Меню

Объемы работ по капитальному ремонту турбогенератора

Типовые объемы текущих и капитальных ремонтов генераторов. Пе­риодичность ремонтов

ТЕМА 3.3. Ремонт генераторов

В типовой объем капитального ремонта входят разборка и сборка генератора
с выемкой или без выемки ротора; осмотр, чистка и проверка всех доступных
деталей и узлов, в том числе возбудителя с полной его разборкой; разборка и
ремонт оборудования выводов и ячейки машины, маслосистемы, систем газоох­-
лаждения и водяного охлаждения генератора и обмоток; проведение испыта­-
ний и измерений; устранение всех выявленных дефектов. Как правило, произ­-
водится проточка колец ротора и коллектора возбудителя. ;

При необходимости в период капитального ремонта производятся специаль­ные работы: замена дефектных стержней обмотки статора, устранение витко-вых замыканий в обмотке ротора, замена колец ротора и роторных бандажей, реконструкция уплотнений вала ротора и др. Капитальные и текущие ремонты генераторов должны совмещаться с капитальными и текущими ремонтами тур­бин. Капитальные ремонты турбогенераторов до 100 МВт включительно должны проводиться 1 раз в 3—5 лет; турбогенераторов более 100 МВт — 1 раз в 3—4 года; синхронных компенсаторов — не чаще чем через А—-5 лет; гидрогенераторов — 1 раз в 4—6 лет.

Первый ремонт впервые введенных в работу турбогенераторов, гидрогенерато­ров и синхронных компенсаторов проводится не позднее чем через 8000 ч рабо­ты после ввода в эксплуатацию. Такое требование вызывается тем, что в началь­ный период работы происходит интенсивная приработка частей и деталей друг к другу, подсушка изоляции и крепежных деталей, что может вызвать ослабле­ние их креплений. Кроме того, большая часть дефектов, допущенных при изго­товлении, проявляется именно в начальный период работы машины.

Перед остановкой генератора на капитальный ремонт необходимо измерить вибрацию всех подшипников и крестовин при различных нагрузках и на холо­стом ходу с возбуждением и без возбуждения. Если генератор имеет недопустимо высокую вибрацию и предварительным исследованием установлено, что для ее устранения требуется балансировка ротора, то балансировку желательно вы­полнить до вывода турбины в ремонт, так как по окончании ремонта времени на балансировку и последующую сборку торцевых крышек и масляных уплотнений обычно не хватает. По тем же соображениям целесообразно до вывода в ремонт турбины выполнить проточку и шлифовку колец и уплотняющих дисков на валу ротора.

После отключения генератора от сети при номинальной частоте его вра­щения следует измерить сопротивление изоляции обмотки ротора мегаом-метром. При пониженном сопротивлении изоляции измерение продолжается и в процессе снижения частоты вращения ротора до полной остановки. Ес­ли при этом сопротивление изоляции обмотки ротора восстановится до нор-

мального значения, то ненадежное место в изоляции, вероятней всего, находится в верхней части обмотки под клином или роторным бандажом.

Чтобы проверить, нет ли в обмотке ротора витковых замыканий, определяют сопротивление обмотки при различных напряжениях переменного тока, изменяемого в пределах от 0 до 220 В. Такие измерения производятся при номинальной частоте вращения и по мере снижения ее. Более пологое расположение кривых изменения сопротивления в зависимости от напряжения и частоты вращения по сравнению с ранее снятыми или кривыми однотипных генераторов укажет на наличие витковых замыканий в обмотке.

Объем текущего ремонта определяется с учетом состояния генератора. Как правило, при текущем ремонте производятся чистка щеточных аппаратов на кольцах ротора и возбудителя, замена сработавшихся щеток, осмотр и чистка доступных без вскрытия частей и деталей, аппаратуры системы возбуждения, АГП, высоковольтной аппаратуры. Если есть необходимость, то производят чистку газоохладителей, теплообменников, фильтров, камер и аппаратуры системы охлаждения, вскрытие и ремонт масляных уплотнений вала ротора, устранение утечек водорода, осмотр и чистку лобовых частей обмотки и выводов статора.

