Некоммерческое
Партнерство «Инновации в электроэнергетике»
СТАНДАРТ
ОРГАНИЗАЦИИ
СТО
70238424.29.160.20.010-2009
ТУРБОГЕНЕРАТОРЫ СЕРИИ Т3Ф
ГРУППОВЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ НА КАПИТАЛЬНЫЙ
РЕМОНТ.
НОРМЫ И ТРЕБОВАНИЯ
Дата
введения - 2009-08-03
Москва
2009
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».
Сведения о стандарте
1
РАЗРАБОТАН
Закрытым
акционерным обществом «Центральное конструкторское бюро Энергоремонт» (ЗАО
«ЦКБ Энергоремонт»)
2 ВНЕСЕН
Комиссией по
техническому регулированию НП «ИНВЭЛ»
3 УТВЕРЖДЁН
И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ
Приказом Некоммерческого
Партнерства «Инновации в электроэнергетике» от 07.07. 2009 № 39
- является нормативным документом, устанавливающим
технические нормы и требования к ремонту турбогенераторов серии Т3Ф,
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 Т3Ф с их
нормативными и доремонтными значениями;
- распространяется на капитальный ремонт турбогенераторов
серии Т3Ф;
- предназначен для применения генерирующими компаниями,
эксплуатирующими организациями на тепловых электростанциях, ремонтными и иными
организациями, осуществляющими ремонтное обслуживание оборудования
электростанций.
СТО 70238424.29.160.20.001-2009 Турбогенераторы. Общие
технические условия на капитальный ремонт. Нормы и требования
СТО
70238424.27.100.030-2009 Тепловые электрические станции. Ремонт и
техническое обслуживание оборудования, зданий и сооружений. Организация
производственных процессов. Нормы и требования
СТО
70238424.27.100.006-2008 Ремонт и техническое обслуживание оборудования,
зданий и сооружений электрических станций и сетей. Условия выполнения работ
подрядными организациями. 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.
3.1.1 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
В настоящем стандарте применены следующие обозначения и
сокращения
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
70238424.27.100.030.
Требования к ремонтному персоналу, гарантиям производителя
работ по ремонту установлены в СТО
70238424.27.100.006-2008.
4.2 Выполнение требований настоящего стандарта определяет
оценку качества отремонтированных турбогенераторов. Порядок проведения оценки
качества ремонта турбогенераторов устанавливается в соответствии с СТО
70238424.27.100.012-2008.
4.3 Настоящий стандарт применяется совместно со стандартом СТО
70238424.29.160.20.001.
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.
Рисунок 5.1 - Общий вид турбогенераторов серии Т3Ф
5.3 Турбогенераторы серии Т3Ф предназначены для выработки
электроэнергии при непосредственном соединении с паровыми турбинами на тепловых
электростанциях. Турбогенераторы выполнены с непосредственным воздушным
охлаждением обмотки ротора и сердечника статора и косвенным воздушным
охлаждением обмотки статора.
Охлаждающий воздух циркулирует в генераторе под действием
вентиляторов, установленных на валу ротора и охлаждается вертикальными
воздухоохладителями, встроенными в корпус турбогенератора.
Корпус статора образован поперечными стенками, внутри
которых расположен сердечник статора, перепускными трубами и наружной обшивкой.
Наружная обшивка имеет с внутренней стороны шумоизолирующее покрытие и
выполняет роль шумозащитного кожуха.
Сердечник статора, состоящий из сегментов электротехнической
стали толщиной 0,5 мм с низкими удельными потерями, собран на продольных рёбрах
статора и вдоль оси разделён вентиляционными каналами на пакеты. Пазы статора
прямоугольные, открытые. Торцевая зона сердечника статора защищена от потоков
рассеяния медными экранами, что позволяет расширить диапазон нагрузки при
работе генератора с потреблением реактивной мощности.
Обмотка статора трёхфазная, стержневая, двухслойная с
транспозицией проводников в пазовой части. Изоляция обмотки статора
термореактивная класса F, допустимые температуры по классу В.
Крепление лобовых частей обмотки статора осуществляется с
помощью кронштейнов и бандажных колец из стеклопластика, а также из
формирующихся материалов типа «препрег» 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 воздухом, проходящим по
вертикальным каналам выфрезерованными в катушках обмотки ротора, поступающим из
подпазовых каналов.
Изоляция обмотки ротора класса F, допустимые температуры по
классу В. В пазах обмотка ротора закреплена дюроалюминиевыми клиньями, в
лобовых частях - бандажными кольцами, изготовленными из немагнитной
коррозионностойкой стали.
