МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР

 

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

 

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. ОРГАНИЗАЦИЯ РЕМОНТА

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 I_н 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 R_а 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

6.2. Испытание турбогенератора на газоплотность (операция 56-01)

Предыдущая операция 55-03

Последующая операция 56-02

6.3. Снятие возбудителя с фундамента (операция 56-02)

Предыдущая операция 56-01

Последующая операция 56-03

6.4. Снятие щеточного аппарата (операция 56-03)

Предыдущая операция 56-02

Последующая операция 56-04

6.5. Проточка и шлифовка контактных колец (операция 56-04)

Предыдущая операция 56-03

Последующая операция 56-05

6.6. Разборка торцовых уплотнений вала (операция 56-05)

Предыдущая операция 56-04 Последующая операция 56-06

6.7. Снятие верхних половин торцевых щитов (операция 56-06)

Предыдущая операция 56-05

Последующая операция 56-07

6.8. Проточка и шлифовка упорных дисков вала ротора (операция 56-07)

Предыдущая операция 56-06

Последующая операция 56-08