Руководство по повышению надежности эксплуатации бандажных узлов роторов турбогенератор

Приложение
2

к
приказу ОАО РАО «ЕЭС России»

от
05.04.2007 № 232

РОССИЙСКОЕ
АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ «ЕЭС РОССИИ»

РУКОВОДСТВО

ПО
ПОВЫШЕНИЮ НАДЕЖНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ БАНДАЖНЫХ УЗЛОВ РОТОРОВ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ

РАЗРАБОТАНО

Департаментом технического
аудита и генеральной инспекции ОАО РАО «ЕЭС России»;

Филиалом Открытого акционерного
общества “Научно-технический центр электроэнергетики” – ВНИИЭ (Филиал ОАО
“НТЦ электроэнергетики” – ВНИИЭ)

Открытым акционерным обществом
«ЦКБ Энергоремонт» (ОАО «ЦКБ Энергоремонт»);

Центральным
ремонтно-механический заводом Открытого акционерного общества энергетики и
электрификации «Мосэнерго» (ЦРМЗ филиал ОАО «Мосэнерго»).

Открытым акционерным обществом
«Силовые машины» филиал «Электросила» (ОАО «Силовые машины» филиал
«Электросила»).

ИСПОЛНИТЕЛИ

В.Ю. Аврух, П.Р. Должанский,
М.Ю. Львов, Ю.И. Медведев, В.А.Пикульский, Е.П. Силина, И.З. Штилерман

УТВЕРЖДЕНО

Приказ ОАО РАО «ЕЭС России» от
05.04.2007 № 232

Введение

В Руководстве
по повышению надежности эксплуатации бандажных узлов роторов турбогенераторов
приведены требования технического и организационного характера по оценке
технического состояния и повышению надежности бандажных узлов роторов
отечественных турбогенераторов всех типов.

Руководство
предназначено для применения эксплуатирующими, ремонтными, специализированными
организациями, выполняющими эксплуатационное, ремонтное и диагностическое
обслуживание турбогенераторов.

1.
Контроль технического состояния бандажных узлов роторов турбогенераторов и
технические требования к их составным частям и турбогенератору в период его
эксплуатации, простоя и ремонта.

1.1.
Общие положения.

1.1.1
Контроль технического состояния бандажных узлов роторов турбогенераторов
осуществляется с целью повышения надежности эксплуатации турбогенераторов и
предотвращения аварий, приводящих к разрушению оборудования и создающих угрозу
жизни и здоровью персонала ТЭС.

1.1.2
Зарождение дефектов, развитие которых приводит к повреждению и разрушению
бандажных узлов роторов турбогенераторов, обусловлено нарушением условий
эксплуатации турбогенераторов, регламентированных ГОСТ-533-2000 [1],
склонностью немагнитных аустенитных сталей (из которых выполнено основное
количество бандажных колец) к коррозионному растрескиванию, нарушением
технологии снятия и насадки бандажных колец при ремонтах, недостаточностью или
ослаблением посадочных натягов бандажных колец. В приложении А изложены
факторы, влияющие на надежность бандажных узлов, причины зарождения и развития
дефектов бандажных узлов, мероприятия, позволяющие повысить надежность
эксплуатации турбогенераторов.

1.1.3
Контроль технического состояния бандажных узлов роторов турбогенераторов
вследствие отсутствия технических средств, позволяющих в полной мере выявлять
дефекты и повреждения деталей бандажного узла в процессе эксплуатации и
ремонтного обслуживания без демонтажа бандажного узла, осуществляется на основе
комплекса мер, включающего:

— контроль за
режимами работы и условиями эксплуатации турбогенераторов;

— контроль в
период проведения ремонтов без демонтажа бандажных узлов;

— контроль в
период проведения ремонтов с демонтажом (в том числе профилактическим)
бандажных узлов.

1.2.
Контроль технического состояния бандажных узлов в процессе работы, в периоды
простоя турбогенератора, а также при хранении роторов и бандажных колец.

1.2.1 Оценка
технического состояния бандажных узлов в процессе работы осуществляется на
основании контроля и анализа условий эксплуатации и режимов работы
турбогенераторов.

1.2.2. Для
обеспечения нормальных условий эксплуатации бандажных узлов роторов
турбогенераторов с бандажными кольцами из коррозионно-нестойких и
коррозионно-стойких сталей должно быть обеспечено:


герметичность обмотки статора, нормальная работа уплотнительных узлов
воздухоохладителей, газоохладителей и водоподводов к обмоткам и другим узлам
генераторов, не допускающие попадание влаги в активную зону генератора;


предотвращение попадания масла в корпус генератора, а также выполнение норм ПТЭ
[2] в части отсутствия воды в эксплуатационном турбинном масле, подаваемом в
систему маслоснабжения водородных уплотнений;

— применение
для осушки водорода (воздуха в генераторах, переведенных на воздушное
охлаждение) установки осушки, обеспечивающие температуру точки росы (влажность)
водорода (воздуха) в корпусе генератора при рабочем давлении ниже, чем
температура воды на входе в газоохладитель, но не выше 15 °С.

1.2.3 На
турбогенераторах с водяным охлаждением обмотки ротора, полным водяным
охлаждением и полным воздушным охлаждением должно быть обеспечено выполнение
заводских норм влажности. Временная установка коррозионно-нестойких бандажных
колец на этих генераторах допускается по согласованию с заводами-изготовителями
на срок не более двух лет.

1.2.4 При
нарушении указанных в п.п. 1.2.2 и 1.2.3 положений, производится внеочередной
профилактический осмотр со снятием бандажных колец и вспомогательных элементов
бандажных узлов в ближайший ремонт с выводом ротора турбогенератора, но не
позднее, чем через 5-6 лет эксплуатации.

1.2.5 На
турбогенераторах Т3В, ТВМ и ТГВ-500 не допускается работа с протечками в
системе водяного охлаждения обмотки ротора длительностью более 48 часов. На
турбогенераторах ТВМ не допускается работа с протечками в системе водяного
охлаждения маслоразделительного цилиндра длительностью более 48 часов.

1.2.6 При
нарушениях указанных в п.1.2.5 положений, а также при больших (со срабатыванием
системы УЖИ) протечках в системе водяного охлаждения обмотки статора
производится внеочередной профилактический осмотр со снятием бандажных колец и
вспомогательных элементов бандажных узлов в ближайший ремонт с выводом ротора,
но не позднее чем через:

12 месяцев
после возникновения протечки на роторах с коррозионно-нестойкими бандажными
кольцами;

2 года после
возникновения протечки на роторах с коррозионно-стойкими и титановыми кольцами.

1.2.7 При
работе турбогенераторов с любой конструкцией бандажных узлов в несимметричных
режимах с продолжительностью и перегрузками выше допустимых производится
внеочередной профилактический осмотр со снятием бандажных колец и
вспомогательных элементов бандажных узлов в ближайший ремонт с выводом ротора,
но не позднее, чем в следующие сроки:

Не позднее,
чем через 2 года в случаях:

— длительной
работы с несимметричной нагрузкой при токах обратной последовательности превышали
12 % значения номинального тока статора для роторов с косвенным охлаждением
обмотки ротора и 10 % для роторов с непосредственным охлаждением обмотки
ротора;


кратковременной работы в несимметричных режимах с  более:

а) 30 с — при
косвенном охлаждении обмотки ротора;

б) 15 с — при
непосредственном охлаждении обмотки ротора для турбогенераторов мощностью до
150 МВт;

в) 8 с — при
непосредственном охлаждении обмотки ротора для турбогенераторов мощностью до
800 МВт;

г) 6 с — при
непосредственном охлаждении обмотки ротора для турбогенераторов мощностью свыше
800 МВт.

Не позднее,
чем через 6 месяцев, в случаях:

— длительной
работы с несимметричной нагрузкой при токах обратной последовательности
превышали 20 % значения номинального тока статора для роторов с косвенным
охлаждением обмотки ротора и 15 % для роторов с непосредственным охлаждением
обмотки ротора;


кратковременной работы в несимметричных режимах с  более:

а) 60 с — при
косвенном охлаждении обмотки ротора;

б) 30 с — при
непосредственном охлаждении обмотки ротора для турбогенераторов мощностью до
150 МВт;

в) 16 с — при
непосредственном охлаждении обмотки ротора для турбогенераторов мощностью до
800 МВт;

г) 12 с — при
непосредственном охлаждении обмотки ротора для турбогенераторов мощностью свыше
800 МВт.

1.2.8 В
процессе эксплуатации осуществляется контроль за вибрационным состоянием
генераторных подшипников в соответствии с ГОСТ 25364-97 [3]. Нестабильное
вибрационное состояние ротора (не обусловленное нарушениями в системе
вентиляции и охлаждения, причинами электрического характера — витковыми
замыканиями в его обмотке и т. п.) является косвенным признаком недостаточных
посадочных натягов и развития трещин в элементах бандажного узла двухпосадочной
конструкции. При этом нестабильное состояние ротора проявляется в виде
изменения (увеличения) преимущественно кососимметричной составляющей вибрации
генераторных подшипников на рабочей скорости вращения и изменения (увеличения)
амплитуд вибрации на критических оборотах ротора генератора. Форма фазовых и
амплитудных ветвей скоростных характеристик подшипников в этих случаях
соответствует наличию дисбаланса, локализованного у одной из балансировочных
поверхностей ротора турбогенератора.

1.2.9 При
остановах турбогенераторов, а также в период хранения роторов и бандажных колец
из коррозионно-нестойкой стали принимаются меры к созданию условий, исключающих
возможность конденсации влаги на поверхности бандажных колец.

1.2.10 При
нарушении указанных в п. 1.2.9 положений во время остановов турбогенераторов
производится внеочередной профилактический осмотр со снятием бандажных колец и
вспомогательных элементов бандажных узлов в ближайший ремонт с выводом ротора
турбогенератора, но не позднее, чем через 4-5 лет эксплуатации.

1.2.11 При
нарушении указанных в п. 1.2.9 положений во время хранения производится
внеочередной профилактический осмотр со снятием бандажных колец и
вспомогательных элементов бандажных узлов перед заводкой ротора в статор
турбогенератора.

1.2.12 При
нарушении указанных в п. 1.2.9 положений во время хранения бандажных колец
выполняется контроль бандажных колец в соответствии с п.п. 1.4.8-1.4.11
настоящего Руководства перед насадкой на ротор.

1.3.
Контроль технического состояния бандажных узлов в период проведения ремонтов с
выводом ротора без демонтажа бандажных узлов.

1.3.1
Выполнить анализ эксплуатационной документации за период времени с предыдущего
контроля технического состояния бандажных узлов. При выявлении нарушений,
указанных в п.п. 1.2.2, 1.2.3, 1.2.5, 1.2.7 следует произвести внеочередной
профилактический осмотр со снятием бандажных колец и вспомогательных элементов
бандажных узлов.

Характерными
признаками работы турбогенератора в несимметричных режимах с продолжительностью
и перегрузками выше допустимых являются кольцевые полосы вспучивания краски и
изменения цвета ротора, а также кольцевые набрызги дюралюминия по расточке
статора в зонах напротив стыков пазовых клиньев ротора.

1.3.2
Произвести осмотр бандажных колец, гаек крепления бандажных колец и других
вспомогательных элементов бандажных узлов, центрирующих колец, поверхности
зубцов бочки ротора и крайних клиньев ротора в зоне носика бандажных колец,
зубцов звездочки вала ротора в местах посадки центрирующих колец, болтов
крепления центробежных вентиляторов, лобовых частей и элементов их крепления,
вентиляционных зубцов роторов с двухпосадочной конструкцией бандажного узла.

Осмотр
производится специалистами лабораторий металлов электростанций, генерирующих
компаний и специализированных ремонтных предприятий.

1.3.3
Осматриваемые зоны очистить от грязи, масла и др.

Внешний
осмотр бандажных колец и вспомогательных элементов бандажного узла следует
производить в доступных местах с использованием лупы ЛИП-3-10 ГОСТ 25706-83
[4], а в особо подозрительных местах – металлографического микроскопа ММУ-1
ГОСТ 8074-72 [5]. Бандажные кольца из коррозионно-нестойкой стали, покрытые
защитной антикоррозионной эмалью, осматриваются в местах повреждения эмалевого
покрытия, а также на сомнительных участках, которые должны быть специально
зачищены от эмали. Особенно тщательно необходимо осматривать поверхности торцов
бандажных колец, вентиляционных отверстий, замкового соединения составных
бандажных колец.

1.3.4 При
внешнем осмотре участков вала ротора, перечисленных в п. 1.3.2, особое внимание
обращать на наличие цветов побежалости и подгаров, участков контактной
коррозии, а также усталостных трещин на вентиляционных зубцах ротора и
эластичных элементах центрирующего кольца. При обнаружении подгаров необходимо
путем измерения твердости по ГОСТ 22761-77 [6] установить наличие на этих
участках закаленных зон, которыми следует считать участки с твердостью выше
340…360 НВ.

Осмотр
вентиляционных зубцов вала ротора производить после демонтажа упорных планок
центрирующих колец и зачистки поверхности типа «ласточкин хвост». В
подозрительных случаях (наличие повреждений типа контактной коррозии)
произвести повторную зачистку и цветную дефектоскопию. Выявленные трещины
полностью удалить в соответствии с п. 2.1.14 настоящего Руководства.

Осмотр
лобовых частей обмотки ротора и элементов их крепления рекомендуется
производить с использованием гибких эндоскопов.

1.3.5. При
выявлении коррозионных, коррозионно-усталостных трещин или подгаров на
бандажных кольцах, усталостных трещин, подгаров или подкаленных зон на
центрирующих кольцах или на осматриваемых участках вала ротора, ослабления
лобовых частей обмотки, а также при обнаружении взаимных осевых смещений
элементов бандажного узла, неустранимых без снятия бандажных колец, произвести
разборку бандажного узла со снятием бандажных колец и осуществить внеочередную
ревизию бандажного узла.

1.3.61)
На турбогенераторах с двухпосадочной конструкцией бандажных узлов, в первую
очередь типов ТВ и ТВ2, целесообразно выполнить оценку изменения посадочного
натяга бандажного кольца на бочку ротора в соответствии с методикой,
приведенной в приложении Б. При выявлении уменьшения посадочного натяга ниже
нижней границы допуска на величину более 0,1 мм бандажный узел разобрать для
внеочередной ревизии бандажного узла с демонтажем и восстановления нормативного
значения посадочного натяга. При восстановлении натяга выполнять дублирующий
контроль посадочных натягов в соответствии с приложением В.

1.3.71)
Выполнить ультразвуковую дефектоскопию бандажных колец в соответствии с ГОСТ
12503-75 [7] и методикой, приведенной в приложении В. При выявлении
отражателей, имеющих амплитуду отраженного сигнала превышающую браковочный
уровень или нескольких отражателей (3 и более) с амплитудами отраженных сигналов
в диапазоне браковочный – контрольный уровень, выполнить демонтаж бандажного
узла и провести осмотр, дефектоскопию поверхности бандажного кольца и удаление
выявленных дефектов в соответствии с п.п. 1.4.4-1.4.11. Решение о демонтаже
бандажного узла принимается техническим руководством ТЭС на основании
заключения о результатах ультразвуковой дефектоскопии.

_________________________

1)
Отмеченные пункты носят рекомендательный характер. Решение о необходимости
выполнения работ принимает технический руководитель ТЭС.