Для предотвращения повреждения торцов бочки от воздействия
токов обратной последовательности под бандажными кольцами установлены
демпферные системы, состоящие из короткозамыкающих колец, выполненных из двух
слоёв медных сегментов, которые своими зубцами входят в обмоточные и
специальные пазы, выфрезерованные в больших зубцах ротора.
Опорный подшипник со стороны контактных колец выносной,
стоякового типа. Смазка подшипника осуществляется от масляной системы турбины.
Контроль теплового состояния обмотки и сердечника статора, а
также охлаждающих сред производится термопреобразователями сопротивления.
5.4 Наибольшие допустимые температуры отдельных узлов и
охлаждающего воздуха турбогенераторов серии Т3Ф при номинальных давлении и
температуре охлаждающих сред приведены в табл. 5.2.
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
70238424.29.160.20.001.
Требования к составным частям турбогенераторов,
установленные в настоящем стандарте, должны применяться совместно с
соответствующими требованиями к составным частям турбогенераторов,
установленными в СТО 70238424.29.160.20.001 и СО 34.45-51.300 [1].
В разделе требований к составным частям турбогенераторов
могут отсутствовать отдельные требования к составным частям турбогенераторов,
изготовленным заводами-изготовителями в индивидуальном, опытном исполнении.
7.1 Составные части статора
Дефектацию и ремонт составных
частей статора поз. 1, щита наружного поз. 2 и обтекателя поз. 3 (см. рисунок 5.1) необходимо проводить в соответствии
с картами 1 - 3.
Снижение сопротивления изоляции,
сосредоточенное свечение желтого и красного цвета, тление. Видимая корона при
нормальном напряжении в корпусной изоляции.
КИ,
Мегомметр на 2500 В
Сушка и ремонт корпусной изоляции и
полупроводящего покрытия
Нарушение герметичности узла концевых
выводов обмотки статора.
ВК,
Воздухоанализатор.
1. Подтягивание крепежных деталей
Испытание герметичности узла концевых
выводов обмотки статора проводится в соответствии с СО 34.45-51.300 [1].
2. Замена прокладок между фланцами
концевых выводов и выводной плитой.
ИК
Манометр.
3. Замена прокладок между корпусом
статора и выводной плитой.
Часы
4 Замена имеющих трещины фарфоровых
изоляторов или наружной рубашки (цилиндра).
-
Нарушение защитного покрытия обмотки
статора, соединительных и выводных шин.
ВК,
Термометр шкала 0 - 100 °С
1. Очистка
1. Поверхность защитного покрытия
обмотки статора, соединительных и выводных шин должна быть ровной, без
отслаиваний и подтеков.
ИК,
Амперметр
2. Покрытие двумя слоями эмали ГФ-92ХС
КИ
Вольтметр
Ваттметр
Частотомер
2. Обмотку статора испытать в
соответствии с СО 34.45-51.300 [1].
-
Обрыв термопреобразователей с
соединительными проводами.
КИ
Мегомметр на 1000 В
1. Пайка припоем ПОС-40
Сопротивление изоляции должно быть не
менее 1,0 Мом.
2. Замена проводки теплоконтроля
-
Пониженное сопротивление изоляции
термопреобразователей с соединительными проводами.
КИ
Мегомметр на 500 В
Замена термопреобразователя и (или)
провода термопреобразователя
Сопротивление изоляции должно быть не
менее 1,0 Мом.
И
Ослабление плотности крепления обмотки
статора по высоте паза.
ВК
ТО, по изменению звука при простукивании
молотком массой 0,2 - 0,4 кг, по смещению «от руки»
Переклиновка с установкой под клин
дополнительных прокладок
1. Допускается не более 10 % ослабленных
клиньев в средней части статора.
2. Допускается разновысотность клиньев в
одном пазу, но не более 1,5 мм.
И
Ослабление плотности крепления обмотки
статора по ширине паза.
ВК,
Набор уплотнительных ножей
Переклиновка паза с установкой между
стенкой паза и стороной стержня, набегающей по направлению вращения ротора,
дополнительной прокладки.
Зазор между стенкой паза и стержнем
должен быть не более 0,3 мм.
ИК
-
Повреждения в зоне расточки статора:
попадание масла, посторонних предметов механические повреждения, перегрев
поверхности. Ослабление крепления вентиляционных распорок. Занос продуктов
коррозии. Ослабление прессовки. Выкрашивание сегментов, в т.ч. трещины
отдельных сегментов.
