МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР
ГЛАВЭНЕРГОРЕМОНТ
РУКОВОДСТВО
ПО КАПИТАЛЬНОМУ РЕМОНТУ
ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ
ТВФ-120-2 И ТВФ-100-2
РУ-34-38-002-84
РД 34.45.614
СЛУЖБА ПЕРЕДОВОГО ОПЫТА И ИНФОРМАЦИИ СОЮЗТЕХЭНЕРГО
Москва 1984
РАЗРАБОТАНО
Новосибирским отделом ЦКБ Главэнергоремонта
ИСПОЛНИТЕЛИ
В.В. САВИК, О.А. РАЖЕВ, Б.Г. НИКИФОРОВ
СОГЛАСОВАНО с
заводом «Сибэлектротяжмаш»
Главный
конструктор К.Н. МАСЛЕННИКОВ
УТВЕРЖДЕНО
Главэнергоремонтом
Главный
инженер В.И. КУРКОВИЧ
РУКОВОДСТВО |
РУ-34-38-002-84 |
Срок
действия установлен
с 01.01.84 г.
до 01.01.89 г.
1. ВВЕДЕНИЕ
1.1. Руководство
по капитальному ремонту турбогенераторов ТВФ-100-2 и ТВФ-120-2*
является техническим документом, соблюдение требований которого обязательно для
персонала электростанций и ремонтных предприятий, выполняющего ремонт
турбогенераторов данного типа.
* В дальнейшем для краткости —
Руководство.
1.2. Руководство разработано с учетом чертежей и инструкций ЛПЭО
«Электросила» и завода «Сибэлектротяжмаш».
1.3. Руководство
содержит:
а) общие
положения по подготовке и организации работ, включая сетевой график
капитального ремонта (рис. 1);
б) технические
требования на дефектацию и ремонт деталей и сборочных единиц (частично
включенные в операционные карты), а также предусматривает замену деталей и
сборочных единиц, ремонт которых невозможен или удлиняет срок простоя
турбогенератора в ремонте;
в) операционные
карты, содержащие сведения по технологии работ данной операции, трудоемкости,
квалификационному составу исполнителей, необходимой оснастке и инструменту;
г) программу
измерений и испытаний при ремонте и сборке турбогенераторов;
д) перечень заводских
чертежей, необходимых для капитального ремонта турбогенераторов (приложение 1);
е) перечни
приборов, приспособлений, инструмента и нормы расхода материалов, необходимых
для капитального ремонта турбогенераторов (приложения 2 и 3).
1.4. Руководство
охватывает типовой объем работ по капитальному ремонту турбогенераторов, а
также некоторые специальные работы, наиболее часто встречающиеся при ремонте.
Отдельные положения настоящего Руководства носят рекомендательный характер.
1.5. При
проведении капитального ремонта турбогенераторов помимо настоящего Руководства
рекомендуется использовать «Технические описания и инструкцию по эксплуатации
турбогенераторов ТВФ-100-2 и ТВФ-120-2»; «Нормы испытания электрооборудования»
(М.: Атомиздат, 1978); «Правила технической эксплуатации электрических станций
и сетей»; (М.: Энергия, 1977); «Правила техники безопасности при эксплуатации
электроустановок» (М.: Энергия, 1981); «Инструкцию по организации ремонта
энергетического оборудования электростанций и подстанций» (М.: СЦНТИ ОРГРЭС,
1975); «Инструкцию по эксплуатации и ремонту генераторов на
электростанциях» (М.: Энергия, 1974); «Правила пользования инструментом и
приспособлениями, применяемыми при ремонте и монтаже энергетического
оборудования» (М.: Энергия, 1973); «Правила устройства и безопасной
эксплуатации грузоподъемных кранов» (М.: Металлургия, 1974); «Инструкцию по
содержанию и применению средств пожаротушения на предприятиях Минэнерго СССР
(М., СПО Союзтехэнерго, 1980). Кроме того, необходимо учитывать требования
циркуляров, решений и других директивных материалов Минэнерго СССР.
2.1. Организация
капитального ремонта включает:
а) подготовку
документации, запасных частей и материалов;
б) создание
условий для проведения работ, обеспечивающих соблюдение требований правил
технической эксплуатации, правил безопасности и санитарно-технических норм;
в) организацию
рабочих мест с размещением на них такелажных приспособлений, ремонтируемых
сборочных единиц и оргоснастки, исходя из конкретных условий для наиболее
рационального использования рабочих площадок;
г) обеспечение
рабочих мест подъемно-транспортным оборудованием, приспособлениями и средствами
механизации;
д) разработку
схем подачи сжатого воздуха, кислорода, ацетилена, электропитания и т.д.;
е) разработку
организационной структуры и режима работы ремонтного персонала;
ж) организацию
уборки и транспортирования мусора, отходов и поддержания чистоты ремонтных
площадок.
Рекомендуется до
начала ремонта составить проект организации работ (ПОР), в который бы входили
мероприятия, перечисленные выше.
2.2. Ремонт
турбогенератора производится специализированными звеньями, состав которых
определяется конкретным объемом работ и плановыми сроками простоя
турбогенератора в ремонте. Для обеспечения оптимальной загрузки ремонтного
персонала Руководством предусматривается проведение ремонта с типовой
номенклатурой работ по сетевому графику (см. рис. 1).
2.3. Перед
началом ремонта необходимо ознакомить персонал, принимающий участие в ремонте,
с конструкцией турбогенератора, объемом и графиком ремонта и произвести
инструктаж по технике безопасности. Ремонт турбогенератора
выполняется по наряду-допуску на производство работ.
2.4. До начала
ремонта необходимо осмотреть турбогенератор под нагрузкой, прослушать на
отсутствие посторонних шумов. Необходимо выявить (по эксплуатационным
документам) дефекты и ненормальности в работе турбогенератора.
2.5. Технические
параметры отремонтированного турбогенератора должны строго соответствовать
техническим данным, приведенным в заводской инструкции и паспорте турбогенератора.
2.6. Руководство
ремонтом осуществляется представителем ремонтного подразделения.
2.7. Приемка из
ремонта осуществляется персоналом эксплуатационной службы в соответствии с
существующими положениями.
2.8. Окончание
ремонта оформляется актом и подписывается представителями ремонтного и
эксплуатационного подразделений.
2.9. На
отремонтированный турбогенератор должна быть составлена ведомость основных
показателей технического состояния турбогенератора.
2.10. При
проведении капитального ремонта турбогенератора необходимо:
— выполнять
общие требования безопасности, действующие инструкции, а также указания,
изложенные в техническом описании и инструкции по эксплуатации;
— проверить
состояние средств пожаротушения;
— проверить
состояние, сроки испытания строп и грузоподъемных механизмов, изучить схемы
стропки;
— ознакомиться с
расположением и проверить состояние устройств перекрытия подачи воздуха,
ацетилена, электроэнергии и т.д.
Расположение
этих устройств должно обеспечить в кратчайшие сроки отключение рабочего места
от магистралей и электропроводок.
3. ТРЕБОВАНИЯ К
РАЗБОРКЕ ТУРБОГЕНЕРАТОРА И ЕГО СОСТАВНЫХ ЧАСТЕЙ
3.1. Детали и
сборочные единицы массой более 25 кг необходимо поднимать с помощью подъемных
механизмов и приспособлений.
3.2. В процессе
разборки турбогенератора необходимо тщательно замаркировать все съемные
сборочные единицы и детали, включая болты, шпильки, щеткодержатели, концы
силовых и измерительных кабелей прокладки.
3.3. Болты,
шпильки и другие мелкие детали, снятые с турбогенератора во время его разборки,
поместить в отдельные ящики или на отдельные стеллажи. Снятые гайки по
возможности навинтить на свои места.
3.4. Во время
разборки, а также после разборки и очистки необходимо внимательно осмотреть и
проверить все снятые детали и сборочные единицы, ставшие доступными для
осмотра. В первую очередь надо проверить исправность крепежа в местах крепления
сборочных единиц и деталей.
3.5. Разборку
необходимо производить только исправным инструментом. Используемые при разборке
гаечные ключи должны охватывать головку болта или гайки всем завом и не
проворачиваться.
3.6. При
разборке не допускается:
— наносить удары
по деталям непосредственно стальным молотком или через стальные выколотки;
— пользоваться
зубилом и молотком для отвинчивания гаек и болтов;
— наносить метки
на посадочные, уплотняющие и стыковые поверхности.
3.7. После
разборки все детали и сборочные единицы тщательно очистить от пыли, грязи,
масла, продуктов коррозионно-механического износа, нагара, промыть и протереть.
3.8. Во время разборки
и ремонта турбогенератора запрещается располагать внутри статора
непосредственно на активной стали инструмент и различные приспособления без
подкладок, а также заносить в расточку статора ненужные для выполнения работ
металлические предметы. Следует строго проверять, чтобы снятые гайки, болты,
слесарный инструмент и другие металлические предметы не оставались в зоне
корпуса турбогенератора (в вентиляционных отсеках, карманах корпуса, в лобовых частях
обмотки т.д.). Рабочие во время работы внутри статора должны быть одеты в
специальную одежду и мягкую обувь (без металлических гвоздей).
4. ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ НА ДЕФЕКТАЦИЮ И
РЕМОНТ ДЕТАЛЕЙ И СБОРОЧНЫХ ЕДИНИЦ ТУРБОГЕНЕРАТОРА
4.1. Общие
требования
4.1.1.
Техническое состояние деталей и сборочных единиц определяется внешним осмотром
и проверкой размеров и параметров с помощью мерительного инструмента и
приборов.
4.1.2. При
осмотре деталей особое внимание обратить на места концентрации напряжений.
4.1.3. По
результатам осмотра детали и сборочные единицы турбогенератора делятся на три
группы:
— годные к
эксплуатации;
— требующие
ремонта;
— подлежащие
замене.
4.1.4. Замене
подлежат детали с дефектами, устранение которых технически и экономически
нецелесообразно или ремонт которых не гарантирует восстановление технических
характеристик детали (сборочной единицы).
4.1.5.
Дефектацию и ремонт деталей и сборочных единиц произвести согласно требований,
изложенных в пп. 4.2 — 4.13 настоящего раздела и в разд. 6.
4.2. Крепежные
детали
4.2.1. Состояние
резьбы проверить внешним осмотром, а также навинчиванием гаек (вворачиванием
болтов) от руки.
4.2.2. Посадку
шпилек в деталях и сборочных единицах проверить простукиванием. Шпильки без
дефектов выворачивать не рекомендуется.
4.2.3. Детали с
резьбовыми поверхностями подлежат замене при наличии следующих дефектов:
а) забоин,
задиров, выкрашиваний и срывов резьбы более одного витка;
б) люфтов при
навинчивании гайки (вворачивании болта);
в) трещин и
несмываемых пятен ржавчины;
г) повреждений
граней и углов на головках гаек и болтов более 5 % номинального размера.
4.2.4. Детали с
резьбовыми поверхностями подлежат ремонту при местных повреждениях общей
протяженностью не более 10 % длины витка.
Дефект устранять
прогонкой резьбонарезным инструментом.
4.2.5. Шплинты и
стопорные шайбы подлежат замене при наличии трещин и изломов. Стопорные
отгибные шайбы при капитальном ремонте подлежат замене.
4.2.6. Пружинные
шайбы, бывшие в эксплуатации, допускаются к повторному применению при разводе
концов шайбы не менее полуторной толщины.
4.2.7. Шпонки
подлежат замене при наличии вмятин, сколов, задиров. При нарушении стенок
шпоночного паза допускается увеличение его по ширине не более 15 % ширины с
постановкой новой шпонки с посадкой по заводским чертежам.
4.2.8.
Установочные штифты подлежат замене при их износе и ослаблении посадки. При
замене штифтов отверстия под штифты подлежат развертке.
4.3. Пружины
4.3.1.
Цилиндрические винтовые пружины подлежат замене при наличии;
а) надломов;
б) трещин;
в) засветлений;
г) потери
упругости более допусков, указанных в заводской характеристике;
д)
неравномерности шага витка по всей длине пружины более 10 %, за исключением
концевых поджатых витков у пружин, работающих на сжатие.
4.4. Резиновые прокладки
4.4.1. Состояние
резиновых прокладок определяется внешним осмотром.
4.4.2. Резиновые
прокладки подлежат замене при наличии следующих дефектов:
а) трещин,
срезов, расслоений;
б) остаточной
деформации более 25 % первоначальной толщины;
в) потери
эластичности;
г) раковин,
пузырей, посторонних включений.
4.5. Металлические детали
4.5.1.
Ответственные детали и сборочные единицы со специальными покрытиями и
термически обработанными рабочими поверхностями, а также детали из цветных
металлов подлежат замене при наличии трещин любого расположения, раковин, пор,
обломов и сколов.
4.5.2. Замене
подлежат детали со специальными покрытиями при наличии несмываемой ржавчины в
зоне рабочих поверхностей.
4.5.3. При
необходимости проведения сварочных работ применяемые материалы и электроды
должны обеспечивать восстановление первоначальной прочности и жесткости детали
(сборочной единицы) без изменения геометрических размеров и ухудшения внешнего
вида. Контроль сварки производить внешним осмотром.
4.6. Концевые выводы
4.6.1. При
осмотре фарфоровых изоляторов обратить внимание на отсутствие сколов и следов
ударов; отсутствие трещин любых размеров; состояние глазури.
4.6.2. При
обнаружении дефектов, снижающих механическую и диэлектрическую прочность,
изоляторы заменить. К таким дефектам относятся:
а) продольные и
кольцевые трещины (определяются простукиванием, осмотром);
б) осыпание
глазури или образование цека (тонких, едва заметных трещин глазури);
в) поверхностные
сколы, площадь которых превышает 0,5 — 0,75 % площади изолятора.
4.6.3. Место
скола может быть защищено лаком воздушной сушки (пентафталевым, эпоксидным и
др.), натуральной олифой с присадкой сиккатива или клеем БФ-4.
4.7. Газоохладители
Осмотр
газоохладителей следует начинать до разборки турбогенератора во время проверки
его на газоплотность. Для этого от газоохладителей отсоединить все трубы,
патрубки закрыть заглушками с резиновым уплотнением, а к специальным отверстиям
в заглушках присоединить V-образный водяной манометр.
При нарушений
плотности избыточное давление будет наблюдаться также в газоохладителе.
Чтобы узнать,
какая трубка повреждена, надо снять торцевые крышки охладителя, не снижая
избыточное давление в корпусе турбогенератора. Затем к одному концу каждой
трубки присоединить V-образный водяной манометр, а другой конец закрыть
резиновой пробкой. В поврежденной трубке обнаружится избыточнее давление.
4.8. Изоляция лобовых частей
статора
4.8.1. Лобовые
части подлежат переизолировке при обнаружении в изоляции трещин, разбуханий,
механических повреждений, электрического пробоя изоляции.
4.9. Клинья обмотки статора
4.9.1. Пазы
статора подлежат переклиновке в случаях механических повреждений клиньев и
ослабления посадки клина в пазу.
4.9.2. Плотность
заклиновки стержней обмотки статора в пазах определяется на звук при
простукивании клина по центру и по краям молотком массой 0,2 — 0,4 кг, а также
наличием вибрации клина, определяемой при простукивании на ощупь. Проверке
плотности заклиновки подлежат все клинья.
4.10. Контроль качества паек мест
соединений обмоток
4.10.1. На
нарушение паек обмотки статора указывает высыхание или разбухание изоляций в
местах соединений, а также увеличение сопротивления постоянному току фазы или
ветви относительно других или отличие от ранее измеренных значений.
Значения
сопротивлений фаз могут отличаться друг от друга и от ранее измеренных не более
чем на 2 %, а параллельных ветвей — на 5 %.
4.10.2. Плохие
пайки могут быть обнаружены прогреванием обмотки током, равным номинальному, в
течение 10 мин или равным 1,5 Iн в течение 2
мин. Места плохих паек определяются по местным перегревам. При проведении этого
испытания необходимо строго выполнять правила техники безопасности и
противопожарные мероприятия, особенно при применении переменного тока. При
появлении запаха
гари или дыма немедленно отключить ток.
4.10.3.
Отыскание мест нарушения паек производится измерением сопротивления ветви по
частям (с удалением изоляции отдельных головок), а также измерением напряжения
непосредственно в местах паек при протекании не обмотке относительно небольшого
постоянного тока. Для измерения напряжения в местах паек произвести прокол
изоляции игольчатыми щупами. После окончания измерений места проколов
необходимо залить лаком БТ-99.
Все плохие пайки
должны быть перепаяны.
4.11. Статор
4.11.1.
Осмотреть расточку и спичку сердечника статора до очистки поверхности,
проверить прессовку активной стали, при этом необходимо убедиться в отсутствии
местных нагревов и оплавлений активной стали, поломанных сегментов,
деформированных нажимных пальцев. Плотность прессовки проверяется с помощью
специального щупа (рис. 2), ножа или
остро заточенной отвертки, которые при хорошей прессовке не должны входить от
руки между листами активной стали.
Устранение
местных дефектов активной стали производится в соответствии с рекомендациями
приложения 4.
4.12. Ротор
4.12.1.
Осмотреть ротор до очистки и после нее, отметить обнаруженные дефекты
(вытекание лака, смещение клиньев пазов, выветривание изоляции, крепление
балансировочных грузов) и т.д. Обратить особое внимание на наличие трещин на
бочке и валу ротора, клиньях пазов, бандажных и центрирующих кольцах,
вентиляторах, контактных кольцах.
4.12.2. Пазовые
клинья с трещинами подлежат замене, при этом необходимо убедиться, нет ли
трещин на прилегающих зубцах бочки ротора.
4.12.3. Лопатки
вентиляторов с трещинами подлежат замене.
4.12.4. Трещины
на валу, бочке ротора и контактных кольцах ликвидируются местной выборкой
металла. Во всех случаях, если выборка металла для ликвидации трещин связана со
снижением механической прочности сборочной единицы или детали, вопрос о
дальнейшем применении их должен решаться заводом-изготовителем.
4.12.5. В
случае, когда снять бандажные кольца, замаркировать и снять с лобовых частей
сегменты подбандажной изоляции. Проверить правильность расклиновки лобовых
частей обмотки, техническое состояние деталей расклиновки. Проверить состояние
сегментов подбандажной изоляции на отсутствие трещин, расслоений, подгаров.
