стр. 1

стр. 2

стр. 3

стр. 4

стр. 5

стр. 6

стр. 7

стр. 8

стр. 9

стр. 10

стр. 11

стр. 12

стр. 13

стр. 14

стр. 15

стр. 16

стр. 17

стр. 18

стр. 19

стр. 20

стр. 21

стр. 22

стр. 23

стр. 24

стр. 25

стр. 26

стр. 27

стр. 28

стр. 29

стр. 30

Некоммерческое Партнерство «Инновации в электроэнергетике»

ТУРБОГЕНЕРАТОРЫ
Общие технические условия на капитальный ремонт
Нормы и требования

Дата введения - 2010-01-11

Москва
2009

Предисловие

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. «О техническом регулировании », а правила разработки и применения стандартов организации - ГОСТ Р 1.4-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций. Общие положения»

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

Стандарт разработан в соответствии с требованиями к стандартам организаций электроэнергетики «Технические условия на капитальный ремонт оборудования электростанций. Нормы и требования», установленными в разделе 7 СТО «Тепловые и гидравлические станции. Методики оценки качества ремонта энергетического оборудования».

Применение настоящего стандарта, совместно с другими стандартами ОАО РАО «ЕЭС России» и НП «ИНВЭЛ» позволит обеспечить выполнение обязательных требований, установленных в технических регламентах безопасности технических систем, установок и оборудования электрических станций.

Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН Закрытым акционерным обществом «Центральное конструкторское бюро Энергоремонт» (ЗАО «ЦКБ Энергоремонт»)

2 ВНЕСЕН Комиссией техническому регулированию НП «ИНВЭЛ»

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом НП «ИНВЭЛ» от 18.12.2009 №

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

1 Область применения. 2

3 Термины, определения, обозначения и сокращения. 3

4 Общие положения. 4

5 Общие технические сведения. 5

6 Общие технические требования. 5

7 Требования к составным частям.. 8

8 Требования к сборке и к отремонтированному турбогенератору. 16

9 Испытания и показатели качества отремонтированных турбогенераторов. 17

10 Требования к обеспечению безопасности. 21

11 Оценка соответствия. 21

Приложение А (справочное) Общие технические сведения о составе и основных параметрах установленных на ТЭС турбогенераторах мощностью свыше 25 МВт. 21

Библиография. 23

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ НП «ИНВЭЛ»

Турбогенераторы
Общие технические условия на капитальный ремонт.
Нормы и требования

Дата введения 2010-01-11

1 Область применения

Настоящий стандарт организации:

Является нормативным документом, устанавливающим технические нормы и требования к ремонту турбогенераторов, направленные на обеспечение промышленной безопасности тепловых электрических станций, экологической безопасности, повышение надежности эксплуатации и качества ремонта;

Устанавливает технические требования, объем и методы дефектации, способы ремонта, методы контроля и испытаний к составным частям и турбогенераторов в целом в процессе ремонта и после ремонта;

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

Распространяется на капитальный ремонт турбогенераторов;

Предназначен для применения генерирующими компаниями, эксплуатирующими организациями на тепловых электростанциях, ремонтными и иными организациями, осуществляющими ремонтное обслуживание оборудования электростанций.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте организации использованы ссылки на следующие стандарты и другие нормативные документы:

Федеральный закон РФ от 27.12.2002 № 184-ФЗ «О техническом регулировании»

Требования к ремонтному персоналу, гарантиям производителя работ ремонту установлены в СТО 17330282.27.100.006-2008.

4.2 Выполнение требований стандарта определяет оценку качества отремонтированных турбогенераторов. Порядок проведения оценки качества ремонта турбогенераторов устанавливается в соответствии СТО

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

Требования к составным частям и турбогенераторам в целом в процессе среднего или текущего ремонта применяются в соответствии с выполняемой номенклатурой и объемом ремонтных работ;

Требования к объемам и методам испытаний и сравнению показателей качества отремонтированных турбогенераторов с их нормативными и доремонтными значениями при среднем ремонте применяются в полном объеме;

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

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

При внесении предприятием-изготовителем изменений в конструкторскую документацию на турбогенератор и при выпуске нормативных документов органов государственного надзора, которые повлекут за собой изменение требований к отремонтированным составным частям и турбогенератору в целом, следует руководствоваться вновь установленными требованиями вышеуказанных документов до внесения соответствующих изменений в стандарт.

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

5 Общие технические сведения

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

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

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

6 Общие технические требования

6.1 Требования к метрологическому обеспечению ремонта турбогенераторов.

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

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

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

6.1.4 Нестандартизированные и вспомогательные средства измерений должны быть аттестованы ПР 50.2.009 -94 .

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

Таблица 6.1

Номера пунктов стандарта	Средства измерения
	Пенообразующие составы, галоидный течеискатель
7.1.1.2; 7.1.2.2	Ультразвуковой дефектоскоп и капиллярный метод после выявления утечки
7.1.1.3; 7.1.2.1; 7.2.11	Поверочная линейка
7.1.3.9; 7.1.3.10	Лупа 5-10 × ; капиллярный метод после выявления осмотром Прибор КВТ-6.1 и ФКП-1
7.1.4.8 - 7.1.4.13; 7.1.4.32; 7.2.7; 7.2.9; 7.2.10	Лупа 5-10 × ;
	Набор щупов, линейка измерительная
7.1.4.16; 7.1.4.26; 7.2.1; 7.2.6	Молоток массой 0,2 - 0,3 кг
	Набор щупов
7.1.4.18; 7.1.4.19	Штангенциркуль-глубиномер
7.2.16; 7.2.17; 7.4.3	Образцы шероховатости
7.2.15; 7.4.2; 7.5.1; 7.5.3 - 7.5.6	Линейка, штангенциркуль
	Лупа 5-10 × ; капиллярный метод контроля
	Капиллярный метод контроля при наличии течи масла в эксплуатации
	Набор щупов (калиброванные прокладки), линейка
	Динамометр пружинный
	Установка для испытания
	Источник сжатого воздуха
	Мегаомметр на 1000 В
	Статоскоп
	Виброметр

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

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

6.2 Требования к маркировке составных частей турбогенераторов при ремонте

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

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

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

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

6.3 Требования к работам, производящимся при разборке турбогенератора

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

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

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

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

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

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

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

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

6.4 Требования к крепёжным деталям

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

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

Забоины, задиры, надломы, выкрашивания и срывы резьбы, коррозионные изъявления рабочей части резьбы на длине более одного витка;

Односторонний зазор более 1,75 % от размера «под ключ» между опорной поверхностью головки болта (гайки) и поверхностью деталей после установки болта (гайки) до касания с деталью;

Повреждения головок болтов (гаек) и шлицев в винтах, не позволяющие произвести завинчивание необходимым усилием;

Уменьшение диаметра не нарезанной части болта (шпильки) более чем на 3 % от предусмотренного рабочим чертежом.

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

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

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

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

Последовательность затяжки должна устанавливаться конструкторской или ремонтной документацией.

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

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

6.4.9 Не допускается повторное использование шплинтов.

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

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

6.4.12 Цилиндрические и конические штифты должны быть заменены, если на их рабочей поверхности имеются задиры, забоины, коррозионные изъязвления на площади, превышающей 20 % площади сопряжения и (или) резьбовая часть имеет повреждения, указанные в п. 6.4.2.

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

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

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

6.5 Требования к уплотняющим деталям

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

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

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

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

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

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

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

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

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

6.6 Требования к электрическим контактным соединениям

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

6.7 Требования к материалам и запчастям, применяемым при ремонте

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

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

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

6.7.3 Запасные части, используемые для ремонта, должны иметь сопроводительную документацию предприятия-изготовителя, подтверждающую их качество. Перед установкой запасные части должны быть подвергнуты входному контролю в объеме требований нормативной документации на ремонт конкретного типа турбогенератора.

7 Требования к составным частям

7.1 Статор

7.1.1 Корпус статора.

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

Требования к герметичности - СО 34.45-51.300 .

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

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

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

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

7.1.2 Наружные щиты, внутренние щиты и щиты вентиляторов.

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

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

Допускается устранение дефектов сваркой в соответствии с требованиями ремонтной документации.

7.1.3 Активная сталь.

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

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

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

Надломанные части сегментов должны быть при этом удалены.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Методы контроля и требования к электрической прочности изоляции устанавливаются СО 34.45-51.300 .

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

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

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

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

7.1.4.5 Закупорка каналов соединительных и выводных шин турбогенераторов с водяным охлаждением обмотки статора не допускается. Закупорка отдельных гидравлических или вентиляционных каналов в стержнях обмотки статора допускается в соответствие нормативам заводов-изготовителей.

7.1.4.6 Нарушения паяных соединений обмотки не допускаются. Внешними признаками дефекта паяных соединений являются: изменение цвета отдельных участков наружного покрытия, вытекание припоя или компаунда, повышение отношению к другим соединениям хрупкости изоляции. Дефектные соединения должны быть запаяны вновь.

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

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

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

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

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

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

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

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

7.1.4.14 Пазы должны быть уплотнены прокладками из полупроводящего стеклотекстолита со стороны стенки паза, набегающей направлению вращения ротора, если зазор между стенкой паза и стержнем для термореактивной изоляции 0,3 мм и более, для компаундированной изоляции 0,5 мм и более. Нижние стержни уплотняются при возможности доступа к ним.

Длина неуплотненных частей стержня не должна превышать 50 мм при суммарной длине всех участков в пазу с увеличенным зазором не более 25 % длины активной стали.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

7.2.4 Течь воды в роторах с водяным охлаждением не допускается.

7.2.5 Требования контроля и способы устранения выявленных дефектов вала ротора и бандажных узлов согласно СО 153-34.45-513-07 .

7.2.6 Ослабленное крепление балансировочных грузов не допускается. Балансировочные грузы должны быть зафиксированы от смещения.

Грузы и заглушки, установленные длине роторов серии ТГВ, должны быть застопорены кернением материала бочки ротора в двух точках окружности и с одной стороны в шлиц груза или заглушки.

Грузы и заглушки, установленные длине роторов серии ТВВ, должны быть застопорены кернением материала бочки ротора в шлиц с обеих сторон.

Способ стопорения балансировочных грузов от самоотвинчивания для других типов турбогенераторов устанавливается конструкторской документацией завода-изготовителя и нормативной документацией на ремонт конкретного типа турбогенератора.

7.2.7 Лопатки осевых вентиляторов турбогенераторов должны соответствовать требованиям конструкторской документации завода-изготовителя.

7.2.8 Трещины на лопатках центробежных вентиляторов и ослабленное клёпаное соединение их с ободом и кольцами не допускаются.

7.2.9 Трещины на пластинах гибкого токоподвода, контактных винтах и токоведущих болтах не допускаются.

7.2.10 Трещины на паяном соединении токоподвода к распределительному кольцу не допускаются.

7.2.11 На контактных поверхностях токоведущих болтов, винтов и гибкого токоподвода не должно быть механических повреждений, препятствующих прилеганию их друг к другу плоскости сопряжения.

7.2.12 Неравномерность зазора между установленным токоведущим болтом и внутренней расточкой отверстия в валу ротора не должна препятствовать установке уплотнительных и изоляционных деталей.

Механические повреждения стеклотекстолитовой изоляции токоведущих болтов глубиной более 1,0 мм не допускаются.

Допускается проточка изоляции токоведущего болта до 1,0 мм на сторону.

7.2.13 Допуск перпендикулярности упорной поверхности головки контактного винта относительно оси резьбы 0,5 мм на диаметре головки.

7.2.14 Зазор между головкой завернутого контактного винта и изолирующей верхней коробкой, а также между верхней коробкой и деталью крепления (клином, накладкой) не допускается.

7.2.15 Минимальный диаметр контактных колец и минимальная глубина спиральной канавки устанавливаются конструкторской документацией на турбогенератор.

7.2.16 Допустимые отклонения рабочей поверхности контактных колец, оставляемых без проточки и (или) шлифовки:

Допуск профиля продольного сечения 1,0 мм;

Допуск круглости 0,05 мм;

7.2.17 Допустимые отклонения рабочей поверхности контактных колец после проточки и (или) шлифовки:

Допуск профиля контактных колец продольного сечения 0,5 мм;

Допуск круглости 0,03 мм;

Шероховатость рабочей поверхности контактных колец R а не более 1,25 мкм.

7.2.18 Площади поверхности контактных колец, имеющая следы электроэрозии, не должна превышать 10 % площади рабочей поверхности.

7.2.19 Ослабленное крепление шнуровых бандажей изоляции контактных колец, разрывы ниток и их сползание не допускаются.

7.2.20 Шнуровой бандаж и изоляция контактных колец, торцовые поверхности контактных колец, вентиляторы и участки вала на длине не менее 30 мм от контактных колец должны быть покрыты электротехнической эмалью.

7.2.21 Загрязнение, расслоение, выветривание и механические повреждения изоляции контактных колец не допускаются.

7.2.22 Повреждения опорных шеек роторов (риски, забоины, натиры) допускаются не более 10 % поверхности шейки.

Допускаются риски глубиной до 0,5 мм на дуге до 45°. Кольцевые риски допускаются глубиной до 0,2 мм.

7.2.23 Допустимое уменьшение диаметра шейки вала ротора после обработки устанавливается нормативной документацией на ремонт конкретного типа турбогенератора.

7.2.24 Допуск круглости профиля продольного сечения шеек вала 0,03 мм.

7.2.25 Требования к упорным гребням вала ротора турбогенератора с водородным охлаждением и имеющим торцовые уплотнения устанавливаются в соответствии с требованиями конструкторской документации завода-изготовителя и нормативной документации на ремонт конкретного типа турбогенератора.