Все
выявленные ультразвуковой дефектоскопией отражатели с амплитудой сигнала,
превышающий контрольный уровень, отметить в формуляре (приведен в приложении Г)
для последующего сравнения с результатами поверхностной дефектоскопии при
снятии бандажного кольца, а также с результатами повторной ультразвуковой
дефектоскопии при последующих ремонтах.

Ультразвуковая
дефектоскопия выполняется специалистами по неразрушающему контролю, прошедшими
обучение и аттестацию в специализированной организации согласно EN 473-2000 [8] и (или) ПБ 03-440-02 [9] и имеющие
квалификационный уровень не ниже 2-го.

1.4.
Контроль технического состояния бандажных узлов в период проведения капитальных
ремонтов с демонтажем бандажных узлов.

1.4.1
Очистить от грязи, масла и выполнить внешний визуальный осмотр бандажных колец
и вспомогательных элементов бандажных узлов до их демонтажа с использованием
лупы ЛИП-3-10 ГОСТ 25706-83 [4]. Осмотр выполняется специалистами по ремонту
турбогенераторов с привлечением специалистов лаборатории металлов
электростанции и (или) ремонтного предприятия.

Осмотр
производится с целью выявления оплавлений, подгаров и трещин на наружных
поверхностях бандажных колец и вспомогательных элементов бандажных узлов, а
также выявления взаимных смещений деталей узла.

Выявленные
дефекты отмечаются на поверхности деталей бандажного узла для последующего
удаления. В тех случаях, когда величина дефектов заведомо превышает допустимые
значения, соответствующие элементы бандажных узлов подлежат замене без
проведения дальнейшей дефектоскопии.

1.4.21)
На турбогенераторах с двухпосадочной конструкцией бандажных узлов, в первую
очередь ТВ и ТВ2, рекомендуется до проведения демонтажа выполнить оценку
изменения посадочного натяга бандажного кольца на бочку ротора в соответствии с
методикой, приведенной в приложении Б. При выявлении уменьшения посадочного
натяга ниже нижней границы допуска на величину более 0,1 мм принять меры по
восстановлению нормативного значения посадочного натяга. Изоляционные прокладки
под носик бандажного кольца должны изготавливаться из стеклотекстолита ГОСТ
12652-74 [10] в условиях завода-изготовителя турбогенераторов или ремонтного
предприятия, быть запеченными и откалиброванными по толщине. Использование
изоляционных прокладок из миканита и стеклоленты не допускается. При
восстановлении натяга выполнять дублирующий контроль посадочных натягов в
соответствии с приложением Б.

1.4.31)
До проведения демонтажа рекомендуется выполнить ультразвуковую дефектоскопию
бандажных колец в соответствии с методикой, приведенной в приложении В.

Выявленные
отражатели с амплитудой сигнала, превышающий контрольный уровень отмечаются в
формуляре, приведенном в приложении Г.

1.4.4
Выполнить разборку бандажного узла. Операции по снятию бандажных колец
необходимо производить в соответствии с документацией завода-изготовителя или
ремонтного предприятия. Индукционный нагрев бандажного кольца должен
производиться до температуры 200 — 250 °С (если иная не указана в инструкции
завода-изготовителя), которую необходимо измерять не менее, чем тремя
проградуированными термопарами вдоль верхней зоны кольца. Допускаются
бесконтактные методы контроля температуры. Бандажные кольца должны быть
маркированы путем нанесения риски глубиной 1,5-2 мм с зашлифованными краями на
тыльную часть.

Бандажные
кольца в двухпосадочном исполнении бандажного узла, как правило, снимаются без
центрирующих колец.

Бандажные
кольца в консольном бандажном узле, как правило, снимаются в сборе с упорными
(центрирующими) кольцами.

В консольных
бандажных узлах некоторых турбогенераторов (ТВВ-200-2 и ТВВ-320-2) допускается
снятие бандажных колец без упорных (центрирующими), которые должны быть при
этом зафиксированы в осевом и радиальном направлениях, например, расклинены на
валу по внутренней поверхности.

1.4.5
Выполнить очистку бандажных колец и вспомогательных элементов бандажного узла
от грязи, масла и эмали до чистого металла ветошью и шлифовальной шкуркой
(зерно не грубее №40).

1.4.6
Проверить соответствие чертежам бандажного узла натягов бандажных колец на
бочку ротора и центрирующие кольца. Диаметры посадочных поверхностей на валу и
бочке ротора следует измерять по двум взаимно перпендикулярным осям, а диаметры
бандажных и центрирующих колец – по четырем осям. По длине посадочных
поверхностей измерения производятся в трех плоскостях.

По
результатам измерений вычисляются величины натягов и сравниваются с заводскими
данными и данными предыдущих измерений.

При наличии
отклонений по величине натягов и форме бандажных и центрирующих колец способы
восстанавливания натягов или замену элементов бандажного узла согласовать с фирмой-изготовителем турбогенератора или ОАО
«ЦКБ Энергоремонт».

В случае
снижения посадочных натягов бандажного кольца на бочку ротора (в двухпосадочных
конструкциях бандажных узлов), выявленных результатами измерений по п. 1.4.2
(не обусловленных изменением диаметров, замеренных по п. 1.4.6) вносятся
уточнения в расчет толщины изоляционной прокладки.

1.4.71)
Повторно выполнить ультразвуковой контроль бандажных колец в соответствии с
ГОСТ 12503-75 [7] и методикой, приведенной в приложении В. Результаты контроля
занести в формуляр (приложение Г) и сравнить с результатами контроля по п.
1.4.3. При сравнении обратить внимание на повторяемость отраженных сигналов,
выделить зоны, в которых амплитуда отраженного сигнала уменьшилась
(предположительно, в них могут находиться трещины, которые «закрылись» в связи
со снятием посадочных напряжений) и зоны, в которых амплитуда отраженного
сигнала осталась неизменной.

При
дальнейшей ревизии результаты УЗК необходимо сравнить с результатами осмотра и
дефектоскопии поверхностными методами и занести в формуляр данные о характере
выявленных при УЗК дефектов: трещины, язвины, участки с отсутствием видимых и
выявляемых при поверхностной дефектоскопии дефектов, отражение ультразвуковых
волн от которых может быть связано со структурной неоднородностью металла
(карбидной неоднородностью, размером зерна и др.). Особо отметить участки, на
которых при осмотре и поверхностной дефектоскопии были выявлены дефекты, не
отмеченные по результатам УЗК.

1.4.8
Выполнить визуальный осмотр, с использованием лупы ЛИП-3-10, всех поверхностей
бандажных колец и вспомогательных элементов бандажных узлов, зубцов бочки
ротора и пазовых клиньев в зоне посадки бандажных колец. Все выявленные дефекты
отметить на поверхности бандажного узла.

При осмотре
следует учитывать, что наиболее часто встречаются следующие дефекты.

На бандажных
кольцах:

— язвины
контактной коррозии, коррозионные и коррозионно-усталостные трещины на
посадочных поверхностях двухпосадочных бандажных колец;

— язвины
точечной коррозии и коррозионные трещины, которые могут поражать любой участок
поверхности бандажного кольца или вспомогательного элемента, но чаще всего
выявляются на внутренней поверхности в местах наиболее вероятной конденсации влаги
(по местам стыков сегментов подбандажной изоляции, в резьбовых соединениях, по
границам контакта с зубцами ротора);

— дефекты
термического происхождения – подгары, оплавления, «паукообразные» трещины на
внутренней поверхности, вследствие коротких замыканий и длительных
несимметричных режимов;

— дефекты в
виде точечных повреждений электроконтактного происхождения, выявляемые на
посадочных на бочку ротора поверхностях однопосадочных бандажных колец, как
правило, расположенные по краям гребенки демпферных сегментов.

На валу
ротора:

— язвины
контактной коррозии, подгары и подкаленные зоны на посадочной поверхности
зубцов, трещины и сколы заплечиков головок малых зубцов, ослабление плотности
посадки концевых пазовых клиньев обмотки ротора, обусловленные недостаточностью
посадочных натягов бандажных колец на бочку ротора.

1.4.9
Произвести удаление всех выявленных по п.п. 1.4.1, 1.4.7 и 1.4.8 дефектов,
руководствуясь положениями раздела 2 настоящего Руководства. При удалении
дефектов необходимо учитывать, что:

— под
язвинами, подгарами и оплавлениями бандажных колец и вспомогательных элементов
бандажных узлов, как правило имеются трещины;

— на
подкаленных поверхностях зубцов ротора могут развиваться усталостные трещины в
процессе эксплуатации генератора.

Полноту удаления
дефектов бандажных колец и вспомогательных элементов бандажных узлов
контролировать с применением лупы кратностью 7-10. Полноту удаления подкалов на
поверхности зубцов ротора контролировать металлографическим методом, травлением
10%-ным раствором азотной кислоты в этиловом спирте (см. п. 1.4.10) или
измерением твердости по ГОСТ 22761-77 [6]. Участки, имеющие твердость выше
340…360 по Бринеллю (Виккерсу) свидетельствуют о наличии подкала.

1.4.10 После
удаления выявленных дефектов произвести дефектоскопию всей поверхности
бандажных колец и вспомогательных элементов бандажных узлов. Применяемые для
дефектоскопии методы должны обеспечивать выявление трещин шириной раскрытия 1-2
мкм. Предпочтительно применять капиллярные методы по ГОСТ 18442-80 [11], РД 153-34.1-17.461-00
[15], ПНАЭ Г-7-018-89 [12], ОСТ 108.004-101-80 [13] (приложение Д).

Применение
других методов дефектоскопии допускается в сочетании с металлографическим
контролем. Металлографические шлифы травить 10 — 15 %-ным раствором азотной
кислоты в этиловом спирте. Участок травления ограничить пластилином, надежно
предотвратить растекание раствора за пределы шлифа. Продолжительность травления
не более 5 минут. После травления участок нейтрализовать 10 %-ным раствором
соды, тщательно промыть водой и просушить. Для просмотра шлифов использовать
микроскоп типа ММУ-1 или лупы кратностью 20-30. По окончании
металлографического контроля поверхность шлифов зачистить до полного удаления
следов травления (зернистость последней шкурки № 3-5).

1.4.11
Произвести удаление дефектов, выявленных при дефектоскопии всей поверхности (п.
1.4.10). Полноту удаления дефектов контролировать в соответствии с п. 1.4.10.

Все
выявленные и устраненные дефекты отметить в формуляре (приложение Е).

1.4.121)
На турбогенераторах с двухпосадочной конструкцией бандажных узлов, в первую
очередь типа ТВ и ТВ2, рекомендуется после насадки бандажного кольца выполнить
измерение посадочного натяга бандажного кольца на бочку ротора в соответствии с
методикой, приведенной в приложении Б. При выявлении уменьшения посадочного
натяга ниже нижней границы допуска на величину более 0,1 мм бандажный узел
разобрать для восстановления натяга. После восстановлении натяга выполнять
дублирующий контроль посадочных натягов в соответствии с приложением Б.

2.
Восстановление работоспособности бандажных узлов роторов.

2.1.
Объем и нормы ремонта бандажных узлов роторов турбогенераторов.

2.1.1
Настоящие объем и нормы ремонта распространяются на бандажные кольца и
вспомогательные элементы бандажных узлов, выполненные из немагнитных сталей.
Ремонт бандажных колец, выполненных из магнитных сталей, алюминиевых и
титановых сплавов, производится по техническим условиям или требованиям,
согласованным с фирмами-изготовителями или ОАО “ЦКБ Энергоремонт”.

2.1.2 Ремонт
бандажных колец, деталей бандажного узла, посадочных мест бочки ротора
выполняется специально обученным персоналом электростанций или ремонтных
предприятий под руководством специалистов лаборатории металлов.

2.1.3
Операции по снятию и насадке бандажных колец производятся в соответствии с
документацией завода-изготовителя или специализированного ремонтного
предприятия. Для снятия и насадки бандажных, центрирующих колец и накидных гаек
необходимо применять только индукционный нагрев. Следует исключить нагрев газовыми
и керосиновыми горелками, контроль нагрева оловом или оловянисто-свинцовым
припоем, применение различных смазочных материалов при сборке и разборке
конструкций с накидной гайкой, нанесение ударов по бандажным кольцам для
выравнивания перекосов и преодоления закусывания.

2.1.4
Устранение дефектов с поверхности бандажных колец может быть осуществлено в
зависимости от их количества и степени распространения, кольцевой проточкой
пораженной поверхности, местной зачисткой шлифовальным камнем или лепестковыми
кругами (зерно не грубее №40).

С помощью
шлифовального камня и лепестковыми кругами удаляются отдельные оплавления,
подгары, язвины, одиночные трещины, и небольшие группы трещин, а также
механические повреждения. Выборки должны иметь плавный переход к основной
поверхности. Полнота удаления дефектов контролируется в соответствии с п.п.
1.4.9 — 1.4.11.

2.1.5 Глубина
и площадь местных выборок на поверхности бандажного кольца не должны превышать
значений, указанных в таблице 2.1.

Таблица
2.1

Поверхность бандажного
кольца

Мощность
турбогенератора

Глубина местной
выборки, мм

Площадь местных
выборок, мм2

на один дефект

суммарная на одну
поверхность

Посадочные

до 120 МВт включительно

4

1000

4000

более 120 МВт

3

1000

3000

Непосадочные

до 120 МВт включительно

6

4000

20000

более 120 МВт

4,5

4000

10000

Торцевые

до 120 МВт включительно

5

4000

10000

более 120 МВт

4

4000

10000

2.1.6 Общая
проточка бандажного кольца производится для удаления сетки коррозионных трещин.

Наибольшая
допустимая суммарная глубина общей проточки на сторону (относительно размеров,
указанных па чертежах заводов-изготовителей) не должна превышать значений,
указанных в таблице 2.2.

Таблица
2.2

Поверхность
бандажного кольца

Мощность и тип
турбогенератора

Глубина общей
проточки на сторону, (мм)

Посадочная на бочку ротора

серии ТГВ

до размеров, при которых натяг
составит не менее 1,9 мм для роторов турбогенераторов ТГВ-200, ТГВ-200М,
ТГВ-2202П, АСТГ-200, ТГВ-300, ТГВ-325, ТГВ-500.

других типов с консольной
посадкой бандажных колец

по согласованию с
заводом-изготовителем.

Посадочная на бочку ротора
через изолирующую прокладку:

заводская конструкция;

независимо от мощности

3

модернизированная конструкция

по согласованию с
заводом-изготовителем или ОАО «ЦКБ Энергоремонт»

Посадочная на центрирующее
кольцо

до 120 МВт включительно

5

более 120 МВт

3

Непосадочная

до 120 МВт включительно

4

более 120 МВт с посадкой на
бочку ротора через изолирующую прокладку

2

остальные турбогенераторы

1

Торцевые

независимо от мощности

2

2.1.7 Значительные
дефекты на наружной поверхности допускается устранять с помощью кольцевых
проточек глубиной до 3 мм и шириной до 40 мм с плавными переходами к основной
поверхности. Такие проточки должны располагаться на расстоянии не менее 50 мм
от края посадки.

2.1.8 Общие и
кольцевые проточки бандажных колец, а также глубина, площадь и количество
выборок в случаях, не оговоренных в настоящем Руководстве, а также модернизация
бандажных колец, альтернативная их замене выполняется по согласованию с
фирмами-изготовителями или ОАО «ЦКБ Энергоремонт». При этом
фирмой-изготовителем или ОАО «ЦКБ Энергоремонт» должны быть установлены сроки
проведения внеочередного осмотра или замены бандажного кольца.