Дефектные сегменты заменить. В доступных местах проверить состояние лобовых
частей: наличие деформаций, смещения отдельных витков, качество межкатушечных
соединений и др.
4.13. Корпус
уплотнения вала
4.13.1.
Осмотреть расточку корпуса, выявить выработку и наклеп. Шероховатость
поверхности должна быть не выше Rа 1,25.
4.13.2. Измерить
диаметр расточки микрометрическим нутромером. Измерения производятся по
вертикальному диаметру и по двум диаметрам вблизи разъема. Значение эллипсности
не должно превышать 2,5 % диаметра уплотняющего резинового шнура, если имеется
неперпендикулярность торцовой поверхности наружного щита, и 5 % диаметра
резины, если неперпендикулярность отсутствует.
4.13.3.
Проверить плотность прилегания поверхностей разъема щупом 0,03 мм и на краску
(берлинская лазурь, сажа газовая) без затяжки разъема болтами. Щуп 0,03 мм не
должен проходить
в разъем на глубину более 5 мм, а при проверке на краску должно быть не менее
10 точек касания на площади 25×25 мм.
4.13.4.
Проверить размеры и форму канавок под уплотнящий шнур в разъеме корпуса.
Площадь сечения канавки должна быть равна 1,1 — 1,15 площади сечения шнура, при
этом высота канавки должна быть меньше высоты шнура на 1 — 1,5 мм. Если канавка
меньше указанных размеров, то ее расширить или углубить на фрезерном станке.
4.13.5.
Проверить плотность посадки призонных болтов. Болты должны плотно входить в
отверстия от удара молотком, на поверхности болтов и отверстий должны быть
равномерные натиры без задиров металла. После установки призонных болтов не
должны появляться раскрытия разъема и смещения половин корпуса относительно,
друг друга в радиальном направлении. При обнаружении дефектов необходимо при
затянутых болтах разъемов поправить разверткой отверстия под при зонные болты
до получения чистой поверхности и изготовить новые призонные болты по ГОСТ
7817-72 из стали 45.
4.13.6.
Проверить отсутствие течей по сварным швам заливкой керосина во внутреннюю
маслораздаточную камеру половин корпуса, при этом радиальные отверстия закрыть
резиновыми пробками.
5. ТРЕБОВАНИЯ К
СБОРКЕ ТУРБОГЕНЕРАТОРА И ЕГО СОСТАВНЫХ ЧАСТЕЙ
5.1. Сборку
турбогенератора и его составных частей производить в соответствии с
требованиями, изложенными в разд. 6 настоящего Руководства.
5.2. Поступающие
на сборку детали и сборочные единицы должны соответствовать техническим
требованиям, приведенным в разд. 4 и 6.
Они должны быть очищены от пыли, грязи и насухо протерты.
5.3. При сборке
детали (сборочные единицы) необходимо предохранять от случайных повреждений.
5.4. Сборка
деталей с подвижной посадкой должна производиться от руки с помощью
грузоподъемных механизмов и обеспечивать перемещение сопрягаемых деталей без
заеданий.
5.5. Сборку
деталей, имеющих в сопряжении неподвижную посадку, производить с помощью
нагрева и приспособлений.
5.6. Шпильки
должны вворачиваться в гнезда плотно (без качки). Подгибание шпилек не
допускается. Детали и сборочные единицы необходимо устанавливать на шпильках
свободно, без заеданий.
5.7.
Устанавливаемые в соединениях деталей прокладки должны быть чистыми, гладкими,
без расслоений, складок и вырывов. Прокладки должны быть плотно сжаты и
равномерно прилегать к сопрягаемым поверхностям.
5.8. Крепление
деталей и сборочных единиц несколькими болтами или гайками производить по
диагонали сначала предварительной, а затем окончательной затяжкой. Все болты и
гайки одного соединения должны быть затянуты равномерно и до отказа. Болты
(шпильки) должны выступать из гаек не менее чем на две-три нитки резьбы.
5.9. Перед
вводом ротора убедиться в отсутствии посторонних предметов в расточке статора,
а перед установкой торцевых щитов и в зоне корпуса статора.
5.10. Сборку
турбогенератора и его составных частей производить, строго соблюдая требования
техники безопасности.
6. РЕМОНТ ДЕТАЛЕЙ И СБОРОЧНЫХ ЕДИНИЦ
В разделе
приведен перечень работ (операций), выполняемых при капитальном ремонте,
инструмент, приспособления, оснастка, материалы, количественный и качественный
состав исполнителей. Трудоемкость работ (операций) дана только для ремонтного
персонала электрического (генераторного) цеха и пользоваться ею при выдаче
нормированных заданий не рекомендуется.
Технологическая
последовательность выполнения работ отображена на модели сетевого графика (см.
рис. 1).
6.1. Подготовка
ремонтных площадок
(операция 55-03)
Предыдущая
операция —
Последующая
операция 56-01
Последовательность выполнения |
Инструмент, приспособления, |
Материал |
Состав звена1 |
Трудоемкость, чел.-ч |
|
Разряд |
Количество, чел. |
||||
1. |
Приложение 2 |
Приложение 3 |
6 4 3 2 |
1 1 1 1 |
48,0 |
2. |
— |
— |
Выполняет |
||
1 В состав звена входят |
6.2. Испытание турбогенератора на
газоплотность (операция 56-01)
Предыдущая
операция 55-03
Последующая
операция 56-02
Последовательность выполнения |
Инструмент, приспособления, |
Материал |
Состав звена |
Трудоемкость, чел.-ч |
||
Разряд |
Количество, чел. |
|||||
1 |
Вывернуть Примечание. Предварительно |
Ключ Ключ |
— |
4 2 |
1 1 |
0,5 |
2 |
Заглушить |
Ключ Ключ |
— |
4 2 |
1 1 |
1,0 |
3 |
Вывернуть |
Ключ Ключ |
— |
4 2 |
1 1 |
0,5 |
4 |
Закрыть |
— |
— |
4 2 |
1 1 |
1,0 |
5 |
Через |
Хладон |
5 4 |
1 1 |
1,0 |
|
6 |
Убедиться |
Течеискатель Кисть |
Мыло |
5 4 2 |
1 1 1 |
10,0 |
7 |
Определить Примечание. Следить |
Манометр |
— |
5 2 |
1 1 |
6,0 |
8 |
Снизить |
Ключ 7811-0026 |
— |
5 2 |
1 1 |
2,0 |
6.3. Снятие возбудителя с
фундамента (операция 56-02)
Предыдущая
операция 56-01
Последующая
операция 56-03
Последовательность выполнения |
Инструмент, приспособления, |
Материал |
Состав звена |
Трудоемкость, чел.-ч |
||
Разряд |
Количество, чел. |
|||||
1 |
Разобрать |
Ключ |
— |
Выполняет персонал турбинного |
||
2 |
Вывернуть |
Ключ |
— |
5 4 2 |
1 1 2 |
6,0 |
3 |
Вывернуть |
Ключ |
— |
5 2 |
1 1 |
2,0 |
4 |
Вывернуть |
Ключ |
— |
4 2 |
1 1 |
2,0 |
5 |
Замаркировать |
Ключ Ключ |
— |
5 4 |
1 1 |
3,0 |
6 |
Снять |
Ключ |
— |
2 |
1 |
0,5 |
7 |
Застропить |
Стоп |
— |
5 4 2 |
1 1 2 |
3,0 |
6.4. Снятие щеточного аппарата
(операция 56-03)
Предыдущая
операция 56-02
Последующая
операция 56-04
Последовательность выполнения |
Инструмент, приспособления, |
Материал |
Состав звена |
Трудоемкость чел.-ч |
||
Разряд |
Количество, чел. |
|||||
1 |
Открыть |
Ключ |
— |
4 3 |
1 1 |
0,5 |
2 |
Измерить |
Индикатор |
— |
4 |
1 |
1,0 |
3 |
Вынуть |
Щупы |
— |
4 |
1 |
1,0 |
4 |
Вывернуть |
Ключ |
— |
4 3 |
1 1 |
0,5 |
5 |
Застропить |
Строп |
— |
4 3 |
1 1 |
0,5 |
6.5. Проточка и шлифовка
контактных колец (операция 56-04)
Предыдущая
операция 56-03
Последующая
операция 56-05
Последовательность выполнения |
Инструмент, приспособления, |
Материал |
Состав звена |
Трудоемкость, чел.-ч |
||
Разряд |
Количество, чел. |
|||||
1 |
Измерить |
Щупы Индикатор Линейка-300 |
— |
4 |
1 |
1,0 |
2 |
Установить |
Приспособление |
— |
(токарь) |
1 |
2,0 |
3 |
Проточить |
Штангенциркуль |
— |
5 (токарь) |
1 |
10,0 |
4 |
Проверить |
Индикатор |
— |
4 5 (токарь) |
1 1 |
0,5 0,5 |
5 |
Снять |
Ключ |
— |
5 (токарь) |
1 |
1,0 |
6 |
Продуть |
— |
— |
4 |
1 |
0,5 |
7 |
В Примечание. При замене контактных колец |
Приспособление |
6.6. Разборка торцовых уплотнений
вала (операция 56-05)
Предыдущая
операция 56-04 Последующая операция 56-06
Последовательность выполнения |
Инструмент, приспособления, |
Материал |
Состав звена |
Трудоемкость, чел.-ч |
||
Разряд |
Количество, чел |
|||||
1 |
Вывернуть |
Ключ |
— |
Выполняет персонал турбинного |
||
2 |
Вывернуть |
Ключ |
— |
То же |
||
3 |
Измерить |
Штангенциркуль |
— |
Выполняет персонал турбинного |
||
4 |
Замаркировать |
— |
— |
То же |
||
5 |
Вывинтить |
Отвертка |
— |
|||
6 |
Вывернуть |
Отвертка |
— |
-»- |
||
7 |
Застропить |
Строп |
Коврик резиновый |
-»- |
||
8 |
Отсоединить |
Отвертка |
— |
-»- |
||
9 |
Вывернуть |
Ключ 7812-0491 |
— |
-»- |
||
10 |
Вывернуть |
Ключ Ключ |
— |
-»- |
||
11 |
Вывернуть |
Ключ |
— |
-»- |
||
6.7. Снятие верхних половин
торцевых щитов (операция 56-06)
Предыдущая
операция 56-05
Последующая
операция 56-07
Последовательность выполнения |
Инструмент приспособления, |
Материал |
Состав звена |
Трудоемкость, чел.-ч |
||
Разряд |
Количество, чел. |
|||||
1 |
Отсоединить |
Ключ 7811-0025 |
— |
4 3 |
1 2 |
1,5 |
2 |
Снять |
Ключ 7811-0026 |
— |
4 2 |
1 1 |
0,5 |
3 |
Вывернуть |
Ключ 7812-0508 |
— |
4 2 |
1 1 |
0,5 |
4 |
Вывернуть |
Ключ 7811-0046 |
— |
5 4 3 2 |
1 1 2 1 |
9,0 |
5 |
Вывернуть |
Ключ |
— |
5 4 3 2 |
1 1 2 1 |
6,0 |
6 |
Застропить |
Строп Скобы |
— |
5 4 3 2 |
1 1 2 1 |
2,5 |
6.8. Проточка и шлифовка упорных
дисков вала ротора (операция 56-07)
Предыдущая
операция 56-06
Последующая
операция 56-08
Последовательность выполнения |
Инструмент, приспособления, |
Материал |
Состав звена |
Трудоемкость чел.-ч |
||
Разряд |
Количество, чел. |
|||||
1 |
Измерить Примечание. Биение |
Индикатор |
— |
Выполняет персонал турбинного |
||
2 |
Установить |
— |
— |
То же |
||
3 |
Обработать Примечание. Частота |
Резцы разные |
— |
-»- |
||
4 |
Снять |
— |
— |
-»- |
||
6.9. Снятие нижних половин
торцевых щитов (операция 56-08)
Предыдущая
операция 56-07
Последующая
операция 56-09
Последовательность выполнения |
Инструмент, приспособления, |
Материал |
Состав звена |
Трудоемкость, чел.-ч |
||
Разряд |
Количество, чел. |
|||||
1 |
Установить |
Ключ 7811-0023 Ключ 7811-0041 |
— |
6 4 3 2 |
1 1 2 1 |
5,0 |
2 |
Вывернуть |
Ключ 7811-0046 |
— |
6 4 3 2 |
1 1 2 1 |
7,0 |
3 |
Застропить |
Скобы Строп |
— |
6 4 3 2 |
1 1 2 1 |
1,0 |
4 |
Отжать |
Ключ 7811-0041 |
— |
3 |
2 |
0,5 |
5 |
Развернуть |
— |
— |
6 4 3 2 |
1 1 2 1 |
6,0 |
6 |
Удалить |
Ключ 7811-0041 |
— |
3 2 |
2-1 |
1,0 |
7 |
Транспортировать |
— |
— |
6 4 3 |
1 1 1 |
1,5 |
8 |
Испытать |
— |
— |
Выполняет персонал лаборатории |
6.10. Подготовка к выводу и вывод
ротора (операция 56-09)
Предыдущая
операция 56-08
Последующая
операция 63-01
Последовательность выполнения |
Инструмент, приспособления, |
Материал |
Состав звена |
Трудоемкость, чел.-ч |
||
Разряд |
Количество, чел. |
|||||
1 |
Подготовить |
— |
6 4 3 2 |
1 1 2 1 |
10,0 |
|
2 |
Проверить |
Ключ |
— |
4 3 |
1 1 |
9,0 |
3 |
Застрелить |
Строп |
Картон электроизоляционный ЭВ1 |
6 4 3 |
1 1 1 |
1,0 |
4 |
Установить |
Балка Строп |
Бруски деревянные |
6 4 3 2 |
1 1 2 1 |
1,0 |
5 |
Убрать |
Строп |
— |
Выполняет персонал турбинного |
||
6 |
Собрать |
— |
— |
6 4 3 2 |
1 1 2 1 |
2,0 |
7 |
Приподнять |
Строп Лом |
— |
6 5 3 2 |
1 1 2 1 |
1,0 |
8 |
Установить |
Ключ Строп |
Лист Электроизоляционный |
4 3 2 |
1 1 1 |
1,0 |
9 |
Установить тележку 7 на рельсы |
Строп |
— |
4 3 2 |
1 1 1 |
0,5 |
10 |
Поднять |
Строп Строп |
— |
6 4 3 2 |
1 1 2 1 |
2,5 |
11 |
Застропить |
Строп УСК-20,0-1/10000 |
Электроизоляционный картон ЭВ1 |
6 4 3 2 |
1 1 1 1 |
1,0 |
12 |
Убрать |
— |
— |
Выполняет персонал турбинного |
||
13 |
Закрепить |
Строп Ключ |
Лист Электроизоляционный |
4 3 2 |
1 2 1 |
1,0 |
14 |
Действуя |
— |
— |
6 4 3 2 |
1 1 2 1 |
1,0 |
15 |
Установить |
Строп Строп |
Бруски деревянные |
6 4 3 2 |
1 1 2 1 |
1,0 |
16 |
Установить |
Строп Ключ |
— |
4 3 2 |
1 1 1 |
1,0 |
17 |
Застропить |
Строп Строп |
— |
6 4 3 2 |
1 1 2 1 |
3,0 |
18 |
Действуя |
— |
— |
6 4 3 2 |
1 1 2 1 |
1,0 |
19 |
Вывести |
— |
— |
6 4 3 2 |
1 1 2 1 |
1,0 |
20 |
Застропить |
Строп |
Деревянные рейки, прессшпан |
6 4 3 2 |
1 1 2 1 |
1,5 |
21 |
Вывести |
— |
— |
6 4 3 2 |
1 1 2 1 |
2,0 |
22 |
Транспортировать |
— |
— |
6 4 3 2 |
1 1 2 1 |
1,5 |
23 |
Снять |
Ключ Строп |
— |
3 2 |
2 1 |
0,5 |
24 |
Убрать |
— |
— |
4 3 2 |
1 2 1 |
0,5 |
6.11. Выемка газоохладителей
(операция 56-10)
Предыдущая
операция 56-03
Последующая
операция 58-01
Последовательность выполнения |
Инструмент, приспособления, |
Материал |
Состав звена |
Трудоемкость, чел.-ч |
||
Разряд |
Количество, чел. |
|||||
1. |
Вывернуть |
Ключ |
— |
4 3 2 |
1 1 2 |
10,0 |
2 |
Приподнять |
Строп |
— |
4 3 2 |
1 1 2 |
6,0 |
3 |
Застропить |
Строп |
— |
4 3 2 |
1 1 2 |
6,0 |
Примечание. |
6.12. Осмотр статора. Чистка
обмотки и корпуса (операция 63-01)
Предыдущая
операция 56-09
Последующая
операция 63-02
Последовательность выполнения |
Инструмент, приспособления, |
Материал |
Состав звена |
Трудоемкость, чел.-ч |
||
Разряд |
Количество, чел. |
|||||
1 |
Осмотреть |
— |
— |
6 3 2 |
1 1 1 |
4,5 |
2 |
Удалить |
— |
Салфетки |
3 2 |
1 1 |
20,0 |
3 |
Проверить |
— |
— |
5 3 |
1 1 |
4,0 |
4 |
Устранить |
— |
— |
5 3 2 |
1 1 1 |
24,0 |
5 |
Проверить |
Молоток |
Мел |
6 |
1 |
2,0 |
6.13. Испытание активной стали
(операция 63-02)
Предыдущая
операция 63-01
Последующая
операция 63-03
Последовательность выполнения |
Инструмент, приспособления, |
Материал |
Состав звена |
Трудоемкость, чел.-ч |
||
Разряд |
Количество, чел. |
|||||
1 |
Поднести |
— |
— |
3 2 |
2 1 |
5,0 |