7.2.26 Требования к поверхности вала ротора под установку кольцевых уплотнений вала ротора турбогенераторов с водородным охлаждением устанавливаются в соответствии с требованиями конструкторской документации завода-изготовителя и нормативной документации на ремонт конкретного типа турбогенератора.

7.2.27 Допускаются разрозненные всей длине призонной части полумуфты риски, но не более 25 % призонной поверхности.

7.2.28 Допуск торцового биения полумуфты относительно оси 0,03 мм.

7.2.29 Допуск круглости внутреннего отверстия полумуфты 0,03 мм.

7.2.30 Допуск плоскостности рабочей торцовой поверхности полумуфты 0,02 мм. Выпуклость не допускается.

7.3 Уплотнения вала ротора

7.3.1 Методы дефектации и способы ремонта торцовых уплотнений вала ротора турбогенераторов с водородным охлаждением устанавливаются в соответствии с требованиями конструкторской документации завода-изготовителя и нормативной документации на ремонт конкретного типа турбогенератора.

7.3.2 Методы дефектации и способы ремонта кольцевых уплотнений турбогенераторов с водородным охлаждением устанавливаются в соответствии с требованиями конструкторской документации и нормативной документации на ремонт конкретного типа турбогенератора.

7.3.3 Уплотнения вала ротора турбогенераторов с воздушным охлаждением должны быть отцентрированы относительно вала с учётом его радиального и осевого смещения в работе в соответствии с требованиями конструкторской документации и нормативной документации на ремонт конкретного типа турбогенератора.

7.3.4 Детали, уплотняющие зазор между валом ротора и торцовым щитом турбогенератора с воздушным охлаждением, не должны иметь механических повреждений, деформаций, следов повышенного нагревания.

7.3.5 Требования к маслоуловителям уплотнения вала ротора п. 6.3.4.

7.4 Опорные подшипники

7.4.1 Трещины, задиры и посторонние включения на баббитовом слое вкладышей подшипников, а также его отслоения от основы не допускаются.

7.4.2 На поверхности баббитового слоя вкладышей не допускаются раковины, одиночные поры и выкрашивания диаметром более 2,0 мм и глубиной более 1,0 мм.

Допускаются кольцевые царапины глубиной не более 0,5 мм, шириной до 1,5 мм в количестве не более пяти на вкладыш.

7.4.3 Шероховатость поверхности баббитового слоя - R a не более 2,5 мкм.

7.4.4 Технические требования на зазоры, натяги и смещения между сопрягаемыми поверхностями составных частей подшипника и маслозащитных устройств, а также на прилегание между ними должны устанавливаться в соответствии с требованиями конструкторской документации завода-изготовителя и нормативной документации на ремонт конкретного типа турбогенератора.

7.4.5 Осевые зазоры составных частей подшипников, маслозащитных устройств должны допускать тепловое перемещение ротора, установленное нормативной документацией на ремонт конкретного типа турбогенератора.

7.4.6 Под упорную подушку (колодку) допускается устанавливать не более трёх прокладок толщиной не менее 0,05 мм каждая.

7.4.7 Трещины, непровары в корпусе подшипника не допускаются. Дефект должен быть устранен сваркой.

7.4.8 Механические повреждения, расслаивания и набухания изоляционных деталей подшипника со стороны контактных колец (возбудителя) не допускаются.

7.4.9 После установки корпусов выносных подшипников со стороны контактных колец (возбудителя) стальные установочные штифты должны быть сняты и отверстия под штифты закрыты пробками, а выступающие поверхности изоляционных деталей очищены.

7.5 Щёточный аппарат

7.5.1 Расстояние между токоведущими и заземлёнными деталями, в том числе при любом положении крышки кожуха, не должно быть менее 12 мм.

7.5.2 Сопротивление изоляции щёткодержателей, изолированных от бракетов, не должно быть менее 1,0 МОм.

7.5.3 Радиальный зазор между щеткодержателями и поверхностью контактных колец должен быть в пределах от 2,5 до 3,0 мм.

Осевое положение щеткодержателей относительно контактных колец и диффузора относительно вентилятора следует устанавливать с учётом теплового перемещения ротора в соответствии с требованиями конструкторской и ремонтной документации. Работа щётки на расстояния менее 3 мм от края рабочей поверхности кольца не допускается.

7.5.4 На внутренней поверхности щеткодержателя не должно быть забоин, заусенец, местной выработки глубиной более 0,5 мм, а также подгаров и оплавлений, мешающих свободному перемещению щетки. Щёткодержатели, имеющие указанные дефекты, должны быть заменены. Острые кромки следует закруглить.

7.5.5 Нажимные пружины с цветами побежалости и остаточной деформацией более 10 мм, упорные стержни щёткодержателей с изношенной концевой частью или с выработкой на хвостовике, не фиксируемые на щётках, упорные скобы с выработкой отверстий более 1,0 мм, щётки длиной менее 30 мм, а также имеющее трещины и сколы более 1,0 мм контактной и боковой поверхностей и с потемневшими поводками, должны быть заменены.

7.5.6 На рабочей поверхности щёток допускается не более пяти сколов глубиной не более 0,5 мм.

7.5.7 Новый комплект щёток должен быть подобран из одной партии. На одно кольцо устанавливать щетки с близким переходным электрическим сопротивлением (R перех) между телом щетки и токопроводом. Разброс R перех не более 10 % у однотипных щеток.

7.5.8 Рабочие поверхности новых щёток должны быть притерты поверхности контактных колец. Площадь прилегания не менее 80 % от площади сечения щётки.

7.5.9 Двусторонний зазор между обоймой щёткодержателя и боковой поверхностью щётки, должен быть в пределах от 0,1 до 0,3 мм.

7.5.10 Давление пружин на щётки должно быть установлено в зависимости от марки щёток:

для щёток ЭГ4, ЭГ14 и 6110M, ЭГ74 - 0,012 - 0,022 МПа;

для щеток ЭГ2АФ - 0,015 - 0,021 МПа;

для щеток ЭГ2А - 0,02 - 0,025 МПа.

При указанном давлении не допускается «зависание» щётки в щёткодержателе.

7.6 Газоохладители (воздухоохладители)

7.6.1 Органические и неорганические отложения на внутренних стенках трубок и водяных камер и загрязнение наружного оребрения трубок маслом не допускаются.

7.6.2 Нарушение герметичности трубок, трубных досок и водяных камер не допускается. Допустимое количество заглушённых трубок устанавливается в соответствие с требованиями конструкторской документации завода-изготовителя и нормативной документации на ремонт конкретного типа турбогенератора.

7.6.3 Непроходимость дренажных и воздухоспускных трубок при рабочем давлении воды в газоохладителях не допускается.

7.6.4 Допускается смятие наружного оребрения трубок в отдельных местах на общей площади не более 5 % площади сечения входа газа и отпайка от трубок отдельных спиралей.

7.6.5 Допускается эрозионный износ перегородок водяных камер не более 25 % от первоначальной толщины.

7.6.6 В газоохладителях, работающих на морской воде, использование антикоррозионных защитных элементов (проекторов) с износом более 50 % от первоначального объёма и покрытие их защитными красками не допускается.

7.6.7 Антикоррозионное покрытие водяных камер должно быть восстановлено.

7.6.8 Газоохладитель в проёме корпуса статора (фундамента) должен быть установлен в соответствии с требованиями конструкторской документации на конкретный турбогенератор.

7.6.9 Переток газа из камеры горячего газа в камеру холодного не допускается.

7.6.10 Коробление и обрыв уплотнителей камер не допускаются.

7.7 Средства теплового контроля

7.7.1 Датчики температуры, не соответствующие требованиям измерительного контроля и испытаний рекомендуется заменить.

7.7.2 Допускается оставлять в турбогенераторе дефектные датчики температуры в количестве, определённом нормативной документацией на ремонт конкретного типа турбогенератора, с отключением их от приборов контроля температуры и изолированием концов проводников.

7.7.3 Механические повреждения изоляции и ослабленное крепление соединительных проводов не допускается.

7.7.4 Соединительные провода к датчикам температуры, установленным на деталях, имеющих относительные перемещения, должны допускать эти перемещения, но не касаться вращающихся деталей.

7.7.5 Клеммные доски (коробки выводов) не должны иметь механических повреждений, а у турбогенераторов с водородом в корпусе статора должны быть герметичными.

7.7.6 В местах прохода соединительных проводов датчиков температуры через опорные подшипники и масляные уплотнения турбогенераторов не допускаются течи масла (в том числе капельные).

7.7.7 Утечка газа через штуцера ртутных термометров турбогенераторов с водородным охлаждением, установленных на корпусе статора и торцовых щитах, не допускается.

8 Требования к сборке и к отремонтированному турбогенератору

8.1 Сборка турбогенератора должна производиться конструкторской документации завода-изготовителя.

8.2 К сборке допускаются составные части, удовлетворяющие требованиям настоящего стандарта и нормативной документации на конкретный тип турбогенератора.

8.3 Трубки, гибкие шланги и каналы перед сборкой турбогенератора должны быть продуты сжатым воздухом.

8.4 При соединении составных частей турбогенератора через изолирующие детали сопротивление изоляции должно при необходимости контролироваться периодически в процессе сборки.

8.5 Контактные поверхности токоведущих частей должны быть очищены и обезжирены.

8.6 Перед установкой ротора, газоохладителей, щитов и других составных частей, перед закрытием смотровых люков необходимо дополнительно проверить закрепление деталей и отсутствие посторонних предметов на собранных и собираемых составных частях.

8.7 При вращении ротора валоповоротным устройством и турбиной не должны прослушиваться звуки, свидетельствующие об ударах, заеданиях и касаниях в турбогенераторе.

8.8 На собранном турбогенераторе не допускаются:

Ослабленное крепление статора к фундаменту;

Ослабленное крепление опорных подшипников к фундаменту;

Ослабленное крепление фундаментных плит;

Ослабленное крепление и обрыв заземлителя корпуса статора;

Ослабленное крепление трубопроводов, кожухов и других деталей, закреплённых на наружной поверхности корпуса статора;

Течи воды и масла из соединений.

8.9 Выполнение пусковых операций на турбогенераторе при снятых и незакрепленных деталях не допускается, за исключением, пусков для балансирования ротора и проведения специальных испытаний; в последнем случае должны быть приняты меры против попадания в турбогенератор посторонних предметов и масла, а также приняты меры закреплению временно установленных составных частей и приспособлений.

8.10 Параметры отремонтированных масляных уплотнений роторов турбогенераторов должны соответствовать требованиям конструкторской документации и нормативной документации на ремонт конкретного типа турбогенераторов.

9 Испытания и показатели качества отремонтированных турбогенераторов

9.1 Методы проведения эксплуатационных испытаний

Эксплуатационные испытания турбогенераторов для оценки качества ремонта проводятся в соответствии с ГОСТ 10169 и СО 34.45.51.300 .

В результате испытаний определяются:

Сопротивление изоляции каждой фазы обмотки статора относительно статора от корпуса и других заземленных фаз;

Сопротивление изоляции конструктивных элементов турбогенератора относительно корпуса статора (подшипников, маслопроводов, корпусов уплотнений, щитов вентиляторов и т.д.);

Сопротивление изоляции термопреобразователей сопротивления относительно корпуса статора;

Сопротивление обмоток статора при постоянном токе в практически холодном состоянии;

Сопротивление термопреобразователей сопротивления при постоянном токе в практически холодном состоянии;

Сопротивление изоляции обмотки ротора при переменном токе промышленной частоты;

Электрическая прочность изоляции обмотки статора повышенному выпрямленному напряжению с измерением тока утечки (кроме турбогенераторов с водяным охлаждением обмотки статора)

Электрическая прочность изоляции обмоток статора относительно корпуса и между фазами повышенному переменному напряжению;

Гидравлическая плотность водяной системы охлаждения обмоток статора (для турбогенераторов с водяным охлаждением обмотки статора);

Гидравлическая плотность водяной системы охлаждения обмоток ротора (для турбогенераторов с водяным охлаждением обмотки ротора);

Гидравлическая плотность газоохладителей;

Воздушный зазор между статором и ротором;

Качество дистиллята (для турбогенераторов с водяным охлаждением);

Газоплотность ротора на утечку газа (для турбогенераторов с водородным охлаждением);

Вибрации опорных подшипников на выбеге и при рабочей скорости вращения;

Напор газа, создаваемого компрессором у турбогенераторов серии ТГВ;

Расход дистиллята (для турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток водой);

Герметичность турбогенератора в сборе (кроме турбогенераторов с воздушным охлаждением);

Суточная утечка водорода (для турбогенераторов с водородным охлаждением);

Расход масла в сторону водорода в уплотнениях генератора (для турбогенераторов с водородным охлаждением);

Электрическое напряжение между концами вала и между изолированной опорой подшипника и фундаментной плитой;

Температуры активных частей и конструктивных деталей турбогенератора штатному контролю;

Отклонение характеристики трехфазного короткого замыкания от исходной;

Отклонение характеристики холостого хода от исходной.

9.2 Методика сравнения показателей качества отремонтированных турбогенераторов

9.2.1 Методика сравнения показателей качества отремонтированного турбогенератора основана на сопоставлении показателей качества, изменяющихся в процессе эксплуатации и ремонта с их нормативными значениями в соответствии с СТО , утвержденным Приказом ОАО РАО «ЕЭС России» № 275 от 23.04.2007.

