Отраслевой стандарт ОСТ 34-38-454-79 Система технического обслуживания и ремонта оборудования электростанций. Уплотнения торцовые роторов турбогенераторов с водородным охлаждением. Правила эксплуатации и ремонта.

ОСТ 34-38-454-79

Группа Е08

 ОТРАСЛЕВОЙ СТАНДАРТ

 Система технического обслуживания и ремонта оборудования электростанций

 УПЛОТНЕНИЯ ТОРЦОВЫЕ РОТОРОВ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ С ВОДОРОДНЫМ ОХЛАЖДЕНИЕМ

 Правила эксплуатации и ремонта

Срок действия с 01.01.1980 г.

до 01.01.1985 г.*

УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ приказом министерства энергетики и электрификации СССР от 9.VIII.1979 г. N 202

Руководители темы Н.М.Портнов, Е.Н.Тимофеев, Я.И.Куфман

Исполнители Э.П.Горохов, Ю.В.Трофимов, А.П.Истомин

СОГЛАСОВАН Министерство энергетики и электрификации СССР:

Главтехуправление К.М.Антипов

Главэнергоремонт В.И.Куркович

ПО "Союзтехэнерго" Г.Г.Яковлев

ПО "Сибремэнерго" П.П.Маловичко

ВПЕРВЫЕ

Настоящий стандарт устанавливает правила эксплуатации и ремонта торцовых уплотнений роторов турбогенераторов с водородным охлаждением мощностью 25-500 МВт, установленных на ТЭС и АЭС Министерства энергетики и электрификации СССР.

С вводом в действие настоящего стандарта все действующие в Минэнерго СССР правила эксплуатации и ремонта торцовых уплотнений турбогенераторов должны быть приведены в соответствие с изложенными в нем требованиями.

 1. КРАТКАЯ ТЕХНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

1.1. Уплотнение является устройством, предназначенным для герметизации зазора между вращающимся валом ротора и неподвижными элементами наружного щита турбогенератора.

Схема для расчета допуска на торцовое биение поверхности крепления корпуса уплотнения:

1 - корпус;

2 - вкладыш;

 3 - ротор;

4 - щит наружный

1.2. Осевой зазор между торцовыми поверхностями вкладыша и вращающегося упорного диска ротора уплотняется турбинным маслом, более 90% которого сливается в воздушную сторону (в картеры опорных подшипников), меньшая часть - в газовый объем корпуса уплотнений, конструктивно отделенный от объема статора маслоуловителем.

1.3. Уплотнение является следящей системой. При постоянной частоте вращения ротора осевой зазор между торцовыми поверхностями вкладыша и упорного диска должен оставаться постоянным при осевых перемещениях ротора и корпуса уплотнения.

1.4. Уплотнение состоит из следующих основных составных частей и деталей:

а) упорного диска;

б) вкладыша с баббитовой рабочей поверхностью;

в) корпуса, в котором размещен вкладыш;

г) шпоночного узла, препятствующего вращению вкладыша в корпусе;

д) резиновых колец, уплотняющих радиальный зазор между вкладышем и корпусом;

е) гибких электрических перемычек, соединяющих вкладыш с корпусом;

ж) изоляционных деталей.

1.5. Уплотнения турбогенераторов подразделяются на следующие типы:

а) по способу управления: однопоточные и двухпоточные;

б) по способу создания усилия, прижимающего вкладыш к упорному диску ротора: газовые, пружинные, гидравлические и комбинированные.

 2. ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

2.1. Для надежной работы уплотнений в нормальном и аварийном режимах должно быть обеспечено наличие:

а) трех источников маслоснабжения (рабочего, резервного с электродвигателем переменного тока, аварийного с электродвигателем постоянного тока);

б) демпферного бака, резервирующего основные источники маслоснабжения при переключении маслонасосов и аварийной остановке турбогенератора при отказе основных источников (для турбогенераторов мощностью 60 МВт и выше);

в) автоматических регуляторов давления масла, поступающего в уплотнения, обеспечивающих поддержание заданного давления во всех нормальных режимах с точностью не ниже 0,1

·10

Па (0,1 кгс/см

) для уплотняющего и 0,2

·10

Па (0,2 кгс/см

) для прижимающего масла;

г) схемы автоматического включения резерва (АВР) основных источников маслоснабжения;

д) маслоохладителя, обеспечивающего необходимую температуру масла, поступающего в уплотнения;

е) фильтров для очистки масла от механических примесей с размером частиц более 0,05 мм.