Лаборатория электростанции |
— |
|||||
2 |
Подготовить |
— |
— |
5 4 |
1 1 |
5,0 |
Лаборатория электростанции |
— |
|||||
3 |
Произвести |
Мел |
5 4 |
1 1 |
10 |
|
Лаборатория электростанции |
— |
|||||
4 |
Разобрать |
— |
— |
4 3 2 |
1 2 1 |
4,0 |
Лаборатория электростанции |
— |
6.14. Ремонт зубцов активной
стали (операций 63-03)
Предыдущая
операция 63-02
Последующая
операция 63-04
Последовательность выполнения |
Инструмент, приспособления, |
Материал |
Состав звена |
Трудоемкость, чел.-ч |
|
Разряд |
Количество, чел. |
||||
Произвести |
— |
— |
5 3 |
1 1 |
4,0 (на один зубец в пределах |
6.15. Переклиновка пазов статора
(операция 63-04)
Предыдущая
операция 63-03
Последующая
операция 63-05
Последовательность выполнения |
Инструмент, приспособление, |
Материал |
Состав звена |
Трудоемкость, чел.-ч |
||
Разряд |
Количество, чел. |
|||||
1 |
Закрыть |
— |
Коврик Брезент |
4 3 |
1 1 |
0,5 |
2 |
Ввести |
Оправка Молоток Выколотка |
— |
4 3 |
1 1 |
1,0 |
3 |
Очистить |
Пылесос |
— |
4 3 |
1 1 |
0,5 |
4 |
Осмотреть, |
— |
Обтирочная |
4 3 |
1 1 |
0,5 |
5 |
Уложить |
— |
Стеклотекстолит |
3 |
1 |
0,5 |
6 |
Забить |
Выколотка. Молоток |
— |
4 |
1 |
0,5 |
7 |
Заклинить Примечание. Трудоемкость дана на |
Выколотка. |
— |
4 3 |
1 1 |
1,5 |
6.16. Замена шнуровых бандажей
лобовых частей обмотки статора (операция 63-05)
Предыдущая
операция 63-04
Последующая
операция 63-06
Последовательность выполнения |
Инструмент, приспособления, |
Материал |
Состав звена |
Трудоемкость, чел.-ч |
||
Разряд |
Количество, чел. |
|||||
1 |
Подготовить |
— |
Шнур |
4 (электрообмоточник) |
1 |
3,0 |
2 |
Срезать |
Нож |
— |
4 (электрообмотчик) |
1 |
0,5 |
3 |
Наложить |
Иголка |
Шнур |
4 (электрообмотчик) |
1 |
6,0 |
4 |
Запечь |
Термометр П Воздуходувка |
— |
4 (электрообмотчик) |
1 |
5,0 |
5 |
Покрыть Примечания: 1. |
Краскораспылитель |
Эмаль |
4 (электрообмотчик) |
1 |
0,5 |
6.17. Ремонт выводов обмотки
статора (операция 65-01)
Предыдущая
операция 56-09
Последующая
операция 63-08
Последовательность выполнения |
Инструмент, приспособления, |
Материал |
Состав звена |
Трудоемкость, чел.-ч |
||
Разряд |
Количество, чел. |
|||||
1 |
Вывинтить гайку 2 (рис. 10) |
Ключ |
5 3 |
1 1 |
2,0 |
|
2 |
Осмотреть |
Приспособление для вырезки |
Пластина |
5 3 |
1 1 |
8,0 |
3 |
Очистить |
Шкурка |
3 2 |
1 1 |
1,5 |
6.18. Перепайка и переизолировка
головок обмотки (операция 63-06)
Предыдущая
операция 63-05
Последующая
операция 63-07
Последовательность выполнения |
Инструмент, приспособления, |
Материал |
Состав звена |
Трудоемкость, чел.-ч |
|||
Разряд |
Количество, чел. |
||||||
1 |
Снять |
Нож |
— |
5 (электрообмотчик) |
1 |
3,0 |
|
2 |
Распаять |
Горелка |
Асбест |
5 3 (электрообмотчик) |
1 1 |
1,0 |
|
3 |
Подготовить |
Горелка |
Припой |
5 3 (электрообмотчик) |
1 1 |
2,5 |
|
4 |
Зачистить |
Напильник |
— |
3 (электрообмотчик) |
1 |
0,5 |
|
5 |
Проверить качество пайки |
Ультразвуковой |
— |
Выполняет персонал лаборатории |
|||
6 |
Наложить |
— |
Асбестовая |
5 (электрообмотчик) |
1 |
3,0 |
|
7 |
Убрать |
— |
— |
5 (электрообмотчик) |
1 1 |
1,0 |
|
Примечание. |
|||||||
6.19. Покраска обмотки (операция
63-07)
Предыдущая
операция 63-06
Последующая
операция 63-08
Последовательность выполнения |
Инструмент, приспособления, |
Материал |
Состав звена |
Трудоемкость, чел.-ч |
||
Разряд |
Количество, чел. |
|||||
1 |
Установить |
— |
4 3 |
1 1 |
0,5 |
|
2 |
Подготовить |
Краскораспылитель |
Эмаль Ацетон |
4 3 |
1 1 |
1,0 |
3 |
Покрыть |
То |
Эмаль Ацетон |
4 3 |
1 1 |
5,0 |
4 |
Промыть |
-«- |
Ацетон |
4 3 |
1 1 |
2,0 |
5 |
Испытать |
Испытательная установка |
— |
Выполняет персонал лаборатории |
6.20. Ремонт торцевых щитов
(операция 62-01)
Предыдущая
операция 56-08
Последующая
операция 63-08
Последовательность выполнения |
Инструмент, приспособления, |
Материал |
Состав звена |
Трудоемкость, чел.-ч |
||
Разряд |
Количество, чел. |
|||||
1 |
Осмотреть |
— |
Салфетки Растворитель |
6 3 |
1 1 |
2,0 |
2 |
Подпаять |
Нож Шабер |
Клей Шнур |
6 3 |
1 1 |
8,0 |
6.21. Ремонт газоохладителей
(операция 58-01)
Предыдущая
операция 56-10
Последующая
операция 58-02
Последовательность выполнения |
Инструмент, приспособления, |
Материал |
Состав звена |
Трудоемкость, чел.-ч |
||
Разряд |
Количество, чел. |
|||||
1 |
Вывернуть |
Ключ |
— |
4 2 |
1 1 |
1,0 |
2 |
Очистить |
Металлическая |
Салфетки технические |
4 2 |
1 1 |
2,0 |
3 |
Заглушить |
Молоток Пробки |
— |
4 2 |
1 1 |
2,0 |
4 |
Очистить |
Щетка |
Салфетки |
4 2 |
1 1 |
1,0 |
5 |
Покрыть |
Краскораспылитель |
Эмаль |
4 2 |
1 1 |
4,0 |
6 |
Проверить |
Ключ |
— |
4 2 |
1 1 |
1,0 |
7 |
Проверить |
Просечки Нож |
Пластины |
4 2 |
1 1 |
20,0 |
8 |
Установить |
Ключ 7812-0493 |
— |
4 2 |
1 1 |
1,0 |
9 |
Установить Примечание. Трудоемкость дана на ремонт |
Ключ 7811-0023 |
— |
4 2 |
1 1 |
2,0 |
6.22. Установка газоохладителей
(операция 58-02)
Предыдущая
операция 58-01
Последующая
операция 63-08
Последовательность выполнения |
Инструмент, приспособления, |
Материал |
Состав звена |
Трудоемкость, чел.-ч |
||
Разряд |
Количество, чел. |
|||||
1 |
Застропить |
Строп |
— |
4 3 2 |
1 2 1 |
10,0 |
2 |
Отцентровать |
Ким |
— |
4 3 2 |
1 2 1 |
5,0 |
3 |
Установить |
Ключ |
— |
4 3 2 |
1 2 1 |
8,0 |
6.23. Испытание корпуса статора
на газоплотность без ротора (операция 63-08)
Предыдущая
операция 63-07
Последующая
операция 66-01
Последовательность выполнения |
Инструмент, приспособления, |
Материал |
Состав звена |
Трудоемкость чел.-ч |
||
Разряд |
Количество, чел. |
|||||
1 |
Установить |
Ствол Ключ Скобы |
— |
5 4 3 2 |
1 1 1 2 |
5,0 |
2 |
Установить |
Строп Ключ Скобы |
— |
5 4 3 2 |
1 1 1 2 |
5,0 |
3 |
Стянуть |
Ключ Ключ |
— |
5 4 3 2 |
1 1 1 2 |
3,0 |
4 |
Установить |
Заглушки Ключ |
Пластины |
5 4 3 2 |
1 1 1 2 |
4,0 |
5 |
Установить |
Ключ Ключ |
Пластины |
5 4 3 2 |
1 1 1 2 |
3,0 |
6 |
Опрессовать |
— |
— |
5 4 |
1 1 |
5,0 |
7 |
Определить |
Течеискатель Кисть |
Мыло |
5 4 3 |
1 1 1 |
10,0 |
8 |
Снять |
Ключ |
— |
5 4 3 2 |
1 1 1 2 |
1,0 |
9 |
Снять |
Строп Скобы Ключ Ключ Ключ |
— |
5 4 3 2 |
1 1 1 2 |
5,0 |
10 |
Снять |
Строп Скобы Ключ |
— |
5 4 3 2 |
1 1 1 2 |
5,0 |
6.24. Осмотр ротора
и испытание его на газоплотность (операция 64-01)
Предыдущая
операция 56-09
Последующая
операция 64-02
Последовательность выполнения |
Инструмент, приспособления, |
Материал |
Состав звена |
Трудоемкость, чел.-ч |
||
Разряд |
Количество, чел. |
|||||
1 |
Очистить |
— |
Салфетки технические |
4 3 |
1 1 |
2,0 |
2 |
Осмотреть |
Лупа ЛАЗ-10* |
— |
5 3 |
1 1 |
4,0 |
3 |
Проверить |
Ключ 7812-0491 Ключ 7812-0493 Ключ 7812-0496 Ключ 7812-0498 Ключ 7811-0025 Ключ 7811-0026 |
— |
5 3 |
1 1 |
0,5 |
4 |
Снять |
Ключ 7811-0023 |
— |
4 3 |
1 1 |
0,5 |
5 |
Установить |
— |
— |
5 3 |
1 1 |
1,5 |
6 |
Подать |
Течеискатель ГТИ-6 |
Хладон 12 |
5 3 |
1 1 |
2,5 |
7 |
Снять |
— |
— |
5 3 |
1 1 |
1,5 |
6.25. Проверка продуваемости
каналов обмотки ротора (операция 64-02)
Предыдущая
операция 64-01
Последующая
операция 64-03
Последовательность выполнения |
Инструмент, приспособления, |
Материал |
Состав звена |
Трудоемкость, чел.-ч |
||
Разряд |
Количество, чел. |
|||||
1 |
Собрать |
— |
— |
4 3 2 |
1 1 1 |
6,0 |
2 |
Проверить |
— |
— |
4 3 2 |
1 1 1 |
50,0 |
3 |
Разобрать |
— |
— |
4 3 2 |
1 1 1 |
4,0 |
6.26. Устранение утечки в зоне
токоведущих болтов (операция 64-03)
Предыдущая
операция 64-02
Последующая
операция 64-04
Последовательность выполнения |
Инструмент, приспособления, |
Материал |
Состав звена |
Трудоемкость, чел.-ч |
||
Разряд |
Количество, чел. |
|||||
1 |
Вскрыть |
Ключ 7812-0491 Ключ 7812-0493 |
— |
4 3 |
1 1 |
1,0 |
2 |
Удалить |
— |
— |
4 3 |
1 1 |
0,5 |
3 |
Освободить |
Ключи |
— |
4 3 |
1 1 |
0,5 |
4 |
Вывинтить |
Ключи |
— |
4 3 |
1 1 |
1,0 |
5 |
Вынуть |
— |
— |
4 3 |
1 1 |
0,5 |
6 |
Проверить |
— |
— |
4 3 |
1 1 |
0,5 |
7 |
Взаимное |
— |
— |
4 3 |
1 1 |
2,0 |
8 |
Осмотреть |
— |
— |
4 3 |
1 1 |
1,0 |
9 |
Установить |
Ключи |
— |
4 3 |
1 1 |
1,0 |
10 |
Опрессовать |
Течеискатель |
Хладон Спирт |
4 3 |
1 1 |
12,0 |
11 |
Подсоединить |
Ключи |
— |
4 3 |
1 1 |
1,0 |
12 |
Закрыть |
Ключ Ключ |
— |
4 3 |
1 1 |
1,0 |
6.27. Снятие бандажных колец
(операция 64-04)
Предыдущая
операция 64-03
Последующая
операция 64-05
Последовательность выполнения |
Инструмент, приспособления, |
Материал |
Состав звена |
Трудоемкость, чел.-ч |
||
Разряд |
Количество, чел. |
|||||
1 |
Транспортировать |
— |
— |
6 4 3 2 |
1 1 1 1 |
6,0 |
2 |
Снять |
Ключ |
— |
4 3 |
1 1 |
6,0 |
3 |
Установить |
Строп |
— |
6 4 3 2 |
1 1 1 1 |
4,0 |
4 |
Установить |
Строп |
— |
6 4 3 2 |
1 1 1 1 |
3,0 |
5 |
Обернуть |
— |
Ткань |
6 4 3 2 |
1 1 1 1 |
2,0 |
6 |
Установить |
Хомут |
6 4 3 2 |
1 1 1 1 |
2,0 |
|
7 |
Установить |
— |
6 4 3 2 |
1 1 1 1 |
5,0 |
|
8 |
Установить |
Строп УСК-0,5-1/4000 |
6 4 |
1 1 |
1,5 |
|
9 |
Установить |
6 4 3 2 |
1 1 2 2 |
2,5 |
||
10 |
Подать |
Термощуп ТС-300 |
— |
6 3 |
1 1 |
2,0 |
11 |
Отключить |
— |
— |
6 3 |
1 1 |
0,5 |
12 |
Застрочить |
Строп |
— |
4 2 |
1 1 |
0,5 |
13 |
Утопив |
Ключ |
6 4 3 2 |
1 1 1 1 |
4,0 |
|
14 |
Снять |
Ключ |
— |
6 4 3 2 |
1 1 1 1 |
2,0 |
15 |
Снять |
Строп |
Бруски деревянные |
6 4 3 2 |
1 1 1 1 |
4,0 |
16 |
Разобрать |
— |
— |
6 4 3 2 |
1 1 1 1 |
6,0 |
6.28. Ремонт бандажных и
центрирующих колец (операция 64-06)
Предыдущая
операция 64-04
Последующая
операция 64-07
Последовательность выполнения |
Инструмент, приспособления, |
Материал |
Состав звена |
Трудоемкость, чел.-ч |
||
Разряд |
Количество, чел. |
|||||
1 |
Произвести |
— |
— |
Выполняет персонал лаборатории |
||
5 3 2 |
1 1 1 |
44,0 |
||||
2 |
Проверить |
— |
— |
5 3 |
1 1 |
3,0 |
6.29. Осмотр и мелкий ремонт
лобовых частей обмотки (операция 64-05)
Предыдущая
операция 64-04
Последующая
операция 64-07
Последовательность выполнения |
Инструмент, приспособления, |
Материал |
Состав звена |
Трудоемкость, чел.-ч |
||
Разряд |
Количество, чел. |
|||||
1 |
Снять |
— |
— |
5 3 |
1 1 |
2,0 |
2 |
Осмотреть |
— |
— |
5 |
1 |
1,0 |
3 |
Проверить |
— |
— |
5 |
1 |
1,0 |
4 |
Продуть |
— |
— |
5 2 |
1 1 |
1,0 |
5 |
Отремонтировать |
— |
— |
5 2 |
1 1 |
8,0 |
6 |
Измерить |
Мегаомметр |
— |
Выполняет персонал лаборатории |
||
7 |
Установить |
— |
— |
5 2 |
1 1 |
4,0 |
6.30. Надевание бандажных колец
(операция 64-07)
Предыдущая
операция 64-05
Последующая
операция 64-06
Последовательность выполнения |
Инструмент, приспособления, |
Материал |
Состав звена |
Трудоемкость, чел.-ч |
||
Разряд |
Количество, чел. |
|||||
1 |
Установить |
Строп |
— |
6 4 3 2 |
1 1 1 1 |
4,0 |
2 |
Утопить |
— |
— |
6 4 3 2 |
1 1 1 1 |
0,5 |
3 |
Надеть |
Строп |
— |
6 4 3 2 |
1 1 1 1 |
4,0 |
4 |
Обернуть |
— |
Ткань асбестовая АТ-1; АТ-2 |
6 4 3 2 |
1 1 1 1 |
2,0 |
5 |
Установить |
— |
— |
6 4 3 2 |
1 1 1 1 |
5,0 |
6 |
Установить |
Строп Ключ |
— |
6 4 3 2 |
1 1 1 1 |
4,0 |
7 |
Подать |
Термощуп |
— |
6 3 |
1 1 |
2,0 |
8 |
Отключить |
Ключ |
— |
6 4 3 2 |
1 1 1 1 |
4,0 |
9 |
Установить |
— |
— |
6 4 3 |
1 1 1 |
1,5 |
10 |
Снять |
— |
— |
6 4 3 2 |
1 1 1 1 |
8,0 |
11 |
Установить |
Ключ |
— |
6 4 3 2 |
1 1 1 1 |
8,0 |
6.31. Ремонт упорных дисков
ротора (операция 64-08)
Предыдущая
операция 64-07
Последующая
операция 66-01
Последовательность выполнения |
Инструмент, приспособления, |
Материал |
Состав звена |
Трудоемкость чел.-ч |
||
Разряд |
Количество, чел. |
|||||
1 |
Проверить |
Притир |
Краска |
4 3 |
1 1 |
6,0 |
2 |
Промыть |
Керосин |
4 3 |
1 1 |
1,0 |
|
3 |
Нанести |
Шлифовальный Паста Керосин |
4 3 |
1 1 |
1,0 |
|
4 |
Притир |
Шлифовальный Паста Керосин |
4 3 |
1 1 |
42,0 |
6.32. Ремонт щеточного аппарата
(операция 59-01)
Предыдущая
операция 56-03
Последующая
операция 66-04
Последовательность выполнения |
Инструмент, приспособления, |
Материал |
Состав звена |
Трудоемкость, чел.-ч |
||
Разряд |
Количество, чел. |
|||||
1 |
После |
— |
Салфетки Растворитель (негорючий) |
4 3 |
1 1 |
2,0 |
2 |
Разобрать |
Ключ Ключ |
— |
4 3 |
1 1 |
2,0 |
3 |
Проверить |
— |
— |
4 3 |
1 1 |
3,0 |
4 |
Собрать |
Ключ Ключ |
— |
4 3 |
1 1 |
2,0 |
5 |
Подсоединить Примечание. |
— |
— |
4 3 |
1 1 |
1,0 |
6.33. Ремонт корпусов уплотнений
вала (операция 60-01)
Предыдущая
операция 56-05
Последующая
операция 60-02
Последовательность выполнения |
Инструмент, приспособления, |
Материал |
Состав звена |
Трудоемкость, чел.-ч |
||
Разряд |
Количество, чел. |
|||||
1 |
Промыть |
— |
Салфетки Растворитель |
Выполняет персонал турбинного |
||
2 |
Проверить |
Щупы |
Краска |
То же |
||
3 |
Пришабрить |
Шабер |
— |
-»- |
||
4 |
Собрать |
Плита Ключ |
— |
Выполняет персонал турбинного |
||
5 |
Проверить |
Просечка |
Пластины |
То же |
||
6.34. Ремонт вкладышей уплотнений
вала (операция 60-02)
Предыдущая
операция 60-01
Последующая
операция 66-03
Последовательность выполнения |
