Меню

Капитальный ремонт паровых турбин сметы

Смета на Расширенный текущий ремонт турбоагрегата ПТ-12-35/10м ст.№6

Смета на Расширенный текущий ремонт турбоагрегата ПТ-12-35/10м ст.№6.

  • Вскрытие корпусов турбины с противодавлением, начальное давление пара: до 3,43(35) МПа(ата), ЦВД наружный
  • Ремонт крепежа корпусов ЦВД (наружного и внутреннего) и фланцев паропроводящих труб, турбина с противодавлением, начальное давление пара до 3,43(35) МПа (ата): 3 группа сложности
  • Ремонт при разобранном цилиндре каминных уплотнений ЦВД с заменой свыше 50 до 100% сегментов уплотнительных колец турбин конденсационных, теплофикационных и с противодавлением, начальное давление пара: до 3,43(35) МПа (ата)
  • Ремонт обойм уплотнений ЦВД с шабрением горизонтального разъёма заменой сегментов уплопнительных колец до 50% турбин конденсационных, теплофикационных и с противодавлением, начальное давление пара: до 3,43(35) МПа (ата)
  • Ремонт поворотной диафрагмы с притиркой поясков турбин теплофикационных, диаметром до 1500мм
  • Восстановление радиальных зазоров в концевых и диафрагменных уплотнениях ЦВД турбин конденсационных, теплофикационных и с противодавлением, начальное давление пара: до 3,43(35) МПа(ата) КОЭФ. К ПОЗИЦИИ: КО,5
  • Сборка и закрытие ЦВД турбин конденсационных, теплофикационных и с противодавлением, начальное давление пара: до 3,43(35) МПа(ата)
  • Ремонт без замены (перезаливки) вкладыша при вынутом роторе передней опоры турбин конденсационных, теплофикационных и с противодавлением: опорно-упорный подшипник, диаметр вкладыша подшипника до 200мм
  • Ремонт без замены (перезаливки) вкладыша при вынутых роторах опоры РТ-РГ турбин конденсационных, теплофикационных и с противодавлением: мощность турбины до 25МВт
  • Ремонт без замены(перезаливки) вкладыша опоры РГ без выемки ротора турбин конденсационных, теплофикационных и с противодавлением: мощность турбины до 25МВт
  • Ремонт опор возбудителя без замены (перезаливки) вкладышей при диаметре вкладышей до 150мм
  • Разборка и сборка маслоуловителя с подгонкой радиальных зазоров: при мощности до 110 МВт
  • Ремонт маслоуловителя с шабрением разъёма, изготовлением и заменой уплотнительных колец с последующей проточкой: при мощности до 110 МВт
  • Ремонт валоповоротного устройства, мощность турбины: до 25МВт
  • Устранение дефектов центровки валопровода турбоагрегата: 3 ротора валопровода
  • Устранение коленчатости соединения пары роторов турбоагрегата при количестве болтов в муфте до 12 шт
  • Ремонт жесткой и полужесткой муфты турбоагрегата без снятия полумуфты
  • Ремонт клапана диаметром до 500мм автоматического затвора высокого и среднего давления со шлифовкой и притиркой уплотняющих поверхностей: начальное давление до 12,75(130) МПа(ата)
  • Ремонт клапана регулирующего высокого и среднего давления (сбросного) со шлифовкой и притиркой уплотняющих поверхностей: начальное давление пара до 12,75(130) МПа(ата), диаметр клапана до 200мм КОЭФ. К ПОЗИЦИИ:
  • Ремонт рычажных связей системы парораспределения турбин мощностью до 2 5 МВт
  • Разборка, очистка и дефектация узлов системы регулирования и защиты турбина с двумя регулируемыми отборами мощностью: до 25МВт.Устранение дефектов или замена изношенных деталей. Сборка. Заполнение формуляров.
  • Промывка системы рабочей жидкостью, турбина с двумя регулируемыми отборами мощностью: до 25МВт
  • Балансировка валопровода турбоагрегата на месте, мощность агрегата: до 25МВт
  • Балансировка валопровода турбоагрегата на месте, мощность агрегата: до 2 5 МВт

Источник

Капитальный ремонт паровых турбин сметы

Базовые цены, приведенные в настоящей части, предназначены для оценки затрат на работы по ремонту паротурбинных установок, выполняемые персоналом электростанций и сетевых предприятий.
Общие положения, приведенные во вступительной части Пособия распространяются на данную часть «Базовых цен»
Часть 2 включает в себя разделов на ремонт и техническое обслуживание следующего оборудования со следующими примечаниями:
01. Ремонт паровых турбин
Примечания:
1. При ремонте теплофикационных турбин типа ПТР-30-2,9/06 и ПТР-30 2,9/025 применяются базовые цены на ремонт узлов теплофикационной турбины мощностью до 25 МВт с начальным давлением пара до 3,43 МПа.
2. При отсутствии на ремонтной площадке мостового, козлового или полукозлового крана, предусмотренного технологией производства работ, к базовым ценам раздела 01 применяется коэффициент К=1,1.
02. Ремонт теплообменных аппаратов
Примечания:
В базовых ценах раздела 02 учтены затраты на замену латунных трубок теплообменных аппаратов на трубки из аналогичного материала.
03. Ремонт приводных турбин
04. Техническое обслуживание
Примечания:
В базовых ценах на техническое обслуживание энергетического оборудования учтены годовые затраты, за исключением раздела 09 Части 17, где предусмотрено разовое техническое обслуживание.
05. Технологическая оснастка для ремонта паровых турбин

