ТУРБОГЕНЕРАТОРЫ СЕРИИ ТГВ

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 серии ТГВ 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 утвержденного Приказом ОАО РАО «ЕЭС России» № 275 от 23.04.2007 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 № 91

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

СОДЕРЖАНИЕ

Турбогенераторы серии ТГВ
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 ТГВ, 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 ТГВ с их нормативными и доремонтными значениями;

- распространяется на капитальный ремонт турбогенераторов серии ТГВ (кроме турбогенератора типа ТГВ-25);

- 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 533-2000 Машины электрические вращающиеся. Турбогенераторы. Общие 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 9467-75 Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки конструкционных и теплоустойчивых сталей. Типы

ГОСТ 9696-82 Индикаторы многооборотные с ценой деления 0,001 и 0,002 мм. 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

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

СТО 17330282.27.010.001-2008 Электроэнергетика. Термины и определения

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

СТО 17330282.27.100.006-2008 Ремонт и техническое обслуживание оборудования, зданий и сооружений электрических станций и сетей. Условия выполнения работ подрядными организациями. Нормы и требования

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

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 Тепловые и гидравлические станции. Методики оценки качества ремонта энергетического оборудования.

4.3 Настоящий стандарт применяется совместно с СТО 70238424.29.160.20.009-2009.

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 стандарта на ремонт 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.

5.2 Группа турбогенераторов серии ТГВ включает турбогенераторы ТГВ-200, ТГВ-200М, ТГВ-220-2П, ТГВ-300, ТГВ-500.

Общий вид турбогенераторов серии ТГВ приведен на рисунке 5.1, 5.2, 5.3.

Основные характеристики и параметры турбогенераторов серии ТГВ приведены в таблице 5.1

1 - статор; 2 - щит наружный; 3 - обтекатель внутренний; 4 - ротор; 5 - уплотнение вала ротора;
6 - подшипник; 7 - щеточный аппарат; 8 - газоохладитель; 9 - вывод концевой; 10 - маслоуловитель.

Рисунок 5.1 - Турбогенераторы ТГВ-200, ТГВ-200М и ТГВ-220П

1 - статор; 2 - щит наружный; 4 - ротор; 5 - уплотнение вала ротора; 6 - подшипник;
7 - щеточный аппарат; 8 - газоохладитель; 9 - концевой вывод; 10 - маслоуловитель.

Рисунок 5.2 - Турбогенератор ТГВ-300

1 - статор; 2 - щит наружный; 3 - щиток направляющий; 4 - ротор; 5 - уплотнение вала ротора;
6 - подшипник; 7 - щеточный аппарат; 8 - газоохладитель; 9 - вывод концевой; 10 - маслоуловитель.

Рисунок 5.3 - Турбогенераторы ТГВ-500

Таблица 5.1 - Основные характеристики и параметры турбогенераторов серии ТГВ

5.3 Турбогенераторы серии ТГВ предназначены для выработки электроэнергии при непосредственном соединении с паровыми турбинами на тепловой электростанциях. Турбогенераторы серии ТГВ (кроме ТГВ-500) выполнены с непосредственным водородным охлаждением обмотки ротора и сердечника статора. Турбогенератор ТГВ-500 имеет водяное охлаждение обмотки ротора и непосредственное водородное сердечника статора.

Обмотки статора выполнены с непосредственным водородным (турбогенераторы ТГВ-200 и ТГВ-300) или водяным (турбогенераторы ТГВ-200М, ТГВ-220-2П, ТГВ-500) охлаждением обмотки статора.

Охлаждающий водород циркулирует в генераторе под действием вентиляторов (компрессоров), установленных на валу ротора и охлаждается газоохладителями, встроенными в корпус генератора. Газоохладители набраны из латунных трубок, на наружной поверхности которых закреплены спирали из медной проволоки.

Исполнение турбогенераторов горизонтальное, закрытое.

Неразъемный корпус статора (средняя часть) состоит из систем поперечных рам, связанных между собой трубами, продольными брусьями и ребрами. Обшивка корпуса статора сварная, газонепроницаемая.