2.2. Для постоянного контроля работы уплотнений и анализа их технического состояния должны быть установлены:

2.2.1. Термосопротивления и регистрирующие (для блочных турбогенераторов мощностью более 150 МВт) или показывающие (для турбогенераторов ТЭС с поперечными связями мощностью менее 150 МВт) приборы для измерения температуры баббита вкладышей и поступающего в уплотнения масла.

2.2.2. Манометры показывающие, измеряющие давление масла в коллекторе схемы маслоснабжения до регулятора, давление уплотняющего и прижимающего масла, поступающего в каждое уплотнение.

2.2.3. Маслоконтрольные патрубки, позволяющие качественно (по видимой части струи) или количественно (по шкале) контролировать расход масла в сторону водорода.

2.2.4. Автоматические газоанализаторы, измеряющие процентное содержание водорода в картерах опорных подшипников для турбогенераторов с номинальным давлением газа в статоре 3

·10

Па (3 кгс/см

) и выше.

2.2.5. Датчик с регистрирующим прибором, измеряющий перепад давлений уплотняющего масла и водорода (на блочных турбогенераторах).

2.3. Для периодического контроля работы уплотнений и при ремонте на электростанции должны быть следующие приборы:

а) газоанализатор для измерения процентного содержания водорода в картерах опорных подшипников;

б) галоидный течеискатель типа ГТИ для обнаружения мест утечки газа;

в) мегаомметр 1000 В;

г) вольтметр переменного тока до 20 В.

 3. ТРЕБОВАНИЯ К ЭКСПЛУАТАЦИИ УПЛОТНЕНИЙ

3.1. Температура масла, поступающего в уплотнения, при номинальной частоте вращения ротора должна быть не менее 30 и не более 50 °С.

Температура масла, поступающего в уплотнения, при работе валоповоротного механизма должна быть не менее 15 °С.

3.2. Масло, поступающее в уплотнения, должно соответствовать ГОСТ 9972-74.

3.3. Давление уплотняющего и прижимающего масла, поступающего в уплотнения, должно находиться в пределах, указанных в табл.1.

Таблица 1

Турбогенератор, тип уплотнения, организация-разработчик	Перепад давлений уплотняющего масла и водорода, Па или кгс/см	Давление прижимающего масла, Па или кгс/см
Турбогенераторы мощностью 30 МВт, двухпоточное уплотнение, ЦКБ Главэнергоремонта	(0,4-0,5) ·10 или 0,4-0,5	(0,7-1,1) ·10 или 0,7-1,1
Турбогенераторы мощностью свыше 30 до 60 МВт, двухпоточное уплотнение ЦКБ Главэнергоремонта	(0,5-0,7) ·10 или 0,5-0,7	(1,4-1,8) ·10 или 1,4-1,8
Турбогенераторы мощностью 60-120 МВт, однопоточное уплотнение, ЛЭО "Электросила" и завода "Сибэлектротяжмаш"	(0,5-0,6) ·10 или 0,5-0,6	-
Турбогенераторы ТВВ-165-2, однопоточное уплотнение, ЛЭО "Электросила"	(0,5-0,7) ·10 или 0,5-0,7	-
Турбогенераторы ТВВ-165-2, …..*-200-2, ТВВ-320-2, ТВВ-500-2, двухпоточное уплотнение, ЛЭО "Электросила"	(0,5-0,9) ·10 или 0,5-0,9	(1,5-2,2) ·10 или 1,5-2,2
Турбогенераторы ТГВ-200, ТГВ-300, однопоточное уплотнение, завода "Электротяжмаш"	(0,70-0,85) ·10 или 0,70-0,85	-

3.4. Уплотнения, выполненные по индивидуальным проектам, должны эксплуатироваться при указанных в конструкторской документации давлениях уплотняющего и прижимающего масла.