Далее приведем собранные из различных источников консультации и разъяснения по применению части 2 «Базовых цен»

1.1 базовой цене поз.0110030301 (ремонт муфт РВД-РНД) затраты:

на шабрение торца полумуфты для устранения перекоса,

на проверку боя торца полумуфты двумя индикаторами при проворачивании ротора;

1.2 в базовых ценах табл.010601, 010663, 010645 (ремонт роторов турбины) затраты:

на шлифовку шейки ротора,

на проточку шеек ротора РВД, РИД, РГ;

1.3 в базовых ценах табл.010507, 010510, 010402, 010405 (ремонт диафрагм ЦНД и ЦВД) затраты на проверку остаточного прогиба диафрагм с помощью монтажной линейки и щупа;

в базовых ценах табл.010720, 010707 (ремонт наружного корпуса ЦВД и ЦНД) затраты на проверку коробления цилиндра по его фланцам и расточкам с выполнением обтяжки фланцев (внутренний и наружный ЦВД и ЦНД);

1.5 в базовой цене поз.01020110 (ремонт крепежа корпуса ЦВД и фланцев пароподводящих труб) затраты на притирку уплотняющих поверхностей фланцев пароотводящих труб абразивным кругом;

1.6 в базовых ценах табл.010901, 010902, 010903, 010904, 010906, 010907 (ремонт опор турбины) затраты:

на притирку сферических шайб выносного упорного подшипника тур­бин с проверкой и установкой разбега ротора (после перезаливки баббита),

на шабрение баббитовой залив­ки вкладыша подшипника турбины по калибру (по шейке ротора),

на ремонт (замену) поперечной шпонки (призматической),

на подгонку прилегания уста­новочных подушек вкладыша или обойм опорного подшипника шабре­нием по краске (после перезаливки баббита),

на ремонт упорной колодки?

В «Базовых ценах» учтены затраты, приведенные в пунктах 1.1 — 1.6 вопроса, за исключением — в базовых ценах табл.010402. 010405 на ремонт обойм диафрагм не учтены затраты на проверку остаточного прогиба диафрагм, т.к. эти работы по технологии учтены в ремонте диафрагм.

Учтены ли в «Базовых ценах» затраты по содержанию и эксплуа­тации компрессора?

В соответствии с п.9 «Общих положений» затраты по содержанию и эксплуатации компрессора не учтены в базовых ценах на , ремонт паротурбинных установок.

Какие виды очисток учтены в базовых ценах подраздела 0106 «Ремонт роторов»?

В базовых ценах подраздела 0106 на ремонт роторов учтены затраты на их очистку от солевых отложений, выполняемую согласно техпроцессов на ремонт.

Как применяются базовые цены табл. 011002 при определении стоимости работ по устранению коленчатости соединения ротор турбины — ротор генератора через компенсатор?

При определении стоимости работ по устранению коленчатости соединения ротор турбины — ротор генератора через компенсатор, т.е. полумуфта — компенсатор — полумуфта применяются базовые цены табл. 011002 однократно.

Учтены ли в базовых ценах табл. 011002 «Устранение коленчатости соединения пары роторов турбо агрегата затраты на райберовку?

В базовых ценах табл. 011002 на устранение коленчатости соединения пары роторов турбоагрегата учтены затраты на райберовку.

Правомерно ли базовые цены табл. 011003 «Ремонт муфты турбоагрегата» удваивать, т.к. муфта состоит из 2-х полумуфт?

Базовые цены табл. 011003 установлены на ремонт одной полумуфты. Соответствующее разъяснение будет включено в Дополнение.

Учтены ли в базовых ценах табл. 011301 (ремонт маслосистемы турбоагрегата) затраты на ремонт трубопроводной арматуры масло-системы?

В базовых ценах таблицы 011301 на ремонт маслосистемы турбоагрегата не учтены затраты на ремонт трубопроводной арматуры. Стоимость ремонта клапанов, задвижек и т.п. необходимо определять по базовым ценам части 3.

Учтены ли в базовых ценах части 2 затраты на зачистку под контроль металла?

Согласно п. 18 «Общих положений» в базовых ценах части 2 учтены затраты на зачистку под контроль металла.

Источник

Капитальный ремонт паровых турбин сметы

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ НП «ИНВЭЛ»

ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ НА КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ

НОРМЫ И ТРЕБОВАНИЯ

27.040
ОКП 31 1111 1

Дата введения 2010-01-11

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 определяет технические требования к ремонту турбин паровых стационарных и требования к качеству отремонтированных турбин.

