РД -00 Методические указания по использованию экспертной системы оценки эксплуатационно-ремонтного обслуживания турбогенераторов

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ИСПОЛЬЗОВАНИЮ ЭКСПЕРТНОЙ СИСТЕМЫ ОЦЕНКИ
ЭКСПЛУАТАЦИОННО-РЕМОНТНОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ
ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ

Дата введения
с 01.01.2001

РАЗРАБОТАН: Департаментом генеральной инспекции по эксплуатации электрических станций и сетей РАО «ЕЭС России»

ИСПОЛНИТЕЛЬ: Греченков Н.В.

УТВЕРЖДЕН: Российским акционерным общество энергетики и электрификации (РАО «ЕЭС России») 29.12.2000 Заместитель Председателя Правления РАО «ЕЭС России» В.П. Воронин

«Экспертная система оценки эксплуатационно-ремонтного обслуживания турбогенераторов» позволяет получить и оценить полную картину по каждой электростанции и по полученным результатам строить программу действий и вырабатывать первоочередные меры, реализация которых позволит в свою очередь поднять уровень эксплуатации турбогенераторов и повысить их надежность. Каждое локальное направление позволит в более конкретной форме произвести контроль состояния и условий эксплуатации, а также выявить допущенные отклонения от требований НТД и РД.

Установленная мощность действующего парка турбогенераторов составляет величину порядка 120000 МВт. ГОСТ 533 -76 устанавливал минимальный срок службы турбогенераторов 25 лет. В настоящее время суммарная мощность генераторов, отработавших нормативный ресурс, достигает 50 %. Количественный и возрастной состав основного ряда турбогенераторов, находящихся в эксплуатации в РАО «ЕЭС России», приведены в Приложении 1.

Повышение надежности энергетического оборудования и оптимизация затрат на его техническое обслуживание - одна из важнейших задач, стоящих перед энергетиками. Средством достижения задачи являются создание системы сервисного обслуживания (Приказ РАО «ЕЭС России» от 05.01.2000 № 6 «О создании системы сервисного обслуживания оборудования электростанций») и широкое использование современных методов контроля технического состояния оборудования. Эффективный контроль - это снижение объемов ремонтных работ и продление сроков жизни энергетического оборудования. Техническое состояние и ресурс турбогенераторов находятся в прямой зависимости от уровня эксплуатационно-ремонтного обслуживания. Выявление и своевременное устранение на ранней стадии развития повреждений генератора (корпус, ротор, активное железо, изоляция обмоток, газо-масляная система, щеточно-контактный аппарат) наиболее эффективно обеспечиваются методами непрерывного контроля (мониторинга) с помощью стационарных систем контроля на работающем оборудовании и специальными обследованиями во время ремонтов.

Снижение потребления электрической энергии при недостаточной оснащенности электрических сетей РАО «ЕЭС России» средствами компенсации реактивной мощности и регулирования напряжения привели к необходимости увеличения использования режимов работы генераторов с потреблением реактивной мощности, что при ослабленной плотности прессовки крайних пакетов сердечника статора приводило к серьезным повреждениям. Анализ актов технологических отказов и отчетов по результатам обследований, выполненных специализированными организациями, показал, что надежность турбогенераторов, используемых в режимах потребления реактивной мощности, определяется техническим состоянием активной стали конкретного генератора. Своевременное выявление дефектов активной стали на ранней стадии их развития возможно при проведении обследования с использованием современных методов и средств диагностики.

Проверки состояния турбогенераторов и организации их эксплуатационно-ремонтного обслуживания, а также результаты расследования технологических нарушений показывают наличие серьезных недостатков из-за несоблюдения ряда требований соответствующей нормативно-технической и распорядительной документации (НТД и РД). Высокая доля технологических отказов по причине повреждений щеточно-контактных аппаратов и элементов газо-масляной системы генераторов требуют повышенного внимания к этим узлам со стороны эксплуатационно-ремонтного персонала и разработки конкретных организационно-технических мероприятий.