 4. НОРМЫ И ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ УПЛОТНЕНИЙ

4.1. Основными параметрами, характеризующими работу уплотнений и контролируемыми в процессе эксплуатации, являются:

а) общий расход масла в сторону водорода;

б) температура баббита вкладышей;

в) содержание водорода в картерах опорных подшипников;

г) состояние изоляции корпуса (обоймы) уплотнения;

д) перегрев баббита относительно масла, поступающего в уплотнения;

е) изменение перегрева баббита относительно масла, поступающего в уплотнения, при перемещении ротора в рабочем диапазоне;

ж) соответствие общего расхода масла через уплотнения производительности масляных насосов.

4.2. Основные параметры, характеризующие работу уплотнений и качество ремонта, должны иметь значения, указанные в табл.2, при частоте вращения ротора турбогенератора до 3400 об./мин и номинальном давлении газа в статоре.

Таблица 2

Параметр	Значение параметров для турбогенераторов мощностью, МВт
	до 30	от 30 до 120	от 150 до 500
1. Общий (суммарный с двух уплотнений) расход масла в сторону водорода, л/мин	1-3	2-4	3-5
2. Длительно допустимая температура баббита вкладышей, °С, не более	75	75	75
3. Содержание водорода в картерах опорных подшипников, %	0	0	0
4. Состояние изоляции корпусов уплотнений при номинальной частоте вращения ротора	Разница напряжений между концами вала ротора турбогенератора и между корпусом уплотнений (обоймой) и наружным щитом не более 10%
5. Перегрев баббита относительно масла, поступающего в уплотнения, °С	10-15	12-17	18-25
6. Изменение перегрева баббита относительно масла, поступающего в уплотнения, при осевом перемещении ротора в рабочем диапазоне, °С, не более	4	4	6
7. Соответствие общего расхода масла через уплотнения производительности насосов	При работе резервного (рабочего) масляного насоса с электродвигателем переменного тока давление масла в коллекторе схемы маслоснабжения перед регулятором должно быть на (1-3) ·10 Па (1-3 кгс/см ) выше значения, при котором замыкаются контакты ЭКМ, включающие АВР маслонасосов

4.3. В местах горизонтальных и вертикальных разъемов и сальников не должно быть наружных течей масла.

 5. ПРАВИЛА ЭКСПЛУАТАЦИИ УПЛОТНЕНИЙ

5.1. Масло с заданным давлением должно поступать в уплотнения при частоте вращения ротора от 0 до 3400 об./мин, наличии в статоре водорода или инертного газа и при давлении воздуха в статоре выше атмосферного.

Прекращать подачу масла в уплотнения разрешается только при неподвижном роторе и атмосферном давлении воздуха в статоре.

5.2. На турбогенераторах ТГВ-200 и ТГВ-300 при работе валоповоротного устройства и номинальном давлении газа в статоре следует увеличить перепад давлений уплотняющего масла и водорода до 2

·10

Па (2 кгс/см

).

5.3. При повышении температуры баббита вкладышей до 75 °С необходимо принять меры для снижения температуры. Предельно допустимая температура баббита 80 °С.

При повышении температуры баббита до 80 °С турбогенератор должен быть остановлен для устранения дефекта.

5.4. В случае, если повышение температуры баббита вызвано только ростом температуры масла, поступающего в уплотнения, и колебания перегрева баббита относительно входящего масла не превышают установленной настоящим стандартом нормы, допускается временная эксплуатация уплотнений с температурой баббита до 80 °С по разрешению главного инженера ТЭС (АЭС). Разрешение должно быть оформлено в установленном порядке с указанием срока его действия.