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 70238424.27.100.012-2008 Тепловые и гидравлические станции. Методики оценки качества ремонта энергетического оборудования.

Добровольное применение настоящего стандарта, совместно с другими стандартами организации 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»

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

1 Область применения

1 Область применения

Настоящий стандарт:

— определяет технические нормы и требования к ремонту турбин паровых стационарных для тепловых электростанций, направленные на обеспечение промышленной безопасности тепловых электрических станций, экологической безопасности, повышение надежности эксплуатации и качества ремонта;

— устанавливает:

Читайте также:  Автомастерские по капитальному ремонту двигателей

— технические требования, объем и методы дефектования, способы ремонта, методы контроля и испытаний к составным частям и турбин паровых стационарных в целом в процессе ремонта и после ремонта;

— объемы, методы испытаний и сравнения показателей качества отремонтированных паровых стационарных турбин с их нормативными значениями и значениями до ремонта;

— распространяется на капитальный ремонт турбин паровых стационарных;

— 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 N 184-ФЗ «О техническом регулировании»

ГОСТ 4.424-86 Система показателей качества продукции. Турбины паровые стационарные. Номенклатура показателей

ГОСТ 8.050-73 Нормативные условия выполнения линейных и угловых измерений

ГОСТ 8.051-81 Погрешности, допускаемые при измерении линейных размеров до 500 мм

ГОСТ 12.1.003-83 Шум. Общие требования безопасности

ГОСТ 27.002-89* Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения
________________
* На территории Российской Федерации документ не действует. Действует ГОСТ Р 27.002-2009, здесь и далее по тексту. — Примечание изготовителя базы данных.

ГОСТ 162-90 Штангенглубиномеры. Технические условия

ГОСТ 166-89 Штангенциркули. Технические условия

ГОСТ 427-75 Линейки измерительные металлические. Технические требования

ГОСТ 520-2002* Подшипники качения. Общие технические условия
________________
* На территории Российской Федерации документ не действует. Действует ГОСТ 520-2011, здесь и далее по тексту. — Примечание изготовителя базы данных.

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

ГОСТ 868-82 Нутромеры индикаторные с ценой деления 0,01 мм. Технические условия

ГОСТ 2405-88 Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, напоромеры, тягомеры и тягонапоромеры. Общие технические условия

ГОСТ 6507-90 Микрометры. Технические условия

ГОСТ 8026-92 Линейки поверочные. Технические условия

ГОСТ 9038-90 Меры длины концевые плоскопараллельные. Технические условия

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

ГОСТ 10157-79 Аргон газообразный и жидкий. Технические условия

ГОСТ 10905-86 Плиты поверочные и разметочные. Технические условия

ГОСТ 11098-75 Скобы с отсчетным устройством. Технические условия

ГОСТ 13837-79 Динамометры общего назначения. 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 23677-79 Твердомеры для металлов. Общие технические условия

ГОСТ 24278-89 Установки турбинные паровые стационарные для привода электрических генераторов ТЭС. Общие технические требования

ГОСТ 25364-97 Агрегаты паротурбинные стационарные. Нормы вибрации опор валопроводов и общие требования к проведению измерений

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

СТО 70238424.27.100.006-2008 Ремонт и техническое обслуживание оборудования, зданий и сооружений электрических станций и сетей. Условия выполнения работ подрядными организациями. Нормы и требования.

СТО 70238424.27.100.011-2008 Тепловые электрические станции. Методики оценки состояния основного оборудования

СТО 70238424.27.100.012-2008 Тепловые и гидравлические станции. Методики оценки качества ремонта энергетического оборудования

СТО 70238424.27.010.001-2008 Электроэнергетика. Термины и определения

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

СТО 70238424.27.100.005-2008 Основные элементы котлов, турбин и трубопроводов ТЭС. Контроль состояния металла. Нормы и требования

СТО 70238424.27.040.007-2009 Паротурбинные установки. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования.

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

3 Термины, определения, обозначения и сокращения

3.1 Термины и определения

В настоящем стандарте применены понятия по Федеральному закону РФ от 27.12.2002 N 184-ФЗ «О техническом регулировании», термины по ГОСТ 15467, ГОСТ 16504, ГОСТ 18322, ГОСТ 27.002, СТО 70238424.27.010.001-2008, а также следующие термины с соответствующими определениями:

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

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

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

3.1.4 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.

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

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

3.2 Обозначения и сокращения

В настоящем стандарте применены следующие обозначения и сокращения:

ВД — высокое давление;

КПД — коэффициент полезного действия;

НД — низкое давление;

НТД — нормативная и техническая документация;

РВД — ротор высокого давления;

РНД — ротор низкого давления;

РСД — ротор среднего давления;

СД — среднее давление;

УЗК — ультразвуковой контроль;

ЦВД — цилиндр высокого давления;

ЦНД — цилиндр низкого давления;

ЦСД — цилиндр среднего давления.