2.1.9 После
общей кольцевой проточки посадочных поверхностей бандажных колец или
сопряженных с ними посадочных поверхностей бочки ротора и центрирующих колец, а
также при значительных местных выборках металла в посадочной зоне бочки ротора
и центрирующих колец должны быть восстановлены натяги, указанные на чертежах:

а) в однопосадочной
конструкции бандажного узла, как правило, путем замены бандажного кольца на
новое. Оставлять такие бандажные кольца с ослабленным посадочным натягом во
временную эксплуатацию допускается только по согласованию с
фирмами-изготовителями или ОАО «ЦКБ Энергоремонт» на срок не более 12 месяцев.
Величины посадочных натягов при замене бандажных колец рекомендуется
согласовывать с фирмами-изготовителями генераторов;

б) в
двухпосадочной конструкции бандажного узла:

— в месте
посадки бандажного кольца на бочку ротора через изолирующую прокладку — за счет
установки стеклотекстолитовой прокладки необходимой толщины;

— в месте
посадки бандажного кольца на центрирующее кольцо – заменой центрирующего кольца
(предпочтительна установка центрирующего кольца повышенной эластичности), либо
установкой фольги, ленты или промежуточного кольца между бандажным и
центрирующим кольцами.

Величины
посадочных натягов при замене бандажных колец, способы восстановления
посадочных натягов, конструктивное исполнение шпоночной канавки и шпонки, с тем
чтобы сохранить раздельный съем бандажного и центрирующего колец, после
проточки их посадочных поверхностей и др. рекомендуется согласовать с
фирмами-изготовителями или ОАО «ЦКБ Энергоремонт».

2.1.10
Заполнение зазора, образовавшегося после общей проточки внутренней непосадочной
поверхности, производится листами стеклотекстолита марки СТЭФ [10] в два и
более слоев по толщине.

Листы
стеклотекстолита укладываются между верхним и нижним слоями подбандажной
изоляции.

При общей
проточке поверхности кольца над демпферной гребенкой заполнение зазора
осуществляется медной рулонной фольгой [14], устанавливаемой между слоями
«гребенки» или листами стеклотекстолита, устанавливаемыми под нижний
слой «гребенки».

2.1.11
Дефекты, обнаруженные на накидной гайке, удаляются местной зачисткой
вулканитовым шлифовальным камнем или лепестковыми кругами до глубины не более
0,5 мм, площадью не более 3000 мм2. Способ устранения дефектов
глубиной более 0,5 мм выбирается по согласованию с заводом-изготовителем.

2.1.12
Поверхности деталей бандажных узлов, изготовленных из коррозионнонестойкой
стали, должны быть покрыты защитной антикоррозионной эмалью КО855 или другим
антикоррозионным покрытием, которое по гарантиям изготовителя имеет высокую
механическую прочность, термостойкость не ниже 280 °С и не выделяет при
длительном воздействии рабочей температуры 80 — 100 °С химически активных
веществ, особенно ионов хлора. Защитный слой наносится на все внутренние и
наружные поверхности бандажных, центрирующих колец и накидных гаек за
исключением посадочных поверхностей и резьбовой части в конструкции с накидной
гайкой. Посадочная поверхность носика бандажного кольца в конструкциях с
изоляционной прокладкой между бандажным кольцом и зубцами бочки ротора также
должна быть покрыта антикоррозионной эмалью.

Нанесение
антикоррозионного покрытия производится в соответствии с правилами
изготовителя.

2.1.13
Устранение дефектов с посадочных поверхностей бочки ротора в зависимости от
степени их распространения производится общей проточкой пораженной поверхности
или местной зачисткой шлифовальным камнем (зерно не грубее №40). С помощью
шлифовального камня удаляются отдельные зоны подкала и трещины. Выборка должна
иметь плавный переход к основной поверхности. Чистота поверхности местных выборок
должна соответствовать Rz = 20 мкм. Удаление подкаленных зон производится до
достижения твердости ниже 320 НВ.

На посадочных
поверхностях бочки ротора допускаются местные выборки общей площадью не более 5
% площади посадочной поверхности (на каждой поверхности) при максимальной
глубине 5 мм. Более глубокие и на большей площади выборки могут быть допущены
только по согласованию с заводом-изготовителем или ОАО “ЦКБ Энергоремонт”.

Кольцевая
проточка посадочной поверхности бочки ротора разрешается только по согласованию
с фирмой-изготовителем или ОАО “ЦКБ Энергоремонт”. При этом, как правило,
необходимо изготовление нового бандажного кольца со специальными посадочными
диаметрами.

2.1.14
Полностью удалить выявленные трещины на вентиляционных зубцах ротора путем
местной зачистки шлифовальным камнем (зерно не грубее №40). Местные выборки
должны иметь плавные переходы. Шероховатость обработанных поверхностей должна
иметь Ra не более 1,25 мкм. Полноту удаления трещин
контролировать с помощью лупы кратностью 7-10 и окончательно цветной
дефектоскопией.

На валу
ротора допускаются выборки протяженностью до 40 мм, шириной до 20 мм, глубиной
до 30 мм и общей площадью до 20000 мм2.

2.1.15 К
дальнейшей эксплуатации допускаются бандажные, центрирующие, упорные кольца и
накидные гайки, на которых дефекты устранены в соответствии с требованиями
настоящего Руководства.

2.2.
Восстановление работоспособности бандажных узлов, требующих замены составных
частей.

2.2.1
Заменять новыми бандажные, защитные кольца, накидные гайки, признанные
непригодными к дальнейшей работе, отдавая предпочтение изготовленным из
коррозионностойкой стали или титановых сплавов. На турбогенераторах мощностью
500 МВт и выше, турбогенераторах с водяным охлаждением обмотки ротора,
турбогенераторах с воздушным охлаждением замена бандажных колец разрешается
только на изготовленные из коррозионностойких марок стали. Установку бандажных
колец, изготовленных из титановых сплавов, следует производить по проектам,
разработанным заводами-изготовителями турбогенераторов.

2.2.2 На
турбогенераторах с двухпосадочной конструкцией бандажных узлов при проведении
перемоток роторов целесообразно выполнять перевод на однопосадочную конструкцию
или замену заводских центрирующих колец на центрирующие кольца повышенной
эластичности. Работы следует выполнять по проектам завода-изготовителя или ОАО
“ЦКБ Энергоремонт”.

2.2.3 На
турбогенераторах с двухпосадочной конструкцией бандажных узлов при выявлении
дефектов, требующих замены бандажных и (или) центрирующих колец целесообразно
выполнять замену центрирующих колец заводской конструкции на центрирующие
кольца повышенной эластичности. Работы следует выполнять по проектам
завода-изготовителя или ОАО “ЦКБ Энергоремонт”.

2.2.4 На
турбогенераторах серии ТВ мощностью 50, 60 МВт, серии ТВ2 мощностью 30, 100,
150 МВт, серии ТВФ мощностью 120 МВт установку центрирующих колец повышенной
эластичности целесообразно выполнять в ближайший капитальный ремонт со снятием
бандажного кольца как профилактическую меру по повышению эксплуатационной надежности
бандажных узлов и предотвращению вынужденных остановов.

2.2.5 На
турбогенераторах серии ТГВ мощностью 200, 300, 500 МВт при проведении перемоток
роторов следует выполнить установку концевых бронзовых клиньев по проекту
завода-изготовителя.

2.2.6 Решение
о необходимых объемах и сроках проведения работ по восстановлению
работоспособности бандажных узлов, требующих замены их составных частей
принимает технический руководитель предприятия.

3.
Регламент проведения профилактических обследований бандажных узлов.

3.1
Профилактические обследования в соответствии с разделом 1.3 настоящего
Руководства выполняются при всех видах ремонта с выводом ротора (без демонтажа
бандажных узлов) турбогенераторов мощностью 6 МВт и выше.

3.2
Профилактические обследования в соответствии с разделом 1.4 настоящего
Руководства выполняются при всех видах ремонта турбогенераторов мощностью 6 МВт
и выше, при которых производится снятие бандажных колец.

3.3
Профилактические обследования в соответствии с разделом 1.4 настоящего Руководства
необходимо выполнять не реже, чем указано в таблице 3.1.

3.4 Проводить
в соответствии с разделом 1.4 настоящего Руководства профилактические
обследования бандажных узлов резервных роторов с бандажными кольцами из
коррозионнонестойкой стали и сроком хранения более 1 года или при нарушении
условий хранения перед их заводкой в статор.

3.5 На вновь
введенных турбогенераторах объем и сроки проведения первого профилактического
обследования устанавливаются в соответствии с инструкцией завода-изготовителя.

Таблица
3.1

Турбогенераторы

Периодичность
проведения профилактических обследований бандажных узлов не реже, лет

материал бандажного
кольца

коррозионно-нестойкие
стали

коррозионно-стойкие
стали

титановые сплавы и
алюминиевый сплав АК-4

Мощностью 800 МВт и выше

12

С водяным охлаждением обмотки
ротора

10

16

С водородным охлаждением ротора
и водяным охлаждением обмотки статора мощностью до 500 МВт включительно:

— однопосадочная и
двухпосадочная с прорезными центрирующими кольцами повышенной эластичности

12

16

16

— двухпосадочная конструкция
бандажного узла

6

12

16

С полным водородным охлаждением
мощностью до 500 МВт включительно (кроме серий ТВ и ТВ2):

— однопосадочная и
двухпосадочная с прорезными центрирующими кольцами повышенной эластичности

12

16

16

— двухпосадочная конструкция
бандажного узла

6

12

16

Серии ТВ, ТВ2:

— заводского исполнения

6

8

— с модернизацией бандажного
узла*

8

10

С полным воздушным охлаждением:

— однопосадочная и
двухпосадочная с центрирующими кольцами повышенной эластичности

10

16

16

— двухпосадочная конструкция
бандажного узла

8

12

16

С полным водяным охлаждением

по согласованию с
заводом-изготовителем

16

* Перевод на однопосадочную конструкцию или установка
центрирующих колец повышенной эластичности.

4.
Список литературы

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

2. СО
34.20.501-03 Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей
Российской Федерации. Приказ Минэнерго России № 229 от 19.06.2003.

3. ГОСТ
25364-97 Агрегаты турбинные, стационарные. Нормы вибрации валопроводов и общие
требования к проведению измерений.

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

5. ГОСТ
8074-82 Микроскопы инструментальные. Типы, основные параметры и размеры.
Технические требования.

6. ГОСТ
22761-77 Металлы и сплавы. Метод измерения твердости по Бринеллю переносными
твердомерами статического действия.

7. ГОСТ
12503-75 Сталь. Методы ультразвукового контроля. Общие требования.

8. EN 473-2000 Контроль неразрушающий. Квалификация и
сертификация персонала, проводящего неразрушающий контроль. Общие принципы.

9. ПБ
03-440-02 Правила аттестации персонала в области неразрушающего контроля.

10. ГОСТ
12652-74 Стеклотекстолит электрический листовой. Технические условия.

11. ГОСТ
18442-80 Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования.

12. ПНАЭ
Г-7-018-89 Унифицированные методики контроля основных материалов
(полуфабрикатов), сварных соединений и наплавки оборудования и трубопроводов
АЭУ.

13. ОСТ
108-004-101-80 Контроль неразрушающий. Люминесцентный, цветной и
люминесцентно-цветной методы. Основные положения.

14. ГОСТ
5638-75 Фольга медная рулонная для технических целей. Технические условия.

15. РД
153-34.1-17.461-00 Методические указания по капиллярному контролю сварных
соединений, наплавок и основного металла при изготовлении, монтаже,
эксплуатации и ремонте объектов энергетического оборудования.

Приложение
А

(справочное)

Причины
зарождения и развития дефектов, мероприятия по повышению надежности бандажных
узлов роторов турбогенераторов.

А.1 Бандажные
узлы роторов являются наиболее ответственным и нагруженным элементом
конструкции турбогенераторов.

Наиболее
опасны повреждения, сопровождающиеся возникновением и развитием трещин на
бандажных кольцах, которые могут привести к их разрыву и, как следствие, к
полному разрушению обмоток статора и ротора, диффузора, вентилятора, торцевых
щитов, повреждениям сердечника и корпуса статора.

А.2 Основная
причина возникновения трещин на бандажных кольцах – склонность аустенитных
(немагнитных) сталей, из которых они выполнены, к коррозионному растрескиванию
под действием механических напряжений, возрастающих в отдельных конструкциях
бандажных узлов до предельных величин при нарушении технологии ремонта.
Важнейшим фактором, определяющим процесс коррозионного растрескивания, является
наличие в зоне бандажного узла коррозионной среды (влаги) и усиливающих ее
агрессивность ионов хлора, меди и др. Скорость роста трещин определяется, в основном,
характером и уровнем механических напряжений в бандажном кольце, которые, в
свою очередь, определяются конструкцией бандажного узла и единичной мощностью
турбогенератора.

А.3 Бандажные
кольца роторов турбогенераторов, находящихся в эксплуатации, выполнены из
одного из следующих материалов:

— из
среднеуглеродистых аустенитных сталей типа 4 Cr — 8 Ni — 8 Mn или 5 Cr
— 18 Mn, склонных к коррозионному растрескиванию (далее
по тексту коррозионно-нестойкие), кольца из которых установлены на подавляющем
большинстве работающих ныне турбогенераторов;

— из
низкоуглеродистой стали типа 18 Mn – 18 Cr, имеющей повышенную устойчивость против коррозионного
растрескивания (далее по тексту коррозионно-стойкая), кольца из которой
установлены практически на всех турбогенераторах с воздушным охлаждением серий
ТФП, ТФГ, Т3ФП, Т3ФГ, на турбогенераторах с полным водяным охлаждением серии
Т3В, на большинстве турбогенераторах мощностью 800 МВт и более, а также на
большинстве роторов турбогенераторов с водородным охлаждением серий ТВВ, ТВФ,
изготовленных или прошедших модернизацию, начиная с конца 90-х годов;

— из
титановых сплавов, обладающих высокой коррозионной стойкостью, кольца из
которых установлены всего на 18 турбогенераторах: с водородным охлаждением
серии ТВВ, с воздушным охлаждением серии ТФП, с полным водяным охлаждением
серии Т3В и с водомасляным охлаждением серии ТМВ.

А.4
Подавляющее большинство разрушений бандажных колец, происходили на
турбогенераторах серий ТВ и ТВ2 с «толстой» носиковой частью
бандажных колец, имеющих двухпосадочную конструкцию бандажного узла, в которой
на бандажное кольцо в их носиковой части, в отличие от двухпосадочной
конструкции бандажных узлов турбогенераторов других типов, действуют высокие
растягивающие напряжения от центробежных сил и переменные напряжения, связанные
с прогибом вала под действием собственного веса.

А.5 Наличие
переменной составляющей напряжений в бандажных кольцах двухпосадочной
конструкции и ее величина определяют характер и преимущественное расположение
коррозионных повреждений на посадочных поверхностях, а также повышенную
скорость развития трещин, классифицируемых в дальнейшем как
коррозионно-усталостные.

А.6 Величина
переменной составляющей напряжений, действующих на бандажное кольцо
двухпосадочной конструкции, от которой главным образом зависит скорость
развития трещин, определяется степенью жесткости соединения кольца с валом
ротора, то есть зависит от конструкции центрирующего кольца, величины натягов,
конструкции лобовых частей и др.