Инструмент, приспособления, |
Материал |
Состав звена |
Трудоемкость, чел.-ч |
||
Разряд |
Количество, чел. |
|||||
1 |
Промыть, |
— |
Салфетки |
Выполняет персонал турбинного |
||
2 |
Проверить |
Шабер Щупы |
Краска |
То же |
||
3 |
Собрать |
Ключ |
— |
-«- |
||
4 |
Произвести |
Шабер |
— |
-«- |
||
5 |
Проверить |
Шабер |
Краска |
-«- |
||
6.35. Ремонт маслоуловителей
(операция 61-01)
Предыдущая
операция 56-05
Последующая
операция 66-02
Последовательность выполнения |
Инструмент, приспособления, |
Материал |
Состав звена |
Трудоемкость, чел.-ч |
||
Разряд |
Количество, чел |
|||||
1 |
Очистить, промыть и протереть |
— |
Растворитель (негорючий) Ветошь |
Выполняет персонал турбинного |
||
2 |
Проверить |
Шабер |
Краска (берлинская лазурь, сажа |
То же |
||
3 |
Осмотреть |
— |
— |
-«- |
||
4 |
Осмотреть При |
Щупы |
— |
-«- |
||
6.36. Ремонт газовой системы
(операция 57-01)
Предыдущая
операция 56-01
Последующая
операция 66-06
Последовательность выполнения |
Инструмент, приспособления, |
Материал |
Состав звена |
Трудоемкость, чел.-ч |
||
Разряд |
Количество, чел. |
|||||
1 |
Снять |
Ключи |
— |
4 3 |
1 1 |
2,0 |
2 |
Проверить |
— |
— |
4 3 |
1 1 |
8,0 |
3 |
При |
— |
— |
4 3 |
1 1 |
10,0 |
4 |
Разобрать |
Ключ |
— |
4 3 |
1 1 |
7,0 |
5 |
Заменить |
— |
Силикагель |
4 3 |
1 1 |
1,0 |
6 |
Собрать |
Ключ |
— |
4 3 |
1 1 |
4,0 |
7 |
Установить |
Ключ |
— |
4 3 |
1 1 |
2,0 |
8 |
Опрессовать |
Течеискатель Кисть Манометр |
Хладон Мыло |
4 3 |
1 1 |
12,0 |
6.37. Подготовка к вводу и ввод
ротора (операция 66-01)
Предыдущая операция
63-08
Последующая
операция 66-02
Последовательность выполнения |
Инструмент, приспособления, |
материал |
Состав звена |
Трудоемкость, чел.-ч |
||
Разряд |
Количество, чел. |
|||||
1 |
Подготовить |
— |
— |
6 4 3 2 |
1 1 2 1 |
10,0 |
2 |
Ввести |
— |
— |
6 4 3 2 |
1 1 2 1 |
1,5 |
3 |
Установить |
Строп Ключ |
Лист Картон |
4 3 2 |
1 1 1 |
2,0 |
4 |
Установить |
Строп Ключ |
— |
4 3 2 |
1 1 1 |
1,0 |
5 |
Застропить |
Строп |
Деревянные Прессшпан |
6 4 3 2 |
1 1 2 1 |
1,5 |
6 |
Ввести |
— |
— |
6 4 3 |
1 1 2 |
1,5 |
2 |
1 |
|||||
7 |
Установить |
Строп |
— |
6 4 |
1 1 |
1,5 |
3 2 |
2 1 |
|||||
8 |
Действуя |
— |
6 4 3 2 |
1 1 2 1 |
1,5 |
|
9 |
Под |
Строп |
Бруски деревянные |
6 4 3 2 |
1 1 1 1 |
2,0 |
10 |
Снять |
Строп Ключ |
— |
4 3 2 |
1 1 1 |
1,0 |
11 |
Подвести |
Строп |
— |
6 4 3 2 |
1 1 2 1 |
1,5 |
12 |
Снять |
Строп Ключ |
— |
4 3 2 |
1 1 1 |
1,0 |
13 |
Действуя |
— |
— |
6 4 3 2 |
1 1 2 1 |
2,0 |
14 |
Установить |
— |
— |
Выполняет персонал турбинного |
||
15 |
Установить |
Строп |
— |
6 4 3 2 |
1 1 2 1 |
3,0 |
16 |
Поднять |
Строп Ключ |
Бруски деревянные |
3 2 |
2 1 |
2,0 |
17 |
Снять |
Строп Ключ |
— |
4 3 2 |
1 2 1 |
0,5 |
18 |
Убрать |
— |
6 4 3 2 |
1 1 2 1 |
2,0 |
|
19 |
Установить |
Строп Лом |
— |
6 4 3 2 |
1 1 2 1 |
1,5 |
20 |
Установить |
— |
— |
Выполняет персоналом турбинного |
||
21 |
Поднять |
Строп Строп |
— |
6 4 3 2 |
1 1 2 1 |
3,0 |
22 |
Установить |
Ключ |
— |
4 3 2 |
1 1 1 |
8,0 |
6.38. Установка торцевых щитов и
маслоуловителей (операция 66-02)
Предыдущая
операция 66-01
Последующая
операция 66-03
Последовательность выполнения |
Инструмент, приспособления, |
Материал |
Состав звена |
Трудоемкость, чел.-ч |
||
Разряд |
Количество, чел. |
|||||
1 |
Установить |
Ключ |
— |
4 3 2 |
1 2 1 |
4,0 |
2 |
Ввернуть |
Ключ |
4 3 2 |
1 2 1 |
1,0 |
|
3 |
Застропить |
Строи Скобы |
— |
5 3 2 |
1 2 1 |
1,0 |
4 |
Привернуть |
Ключ |
— |
5 4 2 |
1 1 2 |
2,0 |
5 |
Установить |
Ключ |
— |
5 4 3 2 |
1 1 2 1 |
3,0 |
6 |
Используя |
Ключ |
— |
5 4 3 2 |
1 1 2 1 |
1,0 |
7 |
Снять |
Ключ Ключ |
— |
5 4 3 2 |
1 1 |
2,0 |
8 |
Установить |
Ключ |
— |
5 4 3 2 |
1 1 2 1 |
1,0 |
9 |
Застропить |
Строп Скобы |
— |
5 4 3 2 |
1 1 2 1 |
1,0 |
10 |
Прихватить |
Ключ Ключ Ключ |
— |
5 4 3 2 |
1 1 2 1 |
1,0 |
11 |
Снять |
Ключ |
— |
4 3 2 |
1 2 1 |
0,5 |
12 |
Приболтить |
Ключ Ключ |
— |
4 3 2 |
1 2 1 |
6,0 |
13 |
Приболтить |
Ключ |
— |
5 4 |
1 1 |
10,0 |
14 |
Установить |
Ключ Щупы |
— |
5 4 3 2 |
1 1 4 3 |
13,0 |
15 |
Подсоединить |
Ключ |
— |
4 3 |
1 2 |
1,5 |
6.39. Сборка торцовых уплотнений
(операция 66-03)
Предыдущая
операция 66-02
Последующая
операция 66-04
Последовательность выполнения |
Инструмент, приспособления, |
Материал |
Состав звена |
Трудоемкость, чел.-ч |
||
Разряд |
Количество, чел.-ч. |
|||||
1 |
Установить |
Ключ |
— |
Выполняет персонал турбинного |
||
2 |
Установить |
Отвертка |
— |
То же |
||
3 |
Установить |
Ключ |
— |
-«- |
||
4 |
Установить |
Ключ |
Выполняет персонал турбинного |
|||
5 |
Соединить |
Ключ |
— |
То же |
||
6 |
Вставить |
Отвертка |
— |
-«- |
||
7 |
Установить |
Ключ |
— |
-«- |
||
8 |
Установить |
Ключ |
— |
-«- |
||
9 |
Подсоединить |
Ключ |
-«- |
|||
10 |
Измерить |
Мегаомметр |
— |
-«- |
||
Примечание. |
||||||
6.40. Установка щеточного
аппарата (операция 66-04)
Предыдущая
операция 66-03
Последующая
операция 66-05
Последовательность выполнения |
Инструмент, приспособления, |
Материал |
Состав звена |
Трудоемкость, чел.-ч |
||
Разряд |
Количество, чел. |
|||||
1 |
Установить |
Ключ Строп |
— |
5 3 |
1 1 |
2,0 |
2 |
Установить |
— |
— |
5 3 |
1 1 |
8,0 |
3 |
Подсоединить |
Ключ |
— |
5 3 |
1 1 |
2,0 |
6.41. Установка возбудителя
(операция 66-05)
Предыдущая
операция 66-04
Последующая
операция 66-06
Последовательность выполнения |
Инструмент, приспособления, |
Материал |
Состав звена |
Трудоемкость, чел.-ч |
||
Разряд |
Количество, чел. |
|||||
1 |
Транспортировать |
Ключ Строп |
— |
5 4 2 |
1 1 2 |
9,0 |
2 |
Подсоединить |
Ключ |
— |
5 2 |
1 1 |
3,0 |
3 |
Подсоединить |
Ключ |
— |
4 2 |
1 1 |
3,0 |
4 |
Подсоединить |
Ключ |
— |
4 2 |
1 1 |
3,0 |
5 |
Установить |
Ключ 7811-0023 |
— |
4 2 |
1 1 |
0,5 |
6.42. Испытание на газоплотность
собранного турбогенератора (операция 66-06)
Предыдущая
операция 66-05
Последующая
операция 66-07
Последовательность выполнения |
Инструмент, приспособления, |
Материал |
Состав звена |
Трудоемкость, чел.-ч |
||
Разряд |
Количество, чел. |
|||||
1 |
Испытать |
— |
— |
5 4 3 |
1 1 1 |
24,0 |
2 |
Устранить |
— |
— |
5 4 3 2 |
1 1 1 1 |
16,0 |
6.43. Сдача турбогенератора под
нагрузкой. Уборка ремонтных площадок (операция 66-07)
Предыдущая
операция 66-06
Последующая
операция —
Последовательность выполнения |
Инструмент, приспособления, |
Материал |
Состав звена |
Трудоемкость, чел.-ч |
||
Разряд |
Количество, чел. |
|||||
1 |
Выполнить |
— |
— |
6 3 2 |
1 1 1 |
42,0 |
2 |
Подсоединить |
Ключи 7811-0026 |
— |
4 3 |
1 1 |
6,0 |
3 |
Предъявить |
— |
— |
Выполняет персонал лаборатории |
7. ИЗМЕРЕНИЯ И ИСПЫТАНИЯ
7.1. Измерения и
испытания выполняемые
перед остановом турбогенератора в ремонт
7.1.1. Измерить
вибрацию подшипников турбогенератора в режиме номинальной нагрузки, в режиме
холостого хода турбогенератора с номинальным напряжением и в режиме холостого
хода без возбуждения.
7.1.2. Измерить
напряжение между концами вала и между фундаментной плитой и корпусом подшипника
турбогенератора со стороны возбудителя при зашунтированной масляной пленке
обоих подшипников. Различие между измеренными напряжениями более чем на 10 %
указывает на неисправность изоляции.
7.1.3.
Произвести контрольное тепловое испытание турбогенератора в режиме возможной
максимальной нагрузки в целях определения нагревов обмотки ротора, обмотки и
активной стали статора.
7.1.4. Проверить
содержание водорода в картерах опорных подшипников и главном масляном баке.
7.1.5. Проверить
снижение чистоты водорода в корпусе за сутки (по газоанализатору и химическим
анализам).
7.1.6. Проверить
влажность водорода в корпусе турбогенератора.
7.1.7. Проверить
работу маслосхемы масляных уплотнений вала при давлении водорода 0,25 МПа (2,5
кгс/см2) для турбогенератора ТВФ-120-2 и 0,2 МПа (2 кгс/см2)
для турбогенератора ТВФ-100-2:
а) измерить
давление масла в системе до и после регулятора;
б) измерить
температуру уплотняющего масла;
в) измерить
температуру баббита вкладышей уплотнения;
г) измерить
количество масла, попадающего в турбогенератор за сутки.
7.1.8.
Определить суточную утечку водорода из турбогенератора при давлении 0,25 МПа
(2,5 кгс/см2) и 0,2 МПа (2 кгс/см) для турбогенераторов ТВФ-120/2 и
ТВФ-100-2 соответственно, исключив возможность подпитки водородом из
магистрали.
7.1.9. Снять
характеристику холостого хода.
7.1.10. Измерить
сопротивление изоляции обмотки ротора непосредственно после снятия возбуждения.
7.1.11.
Снять характеристику сопротивления изоляции (мегаомметром на напряжение 1000 В)
и характеристику полного сопротивления обмотки ротора (при напряжении 220 В
частоты 50 Гц) в функции частоты вращения при снижении частоты вращения ротора.
7.2. Измерения и испытания,
выполняемые после
останова турбогенератора и непосредственно после его разборки
7.2.1. Измерить
сопротивление изоляции обмотки статора каждой фазы мегаомметром на напряжение
2500 В и определить отношение R60’’/R15’’
Сопротивление
изоляции каждой фазы по отношению к заземленному корпусу и другим заземленным
фазам при отсоединенном шинопроводе должно быть не менее:
Температура
обмотки, °С 75 70 60 50 40 30 20 10
Сопротивление
МОм 4,7 5,6 8,0 11,3 16,0 22,0 31,5 44,2
Отношение
сопротивления R60’’/R15’’ должно быть не
ниже 1,3 при температуре от 10 до 30 °С. При несоблюдении хотя бы одного из
условий, приведенных в этом пункте, обмотка статора должна быть подвергнута
сушке.
7.2.2. После
перевода турбогенератора на воздух произвести контрольную опрессовку при
давлении 0,25 МПа (2,5 кгс/см2) для турбогенераторов ТВФ-120-2 и 0,2
МПа (2 кгс/см2) для турбогенераторов ТВФ-100-2. После опрессовки
произвести контрольное измерение утечки в течение 24 ч (см. приложения 5 и 6).
7.2.3. Измерить
сопротивление изоляции обмотки ротора и цепей возбуждения мегаомметром на
напряжение 1000 В. Сопротивление изоляции при температуре от 10 до 30 °С должно
быть не менее 0,5 МОм.
7.2.4. Измерить
сопротивление изоляции термосопротивлений мегаомметром на напряжение 500 В
(определяется вместе с соединительными проводами прибора до термометра
сопротивления).
Сопротивление
должно быть не менее 0,5 МОм.
7.2.5. Измерить
сопротивление меди постоянному току:
а) обмотки
статора (каждая фаза в отдельности): полученные значения сопротивлений могут
отличаться друг от друга и от ранее измеренных значений не более чем на 2 %,
параллельных ветвей — на 5 %;
б) обмотки
ротора (расхождение с данными завода-изготовителя или с результатами измерений
не должно быть более 2 %);
в) обмоток
возбудителя (измерению значения сопротивлений не должны отличаться от заводских
данных или от ранее измеренных более чем на 2 %).
7.3. Измерения и испытания,
выполняемые во время ремонта и при сборке турбогенератора
7.3.1. После
снятия щитов и до чистки обмотки испытать изоляцию обмотки статора:
а) выпрямленным
напряжением 19,2 кВ в течение 1 мин испытывается каждая фаза в отдельности (при
остальных заземленных);
б) напряжением
17,85 кВ переменного тока частоты 50 Гц в течение 1 мин (испытывается каждая
фаза в отдельности при остальных заземленных).
7.3.2. Проверить
продуваемость вентиляционных каналов обмоток ротора после его выемки (см.
приложение 10).
7.3.3. Измерить
сопротивление обмотки ротора переменного тока частоты 50 Гц напряжением 220 В в
целях выявления витковых замыканий в обмотке.
Сравнение
полученных результатов с измеренными ранее должны производиться при аналогичном
состоянии генератора (ротор находится в генераторе или вне его, обмотка статора
разомкнута или замкнута и т.д.). Отклонения полученных данных от данных
предыдущих измерений или от среднего значения сопротивления полюсов должны
находиться в пределах точности измерений.
7.3.4. Проверить
газоплотность сборочных единиц турбогенератора (см. приложение 5).
7.3.5.
Произвести испытание активной стали статора (см. приложение 8).
7.3.6. Измерять
сопротивление изоляции между деталями турбогенератора (подшипники генератора и
возбудителя, уплотнение вала со стороны возбудителя, подставка подвозбудителя
относительно фундаментной плиты при полностью собранных маслопроводах) в
процессе сборки мегаомметром на напряжение 1000 В.
Сопротивление
изоляции должно быть не менее 1,0 МОм.
7.3.7. Измерить
воздушный зазор между статором и ротором турбогенератора. Зазор в диаметрально
противоположных точках не должен отличаться друг от друга более чем на ±2,5 %
среднего значения, равного их полусумме.
7.3.8. Измерить
сопротивление изоляции щитов вентиляторов.
Сопротивление,
измеренное мегаомметром на напряжение 1000 В относительна наружного щита и
между полу щитами вентиляторов, должно быть не менее 0,5 МОм.
7.3.9. Испытать
изоляцию обмотки статора (после ввода ротора в статор и установки щитов)
напряжением 10,5 кВ переменного тока частоты 50 Гц в течение 1 мин.