Изменяющиеся показатели качества турбогенераторов определяются при проведении эксплуатационных испытаний до и после ремонта.

Полученные результаты представляют собой количественные показатели качества ремонта турбогенераторов, а также вспомогательного оборудования турбогенераторов.

9.2.2 Номенклатура составляющих показателей качества турбогенераторов до и после ремонта приведена в таблице 1.

9.2.3 Нормативные значения показателей и данных (графа 2 табл. 9.1) для конкретного типа турбогенератора принимаются (устанавливаются) на основании следующих документов:

п. 1 - ТУ на поставку конкретного турбогенератора;

п.п. 3.2 - 3.6 - Техническое описание и инструкция эксплуатации конкретного типа турбогенератора завода-изготовителя;

п. 4.2 - Технические условия на поставку конкретного типа турбогенератора;

п. 8 - Технические условия на поставку конкретного типа турбогенератора;

п.п. 12 - 14 - Конструкторская документация завода-изготовителя на конкретный турбогенератора;

п. 15 - Инструкция завода-изготовителя эксплуатации уплотнений;

п. 16 - Конструкторская документация завода-изготовителя на конкретный турбогенератора.

Таблица 9.1 - Номенклатура составляющих показателей качества турбогенераторов до и после ремонта

Составляющие показателей качества			Заводские, проектные или нормативные данные	Данные эксплуатационных испытаний, измерений		Примечание
Составляющие показателей качества			Заводские, проектные или нормативные данные	до капитального ремонта	после капитального ремонта	Примечание
1. Мощность турбогенератора при номинальном cos φ, МВт
2. Сопротивление изоляции, МОм:
2.1. обмотки статора (каждая фаза в отдельности относительно корпуса и двух других заземляемых фаз):
2.1.1. в горячем состоянии
2.1.2. в холодном состоянии
2.2. обмотки ротора
2.3. цепи возбуждения генератора и коллекторного возбудителя со всей присоединенной аппаратурой
2.4. обмотки коллекторного возбудителя и подвозбудителя (относительно корпуса и бандажей)
2.5. подшипника со стороны возбудителя
2.6. масляного уплотнения вала со стороны возбудителя
2.7. термодатчиков с соединительными проводами, включая соединительные провода, уложенные внутри генератора
3. Температуры активных частей турбогенератора и охлаждающей среды, °C
3.1. температура охлаждающей воды на входе в газоохладитель
3.2. температура охлаждающего конденсата на входе к обмоткам ротора, статора, активной стали статора
3.3. температура выходящей охлаждающей жидкости из:
3.3.1. обмотки статора
3.3.2. обмотки ротора
3.3.3. газоохладителей
3.4. температура газа, поступающего в:
3.4.1. газоохладители
3.4.3. обмотку статора
3.5. температура газа, выходящего из:
3.5.1. газоохладителей
3.5.2. сердечника статора
3.5.3. обмотки статора
3.5.4. щеточной траверсы
3.6. температуры:
3.6.1. обмотки статора						макс. Значение
3.6.2. обмотки ротора
3.6.3. сердечника статора						макс. Значение
3.6.4. газа в корпусе турбогенератора
4. Вибрация, вибросмещение, мкм, виброскорость, мм/с
4.1. опорных подшипников:
4.1.1. при развороте турбогенератора и вблизи 1-ой критической скорости
со стороны турбины	вертикальная
со стороны турбины	поперечная
со стороны возбудителя	вертикальная
со стороны возбудителя	поперечная
4.1.2. при номинальном числе оборотов без возбуждения
со стороны турбины	вертикальная
	поперечная

со стороны возбудителя	вертикальная
	поперечная

со стороны возбудителя	поперечная 100 Гц (полюсная)
со стороны турбины	поперечная 100 Гц (полюсная)
4.1.3. при нагрузке около 50 % номинальной
со стороны турбины	вертикальная
	поперечная

со стороны возбудителя	вертикальная
	поперечная

4.1.4. при нагрузке около 100 % номинальной
со стороны турбины	вертикальная
	поперечная

со стороны возбудителя	вертикальная
	поперечная

4.2. Контактных колец:	вертикальная
4.2. Контактных колец:	поперечная
4.3. Корпуса статора
4.4. Сердечника статора
4.5. Фундамента
4.6. Лобовых частей обмотки статора
5. Давление водорода в корпусе статора, МПа (кгс/см 2)
6. Чистота водорода, %

8. Точка росы водорода, °С
9. Суточная утечка водорода в собранном турбогенераторе при рабочем давлении, м 3 /сутки
		со стороны турбины
		со стороны возбудителя
11. Максимальное давление воды на входе в газоохладитель, МПа (кгс/см 2)
12. Температура баббита вкладышей опорных подшипников, °C		со стороны турбины
12. Температура баббита вкладышей опорных подшипников, °C		со стороны возбудителя
13. Температура баббита вкладышей уплотнения вала, °C		со стороны турбины
13. Температура баббита вкладышей уплотнения вала, °C		со стороны возбудителя
14. Давление масла на входе в опорные подшипники, МПа (кгс/см 2)		со стороны турбины
		со стороны возбудителя
15. Перепад давления «уплотняющее масло-водород», МПа (кгс/см 2)
16. Расход масла из уплотнений в сторону водорода, л/мин		со стороны турбины
16. Расход масла из уплотнений в сторону водорода, л/мин		со стороны возбудителя

10 Требования к обеспечению безопасности

10.1 Турбогенератор после ремонта должен соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.007.1 , ГОСТ 533 и ТУ на поставку конкретных турбогенераторов.

10.2 Все ограждения турбогенератора и площадки, на которых он установлен, должны быть восстановлены в соответствии с требованиями конструкторской документации.

11 Оценка соответствия

11.1 Оценка соответствия соблюдения технических требований, объёма и методов дефектации, способов ремонта, методов контроля и испытаний к составным частям и турбогенератору в целом нормам и требованиям настоящего Стандарта осуществляется в форме контроля в процессе ремонта и при приёмке в эксплуатацию.

11.2 В процессе ремонта производится контроль за выполнением требований настоящего Стандарта к составным частям и турбогенератору в целом при производстве ремонтных работ, выполнении технологических операций ремонта и поузловых испытаний.

При приёмке в эксплуатацию отремонтированного турбогенератора следует производить контроль результатов приемо-сдаточных испытаний, работы в период подконтрольной эксплуатации, показателей качества, установленных оценок качества отремонтированного турбогенератора и выполненных ремонтных работ.

11.3 Результаты оценки соответствия характеризуются оценками качества отремонтированного турбогенератора и выполненных ремонтных работ.

11.4 Контроль соблюдения норм и требований настоящего Стандарта осуществляют органы (департаменты, подразделения, службы), определяемые генерирующей компанией.

11.5 Контроль соблюдения норм и требований настоящего Стандарта осуществляется правилам и в порядке, установленном генерирующей компанией.

Приложение А
(справочное)

Общие технические сведения о составе и основных параметрах установленных на ТЭС турбогенераторах мощностью свыше 25 МВт

Таблица А.1

	Завод-изготовитель Тип турбогенератора	Вид охлаждения активных частей генератора
АО «Электросила»
	Т2-25-2, Т2-50-2, Т2-100-2	Косвенное воздушное
	ТФ-25-4, ТФ25-2, ТФ-36-2, ТФ-40-2, ТФ-50-2, ТФ-60-2, ТФ-110-2, ТФ-160-2
	ТЗФ-50-2, ТЗФ-63-2, ТЗФ-110-2, ТЗФ-160-2, ТЗФА-160-2, ТЗФУ-160-2	Воздушное трехконтурное охлаждение, непосредственное охлаждение активных частей турбогенератора
	ТЗФСА-160-2, ТЗФС-320-2 ТЗФСУ-320-2	Воздушное, непосредственное охлаждение обмотки ротора. Водяное поверхностное охлаждение обмотки и стали статора.
	ТВ-25-2, ТВ-50-2, ТВ-60-2	Косвенное водородное
	ТВ2-30-2, ТВ2-100-2, ТВ2-150-2	Косвенное водородное
	ТВФ-60-2, ТВФ-63-2, ТВФ-63-2Е, ТВФ-100-2, ТВФ-110-2Е, ТВФ-120-2, ТВФ-200-2
	ТВВ-160-2, ТВВ-160-2Е, ТВВ-165-2, ТВВ-200-2, ТВВ-200-2А, ТВВ-220-2А, ТВВ-220-2Е, ТВВ-320-2, ТВВ-320-2Е, ТВВ-350-2 ТВВ-500-2, ТВВ-500-2Е, ТВВ-800-2, ТВВ-800-2Е, ТВВ-1000-2, ТВВ-1000-4, ТВВ-1200-2	Непосредственное водяное охлаждение обмотки статора и непосредственное водородное охлаждение ротора
	Т3В-60-2, Т3В-63-2, Т3В-110-2, Т3В-220-2, Т3В-320-2, Т3ВА-320-2, Т3В-800-2	Полное водяное охлаждение
«Электротяжмаш» г. Харьков
	ТГВ-200; ТГВ-200М; ТГВ-200-2Д; ТГВ-220-2П; ТГВ-220-2Д; ТГВ-220-2П; ТГВ-300, ТГВ-500, ТГВ-25	Непосредственное водородное или водяное охлаждение обмотки статора и ротора (кроме ТГВ-25 - водородное поверхностное)
ОАО «Элсиб»
	ТФ-50-2, ТФ-63-2, ТФ-100-2, ТФ-110-2, ТФ-160-2	Воздушное, непосредственное охлаждение обмотки ротора и стали статора
		Косвенное водородное
	ТВФ-60-2, ТВФ-63-2, ТВФ-63-2Е, ТВФ-65-2, ТВФ-100-2, ТВФ-110-2Е, ТВФ-120-2	Косвенное водородное охлаждение обмотки статора и непосредственное водородное охлаждение обмотки ротора
	ТВМ-110-2, ТВМ-160-2, ТВМ-220-2, ТВМ-320-2, ТВМ-500-2	Масляное охлаждение статора и водяное охлаждение обмотки ротора
ХК ОАО «Привод»
	ТС-20-2У3, Т-25-2У3, Т-32-2В3, ТС-32-2У3	Косвенное воздушное
	Т-20-2У3, Т-50-2У3, ТС-63-2В3	Косвенное воздушное, непосредственное охлаждение обмотки ротора
	ТВС-30, ТВС-32	Косвенное водородное
	ТВФ-63-2ЕУ3	Косвенное водородное, непосредственное охлаждение обмотки ротора
Примечания : 1 * Серии турбогенераторов, изготавливаются для сопряжения с паровыми (ТФП) и газовыми (ТФГ) турбинами. 2 ** Вновь спроектированные типы турбогенераторов, на момент выхода СТО проходят стадию апробации. 3 Буквы (А) и (У) в буквенном обозначении типа турбогенератора означают соответственно - асинхронизированный или с управляющей поперечной обмоткой ротора. 4 Двух - трехзначные цифры в обозначении типа турбогенератора указывают на величину мощности генератора в МВт.

Моменты затяжки болтовых соединений

Таблица Б.1

Обозначение резьбы	Момент затяжки Н ∙ м (кгс ∙ см)	Примечание
		Резьбы основные метрические, материал ст. 35 Для других резьбовых соединений: М факт = [(D 1 факт) 2 /(D 1) 2 ] ∙ [(D 1факт)/D] ∙ М зат где М зат - момент затяжки для базовой резьбы, принимаемой данной таблице. D 1факт - фактический внутренний диаметр резьбы D 1 - базовой внутренний диаметр резьбы D факт - фактический наружный диаметр резьбы D - базовой наружный диаметр резьбы Для других сталей и материалов: М факт = {[σ p ] факт /1250} ∙ М зат где [σ p ] ф акт - допустимое напряжение (кгс/см 2) при растяжении (сжатии) для фактического материала.

Библиография

СО 34.45-51.300-97 Объем и нормы испытаний электрооборудования

СО 153-34.45-513-07 Руководство повышению надежности эксплуатации бандажных узлов роторов турбогенераторов

ПР 50.2.009-94 Государственная система обеспечения единства измерений. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств измерений

Ключевые слова: турбогенераторы, качество ремонта, технические условия

Руководитель организации-разработчика ЗАО «ЦКБ Энергоремонт»
Генеральный директор	______________________	А.В. Гондарь
Руководитель разработки Заместитель генерального директора	______________________	Ю.В. Трофимов
Исполнители Главный специалист	______________________	Ю.П. Косинов
Заведующий отделом	______________________	В.Ю. Аврух

Российская ФедерацияПриказ НП "ИНВЭЛ"

СТО 70238424.29.160.20.009-2009 Турбогенераторы. Общие технические условия на капитальный ремонт. Нормы и требования

Применение настоящего стандарта, совместно с другими стандартами ОАО РАО "ЕЭС России" и НП "ИНВЭЛ", позволит обеспечить выполнение обязательных требований, установленных в технических регламентах по безопасности технических систем, установок и оборудования электрических станций.

Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН Закрытым акционерным обществом "Центральное конструкторское бюро Энергоремонт" (ЗАО "ЦКБ Энергоремонт")

2 ВНЕСЕН Комиссией по техническому регулированию НП "ИНВЭЛ"

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом НП "ИНВЭЛ" от 18.12.2009 N 93

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

1 Область применения

Настоящий стандарт организации:

является нормативным документом, устанавливающим технические нормы и требования к ремонту турбогенераторов, направленные на обеспечение промышленной безопасности тепловых электрических станций, экологической безопасности, повышение надежности эксплуатации и качества ремонта;
устанавливает технические требования, объем и методы дефектации, способы ремонта, методы контроля и испытаний к составным частям и турбогенераторов в целом в процессе ремонта и после ремонта;
устанавливает объемы, методы испытаний и сравнения показателей качества отремонтированных турбогенераторов с их нормативными и доремонтными значениями;
распространяется на капитальный ремонт турбогенераторов;
предназначен для применения генерирующими компаниями, эксплуатирующими организациями на тепловых электростанциях, ремонтными и иными организациями, осуществляющими ремонтное обслуживание оборудования электростанций.