4 Общие положения

4.1 Подготовка турбин паровых стационарных (далее турбин) к ремонту, вывод в ремонт, производство ремонтных работ и приемка из ремонта должны осуществляться в соответствии СТО 70238424.27.100.017-2009.

Требования к ремонтному персоналу, гарантиям производителя работ по ремонту установлены в СТО 70238424.27.100.006-2008.

4.2 Выполнение требований настоящего стандарта определяет оценку качества отремонтированных турбин. Порядок проведения оценки качества ремонта турбин устанавливается в соответствии с СТО 70238424.27.100.012-2008.

4.3 Требования настоящего стандарта, кроме капитального, могут быть использованы при среднем и текущем ремонтах турбин. При этом учитываются следующие особенности их применения:

— требования к составным частям и турбинам 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 отремонтированных турбин с их нормативными значениями и значениями до ремонта при среднем ремонте применяются в полном объеме;

— требования к объемам и методам испытаний и сравнению показателей качества отремонтированных турбин с их нормативными значениями и значениями до ремонта при текущем ремонте применяются в объеме, определяемом техническим руководителем электростанции и достаточным для установления работоспособности турбин.

4.4 При расхождении требований настоящего стандарта с требованиями других НТД, выпущенных до введения в действие настоящего стандарта, необходимо руководствоваться требованиями настоящего стандарта.

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

4.5 Требования настоящего стандарта распространяются на капитальный ремонт турбины паровой стационарной в течение полного срока службы, установленного в НТД на поставку турбин или в других нормативных документах. При продлении в установленном порядке продолжительности эксплуатации турбин 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 Типы турбин паровых, их конструктивные характеристики, рабочие параметры и назначение должны соответствовать ГОСТ 24278 и техническим условиям на турбины.

5.2 Стандарт разработан на основе технических условий на капитальный ремонт турбин типа К, Т, ПТ, Р, КТ по ГОСТ 24278, а также технических условий на серийную продукцию заводов-изготовителей.

6 Общие технические требования

6.1 Требования настоящего раздела применяются совместно с общими техническими требованиями, установленными в нормативной документации на ремонт конкретного типа турбины.

6.2 Требования к метрологическому обеспечению ремонта турбин:

— средства измерений, применяемые при измерительном контроле и испытаниях, не должны иметь погрешностей, превышающих установленные ГОСТ 8.051 с учетом требований ГОСТ 8.050;

— средства измерений, применяемые при измерительном контроле и испытаниях, должны быть проверены в установленном порядке и пригодны к эксплуатации;

— нестандартизованные средства измерений должны быть аттестованы;

— допускается замена средств измерений, предусмотренных в НТД на ремонт, если при этом не увеличивается погрешность измерений и соблюдаются требования безопасности выполнения работ;

Читайте также:  Капитальный ремонт мкд по жилищному кодексу

— допускается применение дополнительных вспомогательных средств контроля, расширяющих возможности технического осмотра, измерительного контроля и неразрушающих испытаний, не предусмотренных в НТД на ремонт, если их использование повышает эффективность технического контроля.

6.3 При разборке турбины должна быть проверена маркировка составных частей, а при отсутствии — нанесена новая или дополнительная. Место и способ маркировки должны соответствовать требованиям конструкторской документации завода-изготовителя и нормативной документации на ремонт конкретного типа турбины.

6.4 До и при разборке турбины должны быть проведены измерения, устанавливающие взаимное положение составных частей. После сборки взаимное положение составных частей должно соответствовать требованиям НТД на конкретную турбину.

6.5 Способы разборки (сборки), очистки, применяемый инструмент и условия временного хранения составных частей должны исключать их повреждение.

6.6 При разборке (сборке) составных частей должны быть приняты меры по временному креплению освобождаемых деталей во избежание их падения и недопустимого перемещения.

6.7 Обнаруженные при разборке турбины посторонние предметы, продукты истирания не допускается удалять до установления причин попадания (образования) или до составления карты их расположения.

6.8 Составные части турбины должны быть очищены. Для очистки (мойки) составных частей должны применяться очищающие (моющие) средства и способы, допущенные для применения в отрасли. При мойке недопустимо отслоение, помутнение, растворение покрытия.

6.9 Допускается не разбирать составные части для контроля посадок с натягом, если в собранном виде не установлено ослабление посадки.

6.10 Проемы, полости и отверстия, которые открываются или образуются при разборке турбины и ее составных частей, должны быть защищены от попадания посторонних предметов.

6.11 Детали резьбовых соединений, в том числе детали стопорения от самоотвинчивания, должны соответствовать требованиям конструкторской документации завода-изготовителя.

6.12 Не допускается использование деталей резьбовых соединений, если имеются следующие дефекты:

— забоины, задиры, надломы, выкрашивания и срывы резьбы, коррозионные изъязвления рабочей части резьбы на длине более одного витка;

— односторонний зазор более 1,75% от размера «под ключ» между опорной поверхностью головки болта (гайки) и поверхностью деталей после установки болта (гайки) до касания с деталью;

— повреждения головок болтов (гаек) и шлицев в винтах, препятствующие завинчиванию с необходимыми усилиями;

— пониженная (повышенная) твердость крепежных изделий.