5.5. При нарушении газоплотности уплотнений и появлении водорода в картерах опорных подшипников следует проверить возможность устранения дефекта без останова турбогенератора. Если дефект нельзя устранить на работающем турбогенераторе, необходимо продувать воздушный объем картеров опорных подшипников углекислым газом или азотом и контролировать концентрацию водорода не реже 2 раз в смену до останова турбогенератора и устранения дефекта. При повышении содержания водорода выше 2% турбогенератор необходимо остановить и устранить дефект.

5.6. В процессе эксплуатации турбогенераторов должны контролироваться основные параметры, характеризующие работу уплотнений, в соответствии с табл.3.

Таблица 3

Контролируемый параметр	Способ контроля	Периодичность контроля	Примечание
Общий расход масла в сторону водорода	Визуальный, по видимой части струи масла или уровню масла в маслоконтрольных патрубках	1 раз в смену	Запись в оперативный журнал только в случае изменения расхода
Температура баббита вкладышей	Контроль по диаграмме регистрирующего прибора или показаниям логометров	2 раза в смену	Запись в суточную ведомость
Содержание водорода в картерах опорных подшипников	Измерение процентного содержания водорода автоматическим газоанализатором (блочные турбогенераторы)	Непрерывно. При временном отключении автоматического газоанализатора - не реже 1 раза в неделю	При появлении водорода - запись в оперативный журнал
	Измерение процентного содержания водорода переносным или лабораторным прибором (турбогенераторы мощностью 30-150 МВт с давлением газа не более 2 ·10 Па (2 кгс/см ))	Не реже 1 раза в неделю	-
Состояние изоляции корпуса (обоймы) уплотнения	Измерение напряжения в соответствии с заводской инструкцией	Не реже 1 раза в месяц	Запись в журнал проверки изоляции
Температура масла, поступающего в уплотнения	По диаграмме регистрирующего прибора или показанию логометра	2 раза в смену	Запись в суточную ведомость
Контроль подвижности вкладышей в корпусах уплотнений	Измерение перегрева баббита относительно масла, поступающего в уплотнения при переменной нагрузке турбогенератора. Минимальное изменение нагрузки - 50% номинальной мощности	Не реже 2 раз в год (до и после осенне-зимнего максимума)	Составление акта произвольной формы (табл.2, п.6)
Давление масла, поступающего в уплотнения (перед регулятором давления)	По показаниям штатного манометра	Не реже 2 раз в смену	Запись в суточную ведомость
Давление уплотняющего (прижимающего) масла	По показаниям штатных манометров	Не реже 2 раз в смену	Запись в суточную ведомость
Перепад давлений уплотняющего масла и водорода	По диаграмме регистрирующего прибора или показаниям манометров	Не реже 2 раз в смену	-

5.7. Требования настоящего стандарта должны быть включены в местную инструкцию по эксплуатации турбогенераторов, установленных на ТЭС (АЭС).

 6. ПРАВИЛА ПРИЕМКИ УПЛОТНЕНИЙ В РЕМОНТ И ИЗ РЕМОНТА

6.1. При приемке уплотнений в ремонт и из ремонта должны быть проверены параметры, указанные в табл.4, в соответствии с требованиями разд.7 настоящего стандарта.

Таблица 4

6.2. Результаты проверки должны быть оформлены актом (приложение).

6.3. При сдаче уплотнений в ремонт все параметры, указанные в табл.4, должны проверяться перед остановом турбогенератора в процессе его разгрузки и останова.

6.4. При сдаче уплотнений из ремонта все параметры, указанные в табл.4, должны быть проверены в течение 24 ч после пуска отремонтированных турбогенераторов мощностью до 150 МВт и в течение 48 ч - турбогенераторов мощностью более 150 МВт.

6.5. Окончательная оценка качества ремонта должна быть дана ТЭС (АЭС) в течение 1 мес работы после ремонта.

 7. МЕТОДЫ ИСПЫТАНИЙ

7.1. Испытания, позволяющие определить техническое состояние и качество ремонта уплотнений, следует выполнять при условиях, указанных в табл.4.