2 Нормативные ссылки

_________________

* Документ не действует. Действует СТО 70238424.27.100.012-2008 , утвержденный приказом НП "ИНВЭЛ" от 01.07.2008 N 12/9 , здесь и далее по тексту. - Примечание изготовителя базы данных.

Требования к ремонтному персоналу, гарантиям производителя работ по ремонту установлены в СТО 17230282.27.100.006-2008 .

требования к составным частям и турбогенераторам в целом в процессе среднего или текущего ремонта применяются в соответствии с выполняемой номенклатурой и объемом ремонтных работ;
требования к объемам и методам испытаний и сравнению показателей качества отремонтированных турбогенераторов с их нормативными и доремонтными значениями при среднем ремонте применяются в полном объеме;
требования к объемам и методам испытаний и сравнению показателей качества отремонтированных турбогенераторов с их нормативными и доремонтными значениями при текущем ремонте применяются в объеме, определяемом техническим руководителем электростанции и достаточном для установления работоспособности турбогенераторов.

5 Общие технические сведения

6 Общие технические требования

6.1 Требования к метрологическому обеспечению ремонта турбогенераторов.

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

Таблица 6.1

Номера пунктов стандарта	Средства измерения
	Пенообразующие составы, галоидный течеискатель
7.1.1.2; 7.1.2.2	Ультразвуковой дефектоскоп и капиллярный метод после выявления утечки
7.1.1.3; 7.1.2.1; 7.2.11	Поверочная линейка
7.1.3.9; 7.1.3.10	капиллярный метод после выявления осмотром Прибор КВТ-6.1 и ФКП-1
7.1.4.8-7.1.4.13; 7.1.4.32; 7.2.7; 7.2.9; 7.2.10
	Набор щупов, линейка измерительная
7.1.4.16; 7.1.4.26; 7.2.1; 7.2.6	Молоток массой 0,2-0,3 кг
	Набор щупов
7.1.4.18; 7.1.4.19	Штангенциркуль-глубиномер
7.2.16; 7.2.17; 7.4.3	Образцы шероховатости
7.2.15; 7.4.2; 7.5.1; 7.5.3-7.5.6	Линейка, штангенциркуль
	Лупа 5-10; капиллярный метод контроля
	Капиллярный метод контроля при наличии течи масла в эксплуатации
	Набор щупов (калиброванные прокладки), линейка
	Динамометр пружинный
	Установка для испытания
	Источник сжатого воздуха
	Мегаомметр на 1000 В
	Статоскоп
	Виброметр

6.1.4 Нестандартизированные и вспомогательные средства измерений должны быть аттестованы по ПР 50.2.009-94 * .

________________

* Документ утратил силу на основании . Действуют , , , , здесь и далее по тексту. - Примечание изготовителя базы данных.

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

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

6.2 Требования к маркировке составных частей турбогенераторов при ремонте

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

6.3 Требования к работам, производящимся при разборке турбогенератора

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

6.4 Требования к крепёжным деталям

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

забоины, задиры, надломы, выкрашивания и срывы резьбы, коррозионные изъявления рабочей части резьбы на длине более одного витка;
односторонний зазор более 1,75% от размера "под ключ" между опорной поверхностью головки болта (гайки) и поверхностью деталей после установки болта (гайки) до касания с деталью;
повреждения головок болтов (гаек) и шлицев в винтах, не позволяющие произвести завинчивание необходимым усилием;
уменьшение диаметра ненарезанной части болта (шпильки) более чем на 3% от предусмотренного рабочим чертежом.

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

Последовательность затяжки должна устанавливаться конструкторской или ремонтной документацией.

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

6.4.9 Не допускается повторное использование шплинтов.

6.4.12 Цилиндрические и конические штифты должны быть заменены, если на их рабочей поверхности имеются задиры, забоины, коррозионные изъязвления на площади, превышающей 20% площади сопряжения и (или) резьбовая часть имеет повреждения, указанные в п.6.4.2.

6.5 Требования к уплотняющим деталям

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

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

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

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

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

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

6.6 Требования к электрическим контактным соединениям

6.7 Требования к материалам и запчастям, применяемым при ремонте

7 Требования к составным частям

7.1 Статор

7.1.1 Корпус статора.

Требования к герметичности - по СО 34.45-51.300-97 .

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

7.1.2 Наружные щиты, внутренние щиты и щиты вентиляторов.

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

Допускается устранение дефектов сваркой в соответствии с требованиями ремонтной документации.

7.1.3 Активная сталь.

Надломанные части сегментов должны быть при этом удалены.

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

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

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

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

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

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

* Текст документа соответствует оригиналу. - Примечание изготовителя базы данных.

7.1.4.6 Нарушения паяных соединений обмотки не допускаются.

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

Дефектные соединения должны быть запаяны вновь.

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

7.1.4.14 Пазы должны быть уплотнены прокладками из полупроводящего стеклотекстолита со стороны стенки паза, набегающей по направлению вращения ротора, если зазор между стенкой паза и стержнем для термореактивной изоляции 0,3 мм и более, для компаундированной изоляции 0,5 мм и более. Нижние стержни уплотняются при возможности доступа к ним.

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

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

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

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

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

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

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

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

7.2.4 Течь воды в роторах с водяным охлаждением не допускается.

7.2.6 Ослабленное крепление балансировочных грузов не допускается.

Балансировочные грузы должны быть зафиксированы от смещения.

Грузы и заглушки, установленные по длине роторов серии ТГВ, должны быть застопорены кернением материала бочки ротора в двух точках по окружности и с одной стороны в шлиц груза или заглушки.

Грузы и заглушки, установленные по длине роторов серии ТВВ, должны быть застопорены кернением материала бочки ротора в шлиц с обеих сторон.

7.2.9 Трещины на пластинах гибкого токоподвода, контактных винтах и токоведущих болтах не допускаются.

7.2.10 Трещины на паяном соединении токоподвода к распределительному кольцу не допускаются.

7.2.11 На контактных поверхностях токоведущих болтов, винтов и гибкого токоподвода не должно быть механических повреждений, препятствующих прилеганию их друг к другу по плоскости сопряжения.

Допускается проточка изоляции токоведущего болта до 1,0 мм на сторону.

7.2.16 Допустимые отклонения рабочей поверхности контактных колец, оставляемых без проточки и (или) шлифовки:

7.2.17 Допустимые отклонения рабочей поверхности контактных колец после проточки и (или) шлифовки:

7.2.18 Площадь поверхности контактных колец, имеющая следы электроэрозии, не должна превышать 10% площади рабочей поверхности.

7.1.20* Шнуровой бандаж и изоляция контактных колец, торцовые поверхности контактных колец, вентиляторы и участки вала на длине не менее 30 мм от контактных колец должны быть покрыты электротехнической эмалью.

7.1.21 Загрязнение, расслоение, выветривание и механические повреждения изоляции контактных колец не допускаются.

7.1.22 Повреждения опорных шеек роторов (риски, забоины, нагары) допускаются не более 10% поверхности шейки.

Допускаются риски глубиной до 0,5 мм на дуге до 45°. Кольцевые риски допускаются глубиной до 0,2 мм.

7.1.23 Допустимое уменьшение диаметра шейки вала ротора после обработки устанавливается нормативной документацией на ремонт конкретного типа турбогенератора.

7.1.24 Допуск круглости профиля продольного сечения шеек вала 0,03 мм.

7.1.25 Требования к упорным гребням вала ротора турбогенератора с водородным охлаждением и имеющим торцовые уплотнения устанавливаются в соответствии с требованиями конструкторской документации завода-изготовителя и нормативной документации на ремонт конкретного типа турбогенератора.

7.1.26 Требования к поверхности вала ротора под установку кольцевых уплотнений вала ротора турбогенераторов с водородным охлаждением устанавливаются в соответствии с требованиями конструкторской документации завода-изготовителя и нормативной документации на ремонт конкретного типа турбогенератора.

7.1.27 Допускаются разрозненные по всей длине призонной части полумуфты риски, но не более 25% призонной поверхности.

7.1.28 Допуск торцового биения полумуфты относительно оси 0,03 мм.

7.1.29 Допуск круглости внутреннего отверстия полумуфты 0,03 мм.

7.1.30 Допуск плоскостности рабочей торцовой поверхности полумуфты 0,02 мм. Выпуклость не допускается.

7.3 Уплотнения вала ротора

7.3.5 Требования к маслоуловителям уплотнения вала ротора по п.6.3.4.

7.4 Опорные подшипники

7.4.3 Шероховатость поверхности баббитового слоя - не более 2,5 мкм.

7.4.7 Трещины, непровары в корпусе подшипника не допускаются. Дефект должен быть устранен сваркой.

7.5 Щёточный аппарат

7.5.2 Сопротивление изоляции щёткодержателей, изолированных от бракетов, не должно быть менее 1,0 МОм.

7.5.6 На рабочей поверхности щёток допускается не более пяти сколов глубиной не более 0,5 мм.

7.5.7 Новый комплект щёток должен быть подобран из одной партии. На одно кольцо устанавливать щетки с близким переходным электрическим сопротивлением () между телом щетки и токопроводом. Разброс не более 10% у однотипных щеток.

7.5.9 Двусторонний зазор между обоймой щёткодержателя и боковой поверхностью щётки должен быть в пределах от 0,1 до 0,3 мм.

7.5.10 Давление пружин на щётки должно быть установлено в зависимости от марки щёток:

При указанном давлении не допускается "зависание" щётки в щёткодержателе.

7.6 Газоохладители (воздухоохладители)

7.6.2 Нарушение герметичности трубок, трубных досок и водяных камер не допускается. Допустимое количество заглушённых трубок устанавливается в соответствии с требованиями конструкторской документации завода-изготовителя и нормативной документации на ремонт конкретного типа турбогенератора.

7.6.4 Допускается смятие наружного оребрения трубок в отдельных местах на общей площади не более 5% площади сечения входа газа и отпайка от трубок отдельных спиралей.

7.6.5 Допускается эрозионный износ перегородок водяных камер не более 25% от первоначальной толщины.

7.6.6 В газоохладителях, работающих на морской воде, использование антикоррозионных защитных элементов (проекторов) с износом более 50% от первоначального объёма и покрытие их защитными красками не допускается.

7.6.7 Антикоррозионное покрытие водяных камер должно быть восстановлено.

7.6.9 Переток газа из камеры горячего газа в камеру холодного не допускается.

7.6.10 Коробление и обрыв уплотнителей камер не допускаются.

7.7 Средства теплового контроля

7.7.1 Датчики температуры, не соответствующие требованиям измерительного контроля и испытаний, рекомендуется заменить.

7.7.3 Механические повреждения изоляции и ослабленное крепление соединительных проводов не допускается.

8 Требования к сборке и к отремонтированному турбогенератору

8.1 Сборка турбогенератора должна производиться по конструкторской документации завода-изготовителя.

8.3 Трубки, гибкие шланги и каналы перед сборкой турбогенератора должны быть продуты сжатым воздухом.

8.5 Контактные поверхности токоведущих частей должны быть очищены и обезжирены.

8.8 На собранном турбогенераторе не допускаются:

ослабленное крепление статора к фундаменту;
ослабленное крепление опорных подшипников к фундаменту;
ослабленное крепление фундаментных плит;
ослабленное крепление и обрыв заземлителя корпуса статора;
ослабленное крепление трубопроводов, кожухов и других деталей, закреплённых на наружной поверхности корпуса статора;
течи воды и масла из соединений.

8.9 Выполнение пусковых операций на турбогенераторе при снятых и незакрепленных деталях не допускается, за исключением пусков для балансирования ротора и проведения специальных испытаний; в последнем случае должны быть приняты меры против попадания в турбогенератор посторонних предметов и масла, а также приняты меры по закреплению временно установленных составных частей и приспособлений.

9 Испытания и показатели качества отремонтированных турбогенераторов

9.1 Методы проведения эксплуатационных испытаний

Эксплуатационные испытания турбогенераторов для оценки качества ремонта проводятся в соответствии с ГОСТ 10169 и СО 34.45-51.300-97 .