6.13 Моменты затяжки резьбовых соединений должны соответствовать приведенным в конструкторской документации завода-изготовителя и нормативной документации на ремонт конкретного типа турбин.

6.14 Допускается уменьшение диаметра ненарезанной части болтов (шпилек) не более, чем на 3% от номинального.

6.15 Шпильки должны быть завернуты в резьбовые отверстия до упора. Не допускается деформировать шпильки при надевании на них деталей.

6.16 Болты (гайки) фланцевых соединений должны быть равномерно затянуты. Последовательность затяжки устанавливается технологической ремонтной документацией и инструкциями завода-изготовителя.

6.17 Не допускаются к повторному использованию пружинные шайбы, если высота развода концов менее 1,65 толщины шайбы. Не допускается повторное использование шплинтов.

6.18 Стопорные шайбы допускается использовать повторно с загибом на головку болт (гайку) «нового угла» и удалением деформированного.

6.19 Цилиндрические штифты должны быть заменены, если посадка не соответствует конструкторской документации завода-изготовителя.

Конические штифты должны быть заменены, если плоскость наибольшего диаметра штифта заглубляется ниже плоскости детали более 10% ее толщины.

Цилиндрические и конические штифты должны быть заменены, если на их рабочей поверхности имеются задиры, забоины, коррозионные изъязвления на площади, превышающей 20% площади сопряжения и (или) резьбовая часть имеет повреждения, указанные в п.6.11.

6.20 При установке уплотняющих колец из эластичного материала не допускается растяжение их по внутреннему диаметру более 5% от первоначального.

6.21 Уплотняющие детали из резиновых шнуров (кроме кремнеорганических), уплотняющие (изолирующие) детали из волокнистых и прессованных материалов должны иметь клеевое соединение с одной из уплотняемых поверхностей, если конструкторской документацией не предусмотрено иное.

6.22 При установке уплотняющих деталей не допускается перекрытие ими проходного сечения уплотняемых отверстий и каналов.

6.23 Материалы, применяемые для ремонта, должны соответствовать требованиям конструкторской документации завода-изготовителя турбины.

Перечень деталей, у которых возможна замена материалов, и материалы-заменители должны быть указаны в нормативной документации на ремонт конкретного типа турбины.

Качество материала должно быть подтверждено сертификатом или входным контролем в объеме, определяемом функциональным назначением материала в соответствии с требованиями нормативной документации на ремонт конкретного типа турбины.

6.24 Методы и критерии оценки состояния металла основных элементов турбины (корпусы и детали, роторы, крепеж, лопатки, диски, сварные соединения) производятся в соответствии с СТО 70238424.27.100.005-2008.

Решения по восстановлению работоспособности деталей и сборочных единиц, дефекты которых не отражены в настоящем стандарте, принимаются после согласования с заводом-изготовителем турбины.

6.25 Запасные части, используемые для ремонта, должны иметь сопроводительную документацию предприятия-изготовителя, подтверждающую их качество. Перед установкой запасные части должны быть подвергнуты входному контролю в объеме требований нормативной документации на ремонт конкретного типа турбины.

6.26 При отсутствии необходимых запасных частей решения по восстановлению работоспособности деталей и сборочных единиц, дефекты которых превышают предельные размеры, принимаются после согласования с заводом-изготовителем.

7 Требования к составным частям

Требования настоящего раздела применяются совместно с требованиями к составным частям, установленными в нормативной документации на ремонт конкретного типа турбины.

Нормы зазоров и натягов сопряжений составных частей устанавливаются в СТО на ремонт конкретной турбины.

При восстановлении составных частей или замене одной (двух) сопрягаемых деталей должны быть обеспечены величины зазоров (натягов), указанные в графе «по чертежу». В отдельных обоснованных случаях допускается восстанавливать сопряжение, обеспечивая величины зазоров (натягов), указанные в графе «допустимые без ремонта при капитальном ремонте».

Допускаемые максимальные зазоры узлов регулирования при капитальном ремонте могут быть разрешены только при условии, что испытания системы регулирования на стоящей и на вращающейся турбине, проведенные в объеме паспорта завода-изготовителя, покажут выполнение всех характеристик.

Для золотников и букс сервомоторов регулирующих клапанов должны быть дополнительно сняты силовые характеристики сервомоторов (при искусственно заторможенном поршне), которые должны удовлетворять установленным требованиям.

При ручной дуговой сварке и наплавке составных частей применять сварочные материалы, указанные в конструкторской документации, при дуговой сварке в защитном газе применять газ аргон 1 или 2 сорта по ГОСТ 10157.

Места наплавки и заварки не должны иметь:

— непровара по линии соединения основного и наплавленного металла, шлаковых включений и пор;

— трещин в наплавленном слое и основном металле около мест заварки;

— течи при необходимости соблюдения герметичности;

— увеличенной, по сравнению с основным металлом, твердости, препятствующей механической обработке;

— наплавленный слой должен быть зачищен заподлицо с основной поверхностью, шероховатость поверхности зачищенного слоя — не более 3,2.