А.7
Сохранение в процессе эксплуатации монолитности посадочных соединений во всех
режимах работы следует рассматривать как один из важных факторов, влияющих на
надежность эксплуатации бандажных узлов не только двухпосадочной конструкции. В
связи с этим предлагаются для внедрения, в первую очередь на турбогенераторах с
двухпосадочным исполнением бандажных узлов, косвенных методов контроля
посадочных натягов после сборки и при ремонтах с выводом ротора без съема
бандажных колец.

А.8 Учитывая
определяющее влияние переменной составляющей напряжений на повышенную
аварийность бандажных узлов двухпосадочной конструкции, эффективным
мероприятием по повышению эксплуатационной надежности бандажных узлов является
переход на однопосадочные конструкции.

А.9 Внедрение
в двухпосадочных конструкциях прорезных центрирующих колец повышенной
эластичности с тангенциальными прорезями позволяет существенно снизить величину
переменной составляющей напряжений и уменьшить вероятность разрушения
турбогенераторов серий ТВ и ТВ2, а также повысить надежность бандажных узлов
турбогенераторов других типов.

А.10 Скорость
зарождения коррозионных повреждений на поверхности бандажных колец определяется
наличием коррозионной среды, степенью ее агрессивности и материалом, из
которого выполнены бандажные кольца.

На бандажных
кольцах из коррозионно-нестойкой стали коррозионные повреждения (язвины и
трещины) могут возникнуть уже при однократном увлажнении.

На бандажных
кольцах из коррозионно-стойкой стали коррозионные повреждения появляются при
длительном контакте поверхности с водой, что неоднократно наблюдалось на
бандажных кольцах, установленных на роторах с полным водяным охлаждением
турбогенераторов серии Т3В.

Коррозионные
повреждения на бандажных кольцах из титановых сплавов не наблюдались.

А.11 Наличие
коррозионной среды и длительность ее воздействия на поверхность бандажного
кольца зависят от конструкции турбогенератора, в первую очередь от особенностей
охлаждения, а также от культуры эксплуатации (соблюдения норм влажности,
своевременного устранения протечек в системе охлаждения, устранения
возможностей конденсации влаги в периоды хранения и остановов турбогенератора и
т.д.).

Вероятность
возникновения коррозионных повреждений повышается на турбогенераторах

— с воздушным
охлаждением, из-за невозможности влиять на коррозионную активность среды;

— с водяным
охлаждением обмотки ротора, из-за возможностей протечек и повышенной
конденсации влаги в зоне бандажного кольца;

— работающих
в маневренных режимах и с частыми остановами и пусками, из-за более высокой
вероятности конденсации влаги на поверхности бандажных колец.

А.12 Скорость
развития коррозионных повреждений (образование и рост трещин) определяется
материалом бандажного кольца, конструкцией турбогенератора, от которой зависит
длительность контакта поверхности с коррозионной средой, характером и уровнем
действующих в нем механических напряжений.

Скорость
развития повреждений повышается с ростом единичной мощности турбогенераторов
из-за увеличения уровня механических напряжений, а в бандажных узлах
двухпосадочной конструкции из-за наличия переменной составляющей напряжения.

А.13
Коррозионные и коррозионно-усталостные повреждения являются основными в
процессе эксплуатации бандажных колец. Не менее опасны дефекты, возникающие при
аномальных режимах работы генератора (коротких замыканиях, несимметричных
режимах), в результате которых на поверхности бандажного кольца могут
появляться локальные оплавления и подгары, как правило, сопровождающиеся
трещинами. Вероятность появления и величина дефектов при этом определяется
продолжительностью и параметрами аномального режима, а также зависят от
особенностей конструкции и состояния посадочных натягов. Наличие демпферной
системы, концевых пазовых клиньев из материала повышенной электропроводности
(например, бронза) и гарантированного натяга по всей поверхности сопряжения
снижает вероятность появления и величину дефектов при несимметричных режимах.

А.14 Высокая
вероятность возникновения трещин на бандажных кольцах в процессе эксплуатации в
сочетании с предельными нагрузками, которые они испытывают, определяет
необходимость осуществления комплекса специальных мер по обеспечению надежности
работы бандажных узлов, целью которых должно быть снижение вероятности
повреждений, а также своевременное их выявление и устранение. Важнейшими
являются следующие мероприятия:


совершенствование конструкции бандажных узлов путем модернизации роторов,
находящихся в эксплуатации, с целью снижения механических нагрузок в наиболее
напряженных зонах бандажного узла, в том числе и за счет отказа от
двухпосадочной конструкции;

— широкое
внедрение бандажных колец из коррозионно-стойкой стали взамен колец из
коррозионно-нестойкой стали, а также титановых сплавов, с учетом особенностей
их физико-механических свойств;

— контроль за
условиями эксплуатации турбогенераторов и условиями хранения роторов и
бандажных колец;

— контроль за
техническим состоянием бандажных узлов в процессе работы и в периоды текущих и
капитальных ремонтов;

— проведение
очередных и внеочередных ревизий бандажных колец, в том числе с их демонтажом в
соответствии с указаниями раздела 7 настоящего Руководства;

— нанесение
на поверхность бандажных колец, выполненных из коррозионно-нестойкой стали,
антикоррозионного покрытия, значительно снижающего, но не исключающего
полностью, вероятность коррозионного растрескивания;

— внедрение
методов дефектоскопии, обеспечивающих своевременное и надежное выявление трещин
на бандажных кольцах в периоды плановых и внеплановых ревизий.

А.15 Объем и
регламент контроля технического состояния бандажных узлов зависят от конструкции,
материала бандажных колец, системы охлаждения турбогенератора, режимов работы и
условий эксплуатации, и содержат как обязательные, так и рекомендуемые методы
дефектоскопии. По применению обязательных методов накоплен обширный
положительный опыт, который подтверждает высокую надежность выявления дефектов,
в том числе на ранних стадиях их возникновения. Рекомендуемые методы находятся
в стадии разработки и не имеют широкого распространения в практике, однако, в
перспективе применение этих методов может сократить затраты на ремонтное
обслуживание турбогенераторов.

Приложение
Б

(рекомендуемое)

Методика
оценки посадочных натягов в зоне сопряжения бандажного кольца с бочкой ротора.

Б.1.
Дублирующий контроль посадочного натяга бандажного кольца на бочку ротора при
сборке бандажных узлов.

Б.1.1
Методика предназначена для дублирующего контроля посадочных натягов бандажных
колец на бочку ротора через изоляционную прокладку при насадке бандажных колец,
а так же контроля достаточности посадочных натягов в процессе выполнения
ремонтов с выводом ротора для турбогенераторов, имеющих двухпосадочную
конструкцию бандажных узлов.

Б.1.2
Настоящий контроль является дополнительным к общепринятому методу контроля
натягов в процессе сборки бандажного узла.

Б.1.3 При
снятом бандажном кольце выполняются следующие измерения.

Б.1.3.1
Измеряются внутренний (посадочный) диаметр бандажного кольца Дб.к
(Рисунок Б.1) между восемью точками, расположенными равномерно по окружности.

Рисунок
Б.1

Б.1.3.2
Измеряется размер L (Рисунок Б.1) между
внутренней поверхностью бандажного кольца и наружной поверхностью
измерительного устройства в восьми точках, расположенных равномерно по
окружности, и определяется его среднее значение Lср.
При замере L носик индикатора измерительного
устройства касается наружной поверхности бандажного кольца, а индикатор
выставлен на «0».

Б.1.3.3
Измеряется наружный диаметр бочки ротора Др между восемью
точками, расположенными равномерно по окружности (Рисунок Б.2, Б.3), на
расстоянии 2-5 мм от места посадки бандажного кольца и определяется его среднее
значение Др.ср. Поверхность зубцов в местах измерения
очищается от краски.

Рисунок
Б.2

Б.1.4 После
насадки бандажного кольца в восьми точках, расположенных равномерно по
окружности бочки ротора (где ранее измерялся Др),
устанавливается измерительное устройство и снимаются показания индикатора
измерительного устройства Dн
(Рисунок Б.3)

Рисунок
Б.3

По
результатам измерения в восьми точках определяется среднее значение Dн.ср. Измерения Dн производятся относительно
значения «0», выставленного на индикаторе при измерениях по п. Б.1.3.2.

Б.1.5 По
результатам измерения по п.п. Б.1.3, Б.1.4 рассчитывается натяг бандажного
кольца на бочку ротора d по формуле:

d = Др.ср
Дб.к.мр + 2 (АDн.ср
Lср),

где А
– размер измерительного устройства (Рисунок Б.1).

Б.1.6
Выполняется оценка достаточности посадочного натяга, обеспеченного при сборке
бандажного узла.

Посадочный
натяг считается удовлетворительным, если

d ³
dmin0,2 мм,

где dmin
нижняя граница допуска на величину посадочного натяга.

Посадочный
натяг считается неудовлетворительным если

d < dmin0,2 мм,

Б.1.7 При
неудовлетворительных оценках по п. Б.1.6 бандажный узел разбирается для
восстановления нормативного значения посадочного натяга путем увеличения толщины
изоляционной прокладки или ее замены на новую предпочтительно заводского
изготовления, после чего повторно измеряется Dн.ср
и рассчитывается посадочный натяг.

Б.2.
Контроль посадочного натяга при ремонтах с выводом ротора без снятия бандажных
колец.

Б.2.1 В
восьми точках, равномерно расположенных по окружности снимаются показания
индикатора измерительного устройства D¢н, установленного на
зубцы ротора (Рисунок Б.3), и определяется его среднее значение D¢н.ср.
Поверхность зубцов ротора и бандажного кольца в зоне установки измерительного
устройства очищается от краски. Отсчет показаний индикатора производится от
значения «0» выставленного на нем при измерениях по п. Б.1.3.2.

Б.2.2
Выполняется оценка достаточности и степени ослабления посадочного натяга путем
сопоставления значения D¢н.ср, полученного по
п. Б.2.1, со значением Dн.ср,
полученным по п. Б.1.4, после насадки бандажного кольца.

Посадочный
натяг считается удовлетворительным, если

D¢н.ср
Dн.ср £ 0,1 мм,

Посадочный
натяг считается неудовлетворительным и подлежит восстановлению, если

D¢н.ср
Dн.ср > 0,1 мм.

Приложение
В

(рекомендуемое)

Методика
ультразвукового контроля бандажных колец турбогенераторов.

В.1.
Основные положения.

В.1.1 Данная
методика предусматривает контроль только внутренней и торцевых поверхностей
кольца и предназначена для выявления участков поверхности, на которых вероятно
появление трещин. Методика рассчитана на квалифицированных и аттестованных
специалистов ультразвукового контроля.

В.1.2 К
контролю качества бандажных колец в процессе эксплуатации допускаются обученные
и аттестованные специалисты в соответствии с EN
473-2000 [21] и (или) ПБ 03-440-02 [19], имеющие квалификационный уровень не
ниже 2-го, знакомые с принципами косвенной оценки характера обнаруженных
несплошностей и имеющие опыт по ее практическому применению.

В.1.3 Для
контроля применяется сертифицированный импульсный ультразвуковой дефектоскоп
общего назначения, например: УД2-12, А1212, А1214, УД4-Т и т.п., обеспечивающий
нижеприведенные параметры контроля.

В.1.4 В
качестве датчика используются стандартные наклонные пьезоэлектрические
преобразователи, ПЭП (типа П121-) с углом ввода ультразвуковых колебаний 40°
÷ 45°, на рабочие частоты 1,25 (1,8) МГц и 2,5 МГц.

В.2.
Подготовительные работы.

В.2.1 С
наружной поверхности кольца должны быть удалены грязь, следы эмали, брызги
металла, шероховатость поверхности должна быть не хуже Rz = 40.

В.2.2 В
качестве контактной жидкости должны быть использованы желеобразные вещества,
исключающие ее затекание в детали турбогенератора.

В.2.3 Перед
проведением контроля дефектоскопист (специалист) несмываемой краской (например
маркером) должен нанести на наружную поверхность кольца места расположения
проточек, выточек, участков с резьбой, ремонтных выборок и т.п.

В.3.
Настройка дефектоскопа.

В.3.1
Глубиномерные устройства, развертка и зона контроля настраиваются на
стандартных образцах (СО-2 или V-2) или по углам торца
на свободном участке контролируемого кольца. Зоной контроля является толщина
данного участка кольца, координата H -20
мм и +10 мм (Рисунок В.1).

Рисунок
В.1

В.3.2
Предельная чувствительность настраивается по боковому отверстию Æ6 мм на глубине 44 мм и 15 мм (для
толщин менее 40 мм) на стандартном образце СО-2.

В.4.
Проведение контроля.

В.4.1
Контроль осуществляется прямым лучом в процессе перемещения ПЭП в продольном и
поперечном направлениях по поверхности бандажного кольца. В каждом случае
перемещение осуществляется в прямом и обратном направлении навстречу друг другу
(Рисунок В.2). Сканирование проводится способом принятом при контроле труб.
Контроль торцевой поверхности осуществляется с наружной цилиндрической
поверхности бандажного кольца путем ориентации ПЭП под острым углом к торцевой
поверхности (Рисунок В.3).

Во всех
случаях в процессе сканирования ПЭП должен поворачиваться вокруг своей
вертикальной оси на угол 10-15°.

Рисунок
В.2

Рисунок
В.3

В.4.2 Для
контроля бандажных колец толщиной до 45-50 мм применяется ПЭП с рабочей
частотой 2,5 МГц. Для контроля бандажных колец толщиной более 50 мм – ПЭП с
рабочей частотой 1,25 (1,8) МГц.

В.4.3 Перед
началом контроля дефектоскопист должен выполнить сравнительную оценку
акустических характеристик материала данного бандажного кольца и стандартного
образца СО-2. Для этого:

— наклонным
ПЭП замеряют координаты (Х и Н) эхо-сигналов от нижнего угла торца в толстой и
тонкой частях бандажного кольца и сравнивают их с фактическими величинами, при
несовпадении более 5 мм необходимо внести корректировку в настройку
дефектоскопа;

— измеряют
амплитуду донных эхо-сигналов полученных прямым ПЭП на кольце и СО-2, тем самым
сравнивая величину затухания ультразвуковых колебаний в материалах, при
выявленных различиях более 3 дБ, необходимо вводить поправку в настройку
чувствительности контроля.

В.4.4 После
выполнения всех настроек и операций по п. В.4.3, устанавливается поисковый
уровень чувствительности путем ее повышения на 6 ДБ (при появлении значительных
структурных помех — на 4 ДБ).

В.4.5 ПЭП
устанавливается на подготовленную поверхность кольца и проводится контроль
последовательно по одной из выбранных схем сканирования: в продольном
направлении (выявляются поперечно ориентированные отражатели); в поперечном
направлении (выявляются продольно ориентированные отражатели); по касательной
(выявляются радиально ориентированные отражатели на торцевых поверхностях).

В.4.6 При
появлении эхо-сигналов зоне контроля проводится

— измерение
их координат для определения месторасположения отражателя;

— измерение
амплитуды эхо-сигналов для оценки отражающей поверхности отражателя;

— измерение
условных характеристик отражателя (условных высоты протяженности и ширины).

В.5.
Расшифровка и оценка результатов контроля.

В.5.1 Следует
отличать сигналы от несплошностей (трещин, язв) от конструктивных отражателей
(проточек, выборок и т.п.), для этого измеренные координаты отражателей
сравнивают с разметкой на кольце, см. п. В.2.3, или чертежом кольца.