В результате испытаний определяются:

сопротивление изоляции каждой фазы обмотки статора относительно статора от корпуса и других заземленных фаз;
сопротивление изоляции конструктивных элементов турбогенератора относительно корпуса статора (подшипников, маслопроводов, корпусов уплотнений, щитов вентиляторов и т.д.);
сопротивление изоляции термопреобразователей сопротивления относительно корпуса статора;
сопротивление обмоток статора при постоянном токе в практически холодном состоянии;
сопротивление термопреобразователей сопротивления при постоянном токе в практически холодном состоянии;
сопротивление изоляции обмотки ротора при переменном токе промышленной частоты;
электрическая прочность изоляции обмотки статора повышенному выпрямленному напряжению с измерением тока утечки (кроме турбогенераторов с водяным охлаждением обмотки статора)
электрическая прочность изоляции обмоток статора относительно корпуса и между фазами повышенному переменному напряжению;
гидравлическая плотность водяной системы охлаждения обмоток статора (для турбогенераторов с водяным охлаждением обмотки статора);
гидравлическая плотность водяной системы охлаждения обмоток ротора (для турбогенераторов с водяным охлаждением обмотки ротора);
гидравлическая плотность газоохладителей;
воздушный зазор между статором и ротором;
качество дистиллята (для турбогенераторов с водяным охлаждением);
газоплотность ротора на утечку газа (для турбогенераторов с водородным охлаждением);
вибрации опорных подшипников на выбеге и при рабочей скорости вращения;
напор газа, создаваемый компрессором у турбогенераторов серии ТГВ;
расход дистиллята (для турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток водой);
герметичность турбогенератора в сборе (кроме турбогенераторов с воздушным охлаждением);
чистота содержания и влажность водорода в корпусе турбогенератора (для турбогенераторов с водородным охлаждением);
содержание водорода в картерах подшипников (для турбогенераторов с водородным охлаждением);
суточная утечка водорода (для турбогенераторов с водородным охлаждением);
расход масла в сторону водорода в уплотнениях генератора (для турбогенераторов с водородным охлаждением);
электрическое напряжение между концами вала и между изолированной опорой подшипника и фундаментной плитой;
температуры активных частей и конструктивных деталей турбогенератора по штатному контролю;
отклонение характеристики трехфазного короткого замыкания от исходной;
отклонение характеристики холостого хода от исходной.

9.2 Методика сравнения показателей качества отремонтированных турбогенераторов

9.2.1 Методика сравнения показателей качества отремонтированного турбогенератора основана на сопоставлении показателей качества, изменяющихся в процессе эксплуатации и ремонта, с их нормативными значениями в соответствии с СТО, утвержденным Приказом ОАО РАО "ЕЭС России" N 275 от 23.04.2007 .

9.2.2 Номенклатура составляющих показателей качества турбогенераторов до и после ремонта приведена в таблице 9.1.

Таблица 9.1- Номенклатура составляющих показателей качества турбогенераторов до и после ремонта

Составляющие показателей качества	Заводские, проектные или нормативные данные	Данные эксплуатационных испытаний, измерений	Примечание
		до капитального ремонта	после капитального ремонта
1. Мощность турбогенератора при номинальном cos , МВт
2. Сопротивление изоляции, МОм:
2.1. обмотки статора (каждая фаза в отдельности относительно корпуса и двух других заземляемых фаз):
2.1.1. в горячем состоянии
2.1.2. в холодном состоянии
2.2. обмотки ротора
2.3. цепи возбуждения генератора и коллекторного возбудителя со всей присоединенной аппаратурой
2.4. обмотки коллекторного возбудителя и подвозбудителя (относительно корпуса и бандажей)
2.5. подшипника со стороны возбудителя
2.6. масляного уплотнения вала со стороны возбудителя
2.7. термодатчиков с соединительными проводами, включая соединительные провода, уложенные внутри генератора
3. Температуры активных частей турбогенератора и охлаждающей среды, °С
3.1. температура охлаждающей воды на входе в газоохладитель
3.2. температура охлаждающего конденсата на входе к обмоткам ротора, статора, активной стали статора
3.3. температура выходящей охлаждающей жидкости из:
3.3.1. обмотки статора
3.3.2. обмотки ротора
3.3.3. газоохладителей
3.4. температура газа, поступающего в:
3.4.1. газоохладители
3.4.3. обмотку статора
3.5. температура газа, выходящего из:
3.5.1. газоохладителей
3.5.2. сердечника статора
3.5.3. обмотки статора
3.5.4. щеточной траверсы
3.6. температуры:
3.6.1. обмотки статора				макс. Значение
3.6.2. обмотки ротора
3.6.3. сердечника статора				макс. Значение
3.6.4. газа в корпусе турбогенератора
4. Вибрация, вибросмещение, мкм, виброскорость, мм/с
4.1. опорных подшипников:
4.1.1. при развороте турбогенератора и вблизи 1-ой критической скорости
со стороны турбины	вертикальная
	поперечная
со стороны возбудителя	вертикальная
	поперечная
4.1.2. при номинальном числе оборотов без возбуждения
со стороны турбины	вертикальная
	поперечная

со стороны возбудителя	вертикальная
	поперечная

со стороны возбудителя	поперечная 100 Гц (полюсная)
со стороны турбины
4.1.3. при нагрузке около 50% номинальной
со стороны турбины	вертикальная
	поперечная

со стороны возбудителя	вертикальная
	поперечная

4.1.4. при нагрузке около 100% номинальной
со стороны турбины	вертикальная
	поперечная

со стороны возбудителя	вертикальная
	поперечная

4.2. Контактных колец:	вертикальная
	поперечная
4.3. Корпуса статора
4.4. Сердечника статора
4.5. Фундамента
4.6. Лобовых частей обмотки статора
5. Давление водорода в корпусе статора, МПа (кгс/см)
6. Чистота водорода, %

8. Точка росы водорода, °С
9. Суточная утечка водорода в собранном турбогенераторе при рабочем давлении, м/сутки
	со стороны турбины
	со стороны возбудителя
11. Максимальное давление воды на входе в газоохладитель, МПа (кгс/см)
12. Температура баббита вкладышей опорных подшипников, °С	со стороны турбины
	со стороны возбудителя
13. Температура баббита вкладышей уплотнения вала, °С	со стороны турбины
	со стороны возбудителя
14. Давление масла на входе в опорные подшипники, МПа (кгс/см)	со стороны турбины
	со стороны возбудителя
15. Перепад давления "уплотняющее масло-водород", МПа (кгс/см)
16. Расход масла из уплотнений в сторону водорода, л/мин	со стороны турбины
	со стороны возбудителя

9.2.3 Нормативные значения показателей и данных (графа 2 табл.9.1) для конкретного типа турбогенератора принимаются (устанавливаются) на основании следующих документов:

п.1 - ТУ на поставку конкретного турбогенератора;

п.п.3.2-3.6 - Техническое описание и инструкция по эксплуатации конкретного типа турбогенератора завода-изготовителя;

, ГОСТ 533 и ТУ на поставку конкретных турбогенераторов.

11 Оценка соответствия

11.5 Контроль соблюдения норм и требований настоящего Стандарта осуществляется по правилам и в порядке, установленном генерирующей компанией.

Приложение А
(справочное)

Общие технические сведения о составе и основных параметрах установленных на ТЭС турбогенераторов мощностью свыше 25 МВт

Таблица А.1

	Завод-изготовитель Тип турбогенератора	Вид охлаждения активных частей генератора
	АО "Электросила"
	Т2-25-2, Т2-50-2, Т2-100-2	Косвенное воздушное
	ТФ-25-4, ТФ25-2, ТФ-36-2, ТФ-40-2, ТФ-50-2, ТФ-60-2, ТФ-110-2, ТФ-160-2
	Т3Ф-50-2, Т3Ф-63-2, Т3Ф-110-2, Т3Ф-160-2, Т3ФА-160-2, Т3ФУ-160-2	Воздушное трехконтурное охлаждение, непосредственное охлаждение активных частей турбогенератора
	Т3ФСА-160-2, Т3ФС-320-2	Воздушное, непосредственное охлаждение обмотки ротора. Водяное поверхностное охлаждение обмотки и стали статора.
	ТВ-25-2, ТВ-50-2, ТВ-60-2	Косвенное водородное
	ТВ2-30-2, ТВ2-100-2, ТВ2-150-2
	ТВФ-60-2, ТВФ-63-2, ТВФ-63-2Е, ТВФ-100-2, ТВФ-110-2Е, ТВФ-120-2, ТВФ-200-2
	ТВВ-160-2, ТВВ-160-2Е, ТВВ-165-2, ТВВ-200-2, ТВВ-200-2А, ТВВ-220-2А, ТВВ-220-2Е, ТВВ-320-2, ТВВ-320-2Е, ТВВ-350-2 ТВВ-500-2, ТВВ-500-2Е, ТВВ-800-2, ТВВ-800-2Е, ТВВ-1000-2, ТВВ-1000-4, ТВВ-1200-2	Непосредственное водяное охлаждение обмотки статора и непосредственное водородное охлаждение ротора
	Т3В-60-2, Т3В-63-2, Т3В-110-2, Т3В-220-2, Т3В-320-2, Т3ВА-320-2, Т3В-800-2	Полное водяное охлаждение
	"Электротяжмаш" г.Харьков
	ТГВ-200; ТГВ-200М; ТГВ-200-2Д; ТГВ-220-2П; ТГВ-220-2Д; ТГВ-220-2П; ТГВ-300, ТГВ-500, ТГВ-25	Непосредственное водородное или водяное охлаждение обмотки статора и ротора (кроме ТГВ-25 - водородное поверхностное)
	ОАО "Элсиб"
	ТФ-50-2, ТФ-63-2, ТФ-100-2, ТФ-110-2, ТФ-160-2	Воздушное, непосредственное охлаждение обмотки ротора и стали статора
		Косвенное водородное
	ТВФ-60-2, ТВФ-63-2, ТВФ-63-2Е, ТВФ-65-2, ТВФ-100-2, ТВФ-110-2Е, ТВФ-120-2	Косвенное водородное охлаждение обмотки статора и непосредственное водородное охлаждение обмотки ротора
	ТВМ-110-2, ТВМ-160-2, ТВМ-220-2, ТВМ-320-2, ТВМ-500-2	Масляное охлаждение статора и водяное охлаждение обмотки ротора
	ХК ОАО "Привод"
	ТС-20-2У3, Т-25-2У3, Т-32-2В3, ТС-32-2У3	Косвенное воздушное
	Т-20-2У3, Т-50-2У3, ТС-63-2В3	Косвенное воздушное, непосредственное охлаждение обмотки ротора
	ТВС-30, ТВС-32	Косвенное водородное
	ТВФ-63-2ЕУ3	Косвенное водородное, непосредственное охлаждение обмотки ротора
Примечания: 1 * Серии турбогенераторов, изготавливаются для сопряжения с паровыми (ТФП) и газовыми (ТФГ) турбинами. 2 ** Вновь спроектированные типы турбогенераторов, на момент выхода СТО проходят стадию апробации. 3 Буквы (А) и (У) в буквенном обозначении типа турбогенератора означают соответственно - асинхронизированный или с управляющей поперечной обмоткой ротора. 4 Двух-, трехзначные цифры в обозначении типа турбогенератора указывают на величину мощности генератора в МВт.

Моменты затяжки болтовых соединений

Таблица Б.1

Обозначение резьбы

Момент затяжки Н·М (кгс·см)

Примечание

Резьбы основные метрические, материал ст.35

Для других резьбовых соединений:

где - момент затяжки для базовой резьбы, принимаемый по данной таблице.

Фактический внутренний диаметр резьбы

Государственная система обеспечения единства измерений. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств измерений

Утверждаю

Заместитель Министра

путей сообщения

Б.А.МОРОЗОВ

ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ

НА КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ МАШИН ВПР-1200,

ВПРС-500, Р-2000

1. ВВЕДЕНИЕ

1.1. Настоящие "Общие технические условия на капитальный ремонт машин ВПР-1200, ВПРС-500, Р-2000. ОК " распространяются на выправочно-подбивочно-рихтовочные машины ВПР-1200, ВПРС-500 и рихтовочную машину Р-2000 (в дальнейшем именуемые "машины"), а также на составные части, сборочные единицы и детали машин, подлежащие капитальному ремонту, и содержат общие указания по ремонту, общие требования, показатели и нормы, которым машины должны удовлетворять до и после капитального ремонта.

1.2. Общие технические условия являются обязательным документом для ремонтных предприятий, выполняющих капитальный ремонт машин и их составных частей.

1.3. Требования общих технических условий в технических условиях на конкретную машину (в дальнейшем - ТУ) не повторяют, а дают в них ссылку на настоящий документ.

1.4. Срок введения общих технических условий установить с 01.01.86.

1.5. При проведении ремонта завод проводит модернизацию машины по проектам, утвержденным в установленном порядке.

2. ПРИЕМКА В РЕМОНТ

2.1. В ремонт должны приниматься машины, выработавшие установленный нормативно-технической документацией ресурс до первого или очередного капитального ремонта и (или) достигшие предельного состояния.

Разрешается принимать в ремонт машины, не выработавшие ресурс, установленный нормативно-технической документацией, но достигшие предельного состояния, а также с дефектами, возникшими в результате аварии.

В первом случае составляют акт о техническом состоянии машины, в котором указывают причину неполной выработки ресурса, во втором - акт об аварийном состоянии. Акты направить в Главное управление пути (ЦП) МПС и Главное управление по ремонту подвижного состава и производству запасных частей (ЦТВР) МПС и ремонтному предприятию.

2.2. На ремонтное предприятие машину разрешается транспортировать на железнодорожной платформе в сопровождении проводника или своим ходом на расстояние до 200 км.

Машина в обязательном порядке должна поступать на ремонтное предприятие с заправленной гидравлической системой в полном объеме турбинным маслом, соответствующим документации на машину.

2.3. Порядок сдачи машины в ремонт, прилагаемая к ней техническая документация, формы документов, оформляемых при сдаче машины в ремонт, а также другие вопросы взаимоотношений ремонтного предприятия и "заказчика" регламентируются "Основными условиями ремонта и модернизации путевых, снегоуборочных машин, экскаваторов и других машин на ремонтных заводах Министерства путей сообщения".

2.4. Машину перед отправкой в ремонт очистить от грязи.

Запрещается устанавливать на машинах перед отправкой в ремонт нетиповые сборочные единицы и детали и дефектные детали и сборочные единицы, снятые с других машин.