Разборка цилиндров ВД и СД выполняется при достижении температуры 100 °С в зоне подвода острого пара.

Перед разборкой необходимо убедиться в обесточивании приборов контроля и управления турбоагрегатом.

Разборку цилиндров и подшипников необходимо начинать с отсоединения фланцев паропроводов и маслопроводов, штепселей и электрических разъемов термодатчиков, элементов регулирования и парораспределения и т.п.

Развинчивание разъемов необходимо начинать с удаления стопорных элементов крепежных изделий (шайб, шплинтов, проволок и др.). При наличии контрольных штифтов, болтов, шпилек их необходимо удалить первыми, контролируя их маркировку и места их установки. Крепежные изделия, установленные в зоне высоких температур, смачивают растворителем (скипидаром или др. средством) по их резьбовым соединениям для облегчения разборки.

При выполнении измерений в процессе разборки места измерений следует очистить от отложений и зачистить забоины, места установки измерительных средств необходимо отметить для возможности повторения измерений в тех же местах в процессе выполнения ремонта.

При визуальном и измерительном контроле используются инструменты, приспособления и приборы в соответствии с ГОСТ 162, ГОСТ 166, ГОСТ 427, ГОСТ 577, ГОСТ 868, ГОСТ 2405, ГОСТ 6507, ГОСТ 8026, ГОСТ 9038, ГОСТ 9378, ГОСТ 10905, ГОСТ 11098, ГОСТ 13837, ГОСТ 23677, ГОСТ 25706 и методы согласно СТО 70238424.27.100.005-2008.

7.1 Корпусные части цилиндров ВД, СД

7.1.1 Трещины на поверхности корпусов выявляются визуальным контролем и методами дефектоскопии в соответствии с СТО 70238424.27.100.005-2008. Выборка трещин, заплавка и обработка в соответствии с методом заварки без термообработки.

Допускаются выборки трещин глубиной до 15% от толщины стенки оставлять без заплавки.

Трещины в ранее наплавленном металле и околонаплавочных зонах не допускаются.

Локальные раковины, пористость, морщины при отсутствии трещин выбирать не следует.

7.1.2 Задиры, забоины в местах сопряжений выявляются с помощью визуального и измерительного контроля. Устраняются опиловкой. Параметр шероховатости уплотнительных и посадочных поверхностей — 1,6, остальных поверхностей — 3,2.

7.1.3 Неплотности горизонтального разъема выявляются методами измерений. Устраняются:

— без шабрения разъема;

— наплавкой и шабрением малых участков разъема;

— шабрением разъема.

7.1.4 Трещины в местах приварки коробов обогрева фланцев шпилек, при их наличии, выявляются гидравлическими испытаниями и устраняются разделкой и заваркой. Течи не допускаются.

7.1.5 Отклонения от плоскостности торцов колпачковых гаек крепежа выявляются визуальными и измерительными методами. Устраняются зачисткой и шабрением. Параметр шероховатости торцов — 3,2.

Читайте также:  Через какое время делают капитальный ремонт дома

7.1.6 Износ пригнанной поверхности контрольных штифтов и шпилек разъемов выявляется визуальными и измерительными методами. Устраняются запиловкой. Допускается повреждение не более 25% пригнанной поверхности штифтов. Параметр шероховатости поверхности — 1,7.

7.2 Корпусные части цилиндров НД

7.2.1 Неплотность разъема ЦНД выявляется методами измерений. Устраняется:

— наплавкой и шабрением малых участков раскрытия разъема;

— уплотнением разъема резиновым шнуром, уложенным в канавку на разъеме ЦНД.

Параметр шероховатости поверхностей — 3,2. В местах наплавки непровары и подрезы не допускаются.

7.2.2 Задиры и забоины сопрягаемых поверхностей корпуса ЦНД, перекрыши по торцам расточек под корпуса каминов выявляются методами визуального и измерительного контроля. Устраняются зачисткой, опиловкой. Параметр шероховатости — 3,2.

7.2.3 Изменение зазоров дистанционных болтов крепления цилиндра НД к фундаменту выявляется методами измерений. Устраняется за счет подрезки головки болта или его упорной части.

7.2.4 Выполнить проверку деформации (остаточной) корпуса ЦНД относительно крышки в осевом направлении и устранить смещение расточек под каминные камеры.

7.3 Внутренний корпус ЦВД

7.3.1 Неплотность разъема выявляется методами измерений. Устраняется наплавкой и шабрением. Параметр шероховатости — 3,2.

7.3.2 Трещины, локальные раковины поверхностей выявляются визуальным контролем. Устраняются выборкой, запиловкой и обработкой. Допускается выборка трещин глубиной до 15% от толщины стенки оставлять без заплавки. Трещины в наплавленной и околонаплавочных зонах не допускаются.

7.3.3 Задиры, забоины поверхностей сопряжения выявляются визуальным и измерительным контролем. Устраняются опиловкой. Параметр шероховатости -12,5.