Автоматизированные системы технической диагностики генераторов (АСТДГ), осуществляющие контроль за режимом и состоянием генератора в процессе работы, компьютерные обработка и обобщение данных специальных испытаний являются наиболее эффективным путем комплексной оценки технического состояния генератора, обеспечивающими полноту и своевременность информации о состоянии машины и тем самым оказывают реальную помощь персоналу в принятии решений по оперативным и плановым мероприятиям, необходимым для надежной работы генераторов.

Анализ методов диагностики генераторов ведущих научных организаций, энегоремонтных предприятий и заводов-изготовителей показывает, что использование технических решений на базе микроэлектроники, робототехники, волоконной оптики, вычислительной техники позволяет получить информацию о техническом состоянии генераторов значительно большую при меньшем объеме их разборки по сравнению с традиционными методами ремонта. К наиболее эффективным методам можно отнести:

- контроль генератора с помощью вводимой в воздушный зазор телеуправляемой измерительной аппаратуры (плотность заклиновки стержней обмотки статора, качество прессовки отдельных пакетов стали сердечника, состояние межлистовой изоляции сердечника), осмотр труднодоступных поверхностей узлов генератора с помощью эндоскопов, имеющих высокую разрешающую способность и возможность проникновения в узкие промежутки по всей длине активной стали и ротора;

- ультразвуковой контроль плотности крайних пакетов стали статора;

- микроспектральный анализ механических примесей, содержащихся в охлаждающем водороде и сливах масла;

- определение местных перегревов в турбогенераторах по продуктам пиролиза изоляции в охлаждающем газе;

- анализ вибрационных характеристик на работающем турбогенераторе с использованием многоканального анализатора спектров;

- измерение уровня частичных разрядов (ЧР) при проведении испытаний повышенным напряжением;

- использование электронно-оптических дефектоскопов при проведении высоковольтных испытаний изоляции обмотки статора, для наблюдения за степенью коронирования;

- применение тепловизоров для контроля нагревов при испытаниях стали методом кольцевого намагничивания;

- оценка состояния турбогенераторов с масляным охлаждением типа ТВМ методом хроматографического анализа газов, растворенных в масле;

- автоматизированная система химического контроля (АСХК) дистиллята в контурах охлаждения генератора;

- контроль состояния щеточно-контактного аппарата (ЩКА) методом измерения радиопомех;

- ультразвуковой контроль металла бандажных колец роторов турбогенераторов без снятия их с вала ротора.

Принятию технического решения по проблеме надежности должны предшествовать поиск и выявление причин, вследствие которых возникла ненормальная ситуация и только затем осуществляться подготовка базы для принятия решения.

Существенную помощь в этом может оказать применение «Экспертной системы оценки эксплуатационно-ремонтного обслуживания турбогенераторов», назначение которой заключается в осуществлении периодической комплексной оценки исполнения всех нормативных требований по организации эксплуатационно-ремонтного обслуживания турбогенераторов. Такие проверки и оценки должны осуществляться силами специалистов и технических руководителей подразделений электростанций с привлечением персонала центральных служб АО-энерго и научно-практических организаций. Разработанная «Экспертная система оценки эксплуатационно-ремонтного обслуживания турбогенераторов» позволяет получить и оценить полную картину по каждой электростанции и по полученным результатам строить программу действий и вырабатывать первоочередные меры, реализация которых позволит в свою очередь поднять уровень эксплуатации турбогенераторов и повысить их надежность. Каждое локальное направление позволит в более конкретной форме произвести контроль состояния и условий эксплуатации, а также выявить допущенные отклонения от требований НТД и РД.