Корпус статора с торцов закрыт щитами, имеющими разъем по горизонтали.

Сердечник статора состоит из отдельных пакетов, собранных из штампованных и изолированных лаком сегментов электротехнической стали толщиной 0,5 мм. Пакеты разделены между собой распорками, образующими вентиляционные каналы (кроме турбогенератора ТГВ-300, где пакеты разделены стеклотекстолитовыми сегментами).

Пазы сердечника статора - открытые. Обмотка статора двухслойная стержневая, корзиночного типа. Изоляция обмотки статора в подавляющем числе случаев термореактивная. Обмотка в пазах закреплена клиньями.

Ротор изготовлен из цельной поковки высококачественной стали. В средней части поковки выфрезерованы пазы, в которые уложена обмотка возбуждения. Обмотка концентрическая катушечного типа. Проводники обмотки выполнены из корытообразных проводников (кроме турбогенератора ТГВ-500, где проводники, охлаждаемые водой, имеют круглые каналы). Корпусной изоляцией обмотки ротора служит стеклотекстолитовая гильза, а витковой - стеклотекстолитовые прокладки. Обмотка на роторе удерживается дюралюминиевыми клиньями.

Бандажные кольца ротора выполнены из немагнитной аустенитной стали и имеют одну горячую посадку на бочку ротора.

Контактные кольца насажены в горячем состоянии на промежуточную втулку, изолированную от колец, кольца вынесены за подшипник и заключены в кожух, в котором расположен аппарат щеткодержателя, предназначенный для подачи тока на обмотку ротора турбогенератора.

В наружных щитах расположены подшипники скольжения и масляные уплотнения вала.

Подшипники турбогенератора состоят из вкладыша подшипника и обоймы. Вкладыши подшипников - литые, стальные, с баббитовой заливкой. Смазка подшипников принудительная, под давлением, от масляной системы турбины.

На турбогенераторах серии ТГВ устанавливаются масляные уплотнения вала кольцевого или торцевого типа.

5.4 Наибольшие допустимые температуры отдельных узлов и охлаждающего газа турбогенераторов серии ТГВ при номинальных давлениях и температурах охлаждающих сред приведены в таблице 5.2.

Таблица 5.2

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

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, определяются в соответствии с требованиями раздела 6 СТО 70238424.29.160.20.009-2009.

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, установленными в СТО 70238424.29.160.20.009-2009.

7.1 Составные части статора

Дефектацию и ремонт составных частей статора поз. 1, (см. рисунок 5.1 - 5.3) необходимо проводить в соответствии с картами 1 - 3.

Карта дефектации и ремонта 1

Статор поз. 1 рисунков 5.1 - 5.3

Количество на генератор, шт. - 1

а) Обмотка статора с газовым охлаждением.

б) Обмотка статора с водяным охлаждением

Карта дефектации и ремонта 2

Щит наружный, поз. 2 рисунков 5.1 - 5.3

Количество на изделие, шт. - 2

Карта дефектации и ремонта 3

Обтекатель внутренний поз. 3 рисунков 5.1 - 5.2

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 СО 34.45-51.300-97 [1], утвержденного ОАО РАО «ЕЭС России».

7.2.5 Соединительные шпильки изоляционные, установленные взамен прокладок 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.

7.3 Составные части ротора

Дефектацию и ремонт составных частей бандажного узла поз. 1, вентилятора поз. 2, контактных колец поз. 3, и обмотки ротора поз. 4 (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 - компрессор; 3 - контактные кольца с токоподводом,
4 - обмотка ротора; 5 - вентилятор.

а) Ротора турбогенераторов ТГВ-200, ТГВ-200М

1 - бандажный узел; 2 - компрессор; 3 - контактные кольца с токоподводом, 4 - обмотка ротора.

б) Ротор турбогенераторов, ТГВ-300

1 - бандажный узел; 2 - вентилятор; 3 - контактные кольца с токоподводом, 4 - обмотка ротора.