Текущие ремонты генератора производятся, как правило, по мере необходимости, обычно не реже 1 раза в год.

Источник

Объемы работ по капитальному ремонту турбогенератора

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ НП «ИНВЭЛ»

Общие технические условия на капитальный ремонт. Нормы и требования

29.160.20
ОКП 33 8320 0

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 устанавливает технические требования к ремонту турбогенераторов и требования к качеству отремонтированных воздухоподогревателей.

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»

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

1 Область применения

1 Область применения

Настоящий стандарт организации:

— является нормативным документом, устанавливающим технические нормы и требования к ремонту турбогенераторов, 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 турбогенераторов в целом в процессе ремонта и после ремонта;

— устанавливает объемы, методы испытаний и сравнения показателей качества отремонтированных турбогенераторов с их нормативными и доремонтными значениями;

— распространяется на капитальный ремонт турбогенераторов;

— 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 организации использованы ссылки на следующие стандарты и другие нормативные документы:

Федеральный закон РФ от 27.12.2002 N 184-ФЗ «О техническом регулировании»

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 12.2.007.1-75 СТБТ. Машины электрические вращающиеся. 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 183-74* Машины электрические вращающиеся. Общие технические требования
________________
* На территории Российской Федерации документ не действует. Действуют ГОСТ 26772-85, ГОСТ Р 52776-2007, здесь и далее по тексту. — Примечание изготовителя базы данных.

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

ГОСТ 1033-79 Смазка солидол жировой. Технические условия

ГОСТ 5264-80 Ручная дуговая сварка. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 6757-96 Масло касторовое техническое. Технические условия

ГОСТ 9433-80 Смазка ЦИАТИМ-221. Технические условия

ГОСТ 10169-77 Машины электрические трехфазные синхронные. Методы испытаний

ГОСТ 11828-86 Машины электрические вращающиеся. Общие методы испытаний

ГОСТ 14771-76 Дуговая сварка в защитном газе. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

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

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
________________
* Действует СТО 70238424.27.100.006-2008, здесь и далее по тексту. — Примечание изготовителя базы данных.

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

Читайте также:  Порядок установления необходимости проведения капитального ремонта многоквартирного дома

3 Термины, определения, обозначения и сокращения

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

ТУ — технические условия.

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 17230282.27.100.006-2008.

4.2 Выполнение требований стандарта определяет оценку качества отремонтированных турбогенераторов. Порядок проведения оценки качества ремонта турбогенераторов устанавливается в соответствии СТО, утвержденным Приказом ОАО РАО «ЕЭС России» N 275 от 23.04.2007.

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

— требования к составным частям и турбогенераторам 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 турбогенераторов с их нормативными и доремонтными значениями при среднем ремонте применяются в полном объеме;

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

4.4 При расхождении требований стандарта с требованиями других НТД, выпущенных до утверждения стандарта, необходимо руководствоваться требованиями стандарта.

При внесении предприятием-изготовителем изменений в конструкторскую документацию на турбогенератор 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 стандарт.

4.5 Требования стандарта распространяются на капитальный ремонт турбогенераторов в течение полного срока службы, установленного в НТД на поставку турбогенераторов или в других нормативных документах. При продлении в установленном порядке продолжительности эксплуатации турбогенераторов сверх полного срока службы, требования стандарта на ремонт применяются в разрешенный период эксплуатации с учетом требований и выводов, содержащихся в документах на продление продолжительности эксплуатации.

5 Общие технические сведения

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

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

5.3 Общие технические сведения о составе и основных параметрах установленных на ТЭС турбогенераторах мощностью свыше 25 МВт приведены в приложении А.

6 Общие технические требования

6.1 Требования к метрологическому обеспечению ремонта турбогенераторов.