В.5.2 По
амплитуде эхо-сигналов от несплошностей проводится их классификация по балльной
системе:

III балл — если разница в амплитудах эхо-сигналов от
выявленных отражателей и настроечного уровня (предельной чувствительности по
СО-2) более 25 дБ, характеристики таких отражателей не
определяются и их месторасположения не фиксируются;

II балл — если разница в амплитудах эхо-сигналов от
выявленных отражателей и настроечного уровня (предельной чувствительности по
СО-2) менее 25 дБ, измеряются и фиксируются условные
характеристики отражателей;

I балл — если разница в амплитудах эхо-сигналов от
выявленных отражателей и настроечного уровня (предельной чувствительности по
СО-2) менее 10 дБ, измеряются и фиксируются условные
характеристики отражателей.

В.6.
Оценка результатов контроля.

В.6.1 При
обнаружении на поверхностях бандажного кольца хотя бы одной несплошности
оцененной баллом I бандажный узел подлежит
демонтажу.

В.6.2 При
обнаружении на поверхностях бандажного кольца несплошностей оцененных баллом II учитывая технологическую сложность, решение о
демонтаже бандажного узла должно приниматься комиссионно с привлечением
специалистов по дефектоскопии, материаловедению и эксплуатации.

В.6.3
Несплошности оцененные баллом III оценке не
подлежат.

В.6.4 При
решении о демонтаже кольца, окончательная оценка несплошности производится
после демонтажа, по результатам поверхностного метода контроля.

Приложение
Г

(рекомендуемое)

Формуляр
ультразвуковой дефектоскопии бандажного кольца ротора турбогенератора.

Г.1. Общие
сведения.

Г.1.1 Тип и
станционный номер турбогенератора

Г.1.2 Зав. №
ротора, год ввода в эксплуатацию

Г.1.3
Материал бандажного кольца

Г.1.4 Год и место
установки бандажного кольца

Г.1.5 Дата
последней ревизии с демонтажом бандажного кольца

Г.1.6
Перечень ранее выявленных и устраненных дефектов бандажного кольца

Г.1.7 Тип
дефектоскопа и ПЭП

Г.1.8
Контрольный уровень чувствительности

Г.2.2)
Результаты ультразвуковой дефектоскопии, объем выявленных и устраненных
дефектов.

Таблица
Г.1

Амплитуда сигнала

Координаты
отражателя

Результаты
визуального осмотра

Результаты цветной
дефектоскопии

Размеры
механических выборок при устранении выявленного дефекта

Начальник
электроцеха

Начальник
лаборатории металлов

Дефектоскопист

_____________________

2)
Ультразвуковая дефектоскопия проводится до снятия и после снятия бандажного
кольца

Приложение
Д

(рекомендуемое)

Капиллярный
контроль (цветной метод).

Д.1. Общие
положения.

Д.1.1
Капиллярный контроль (цветной метод) рекомендуется как основной метод контроля
поверхности бандажных колец с целью выявления эксплуатационных дефектов, в
первую очередь, коррозионных трещин, в том числе на ранних стадиях их
возникновения. Методика учитывает обширный опыт применения ее работниками
завода «Электросила» при обследовании бандажных колец при ремонтах на заводе и
электростанциях.

Д.1.2
Специалистам, осуществляющим контроль цветным методом, необходимо учитывать
следующие характерные особенности возникающих на поверхности бандажных колец
коррозионных трещин:

— трещины
имеют незначительное раскрытие на поверхности (1-2 мкм);

— даже в
развитом состоянии трещины плохо выявляются, т.к. с поверхности закрыты продуктами
коррозии.

Д.1.3 В силу
обозначенных особенностей первостепенное значение приобретает подготовка
поверхности к контролю:

— цветную
дефектоскопию следует проводить только после полного удаления видимых дефектов,
в том числе даже незначительных язвин и повреждений от переменного контактного
давления («наклепов»);

— очистку
поверхности от эмали следует осуществлять только механическим путем;

— при
проведении операции обезжиривания следует применять только быстро сохнущие
растворители;

— с целью
максимального удаления загрязнений из раскрытых поверхностных дефектов
проводить дополнительную очистку поверхности путем нанесения проявителя до
нанесения индикаторной жидкости.

Д.1.4 К
проведению контроля допускаются обученные специалисты, имеющие квалификационный
уровень не ниже 2-го.

Д.2.
Рекомендуемые составы.

Д.2.1 Для
контроля цветным методом рекомендуется использовать стандартные наборы любых
производителей, в том числе в аэрозольных упаковках, при условии, что ими
гарантируется выявление трещин по II классу
чувствительности по ГОСТ 18442-80 [11] с шириной раскрытия 1-2 мкм.

Чувствительность
контроля должна быть гарантирована производителем и перед применением проверена
на контрольных образцах.

В качестве
очистителя рекомендуется применять чистую бязь, смоченную в очистителе из
набора.

Д.2.2 При
отсутствии возможности приобретения стандартных наборов допускается
использование составов собственного приготовления согласно ОСТ
108.004.101-80[13], ПНАЭ Г-7-018-89[12], РД 153-34.1-17-461-00[15]. (И202М101П101;
И204М201П101 и т.д.).

Д.2.2.1
Индикаторный пенетрант И202: краситель жирорастворимый темно-красный
“Ж” (5 г) по ТУ 6-14-37 растворяют в скипидаре (500 мл) ТУ 13-0279856-74 на
водяной бане при температуре 60 °С в течение 30 минут; краситель
жирорастворимый темно-красный 5С (5 г) по ТУ 6-36-5800-146-922 растворяют в
смеси керосина (200 мл) ГОСТ 11128 и бензина (300 мл) ТУ 38-1019134 на водяной
бане при температуре 60 °С в течение 30 минут. Полученные растворы после
охлаждения сливают вместе.

Индикаторный
пенетрант И204: краситель жирорастворимый темно-красный “Ж” (10 г)
по ТУ 6-14-37 растворяют в скипидаре (600 мл) ТУ 13-0279856-74 и нориола А (100
мл) на водяной бане при температуре 60 °С в течение 30 минут; к полученному
раствору добавляют бензин (300 мл) ТУ 38-1019134.

Д.2.2.2
Проявитель П101: в коалин (250 г) ГОСТ 19607 добавляют спирт
этиловый (1000 мл) ГОСТ 18300 и перемешивают до однородной массы.

Д.2.2.3
Очиститель М101: порошкообразное синтетическое моющее средство любой
марки (5 г) растворяют в воде (1000 мл). Очиститель М201: спирт
этиловый, бязь хлопчатобумажная по ГОСТ 11680.

Д.3.
Порядок контроля.

Д.3.1
Поверхность бандажного кольца, после механического удаления защитного покрытия
и обнаруженных при визуальном осмотре дефектов, обезжирить ацетоном или
этиловым спиртом.

Д.3.2 Нанести
на контролируемую поверхность проявитель, выдержать 25-30 минут, удалить
проявитель сухой чистой бязью.

Д.3.3 Нанести
на контролируемую поверхность индикаторную жидкость либо путем распыления
аэрозоля, либо кистью. Операцию повторить несколько раз, не допуская высыхания
краски, выдержать 15-20 мин.

Д.3.4 Удалить
индикаторную жидкость с контролируемой поверхности с помощью бязи, смоченной в
очистителе.

Д.3.5 Нанести
на контролируемую поверхность проявитель либо путем распыления аэрозоля, либо
мягкой кистью.

Д.3.6
Осмотреть контролируемую поверхность дважды через 3-4 мин и через 15-20 мин
после высыхания проявителя. При осмотре отмечать все дефекты, даже
незначительные точечные.

Д.3.7
Механически зачищать выявленные дефекты и повторять цветную дефектоскопию
зачищенных участков, пока дефекты не будут удалены.

Приложение
Е

(рекомендуемое)

Формуляр
контроля технического состояния бандажных узлов ротора.

Е.1. Общие
сведения.

Е.1.1 Тип
турбогенератора

Е.1.2 Зав. №
и год изготовления ротора

Е.1.3 Год
изготовления, материал, дата установки бандажного кольца на ротор

Е.1.4 Объем и
год проведения модернизации бандажного узла в предыдущие и настоящий ремонты

Е.1.5 Сроки
проведения контроля технического состояния бандажного узла

Е.2.
Результаты контроля.

Таблица Е.1 —
Посадочные натяги

Место установки
бандажного кольца

Посадочная
поверхность

Допустимые по
чертежу завода-изготовителя (или ремонтного предприятия) значения посадочных
натягов

Результаты контроля

Примененные способы
восстановления посадочных натягов

Результаты
дублирующего контроля (по приложению В)

Сторона “КК”

На бочку ротора

На центрирующее кольцо

Сторона “Т”

На бочку ротора

На центрирующее кольцо

Таблица Е.23)
— Выявленные и устраненные дефекты бандажных колец

Поверхность
бандажного кольца

Характеристика
дефекта

Координаты дефекта

Способ устранения

Площадь выборки

Максимальная
глубина выборки

Суммарная площадь
выборки

Посадочная поверхность
бандажного кольца на бочку ротора

Посадочная поверхность на
центрирующее кольцо

Внутренняя непосадочная
поверхность бандажного кольца

Наружная поверхность бандажного
кольца

Таблица Е.33)
— Выявленные и устраненные дефекты центрирующего кольца

Поверхность
центрирующего кольца

Характеристика
дефекта

Координаты дефекта

Способ устранения

Площадь выборки

Максимальная
глубина выборки

Суммарная площадь
выборки

Посадочная поверхность
центрирующего кольца

Боковая поверхность
центрирующего кольца

Упругий (гибкий) элемент

Таблица Е.43)
— Выявленные и устраненные дефекты посадочной поверхности бочки ротора

Вид дефекта

Характеристика
дефекта

Координаты дефекта

Способ устранения

Площадь выборки

Максимальная
глубина выборки

Суммарная площадь
выборки (или кол-во зубцов (клиньев)

Подкалы зубцов ротора
(твердость металла до и после устранения)

Трещины и сколы заплечиков
головок малых зубцов (вследствие подкалов или ослабления натягов)

Язвины контактной коррозии

Ослабление плотности посадки
концевых пазовых клиньев (номера зубцов ротора)

Таблица Е.53)
— Выявленные и устраненные дефекты на вентиляционных зубцах ротора

Координата дефекта

Глубина выборки

Е.3.
Оценка технического состояния бандажного узла.

Е.3.1
Бандажного кольца

Е.3.2
Центрирующего кольца

Е.3.3
Посадочной и подбандажной поверхности вала ротора

Начальник
электроцеха

Начальник
лаборатории металлов

Руководитель
ремонта

_____________________

3)
Заполняется отдельно для сторон “КК” и “Т”.

Содержание

Введение

1. Контроль
технического состояния бандажных узлов роторов турбогенераторов и технические
требования к их составным частям и турбогенератору в период его эксплуатации,
простоя и ремонта

1.1. Общие
положения

1.2. Контроль
технического состояния бандажных узлов в процессе работы, в периоды простоя
турбогенератора, а также при хранении роторов и бандажных колец

1.3. Контроль
технического состояния бандажных узлов в период проведения ремонтов с выводом
ротора без демонтажа бандажных узлов

1.4. Контроль
технического состояния бандажных узлов в период проведения ремонтов с
демонтажом бандажных узлов

2. Восстановление
работоспособности бандажных узлов роторов

2.1. Объем и
нормы ремонта бандажных узлов роторов турбогенераторов

2.2.
Восстановление работоспособности бандажных узлов, требующих замены составных
частей

3. Регламент
проведения профилактических обследований бандажных узлов

4. Список
литературы

Приложения

Приложение А
(справочное) Причины зарождения и развития дефектов, мероприятия по повышению
надежности бандажных узлов роторов турбогенераторов

Приложение Б
(рекомендуемое) Методика оценки посадочных натягов в зоне сопряжения бандажного
кольца с бочкой ротора

Приложение В
(рекомендуемое) Методика ультразвукового контроля бандажных колец
турбогенераторов

Приложение Г
(рекомендуемое) Формуляр ультразвуковой дефектоскопии бандажного кольца ротора
турбогенератора

Приложение Д
(рекомендуемое) Капиллярный контроль (цветной метод)

Приложение Е
(рекомендуемое) Формуляр контроля технического состояния бандажных узлов ротора

Скачать документ нельзя

Можно заказать бесплатно 1 документ

Документ будет отправлен на указанный Вами e-mail в течение 3 рабочих дней*

Получить бесплатно

или посмотрите возможности крупнейшей электронной библиотеки «Техэксперт» —
более 40 000 000 документов!

Заказать демонстрацию

! После демонстрации Вы получите бесплатный доступ к базе данных «Информационный указатель стандартов» или к информационному каналу «Реформа технического регулирования», куда включены не только новые технические регламенты, но также их проекты — предстоящие изменения в области технического регулирования. Ни в одной другой базе данных этого нет!

Подписка на полную версию «Указателя стандартов» через ФГУП «Стандартинформ»
стоит 37 000 рублей.

При заказе демонстрации Вы получите доступ к его электронной версии совершенно бесплатно!

*Часы работы: Пн-Пт: 8:30 — 17:30 по московскому времени.


Руководство по повышению надежности эксплуатации бандажных узлов роторов турбогенераторов

Получить бесплатно

  • Текст
  • Оглавление
  • Сканер-копия
  • Ссылается на
  • На него ссылаются

РУКОВОДСТВО
по повышению надежности эксплуатации бандажных узлов роторов турбогенераторов

РАЗРАБОТАНО: Департаментом технического аудита и генеральной инспекции ОАО РАО «ЕЭС России», Филиалом Открытого акционерного общества «Научно-технический центр электроэнергетики» — ВНИИЭ (Филиал ОАО «НТЦ электроэнергетики» — ВНИИЭ), Открытым акционерным обществом «ЦКБ Энергоремонт» (ОАО «ЦКБ Энергоремонт»), Центральным ремонтно-механическим заводом Открытого акционерного общества энергетики и электрификации «Мосэнерго» (ЦРМЗ филиал ОАО «Мосэнерго»), Открытым акционерным обществом «Силовые машины» филиал «Электросила» (ОАО «Силовые машины» филиал «Электросила»).

ИСПОЛНИТЕЛИ: В.Ю.Аврух, П.Р.Должанский, М.Ю.Львов, Ю.И.Медведев, В.А.Пикульский, Е.П.Силина, И.З.Штилерман

УТВЕРЖДЕНО: приказом ОАО РАО «ЕЭС России» 05.04.2007 N 232. Внесено в технический реестр действующих в электроэнергетике нормативно-технических документов приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 12.04.2007 N 247.

Скачать документ нельзя
Можно заказать Бесплатно! 1 документ

Международные и зарубежные стандарты ( ASTM, ISO, ASME, API, DIN EN, BS EN, AENOR и др.) не предоставляются в рамках данной услуги. Каждый стандарт приобретается платно с учетом лицензионной политики Разработчика.

Получить бесплатно

или посмотрите возможности крупнейшей электронной библиотеки «Техэксперт» — более 8 000 000 документов!

Заказать бесплатную демонстрацию


! После демонстрации Вы получите бесплатный доступ к базе данных «Информационный указатель стандартов» или к информационному каналу «Реформа технического регулирования», куда включены не только новые технические регламенты, но также их проекты — предстоящие изменения в области технического регулирования. Ни в одной другой базе данных этого нет!

Подписка на полную версию «Указателя стандартов» через ФГУП «Стандартинформ» стоит 20 000 рублей.