Допускается
проведение дополнительного испытания переменным напряжением 10,5 кВ частоты 50
Гц после проведения всех ремонтных работ обмотки статора и после очистки ее от
загрязнений, во до ввода ротора.
7.3.10. Измерить
сопротивление изоляции обмотки ротора мегаомметром на напряжение 1000 В.
Сопротивление
изоляции при температуре от 10 до 30 °С должно быть не менее 0,5 МОм.
7.3.11. Измерить
сопротивление изоляции обмоток возбудителя и подвозбудителя мегаомметром на
напряжение 1000 В.
Сопротивление
изоляции каждой обмотки по отношению к заземленному корпусу и другой
заземленной обмотке должно быть не менее 0,5 МОм.
7.3.12. Измерить
сопротивление изоляции цепей возбуждения турбогенератора и возбудителя со всей
присоединенной аппаратурой (без обмоток ротора и возбудителя) мегаомметром на
напряжение 1000 В. Значение сопротивления изоляции должно быть не менее 1,0
МОм.
7.3.13. Проверить
газоплотность турбогенератора в сборе. Измерить температуру в корпусе
турбогенератора по термометрам сопротивления до и после испытания и определить
значение утечек.
7.4. Измерения и испытания,
выполняемые после пуска турбогенератора
7.4.1. При
развороте турбогенератора измерить сопротивление изоляции обмотки ротора и
полное сопротивление обмотки согласно пп. 7.1.10,
7.1.11.
7.4.2. Снять
характеристики трехфазного короткого замыкания и холостого хода.
7.4.3. Проверить
содержание водорода в картерах опорных подшипников и главном масляном баке
турбины.
7.4.4. Проверить
снижение чистоты водорода в корпусе турбогенератора.
7.4.5. Проверить
влажность водорода в корпусе турбогенератора.
7.4.6. Проверить
работу системы маслоснабжения на работающем турбогенераторе.
7.4.7. Измерить
напряжение между концами вала ротора.
7.4.8. Измерить
сопротивление изоляции опорного подшипника со стороны возбудителя.
7.4.9. Измерить
вибрацию подшипников турбогенератора:
— на холостом
ходу без возбуждения;
— при
возбуждении;
— после
включения в сеть;
— при наборе
нагрузки.
Приложение 1
ПЕРЕЧЕНЬ
ЗАВОДСКИХ ЧЕРТЕЖЕЙ ДЕТАЛЕЙ. СБОРОЧНЫХ ЕДИНИЦ И ПРИСПОСОБЛЕНИЙ. НЕОБХОДИМЫХ ПРИ КАПИТАЛЬНОМ
РЕМОНТЕ
Наименование |
Номер чертежа |
|
турбогенераторы |
турбогенераторы ТВФ-100-2 |
|
Турбогенератор |
1БС.253.024 |
1БС.253.022 |
Подшипник |
5БС.264.200 |
5ВС.264.200 |
Траверса |
ББС.125.563 |
5БС.125.563 |
Щеткодержатель |
5ВК.112.003.1 |
5ВК.112.003.1 |
Газоохладитель |
6БС.392.275.1 |
6БС.392.275.1 |
Уплотнение |
5БС.372.224 |
5БС.372.224 |
Вкладыш |
5БС.263.189-190 |
5БС.263.189-190 |
Маслоуловитель |
5БС.377.087-088 |
5БС.377.087-088 |
Корпус |
5БС.002.653 |
5БС.002.652 |
Щит |
5БС.012.527 |
5БС.012.527 |
Щит |
5ВК.013.018 |
5ВК.013.018 |
Статор |
5ВС.672.667 |
5БС.672.631 |
Статор |
5ВК.670.258 |
5БС.670.772 |
Стержень |
5ВК.540.119 |
5БС.540.229 |
Стержень |
5ВК.540.121 |
5БС.540.231 |
Стержень |
5ВК.540.120 |
5БС.540.228 |
Стержень |
5ВК.540.122 |
5БС.540.230 |
Клин |
8БС.783.307 |
8БС.783.307 |
8БС.783.308 |
8БС.783.308 |
|
8БС.783.391 |
8БС.783.306 |
|
Схема |
0БС.354.081 |
0БС.354.081 |
Вывод |
5БС.516.045 |
5БС.516.045 |
Вывод |
5БС.516.046 |
5БС.516.046 |
Ротор |
5БС.675.839 |
5БС.675.449 |
Ротор |
5БС.675.831 |
5БС.675.408 |
Вал |
5БС.200.637 |
5БС.200.637 |
Стержень |
5БС.540.246 |
5БС.540.246 |
Шина |
5БС.531.069 |
5БС.531.069 |
Винт |
8БС.900.358 |
8БС.900.358 |
Болт |
8БС.568.021 |
8БС.568.021 |
Кольцо |
8БС.214.959 |
8БС.214.959 |
Вентилятор |
5БС.435.139-140 |
5БС.436.139-140 |
Груз |
8БС.290.225 |
8БС.290.225 |
8БС.290.044 |
8БС.290.044 |
|
Кольца |
5ВК.555.055 |
5ВК.555.055 |
Схема |
0БС.344.004 |
0БС.344.004 |
Вкладыш |
5БС.264.200.1 |
5БС.264.200.1 |
Приспособление |
5БС.487.076 |
5БС.487.076 |
и |
||
Приспособление |
5БС.487.024 |
5БС.487.024 |
контактных |
||
Тележка |
6ВС.771.003 |
6БС.771.003 |
Тележка |
6БС.771.004 |
6БС.771.004 |
Приложение 2
ПЕРЕЧЕНЬ
ОБОРУДОВАНИЯ, ИНСТРУМЕНТА И АППАРАТУРЫ
Наименование |
ГОСТ |
Количество, шт. |
|
Выколотка |
2 |
||
Воздуходувка |
2 |
||
Зубило |
ГОСТ |
2 |
|
Иголка |
4 |
||
Индикатор |
ГОСТ |
2 |
|
Кисть |
ГОСТ 10597-80 |
2 |
|
Комплект |
ГОСТ |
1 |
|
Ключ |
— |
1 |
|
Ключи: |
|||
7811-0149 |
ГОСТ |
2 |
|
7811-0150 |
ГОСТ |
2 |
|
7811-0152 |
ГОСТ |
2 |
|
7811-0002 |
ГОСТ |
2 |
|
7811-0022 |
ГОСТ |
2 |
|
7811-0023 |
ГОСТ |
2 |
|
7811-0024 |
ГОСТ |
2 |
|
7811-0025 |
ГОСТ |
2 |
|
7811-0026 |
ГОСТ |
2 |
|
7811-0041 |
ГОСТ |
2 |
|
7811-0043 |
ГОСТ |
2 |
|
7811-0047 |
ГОСТ |
2 |
|
Плита |
ГОСТ 10905-75 |
1 |
|
Притир |
— |
1 |
|
Просечка |
— |
по 1 |
|
Пылесос |
ГОСТ |
1 |
|
Стропы: |
|||
УСК-0,5-1/4000 |
ОСТ |
2 |
|
УСК-1,0-1/4000 |
ОСТ |
2 |
|
УСК-2,5-1/6000 |
ОСТ |
2 |
|
УСК-10,0-1/6000 |
ОСТ |
2 |
|
УСК-12,5-1/6000 |
ОСТ |
2 |
|
УСК-20,0-1/10000 |
ОСТ |
2 |
|
УСК-20,0-1/20000 |
ОСТ |
2 |
|
Течеискатель |
— |
1 |
|
Термометр |
ГОСТ |
2 |
|
Ультразвуковой |
— |
1 |
|
Щупы |
ГОСТ |
1 |
|
Щупы |
ГОСТ |
1 |
|
Щабер |
К-28504-000 |
4 |
|
Щетка |
— |
2 |
|
Оправка |
— |
2 |
|
Термощупы |
— |
1 |
|
Штангенциркуль |
ГОСТ |
1 |
|
Щ-Ш-630-0,1 |
ГОСТ |
1 |
|
Микроманометр |
— |
1 |
|
Скобы |
ГОСТ |
2 |
|
Индуктор |
— |
||
Балка |
Двутавр 50 |
ГОСТ 8239-72 |
1 1 |
Ст. 3 ГОСТ |
|||
Внутренняя |
черт. |
1 |
|
Тележка |
черт. |
1 |
|
Надставка |
черт. |
1 |
|
Подставка |
черт. |
1 |
|
Лист |
черт. |
1 |
|
Рельсы |
черт. |
1 |
|
черт. |
1 |
||
Горелка |
ГОСТ |
1 |
Приложение 3
НОРМЫ РАСХОДА
МАТЕРИАЛОВ НА КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ
Наименование |
ГОСТ |
Количество |
Алюминий |
ГОСТ |
3 |
Припой |
ГОСТ |
1,5 |
Припой |
ГОСТ |
0,5 |
Картон |
ГОСТ 2824-75 |
10 |
Стеклолакоткань |
ГОСТ |
5,0 |
Лента |
ГОСТ 4514-71 |
125 |
Ветошь |
ГОСТ |
15 |
Лента |
ГОСТ |
400 |
Салфетки |
ГОСТ |
50 |
Лак |
ГОСТ |
10 |
Эмаль |
ГОСТ 9151-75 |
12 |
Шпатлевка, |
ГОСТ |
20 |
Грунтовки, |
ГОСТ |
50 |
Шнур |
ТУ-105.108-70 |
2,6 |
Шнур |
ТУ-105.108-70 |
5,5 |
Пластина |
ТУ |
40 |
Ткань |
ГОСТ |
10 |
Микалента |
ГОСТ |
2 |
Стеклотекстолит |
ГОСТ |
5 |
Растворитель |
— |
30 |
Мыло |
0,4 |
|
Шлифопорошок |
ГОСТ |
0,2 |
Паста |
0,2 |
|
Спирт |
ГОСТ 17299-78 |
6 |
Клей |
МРТУ |
2 |
Смола |
ГОСТ |
1,5 |
Растворитель |
ГОСТ |
20 |
Ацетон, |
ГОСТ 2768-79 |
10 |
Хладон |
ГОСТ 19212-73 |
1 |
Керосин |
ГОСТ |
1 |
Бензин |
ГОСТ 1012-72 |
1 |
Солидол |
ГОСТ 1033-79 |
2 |
Смазка |
ГОСТ |
1,6 |
Асбест |
ГОСТ 12871-67 |
10 |
Брезент, |
ГОСТ |
120 |
Мел, |
ГОСТ 12085-73 |
0,5 |
Прессшпан, |
ГОСТ |
10 |
Эмаль |
— |
1,45 |
Флюс |
МРТУ-6-09-4935-68 |
0,2 |
Шкурка |
ГОСТ 5009-75 |
4 |
Краска |
— |
0,1 |
Шнур |
ТУ |
3 |
Коврик |
ГОСТ |
8 |
Приложение 4
РЕКОМЕНДАЦИИ ПО
УСТРАНЕНИЮ МЕСТНЫХ ДЕФЕКТОВ АКТИВНОЙ СТАЛИ СТАТОРА ТУРБОГЕНЕРАТОРА
Настоящими
рекомендациями необходимо руководствоваться при исправлении повреждений
зубцовой зоны активной стали статора турбогенератора, приведших к ослаблению
плотности опрессовки сегментов, замыканиям отдельных листов и появлению местных
перегревов активной стали сердечника.
1. Материалы
Шпатлевка
меловая (ГОСТ 10277-76)
Вата
гигроскопическая (ГОСТ 5556-75)
Салфетки
хлопчатобумажные (ГОСТ
4644-75)
Кислота азотная,
плотность 1,42 (ГОСТ 701-78)
Кислота соляная
(ГОСТ 1382-69)
Сода
кальцинированная (ГОСТ 5100-73)
Спирт ректификат
этиловый (ГОСТ 17299-78)
Лак
электроизоляционный покровный ЕГ-99 (ГОСТ 8017-74)
Слюда СЛМ-2 (ТУ
21-25-69)
Стеклотекстолит
СТЭФ-1 (ГОСТ
12652-74) лист 3 — 5,5 мм
Лак ЭД-4 клеящий
эпоксидный холодного отверждения.
2. Приспособления, инструмент
Переносная
вертикально-фрезерная головка
Пневматическая
высокооборотная шлифовальная машинка ШР-06А, ПДМ-068 НШР-6 и др. (ГОСТ
12634-80)
Пылесос
электрический промышленный (ГОСТ 16999-79)
Краскораспылитель
пневматический ручной 045 (ГОСТ 7385-65)
Фреза диаметром
20 — 32 мм (ГОСТ
17026-71)
Фреза дисковая 1
диаметром 32 — 40×0,5-1А (ГОСТ 2679-73)
Абразивные
шлифовальные головки типа ГЦ, ГУ или 1СВ диаметром 12 — 40 мм, твердость СМ-1;
СМ-2 (ГОСТ 2447-76)
Молоток
7850-0104(ГОСТ 2310-77)
Напильник
2820-0018
Зубило слесарное
Крейцмейсель
слесарный
Шабер
Линейка — 500
Штангенциркуль
ШЦ-1-125-0.10 (ГОСТ 166-73)
Щуп для проверки
плотности сердечника
Посуда
лабораторная для кислот и щелочи (ГОСТ 1700-76)
Лупа (ГОСТ
9461-74)
Перчатки
резиновые кислотощелочестойкие (ГОСТ 9502-60)
Перчатки
резиновые диэлектрические (ГОСТ 9809-61)
Коврики
резиновые диэлектрические (ГОСТ 4997-68)
Очки защитные
(ГОСТ 9802-61)
Палочки
деревянные длиной 250 мм, диаметром 4 — 5 мм.
3. Устранение распушений и
ослабления плотности
опрессовки концевых пакетов сердечника статора
3.1. Проверить
возможность устранения неплотности концевых зон сердечника подтяжкой нажимного
фланца, для чего:
— расстопорить
по четыре гайки, расположенные в диаметрально противоположных зонах;
— произвести
обтяжку нажимного фланца гайками по одной в четырех диаметрально
противоположных зонах последовательно в несколько обходов до упора, после чего
застопорить гайки стопорными шайбами.
3.2. При
невозможности подтяжки нажимного фланца, а также если подтяжкой полностью не
устранено ослабление сердечника устранить неплотность сердечника установкой в
зубцовую зону клиньев — заполнителей из стеклотекстолита СТЭФ-1 ГОСТ
12652-74 (рис. 24), для чего:
— изготовить
стеклотекстолитовые клинья-заполнители.
Толщину и
количество клиньев выбрать после оценки действительной величины распушения
(ослабления) пакетов сердечника;
— расклинить
обмотку статора в концевых зонах, удалить пазовые клинья из зоны распушенных
пакетов;
— обезжирить
поверхности прилегания сегментов железа и клиньев-заполнителей бензином Б-70 и
окончательно спиртом, подсушить на воздухе;
— промазать
поверхности склеивания сегментов и клиньев-заполнителей эпоксидным клеящим
лаком ЭЛ-4 (см. приложение 12) и выдержать на воздухе около 15 мин (на время
удаления ацетона, входящего в состав лака). На время выдержки сегменты развести
с помощью распорки;
— забить
клин-заполнитель между сегментами, выдержать в покое до полной полимеризации
лака (при температуре 20 — 25 °С около 10 — 12 ч).
Примечание. Если одновременно с распущенней
зубцов произошло нарушение лакового покрытия отдельных сегментов, примыкающих к
месту установки клиньев-заполнителей, на небольшую глубину от вершины зубца,
необходимо перед установкой клина-заполнителя проложить между сегментами в
вершине зубца слюдяные пластинки на лаке ЭЛ-4 на глубину 30 — 35 мм;
— проверить
плотность опрессовки зубца сердечника специальным щупом. Щуп не должен входить
между сегментами глубже 4 мм всей плоскостью лезвия на участке не ближе 100 мм
от нажимного фланца;
— опилить
клин-заполнитель заподлицо с профилем зубца в месте установки пазового клина.
Опиловка и повреждение прилегающих сегментов железа статора недопустимы;
— окрасить
сердечник в месте установки клиньев-заполнителей лаком БТ-99;
— заклинить
обмотку статора пазовыми клиньями. Стыки пазовых клиньев не должны попадать на
клин-заполнитель. При необходимости заклинить паз специально изготовленными пазовыми
клиньями, перекрывающими установленный клин-заполнитель.
3.3. Испытать
сердечник статора на нагрев при индукции 1,4 Т. Особенно внимательно следить за
температурой в местах сердечника, подвергающихся ремонту.
4. Устранение местных замыканий на поверхности
активной стали сердечника методом травления кислотой
4.1. Подготовить
сердечник статора к испытаниям на нагрев при индукции 1,0 — 1,4 Т, установить
намагничивающую и контрольную обмотки таким образом, чтобы имелся свободный
доступ к поврежденным местам.
4.2. Установить
в зоне повреждения термопары.
4.3. Включить
намагничивающую обмотку
и при индукции
1,0 — 1,4 Т довести температуру поврежденных участков до 70 — 95 °С. Отключить
намагничивающую обмотку от источника питания.
4.4. Определить
и отметить мелом границы участков повышенного нагрева, подлежащих обработке.
4.5. Защитить
стержни обмотки, вентиляционные каналы и пакеты активной стали вокруг
поврежденного места от попадания стружки и кислоты меловой шпатлевкой или
асбестовой замазкой. Настелить резиновые коврики.
4.6. Зачистить
поврежденные участки активной стали сердечника шлифовальной машинкой. Зачистку
по возможности производить вдоль листов. В недоступных для абразива местах
зачистку производить шабером движением вдоль листов сердечника.
4.7. Тщательно
выбрать стружку и абразивную пыль из зоны обработки и примыкающих зон пылесосом
с узким наконечником.
4.8. Установить
в зоне повреждения термометры и термопары, подсоединить и включить
намагничивающую обмотку и при индукции 1,0 — 1,4 Т нагреть поврежденную зону до
75 — 105 °С. Отключить намагничивающую обмотку от источника питания.
4.9. Протравить
защищенные участки ватным тампоном диаметром 10 — 15 мм, намотанным на деревянную
палочку диаметром 4 — 5 мм и смоченным в азотной кислоте. Не допускать
растекания кислоты за пределы обрабатываемого участка. Большие площади
обрабатывать кислотой небольшими участками последовательно.