Допускается отсутствие до 10% крепежных деталей (болтов, гаек, винтов, шплинтов) от числа, предусмотренного конструкторской документацией, и отдельных мелких деталей (дверных ручек, замков, головок рычагов управления). На принимаемых в ремонт машинах все сборочные единицы, детали, приборы должны быть закреплены согласно требованиям конструкторской документации, не допускается приварка сборочных единиц и деталей вместо крепления болтами и т.п.

3. РАЗБОРКА И МОЙКА

3.1. Перед разборкой машины провести следующие операции:

- полную разэкипировку (слив топлива, масел, рабочей и охлаждающей жидкости, высыпать песок, стравить воздух);

Наружную мойку.

Технологию мойки и оборудование ремонтное предприятие выбирает исходя из производственных возможностей предприятия и наличия соответствующего оборудования;

Приведение составных частей машины в положение, обеспечивающее безопасное ведение работы (подбивочный блок, подъемно-рихтовочное устройство опущены).

3.2. Разборку производить в соответствии с технологическим процессом с применением необходимых средств технологического оснащения.

3.3. Сварные и клепаные сборочные единицы, а также сборочные единицы, имеющие запрессованные детали, разборке не подлежат, за исключением случаев необходимости ремонта или замены входящих в них деталей.

3.4. При разборке резьбовых соединений применять ключи, отвертки, ручной механизированный инструмент (пневматические, электрические гайковерты) соответствующих типов и размеров.

Шпильки из гнезд не вывертывать, за исключением случаев замены дефектной шпильки или ремонта детали, в которую шпильки ввернуты.

3.5. Разборку сборочных единиц, имеющих в сопряжении подвижную посадку, производить усилием руки либо с помощью легких ударов молотка, изготовленного из мягкого материала (меди, алюминия, латуни), или стальными молотками через выколотки, изготовленные из вышеперечисленных металлов.

3.6. Разборку сборочных единиц, имеющих в сопряжении неподвижную посадку, производить специальными съемниками или на прессе с помощью оправок. Допускается применение стальных молотков с выколотками, изготовленными из мягкого металла. Наносить удары этим инструментом непосредственно по выпрессовываемой детали запрещается.

3.7. При снятии или выпрессовке подшипников качения выполнять следующие требования:

Усилие следует прилагать к кольцу, которое напрессовано на деталь или впрессовано в деталь;

Запрещается передача усилия выпрессовки через шарики или ролики, а также нанесение ударов по сепараторам.

Подшипники снимать съемниками, в том числе индуктивными нагревателями.

3.8. При разборке подлежат выбраковке все стопорящие детали (шплинты, стопорные шайбы, проволока и т.п.), манжеты, сальники, резиновые уплотнители.

3.9. Сборочные единицы и детали разобранных составных частей машины очистить, промыть.

Механизированным инструментом (металлические щетки, шарошки, наждачные круги);

- галтовкой (обкатка деталей во вращающемся барабане совместно с абразивным материалом);

Сухим абразивом (в дробеструйных аппаратах металлическим песком, дробью и пр.);

Травлением (раствор кислот, солей или щелочей) для деталей второго и третьего класса точности.

Таблица 1

│Компоненты│Содержание, %│

│Техническая серная кислота│20│

│Жидкий экстракт ингибитора│5│

│Вода│75│

Протравленные в этом растворе детали промыть проточной водой, а затем нейтрализовать в 10-процентном растворе каустической соды. В заключение детали протирать и смазывать машинным маслом.

Таблица 2

┌──────────────────────────────────────────────┬─────────────────┐

│Компоненты│Содержание, %│

├──────────────────────────────────────────────┼─────────────────┤

│Фосфорная кислота│5│

│Хромовый ангидрид│2│

│Вода│93│

└──────────────────────────────────────────────┴─────────────────┘

Перемешанный состав нагреть до температуры 50 - 60 °С и выдержать в нем детали в течение 1 - 1,5 ч. После этого их промыть проточной водой, нейтрализовать 2-процентным раствором каустической соды при температуре 60 - 80 °С, высушить и протереть машинным маслом.

Таблица 3

│Моющий │Концентрация раствора, г/л│

│раствор├────────┬───────┬───────┬───────┬───────────┬───────────┤

││Натра│Соды│Тринат - │Жидкого│Эмульгатора│Температура │

││едкого, │кальци - │рий │стекла │ ОП-7 или│ раствора, │

││техни -│ниро -│фосфата││ОП-10│°С │

│ │ческого │ванной │││││

│Детали из стали и чугуна│

│1│60 - 70 │-│30 - 50│5 - 10 │-│80 - 90│

│2│70 - 100│20│-│3 - 10 │-│80 - 95│

│3│10 - 15 │20 - 25│30 - 70│10 - 20│-│50 - 70│

├───────┴────────┴───────┴───────┴───────┴───────────┴───────────┤

│Детали из алюминиевых сплавов│

├───────┬────────┬───────┬───────┬───────┬───────────┬───────────┤

│4│-│50 - 60│50 - 60│20 - 30│-│50 - 60│

│5│-│20 - 25│20 - 25│-│5 - 7│70 - 80│

│6│10 - 12 │-│20 - 30│25 - 35│2 - 5│70 - 80│

└───────┴────────┴───────┴───────┴───────┴───────────┴───────────┘

Таблица 4

┌──────────────────────────────────┬─────────────────────────────┐

│Характеристика раствора│Моющий раствор│

│├───────────┬─────────┬───────┤

││Лабомид-201│МЛ-51│ МЛ-52 │

├──────────────────────────────────┼───────────┼─────────┼───────┤

│Концентрация, г /л│10 - 20│10 - 25│25 - 35│

│Температура, °С│70 - 85│85│85│

│Расход раствора на мойку 1 т│1,5 - 3,5│1,5 - 3,5│2 - 2,5│

│деталей, кг ││││

└──────────────────────────────────┴───────────┴─────────┴───────┘

Пригодные для дальнейшего использования подшипники обработать в обезвоженном индустриальном масле, нагретом до температуры 40 - 50 °С.

3.13. Полированные и шлифованные поверхности деталей при мойке защитить от повреждений.

После просушки указанные поверхности покрыть тонким слоем антикоррозийной смазки.

3.14. Резиновые детали промывать только в теплой воде.

Мойка этих деталей в щелочных растворах запрещается.

3.15. Топливные и масляные баки промывать горячей водой при температуре 70 - 80 °С , затем 5% раствором технического едкого натра и повторно горячей водой той же температуры.

После промывки емкости продуть сжатым воздухом, пропущенным через масловлагоотделитель .

Удалить грязь и загрязненное масло с наружных поверхностей радиатора - промывкой горячей водой при температуре 70 - 80 °С или 5% раствором технического едкого натра при температуре 70 - 80 °С;

Очистить внутренние поверхности трубок от накипи - травлением 5 - 8% раствором соляной кислоты (HCl ) в течение 5 - 10 мин. с последующей нейтрализацией 3% раствором технического едкого натра при температуре 70 - 80 °С в течение 5 - 10 мин., промывкой проточной водой и продувкой сжатым воздухом.

3.17. Очистку масляных радиаторов производить в следующем порядке:

Наружные поверхности - горячей водой при температуре 70 - 80 °С ;

Внутренние поверхности трубок и коллекторов - дизельным топливом.

3.18. Очистку внутренней поверхности трубопроводов в зависимости от характера загрязнения производить механическим или химическим способами:

Удаление окалины обстукиванием с последующей продувкой воздухом;

Удаление жирового загрязнения - обезжириванием или травлением с последующей промывкой 30% раствором кальцинированной соды, горячей водой и сушкой;

Очистка внутренней поверхности от коррозии - 7 - 10% раствором серной кислоты с последующей промывкой и продувкой сжатым воздухом.

Допускается очистка труб другим способом, обеспечивающим необходимое качество очистки внутренней поверхности.

4. ДЕФЕКТАЦИЯ И РЕМОНТ ТИПОВЫХ ДЕТАЛЕЙ,

СБОРОЧНЫХ ЕДИНИЦ И СОСТАВНЫХ ЧАСТЕЙ

4.1. Дефектацию деталей и сборочных единиц производить в соответствии с требованиями настоящих технических условий ОК , ТУ и карт на дефектацию и ремонт универсальным (Приложение 2) или специальным инструментом.

4.2. Проверенные детали сортировать на группы по технологии завода.

4.3. Дефектацию начинать с наружного осмотра, при котором необходимо установить общее техническое состояние детали или сборочной единицы и выявить внешние дефекты (трещины, пробоины, обрыв проводов и др.). При внешнем осмотре применять лупы.

4.4. Для выявления скрытых дефектов (усталостных трещин, раковин и т.п.) в ответственных деталях применять магнитную и ультразвуковую дефектоскопию.

После проверки магнитным дефектоскопом деталь размагнитить.

Перечень деталей, подлежащих обязательной проверке дефектоскопом, приводятся в ТУ.

Дефектоскопию проводить согласно "Инструкции по магнитному контролю ответственных деталей локомотивов и моторвагонного подвижного состава в депо и на заводах" и "Руководству по испытанию на растяжение и дефектоскопированию вагонных деталей".

4.5. Дефектацию и ремонт колесных пар проводить согласно "Инструкции по осмотру, освидетельствованию, ремонту и формированию колесных пар путевых машин, дрезин, автомотрис и мотовозов".

4.6. Дефектацию и ремонт буксовых узлов проводить согласно "Инструкции по ремонту и ревизии подшипниковых букс путевых машин, дрезин, автомотрис и мотовозов".

4.7. Дефектацию и ремонт автосцепного устройства проводить согласно "Инструкции по ремонту и обслуживанию автосцепного устройства подвижного состава железных дорог СССР".

4.8. Дефектацию и ремонт тормозного оборудования проводить согласно "Инструкции по ремонту тормозного оборудования вагонов" и "Инструкции по техническому обслуживанию, ремонту и испытанию тормозного оборудования локомотивов и моторвагонного подвижного состава".

4.9. Дефектацию и ремонт электрических двигателей и генераторов производить согласно "Общим техническим условиям на капитальный ремонт генераторов и электрических двигателей путевых машин".

4.10. Заварку трещин в металлоконструкциях и сварных швах, правку металлоконструкций, восстановление поверхностей, пораженных коррозией, производить согласно "Инструкции по сварочным и наплавочным работам при ремонте путевых машин".

4.11. Сварные соединения, которые помимо прочности должны удовлетворять условиям плотности (непроницаемости), проверить на герметичность керосином, испытать водой под давлением или испытать сжатым воздухом согласно требованиям ТУ.

4.12. Корпуса и крышки редукторов проверить на отсутствие трещин и износ посадочных и резьбовых поверхностей.

4.12.1. Посадочные поверхности дефектовать , а при износе их свыше допустимого восстанавливать согласно требованиям ТУ.

4.12.2. При отколе двух и более проушин установочных отверстий корпус редуктора браковать.

4.12.3. Резьбовые отверстия при износе их более допустимого восстанавливать нарезкой резьбы большего следующего размера с соответствующей заменой болтов или шпилек или установкой резьбового ввертыша , при этом не должна снижаться прочность детали.

Наружный диаметр резьбового ввертыша следует принимать на 6 - 10 мм более восстанавливаемой резьбы.

4.12.4. Заварку трещин в корпусе и сварных швах проводить согласно "Инструкции по сварочным и наплавочным работам при ремонте путевых машин".

4.13. У подшипников качения не допускаются:

Трещины любого размера и расположения;

Видимые следы выкрашивания металла в виде темных точек или пятен (питтинг ), а также следы отслаивания металла (шелушение);

Следы нагрева (цвета побежалости);

Коррозия в виде раковин на беговых дорожках любых размеров или выкрашивания ;

Трещины любого размера и расположения на сепараторе, обрыв, срез головок и ослабление заклепок сепараторов;

Забоины и вмятины на сепараторе, препятствующие плавному вращению подшипника;

Выступания рабочей поверхности роликов за пределы наружного кольца подшипника.

Подшипники, имеющие указанные дефекты, браковать.

Допускаются:

Единичные мелкие царапины и риски на посадочных поверхностях колец подшипников, охватывающие не более 1/2 окружности кольца;

Мелкие, заметные только в лупу, царапины и риски на беговых дорожках колец, не оказывающие влияния на плавность вращения и шум подшипников;

Матовая поверхность беговых дорожек колец, шариков и роликов;

Забоины или вмятины на сепараторах, не затрудняющие движение шариков или роликов;

Разработка прорезей сепараторов, при которой ролики не выпадают.

Перед проверкой на плавность вращения подшипники промыть в бензине с 5% содержанием минерального масла.

Проверяя подшипник, наружное кольцо вращать в горизонтальной плоскости при неподвижном внутреннем кольце.

При вращении от руки подшипники должны иметь свободный ход без признаков торможения, заедания и толчков.

Радиальный и осевой зазор подшипников должен соответствовать технической документации.

Отремонтированные подшипники должны соответствовать отраслевому стандарту ОСТ 37.006.003-76 "Подшипники шариковые и роликовые отремонтированные. Технические требования" и ТУ.

4.14. Валы и оси с трещинами любого размера и расположения ремонту не подлежат.

4.15. Шестерни и зубчатые полумуфты подлежат замене: при наличии изломов или трещин в зубьях и теле шестерни; повреждении коррозией более 15% поверхности зубьев.

Требования по износу шестерен приведены в картах на дефектацию и ремонт ТУ.

4.16. Шпоночные пазы с разработанными гранями зачистить. Устанавливаемую шпонку подогнать по месту. При износе более допустимого шпоночный паз заплавить , а затем нарезать шпоночный паз номинального размера с диаметрально противоположной стороны детали, обеспечив при этом установленные чертежами класс точности поверхности и ее геометрические размеры.