7.2. Сопротивление изоляции корпуса (обоймы) уплотнения следует измерять мегаомметром 1000 В при сборке и разборке уплотнений во время приемки турбогенератора в ремонт и из ремонта. Во время измерения между баббитовой поверхностью вкладыша и упорным диском ротора должен быть зазор не менее 1,5 мм. Минимально допустимое значение сопротивления изоляции 1 МОм.

7.3. Состояние изоляции корпуса (обоймы) уплотнения на работающем турбогенераторе следует проверять сравнением напряжений, измеренных вольтметрами между концами вала ротора турбогенератора и между корпусом и наружным щитом. Разница измеренных напряжений должна быть не более 10%.

При измерении напряжения между корпусом и наружным щитом сопротивление масляной пленки в уплотнениях должно быть зашунтировано перемычками с обеих сторон турбогенератора.

7.4. Температуру баббита вкладышей и масла, поступающего в уплотнения, надлежит измерять штатными приборами с точностью 0,5 °С. Перегрев баббита относительно входящего масла следует определять по разнице измеренных температур.

7.5. Общий расход масла в сторону водорода следует измерять по изменению уровня в баке гидрозатвора ЗГ-30 или ЗГ-500, для чего:

- нанести на стеклянном указателе уровня бака гидрозатвора две отметки: нижнюю - на расстоянии 3-4 мм над видимым уровнем масла, верхнюю - на расстоянии 5-15 мм от нижней отметки;

- закрыть вентиль на трубопроводе после гидрозатвора;

- измерить время, за которое уровень масла поднимается от нижней до верхней отметки;

- определить объем масла по фактическим размерам бака гидрозатвора и расстоянию между верхней и нижней отметками на стеклянном указателе уровня;

- определить суммарный расход по объему и времени измерения.

7.6. Для проверки соответствия общего расхода масла через уплотнения производительности резервного масляного насоса следует при номинальном режиме работы турбогенератора перейти с рабочего источника маслоснабжения на резервный. При работе резервного масляного насоса давление масла перед регулятором давления должно быть выше уставки контактных манометров, дающих импульс на включение АВР.

Разница между фактическим давлением и уставкой ЭКМ должна быть не менее 1

·10

Па (1 кгс/см

).

При трехнасосной системе и однотипных рабочем и резервном масляных насосах источники маслоснабжения не переключать.

7.7. Газоплотность уплотнений при опрессовке статора воздухом следует проверять галоидным течеискателем (проба на фреон). При обнаружении утечки газа в картер опорного подшипника следует определить место утечки.

Содержание водорода в картерах опорных подшипников следует измерять автоматическим газоанализатором, переносным или лабораторным прибором.

7.8. При приемке турбогенератора в ремонт и из ремонта подвижность вкладышей в корпусах следует проверять при изменении электрической нагрузки турбогенератора от нуля до номинального значения.

В процессе испытаний необходимо по показаниям регистрирующих приборов или логометров определять перегрев баббита относительно входящего масла через каждые 10 мин с начала изменения нагрузки. Испытания должны быть закончены через 50 мин после прекращения изменения нагрузки. Характер и скорость изменения нагрузки задаются эксплуатационным персоналом, длительность испытаний не более 2 ч 30 мин.

При наличии приборов, регистрирующих температуру баббита вкладышей и масла, которое поступает в уплотнения, основанием для оценки подвижности вкладышей в корпусах являются данные, напечатанные на ленте регистрирующего прибора с нанесенными отметками об изменении нагрузки турбогенератора.

7.9. Качество уплотнения разъемов и сальников на воздушной стороне уплотнений следует контролировать визуально. Течи масла через уплотнения разъемов и сальники в сторону воздуха не допускаются.

 8. ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К РЕМОНТУ УПЛОТНЕНИЙ

8.1. Осевые зазоры, определяющие возможность перемещения вкладыша в корпусе, должны соответствовать требованиям формуляра разработчика конструкторской документации в течение всего периода эксплуатации турбогенератора. При нарушении зазоров из-за периодического ремонта упорного диска уплотнения должны быть модернизированы для восстановления паспортных осевых зазоров.