6.1.1 Перечень средств измерений и контрольного инструмента, применяемых при выполнении капитальных ремонтов турбогенераторов, приведен в таблице 6.1.

Номера пунктов стандарта

Пенообразующие составы, галоидный течеискатель

Ультразвуковой дефектоскоп и капиллярный метод после выявления утечки

капиллярный метод после выявления осмотром

Прибор КВТ-6.1 и ФКП-1

7.1.4.8-7.1.4.13; 7.1.4.32; 7.2.7; 7.2.9; 7.2.10

Набор щупов, линейка измерительная

Молоток массой 0,2-0,3 кг

Лупа 5-10 ; капиллярный метод контроля

Капиллярный метод контроля при наличии течи масла в эксплуатации

Набор щупов (калиброванные прокладки), линейка

Установка для испытания

Источник сжатого воздуха

Мегаомметр на 1000 В

6.1.2 Средства измерений, используемые при измерительном контроле и испытаниях, не должны иметь погрешностей, превышающих установленные ГОСТ 8.051 с учетом требований ГОСТ 8.050.

6.1.3 Средства измерений, используемые при измерительном контроле и испытаниях, должны быть поверены в установленном порядке и пригодны к эксплуатации.

6.1.5 Объем применения технических средств, используемых при визуальном и измерительном контроле узлов и сборочных единиц турбогенераторов по конкретным позициям требований разделов 7 и 8 стандарта приведены в таблице 6.1.

6.1.6 Допускается замена средств измерений, если при этом не увеличивается погрешность измерений и соблюдаются требования безопасности выполнения работ.

6.1.7 Допускается применение дополнительных вспомогательных средств контроля, расширяющих возможности технического осмотра, измерительного контроля и неразрушающих испытаний, если их использование повышает эффективность технического контроля.

6.2 Требования к маркировке составных частей турбогенераторов при ремонте

6.2.1 При разборке турбогенераторов должна быть восстановлена маркировка взаимного положения составных частей, а при необходимости нанесена новая или дополнительная. Место, способ нанесения маркировки устанавливаются конструкторской документацией завода-изготовителя и нормативной документацией на ремонт конкретного типа турбогенератора.

6.2.2 Маркирование ударным способом сопрягаемых, вращающихся и закаленных поверхностей не допускается.

6.2.3 Допускается маркирование краской на рабочих поверхностях при условии обязательного удаления маркировки перед сборкой.

6.2.4 На неподвижных одна относительно другой сопряженных деталях должны быть нанесены контрольные метки, указывающие взаимное расположение сопрягаемых деталей.

6.3 Требования к работам, производящимся при разборке турбогенератора

6.3.1 Составные части турбогенератора должны быть очищены. Для очистки (мойки) составных частей должны применяться очищающие (моющие) средства, применяемые в электротехнике.

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

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

6.3.4 До и при разборке, а в дальнейшем и при сборке турбогенератора должны быть проведены измерения, устанавливающие взаимное положение составных частей. После сборки взаимное положение составных частей должно соответствовать требованиям конструкторской документации на конкретный турбогенератор и фиксироваться в картах измерений.

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

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

6.3.7 Обнаруженные при разборке турбогенератора посторонние предметы или детали конструкции генератора, продукты истирания изоляции, следы контактной коррозии и замасливания не допускается удалять до установления причин их появления или до составления карты их расположения.

Читайте также:  План капитального ремонта до 2015 года

6.3.8 Проемы, полости и отверстия, которые открываются или образуются при разборке турбогенератора и его составных частей, должны быть защищены от попадания посторонних предметов.

6.4 Требования к крепёжным деталям

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

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

— забоины, задиры, надломы, выкрашивания и срывы резьбы, коррозионные изъявления 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, не позволяющие произвести завинчивание необходимым усилием;

— уменьшение диаметра ненарезанной части болта (шпильки) более чем на 3% от предусмотренного рабочим чертежом.