Экспертная система предполагает по каждому обследуемому направлению и по ТЭС в целом произвести оценку состояния по шкале от 0 до 1,0 (табл. 1 ). В соответствии с предложенной методикой, каждая электростанция заполняет для себя матрицу (табл. 2 ) и выставляет по собственным оценочным критериям по предложенной шкале оценки каждому направлению и среднюю. Первый этап экспертной оценки в соответствии с настоящими методическими указаниями выполняется в срок до 01.03.2001. В дальнейшем оценку следует проводить по итогам каждого года. Результаты экспертной оценки в виде матриц (табл. 1 и 2 ), выполненных в Excel, следует направлять в Департамент генеральной инспекции по эксплуатации электрических станций и сетей РАО «ЕЭС России» по электронной почте на адрес: chelnokov@rao.elektra.ru.

Осуществление экспертизы и оценки является одним из элементов внутреннего аудита (самоаудита), осуществляемого специалистами и техническими руководителями электростанций в соответствии с «Основными положениями контроллинга производственно-хозяйственной деятельности и методическими указаниями по организации внутреннего аудита в рамках контроллинговых систем» (РД 153-34.0-08.102-98 ).

Таким образом, «Экспертная система оценки эксплуатационно-ремонтного обслуживания турбогенераторов» должна явиться программным документом для организации и осуществления эффективной системы внутреннего контроля на электростанциях за состоянием и условиями эксплуатации турбогенераторов.

Соответствие местных производственных инструкций по эксплуатации ТГ требованиям:

- «Правил технической эксплуатации электростанций и сетей Российской Федерации» РД 34.20.501-95 ;

- «Типовой инструкции по эксплуатации генераторов на электростанциях» РД 34.45.501-88;

- «Типовой инструкции по предотвращению и ликвидации аварий в электрической части энергосистем» РД 34.20.561-92 ;

- «Типовой инструкции по эксплуатации газомасляной системы водородного охлаждения генераторов» РД 153-34.0-45.512-97 ;

- «Типовой инструкции по эксплуатации и ремонту узла контактных колец и щеточного аппарата турбогенераторов мощностью 63 МВт и выше» РД 153-34.0-45.510-98 ;

- «Правил технического обслуживания тиристорных систем возбуждения» РД 34.45.620-96 ;

- Сборника руководящих материалов СРМ-92 (электротехническая часть);

- «Методических указаний по проведению испытаний генераторов на нагревание» РД 43.45.309-92.

Использование показаний штатных систем контроля состояния генератора методом сравнения с данными режимных карт (тепловых испытаний) для оценки:

- изменения состояния обмотки статора;

- изменения состояния активной стали;

- изменения состояния обмотки возбуждения;

- изменения вибрационного состояния;

- изменения состояния системы возбуждения;

- изменения состояния газо-масляной системы;

- изменения состояния щеточно-контактного аппарата.

Проверка соблюдения технологической дисциплины. Наличие и выполнение требований технологической документации:

ТУ 34-38-20246-95. Турбогенераторы. Общие технические условия на капитальный ремонт.

РД 34.45.602. Руководство по капитальному ремонту турбогенератора ТВФ-60-2.

РД 34.45.609. Руководство по капитальному ремонту турбогенератора ТВВ-200-2.

РД 34.45.610. Руководство по капитальному ремонту турбогенератора ТГВ-300.

РД 34.45.611. Руководство по капитальному ремонту турбогенератора ТВВ-320-2.

РД 34.45.612. Руководство по капитальному ремонту турбогенератора ТВВ-165-2.

РД 34.45.613. Руководство по капитальному ремонту турбогенератора ТГВ-200.

РД 34.45.614. Руководство по капитальному ремонту турбогенератора ТВФ-120-2 и ТВФ-100-2 (РУ 34-38-002-84 ).

Полный перечень документации по ремонту турбогенераторов, разработанной ЦКБ Энергоремонт, приведен в Приложении 2 .