Допускается расширение шпоночного паза до очередного по ГОСТ большего размера, при этом при расширении паза у одной из деталей расширить паз из сопрягаемой детали.

4.17. Шлицы как валов, так и втулок проверить на отсутствие скручивания, рисок, задиров и забоин на рабочих поверхностях, а также на износ шлицев и шлицевых пазов. При обнаружении следов скручивания детали браковать. Допускаемый износ шлицев и шлицевых пазов указан в картах на дефектацию и ремонт деталей в ТУ.

4.18. Резьбовые соединения деталей проверить. Годными считать те резьбы, у которых нет сорванных ниток.

Гайки и головки болтов не должны иметь смятых, срубленных и скругленных углов, трещин и других дефектов.

Стержни болтов не должны иметь местных выработок и изгибов.

Гайки и болты, имеющие вышеуказанные дефекты, заменить.

4.19. Все пружины проверить на отсутствие трещин и обломов.

При наличии указанных дефектов пружины браковать. В ТУ указываются требования для проверки упругости пружины.

4.20. Пластмассовые изделия проверить наружным осмотром на отсутствие обломов и трещин. При наличии обломов и трещин любого размера и расположения изделия браковать. Допускаются местные выкрашивания , сколы и прочие дефекты, не влияющие на эксплуатационную надежность пластмассового изделия.

4.21. Ремонт дизеля проводить в соответствии с "Руководством по капитальному ремонту. Двигатели ЯМЗ-236, 238, 240, РК-200-РСФСР-2/1-2018-80".

5. СБОРКА

5.1. Общие требования

5.1.1. К сборке допускаются детали, узлы и агрегаты:

- признанные годными без ремонта;

Отремонтированные и принятые ОТК ремонтного предприятия;

Изготовленные вновь взамен негодных и принятые ОТК;

Запасные части и готовые изделия, поступившие на ремонтное предприятие от заводов промышленности и МПС, при условии наличия на них клейм завода-изготовителя.

5.1.2. Все детали и сборочные единицы, поступающие на сборку, должны быть чистыми. Противокоррозионные покрытия должны быть удалены.

5.1.3. Все подвижные и резьбовые соединения перед сборкой смазать чистым маслом, применяемым во время эксплуатации данной сборочной единицы.

5.1.4. Во всех случаях, предусмотренных чертежами, устанавливать стопорящие детали (пружинные шайбы, шплинты, контргайки и т.п.).

Замена одного способа стопорения другим не допускается. Шплинты должны плотно сидеть в отверстиях болтов и не должны выступать над прорезями гаек.

Концы шплинтов должны быть разведены и загнуты, как показано в сборочных чертежах завода-изготовителя. Размеры шплинтов должны соответствовать размерам чертежа.

5.1.5. Шпонки плотно установить в пазы валов при помощи молотка или оправки из цветного металла.

5.1.6. Шарнирные соединения должны работать без заеданий.

5.1.7. Бумажные, картонные, паронитовые и другие прокладки, а также заглушки перед установкой смазать герметизатором (герметиками У-30М или УТ-31, ГОСТ 13489-79, или лаком "Герметик" собственного приготовления по рецепту, приведенному в Приложении 3, железным суриком, ГОСТ 8135-74, белилами цинковыми густотертыми, ГОСТ 482-77, и т.п.).

Прокладки должны равномерно прилегать к сопрягаемым поверхностям и должны быть плотно зажаты.

Металлические регулировочные прокладки располагать так, чтобы более толстые из них находились внизу или ближе к корпусу, а более тонкие - наверху или близко к крышке, количество прокладок должно быть минимальным, т.е. при возможности две заменить одной.

Фетровые, войлочные и асбестовые сальники перед установкой пропитать при условии требований чертежей специальной графитовой смесью, руководствуясь Инструкцией по пропитке, приведенной в Приложении 4.

Сальниковые уплотнения не должны пропускать смазку или воду и регулироваться так, чтобы охватываемая сальником деталь проворачивалась легко, без заеданий.

Для предотвращения повреждения манжет сальников при установке на вал шейка вала под сальник не должна иметь острых кромок. В случае отсутствия фаски на валу следует пользоваться специальной оправкой. При монтаже сальников рабочие поверхности смазать. Резиновые уплотняющие кольца устанавливать согласно чертежам завода-изготовителя.

5.1.8. Все наружные необработанные поверхности деталей, которые после сборки недоступны окраске, перед установкой их на машину очистить от загрязнителей, загрунтовать и окрасить согласно "Правилам окраски путевых машин, механизмов, оборудования и путевого хозяйства".

5.1.9. Запасные части и готовые изделия при необходимости подвергнуть расконсервации .

5.1.10. В Приложении 5 приведены некоторые рекомендации по проведению пригоночных работ.

5.2. Сборка резьбовых соединений

5.2.1. Для ввертывания шпилек рекомендуется применять специальные эксцентрические ключи. Для механизации работ использовать электрический или пневматический гайковерт со специальным патроном. Шпильки со сплошной резьбой можно ввертывать гаечным ключом, навернув предварительно на шпильку гайку и контргайку.

5.2.2. При большом количестве гаек надо затягивать их в определенном порядке.

Затягивать следует сначала средние гайки, затем пару соседних и т.д., постепенно приближаясь к краям детали.

Гайки, расположенные по кругу, надо затягивать крест накрест . Затягивать гайки надо постепенно, вначале на одну треть усилия затяжки, затем на две трети и окончательно.

Затягивать полностью одну гайку за другой запрещается.

Затяжку деталей, испытывающих динамические нагрузки в процессе работы или требующих герметичности, производить с одинаковым усилием. Усилия затяжки ответственных деталей указываются в ТУ или в сборочных чертежах завода-изготовителя.

Для равномерной затяжки ответственных резьбовых соединений рекомендуется применять предельные ключи, автоматически выключающиеся при достижении определенного момента затяжки, и ключи с регулируемым крутящим моментом по ТУ 2-035-638-78.

5.3. Сборка шпоночных и шлицевых соединений

5.3.1. В неподвижных соединениях шпонки устанавливать в паз вала плотно или с натягом, в паз втулки - с посадкой более свободной, при этом между шпонкой и втулкой должен быть некоторый зазор.

Клиновые шпонки устанавливать так, чтобы дно паза охватывающей детали имело уклон, соответствующий уклону шпонки, для предотвращения перекоса осей втулки и вала.

5.3.2. Легкоразъемные и подвижные шлицевые соединения собирать под действием небольших усилий или от руки, при этом охватывающие детали контролировать на биение и на перемещение по шлицам.

В правильно собранном узле перемещение деталей должно быть легким, без заеданий.

5.4. Сборка неразъемных соединений

5.4.1. Сборку прессовых соединений с гарантированным натягом в холодном состоянии производить на прессах или при помощи слесарных инструментов, изготовленных из мягких материалов (меди, свинца, баббита). При отсутствии такого инструмента на места, по которым наносят удары, накладывать медные пластины достаточной толщины. Перед сборкой сопрягаемые поверхности деталей смазать.

5.4.2. Сборку неподвижных соединений с нагревом (охлаждением) производить для облегчения процесса сборки и сохранения качества поверхностей сопрягаемых деталей.

Температура нагрева, охлаждения напрессовываемой детали должна соответствовать требованиям действующей документации.

5.4.3. Сборку соединений с охлаждением деталей применять в тех случаях, когда коэффициент линейного расширения материала у охватываемой детали больше, чем у материала охватывающей детали.

Приступать к охлаждению необходимо после того, как детали полностью подготовлены к сборке. Сопрягаемые поверхности обеих деталей перед охлаждением тщательно очистить и обезжирить. При работе с охлажденной деталью обязательно пользоваться щипцами или специальными приспособлениями. При пользовании охлаждающей средой принять меры предосторожности, т.к. действие этой среды на кожу рук вызывает болезненные явления. Ткань, пропитанная жидким кислородом, становится взрывоопасной. Плотно закрывать отверстия сосудов с сжиженным газом воспрещается, так как это может привести к взрыву.

5.4.4. При сборке соединений с помощью сварки руководствоваться Инструкцией по сварочным и наплавочным работам при ремонте путевых шин.

5.5. Сборка деталей с подшипниками качения

5.5.1. При напрессовке на вал подшипники рекомендуется нагревать в индустриальном масле, ГОСТ 20799-75, до температуры 80 - 90 °С. Температуру масла контролировать. Время выдержки шарикоподшипника в нагретом масле - 15 - 20 минут. Нагретый подшипник следует устанавливать на вал с небольшим усилием так, чтобы сторона подшипника, на которой нанесено заводское клеймо, была снаружи.

5.5.2. Операцию запрессовки осуществлять с применением оправок. Наносить удары непосредственно по подшипнику запрещается. Осевые силы прикладывать только к кольцу, которое при данной операции сопрягается с собираемой деталью. Во избежание перекоса подшипника при запрессовке применять приспособления и оправки, обеспечивающие хорошее базирование деталей и сборочных единиц.

Правильно установленный подшипник должен плотно упираться торцами своих колец в буртик вала или корпуса, легко поворачиваться без заедания.

5.5.3. Установка конических роликовых подшипников осуществляется обычно раздельно, т.е. внутреннее кольцо с роликами и сепаратором запрессовывать на вал, наружное кольцо - в корпус.

Радиальный зазор в коническом роликоподшипнике регулировать осевым смещением наружного или внутреннего кольца.

5.6. Сборка цилиндрических зубчатых передач

5.6.1. При сборке цилиндрических зубчатых передач проверить:

1. Радиальное и торцевое биение.

2. Расстояние между торцами валов, осей, отверстий.

3. Боковой зазор между зубьями шестерен.

4. Прилегание зубьев.

5.6.2. Радиальное и торцевое биение шестерен, установленных на валу, проверять в специальном приспособлении.

5.6.3. Боковой зазор между зубьями в зацеплении замерять индикаторным приспособлением, щупом или путем прокатывания между зубьями свинцовой прокладки, установленной по длине зуба.

Боковой зазор, допустимый при капитальном ремонте, указан в ТУ.

5.6.4. Прилегание зубьев шестерен проверять по пятну контакта зубчатого зацепления согласно ГОСТ 1643-81.

5.7. Сборка конических зубчатых передач

5.7.1. Боковой зазор в зацеплении конических шестерен и прилегание зубьев проверяются аналогично цилиндрическим шестерням. Зазоры между зубьями в конических шестернях регулировать перемещением вдоль одной из сопрягаемых шестерен или вала в сборе с шестерней и установкой прокладок. Изменяя толщину и количество прокладок, устанавливают номинальный зазор в зацеплении.

5.8. Сборка и монтаж трубопроводов

5.8.1. Трубопроводы, поступающие на сборку, должны быть очищены и перед установкой в изделие продуты сжатым воздухом.

Трубопроводы изогнуть по шаблонам, изготовленным по чертежам или по месту. Изгиб должен быть плавным.

Трубопроводы испытать на герметичность согласно требованиям ТУ.

Трубопроводы надежно закрепить, не допускается соприкасание с движущимися частями.

Трубопроводы с наконечниками, имеющими сферическую поверхность, плотно притереть к сопряженным деталям до появления пояска прилегания по всей окружности.

Соединения трубопроводов должны быть плотными. Течи в соединениях не допускаются.

5.8.2. При установке шланга смазать патрубок или трубу. Хомуты крепления шлангов устанавливать к началу вальцовки труб и плотно затягивать. Ушки хомутов расположить исходя из условий удобства монтажа, при этом шланг должен выступать за кромку хомута не менее чем на 5 мм.

5.9. Сборка и монтаж приводов управления

5.9.1. Тяги приводов управления должны свободно перемещаться, а все шарнирные соединения свободно проворачиваться без заеданий. Задевание тяг за окружающие детали не допускается.

5.9.2. После окончательной регулировки тяг гайки регулировочных муфт и обоймы шарниров затянуть с требуемым моментом и застопорить. Для установки шплинтов обеспечивать совпадение отверстий в пальцах с прорезями в гайках при затяжке последних до отказа .

Все пальцы шарнирных соединений рычагов и тяг зашплинтовать, согласно требованиям рабочего чертежа.

5.9.3. Шарнирные соединения рычагов и тяг, а также подшипники кронштейнов, педалей перед установкой смазать смазкой, жировым солидолом, ГОСТ 1033-79, или синтетическим солидолом, ГОСТ 4366-76.

5.10. Сборка и монтаж сборочных единиц

гидравлических систем

5.10.1. Сборку и монтаж сборочных единиц гидравлических систем вести по технологии завода.

5.10.2. Комплектование деталей сборочных единиц по размерным группам, сборку и испытание по определенным параметрам отдельных сборочных единиц и изделия в целом следует производить согласно требованиям ТУ.

5.10.3. После сборки и испытаний все отверстия сборочных единиц для прохода рабочей жидкости и присоединения трубопроводов закрыть технологическими заглушками.

Заглушки вынимать непосредственно перед установкой и подключением сборочных единиц к системе.

5.10.4. Собранную гидросистему промыть и испытать на герметичность в работе. Необходимо обеспечить заполнение всей системы рабочей жидкостью, не допуская проникновения туда воздуха.

Для устранения возможного нарушения равномерного движения рабочего органа (вследствие попадания воздуха в систему) следует произвести два-три полных перемещения поршня в цилиндре из одного крайнего положения в другое на холостом ходу.

Чистота очистки масла должна соответствовать требованиям ТУ.