7.3.4 Отклонение от плоскостности торцов колпачковых гаек крепежа разъема выявляются методами визуального и измерительного контроля. Устраняются зачисткой и шабрением. Параметр шероховатости торцов — 12,5.

7.3.5 Необходимость контроля стопорения втулок паровпускных патрубков выявляется визуально или с помощью измерений.

7.4 Внутренний корпус ЦНД

7.4.1 Неплотность разъема выявляется методами измерений. Устраняется наплавкой и шабрением, уплотнением разъема. Параметр шероховатости — 3,2.

7.4.2 Задиры и забоины поверхностей сопряжения выявляются визуальным и измерительным контролем. Устраняются опиловкой. Параметр шероховатости — 3,2.

7.4.3 Измененные зазоры по направляющим шпонкам лап корпуса выявляются измерительным контролем. Устраняются соответствующей обработкой поверхностей направляющих шпонок.

7.5 Обоймы диафрагм

7.5.1 Неплотность разъемов выявляется методами измерений. Устраняется обработкой. Параметр шероховатости — 3,2.

7.5.2 Износ посадочных поверхностей нижнего шпоночного паза выявляется методами измерения люфта. Устраняется наплавкой и обработкой.

7.5.3 Задиры, забоины посадочных поверхностей сопряжения с корпусом цилиндра выявляются визуальным и измерительным контролем. Устраняется опиловкой, зачисткой. Параметр шероховатости поверхностей — 3,2.

7.5.4 Ослабление посадки уплотнительных вставок в пазу обойм выявляется методами визуального и измерительного контроля. Устраняется обработкой.

7.6.1 Неплотность разъема выявляется методами измерений. Устраняется шабрением. Параметр шероховатости — 3,2.

7.6.2 Увеличенные зазоры по вертикальной и продольной шпонкам выявляются методами измерений. Устраняются наплавкой и обработкой.

7.6.3 Задиры, забоины посадочных поверхностей сопряжения с обоймами, корпусом цилиндра выявляются методами визуального и измерительного контроля. Устраняются зачисткой, опиловкой. Параметр шероховатости — 3,2.

7.6.4 Увеличенный остаточный прогиб диафрагм ЦВД и ЦСД выявляются методами измерений. Изменение зазоров в проточной части, вызванное погибом диафрагм, устраняется проточкой диафрагм либо их заменой. Допускается утонение полотна диафрагмы на величину не более 1,0 мм.

7.6.5 Притупление и износ зачеканенных уплотнительных гребней и надбандажных уплотнений диафрагм ЦНД выявляются методами визуального и измерительного контроля. Ликвидируются восстановлением заостренности или вырезкой и набивкой новых гребней.

7.6.6 Повреждение завальцованных в диафрагмы ЦВД уплотнений хвостов лопаток, повышенная хрупкость гребней выявляются методами визуального контроля. Ликвидируются выправлением либо заменой.

7.6.7 Трещины длиной до 15 мм, надрывы и вырывы от 15 до 150 мм металла на кромках направляющих лопаток, погнутости и забоины выявляются методами визуального и измерительного контроля. Ликвидируются методами восстановления (выборкой трещин, запиловкой, рихтовкой и др.). Количество выборок на ступень не более 15 шт.

7.6.8 Солевые отложения на направляющих лопатках выявляются методами визуального и измерительного контроля. Ликвидируются вручную, высоконапорной установкой, гидроабразивной установкой. Параметр шероховатости лопаток — 3,2.

7.6.9 Уменьшение проходных сечений горл сопловых каналов выявляется методами измерительного контроля. Ликвидируется отгибанием выходных кромок направляющих лопаток. Допускаемое отгибание площади горл не более 5% от размера по чертежу.

7.7 Диафрагмы регулирующие

7.7.1 Задиры, забоины посадочных поверхностей сопряжения с обоймами, корпусом цилиндра выявляются методами визуального и измерительного контроля. Устраняются зачисткой, опиловкой. Параметр шероховатости — 2,5.

7.7.2 Неплотность разъема выявляется методами измерений. Устраняется шабрением. Параметр шероховатости — 2,5.

7.7.3 Увеличенные зазоры по вертикальной и продольной шпонкам сопряжения половин диафрагм выявляются методами измерительного контроля. Устраняются наплавкой и обработкой.

7.7.4 Притупление и износ зачеканенных уплотнительных гребней и надбандажных уплотнений диафрагм выявляются методами визуального и измерительного контроля. Ликвидируются восстановлением заостренности или вырезкой и набивкой новых гребней.

7.7.5 Увеличенный остаточный прогиб диафрагм выявляется методами измерений. Изменение зазоров в проточной части, вызванное погибом диафрагм, устраняется проточкой диафрагм либо их заменой. Допускается утонение полотна диафрагмы на величину не более 1,0 мм.

7.7.6 Уменьшение (увеличение) по окружности зазора между накладкой и поворотным кольцом выявляется методами измерительного контроля. Устраняется обработкой буртов накладки. Зазор, установленный по чертежам завода-изготовителя, должен быть выдержан по всей окружности.