в) Ротор турбогенератора ТГВ-500-2

Рисунок 7.1 Ротора турбогенераторов серии ТГВ

Карта дефектации и ремонта 4

Ротор поз. 4 рисунков 5.1 - 5.3

Количество на изделие, шт. - 1

а) Ротор ТГВ-200 (ТГВ-200М, ТГВ-220П)

б) Ротор ТГВ-300

в) Ротор ТГВ-500

7.4 Составные части бандажного узла ротора

Дефектацию и ремонт составных частей бандажного узла поз. 1 и сегмент (шпонка) поз. 3 (см. рисунок 7.2) необходимо проводить в соответствии с картами 5 - 6.

Бандажный узел консольного исполнения ТГВ-200.

Бандажный узел ТГВ-300.

Бандажный узел ТГВ-500.

1 - кольцо бандажное; 2 - сегмент (шпонка); 3 - осевой вентилятор.

Рисунок 7.2 - Бандажный узел ротора, поз. 1 рисунок 7.1.

Нормы натягов в деталях бандажного узла турбогенераторов серии ТГВ приведены в таблицах 7.1 согласно рисунку 7.3.

Рисунок 7.3 - Бандажный узел роторов серии ТГВ

Таблица 7.1 - Натяги в деталях бандажного узла турбогенераторов серии ТГВ

Карта дефектации и ремонта 5

Узел бандажный поз. 1 рисунка 7.2

Количество на изделие, шт. - 2

а) Узел бандажный ротора ТГВ-200 и ТГВ-300

б) Узел бандажный ротора ТГВ-220-2 ПУЗ

в) Узел бандажный ротора ТГВ-500

Карта дефектации и ремонта 6

Сегмент (шпонка) поз. 2 на рисунке 7.2

Количество на изделие, шт. - 18

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 (разделы 1 - 2) [2].

7.5.2 Обеспечить натяги, указанные в таблице 7.1.

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

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

7.5.5 После сборки бандажного узла проводить дублирующий контроль состояния посадочных натягов в соответствии с СО 153-34.45.513-07 [2] (Приложение Б).

7.6 Составные части контактного кольца

Дефектацию и ремонт составных частей контактного кольца поз. 1, токоведущего болта поз. 2, 3 и контактного винта поз. 4 (см. рисунок 7.3) необходимо проводить в соответствии с картами 7 - 9.

Размеры и натяги узла контактных колец, а также моменты затяжки токоведущих болтов различных диаметров приведены в таблицах 7.2 - 7.3.

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

Рисунок 7.3 - Контактные кольца с токопроводом, поз. 3 рисунка 7.1

Таблица 7.2 - Размеры и натяги узла контактных колец.

размеры в миллиметрах

Карта дефектации и ремонта 7

Кольцо контактное поз. 1 рисунка 7.3

Количество на изделие, шт. - 2

Карта дефектации и ремонта 8

Болт токоведущий поз. 2 и 4 рисунка 7.3

Количество на изделие, шт. (поз. 2, 4 - 4)

Карта дефектации и ремонта 9

Винт контактный поз. 3 рисунка 7.3

Количество на изделие, шт. - 8

7.7 Требования к сборке и 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 - 0,015 мм.

7.7.3 Токоведущий болт затянуть моментом, указанным в таблице 7.3.

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

Таблица 7.3 - Моменты затяжки токоведущих болтов различных диаметров

7.8 Составные части вентилятора и компрессора

Дефектацию и ремонт составных частей вентилятора - лопатки и ступицы (см. рисунок 7.4) необходимо проводить в соответствии с картами 10 - 11.

1 - лопатка вентилятора, 2 - ступица вентилятора

Рисунок 7.4 - Вентиляторы центробежные и осевые, поз. 2 рисунка 7.1

Карта дефектации и ремонта 10

Лопатка вентилятора поз. 1 рисунка 7.4

Количество на изделие,   шт. - 1 комплект - для ротора ТГВ-200 (ТГВ-200М)

                                                 шт. - 2 комплекта - для ротора ТГВ-500

Лопатки осевых вентиляторов

 

Карта дефектации и ремонта 11

Ступица вентилятора поз. 2 рисунка 7.4

Количество на изделие, шт. - 1 для ротора ТГВ-200 (ТГВ-200М).