ТО,
Испытание методом кольцевого
намагничивания и вихревыми токами
Восстановление работоспособности
активной стали в зависимости от характера повреждений
Не допускается
ВК,
ИК,
-
Фреттинг-коррозия внешняя поверхность
активной стали статора.
ТО
-
Устранить причины возникновения коррозии
(вибрация, ослабления крепления и др.)
Не допускается фреттинг-коррозия.
-
Увеличение сопротивления постоянному
току фазы обмотки статора.
ИК
Метод амперметра- вольтметра
Устранить участки с плохим контактом,
нарушенной пайкой
ИК Измерение
(закрепить на поверхности Б корпус уплотнения и замерить щупом зазор между торцами)
Щуп набор № 2 Образцы шероховатости поверхности
(рабочие)
Дообработка
Шероховатость поверхности Г - Rz ≤
40 мкм. Неплоскостность (излом) не более 0,2 мм.
В,
Трещины
ВК
-
Замена лопаток
Трещины не допускаются
Г
Д,
Забоины, задиры, включая канавки под
уплотняющий шнур.
ВК
Линейка поверочная. ШД-1-630.
1. Очистка.
Шероховатость поверхности не более Rа = 50 мкм.
Е
Образцы шероховатости.
2. Запиловка.
Плита поверочная Ш-1-630×400.
3. Шабровка.
Ж
Нарушениелакокрасочного покрытия
ВК
-
1. Очистка.
Поверхность покрытия должна быть ровной,
допускаются отдельные неровности, связанные с состоянием окрашиваемой
поверхности до окраски. Высохшая плёнка не должна иметь отлива.
2. Покраска двумя слоями эмали МС-226.
З
Износ
ВК
Образцы шероховатости поверхности
(рабочие)
1. Оттяжка ножей, проточка
1. Шероховатость - Rz < 40 мкм.
ИК
Нутромер
НМ 75-600
2. Замена ножей
И
Сопротивление изоляции между соседними
деталями менее 1 МОм.
КИ
Мегомметр 1000 В.
1. Очистка изоляционных деталей.
Сопротивление изоляции между щитом
наружным и соседними деталями, измеренное мегаомметром 1000 В, должно быть не
менее 1,0 МОм.
2. Замена изоляционных деталей.
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 [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.
7.3 Составные части ротора
Дефектацию и ремонт составных частей бандажного узла поз. 1,
контактных колец поз. 2, вентилятора 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.
Дефектацию и ремонт составных частей бандажного узла поз. 1,
кольца упорного поз. 2 и кольца пружинного поз. 3 (см. рисунок 7.2) необходимо проводить в соответствии с картами 4 - 6.
Нормы натягов в деталях бандажного узла турбогенераторов
серии Т3Ф приведены в таблице 7.1.
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 (разделы 1 - 2) [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 КО855 или другим антикоррозионным покрытием с аналогичными свойствами.
7.6 Составные части узла контактных колец.
Дефектацию и ремонт составных частей контактного кольца поз.
1, токоведущего болта поз. 2, 3 и контактного винта поз. 4 (см. рис. 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.
Контактные кольца и токоподвод роторов Т3ФГ-63-2; Т3ФП-110-2
и Т3ФП-160-2
Допустимое нарушение серебряного
покрытия не более 10 % площади контактной поверхности
ИК,
В
Нарушение резьбовой поверхности более
одного витка. Забоины, задиры, подломы, выкрашивания и срывы резьбы,
коррозионные изъявления рабочей части резьбы на длине более одного витка
Трещины, забоины, эрозия на глубину более 10 % от
толщины лопатки.
ВК
Лупа
Ремонт с заменой лопаток.
Работа вентилятора с трещинами, забоинами и эрозией
более 10 % от толщины лопатки не допускается.
Цветная
дефектоскопия
7.9 Требования к отремонтированному вентилятору
7.9.1 Лопатки вентилятора устанавливать, строго соблюдая
маркировку
7.9.2 Натяг ступицы вентилятора на вал ротора в соответствии
с таблицей 7.4.
7.10 Составные части подшипника опорного, щеточно-контактного
аппарата и воздухоохладителей
Дефектацию и ремонт составных частей подшипника опорного
поз. 6, щеточно-контактного аппарата поз. 7 и воздухоохладителей поз. 8
турбогенератора серии Т3Ф (см. рисунок 5.1)
необходимо проводить в соответствии с картами 11
- 16.
Рабочая поверхность баббитового слоя вкладыша должна
быть чистой, блестящей, без посторонних включений и следов структурных
изменений.