6.4.3 Резьбовые отверстия в составных частях турбогенератора должны быть очищены от грязи, прокалиброваны и смазаны солидолом ГОСТ 1033.

6.4.4 Шпильки должны быть завернуты в резьбовые отверстия до упора. Не допускается деформация шпилек при надевании на них деталей или узлов.

6.4.5 Гайки должны навинчиваться на болты (шпильки) усилием от руки по всей длине резьбы. Конец болта должен выступать над гайкой не менее чем на две нитки.

6.4.6 Болты (гайки) должны быть затянуты. Моменты затяжки резьбовых соединений должны соответствовать величинам, указанным в приложении Б, если иные значения не указаны в конструкторской документации завода-изготовителя и нормативной документации на ремонт конкретного типа турбогенератора.

Последовательность затяжки должна устанавливаться конструкторской или ремонтной документацией.

6.4.7 Допускается уменьшение диаметра недорезанной части болтов (шпилек) не более чем на 3% от номинального.

6.4.8 Не допускаются к повторному использованию пружинные шайбы, если высота развода концов менее 1,65 толщины шайбы.

6.4.9 Не допускается повторное использование шплинтов.

6.4.10 Стопорные шайбы допускается использовать повторно с загибом на грань головки болта (гайки) недеформированной части. Ранее деформированная часть шайбы должна быть удалена.

6.4.11 Не допускается повторное применение штифтов, если на рабочей поверхности имеются задиры, забоины, коррозионные нарушения на площади, превышающей 20% площади сопряжения.

6.4.12 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.6.4.2.

6.4.13 Конические штифты должны быть заменены, если длина сопрягаемой конусной поверхности уменьшается более чем на 10%.

6.4.14 Дефектные участки сварных швов должны удаляться до основного металла и восстанавливаться заваркой с применением электродов, указанных в конструкторской документации завода-изготовителя.

6.4.15 Сварные швы должны соответствовать требованиям конструкторской документации, ГОСТ 5264, ГОСТ 14771 в зависимости от способа сварки. Поверхность шва должна быть ровной, мелкочешуйчатой и иметь плавный переход к основному металлу без наплывов.

6.5 Требования к уплотняющим деталям

6.5.1 Допускается повторная установка уплотняющих резиновых деталей, если выполняются следующие требования.

6.5.1.1 Не допускается для повторного использования уплотняющие прокладки, кольца и шнуры, имеющие механические повреждения.

6.5.1.2 Деформация деталей при затяжке уплотнения должна составлять от 15 до 35% толщины и быть равномерной по всей площади уплотнения.

6.5.1.3 Остаточная деформация уплотняющих прокладок, колец и шнуров не должна быть более 10% от номинального размера (толщины, диаметра) при сохранении основных свойств материала (относительное удлинение, твердость, условная прочность.

6.5.2 Поверхности уплотняющих деталей, устанавливаемых в закрытых соединениях, должны смазываться касторовым маслом по ГОСТ 6757 или смазкой ЦИАТИМ-221 по ГОСТ 9433.

6.5.3 Не допускается смазка уплотняющих деталей, устанавливаемых в плоских фланцевых соединениях.

6.5.4 Уплотняющие детали из резиновых шнуров (кроме кремнеорганических), уплотняющие или изолирующие детали из волокнистых и прессованных материалов должны иметь клеевое соединение с одной из уплотняемых поверхностей, если конструкторской документацией или ремонтными чертежами не предусмотрена другая фиксация. Детали из кремнеорганической резины фиксируются в соответствии с требованиями конструкторской документации.

6.5.5 При установке уплотняющих колец из эластичного материала их растяжение по внутреннему диаметру не должно быть более 5% от первоначального.

6.5.6 При установке уплотняющих деталей не допускается перекрытие проходных сечений уплотняемых отверстий и каналов.

6.6 Требования к электрическим контактным соединениям

Не допускается нарушение гальванических покрытий контактных соединений на площади более 10% площади контакта.