                                          шт. - 2 - для ротора ТГВ-500

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 требованиями документации завода-изготовителя.

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

7.9.5 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.

7.9.6 С помощью шлифовального круга удаляются дефекты, указанные в п. 7.9.4 и 7.9.5 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 3 см².

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 (Rz - 20 мкм), после чего проводится цветная дефектоскопия.

7.10 Составные части уплотнение вала турбогенератора

Дефектацию и ремонт составных частей корпуса уплотнения поз. 1 и вкладыша уплотнения (кольцо уплотнительное) поз. 2 (см. рисунок 7.5) необходимо проводить в соответствии с картами 12 - 13.

1 - корпус уплотнения (обойма); 2 - вкладыш уплотнения.

а) Кольцевое уплотнение

1 - корпус уплотнения (обойма); 2 - вкладыш уплотнения.

б) Торцевое уплотнение

Рисунок 7.5 - Уплотнения генератора, поз. 5 рисунка 5.1

Карта дефектации и ремонта 12

Корпус уплотнения (обойма) поз. 1 рисунка 7.5

Количество на изделие, шт. - 2

а) Для торцевых уплотнений

б) Для кольцевых уплотнений

Карта дефектации и ремонта 13

Вкладыш уплотнения (обойма) поз. рисунка 7.5

Количество на изделие, шт. - 2

а) Вкладыш торцевого уплотнения.

б) Вкладыш кольцевого уплотнения

7.11 Требования к отремонтированному уплотнению вала турбогенератора

7.11.1 Осевые зазоры, определяющие возможность перемещения вкладыша в корпусе, должны соответствовать требованиям формуляра разработчика конструкторской документации в течение всего периода эксплуатации турбогенератора. При нарушении зазоров из-за периодического ремонта упорного диска работоспособность уплотнения должна быть восстановлена за счет восстановления паспортных значений осевых зазоров путем замены изношенных деталей или их модернизации.

7.11.2 Технические требования на, смещения между сопрягаемыми поверхностями составных частей уплотнения водорода и маслозащитных устройств, а также прилегание между ними должны соответствовать требованиям конструкторской документации.

7.11.3 Торцовое биение привалочной поверхности наружного щита (в месте установки корпуса уплотнения) относительно оси вращения вала ротора - 1,0 мм. При необходимости дообработать:

- привалочную поверхность наружного щита;

- с «обратным уклоном» торцовую поверхность корпуса уплотнения.

7.11.4 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], утвержденного ОАО РАО «ЕЭС России».

7.11.5 Нарушение сопрягаемых поверхностей и отклонение размеров от заводского исполнения стопорной планки и упора, предназначенного для предотвращения проворачивания вкладыша в тангенциальном направлении, не допускается. Для устранения износа этих поверхностей рекомендуется модернизация шпоночного узла с установкой шарикоподшипника.

7.12 Составные части подшипника опорного, щеточно-контактного аппарата газоохладителей, концевому выводу и маслоуловителю.

Дефектацию и ремонт составных частей подшипника опорного поз. 6, щеточно-контактного аппарата поз. 7, газоохладителей поз. 8, концевому выводу поз. 9 и маслоуловителю поз. 10 турбогенератора серии ТГВ (см. рисунок 5.1) необходимо проводить в соответствии с картами 14 - 20.

Карта дефектации и ремонта 14

Корпус подшипника поз. 1 рисунков 7-6

Количество на изделие, шт. - 2

Карта дефектации и ремонта 15

Обойма поз. 2 рисунков 7-6

Количество на изделие, шт. - 2

Карта дефектации и ремонта 16

Вкладыш подшипника поз. 3 рисунков 7-6

Количество на изделие, шт. - 2

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 градусов в любом направлении от приложенного момента от 60 до 90 кгс∙м.

7.13.4 Сопротивление изоляции термопреобразователя сопротивления, установленного во вкладыше подшипника, измеренное мегаомметром 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 мегаомметром 1000 В, должно не менее 1 Мом.