4.10. После
каждой обработки кислотой длительностью 1 — 2 мин протереть обрабатываемый
участок тампонами или салфеткой, смоченными в теплой дистиллированной воде,
удалить таким образом образовавшуюся при травлении соль азотнокислого железа.
Обработку повторить 5 — 6 раз.
4.11. Осмотреть
через лупу обработанный участок. Изоляционная лаковая пленка между сегментами
стали должна просматриваться сплошными темными лилиями. Если лаковая пленка
просматривается в виде прерывистых линий, повторить травление, промывку и
осмотр участка.
Примечания: 1. Если температура
обрабатываемого участка снизилась ниже 55 °С, прекратить травление, так как
реакция травления значительно замедляется. Повторить нагрев сердечника и
продолжить операции травления, промывку и осмотр. При повторных нагревах
сердечника контролировать также температуру обработанных ранее участков для
определения качества травления.
2. При
невозможности травления с нагревом сердечника производить его без нагрева
смесью азотной (25 %) и соляной (75 %) кислот.
4.12. После
окончания травления нейтрализовать остатки кислоты 4 — 5-кратной обработкой
протравленных мест ватными тампонами или хлопчатобумажными салфетками,
смоченными в 10 %-ном растворе кальцинированной соды. После каждого прохода
тампоны менять, салфетки тщательно прополаскивать водой.
4.13. Промыть
травленые и нейтрализованные участки теплой дистиллированной водой (40 — 60
°С), протереть насухо хлопчатобумажными салфетками.
4.14. Тщательно
промыть исправленные участки спиртом в два приема (вторая промывка после
удаления защитной обмазки).
4.15. Удалить защитную
обмазку из пазов, зазоров, вентиляционных каналов. Собрать пылесосом пыль.
4.16. Произвести
испытание сердечника на нагрев, особо контролируя нагрев обработанных участков.
4.17. Удалить
намагничивающую и контрольную обмотки и приступить к дальнейшему ремонту
(окраске сердечника, укладке обметки и т.д.).
5. Замена поврежденных участков
активной стали сердечника статора стеклотекстолитовыми вставками-заполнителями
5.1. Удалить
фрезерованием поврежденный участок сердечника статора. Для фрезерования применить
специальную вертикально-фрезерную головку, укрепленную в расточке статора.
Режущий
инструмент — набор концевых фрез диаметром 20, 22, 25, 28, 32 мм с коническим
хвостовиком и нормальным зубом. Частота вращения шпинделя — в пределах 150 —
300 об/мин. Подача ручная. Охлаждение — окунанием фрезы в стаканчик со
смазочно-охлаждающей эмульсией. Охлаждение поливом недопустимо.
Примечания: 1. Режим фрезерования (частота
вращения, диаметр фрезы, подача) уточняется в каждом индивидуальном случае, так
как он зависит от жесткости фрезерной головки, плотности опрессовки сердечника
и пр.
2. При большой
длине повреждения зубца после удаления одного пакета фрезерованием допускается
удалять остальную часть подрубкой листов по одному зубилом (или крейцмейселем)
или подрезкой фрезой с приводом от шлифовальной машинки с последующей чистовой
зачисткой фрезерованием.
5.2. Устранить
местные поверхностные замыкания сегментов в зоне обработки зачисткой абразивом
и травлением кислотой с последующей нейтрализацией. Очистить и испытать
сердечник на нагрев (см. приложение 8).
5.3. Изготовить
из стеклотекстолита СТЭФ-1 вставку-заполнитель, имитирующий по форме и размерам
удаленный участок зубца сердечника статора (рис. 25). Механической обработкой заполнителя обеспечить
плотную установку его в сердечнике, совпадение вентиляционных каналов, паза под
клины, отсутствие запада и выступания вставки-заполнителя в обмоточный паз и
расточку статора.
5.4. Обезжирить
бензином Б-70 посадочные места в стали сердечника и вставки-заполнителя и
высушить.
5.5. Промазать
посадочные места в стали сердечника и вставки-заполнителя клеящим лаком ЭЛ-4;
выдержать на воздухе около 15 мин.
5.6. Установить
вставку-заполнитель на место и прижать с помощью приспособления.
5.7. Проверить
плотность зубцовой зоны сердечника по обе стороны вставки-заполнителя. При
необходимости дополнительного уплотнения одновременно установить
клинья-заполнители в зубцы пакетов, примыкающих к вставке.
5.8. Проверить
проходимость вентиляционных каналов и отсутствие их перекрытий просмотром на
свет, продувкой сжатым воздухом.
5.9. Сушить
сердечник при окружающей температуре (20 — 25 °С) до полимеризации клеящего
лака в течение 10 — 12 ч.
5.10. Испытать
сердечник на нагрев при индукции 1,0 — 1,4 Т.
Примечания: 1. При большой длине
вставки-заполнителя изготовить специальные удлиненные пазовые клинья и при
заклиновке обмотки установить их таким образом, чтобы они перекрывали
вставку-заполнитель и опирались обоими концами на «здоровые» участки сердечника
статора не менее чем по 35 — 40 мм. Примыкающие два пазовых клина с обеих
сторон от клина, крепящего вставку-заполнитель, установить в пазы на клее 88Н.
В концевых зонах сердечника пазовый клин должен перекрывать вставку-заполнитель
и заходить на «здоровую» часть сердечника не менее чем на один пакет. Клин
установить на клее 88Н. Материал специального пазового клина — стеклотекстолит
СТЭФ. 2. Наибольшая длина стеклотекстолитовой вставки-заполнителя не должна
превышать длины трех пакетов сердечника, а высота — размеров, указанных на рис.
24. При повреждениях, превышающих
размеры указанные выше, решение о возможности и способе ремонта согласовывается
с заводом-изготовителем.
6. Меры безопасности
6.1. Необходимо
строго выполнять требования инструкции и требования правил техники
безопасности.
6.2. Для
местного освещения следует пользоваться ручной переносной лампой напряжением 12
В с защитной сеткой. Электроинструмент применять только при необходимости, где
нельзя использовать пневмоинструмент. Работы в расточке статора проводить
только при отключенной от источника питания намагничивающей обмотке. При работе
с электроинструментом применять проверенные индивидуальные средства защиты
(резиновые перчатки, маты). Во время индукционного нагрева сердечника и
проведения типовых испытаний активной стали оградить сердечник и вывесить
предупредительные плакаты «Высокое напряжение», «Опасно для жизни» и др.
Входить в зону
ограждения запрещается.
6.3. В расточке
статора работать в исправной обуви с мягкой клееной подошвой без гвоздей и
подковок, а также в облегающем тело комбинезоне без свободно висящих концов. Волосы
должны быть убраны под головной убор.
6.4.
Фрезерование, шлифование и травление в расточке статора производить под
непосредственным руководством и наблюдением мастера.
6.5. Кислоту и
щелочи хранить в стеклянных колбах или бутылках с притертыми пробками,
помещенных в специальные плетеные корзинки. На посуде должны быть наклеены
этикетки с указанием содержимого и надписи «Осторожно!».
6.6. Травление
производить в резиновых перчатках и защитных очках. При интенсивном протекании
реакции травления уклоняться от вдыхания паров кислоты и выделяющегося
водорода. Курить на рабочем месте и
пользоваться открытым огнем (для подсветки и т.п.) запрещается.
При случайном
попадании кислоты на кожу немедленно промыть пораженный участок кожи пресной
водой.
6.7.
Легковоспламеняющиеся вещества (бензин, спирт, лаки и т.п.) вносить в расточку
статора в специальной закрывающейся посуде малыми дозами. Проверить наличие на
рабочем месте и исправность средств пожаротушения. Использованные тампоны и
салфетки, пропитанные бензином, спиртом, складывать в специальную банку.
Приложение 5
РЕКОМЕНДАЦИИ ПО
ПРОВЕРКЕ ГАЗОПЛОТНОСТИ ТУРБОГЕНЕРАТОРА
В процессе
ремонта отдельные сборочные единицы и собранный турбогенератор должен быть
проверен на газоплотность сухим воздухом.
Наличие течей в
турбогенераторе проверяется с помощью мыльной пены или течеискателя ГТИ-6.
При пользовании
течеискателем необходимо вводить в корпус турбогенератора хладон до повышения
давления в корпусе на 0,2 — 0,3 МПа (2 — 3 кгс/см2), после чего
турбогенератор заполняется воздухом и опрессовывается.
При проверке
газоплотности турбогенератора в сборе (при неподвижном роторе) необходимо
выявить и устранить все места течей.
Если при этом
удается достичь нормальной газоплотности, проверку газоплотности статора при
вынутом роторе можно не производить.
Условия
проведения испытаний, нормы утечек воздуха, отнесенных к атмосферному давлению
760 мм рт. ст. и температуре 20 °С (для турбогенератора ТВФ-100-2 — к
температуре 15 °С), и допустимые суточные падения давления (Р1 — Р2)
при условии равенства температур и атмосферного давления в начале и в конце
испытания приведены в таблице.
Величина
утечки газа из турбогенератора определяется в соответствии с приложением 6.
Сборочная единица |
Давление воздуха при |
Давление воздуха при проверке |
Допустимая утечка |
Р1 — Р2, |
Продолжительность испытания, ч |
Условия проведения испытаний |
|||||
ТВФ-120-2 |
ТВФ-100-2 |
ТВФ-120-2 |
ТВФ-100-2 |
ТВФ-120-2 |
ТВФ-100-2 |
ТВФ-120-2 |
ТВФ-100-2 |
ТВФ-120-2 |
ТВФ-100-3 |
||
Ротор |
0,25 |
0,3 |
0,25 |
0,3 |
— |
— |
95 |
228 |
3 |
6 |
Ротор |
Корпус |
0,35 |
0,2 |
0,25 |
0,2 |
0,54 |
0,54 |
8 |
7,6 |
24 |
24 |
Ротор |
Газовая |
0,25 |
0,2 |
0,25 |
0,2 |
— |
— |
12 |
5 |
24 |
1 |
Все |
Генератор |
0,25 |
0,2 |
0,25 |
0,2 |
2,5 |
2,5 |
38 |
38 |
24 |
24 |
Испытывается |
Приложение 6
ИНСТРУКЦИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ
УТЕЧКИ ГАЗА ИЗ ТУРБОГЕНЕРАТОРА
1. Утечка газа
(%) определяется по формуле:
(1)
где S0 — суточная
утечка газа, отнесенная к атмосферному давлению Р0 = 760 мм рт. ст.
и температуре 20° С газового объема турбогенератора:
Р1, Р2
— абсолютное давление газа в турбогенераторе в начале и конце испытания, равное
сумме атмосферного и избыточного давлений;
θ1, θ2 — абсолютная
температура газа в турбогенераторе в начале и конце испытания;
1, 2 —
средняя установившаяся температура в турбогенераторе в начале и конце
испытания, измеренная несколькими термоиндикаторами, °С;
t —
продолжительность испытания, ч.
2. Допускаемое
изменение давления в турбогенераторе за время испытания при известной по нормам
допустимой суточной утечке, отнесенной к атмосферному давлению 760 мм рт. ст. и температуре 20
°С, определяется по формуле:
Р1 — Р2 =
0,00108 S0 θ2 t + (2)
3. Если принять
температуру газа в турбогенераторе во время испытания на газоплотность в
пределах 15 — 25 °С (в среднем 20 °С), что обычно бывает при монтаже и в
эксплуатации, то (1) и (2) можно упростить, допустив θ1 θ2. Тогда для
данного турбогенератора с абсолютным номинальным давлением водорода вместо (1) и (2)
получим приближенные формулы (3) и (4), точность которых для практического
применения достаточна:
% (3)
(4)
4. При измерении
избыточного давления Р1
и Р2 и
необходимо учитывать возможное изменение атмосферного (барометрического) Р02 давления в конце
испытания по сравнению с атмосферным давлением Р01, в начале
испытаний следующим образом.
Если давление Р02
незначительно, увеличилось по сравнению с Р01, то необходимо
повысить избыточное давление Р02 на столько же. Если Р02
уменьшилось, то давление Р2 надо также уменьшить на эту величину.
Примечание. Во время испытания на
газоплотность источники сжатого газа должны быть отсоединены от
турбогенератора.
5. Утечка газа DV0 (м3)
равна
где V — газовый объем
турбогенератора, м3.
Утечка водорода
примерно в 3 раза больше утечки, измеренной на воздухе.
6. Изложенный
выше способ количественного определения утечек газа применим только в тех
случаях, когда можно измерить действительную температуру газа в
турбогенераторе, в
котором температура газа по всему объему приблизительно одинакова и в ней
отсутствует принудительная циркуляция газа, например, при проверке
газоплотности одного статора или полностью собранного турбогенератора в
нерабочем состоянии.
При работе
турбогенератора приведенные формулы можно применять для сравнения утечек при
одних и тех же эксплуатационных условиях. Например, уплотнив турбогенератор в
нерабочем состоянии, определяют по формулам утечку водорода у работающего
турбогенератора, измеряя температуру и давление газа при одной и той же
нагрузке без его подпитки в течение испытания.
Эта утечка
принимается за допустимую и с ней сравниваются утечки, измеренные в
эксплуатации.
Приложение 7
РЕМОНТ И НАЛАДКА
ЩЕТОЧНОГО АППАРАТА
1. Перед
остановом турбогенератора на капитальный ремонт необходимо измерить вибрацию
контактных колец и подшипников на номинальной частоте вращения при
установившейся нагрузке и на холостом ходу с возбуждением и без возбуждения.
2. В холодном
состоянии ротора при вращении валоповоротным устройством измерить индикатором
статическое биение каждого контактного кольца не менее чем в трех местах по
ширине кольца.
3. Допустимое
значение статического радиального биения контактного кольца в холодном
состоянии и перепад высот не более 0,03 мм.
4. Измерить
износ контактных колец в четырех точках по окружности через каждые 90° и не менее чем
на трех «дорожках».
5. Если значение
статического биения и
перепад высот превышают допустимое и если на поверхности колец обнаружены следы
эрозии — подгары и матовая поверхность, то кольца необходимо проточить и
шлифовать до шероховатости поверхности Rа 0,63. После
шлифовки кольца продуть сжатым воздухом, а контактную поверхность протереть
спиртом.
6. Проверить
исправность щеткодержателей. Внутренняя поверхность должна быть чистой, без
забоин и заусениц. Пружины, имеющие цвета побежалости, должны быть проверены и
в случае потери упругости заменены. Нажатие пружины на щетку должно быть 9,8 —
12,7 Н.
7. Внешним
осмотром выявить щетки, имеющие высоту менее 30 мм, сколы или цвета побежалости
на токоведущих проводниках и заменить их.
8. Между обоймой
щеткодержателя и щеткой должен быть зазор в пределах 0,01 — 0,3 мм.
9. При замене
щеток на одном кольце необходимо устанавливать все щетки, имеющие одинаковые
сопротивление и марку.
10. Контактные
поверхности вновь устанавливаемых щеток после пригонки на приспособлении
рекомендуется притереть к рабочей поверхности контактных колец стеклянной
шкуркой при вращении ротора валоповоротным устройством при нажатии на щетки
своими пружинами. Использование для притирки наждачного или карборундового
полотна запрещается.
11. Нормальная
работа скользящего контакта может быть только при наличии на поверхности
контактных колец оксидной графитированной глянцевой планки темно-серого цвета.
Для получения этой пленки необходимо после операции, изложенной в п. 10,
произвести приработку щеток под нагрузкой током в течение не менее 24 ч до
получения 60 % зеркальной поверхности.
12. После пуска
турбогенератора произвести измерение вибрации всех подшипников и контактных
колец в режимах холостого хода без возбуждения и с возбуждением и при
установившейся нагрузке.
Приложение 8
ИСПЫТАНИЕ АКТИВНОЙ
СТАЛИ СТАТОРА ТУРБОГЕНЕРАТОРА
1. Общие
указания
Испытание
активной стали производится при полной перемотке обмотки статора или при
повреждении стали статора до укладки новой обмотки, а также у всех
турбогенераторов, проработавших свыше 15 лет (а затем через каждые 5 — 7 лет).
2. Расчет электрических
параметров, необходимых для проведения испытания
Конструктивные
данные статора:
Наружный диаметр
сердечника статора Dа………………………………. 2,375
м
Диаметр расточки
статора D1…………………………………………………… 1,13
м
Высота паза
статора hп…………………………………………………………….. 0,223
м
Длина сердечника
статора
без учета
вентиляционных каналов l1………………………………………. 2,59
м
Коэффициент
заполнения активной стали КFl………………………….. 0,93
Масса стали
сердечника статора без зубцов G………………………….. 56800
кг
3. Расчетные данные
3.1. Средний
диаметр спинки сердечника статора
Dср = 0,5 (Dа — D1) + hп.
3.2. Эффективная
длина сердечника статора
lэф = КFl l.
3.3. Высота
спинки стали сердечника
hа = 0,5 (Dа — D1 — 2hп).
3.4. Поперечное
сечение спинки сердечника
Q = lэф hа.
3.5. Напряжение
на намагничивающей обмотке
U1 = 4,44 Вfw1 Q δ,
где В — магнитная
индукция в сердечнике статора (1,4 Т);
f — промышленная
частота тока (50 Гц);
w1 — число витков
намагничивающей обмотки, как правило, w1 = 1;
δ — коэффициент
рассеяния (1,05).
3.6.
Напряжение на контрольной обмотке,
где w2 — число витков
контрольной обмотки В
3.7.
Магнитодвижущая сила
F = π Dcp Fуд.
3.8. Полный
намагничивающий ток
3.9. Полная
мощность, потребляемая при испытании и необходимая для выбора источника
питания, равна
S = U1
I1 10-3.
3.10. Удельные
потери (Вт/кг) в активной стали сердечника составляют:
где Р0 — мощность измеренная
ваттметром и приведенная к f = 50 Гц и В = 1,4 Т;
Руд = 2,04 Вт/кг для
стали Э330 и 2,41 Вт/кг для стали Э320.
Расчетные данные приведены ниже.