6.7 Требования к материалам и запчастям, применяемым при ремонте

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

Материалы-заменители должны соответствовать требованиям нормативной документации на ремонт конкретного типа турбогенератора.

6.7.2 Материалы, применяемые при ремонте, должны соответствовать требованиям действующих стандартов и технических условий, что должно быть подтверждено сертификатами или входным контролем.

6.7.3 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 турбогенератора.

7 Требования к составным частям

7.1.1 Корпус статора.

7.1.1.1 Корпус статора турбогенераторов с водородным охлаждением должен быть герметичным. Контроль герметичности проводится на турбогенераторе в сборе. Корпус статора испытывается на герметичность отдельно при условии значительной утечки газа из турбогенератора в сборе, если эта утечка не обнаруживается другими методами.

Требования к герметичности — по СО 34.45-51.300-97 [1].

7.1.1.2 Выявленные неплотности сварных соединений должны быть устранены сваркой — в соответствии с требованиями нормативной документации на ремонт конкретного типа турбогенератора.

7.1.1.3 Плоскости сопряжения с составными частями турбогенератора не должны иметь забоин, задиров и выпуклостей, препятствующих плотному соединению сопрягаемых поверхностей.

7.1.1.4 Нарушение герметичности труб подачи воды в газоохладители и фланцевых соединениях не допускается.

7.1.1.5 Сверление корпуса статора турбогенератора с водородным охлаждением и приварка деталей, не предусмотренных конструкторской документацией завода-изготовителя и нормативной документацией на ремонт конкретного типа турбогенератора, не допускается.

7.1.2 Наружные щиты, внутренние щиты и щиты вентиляторов.

7.1.2.1 Плоскости сопряжения щитов не должны иметь забоин и задиров, препятствующих плотному соединению сопрягаемых поверхностей.

7.1.2.2 Механические повреждения и трещины сварных соединений в щитах не допускаются.

Допускается устранение дефектов сваркой в соответствии с требованиями ремонтной документации.

7.1.3 Активная сталь.

7.1.3.1 Ослабленная прессовка активной стали не допускается. Способы контроля и ремонта активной стали должны соответствовать требованиям нормативной документации на ремонт конкретного типа турбогенератора.

7.1.3.2 Гайки нажимной плиты должны быть закреплены от самоотвинчивания сваркой к нажимному кольцу непосредственно либо с использованием промежуточных деталей, если заводом-изготовителем не предусмотрен другой способ.

7.1.3.3 На участках расточки активной стали, имеющих выкрашивание сегментов, забоин, оплавления, следы местных перегревов, контактной коррозии, изоляция между сегментами должна быть восстановлена.

Надломанные части сегментов должны быть при этом удалены.

7.1.3.4 При удалении части оплавленного зубца должны быть приняты меры, препятствующие дальнейшему разрушению сегментов в результате воздействия вибрации и динамических нагрузок при эксплуатации турбогенераторов.

Требования на установку вставки-заполнителя на место удаленного участка активной стали, материал вставки и способ ее крепления устанавливаются нормативной документацией на ремонт конкретного типа турбогенератора.

7.1.3.5 В зону отремонтированной активной стали с вставкой-заполнителем рекомендуется установить дополнительные датчики теплового контроля.

7.1.3.6 Смещенные нажимные пальцы и вентиляционные распорки должны быть восстановлены в положение, близкое к первоначальному, и закреплены сваркой к нажимной плите и сегментам активной стали.

7.1.3.7 Выкрошенная замазка шлицев крайних пакетов активной стали должна быть восстановлена.

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

Читайте также:  Тарифы за капитальный ремонт многоквартирных домов платить или нет

7.1.3.9 Трещины в упругих элементах подвески активной стали в местах разгрузочных прорезей, отверстий и сварных соединений, а также трещины в плоских пружинах крепления активной стали не допускаются.