При разработке проектов модернизации уплотнений осевые зазоры, определяющие взаимное расположение вкладыша и корпуса, должны рассчитываться с учетом:

а) осевого перемещения упорного диска ротора (в обе стороны) от холодного состояния до номинальной нагрузки;

б) возможных осевых перемещений упорного диска ротора при резком сбросе нагрузки, останове турбоагрегата со срывом вакуума и всех возможных вариантах пуска;

в) деформации щитов при повышении и снижении давления газа в статоре турбогенератора;

г) запаса на износ упорного диска не менее 5 мм;

д) гарантированного зазора не менее 3 мм.

8.2. Фактические значения осевых зазоров в соответствии с формулярами должны фиксироваться при каждом капитальном или среднем ремонте и храниться в ремонтной документации турбогенератора.

8.3. Значения радиальных зазоров между корпусом и вкладышем, уплотняемых резиновыми шнурами, должны соответствовать приведенным ниже.

Перепад давлений на резиновом уплотняющем кольце, Па или кгс/см	(0,4-0,8) ·10 или 0,4-0,8	(1,4-1,8) ·10 или 1,4-1,8	(2,0-2,5) ·10 или 2,0-2,5	(2,5-4,5) ·10 или 2,5-4,5
Радиальный зазор, мм	0,7-0,9	0,6-0,7	0,5	0,5

Примечание. В п.8.3 приведены концентричные радиальные зазоры, обеспечиваемые центрированием вкладыша на двух сухарях, из которых нижний центрирует вкладыш по вертикали, боковой - по горизонтали.

8.4. Начальное

сжатие резинового шнура, уплотняющего кольцевой зазор между корпусом и вкладышем, должно находиться в пределах, указанных ниже.

________________

Начальное сжатие - разница между размерами от дна канавки вкладыша до поверхности расточки корпуса и фактическим диаметром резинового шнура.

Примечание. Если диаметр шнура меньше указанного в п.8.4, на дно канавки следует уложить прокладки, обеспечив необходимое начальное сжатие.

8.5. При ремонте уплотнений необходимо измерить биение торцовой поверхности наружного щита, к которой крепится корпус уплотнения. Биение измерять индикатором часового типа с ценой деления 0,01 (ГОСТ 577-68), закрепленным на роторе турбогенератора. Ротор турбогенератора поворачивать валоповоротным устройством.

Допустимое торцовое биение базовой торцовой поверхности наружного щита определяется по формуле (рисунок)

,

где

- допустимое значение, на которое может быть уменьшен радиальный зазор между корпусом и вкладышем из-за перекоса осей расточки корпуса уплотнений и вала ротора. При этом принимается

0,15 мм при радиальном зазоре до 0,7 мм и

0,2 мм при радиальном зазоре более 0,7 мм;

- радиус торцовой поверхности наружного щита, на котором измеряется торцовое биение, мм;

- расстояние от внутренней кромки центрирующего сухаря вкладыша до края вкладыша или кольца, мм.     

8.6. При ремонте уплотнений необходимо проверить соответствие длины и жесткости пружин данным заводов-изготовителей. Пружины, параметры которых не соответствуют заводским данным, следует заменить новыми.

8.7. При капитальном ремонте и перезаливке вкладышей необходимо проверить герметичность соединения баббита со стальным телом вкладыша (контроль отслоения баббита). При среднем ремонте отслоение баббита следует проверять только в том случае, если в процессе эксплуатации и при разборке уплотнений обнаружена утечка водорода через баббитовую заливку.

При отслоении баббита дефект должен быть устранен частичной или полной перезаливкой вкладыша.

8.8. При ремонте вкладышей и корпусов следует проверить качество сопряжения болтов повышенной точности в отверстиях собираемых деталей.

8.8.1. При конических установочных болтах качество сопряжения следует проверять по краске при сборке обеих половин вкладыша только на установочных болтах. Точки контакта (накраска) должны быть расположены равномерно по длине и окружности посадочной поверхности болтов. Одновременно необходимо контролировать смещение торцовых рабочих поверхностей баббитовой заливки половин вкладыша пластинчатым щупом N 1, класс 2 (ГОСТ 882-75*) по шабровочной плите, класс 1 (ГОСТ 10905-75**). Указанное смещение торцовых поверхностей не должно превышать 0,02 мм при двух-трех повторных сборках вкладыша.