Выполнение требований п. 2.9 РДПр по приемке оборудования из ремонта:

- назначение приказом по ТЭС состава приемочной комиссии и выполнение ею требований п. 2.9.2 и 2.9.5 РДПр;

- наличие согласованной с исполнителями и утвержденной главным инженером ТЭС программы приемки каждого конкретного ТА (или энергоблока в целом) из капитального или среднего ремонта; соответствие программы требованиям п. 2.9.3 РДПр;

- проведение испытаний ТГ в соответствии с требованиями п. 2.9.6 - 2.9.16 РДПр;

Устранение дефектов активной стали в соответствии с типовыми инструкциями:

«Ремонт сердечников статоров турбогенераторов и меры по повышению устойчивости их крайних пакетов к эксплуатационным нагрузкам» АО «ЦКБ Энергоремонт» 1996 г.

«Проведение ремонта и модернизации активной стали с использованием современных методов диагностики и контроля технического состояния статоров турбогенераторов» АО «ВНИИЭ», АО «ЦКБ Энергоремонт» 1999 г.

- ТУ 34-38-20246-95. Турбогенераторы. Общие технические условия на капитальный ремонт.

- РД 34.45.602. Руководство по капитальному ремонту турбогенератора ТВФ-60-2.

- РД 34.45.609. Руководство по капитальному ремонту турбогенератора ТВВ-200-2.

- РД 34.45.610. Руководство по капитальному ремонту турбогенератора ТГВ-300.

- РД 34.45.611. Руководство по капитальному ремонту турбогенератора ТВВ-320-2.

- РД 34.45.612. Руководство по капитальному ремонту турбогенератора ТВВ-165-2.

- РД 34.45.613. Руководство по капитальному ремонту турбогенератора ТГВ-200.

- РД 34.45.614. Руководство по капитальному ремонту турбогенератора ТВФ-120-2 и ТВФ-100-2 (РУ 34-38-002-84 ).

- Технологическая инструкция по эксплуатации, ремонту и наладке узла контактных колец и щеточного аппарата турбогенераторов мощностью 50 - 300 МВт (ТГ 498, ТГ 989, 345.120).

- Технологическая инструкция по эксплуатации, ремонту и наладке возбудителей типа ВТ (ТГ 538).

- Технологическая инструкция (ТГ 681).

- Технологическая инструкция по пайке соединений обмоток генераторов медно-фосфорным припоем МФ-2 (ТГ 728).

- Технологическая инструкция по ремонту термореактивной изоляции лобовых частей стержней (катушек) обмоток статоров высоковольтного вращения электрических машин (ТГ 817).

- Технологическая инструкция по восстановлению прессовки концевых пакетов активной стали статоров с использованием пружинных элементов для турбогенератора ТВВ-320-2 (ТГ 995).

- То же для турбогенератора ТВВ-200-2А (ТГ 1001).

- Типовая технологическая инструкция по применению пожаробезопасных технических моющих средств при ремонтах турбо- и гидрогенераторов (ТГ 998).

- Типовая технологическая инструкция по ремонту газоохладителей (345.18).

- Типовая технологическая инструкция по ремонту бандажных и центрирующих колец роторов турбогенераторов (345.13).

- Типовая технологическая инструкция по ремонту центрального токоподвода ротора с восстановлением контактных соединений (345.22).

- Типовая технологическая инструкция по ремонту статора турбогенераторов с косвенным охлаждением обмоток (345.32).

- Типовая технологическая инструкция по капитальному ремонту электромашинных возбудителей постоянного тока (345.62).

- Типовая технологическая инструкция по капитальному ремонту роторов с водородным охлаждением (345.66).

- Типовая технологическая инструкция по капитальному ремонту роторов с косвенным охлаждением (345.67).

- Типовая технологическая инструкция на разборку и сборку турбогенераторов с водородным охлаждением (345.80).

- Ремонтная и нормативно-техническая документация (ТУ, НЗ и НМ) на капитальный ремонт возбудителей ВТ-4000, ВТ-5000, ВТ-6000 (ТГ 943).