При заказе демонстрации Вы получите доступ к его электронной версии совершенно бесплатно!

Section background

Руководство Руководство по повышению надежности эксплуатации бандажных узлов роторов турбогенераторов

Руководство

Информация о документе

Руководство по повышению надежности эксплуатации бандажных узлов роторов турбогенераторов

Подробная информация

Цена действительна только для интернет-магазина и может отличаться от цен в розничных магазинах

Описание

В Руководстве по повышению надежности эксплуатации бандажных узлов роторов турбогенераторов приведены требования технического и организационного характера по оценке технического состояния и повышению надежности бандажных узлов роторов отечественных турбогенераторов всех типов.  Руководство предназначено для применения эксплуатирующими, ремонтными, специализированными организациями, выполняющими эксплуатационное, ремонтное и диагностическое обслуживание турбогенераторов.

Информация о документе

Номер


Руководство

Название


Руководство по повышению надежности эксплуатации бандажных узлов роторов турбогенераторов

Статус


ДЕЙСТВУЕТ

Количество страниц


27

Действует с


05.04.2007

Взамен


Циркуляр № Ц-3-98(э)

Ведомство


РАО «ЕЭС РОССИИ»

Аннотация


В Руководстве по повышению надежности эксплуатации бандажных узлов роторов турбогенераторов приведены требования технического и организационного характера по оценке технического состояния и повышению надежности бандажных узлов роторов отечественных турбогенераторов всех типов. Руководство предназначено для применения эксплуатирующими, ремонтными, специализированными организациями, выполняющими эксплуатационное, ремонтное и диагностическое обслуживание турбогенераторов.

Артикул


41549

Некоммерческое Партнерство «Инновации в
электроэнергетике»

СТАНДАРТ
ОРГАНИЗАЦИИ
НП «ИНВЭЛ»

СТО
70238424.29.160.20.013-2009

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

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ НП «ИНВЭЛ»

Турбогенераторы
единой серии ТВФ
Групповые технические условия на капитальный ремонт
Нормы и требования

Дата введения — 2010-01-11

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;

Ra
среднее арифметическое отклонение профиля;

Rz — 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

Основные параметры

ТВФ-63-2Е

ТВФ110-2Е

Полная мощность, кВ×А

78750

137500

Активная мощность, кВт

63000

110000

Коэффициент мощности

0,8

0,8

Напряжение, В

6300/10500

10500

Ток статора, А

7217/4330

7560

Частота, Гц

50

50

Частота вращения, об/мин

3000

3000

Коэффициент полезного действия, %

98,3

98,4

Статическая перегружаемость

1,7

Маховой момент ротора, т·м2

5,5

11,6

Максимальный вращающий момент, действующий на
валопровод при коротком замыкании в обмотке статора

5,4*

5,8*

3-фазное к.з.

6,8

7,5

2-фазное к.з.

7,9

8,6

Критическая частота вращения, об/мин

1330/3800

1540/3860

Соединение фаз обмотки статора

треугольник-звезда

двойная звезда

Число выводов обмотки статора

6

9

Давление водорода, кгс/см2, (МПа)

2 (0,196)

2 (0,196)

Допустимая минимальная температура охлаждающего
газа, °С

Не ниже 20

Не ниже 20

Чистота водорода, % не менее

97

98

Температура точки росы водорода в корпусе при
рабочем давлении не выше, °С и выше температуры воды на входе в
газоохладители

15

15

Наибольшее эксплуатационное избыточное давление
холодной воды в газоохладителях, кгс/см2

3,0

3,0

Температура холодной воды

номинальная, °С

33

33

наименьшая, °С

13

13

Номинальный расход воды через газоохладитель, м3/час

200

200

Примечание* Момент
короткого замыкания, действующий на фундамент.

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

Наименование узлов
турбогенератора

Наибольшая температура, °С,
измеренная

по сопротивлению обмотки

термометрами сопротивления

ртутными термометрами

Обмотка статора

120

Обмотка ротора

115

Сердечник статора

120

Горячий газ в турбогенераторе

75

75

Холодный газ после газоохладителя

Не более 40*

Не более 55**

Примечания:

* Номинальная температура
холодного газа.

** Предельно-допустимая
температура холодного газа.

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

Обозначение

Возможный дефект

Метод установления дефекта

Контрольный инструмент

Заключение и рекомендуемый
способ ремонта

Технические требования
после ремонта

А

Трещины в сварке и элементах подвески

ВК

Лупа ЛП4-10×

Сварка

Трещины в сварке не допустимы

Б

Нарушение целостности (трещины, изломы) стяжных ребер,
самоотвинчивание гаек нажимного кольца

ВК

Лупа ЛП4-10×

Сварка

Оценка качества ремонтной сварки должна
соответствовать конструкторской документации

Наличие трещин в призмах, самоотвинчивание гаек не
допускается

В

Тангенциальное и аксиальное смещение нажимных
пальцев

ВК

Закрепление в первоначальном положении

Смещение нажимных пальцев не допускается

Г

Разрушение, оплавления сегментов активной стали

ВК, ИК, КИ

Лупа ЛП4-10×

Термометры шкала 0 — 100 °С

Амперметр

Ваттметр

Частотомер

1. Удаление поврежденного
участка

2. Зачистка и травление кислотой

3. Установка клиньев-заполнителей

1. Поврежденный участок
должен быть полностью удален.

2. После зачистки и травления лаковая пленка между
сегментами должна просматриваться сплошными линиями.

3. Активную сталь статора испытать в соответствии с
нормами [1].

4. Обмотку статора испытать в соответствии с нормами
[1]

Г

Следы местных перегревов, контактной коррозии
активной стали

ВК, ИК, КИ

Термометры шкала 0 — 100 °C

Амперметр

Вольтметр

Ваттметр

Частотомер

1. Зачистка.

2. Травление кислотой.

3. Восстановление активной стали

1. После зачистки и травления лаковая пленка между
сегментами сердечника должна просматриваться сплошными линиями.

2. Активную сталь статора испытать в соответствии с
нормами [1]

Г

Нарушения защитного покрытия активной стали расточки
статора

ВК

1. Очистка

2. Покрытие двумя слоями лака ЛЭ-7М

Поверхность защитного покрытия активной стали должна
быть без отслаивания, ровной и без подтеков лака

Д

Ослабление плотности прессовки активной стали

ВК, ИК, КИ

Щупы.

Набор № 2

Термометры шкала 0 — 100 °C

Амперметр

Вольтметр

Ваттметр

Динамометрический ключ

1. Установка клиньев-заполнителей

2. Подтяжка гаек нажимного кольца

3. Восстановление плотности прессовки

1. Щуп от усилия руки не должен входить между
сегментами активной стали на глубину более 1 мм на участке не ближе 100 мм от
нажимного кольца.

2. Гайки нажимного кольца должны быть затянуты и
закреплены от самоотвинчивания.

3. Активную сталь статора и обмотку статора испытать
в соответствии с нормами [1]

Е

Ослабление крепления деталей расклиновки лобовой
части обмотки статора

ВК, КИ

1. Подтягивание крепежных деталей.

2. Установка дистанционных распорок с прокладками на
клее.

3. Бандажировка стержней лобовой части обмотки
статора.

4. Заполнение зазоров между
деталями крепления и обмоткой статора препрегом

1. Деформация, повреждение покровной ленты на
стержнях и шинах после подтягивания не допускается.

2. Обмотку статора испытать в соответствии с нормами
[1]

Е

Ослабление, обрыв шнуровых бандажей

ВК, ИК, КИ

Замена бандажей

Обмотку статора испытать в соответствии с нормами [1]

Е

Истирание изоляции лобовых частей обмотки статора

ВК, ИК, КИ

1. Восстановление изоляции

2. Закрепление лобовых частей
обмотки статора

Обмотку статора испытать в соответствии с нормами [1]

Е

Нарушение электрической прочности концевых выводов
обмотки статора

ИК

Мегаомметр на 2500 В

Замена концевого вывода или его составной части

Концевые выводы испытать в соответствии с нормами [1]

Е

Нарушение электрической прочности стержня обмотки
статора

ИК

Мегаомметр на 2500 В

Замена стержня обмотки статора.

Стержень статора испытать в соответствии с нормами [1]

Е

Снижение сопротивления изоляции сосредоточенное
свечение желтого и красного цвета, тление.

Видимая корона при нормальном напряжении в корпусной
изоляции

КИ, ВК

Мегаомметр 2500 В

Сушка и ремонт корпусной изоляции полупроводящего
покрытия

Не допускается снижение сопротивления. Контрольные
испытания в соответствии с [1]

Нарушение защитного покрытия обмотки статора,
соединительных и выводных шин

ВК, ИК, КИ

Термометр шкала 0 — 100 °C

Амперметр

Вольтметр

Ваттметр

Частотомер

1. Очистка

2. Покрытие двумя слоями эмали ГФ92ХС

1. Поверхность защитного покрытия обмотки статора,
соединительных и выводных шин должна быть ровной, без отслаиваний и подтеков.

2. Обмотку статора испытать в соответствии с нормами
[1]

Обрыв термопреобразователей с соединительными
проводами

КИ

Мегаомметр на 1000 В

1. Пайка припоем ПОС-40

2. Замена проводки теплоконтроля

Сопротивление изоляции должно быть не менее 1,0 МОм

Пониженное сопротивление изоляции
термопреобразователей с соединительными проводами

КИ

Мегаомметр 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 от 0,2 до 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, ИК

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

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

ВК, ИК

Испытание методом кольцевого намагничивания и
вихревыми токами

Восстановление работоспособности активной стали в
зависимости от характера повреждений

Не допускается

Фреттинг-коррозия внешняя
поверхность активной стали статора

ВК

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

Не допускается увеличение сопротивления

Е

Истирание полупроводящего покрытия. Истирание
корпусной изоляции.

Посторонние предметы. Механические повреждения.
Пазовые разряды

ВК

Технический осмотр по наличию пыли серого цвета,
технический осмотр по наличию пыли желтого цвета, лупа, контроль по
специальной программе

Не допускаются истирание полупроводящего покрытия

Карта
дефектации и ремонта 2

Щит наружный, поз. 2 рисунка 5.1

Количество на изделие, шт. — 2

Обозначение

Возможный дефект

Метод установления дефекта

Контрольный инструмент

Заключение и рекомендуемый
способ ремонта

Технические требования
после ремонта

А, Б

В, Г,

Д, Е

Риски, забоины

ВК

Щуп набор № 2

Образцы шероховатости поверхности (рабочие)

1. Опиловка

2. Зачистка

3. Шабрение

Шероховатость поверхностей:

А, Б, В, Д — Rа ≤ 12,5 мкм

Г — Ra ≤ 6,3 мкм

Е — Ra ≤ 3,2 мкм

А, Б

Отклонение от плоскостности

ИК

Щуп

Дообработка

Неплоскостность (излом) А — не более 0,1 мм.

Б — не более 0,2 мм

Снижение сопротивления изоляции между наружным щитом
и полущитами вентилятора

ИК

Мегомметр на 1000 В

Замена изоляционных деталей

Сопротивление изоляции должно быть не менее 0,5 МОм

Карта
дефектации и ремонта 3

Обтекатель вентилятора поз. 3, рисунок 5.1

Количество на изделие, шт. — 2

Обозначение

Возможный дефект

Метод установления дефекта

Контрольный инструмент

Заключение и рекомендуемый
способ ремонта

Технические требования
после ремонта

А

Риски, забоины

ВК

Образцы шероховатости поверхности (рабочие)

1. Опиловка

2. Зачистка

3. Шабрение

Шероховатость — Rz ≤ 32 мкм

Б

Расслоения, трещины, подгары

ВК

ИК

Образцы шероховатости поверхности (рабочие)

Плита I-0-1000×630

Линейка ЛД-0-500

Щуп набор № 2

1. Опиловка

2. Шабрение

1 .Шероховатость — Rz < 80 мкм.

2. Допуск плоскостности — 0,1 мм

В

Ослабление крепления обтекателей к щиту

ВК

См. п. 7.2.8

Ослабление крепления не допускается

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

Обозначение

Возможный дефект

Метод установления дефекта

Контрольный инструмент

Заключение и рекомендуемый
способ ремонта

Технические требования
после ремонта

А

Износ, риски, забоины.

ВК

ИК

Лупа ЛП-4-10×.

Индикатор ИЧ 0,5 кл. 01.

Микрометр.

Образцы шероховатости поверхности (рабочие).

1. Проточка

2. Шлифовка.

1. Шероховатость поверхности
Ra ≤ 0,63 мкм.

2. Допуск цилиндричности — 0,03 мм.

3. Допуск круглости — 0,03 мм.

Допускаются риски глубиной до 0,5 мм на дуге до 45°.

Повреждение опорных шеек (риски, забоины, надиры)
допускаются не более
10 % поверхности шейки.
Допустимое уменьшение диаметра шейки после обработки устанавливается
ремонтной
документацией.

Б

Износ, риски, забоины.

ВК, ИК

Лупа ЛП-4-10×.

Многооборотный индикатор (2 шт.) с ценой деления
0,002 мм.

Поверочная линейка и пластинчатый щуп № 1, класс 2.

Образцы шероховатости поверхности (рабочие).

1. Проточка

2. Шлифовка

1. Шероховатость поверхности
Ra ≤ 0,63 мкм.

2. Допуск радиального биения —
0,03 мм

3. Допуск цилиндричности — 0,03
мм

4. Допуск круглости -0,03 мм.

В

Износ, риски, забоины.

Отклонение шероховатости поверхности.

Отклонение формы.

ВК, ИК

Лупа ЛП-4-10×

Индикатор ИЧ 0,5 кл. 01.

Микрометр МК 500-1.

Образцы шероховатости поверхности (рабочие).

1. Проточка.

2. Шлифовка.

1. Проточить на глубину не
более 1,0 мм

2. Шероховатость поверхности — Rа ≤ 2,5 мкм.

3. Допуск радиального биения — 0,05 мм.

Перегрев поверхности зубцов бочки ротора.

Электроэрозия поверхности контакта зубцовой зоны с
крайними клиньями после расклиновки.

ВК

Лупа.

Местная выборка металла зубцов с трещинами.

Не допускается перегрев поверхности зубцов.

Перегрев поверхности.

Отклонение шероховатости.

Фреттинг-коррозия. Трещины на посадочной поверхности
под бандажное кольцо.

Трещины и сколы зубцов.

ВК, ИК

Лупа.

Местная выборка металла, проточка поверхности и
сколы поврежденных участков зубцов.

Трещины на посадочной поверхности не допускаются.

Перегрев поверхности и механические повреждения
пазовых клиньев. Неплотное прилегание к сопрягаемой поверхности паза концевых
клиньев.

ВК

Лупа, простукивание молотком.

Устранение местных повреждений, частичная
переклиновка.

Механические повреждения пазовых клиньев не
допускаются. Допускаются отдельные повреждения глубиной не более 0,5 мм.

Нарушение корпусной изоляции обмотки ротора.

ИК

КИ

Мегаомметр на 1000 В

М4 100/4 кл. 1,0.

Замена корпусной изоляции.

Сушка изоляции.

Очистка от загрязнений.

Сопротивление изоляции не менее 2 кОм при
температуре 75 °С. Испытательное напряжение 1,0 кВ.

Нарушение витковой изоляции обмотки ротора.

ИК

КИ

Мегаомметр на 500 В

М4 100/3 кл. 1,0

Миллиамперметр, амперметр, вольтметр Э316 кл. 1,0.