Расчетное
значение
Dcp………………………………. 1,975
м
lэф………………………………… 2,41
м
hаhа………………………………… 0,4
м
Q………………………………… 0,964
м
U1 (при w1 = 1)…………….. 326
В
U2 (при w2 = 1)…………….. 310 В
F…………………………………. 310
А
I1…………………………………. 3270
А
S…………………………………. 1070
кВ·А
3.11. По
приведенным расчетным данным подбираются необходимые источники питания,
трансформатор, кабель и коммутационная аппаратура.
4. Порядок проведения испытания
4.1. Надежно
заземлить статор.
4.2. Намотать на
сердечник статора намагничивающую обмотку, число витков которой следует
выбирать по возможности малым для снижения напряжения, подводимого к обмотке.
Если намотка намагничивающей обмотки непосредственно на сердечник статора
затруднительна, разрешается наметка с захватом корпуса.
4.3. Намотать на
статор контрольную обмотку под углом 90° к намагничивающей и подключить
измерительную аппаратуру (см. рис. 9).
Контрольную обмотку необходимо укладывать на дно паза статора (в случае
испытания необмотанного сердечника). Потери в активной стали определить с
помощью ваттметра, обмотка тока которого включена через измерительный
трансформатор тока, а обмотка напряжения присоединяется к контрольной обмотке.
Если необходимо
определить потери в отдельных пакетах статора, то эти пакеты должны быть
охвачены специальными контрольными витками, присоединенными к обмотке
напряжения ваттметра с помощью вольтметрового переключателя.
4.4. В зубцы
статора заложить термопары, исходя из условия: одна термопара примерно на 0,3 — 0,5 м
длины сердечника статора. Термопары равномерно распределить по поверхности
расточки сердечника и присоединить к переключателю. В переключателе должен
обеспечиваться разрыв цепей при переходе с одной термопары на другую.
По одной
термопаре заложить в крайние пакеты сердечника статора. Термопары должны быть
тщательно изолированы одна от другой и от корпуса статора.
4.5. Установить
на выводах намагничивающей обмотки напряжение U1, при котором
напряжение на выводах контрольной обмотки равно U2, вычисленному
по п. 3.6. Питание намагничивающей
обмотки должно производиться напряжением переменного тока согласно ГОСТ 188-65.
4.6. Через 15 —
20 мин после выдачи питания отключить его и приступить к выявлению мест
повышенного нагрева зубцов, для чего в течение 5 — 7 мин проверить на ощупь
нагрев зубцов по всей длине сердечника. После этого в места, имеющие повышенный
нагрев, дополнительно заложить термопары. Непосредственно перед включением
намагничивающей обмотки произвести измерение температуры.
4.7. Испытание
активной стали проводить при индукции 1,4 Т в течение 45 мин. В случае, если
индукцию 1,4 Т выдержать невозможно, пересчет длительности испытания
производить по формуле
где tx — время
испытаний при индукции Вx, мин;
Вx — индукция,
отличная от 1,4 Т.
4.8. Запись
измерений по всем приборам производить через каждые 10 мин.
4.9. Нумерацию
зубцов и пакетов вести в соответствии с заводской документацией на
турбогенератор. Положение всех термопар должно быть точно зафиксировано: либо
по номеру зубца и номеру пакета, либо по номеру зубца и порядковому
номеру клина (считая со стороны контактных колец).
4.10. По
окончании испытаний необходимо на ощупь убедиться в отсутствии местных
перегревов.
5. Результаты испытаний и их
обработка
5.1. Результаты
испытаний обрабатываются по нижеприведенным формулам и заносятся в протокол
испытаний
— индукция в
сердечнике, Т;
р’ = р w1/w2 — мощность
первичной обмотки, Вт;
— потери в
активной стали, приведенные к индукции В = 1,4 Т и частоте 50 Гц;
— удельные
потери в активной стали, Вт/кг.
5.2. Активная
сталь должна перешихтовываться в местах повышенных нагревов, если:
а) удельные
потери в стали при индукции 1,4 Т превышают для стали Э330 2,04 Вт/кг и для
стали Э320 — 2,41 Вт/кг;
б) наибольшее
превышение температуры Dt в конце
испытаний свыше 25 °С;
в) разность
между наибольшим и наименьшим перегревами Dt = Dtнаиб — Dtнаим в конце
испытаний превышает 15 °С.
6. Меры безопасности
6.1. Все
термопары перед испытанием проверить мегаомметром на напряжение 1000 В на
отсутствие замыканий между ними. Проверить все термопары на отсутствие в них
обрывов. Дефектные термопары отсоединить.
6.2.
Переключатель для термопар должен исключать возможность даже случайного
замыкания термопар.
6.3. Потенциал
на концах отдельных термопар относительно земли может достигать 606 В и более,
поэтому испытания надо проводить с применением соответствующих защитных
средств.
6.4. Перед
проведением измерений убедиться в отсутствии на концах каждой термопары напряжения,
которое может повредить потенциометр. Для этого вольтметр с большим внутренним
сопротивлением и пределом измерений около 100 В подключить поочередно к каждой термопаре.
Снижая предел измерения вольтметра до 1,0 — 1,5 В удостовериться, что в схеме
измерения температуры зубцов нет термопар с недопустимо высоким напряжением.
После этого можно включать потенциометр для измерений.
6.5. После
намотки на сердечнике статора намагничивающей обмотки необходимо проверить
сопротивление изоляции кабеля относительно стали статора мегаомметром 2500 В.
Сопротивление изоляции должно быть не менее 5 МОм в холодном состоянии.
Приложение 9
КИСЛОТНАЯ ПРОМЫВКА
ГАЗООХЛАДИТЕЛЕЙ
Как показал опыт
эксплуатации, после 1 — 2 лет работы внутренние поверхности трубок газоохладителей,
особенно работавших на морской воде, покрываются неорганическими отложениями,
несмотря на периодическую механическую очистку трубок шарошками. Толщина
отложений достигает 1 — 2 мм. Тепловой расчет показывает, что уже при толщине
отложений 1 мм перепад температуры на этой пленке составляет:
°С
где А — расчетная плотность теплового
потока (45 кВт/м2);
В — толщина
отложений на трубках (1 мм);
λн
—
коэффициент теплопроводности отложений, состоящих из СаСО3, MgСО3 и
др. (29,7 · 10-4).
Механическим
путем эти отложения не удаляются.
Для очистки
трубок от неорганических отложений применяется кислотная промывка
газоохладителей.
1. Оборудование и материалы
Установка для
кислотной промывки (рис. 26).
Бак для
транспортирования кислоты.
Тиосульфат
натрия.
Сода
кальцинированная.
Соляная кислота.
2. Промывка
2.1. Соединить
установку для кислотной промывки с газоохладителями. Газоохладители уложить под
углом около 10°.
2.2. Залить в
растворный бак 400 л воды.
2.3. Для
нейтрализации трехвалентного железа (перевод в двухвалентное), вызывающего
коррозию металла трубок газоохладителя, в промывочный раствор ввести тиосульфат
натрия в
количестве в 10 раз больше (по массе) количества трехвалентного железа, исходя
из данных анализов химической лаборатории.
2.4. Включить
насос и прокачать раствор через газоохладители в течение 10 мин.
2.5. В
зависимости от концентрации в раствор вливать соляную кислоту, чтобы получить 1
%-ный раствор.
2.6. Взять пробу
раствора для определения процентного содержания соляной кислоты. Вначале
процентное содержание соляной кислоты в растворе будет низкое.
2.7. Через 30
мин взять пробу для второго анализа. Если процентное содержание соляной кислоты
в промывочном растворе снизилось, то в раствор снова влить концентрированную
соляную кислоту согласно п. 2.5 и вновь
сделать анализ.
2.8. Продолжать
промывку до тех пор, пока в растворе не получится, согласно анализам,
одинаковое процентное содержание соляной кислоты после добавления
концентрированной кислоты и через 30 мин после промывки. При этом в растворе
все время наибольший процент соляной нилоты не должен превышать 1 — 1,5 %.
2.9. Промывка
считается законченной, если 1 %-ное содержание соляной кислоты в растворе
сохраняется в течение 30 мин.
2.10. Взять
пробу из растворного бака для определения содержания меди в растворе. Обычно
содержание меди в растворе не превышает 100 мг/л. Это считается нормальным,
если учесть, что в самой питательной воде меди содержится 10 мг/л.
2.11. Для
нейтрализации в трубной системе соляной кислоты в раствор ввести
кальцинированную соду до получения щелочной реакции раствора.
2.12. Открыть
вентиль на подачу воды в раствор, открыть дренажный вентиль. Прокачку
производить до полного удаления раствора.
2.13. Провести
водную промывку газоохладителей в течение 30 мин.
2.14. Остановить
насос и разобрать схему.
2.15. Снять
крышки газоохладителей и промыть трубки чистой водой.
2.16. Покрасить
трубные доски и крышки, собрать газоохладители под опрессовку.
2.17.
Опрессовать газоохладители водой давлением 0,6 МПа (6 кгс/см2) в
течение 30 мин.
2.18.
Продолжительность кислотной промывки составляет в среднем 6 ч.
3. Меры безопасности при
кислотной промывке
Перед началом
кислотной промывки необходимо пройти инструктаж о марах предосторожности при
работах с соляной кислотой.
Рабочие,
производящие кислотную промывку оборудования и транспортирование кислоты,
должны надевать брезентовые костюмы, резиновые сапоги и перчатки, а также
должны иметь очки, закрывающие полностью глаза от случайного попадания кислоты.
Попавший на пол
или окружающие предметы раствор соляной кислоты необходимо нейтрализовать
кальцинированной содой, которая должна находиться на месте производства работ в
необходимом количестве.
Включать и
отключать насос должен только производитель работ. Подключать насос к
электросети должен оперативный персонал электростанции по заявке ремонтного
персонала. Электродвигатель насоса должен подключаться к электросети через
тепловой автомат и пусковую кнопку.
Концентрированную
соляную кислоту транспортировать в плотно закрытом баке.
Приложение 10
КОНТРОЛЬ
ПРОДУВАЕМОСТИ ВЕНТИЛЯЦИОННЫХ КАНАЛОВ РОТОРА
1. Для
проведения контроля продуваемости необходимо иметь:
— источник
сжатого воздуха на давление не менее 0,3 МПа (3 кгс/см2) (магистраль
сжатого воздуха, компрессор, баллон сжатого воздуха с редуктором);
— заглушки: по
рис. 15 — 6 шт., по рис. 16 — 2 шт.;
— выходной
насадок;
— напорный
насадок;
— микроманометр
измерительный типа ММН, верхний предел измерения 200 мм вод. ст, со шлангом — 2
шт. (один контрольный);
— манометр
пружинный — верхний предел измерения 0,6 МПа (6 кгс/см2);
— пробки для
отверстий в пазовых клиньях 2432 шт. и для вентиляционных каналов в валу ротора
— две со стороны возбудителя и четыре со стороны турбины;
— рукава
резинотканевые напорные.
2. При
подготовке к проведению контроля продуваемости:
2.1. Разметить
пазы ротора по часовой стрелке, смотря со стороны возбудителя, начиная от
большого зуба полюса, находящегося в той части ротора, где расположено
место соединения токопровода с внутренним контактным кольцом.
2.2.
Пронумеровать вентиляционные отверстия в клиньях каждого паза, начиная от
бандажного кольца, расположенного со стороны возбудителя.
3. При контроле
продуваемости каналов в пазовой части обмотки ротора:
3.1. Заглушить
пробками все отверстия в пазовых клиньях.
3.2. Вынуть
пробки из входного и выходного отверстий канала, подлежащего контролю.
3.3. Вставить
ниппель напорного насадка во входное отверстие и ниппель выходного насадка (с
присоединенным измерительным микроманометром) в выходное отверстие.
Шланг от штуцера
полного давления должен быть присоединен к штуцеру со знаком «+», а шланг от
штуцера статического давления — к штуцеру со знаком «-» измерительного
микроманометра.
3.4. Впустить
воздух при давлении 3 ± 0,01 МПа (3 ±
0,01 кгс/см2) в канал обмотки ротора через напорный насадок.
3.5. Измерить
динамическое давление на выходе из канала.
3.6. Записать
значение давления в карту продуваемости.
3.7. После
контроля продуваемости канала вынутые пробки поставить на прежние места.
3.8. Произвести
контроль продуваемости для всех остальных каналов.
3.9. Определить
среднее динамическое давление по отсекам и на каждый паз.
4. При контроле
продуваемости каналов в лобовой части обмотки ротора:
4.1. Заглушить
пробками и заглушками (см. рис. 15 — 3
шт., по рис. 16 — 1 шт.) все
вентиляционные каналы в валу ротора и отверстия в крайнем отсеке пазовой части
со стороны возбудителя.
4.2. Подвести к
заглушкам (см. рис. 15) сжатый воздух
давлением около 0,3 МПа и присоединить шланг контрольного микроманометра к
измерительному штуцеру заглушки (см. рис. 16). Избыточное
статическое давление под бандажным кольцом должно поддерживаться постоянным и
равным 50 мм вод. ст.
Карта контроля
продуваемости каналов ротора турбогенератора
Страницы и текст этой инструкции
Руководство по капитальному ремонту турбогенераторов ТВФ-120-2 и ТВФ-100-2
Информация отображена на картинке
Информация отображена на картинке
Информация отображена на картинке
Информация отображена на картинке
Как использовать наш сайт инструкций OnlineManuals.ru
Наша цель состоит в том, чтобы предоставить вам быстрый доступ к содержанию документа Руководство по капитальному ремонту турбогенераторов ТВФ-120-2 и ТВФ-100-2.
Для Вашего удобства
Если листать документ прямо на сайте, не очень удобно для Вас, есть два возможных решения:
• Просмотр в полноэкранном режиме — легко просмотреть документ Руководство по капитальному ремонту турбогенераторов ТВФ-120-2 и ТВФ-100-2 (без загрузки его на свой компьютер).
Вы можете использовать режим полноэкранного просмотра, используйте кнопку «Открыть в Pdf-viewer».
• Загрузка на компьютер — Вы можете также скачать Руководство по капитальному ремонту турбогенераторов ТВФ-120-2 и ТВФ-100-2 на свой компьютер и сохранить его в файлах.
Многие люди предпочитают читать документы не на экране, а в печатной версии.
Возможность печати руководства пользователя также была предусмотрена на нашем сайте,
и вы можете использовать ее, нажав на иконку «печать» в Pdf-viewer.
Нет необходимости печатать все страницы, можно выбрать только нужные страницы документа.
Скачать РД 34.45.614 Руководство по капитальному ремонту турбогенераторов ТВФ-120-2 и ТВФ-100-2
Дата актуализации: 12.02.2016
Найти: | |
Тип документа: | |
Отображать: | |
Упорядочить: |
РД 34.45.614
Руководство по капитальному ремонту турбогенераторов ТВФ-120-2 и ТВФ-100-2
Обозначение: | РД 34.45.614 |
Обозначение англ: | RD 34.45.614 |
Статус: | Не действует |
Название рус.: | Руководство по капитальному ремонту турбогенераторов ТВФ-120-2 и ТВФ-100-2 |
Название англ.: | Guide to Overhaul of Turbine Generators TVF-120-2 and TVF-100-2 |
Дата добавления в базу: | 01.09.2013 |
Дата актуализации: | 12.02.2016 |
Дата введения: | 01.01.1984 |
Дата окончания срока действия: | 02.09.2009 |
Область применения: | Руководство является техническим документом, соблюдение требований которого обязательно для персонала электростанций и ремонтных предприятий, выполняющего ремонт турбогенераторов данного типа. |
Оглавление: | 1 Введение 2 Организация ремонта 3 Требования к разборке турбогенератора и его составных частей 4 Технические требования на дефекацию и ремонт деталей и сборочных единиц турбогенератора 5 Требования к сборке турбогенератора и его составных частей 6 Ремонт деталей и сборочных единиц 7 Измерения и испытания Приложение 1 Перечень заводских чертежей деталей, сборочных единиц и приспособлений, необходимых при капитальном ремонте Приложение 2 Перечень оборудования, инструмента и аппаратуры Приложение 3 Нормы расхода материалов на капитальный ремонт турбогенераторов Приложение 4 Рекомендации по устранению местных дефектов активной стали статора турбогенератора Приложение 5 Рекомендации по проверке газоплотности турбогенератора Приложение 6 Инструкция по определению утечки газа из турбогенератора Приложение 7 Ремонт и наладка щеточного аппарата Приложение 8 Испытание активной стали статора турбогенератора Приложение 9 Кислотная промывка газоохладителей Приложение 10 Контроль продуваемости вентиляционных каналов ротора Приложение 11 Рекомендации по перезаливке вкладышей торцовых уплотнений вала ротора Приложение 12Рекомендации по приготовлению эпоксидно-клеящего лака ЭЛ-4 холодного отверждения Приложение 13 Изготовление и применение защитных паст |
Разработан: | ЦКБ Энергоремонт |
Утверждён: | 14.05.1984 Главэнергоремонт (Glavenergoremont ) |
Принят: | Завод Сибэлектротяжмаш |
Издан: | СПО Союзтехэнерго (1984 г. ) |
Расположен в: | Строительная база Экология ЭЛЕКТРОТЕХНИКА Машины электрические вращающиеся Генераторы Мостостроение Генераторы, синхронные компенсаторы, возбудители, электродвигатели |
Нормативные ссылки: |
|
РД 34.45.614. Руководство по капитальному ремонту турбогенераторов ТВФ-120-2 и ТВФ-100-2 (52693)
МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР
РУКОВОДСТВО ПО КАПИТАЛЬНОМУ РЕМОНТУ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ ТВФ-120-2 И ТВФ-100-2
СЛУЖБА ПЕРЕДОВОГО ОПЫТА И ИНФОРМАЦИИ СОЮЗТЕХЭНЕРГО
РАЗРАБОТАНО Новосибирским отделом ЦКБ Главэнергоремонта
ИСПОЛНИТЕЛИ В.В. САВИК, О.А. РАЖЕВ, Б.Г. НИКИФОРОВ
СОГЛАСОВАНО с заводом «Сибэлектротяжмаш»
Главный конструктор К.Н. МАСЛЕННИКОВ
Главный инженер В.И. КУРКОВИЧ
РУКОВОДСТВО ПО КАПИТАЛЬНОМУ РЕМОНТУ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ ТВФ-120-2 И ТВФ-100-2
1.1. Руководство по капитальному ремонту турбогенераторов ТВФ-100-2 и ТВФ-120-2* является техническим документом, соблюдение требований которого обязательно для персонала электростанций и ремонтных предприятий, выполняющего ремонт турбогенераторов данного типа.