ИК
Дефектоскоп ультразвуковой ДУК-11.
2. Перезаливка
2. Трещины, задиры, отслаивания от основы не
допускаются.
УЗД
Штангенциркуль ШЦ-I-125-0,10
3. Проточка
3. На поверхности баббитового слоя не допускаются
газовые раковины, одиночные поры и выкрашивания диаметром более 2 мм и
глубиной 1 мм. Допускаются кольцевые царапины глубиной не более 0,5 мм,
шириной до 1,5 мм в количестве не более пяти на вкладыш
Метод
керосиновой пробы
4. Шабрение
4. Шероховатость поверхности Rа ≤ 2,5 мкм
5. Отсутствие пятен керосина после 24 часов
керосиновой пробы.
В,
Д
Износ рабочей поверхности вкладыша
ИК
Щуп
1. Наплавка
1. Рабочая поверхность баббитового слоя вкладыша
должна быть чистой, блестящей, без посторонних включений и следов структурных
изменений.
Набор № 2
2. Перезаливка
2. На поверхности баббитового слоя вкладыша не
допускаются газовые раковины, одиночные поры, и выкрашивания диаметром более
2 мм и глубиной 1 мм. Допускаются кольцевые царапины глубиной не более 0,5
мм, шириной до 1,5 мм в количестве не более пяти на вкладыш.
1. После шабрения должно быть не менее
10 точек касания на площади 25×25 мм
2. Шабрение
2. Шероховатость поверхности Ra ≤ 50 мкм
3. Допуск плоскостности поверхности 0,1
мм на длине 1000 мм
Б
Нарушение герметичности сварных швов
бака аварийной смазки
ВК
Сварка. Электрод марка УОНИИ- 13/45, тип
Э42А, ГОСТ
9467
Отсутствие пятен керосина после 24 часов
керосиновой пробы
Метод керосиновой пробы
В
Нарушение герметичности бака аварийной
смазки
КИ
МанометрМ 0,6 МПа-1
Сварка. Электрод марка УОНИИ- 13/45, тип
Э42А, ГОСТ
9467
Испытать гидравлическим давлением 0,3
МПа (3 кгс/см2) в течении 10 мин. При испытании не должно
наблюдаться снижения испытательного давления или течи воды.
Гидравлические
испытания
-
Сопротивление изоляции бака аварийной
смазки менее 1,0 Мом, пористость,
КИ
Мегомметр 1000 В
1. Очистка изоляционных деталей.
Сопротивление изоляции бака аварийной
смазки должно быть не менее 1,0 МОм
2. Замена изоляционных деталей
-
Расслаивание, трещины, подгары
прокладок, трубок, изоляционных шайб и колец
Неплотное прилегание сопрягаемых
поверхностей крышки и стояка подшипника
ИК
Щуп. Набор № 2
Шабрение поверхностей разъема крышки и
стояка
1. После шабрения должно быть не менее
10 точек касания на площади 25×25 мм.
Плита поверочная Ш-I-630×400
2. Шероховатость поверхности Ra ≤ 3,2 мкм
-
Неплотное прилегание сопрягаемых
поверхностей вкладыша и стояка подшипника
ИК
Щуп. Набор № 2
1. Проверка по краске сферической
поверхности вкладыша.
1. После шабрения должно быть не менее
10 точек касания на площади 25×25 мм.
Образцы шероховатости поверхности
2. Шабровка сферической поверхности
вкладыша и стояка
2. Шероховатость поверхности Ra ≤ 3,2 мкм
-
Отклонение зазора между вкладышем и
крышкой подшипника от допустимых значений
ИК
Щуп. Набор № 2
1. Шабрение разъемов вкладыша
1. После шабрения должно быть не менее
10 точек касания на площади 25×25 мм.
Снятие
свинцового оттиска по разъему крышки и стояка подшипника
Плита поверочная Ш-I- 630×400
2. Шабрение поверхностей сопряжения
крышки и стояка
2. Шероховатость поверхности Ra ≤ 3,2 мкм
Штангенциркуль ШЦ-1-125-0,10
3. Зазор между крышкой и вкладышем
подшипника должен быть 0,02 - 0,19 мм.
7.11 Требования к сборке и отремонтированному подшипнику
7.11.1 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.
7.11.2 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.
7.11.3 Зазоры при сборке подшипника генератора не должны
превышать значений, приведенных в таблице 7.8.
7.11.4 Вкладыш подшипника при затянутых
болтах крышки, должен проворачиваться на угол от 5 до 10° в любом направлении
от приложенного момента от 60 до 90 кГм.