Замена витковой изоляции.

Измерение сопротивления обмотки ротора переменному
току, п. 3.7 норм [
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

Тип генератора

Бандажное кольцо — бочка
ротора

Бандажное кольцо — упорное
кольцо

d1

d2

Натяг

d3

d4

Натяг

ТВФ-63-2Е

821,5-0,056

820+0,09

1,354 — 1,5

804+0,09

805,5-0,056

1,354 — 1,5

ТВФ-110-2Е

964,1-0,056

962+0,09

1,954 — 2,1

943+0,09

944,9-0,056

1,754 — 1,9

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

Тип генератора

Бандажное кольцо-бочка
ротора

d1

d2

Натяг

d3

d4

Натяг

ТВФ-63-2Е

857+0,09

858,3-0,056

1,154-1,3

820+0,09

821,50,056

1,354-1,5

ТВФ-110-

-2ЕУЗ

-2ЕТ3

997,1+0,09

999-0,056

1,754-1,9

962+0,09

964,1-0,056

1,954-2,1

ТВФ-110-

-2ЕПУЗ

996,8+0,09

999-0,056

2,054-2,2

961,9+0,09

964,1-0,056

2,054-2,2

Карта
дефектации и ремонта 5

Кольцо бандажное поз. 1 рисунков 7.2 и 7.3

Количество на изделие, шт. — 2

Обозначение

Возможный дефект

Метод установления дефекта

Контрольный инструмент

Заключение и рекомендуемый
способ ремонта

Технические требования
после ремонта

А

Б

В

Г

Фреттинг-коррозия, изоляционное растрескивание,
трещины,
подгары.

ВК, ИК,

Нутромер НМ 150-1250

Индикатор ИЧ 0,5 кл. 01

Устранение дефектов по СО 153-34.45.513-07 [2]

1. Ослабление натягов
недопустимо.

2. Допуск цилиндричности поверхностей А и Б не
более 0,03 мм.

3. Допуск круглости поверхностей А и Б не
более 0,2 мм.

4. Радиальное биение поверхности
Г относительно общей оси поверхностей А, Б, В не более 0,
1 мм.

5. Шероховатость поверхностей А, Б, В — Ra ≤ 2,5 мкм, поверхности
Г —
Ra ≤ 3

3,2 мкм

УЗД

УД2-12, УД4-Т

ЦД

Лупа.

Вмятины

ВК, ИК

Штангенциркуль ШЦIII1000-0,1.

Образцы шероховатости поверхности (рабочие)

1. Проточка

2. Шлифовка

3. Выборка местная

1. Местная выборка в
соответствии с СО 15
3-34.45.513-07 [2].

2. Шероховатость поверхности не более Rz ≤ 20 мкм

Сколы, риски, царапины, забоины

ВК

Лупа ЛП-4-10×

Штангенциркуль ШЦ-III-250-0,1

1. Местная выборка

2. Проточка

1. Глубина местной выборки и
глубина проточки по СО 15
3-34.45.513-07 [2]

Карта
дефектации и ремонта 6

Кольцо центрирующее поз. 2 рисунка 7.2

Количество на изделие, шт. 2

Обозначение

Возможный дефект

Метод установления дефекта

Контрольный инструмент

Заключение и рекомендуемый
способ ремонта

Технические требования
после ремонта

А

Контактная коррозия

ВК, ИК

ЦД.

Микрометр МРИ1000-0,01

Лупа

1. Проточка.

2. Шлифовка.

3 Местная выборка

1. Допустимая шероховатость Ra ≤ 2,5 мкм.

2. Допуск круглости — 0,03 мм

3. Допуск цилиндричности —
0,03 мм

А,

Трещины, подплавления, цвета побежалости

ВК

ЦД

Образцы шероховатости поверхности (рабочие)

Лупа

1. Зачистка.

2. Выборка.

3. Замена

1. Допустимая шероховатость Rz ≤ 40 мкм.

2. Допуск торцового биения
относительно оси вращения — 0,
1 мм

Карта
дефектации и ремонта 7

Кольцо центрирующее поз. 2 рисунка 7.3

Количество на изделие, шт. — 2

Обозначение

Возможный дефект

Метод установления дефекта

Контрольный инструмент

Заключение и рекомендуемый
способ ремонта

Технические требования
после ремонта

А

Контактная коррозия

ВК, ИК

ЦД

Микрометр МРИ 1000-0,01

Лупа

1. Проточка.

2. Шлифовка.

3. Местная выборка

1. Допустимая шероховатость Ra ≤ 2,5 мкм.

2. Допуск круглости — 0,03 мм.

3. Допуск цилиндричности — 0,03 мм

А

Б

В

Трещины, подплавления, цвета побежалости

ВК

ЦД

Образцы шероховатости поверхности (рабочие)

Лупа

1. Зачистка.

2. Выборка.

3. Замена.

1. Допустимая шероховатость Rz ≤ 40 мкм.

2. Допуск торцового биения относительно оси вращения
— 0,
1 мм

Карта
дефектации и ремонта 8

Кольцо пружинное поз. 3 рисунка 7.2

Количество на изделие, шт. — 2

Обозначение

Возможный дефект

Метод установления дефекта

Контрольный инструмент

Заключение и рекомендуемый
способ ремонта

Технические требования
после ремонта

А, Б

Забоины, заусенцы

ВК, ИК,

Образцы шероховатости поверхности (рабочие)

Опиловка

Допустимая шероховатость — Rz ≤ 20 км

А

Отклонение от плоскостности

ВК

ИК

Измерение.

Плита 1-0-1000×1000, щупы набор № 4

Рихтовка

Допуск плоскостности — 1 мм

Карта
дефектации и ремонта 9

Шпонка гребенчатая поз. 3 рисунка 7.3

Количество на изделие, шт. — 8

Обозначение

Возможный дефект

Метод установления дефекта

Контрольный инструмент

Заключение и рекомендуемый
способ ремонта

Технические требования
после ремонта

А, Б

Забоины, заусенцы

ВК, ИК,

Образцы шероховатости поверхности (рабочие)

Опиловка

Допустимая шероховатость

Поверхности А — Rz ≤ 40 мкм

Поверхности Б — Ra ≤ 2,5 мкм

А

Отклонение от параллельности

ВК

ИК

Измерение.

Плита 1-0-1000×1000, щупы набор № 4

Рихтовка

Допуск параллельности — 0,04 мм на длине 100 мм

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

Тип турбогенератора

Посадка контактных колец на
вал

Наружный диаметр
контактного кольца

Минимально допустимый
диаметр контактных колец

Д1

Д2

Натяг

Д3

Д3

ТВФ-63-2Е

190,60-0,1

186,60-0,1

0,454 — 0,6

320

308

190+0,046

186+0,046

ТВФ-110-2Е

190,60-0,1

186,60-0,1

0,454 — 0,6

320

308

190+0,046

186+0,046

Карта
дефектации и ремонта 10

Кольцо контактное поз. 1 рисунка 7.4

Количество на изделие, шт. — 2

Обозначение

Возможный дефект

Метод установления дефекта

Контрольный инструмент

Заключение и рекомендуемый
способ ремонта

Технические требования
после ремонта

Радиальное биение и перепад высот выходят за пределы допустимых
норм
, (измеряется не менее чем в трех точках по ширине
кольца)

ВК, ИК

Измерение. Индикатор часового типа ИЧ 0,5 кл.0

1. Проточка.

2. Шлифовка

3. Замена.

Радиальное биение и перепад высот должны быть в пределах
допусков, указанных в чертежах завода-изготовителя

А

Износ (измеряется в четырех точках по окружности
через 90° и не менее чем на трех дорожках)

ВК, ИК

Измерение. Индикатор часового типа ИЧ 0,5 кл.0.
Набор щупов № 2

1. Проточка.

2. Шлифовка.

3. Замена.

1. Допустимый диаметр не менее 308 мм

2. Шероховатость Rz ≤ 1,25 мкм

Уменьшение глубины спиральной канавки

ИК

ВК

Штангенциркуль ЩЦ-1125-0,1

Образцы шероховатости поверхности (рабочие)

Нарезка

1. Допустимая глубина не менее 3 мм.

2. Шероховатость — Rz ≤ 20 мкм

Следы эрозии, подгары, матовая поверхность

ВК

1. Проточка.

2. Шлифовка

Карта дефектации и ремонта 11

Болт токоведущий поз. 2 и 3 рисунка 7.4

Количество на изделие — по 2 шт.

Обозначение

Возможный дефект

Метод установления дефекта

Контрольный инструмент

Заключение и рекомендуемый
способ ремонта

Технические требования
после ремонта

А

Нарушение серебряного покрытия контактных
поверхностей

ВК, ИК

Лупа

Серебрение контактных поверхностей покрытия — 9 мкм

Допустимое нарушение серебряного покрытия не более 10 % площади контактной
поверхности

Б, В

Нарушение резьбовой поверхности более одного витка

Забоины, задиры, подломы, выкрашивания и срывы
резьбы, коррозионные изъявления рабочей части резьбы на длине более одного
витка

ВК, ИК

Лупа

Замена болта токоведущего

Не допускаются

А

Выступы от деформации смятия шлица опорной
контактной поверхности болта

ВК

Напильник

Запиловка заподлицо с контактной поверхностью или
замена

Допускаются неровности поверхности не более 0,05 мм
(допуск
плоскостности)

Г

Деформация по длине болта токоведущего

ВК

ИК

Замена болта токоведущего

Деформация по длине болта не допускается

Г

Дефекты изоляционного покрытия болта токоведущего

ВК

Лупа

Замена изоляционного покрытия

Дефекты изоляционного покрытия болта не допускаются

Карта
дефектации и ремонта 12

Винт контактный поз. 3 рисунка 7.4

Количество на изделие, шт. — 4

Обозначение

Возможный дефект

Метод установления дефекта

Контрольный инструмент

Заключение и рекомендуемый
способ ремонта

Технические требования
после ремонта

Зазор при сопряжении с верхней изолирующей коробкой

ВК

Микрометр, штангенциркуль

Обработка установка дополнительных изоляционных
деталей

Зазор при сопряжении с верхней изолирующей коробкой
не допускается

А

Нарушение серебряного покрытия контактной
поверхности

ВК, ИК

Лупа

Серебрение контактных поверхностей Толщина покрытия
— 9 мкм

Допустимое нарушение серебряного покрытия не более
10 % площади контактной поверхности

Выступы от деформации смятия шлица опорной
поверхности головки

ВК, ИК

Штангенциркуль ШЦ-1-125-0,1

Запиловка заподлицо с поверхностью головки

Не допускается смятие шлицев более 1 мм по ширине

Б

Трещины, сколы в резьбовой части винта контактного

ВК, ИК

Лупа

Замена винта контактного

Трещины, сколы в резьбовой части винта не
допускаются

А, Б

Деформация головки контактного винта относительно
резьбовой части

Отклонение от перпендикулярности

ВК

ИК

Набор щупов № 2

Поверочный угольник УПП-1-60

Замена

Деформация головки контактного винта не допускается.

Допуск неперпендикулярности — не более 0,5 мм

Электроэрозия

Механические повреждения

Износ, отслоение серебряного покрытия

ВК

Указанные дефекты не допускаются

R

Сколы и трещины на радиусе перехода

ВК

Лупа

Замена винта

Указанные дефекты не допускаются

Утонение резьбовой части. Увеличение шага резьбы

ИК

Штангенциркуль ЩЦ-I-125-0,1

Замена винта

Указанные дефекты не допускаются

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

Номинальный диаметр резьбы,
дюйм

Средний диаметр, мм

Шаг, мм

Рабочая длина, мм

Моменты затяжки, Н ∙
м (кгс ∙ см)

3/4

25

1,814

14 — 17

20 — 25 (200 — 250)

1

32

2,209

15 — 18

28 — 35 (280 — 350)

1 1/4

40

2,209

16 — 20

50 — 60 (500 — 600)

1 1/2

46

2,209

18 — 23

70 — 85 (700 — 850)

2

58

2,209

20 — 30

130 — 160 (1300 — 1600)

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

Тип турбогенератора

Обозначение

Натяг

ТВФ-63-2Е

Δ = d1d2

0,997 — 1,1

ТВФ-110-2Е

Δ = d1d2

1,286 — 1,4

Карта
дефектации и ремонта 13

Лопатка вентилятора поз. 1 рисунка 7.5

Количество на изделие, шт. — 2 комплекта.

Обозначение

Возможный дефект

Метод установления дефекта

Контрольный инструмент

Заключение и рекомендуемый
способ ремонта

Технические требования
после ремонта

А

«Следы» модельного литья, поры, раковины, трещины,
эрозионный износ, забоины и
сколы.

ВК

ЦД

Лупа.

Способ ремонта см. п. 7.9.5

Т.Т. см. п. 7.9.4

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 (Rz
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

Обозначение

Возможный дефект

Метод установления дефекта

Контрольный инструмент

Заключение и рекомендуемый
способ ремонта

Технические требования
после ремонта

А,

Риски, задиры

ВК

ИК

По образцам шероховатости поверхностей

Шабрение

1. Шероховатость
поверхностей:

А, Б — Ra ≤ 1,25 мкм

А, Б

Неплоскостность (смещение половин корпуса в осевом
направлении)

ИК

Щупы № 1, класс 2.

Плита поверочная, класс 1

Дообработка посадочных под установочные болты,
изготовление
новых установочных болтов

Неплоскостность (смещение половин корпуса) — 0,05 мм

Риски, забоины, отклонение от плоскостности (на
горизонтальном разъеме)

ВК

ИК

контроль на краску по поверочной плите

Плита поверочная 1-0630×400

Шабрение

1. Шероховатость — Ra ≤ 2,5 мкм.

2. Допустимое количество точек контакта при проверке
на краску на поверочной плите — не менее
10 на площади 25×25 мм

Засорение маслоподводящих отверстий

ВК

Чистка отверстий

Засорение не допускается

Карта
дефектации и ремонта 15

Вкладыш уплотнения поз. 2 рисунка 7.6

Количество на изделие, шт. – 2

Обозначение

Возможный дефект

Метод установления дефекта

Контрольный инструмент

Заключение и рекомендуемый
способ ремонта

Технические требования
после ремонта

А

Б

Забоины

ВК

1. Опиловка

2. Зачистка

3. Шабрение

Неперпендикулярность поверхн. А и Б относительно
поверхн. Д 0,05 мм.

Шероховатость поверхностей А и Б Ra ≤ 2,5 мкм

В

Г

Забоины

ВК

1. Опиловка

2. Зачистка

3. Шабрение

Шероховатость поверхностей Rz ≤ 80 мкм

Поверхность разъема

Неплоскостность разъема

ИК

Пластинчатый щуп № 1, класс 2

Шабрение

Шероховатость поверхности разъема Ra ≤ 1,0 мкм. Количество
пятен в квадрате со стороной 25 мм не менее
16.

Щуп толщиной 0,03 мм не должен
входить в разъем на глубину более 3 мм

А

Б

Д

Смещение половин вкладыша относительно друг друга:

— поверхностей А или Б — в осевом направлении;

— поверхности Д — в радиальном направление

ИК

Пластинчатый щуп № 1, класс 2

Доработать отверстия под конические установочные
болты

Смещение не допускается

Д

Отставание баббита

ВК

Метод керосиновой пробы (появление масла на границе
баббита и стали)

Отставание баббита более 10 % периметра.