Выявленные дефекты должны устраняться методом, согласованным с заводом-изготовителем.

7.1.3.10 Трещины в бандажных обручах активной стали не допускаются. Подтяжка ослабленных обручей должна производиться согласно инструкции завода-изготовителя.

7.1.4 Статорная обмотка и детали ее крепления. Соединительные и выводные шины.

7.1.4.1 Нарушение электрической прочности корпусной изоляции статорной обмотки, соединительных (выводных) шин и концевых (нулевых) выводов не допускается.

Методы контроля и требования к электрической прочности изоляции устанавливаются СО 34.45-51.300-97 [1].

7.1.4.2 Течи дистиллята в статорной обмотке с водяным охлаждением по всему водяному тракту не допускаются.

Допускается заглушать пайкой отдельные элементарные проводники, имеющие течи. Допустимое количество заглушаемых проводников в стержне и способ ремонта устанавливаются в нормативной документации на ремонт конкретного типа турбогенератора.

7.1.4.3 Течи дистиллята в паяных и сварных соединениях статорной обмотки и шин допускается устранять пайкой твердым припоем.

7.1.4.4 На поверхности сопряжения штуцеров водяных соединений наконечников стержней статорной обмотки, с которых сняты сопрягаемые детали, не должно быть забоин, рисок, остаточной деформации.

7.1.4.5 Закупорка каналов соединительных и выводных шин турбогенераторов с водяным охлаждением обмотки статора не допускается. Закупорка отдельных гидравлических или вентиляционных каналов в стержнях обмотки статора допускается в соответствие нормативам заводов-изготовителей*.
_______________
* Текст документа соответствует оригиналу. — Примечание изготовителя базы данных.

7.1.4.6 Нарушения паяных соединений обмотки не допускаются.

Внешними признаками дефекта паяных соединений являются: изменение цвета отдельных участков наружного покрытия, вытекание припоя или компаунда, повышение по отношению к другим соединениям хрупкости изоляции.

Дефектные соединения должны быть запаяны вновь.

7.1.4.7 Замыкания вентиляционных трубок друг с другом и между трубками и элементарными проводниками в головках стержней турбогенераторов с непосредственным охлаждением статорных обмоток газом не допускаются. Способ ремонта устанавливается в нормативной документации на ремонт конкретного типа турбогенератора

7.1.4.8 На поверхности изоляции стержней статорной обмотки трещины не допускаются. При наличии вздутий компаундированной изоляции на выходе из паза, вытекании компаунда по длине обмотки, сухости изоляции лобовых частей обмотки необходимо провести тепловые испытания турбогенератора с установкой на обмотку дополнительных термодатчиков. Испытания не проводятся, если установлено, что дефект является следствием нарушения режима эксплуатации турбогенератора.

7.1.4.9 Отслоение полупроводящего покрытия изоляции стержней статорной обмотки и следы разрядов на них не допускаются. Дефектное покрытие должно быть восстановлено согласно требованиям нормативной документации на ремонт конкретного типа турбогенератора.

7.1.4.10 Изоляция лобовых частей статорной обмотки, соединительных и выводных шин, имеющая механические повреждения и истирания от контакта с сопрягаемыми деталями, должна быть восстановлена в соответствии с требованиями нормативной документации на ремонт конкретного типа турбогенератора.

7.1.4.11 Изоляция паяных соединений стержней статорной обмотки, соединительных и выводных шин из слюдяных и ленточных материалов не должна иметь вздутий, отслоений, механических повреждений. Повреждённая изоляция должна быть восстановлена в соответствии с требованиями конструкторской документации завода-изготовителя и нормативной документации на ремонт конкретного типа турбогенератора.

7.1.4.12 Механические повреждения изоляционных коробок паяных соединений стержней статорной обмотки, ослабление и обрыв закрепляющих их бандажей, нарушение сплошности замазки, уплотняющей соединение коробок со стержнем и между собой, не допускаются.