7.11.5 Сопротивление изоляции термопреобразователя
сопротивления, установленного во вкладыше подшипника, измеренное мегаомметром
500 В, должно быть не менее 0,5 МОм.
7.11.6 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.
7.11.7 Затяжка крепежных деталей
подшипника должна производиться усилием руки, при этом повреждение изоляционных
деталей недопустимо.
Нарушение крепления токоведущего провода
в теле щетки, наличие цветов побежалости на проводниках
ВК
-
Замена щетки
-
В
Повреждения корпуса щеткодержателя
(деформация, задиры, забоины на внутренней поверхности, оплавления и т.п.)
ИК
Штангенциркуль ШЦ-П1-125-0,1
1. Правка корпуса щеткодержателя
1. Размеры корпуса должны
соответствовать требованию рабочей документации.
Щупы. Набор № 2
2. Опиловка, пригонка и доводка
внутренней поверхности щеткодержателя
2. Заусенцы, задиры и острые кромки на
внутренней поверхности щеткодержателя не допускаются
ВК
Лупа ЛП-4∙10х
3. Замена щеткодержателя
3. Шероховатость поверхности Ra ≤ 2,0 мкм
Образцы шероховатости поверхности
(рабочие)
4. Двусторонний зазор «а» между
внутренней поверхностью щеткодержателя и боковой поверхностью щетки должен
быть в пределах 0,1 - 0,4 мм
5. Перемещение щетки в щеткодержателе
должно быть свободным, без заеданий
Г
Неравномерный износ, единичные нарушения
рабочей поверхности щетки (риски, царапины, эрозия и т.п.), износ щетки до
длины не менее 25 мм. Трещины, сколы и выкрашивание более чем 10 % рабочей
поверхности щетки.
ВК,
Лупа ЛП-4∙10х
1. Притирка рабочей поверхности щетки по
рабочей поверхности контактного кольца
1. «Зеркальный» натир должен быть не
менее чем на 90 % рабочей поверхности щетки
Установочные осевые размеры при сборке турбогенератора, мм
Измеряемая
величина
Сторона
турбины
Сторона
контактных колец
расчетная
фактическая
расчетная
фактическая
L1
22
± 3
-
12
± 3
-
L2
16
± 3
-
6
± 3
-
L3
13
± 2
-
3
± 2
-
L4
2
± 1
-
2
± 1
-
L5
55
± 3
-
45
± 3
-
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, воздухоохладителей, щитов и
других составных частей, перед закрытием смотровых люков необходимо
дополнительно проверить закрепление деталей и отсутствие посторонних предметов
на собранных и собираемых составных частях и составить акт закрытия
турбогенератора.
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
(раздел 8, таблица 2), 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).
2. Опорный
подшипник (вал ротора) ст. контактных колец
вертикальная
фаза
град.
вибросмещ.
мкм
поперечная
фаза
град.
вибросмещ.
мкм
Примечание: 1-ая
критическая частота вращения должна быть зафиксирована и занесена в графу
частота вращения. В таблице столбец параметров 1-ой критической скорости приведен
произвольно.
* При замере фазы вибрации
должно быть отмечено в примечании положение нулевой точки отсчета фазы
относительно оси полюсов ротора генератора;
** Измерения вибрации
опорных подшипников турбогенератора фиксируется в колонках, отмеченных (**),
в процессе проведения испытаний автомата безопасности турбины для оценки
состояния посадочных натягов бандажных колец на бочку ротора.
***
Факт наличия развитой трещины вала ротора обнаруживается в процессе останова
или пуска генератора по всплеску вибрации (поперечное и вертикальное
направления) опорных подшипников, при частоте вращения ротора от 200 до 400
об/мин.
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 (раздел
9).
Номенклатура базовых составляющих показателей качества, с
которыми следует соотносить соответствие фактических показателей качества
отремонтированного турбогенератора приведена в таблице 9.1 (раздел 9) СТО
70238424.29.160.20.001.
Нормативные значения показателей качества для конкретных
турбогенераторов приведены в требованиях таблиц 5.1; 5.2; и 7.2; поз. 7.11.4, 7.13.6 настоящего стандарта, ГОСТ
533, ГОСТ
25364 и СО 34.45-51.300 [1].
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 за соблюдением норм и требований настоящего стандарта
осуществляют органы (Департаменты, подразделения, службы), определяемые
генерирующей компанией.
11.5 Контроль за соблюдением норм и требований настоящего
стандарта осуществляется по правилам и в порядке, установленном генерирующей
компанией