Перезаливка баббита

Отставание баббита не более 10 % периметра

Д

Износ

(Расход масла в сторону водорода на остановленном
турбогенераторе более 3 л/мин)

ИК

Нутромер

Перезаливка баббита

Диаметр расточки баббитовой поверхности Д равен
диаметру шейки вала плюс 0,
1+0,03 мм.

Шероховатость поверхности Rа ≤ 1,25 мкм.

Расход масла в сторону водорода на остановленном
турбогенераторе более 3 л/мин

Д

Трещины

ВК

Перезаливка баббита

Трещины не допустимы

Карта
дефектации и ремонта 16

Маслоуловитель поз. 3 рис. 7.6

Количество на изделие, шт. — 2

Обозначение

Возможный дефект

Метод установления дефекта

Контрольный инструмент

Заключение и рекомендуемый
способ ремонта

Технические требования
после ремонта

А

Риски, забоины, отклонение от плоскостности

ВК

ИК

Контроль на краску по поверочной плите.

Образцы шероховатости поверхности (рабочие)

Плита поверочная 1-0-1000×630

Шабрение

1. Шероховатость — Ra ≤ 2,5 мкм.

2. Допустимое количество точек контакта при проверке
на краску по поверочной плите — не менее
10 на площади 25×25 мм.

Б

Риски, забоины

ВК

Образцы шероховатости поверхности (рабочие)

Шабрение

Шероховатость — Rz ≤ 20 мкм.

В

Износ

ВК

ИК

Образцы шероховатости поверхности (рабочие)

Нутрометр НМ 75-600.

1. Оттяжка ножей, проточка

2. Замена.

1. Шероховатость — Rz ≤ 40 мкм.

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

Обозначение

Возможный дефект

Метод установления дефекта

Контрольный инструмент

Заключение и рекомендуемый
способ ремонта

Технические требования
после ремонта

А

Неплотное прилегание поверхностей разъема.

ВК

ИК, проверка прилегания «на
краску».

Линейка — 300

Щупы. Набор № 2.

Шабровка.

1. В свободном состоянии (фланцы разъема не
затянуты) щуп толщиной 0,03 мм не должен входить в разъем на глубину более 3
мм.

2. После шабровки должно быть не менее десяти пятен
касания на площади 2
25 мм.

Б

Трещины, задиры, посторонние включения.

Газовые, раковины, единичные поры.

Кольцевые царапины на рабочей поверхности баббита
отслоение баббита.

ВК, ИК

Лупа ЛП-4-10×

Нутромер НМ-500

Щупы. Набор № 2

Образцы шероховатости поверхности (рабочие)

Профилометр мод. 296

Свинцовая скрутка.

1. Перезаливка баббитовой
поверхности

2. Наплавка

3. Проточка

4. Шлифовка

5. Шабровка

1. Проточка баббитовой
поверхности в соответствии с конструкторской документацией
завода-изготовителя.

2. Шероховатость поверхности — Ra ≤ 1,0 мкм.

А

Риски, забоины.

ВК, ИК

Лупа ЛП-4-10×

Образцы шероховатости поверхности (рабочие)

Профилометр мод. 296.

1. Запиловка.

2. Шабровка.

Шероховатость поверхности — Ra ≤ 2,0 мкм.

А

Течи масла из подшипника, снижение сопротивления
изоляции на месте установки.

ВК, ИК

Мегаомметр на 1000 В.

Устранение причин течи масла и загрязнений.

Не допускается течи масла из подшипника.

А

Отклонение от нормированного взаиморасположения
поверхностей деталей.

ИК

Линейка-300, штангенциркуль, набор
щупов.

Отклонения не допускаются.

Грязь, посторонние предметы, трещины на внутренней
поверхности корпуса подшипника.

ВК

Метод капиллярной дефектоскопии.

Устранение загрязнений.

Не допускаются наличие грязи и посторонних
предметов.

Забоины, царапины и выступы на поверхности опирания
вкладыша.

ВК

Шабровка.

Не допускаются выступы и забоины.

Неудовлетворительное прилегание нижней части
вкладыша поверхности прилегания к стояку.

ВК

Шабрение сопрягаемых поверхностей.

Не менее 10 пятен на квадрате 25×25 мм; в нижней части по
всей ширине сферы на дуге, равной ширине сферы. Шабрение сопрягаемых
поверхностей.

Большой (недостаточный) зазор «маслоуловитель — вал
ротора».

ИК

Набор щупов № 2.

Шабрение, замена ножей маслоуловителя.

По карте технического контроля.

Шабрение, замена ножей маслоуловителя.

Ослабление крепления ножей маслоуловителей.

ВК

Чеканка. Оттяжка ножей, проточка. Замена
повреждённых деталей.

Не допускается ослабление крепления.

Структуирование, механические повреждения
уплотняющих прокладок шнуров.

ВК

Замена повреждённых деталей.

Не допускаются механические повреждения уплотняющих
прокладок.

Механические повреждения, расслоение изоляционных
деталей.

ВК

Замена повреждённых деталей.

Не допускаются повреждения изоляционных деталей.

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

Обозначение

Возможный дефект

Метод установления дефекта

Контрольный инструмент

Заключение и рекомендуемый
способ ремонта

Технические требования
после ремонта

А

Неисправность нажимного механизма щеткодержателя
(ослабленное нажатие, трещины и излом пружины, усилие больше допустимого).

ВК, ИК

Лупа ЛП-4-10×

Динамометр пружинный указывающий типа ДПУ-0,01-2

1. Замена нажимного механизма.

1. Усилие нажатия пружины должно быть 15 ± 1,5 Н
(1,53 ± 0,153) кг.

А

Повышенный нагрев ЩКА, ускоренный износ щеточного
механизм
а (усилие нажимного механизма больше допустимого).

ВК

Замена нажимного механизма.

Б

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-III-125-0,1

Щупы. Набор № 2

1. Правка корпуса щеткодержателя

2. Опиловка, пригонка и доводка внутренней
поверхности щеткодержателя

3. Замена щеткодержателя.

1. Размеры корпуса должны соответствовать требованию
рабочей документации.

2. Заусенцы, задиры и острые кромки на внутренней
поверхности щеткодержателя не допускаются.

3. Шероховатость внутренней поверхности — Rz ≤ 2,0 мкм.

4. Двусторонний зазор «а» между внутренней
поверхностью щеткодержателя и боковой поверхностью щетки должен быть в
пределах 0,1 — 0,3 мм

5. Перемещение щетки в щеткодержателе должно быть
свободным, без заеданий.

ВК

Лупа ЛП-4-10×

Образцы шероховатости поверхности (рабочие).

Г

Неравномерный износ, единичные нарушения рабочей
поверхности щетки (риски, царапины, эрозия и т.п.), износ щетки до длины не
менее 30 мм. Трещины, сколы и выкрашивание более чем 10% рабочей поверхности
щетки.

ВК, ИК

Лупа ЛП-4-10×

Штангенциркуль ШЦ-III-125-0,1

1. Притирка рабочей поверхности щетки по рабочей
поверхности контактного кольца.

2. Замена щетки.

1. «Зеркальный» натир должен быть не менее чем на 90
% рабочей поверхности щетки.

2. Длина щетки должна быть не менее 30 мм.

3. Давление на щетки должно быть одинаковым с
точностью ±10 % и должно соответствовать «Инструкции по эксплуатации» завода
изготовителя.

Износ боковой поверхности щетки более чем на 0,1 мм

Трещины, сколы, выкрашивание более чем 20 % боковой
поверхности щетки.

ВК, ИК

Лупа ЛП-4-10×

Щупы. Набор № 2.

Замена щетки.

Двусторонний зазор «а» между боковой поверхностью
щетки и внутренней поверхностью щеткодержателя должен быть не более 0,3 мм.

Ослабление крепления болтовых соединений траверсы,
кабельных наконечников, щеточных блоков.

ВК

Не допускаются ослабление крепления болтовых
соединений.

Снижение сопротивления изоляции траверсы между
токоведущими кольцами и корпусом и между самими токоведущими кольцами.

ИК в соответствии с [1].

Мегаомметр на 1000 В.

Восстановить изоляцию (сушка, очистка, ревизия).

Не допускается снижение сопротивления изоляции
траверсы.

Карта
дефектации и ремонта 19

Газоохладители, поз. 8 рисунка 5.1

Количество на изделие, шт. — 6

Обозначение

Возможный дефект

Метод установления дефекта

Контрольный инструмент

Заключение и рекомендуемый
способ ремонта

Технические требования
после ремонта

А

Нарушение плотности резьбового
соединения

ВК

ИК

Лупа ЛП-4-10×

Калибры резьбовые

Щупы. Набор № 2

1. Затяжка, стопорение крепежных деталей

2. Замена крепежных деталей

1. Не допускается ослабление
плотности соединения

2. Детали резьбовых соединений, стопорение от
самоотвинчивания должны соответствовать требованиям конструкторской документации

Б

Нарушение плотности соединения
поверхностей трубных
досок и крышек

ИК, КИ

Динамометрический ключ

1. Тарированная затяжка

2. Замена прокладки

Газоохладитель испытать гидравлическим давлением 0,588 МПа (6 кгс/см2)
в течение
30 мин

В

Нарушение покрытия

наружных поверхностей трубных досок

ВК

Лупа ЛП-4-10×

1. Очистка

2. Покрытие эмалью

Наружные поверхности трубных досок после очистки должны быть
покрыты одним слоем эмали ГФ 92ХС

Г

Наличие отложений на внутренних стенках охлаждающих
трубок

ВК

1. Очистка

2. Промывка

Внутренняя поверхность трубок должна быть очищена

Д

Течи трубок, нарушение плотности развальцовки трубок
в трубных досках

ВК

Заглушка трубок, замена воздухоохладителя

Допустимое количество заглушенных трубок в каждом
охладителе не более 5 % от общего количества трубок

Е

Нарушение покрытия поверхностей воздухоохладителей

ВК

Лупа ЛП-4-10×

1. Очистка

2. Покрытие эмалью

Поверхности воздухоохладителя, кроме таблички на
крышке и трубок, должны быть покрыты эмалью ПФ-
133

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

Обозначение

Возможный дефект

Метод установления дефекта

Контрольный инструмент

Заключение и рекомендуемый
способ ремонта

Технические требования
после ремонта

А

Забоины, подгары, нарушение серебряного покрытия
контактной поверхности вывода.

ВК

ИК

Линейка измерительная 1300.

Штангенциркуль ЩЦ-III-630-0,10

1. Зачистка.

2. Опиловка.

3. Серебрение.

1. На контактной поверхности концевого вывода
допускаются забоины с одной стороны на площади не более 40 мм2.

2. Шероховатость поверхности — не более Ra = 12,5 мкм.

3. Подгары и отслаивания покрытия контактной
поверхности допускаются на площади не более 2550 мм2.

4. Толщина серебряного покрытия должна быть от 6 до
9 мкм.

Б

Г

Нарушение газоплотности концевого вывода.

ВК

КИ

Манометр М 1,0 МПа — 1

1. Замена прокладок.

2. Шлифовка торцов изолятора.

3. Замена изолятора.

Т.Т. см. п. 7.15.1

В

Сколы, трещины, повреждения глазури.

ВК

Замена изолятора.

Повреждения на поверхностях изолятора не
допускаются.

Д

Нарушение электрической прочности изоляции концевого
вывода.

ВК

КИ

Стенд испытательный СИВ-700/60-55.

Мегаомметр 2500 В.

1. Восстановление изоляции.

2. Замена уплотнительных шайб, колец, фарфорового
изолятора.

Изоляция концевого вывода должна выдержать
электрические испытания согласно п. 7.15.2.

Е

Ослабление крепления гайки уплотнительного

кольца.

ВК

Затяжка гайки.

Гайка уплотнительного кольца должна быть
застопорена.

Ж

Задиры, деформация колец.

ВК

1. Рихтовка колец.

2. Замена колец.

Задиры и деформация колец не допустимы.

Нарушение герметичности стержня вывода.

ВК

ИК

Манометр

Т.Т. см. п. 7.15.1.

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

Место замера

Тип турбогенератора

ТВФ-63-2Е

ТВФ-110-2Е

Воздушный зазор

46,7 — 48,3

63,2 — 64,8

Разница вылетов от торцов бандажных колец до стали
статора со стороны к/колец и турбин:
L2-L1

4 max

4 max

Таблица 8.2 — Зазоры между вентилятором и обтекателем

в миллиметрах

Место замера

Тип турбогенератора

ТВФ-63-2Е

ТВФ-110-2Е

Осевой зазор — «а» ст. возбудителя

29,5 — 34,5

15,5 — 27,5

Осевой зазор — «а» ст. турбины

23,9 — 28,9

3,5 — 15,5

Радиальные зазоры — «b» ст. возбудителя и турбины

2,0 — 2,85

2,0 — 2,8

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

Место замера и параметры
вибрации

Частота вращения ротора,
об/мин

Единицы измерения

***200

***400

600

800

1000

1ая
критическая

1200

1400

**3000

**3150

**3400

1. Опорный подшипник (вал ротора) ст. турбины

вертикальная

фаза*

град

вибросмещ.

мкм

поперечная

фаза

град

вибросмещ.

мкм

2. Опорный подшипник (вал ротора) ст. контактных
колец

вертикальная

фаза

град

вибросмещ.

мкм

поперечная

фаза

град

вибросмещ.

мкм

Примечания:

Первая критическая частота
вращения должна быть зафиксирована и занесена в графу частота вращения. В
таблице столбец параметров первой 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.

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

Наименование средств
измерения

Условное обозначение
средств измерения

Индикаторы часовые

Индикатор                   ИЧ 0,5 Кл. 01

ГОСТ
577

Линейки измерительные

500                                 ГОСТ 427

Линейки поверочные

Линейка                        ЛД-0-500

ГОСТ 8026

Лупа

ЛП4-10×                        ГОСТ
25706

Микрометры

Микрометр                  ГОСТ
6507

Щупы плоские для станочных приспособлений.
Конструкция

Набор щупов              № 1. Кл. 2

                                        № 2. Кл. 1

                                        № 4. Кл. 1

ГОСТ 8925

Нутрометры микрометрические

Нутрометр                   НМ 75

                                        НМ 150

                                        НМ 500

ГОСТ 10

Образцы шероховатости

Образец шероховатости

                                        0,2-ШЦ

                                        0,32-Т

                                        0,32-Р

                                        0,4-ШЦ

                                        0,63-Т

                                        0,63-ТТ

ГОСТ
9378

Плиты поверочные

Плита                            1-0-1000×630

ГОСТ 10905

Штангенциркули

Штангенциркуль

                                        ШЦ-I125-0,11

                                        ШЦ-III-125-0,1-1

                                        ШЦ-III-250-0,1-1

                                        ШЦ-III-630-0,1-1

                                        ШЦ-III1000-0,11

ГОСТ
166

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.

Ключевые слова: турбогенераторы, качество
ремонта, технические условия

Руководитель
организации-разработчика

ЗАО «ЦКБ
Энергоремонт»

Генеральный директор

А.В. Гондарь

Руководитель разработки

Заместитель
генерального директора

Ю.B. Трофимов

Исполнители

Главный
конструктор проекта

Л.А. Дугинов

Понравилась статья? Поделить с друзьями:
  • Инструкция по телефону панасоник kx ts2365ru
  • Диктофон сони icd p630f инструкция на русском языке
  • Эспумизан цена в челябинске инструкция по применению
  • Препарат l лизина эсцинат инструкция по применению
  • Таурин глазные капли инструкция по применению цена в москве