7.1.4.13 После удаления пазовых клиньев при переклиновке пазов статора должно быть проверено состояние пазовой части корпусной изоляции в доступных местах и верхних уплотняющих прокладок. На обмотке и прокладках не должно быть следов разряда и следов истирания от вибрации.

При наличии следов разряда способ ремонта должен быть определен нормативной документацией на ремонт конкретного типа турбогенератора.

7.1.4.14 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.

7.1.4.15 Полная переклиновка и контроль всех пазов статора должны быть выполнены, если следы разрядов и истирания изоляции от вибрации, ослабленное боковое крепление стержней в пазах обнаружены после удаления клиньев из отдельных пазов.

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

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

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

7.1.4.17 Допустимый зазор в стыках клиньев не более 3,0 мм не чаще, чем через десять клиньев. Для встречных клиньев зазор не допускается.

7.1.4.18 Допускается разновысотность клиньев в одном пазу не более 1,5 мм.

7.1.4.19 Выступание клиньев из пазов внутрь расточки статора в секторе укладки монтажного листа для заводки ротора не допускается. В остальных местах выступание клиньев в расточку допускается не более 2,0 мм; выступание клиньев-перегородок, устанавливается конструкторской документацией завода-изготовителя.

7.1.4.20 Стыки пазовых клиньев не должны попадать на клинья-заполнители, установленные для уплотнения активной стали.

7.1.4.21 Пазовые клинья, прилегающие с обеих сторон к клину, фиксирующему вставку-заполнитель активной стали, должны быть установлены на клеевом соединении.

7.1.4.22 При установке пазовых клиньев, имеющих вентиляционные прорези, не допускается смещение этих прорезей относительно вентиляционных каналов активной стали.

7.1.4.23 Длина подклиновых пазовых прокладок не должна быть менее длины одного клина.

7.1.4.24 Допускается повторное использование пазовых клиньев, имеющих отдельные сколы на торцовых поверхностях.

7.1.4.25 Между верхними и нижними стержнями статорной обмотки на выходе из паза должен быть зазор, величина которого устанавливается требованиями конструкторской документации на конкретный турбогенератор.

7.1.4.26 Детали крепления лобовых частей статорной обмотки, соединительных и выводных шин должны быть установлены плотно, без зазоров.

При наличии формующего материала (препрега) он должен быть восстановлен в местах его демонтажа.

7.1.4.27 Допускается оставлять без замены изоляционные детали, имеющие трещины по слоям материала, если эти детали работают на сжатие, а их замена может привести к повреждению изоляции обмотки и (или) шин.

7.1.4.28 Не допускается вторично использовать детали крепления обмотки с обугленной поверхностью и механическими повреждениями, за исключением отдельных сколов.

7.1.4.29 Ослабленные шнуровые бандажи лобовых частей обмотки или их обрыв не допускаются.

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

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

7.1.4.32 Механические повреждения изоляторов, на которых установлены коллекторы системы водяного охлаждения, не допускаются.

7.1.4.33 Касания заземленных частей турбогенератора амортизирующими прокладками, установленными между коллекторами системы водяного охлаждения и деталями их крепления, не допускаются.

7.2.1 Ослабленные концевые пазовые клинья не допускаются. Допускается до 50% ослабленных средних клиньев, но не более двух клиньев подряд в пазу ротора с длиной бочки до 4000 мм и трёх клиньев подряд при длине бочки свыше 4000 мм.

Зазор между торцовыми поверхностями концевых пазовых клиньев и бандажного кольца должен соответствовать требованиям конструкторской документации завода-изготовителя.

7.2.2 Подгары и оплавления поверхностей пазовых клиньев и сопрягаемых поверхностей зубцов вала ротора не допускаются.

7.2.3 Проходимость вентиляционных каналов обмоток роторов с непосредственным охлаждением должна соответствовать требованиям инструкции по эксплуатации турбогенератора.

Доступ к полной версии этого документа ограничен

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

Источник