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

Карта дефектации и ремонта 17

Аппарат щеточно-контактный поз. 7 рисунка 5.3

Количество на изделие, шт. - 1

Карта дефектации и ремонта 18

Газоохладители, поз. 8 рисунка 5.3

а) Газоохладитель ТГВ-200, ТГВ-200М (Количество на изделие, шт. - 2)

б) Газоохладитель ТГВ-300 (Количество на изделие, шт. - 3)

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.

7.14.5 Затяжка крепежных деталей газоохладителя должна производиться усилием руки до усадки резины на величину от 15 до 35 процентов.

7.14.6 Испытать газоохладитель гидравлическим давлением 0,785 МПа (8 кгс/см²). При испытании не должно наблюдаться снижение испытательного давления или течи воды.

Карта дефектации и ремонта 19

Концевой вывод, поз. 9. рисунков 5.1 - 5.3

Количество на изделие, шт. - 9 - 12

 

7.15 Требования к сборке и отремонтированному концевому выводу.

7.15.1 Стержень концевого вывода должен выдержать испытания на прочность и герметичность водой при давлении 2450 кПа в течение 1 ч. Течи не допускаются.

7.15.2 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.

7.15.3 Изоляция концевого вывода должна выдержать электрические испытания напряжением промышленной частоты U = 70 кВ в течение 1 мин.

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

Карта дефектации и ремонта 20

Маслоуловитель поз. 10 рисунков 5.1 - 5.3

Количество на изделие, шт. - 2

а) ТГВ-200, ТГВ-200М и ТГВ-300

б) ТГВ-500

7.16 Требования к сборке и отремонтированному маслоуловителю.

7.16.1 Технические требования на смещения между сопрягаемыми поверхностями составных частей уплотнения водорода и маслозащитных устройств, а также прилегание между ними должны соответствовать требованиям конструкторской документации.

7.16.2 Сопротивление изоляции маслоуловителя, измеренное мегаомметром 1000 В, должно быть не менее 1,0 Мом.

8 Требования к сборке и к отремонтированному турбогенератору

Требования к сборке и к отремонтированному турбогенератору должны применяться в соответствии с требованиями раздела 8 СТО 70238424.29.160.20.009-2009.

Установочные размеры при сборке турбогенераторов приведены на рисунках 8.1 - 8.2 и в таблицах 8.1 - 8.2.

Рисунок 8.1

Таблица 8.1 - Установочные размеры при сборке турбогенератора

размеры в миллиметрах

Рисунок 8.2. - Зазор между вентилятором и обтекателем

Таблица 8.2 - Зазоры между вентилятором и обтекателем

Установка щитов генератора (для т/г ТГВ-500)

Рисунок 8.3 - Зазоры между вентилятором, диффузором и щитами

Рисунок 8.4 - Схема замера зазоров

Таблица 8.3

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

8.2 К сборке допускаются составные части, удовлетворяющие требованиям 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, закрепленных 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 70238424.29.160.20.009-2009 (раздел 8, таблица 2), должно соответствовать требованиям СО 34.45-51.300-97 [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 ТГВ

Объемы, методы испытаний и сравнения показателей качества отремонтированных турбогенераторов с их нормативными и доремонтными значениями определяются и производятся в соответствии с требованиями раздела 9 СТО 70238424.29.160.20.009-2009.

10 Требования к обеспечению безопасности

Требования к обеспечению безопасности определяются в соответствии с требованиями раздела 10 СТО 70238424.29.160.20.009-2009.

11 Оценка соответствия

11.1 Оценка соответствия соблюдения технических требований, объема и методов дефектации, способов ремонта, методов контроля и испытаний к составным частям и турбогенератора 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 турбогенератора в целом при производстве ремонтных работ, выполнении технологических операций ремонта и поузловых испытаний.

При приемке в эксплуатацию отремонтированного турбогенератора следует производить контроль результатов приемо-сдаточных испытаний, работы в период подконтрольной эксплуатации, показателей качества, установленных оценок качества отремонтированного турбогенератора 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 Объем и нормы испытаний электрооборудования

[2] СО 153-34.45.513-07 Руководство по повышению надежности эксплуатации бандажных узлов роторов турбогенераторов