* В дальнейшем для краткости — Руководство.
1.2. Руководство разработано с учетом чертежей и инструкций ЛПЭО «Электросила» и завода «Сибэлектротяжмаш».
а) общие положения по подготовке и организации работ, включая сетевой график капитального ремонта (рис. 1);
б) технические требования на дефектацию и ремонт деталей и сборочных единиц (частично включенные в операционные карты), а также предусматривает замену деталей и сборочных единиц, ремонт которых невозможен или удлиняет срок простоя турбогенератора в ремонте;
в) операционные карты, содержащие сведения по технологии работ данной операции, трудоемкости, квалификационному составу исполнителей, необходимой оснастке и инструменту;
г) программу измерений и испытаний при ремонте и сборке турбогенераторов;
д) перечень заводских чертежей, необходимых для капитального ремонта турбогенераторов (приложение 1);
е) перечни приборов, приспособлений, инструмента и нормы расхода материалов, необходимых для капитального ремонта турбогенераторов (приложения 2 и 3).
1.4. Руководство охватывает типовой объем работ по капитальному ремонту турбогенераторов, а также некоторые специальные работы, наиболее часто встречающиеся при ремонте. Отдельные положения настоящего Руководства носят рекомендательный характер.
1.5. При проведении капитального ремонта турбогенераторов помимо настоящего Руководства рекомендуется использовать «Технические описания и инструкцию по эксплуатации турбогенераторов ТВФ-100-2 и ТВФ-120-2»; «Нормы испытания электрооборудования» (М.: Атомиздат, 1978); «Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей»; (М.: Энергия, 1977); «Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок» (М.: Энергия, 1981); «Инструкцию по организации ремонта энергетического оборудования электростанций и подстанций» (М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1975); «Инструкцию по эксплуатации и ремонту генераторов на электростанциях» (М.: Энергия, 1974); «Правила пользования инструментом и приспособлениями, применяемыми при ремонте и монтаже энергетического оборудования» (М.: Энергия, 1973); «Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов» (М.: Металлургия, 1974); «Инструкцию по содержанию и применению средств пожаротушения на предприятиях Минэнерго СССР (М., СПО Союзтехэнерго, 1980). Кроме того, необходимо учитывать требования циркуляров, решений и других директивных материалов Минэнерго СССР.
2.1. Организация капитального ремонта включает:
а) подготовку документации, запасных частей и материалов;
б) создание условий для проведения работ, обеспечивающих соблюдение требований правил технической эксплуатации, правил безопасности и санитарно-технических норм;
в) организацию рабочих мест с размещением на них такелажных приспособлений, ремонтируемых сборочных единиц и оргоснастки, исходя из конкретных условий для наиболее рационального использования рабочих площадок;
г) обеспечение рабочих мест подъемно-транспортным оборудованием, приспособлениями и средствами механизации;
д) разработку схем подачи сжатого воздуха, кислорода, ацетилена, электропитания и т.д.;
е) разработку организационной структуры и режима работы ремонтного персонала;
ж) организацию уборки и транспортирования мусора, отходов и поддержания чистоты ремонтных площадок.
Рекомендуется до начала ремонта составить проект организации работ (ПОР), в который бы входили мероприятия, перечисленные выше.
2.2. Ремонт турбогенератора производится специализированными звеньями, состав которых определяется конкретным объемом работ и плановыми сроками простоя турбогенератора в ремонте. Для обеспечения оптимальной загрузки ремонтного персонала Руководством предусматривается проведение ремонта с типовой номенклатурой работ по сетевому графику (см. рис. 1).
2.3. Перед началом ремонта необходимо ознакомить персонал, принимающий участие в ремонте, с конструкцией турбогенератора, объемом и графиком ремонта и произвести инструктаж по технике безопасности. Ремонт турбогенератора выполняется по наряду-допуску на производство работ.
2.4. До начала ремонта необходимо осмотреть турбогенератор под нагрузкой, прослушать на отсутствие посторонних шумов. Необходимо выявить (по эксплуатационным документам) дефекты и ненормальности в работе турбогенератора.
2.5. Технические параметры отремонтированного турбогенератора должны строго соответствовать техническим данным, приведенным в заводской инструкции и паспорте турбогенератора.
2.6. Руководство ремонтом осуществляется представителем ремонтного подразделения.
2.7. Приемка из ремонта осуществляется персоналом эксплуатационной службы в соответствии с существующими положениями.
2.8. Окончание ремонта оформляется актом и подписывается представителями ремонтного и эксплуатационного подразделений.
2.9. На отремонтированный турбогенератор должна быть составлена ведомость основных показателей технического состояния турбогенератора.
2.10. При проведении капитального ремонта турбогенератора необходимо:
— выполнять общие требования безопасности, действующие инструкции, а также указания, изложенные в техническом описании и инструкции по эксплуатации;
— проверить состояние средств пожаротушения;
— проверить состояние, сроки испытания строп и грузоподъемных механизмов, изучить схемы стропки;
— ознакомиться с расположением и проверить состояние устройств перекрытия подачи воздуха, ацетилена, электроэнергии и т.д.
Расположение этих устройств должно обеспечить в кратчайшие сроки отключение рабочего места от магистралей и электропроводок.
3. ТРЕБОВАНИЯ К РАЗБОРКЕ ТУРБОГЕНЕРАТОРА И ЕГО СОСТАВНЫХ ЧАСТЕЙ
3.1. Детали и сборочные единицы массой более 25 кг необходимо поднимать с помощью подъемных механизмов и приспособлений.
3.2. В процессе разборки турбогенератора необходимо тщательно замаркировать все съемные сборочные единицы и детали, включая болты, шпильки, щеткодержатели, концы силовых и измерительных кабелей прокладки.
3.3. Болты, шпильки и другие мелкие детали, снятые с турбогенератора во время его разборки, поместить в отдельные ящики или на отдельные стеллажи. Снятые гайки по возможности навинтить на свои места.
3.4. Во время разборки, а также после разборки и очистки необходимо внимательно осмотреть и проверить все снятые детали и сборочные единицы, ставшие доступными для осмотра. В первую очередь надо проверить исправность крепежа в местах крепления сборочных единиц и деталей.
3.5. Разборку необходимо производить только исправным инструментом. Используемые при разборке гаечные ключи должны охватывать головку болта или гайки всем завом и не проворачиваться.
3.6. При разборке не допускается:
— наносить удары по деталям непосредственно стальным молотком или через стальные выколотки;
— пользоваться зубилом и молотком для отвинчивания гаек и болтов;
— наносить метки на посадочные, уплотняющие и стыковые поверхности.
3.7. После разборки все детали и сборочные единицы тщательно очистить от пыли, грязи, масла, продуктов коррозионно-механического износа, нагара, промыть и протереть.
3.8. Во время разборки и ремонта турбогенератора запрещается располагать внутри статора непосредственно на активной стали инструмент и различные приспособления без подкладок, а также заносить в расточку статора ненужные для выполнения работ металлические предметы. Следует строго проверять, чтобы снятые гайки, болты, слесарный инструмент и другие металлические предметы не оставались в зоне корпуса турбогенератора (в вентиляционных отсеках, карманах корпуса, в лобовых частях обмотки т.д.). Рабочие во время работы внутри статора должны быть одеты в специальную одежду и мягкую обувь (без металлических гвоздей).
4. ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ НА ДЕФЕКТАЦИЮ И РЕМОНТ ДЕТАЛЕЙ И СБОРОЧНЫХ ЕДИНИЦ ТУРБОГЕНЕРАТОРА
4.1.1. Техническое состояние деталей и сборочных единиц определяется внешним осмотром и проверкой размеров и параметров с помощью мерительного инструмента и приборов.
4.1.2. При осмотре деталей особое внимание обратить на места концентрации напряжений.
4.1.3. По результатам осмотра детали и сборочные единицы турбогенератора делятся на три группы:
4.1.4. Замене подлежат детали с дефектами, устранение которых технически и экономически нецелесообразно или ремонт которых не гарантирует восстановление технических характеристик детали (сборочной единицы).
4.1.5. Дефектацию и ремонт деталей и сборочных единиц произвести согласно требований, изложенных в пп. 4.2 — 4.13 настоящего раздела и в разд. 6.
4.2.1. Состояние резьбы проверить внешним осмотром, а также навинчиванием гаек (вворачиванием болтов) от руки.
4.2.2. Посадку шпилек в деталях и сборочных единицах проверить простукиванием. Шпильки без дефектов выворачивать не рекомендуется.
4.2.3. Детали с резьбовыми поверхностями подлежат замене при наличии следующих дефектов:
а) забоин, задиров, выкрашиваний и срывов резьбы более одного витка;
б) люфтов при навинчивании гайки (вворачивании болта);
в) трещин и несмываемых пятен ржавчины;
г) повреждений граней и углов на головках гаек и болтов более 5 % номинального размера.
4.2.4. Детали с резьбовыми поверхностями подлежат ремонту при местных повреждениях общей протяженностью не более 10 % длины витка.
Дефект устранять прогонкой резьбонарезным инструментом.
4.2.5. Шплинты и стопорные шайбы подлежат замене при наличии трещин и изломов. Стопорные отгибные шайбы при капитальном ремонте подлежат замене.
4.2.6. Пружинные шайбы, бывшие в эксплуатации, допускаются к повторному применению при разводе концов шайбы не менее полуторной толщины.
4.2.7. Шпонки подлежат замене при наличии вмятин, сколов, задиров. При нарушении стенок шпоночного паза допускается увеличение его по ширине не более 15 % ширины с постановкой новой шпонки с посадкой по заводским чертежам.
4.2.8. Установочные штифты подлежат замене при их износе и ослаблении посадки. При замене штифтов отверстия под штифты подлежат развертке.
4.3.1. Цилиндрические винтовые пружины подлежат замене при наличии;
г) потери упругости более допусков, указанных в заводской характеристике;
д) неравномерности шага витка по всей длине пружины более 10 %, за исключением концевых поджатых витков у пружин, работающих на сжатие.
4.4.1. Состояние резиновых прокладок определяется внешним осмотром.
4.4.2. Резиновые прокладки подлежат замене при наличии следующих дефектов:
а) трещин, срезов, расслоений;
б) остаточной деформации более 25 % первоначальной толщины;
г) раковин, пузырей, посторонних включений.
4.5.1. Ответственные детали и сборочные единицы со специальными покрытиями и термически обработанными рабочими поверхностями, а также детали из цветных металлов подлежат замене при наличии трещин любого расположения, раковин, пор, обломов и сколов.
4.5.2. Замене подлежат детали со специальными покрытиями при наличии несмываемой ржавчины в зоне рабочих поверхностей.
4.5.3. При необходимости проведения сварочных работ применяемые материалы и электроды должны обеспечивать восстановление первоначальной прочности и жесткости детали (сборочной единицы) без изменения геометрических размеров и ухудшения внешнего вида. Контроль сварки производить внешним осмотром.
4.6.1. При осмотре фарфоровых изоляторов обратить внимание на отсутствие сколов и следов ударов; отсутствие трещин любых размеров; состояние глазури.
4.6.2. При обнаружении дефектов, снижающих механическую и диэлектрическую прочность, изоляторы заменить. К таким дефектам относятся:
а) продольные и кольцевые трещины (определяются простукиванием, осмотром);
б) осыпание глазури или образование цека (тонких, едва заметных трещин глазури);
в) поверхностные сколы, площадь которых превышает 0,5 — 0,75 % площади изолятора.
4.6.3. Место скола может быть защищено лаком воздушной сушки (пентафталевым, эпоксидным и др.), натуральной олифой с присадкой сиккатива или клеем БФ-4.
Осмотр газоохладителей следует начинать до разборки турбогенератора во время проверки его на газоплотность. Для этого от газоохладителей отсоединить все трубы, патрубки закрыть заглушками с резиновым уплотнением, а к специальным отверстиям в заглушках присоединить V-образный водяной манометр.
При нарушений плотности избыточное давление будет наблюдаться также в газоохладителе.
Источник
Страница 5: РД 34.45.614. Руководство по капитальному ремонту турбогенераторов ТВФ-120-2 и ТВФ-100-2 (52693)
6.19. Покраска обмотки (операция 63-07)
Последующая операция 63-08
Последовательность выполнения работ
Инструмент, приспособления, оснастка
Установить ограждения вокруг генератора и повесить предупреждающие плакаты
Подготовить к работе краскораспылитель и эмаль
Краскораспылитель пневматический ручной
Покрыть эмалью лобовые части и расточку статора
Промыть краскораспылитель, убрать ограждения и плакаты
Испытать обмотку статора повышенным напряжением промышленной частоты (см. разд. 7)
Выполняет персонал лаборатории электростанции
6.20. Ремонт торцевых щитов (операция 62-01)
Последующая операция 63-08
Последовательность выполнения работ
Инструмент, приспособления, оснастка
Осмотреть торцевые щиты и диффузоры, очистить их от грязи
Подпаять уплотнительную резину на вертикальные и горизонтальные разъемы. При необходимости уплотнительную резину заменить, предварительно очистив канавки в щите
Шнур резиновый вакуумный круглый диаметром 10 мм и квадратный 12×12 мм
6.21. Ремонт газоохладителей (операция 58-01)
Последующая операция 58-02
Последовательность выполнения работ
Инструмент, приспособления, оснастка
Вывернуть болты и снять крышки газоохладителей
Очистить трубные доски и трубки. При наличии на трубках органических отложений очистку производить ершиком, при наличии неорганических отложений — произвести кислотную промывку согласно приложению 9
Заглушить дефектные трубки (разрешается заглушать не более пяти трубок в одном газоохладителе)
Пробки медные или латунные
Очистить крышки газоохладителей от коррозии и грязи
Щетка металлическая Шабер плоский К-28504-000
Покрыть трубные доски, крышки и водяные камеры эмалью
Краскораспылитель пневматический ручной
Проверить затяжку и состояние шпилек
Проверить состояние прокладок под крышки газоохладителей, прижимные рамки и под фланцы трубопроводов; изготовить новые и заменить дефектные прокладки
Просечки диаметром 12 и 16 мм;
Пластины резиновые толщиной 4-6 мм
Установить крышки газоохладителей с уплотняющими прокладками, затянуть болты
Установить на газоохладитель приспособление для опрессовки и спрессовать водой при давлении 0,6 МПа (6 кгс/см2) в течение 30 мин
Примечание. Трудоемкость дана на ремонт одного газоохладителя
6.22. Установка газоохладителей (операция 58-02)
Последующая операция 63-08
Последовательность выполнения работ
Инструмент, приспособления, оснастка
Застропить газоохладители и ввести в камеру
Отцентровать газоохладители в камерах с помощью отжимных болтов
Установить и приболтить прижимные рамки
6.23. Испытание корпуса статора на газоплотность без ротора (операция 63-08)
Последующая операция 66-01
Последовательность выполнения работ
Инструмент, приспособления, оснастка
Установить нижние половины торцевых щитов
Скобы грузоподъемностью 2750 кг
Установить верхние половины торцевых щитов
Скобы грузоподъемностью 2750 кг
Стянуть болтами разъемы щитов, затянуть болты разъемов верхних щитов с корпусом статора
Установить заглушки на отверстия в щитах для вала ротора, уплотнив разъем резиновой прокладкой
Заглушки (стальной диск толщиной 15 — 20 мм с ребрами жесткости)
Пластины резиновые (толщиной 8 — 12 мм)
Установить заглушки на газопроводы
Пластины резиновые (толщиной 8 — 12 мм)
Опрессовать статор воздухом, подаваемым через осушитель. Измерить величину утечки (см. приложения 5 и 6)
Определить и устранить места утечек
Снять заглушки торцевых щитов
Снять верхние половины торцевых щитов
Скобы грузоподъемностью 2750 кг.
Снять нижние половины торцевых щитов
Скобы грузоподъемностью 2750 кг
6.24. Осмотр ротора и испытание его на газоплотность (операция 64-01)
Последующая операция 64-02
Последовательность выполнения работ
Инструмент, приспособления, оснастка
Очистить ротор от грязи и масла, продуть сжатым воздухом
Осмотреть состояние пазовых клиньев, бандажных и центрирующих колец
Проверить затяжку и стопорение всего крепежа и балансировочных грузов ротора. Контроль мастера и заказчика
Снять заглушку на торце вала ротора
Установить приспособление для испытания ротора на газоплотность
Подать в ротор сухой сжатый воздух и хладон 12, Поднять давление в роторе до 0,25 МПа (2,5 кгс/см2) — для турбогенератора ТВФ-120-2 и до 0,3 МПа (3 кгс/см2) для турбогенератора ТВФ-100-2. Отыскать места течей (при наличии). Определить величину утечки воздуха из ротора (см. приложение 5)
Снять приспособление для испытания ротора на газоплотность
Источник
Обозначение | СТП 34.45.614 (РД 34.45.614) |
---|---|
Наименование документа | Руководство по капитальному ремонту турбогенераторов ТВФ-120-2 и ТВФ-100-2 |
Категории | СТП. Руководящие указания. Рекомендации |
Аннотация | Руководство по капитальному ремонту турбогенераторов ТВФ-100-2 и ТВФ 120-2 является техническим документом, соблюдение требований которого оюязательно для персонала электростанций и ремонтных предприятий, выполняющего ремонт турбогенераторов данного типа. Руководство охватывает типовой объем работ по капитальному ремонту турбогенераторов, а также некоторые специальные работы, наиболее часто встречающиеся при ремонте. Отдельные положения настоящего Руководства носят рекомендательный характер. ОТМЕНЕН В СООСТВЕТСТВИИ С Приказ ГПО «Белэнерго» от 19.04.2021 г. № 85 «О некоторых вопросах стандартизации в ГПО «Белэнерго» |
Организация разработчик | ЦКБ Энергоремонт |
Организация, утвердившая документ | Главэнергоремонт |
Дата ввода в действия | 01.01.1984 |
Дата прекращения действия | 15.01.2021 |
Состояние | Отменен |
Тематические рубрики | Турбинное оборудование, ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКА |
Полнотекстовые документы | СТП 34.45.614 (РД 34.45.614) |