- Комплект документации на капитальный, средний и текущий ремонты турбогенераторов типа АСТГ-200 (ТГ 1009, 345.6).

- Комплект документации на капитальный, средний и текущий ремонты турбогенераторов типа ТГВ-200М (345.51).

- Комплект документации на капитальный, средний и текущий ремонты турбогенераторов типа ТЗВ-800-2УЗ (345.79).

- Комплект документации на капитальный, средний и текущий ремонты турбогенераторов типа ТГВ-300 (345.91, 345.92, 345.93, 345.94).

- Комплект документации на капитальный, средний и текущий ремонты (ТУ, НЗ и НМ) турбогенераторов типа ТЗВ-220-2УЗ (345.105).

- Комплект документации на капитальный, средний и текущий ремонты турбогенераторов типа ТГВ-300 (с применением ЭВМ) (345.111).

- Комплект документации на капитальный, средний и текущий ремонты турбогенераторов типа ТВВ-320-2 (345.114).

- Комплект документации на капитальный, средний и текущий ремонты (ТУ, НЗ и НМ) турбогенераторов типа ТЗВ-320-2УЗ (345.121).

- Комплект документации на капитальный, средний и текущий ремонты турбогенераторов типа ТВФ-63-2 (345.130).

- Комплект документации на капитальный, средний и текущий ремонты турбогенераторов типа ТВФ-100-2 (345.131).

- Комплект документации на капитальный, средний и текущий ремонты турбогенераторов типа ТВФ-120-2 (345.132).

- Комплект документации на капитальный, средний и текущий ремонты турбогенераторов типа ТВФ-60-2 (345.135).

- Комплект документации на капитальный, средний и текущий ремонты турбогенераторов типа ТВВ-165-2УЗ (345.144).

- Комплект документации на капитальный, средний и текущий ремонты турбогенераторов типа ТГВ-300 (345.145).

- Комплект документации на капитальный, средний и текущий ремонты турбогенераторов типа ТВВ-800 (345.161).

- Комплект документации на капитальный, средний и текущий ремонты турбогенераторов типа ТВВ-160-2ЕУЗ (345.171).

- Комплект документации на капитальный, средний и текущий ремонты турбогенераторов типа ТВФ-110-2ЕУЗ (345.180).

- Комплект документации на капитальный, средний и текущий ремонты турбогенераторов типа ТВВ-200-2А (345.192).

- Технические условия на капитальный ремонт турбогенератора типа ТВВ-500-2 (ТГ 635).

- Технические условия на детали корпусной и витковой изоляции обмотки роторов турбогенераторов (ТГ 774).

- Технические условия на детали расклиновки лобовых частей обмоток роторов турбогенераторов (ТГ 775).

- Технические условия на стержни (секции) обмоток электрических машин (ТГ 776).

- Общие технические условия на капитальный ремонт турбогенераторов (345.203).

- Общие технические условия на капитальный ремонт роторов турбогенераторов (ТГ 829, ТГ 841).

- Общие технические условия на капитальный ремонт статоров турбогенераторов (ТГ 832).

- Технические условия на капитальный ремонт турбогенераторов типа ТВ2-30-2 и ТВС-30 (ТГ 838).

- Технические условия на капитальный ремонт турбогенератора типа ТВВ-800-2УЗ (ТГ 849, 345.88).

- Технические условия на капитальный ремонт турбогенератора типа ТВВ-1000-4УЗ (345.105).

- Технические условия на турбогенератор ТВФ-63.

- Технические условия на турбогенератор ТВФ-110.

- Технологический процесс по капитальному ремонту турбогенераторов:

Руководство по капитальному ремонту турбогенераторов ТВФ-120-2 и ТВФ-100-2 скачать бесплатно

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 турбоге нератора 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.

3.1. 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).

4.1. 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;

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.

4.3.1. 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. 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.

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.

4.11.1. 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.

4.12.1. 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.

5.1. 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 пе ремещение 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.

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

Последующая операция 56-01