8.8.2. При цилиндрических установочных болтах следует проверять качество сопряжения только по смещению торцов рабочей поверхности баббитовой заливки у половин вкладыша при двух-трех повторных сборках. Смещение следует контролировать пластинчатым щупом N 1, класс 2 (ГОСТ 882-75) по шабровочной плите, класс 1 (ГОСТ 10905-75). Допустимое смещение торцов баббитовой заливки половин вкладыша не более 0,02 мм.

8.8.3. Качество сопряжения установочных болтов корпусов уплотнений проверять по смещению поверхностей расточки одной половины корпуса относительно другой при двух-трех повторных сборках только на установочных болтах и по смещению торцовых поверхностей, сопрягаемых с торцом наружного щита или стула опорного подшипника. Допустимое смещение поверхностей расточки корпуса 0,1 мм, допустимое смещение торцовых поверхностей 0,05 мм.

Смещение торцовых поверхностей половин корпуса уплотнения следует измерить пластинчатым щупом N 1, класс 2 (ГОСТ 882-75) по шабровочной плите, класс 1 (ГОСТ 10905-75).

Смещение поверхностей расточки половин корпуса следует измерить нутромером микрометрическим по ГОСТ 10-75*, для чего необходимо 2 раза измерить диаметр расточки, установив наконечник на расстоянии 5-6 мм поочередно с обеих сторон от плоскости разъема.

Половина разницы результатов двух измерений равна смещению поверхностей расточки половин корпуса.

8.8.4. В случае, если фактические смещения рабочих поверхностей половин вкладыша и корпуса выше указанных допустимых значений, следует обработать посадочные отверстия в сборе и изготовить новые установочные болты, обеспечивающие заданный заводскими чертежами характер сопряжения и указанные допустимые значения смещений поверхностей.

8.9. Остальные требования к качеству ремонта приведены в табл.5.

Таблица 5

 9. НАДЕЖНОСТЬ

9.1. Уплотнение должно сохранять работоспособное состояние при наработке и количестве пусков, указанных ниже.

9.2. В случае, если уплотнение, отремонтированное и эксплуатирующееся в соответствии с требованиями настоящего стандарта, не сохраняет работоспособное состояние в течение периода, указанного в п.9.1, ТЭС (АЭС) должна направить в ЦКБ Главэнергоремонта сведения о режимах эксплуатации, характере отказов и наработке до предельного состояния, необходимые для принятия решения о способе модернизации и разработки технической документации.

 10. ГАРАНТИИ

10.1. Ремонтное предприятие гарантирует выполнение ремонта в соответствии с требованиями стандарта и надежную работу уплотнений в течение 6 мес после ремонта при условии соблюдения ТЭС (АЭС) правил эксплуатации, предусмотренных стандартом.

 11. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

11.1. При эксплуатации и ремонте торцовых уплотнений турбогенераторов должны соблюдаться действующие "Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок электрических станций и подстанций"*, "Правила техники безопасности при эксплуатации теплосилового оборудования электростанций"**, "Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов"*** и "Правила пользования инструментом и приспособлениями при ремонте и монтаже энергетического оборудования".

Приложение

Рекомендуемое

 АКТ

приемки торцовых уплотнений из ремонта (в ремонт)

РЭУ (ПЭО)

ТЭС (АЭС)

Турбогенератор тип

станционный N

Настоящий акт составлен в том, что после (до начала)

(наименование ремонта)

ремонта в

19

г. уплотнения испытаны в соответствии с требованиями

(месяц)

ОСТ 34-38-454-79 при номинальной частоте вращения ротора, давлении газа в статоре

Па (кгс/см ), давлении уплотняющего масла

Па (кгс/см ), давлении

прижимающего масла

Па (кгс/см ).

Результаты испытаний