7.7.7 Разность перекрытия каналов кольца поворотного и диафрагмы устанавливается измерительным контролем. Устраняется снятием фасок в каналах кольца или их наплавкой с последующей обработкой. Допускается перекрытия не менее 1,5 мм по всей высоте канала. Одновременность открытия каналов проверить при открытии на 3,0 мм. Максимальная разность размеров открытия на одном диаметре не более 1,5 мм.

7.7.8 Способы дефектования и устранения дефектов, технические требования после ремонта кольца поворотного аналогичны диафрагме.

7.7.9 Дефекты крепежных изделий устанавливаются визуальным контролем. Устраняются восстановлением или заменой.

7.8 Обоймы уплотнений

7.8.1 Деформация внутренней поверхности обоймы выявляется методами измерительного контроля. Ликвидируется проточкой, термической правкой, заменой. Допустимые отклонения согласовываются с заводом-изготовителем.

7.8.2 Неплотность разъема обоймы выявляется методами измерительного контроля. Ликвидируется шабрением, фрезерованием.

7.8.3 Задиры, забоины посадочных поверхностей выявляются методами визуального и измерительного контроля. Ликвидируются зачисткой, опиловкой. Параметр шероховатости уплотнительных поверхностей — 1,6, остальных — 3,2.

7.9 Сборка корпусной части цилиндров

7.9.1 Нарушенные зазоры между шпонками обойм и корпусами цилиндров выявляются методами измерительного контроля. Восстанавливаются обработкой поверхностей с возможным применением наплавки.

7.9.2 Нарушенные зазоры между шпонками диафрагм и корпусами цилиндров (обойм) выявляются методами измерительного контроля. Восстанавливаются обработкой шпонок (или пазов) или калиброванных прокладок.

7.9.3 Нарушенные зазоры между сегментами уплотнительных колец и расточек диафрагм выявляются методами измерительного контроля. Восстанавливаются обработкой поверхностей обойм и корпуса уплотнений.

7.9.4 Нарушенные зазоры между центрирующими шпонками внутреннего корпуса и наружного корпуса выявляются методами измерительного контроля. Восстанавливаются обработкой центрирующей шпонки.

7.10 Роторы ВД, СД, НД

7.10.1 Отклонение от круглости профиля продольного сечения шеек валов выявляется методами визуального и измерительного контроля. Восстанавливается обработкой. Параметр шероховатости поверхности — 0,8; допуск профиля продольного сечения 0,09 мм; допуск круглости не более 0,02 мм. Допускаемое уменьшение диаметра не более 1% от чертежных размеров. Допускаются отдельные повреждения глубиной до 0,5 мм не более чем на 10% поверхности, по длине образующей не более 15%, допускаются кольцевые риски глубиной до 0,2 мм.

7.10.2 Нарушенное торцевое биение роторов выявляется методами измерительного контроля. Устраняется обработкой сопрягаемых торцевых поверхностей. Допуски биения должны быть минимальными не более 0,02 мм.

7.10.3 Увеличенное радиальное биение (остаточный прогиб ротора) выявляется методами измерительного контроля. Вызванный прогибом ротора дисбаланс устраняется балансировкой на низкочастотном балансировочном станке.

При радиальном биении РВД, РСД более 0,15 мм, а РНД — более 0,1 мм, выполнить правку ротора на заводе-изготовителе или на специализированной ремонтной базе.

7.10.4 Натиры, забоины на торцевых поверхностях дисков выявляются методом визуального контроля. Проверяются на отсутствие трещин и твердость при наличии цветов побежалости. Допускаются заоваленные следы натиров глубиной до 2 мм. Изменение твердости в местах натиров не допускается. Натиры на щечках дисков не допускаются.

7.10.5 Истирание осевых и радиальных уплотнительных гребней на ленточных бандажах и у корня рабочих лопаток выявляется методами визуального и измерительного контроля. Устраняются восстановлением или заменой.

7.10.6 Истирание шипов рабочих лопаток выявляется визуальным и измерительным контролем. Возможна наплавка кромок шипов аустенитными электродами.

7.10.7 Истирание, деформация бандажей рабочих лопаток выявляется визуальным и измерительным контролем. Устраняется восстановлением или заменой.

7.10.8 Эрозионный износ рабочих лопаток регулирующей ступени, трещины по сварке пакетов выявляются визуальным и измерительным контролем. Устраняется заменой лопаток при превышении допустимых показателей износа.

7.10.9 Обрыв стеллитовых пластин или эрозионный износ входных кромок рабочих лопаток последних ступеней устраняется напайкой стеллитовых пластин, заменой лопаток по технологии завода-изготовителя.

7.10.10 Ослабление посадки рабочих лопаток контролируется измерением частот пакетов лопаток. Устраняется перелопачиванием.

Доступ к полной версии этого документа ограничен

Ознакомиться с документом вы можете, заказав бесплатную демонстрацию систем «Кодекс» и «Техэксперт».

Источник