных частей подшипника и маслозащитных устройств, а также прилегание между ними должны соответствовать требованиям конструкторской документации.

7.13.2 Механические повреждения, расслаивания, набухания и подгары изоляционных деталей подшипника не допускаются.

7.13.3 Ослабленное крепление маслозащитных колец и маслозащитных устройств не допускается.

7.13.4 Трещины и непровары в корпусе подшипника и маслопроводах не допускаются.

7.13.5 Плоскости разъемов маслозащитных устройств должны совпадать с плоскостью разъема корпуса подшипника.

7.13.6 Сопротивление изоляции, измеренное относительно фундаментной плиты, при полностью собранных маслопроводах при отсутствии контакта между подшипником и шейкой вала ротора должно быть не менее 1 МОм в соответствии с требованиями СО 34.45-51.300-97 [1].

Карта дефектации и ремонта 18

Аппарат щеточно-контактный поз. 7 рисунка

Количество на изделие, шт. - 1

Карта дефектации и ремонта 19

Газоохладители, поз. 8 рисунка 5.1

Количество на изделие, шт. - 6

7.14 Требования к отремонтированному газоохладителю

7.14.1 На наружных поверхностях трубок, трубных досок и крышек газоохладителя не должно быть загрязнений, следов влаги и масла.

7.14.2 Внутренние поверхности крышек, соприкасающиеся с водой, покрыть водостойкой эмалью.

7.14.3 Наружные поверхности корпуса и крышек газоохладителя покрыть маслостойкой эмалью.

7.14.4 Техническое состояние отремонтированного газоохладителя должно соответствовать требованиям конструкторской документации завода - изготовителя. Испытание газоохладителя гидравлическим давлением - 0,834 МПа. (8,5 кгс/см²)

Карта дефектации и ремонта 20

Концевой вывод, поз 9. рисунка 5.1

Количество на изделие, шт. - 9 - 12

7.15 Требования к сборке и отремонтированному концевому выводу.

7.15.1 Собранный концевой вывод должен выдержать испытания на газоплотность избыточным давлением воздуха 0,5 МПа. Концевой вывод считается выдержавшим испытание, если при давлении 0,3 МПа падение давления не превышает 0,5 мм рт. ст/ч.

7.15.2 Фарфоровый изолятор до сборки должен выдержать электрические испытания напряжением промышленной частоты U = 39 кВ в течение 1 мин.

Изоляция концевого вывода в сборе должна выдерживать электрические испытания напряжением U = 28 кВ промышленной частоты.

7.15.3 Смещение оси стержня линейного вывода относительно оси изолятора не должно быть более 2 мм.

8 Требования к сборке и к отремонтированному турбогенератору.

Требования к сборке и к отремонтированному турбогенератору должны применяться в соответствии с СТО 70238424.29.160.20.001-2009 (раздел 8).

Установочные размеры при сборке турбогенераторов приведены на рисунке 8.1 - 8.2 и в таблице 8.1 - 8.2.

Рисунок 8.1

Таблица 8.1 - Установочные размеры при сборке турбогенератора

в миллиметрах

Таблица 8.2 - Зазоры между вентилятором и обтекателем

в миллиметрах

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 70238424.29.160.20.001-2009 (раздел 8, таблица 2), должно соответствовать требованиям руководящего документа, определяющего объемы и нормы испытаний электрооборудования.

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 8.3).

Таблица 8.3

9 Испытания и показатели качества отремонтированных турбогенераторов единой серии ТВФ.

Объёмы, методы испытаний и сравнения показателей качества отремонтированных турбогенераторов с их нормативными и доремонтными значениями определяются и производятся в соответствии с СТО 70238424.29.160.20.001-2009 (раздел 9).

10 Требования к обеспечению безопасности.

Требования к обеспечению безопасности определяются в соответствии с СТО 70238424.29.160.20.001-2009 (раздел 10).

11 Оценка соответствия

11.1 Оценка соответствия соблюдения технических требований, объема и методов дефектации, способов ремонта, методов контроля и испытаний к составным частям и турбогенераторам в целом нормам и требованиям настоящего Стандарта осуществляется в форме контроля в процессе ремонта и при приемке в эксплуатацию.

11.2 В процессе ремонта производится контроль за выполнением требований настоящего Стандарта к составным частям и турбогенераторам в целом при производстве ремонтных работ, выполнении технологических операций ремонта и поузловых испытаниях.

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

11.3 Результаты оценки соответствия характеризуются оценками качества отремонтированного турбогенератора и выполненных ремонтных работ.

11.4 Контроль соблюдения норм и требований настоящего Стандарта осуществляют органы (Департаменты, подразделения, службы), определяемые генерирующей компанией.

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

Приложение А
(рекомендуемое)

Перечень средств измерений

Таблица А.1

Библиография

[1] СО 34.45-51.300-97 (РД 34.45-51.300-97) Объем и нормы испытаний электрооборудования. Утверждены Департаментом науки и техники РАО «ЕЭС России» 8 мая 1997 г., издание VI, с изменениями и дополнениями по состоянию на 01.10.2006 (СО от 08.05.1997 № 34.45-51.300-97 (РД от 08.05.1997 № 34.4551.300-97).

[2] СО 153-34.45.513-07 Руководство по повышению надёжности эксплуатации бандажных узлов роторов турбогенераторов. Приложение 2 к Приказу ОАО РАО «ЕЭС России» от 05.04.2007 № 232.