5.11. Сборка и монтаж электрооборудования

5.11.1. При отсутствии провода требуемого сечения допускается замена его проводом большего сечения.

При замене проводов для монтажа электрооборудования применять провода со следующей расцветкой:

Силовые цепи постоянного и переменного тока - черный (темно-коричневый);

Цепи управления переменного тока - красный (оранжевый, розовый);

Цепи управления постоянного тока - синий (голубой);

Цепи сигнализации - зеленый;

Цепи заземления - желтый .

При использовании проводов с расцветкой, указанной в скобках, ремонтное предприятие обязано записать это в формуляре машины.

При отсутствии проводов с изоляцией требуемой расцветки допускается производить монтаж одноцветными проводами с обязательной установкой на их концах хлорвиниловых трубок указанного выше цвета.

Все провода должны иметь маркировку согласно монтажной схеме.

Оголенные концы проводов лудить.

Паять наконечники и лудить концы проводов надо только с канифолью, ГОСТ 19113-73. Применять кислоту не разрешается.

При укладке открытых проводов радиус их изгиба должен быть не менее пяти наружных диаметров провода. При этом не допускается оголение токоведущей жилы, установка перекрученного провода, повреждение изолирующих и защитных оболочек.

Места крепления проводов должны соответствовать рабочим чертежам. Провода, проходящие через отверстия в металле, предохранять от повреждений резиновыми втулками, гибкими резиновыми шлангами или панцирной оплеткой. Соединение проводов в трубах и в металлорукавах не допускается.

5.11.2. При монтаже распределительные панели надо крепить к кронштейнам.

Крепление наконечников проводов к панели и клеммам должно обеспечивать надежный электрический контакт. Все винты и гайки, крепящие провода у выключателей и приборов, должны быть туго затянуты.

Перекрещивание проводов при монтаже не допускается. Винты и наконечники проводов не должны соприкасаться с оплетками соседних проводов и металлическими частями корпуса.

5.12. Обкатка и испытание составных частей

5.12.1. Сборочные единицы и составные части изделия обкатывать и испытывать согласно режиму и требованиям ТУ.

5.12.2. Перечень сборочных единиц и составных частей, подлежащих сдаче инспекции ЦП МПС, приведен в ТУ.

6. ИСПЫТАНИЯ ПОСЛЕ РЕМОНТА

6.1. Общие требования.

6.1.1. Отремонтированная машина с целью определения соответствия ее качества требованиям настоящих общих технических условий, ТУ и технических условий на изготовление машины должна подвергаться приемо-сдаточным и периодическим испытаниям.

6.1.2. Проведение приемо-сдаточных испытаний осуществляет служба технического контроля ремонтного предприятия и инспекция ЦП МПС.

В приемо-сдаточных испытаниях обязательно должен участвовать представитель заказчика - получатель машины.

6.1.3. О принятии машины составляется акт приемо-сдаточных испытаний (форма акта приведена в Приложении 6), в формуляре машины делается запись о проведенном капитальном ремонте.

6.2. Проведение испытаний.

6.2.1. При приемо-сдаточных испытаниях провести:

Внешний осмотр машины;

Проверку работы машины на холостом ходу;

Проверку работы машины под нагрузкой на участке железнодорожного пути при температуре не ниже -10 °С ; при более низкой температуре проверку производить на испытательном стенде.

Допускается до изготовления испытательного стенда на ремонтном предприятии проверку работы машины производить на холостом ходу.

6.2.2. Внешним осмотром визуально установить:

Отсутствие видимых дефектов деталей, сборочных единиц и составных частей машины;

Наличие зазоров между буксами и ограничителями, между прижимной плитой амортизатора и рамой тележки;

Правильность и надежность крепления составных частей, затяжку гаек, болтов и их фиксацию;

Качество сварных швов;

Наличие и исправность пломб на дизеле, крышках букс колесных пар и аппаратах контрольно-измерительной системы;

Заправку машины топливом, охлаждающей жидкостью, маслом, рабочей жидкостью, песком.

6.2.3. В процессе испытания машины на холостом ходу проверить:

Работу дизеля и его систем (жидкого подогревателя, давления масла и оборотов дизеля, аварийной световой и звуковой сигнализации, зарядного устройства);

Работу электрооборудования;

Работу механизмов по управлению силовым приводом (муфты сцепления, переключателей скоростей, переключения реверса);

Работу трансмиссии;

Работу гидросистемы;

Работу пневмооборудования ;

Работу рабочих органов;

Работу тормозной системы;

Работу контрольно-измерительной системы.

После выполнения проверочных работ провести обкатку машины в транспортном режиме на заводских путях с общим пробегом не менее 10 км, с обязательной проверкой тормозного пути.

6.2.4. При испытании под нагрузкой машины проверить на функционирование рабочих органов и систем.

6.2.5. Объем приемо-сдаточных испытаний и методика их выполнения изложена в ТУ.

6.2.6. В случае обнаружения дефектов машины или несоответствия требованиям ОТУ, ТУ и ТУ на изготовление машины ремонтное предприятие обязано их устранить и предъявить машину к сдаче вновь.

6.3. В два года один раз отремонтированную машину (по одной каждого типа) подвергнуть периодическим испытаниям по программе и методике, приведенным в ТУ.

7. ОКРАСКА

7.1. Каждую машину, прошедшую капитальный ремонт, окрасить в соответствии с "Правилами окраски путевых машин, механизмов, оборудования и путевого инструмента".

7.2. После окончательной окраски на машину нанести надписи и знаки согласно требованиям Правил технической эксплуатации железных дорог СССР, чертежей и технических условий на изготовление машины, а также надпись о дате и месте проведения капитального ремонта.

8. ТРАНСПОРТИРОВАНИЕ

8.1. Машину с ремонтного предприятия разрешается отправлять погруженной на железнодорожную платформу в сопровождении проводника, назначенного заказчиком, или своим ходом на расстояние до 200 км. Погрузку производить согласно ТУ.

8.2. В обязательном порядке перед отправкой гидравлическую систему машины заправить в полном объеме чистым турбинным маслом согласно документации на машину.

8.3. Перед отправкой машину подвергнуть противокоррозийной консервацией на срок хранения 6 месяцев согласно ГОСТ 9.014-78 и инструкции завода-изготовителя.

9. ГАРАНТИИ РЕМОНТНОГО ПРЕДПРИЯТИЯ

Ремонтное предприятие гарантирует работоспособность отремонтированной машины в течение 6 месяцев после ввода ее в эксплуатацию, но не более 12 месяцев со дня выпуска из ремонта, при условии соблюдения заказчиком правил эксплуатации, хранения и обслуживания.

Приложение 1

ПЕРЕЧЕНЬ

ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ, ДОПОЛНЯЮЩЕЙ ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ

УСЛОВИЯ НА КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ МАШИН

┌───────────────────────────────────┬────────────────┬───────────┐

│Наименование│Обозначение│Дата│

│││утверждения│

├───────────────────────────────────┼────────────────┼───────────┤

│1. Основные условия ремонта и│ЦТВР/3132│05.10.73│

│модернизации путевых , снегоубороч - │││

│ных машин, экскаваторов и других│││

│машин на ремонтных заводах МПС│││

│2. Инструкция по магнитному │ЦТ/2303│27.08.63│

│контролю ответственных деталей│││

│локомотивов и моторвагонного │││

│подвижного состава в депо и на │││

│ремонтных заводах │││

│3. Руководство по испытанию на │ЦВТ/6│30.12.80│

│растяжение и дефектоскопию вагонных │││

│деталей│││

│4. Инструкция по осмотру,│ЦП/4053│21.12.81│

│освидетельствованию, ремонту и│││

│формированию колесных пар путевых│││

│мотовозов│││

│5. Инструкция по ревизии и ремонту │ЦП/4052│21.12.81│

│роликоподшипниковых букс путевых│││

│машин, дрезин, автомотрис и│││

│мотовозов│││

│6. Инструкция по ремонту и обслужи- │ЦВ/4006│01.09.81│

│ванию автосцепного устройства│││

│подвижного состава железных дорог│││

│СССР│││

│7. Общие технические условия на│ОК-01│31.12.86│

│капитальный ремонт генераторов и│││

│электрических двигателей путевых│││

│машин│││

│8. Инструкция по сварочным и│ЦП/4292│22.03.85│

│наплавочным работам при ремонте│││

│путевых машин│││

│9. Инструкция по техническому │ЦТ/3549│03.07.78│

│обслуживанию, ремонту и испытанию│││

│тормозного оборудования локомотивов│││

│и моторвагонного подвижного состава│││

│10. Инструкция по ремонту│ЦВ-4024│17.11.81│

│тормозного оборудования вагонов│││

│11. Руководство по капитальному │РК-200-РСФСР-2/ │1981│

│ремонту. Двигатели ЯМЗ-236, 238,│1-2018-80││

└───────────────────────────────────┴────────────────┴───────────┘

Приложение 2

КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ СРЕДСТВА,

ПРИМЕНЯЕМЫЕ ПРИ ДЕФЕКТАЦИИ

Линейки измерительныеОпределение расстояния между двумя

металлические , ГОСТ 427-75точками

Рулетки измерительныеИзмерение линейных размеров

металлические , ГОСТ 7502-80крупногабаритных деталей

непосредственным сравнением со

шкалой рулетки

Штангенциркули, ГОСТ 166-80Измерение наружных и внутренних

размеров до 2000 мм

Щупы, ГОСТ 882-75Проверка величины зазоров между

поверхностями

ГлубиномерыИзмерение глубины пазов отверстий и

микрометрические,высоты уступов

ГОСТ 7470-78

Глубиномеры индикаторные,Измерение глубины пазов отверстий и

ГОСТ 7661-67высоты уступов до 100 мм

Нутромеры микрометрические.Измерение внутренних размеров

Основные параметры,

Индикаторы часового типа сИзмерение размеров, отклонений от

ценой деления 0,01 мм,формы и взаимного расположения

ГОСТ 577-68поверхностей

Индикаторы многооборотные сТ о же

ценой деления 0,001 и 0,002

мм , ГОСТ 9696-82

Штангенглубиномеры ,Измерение глубин и высот до 400 мм

Штангенрейсмассы ,Измерение и разметка размеров до

ГОСТ 164-802500 мм

Микрометры с ценой деленияИзмерение наружных размеров

0,01 мм, ГОСТ 6507-78

Микрометры со вставками,Измерение среднего диаметра

ГОСТ 4380-78метрических и дюймовых,

трапецеидальных резьб , а также для

измерения фасонных деталей

Стойки и штативы для Установка измерительных головок и

измерительных головок,установка контролируемых изделий

ГОСТ 10197-70

Микрометры рычажные,Измерение внутренних размеров с

ГОСТ 4381-80верхними пределами измерений до 2000

Нутромеры с ценой деленияИзмерение внутренних диаметров от 2

0,001 мм и 0,02 мм,до 10 мм, от 10 до 260 мм

ГОСТ 9244-75относительным методом

Кольца установочные к Измерение диаметров отверстий от 2

приборам для измерениядо 160 мм

диаметров отверстий,

ГОСТ 14865-78

Калибры гладкиеИзмерение цилиндрических отверстий

нерегулируемые, ГОСТ 2015-84 диаметром от 0,1 до 360 мм и валов

диаметром от 1 до 360 мм

Калибры резьбовые (пробкиИзмерение цилиндрической резьбы

и кольца), ГОСТ 2016-68диаметром от 1 до 300 мм

Проволочки и ролики,Измерение среднего диаметра резьбы,

ГОСТ 2475-62 а также шлицевых соединений с

эвольвентным профилем и калибров к

Угломеры с нониусом,Измерение наружных и внутренних

ГОСТ 5378-66углов

Шаблоны радиусные,Проверка радиусов выпуклых и

ГОСТ 4126-82вогнутых поверхностей от 1 до 25 мм

Скобы с отсчетным Измерение линейных размеров.

устройством, ГОСТ 11098-75Отсчетное устройство с ценой деления

0,002 и 0,01 мм

Скобы гладкие регулируемые,Контроль валов диаметром до 340 мм

ГОСТ 2216-84

Угольники поверочные 90°,Контроль угловых размеров

ГОСТ 3749-77

Призмы поверочные иКонтроль отклонения форм и взаимного

разметочные, ГОСТ 5641-82расположения рабочих поверхностей

Линейки поверочные,Проверка неплоскостности и

ГОСТ 8026-75неровности поверхностей

Меры длины концевыеИзмерение ширины шпоночных пазов

плоскопараллельные,

ГОСТ 9038-83

Наборы принадлежностей к Крепление и установка концевых мер и

плоскопараллельным концевымблоков. Проверка наружных и

мерам длины, ГОСТ 4119-76внутренних размеров

Плиты поверочные иПроверка неплоскостности и неровности

разметочные , ГОСТ 10905-75поверхностей и выполнение разметочных

Образцы шероховатостиОценка шероховатости поверхности

поверхности, ГОСТ 9378-75методом сравнения

Лупы измерительные,Измерение линейных размеров до 15 мм

ГОСТ 25706-83с погрешностью не более 0,1 мм

Приборы для проверкиПроверка радиального и торцевого

изделий на биение вбиения деталей (валов, шкивов,

центрах . Модели ПБМ-200,шестерен и т.п.), устанавливаемых в

ПБМ-500центрах прибора

Дефектоскоп магнитныйМагнитный контроль стальных деталей

переносной 77 ПМД-3М.и узлов машины и двигателей.

Предприятие-изготовительГабаритные размеры 640 х 330 х 210

завод "Электроточприбор ",мм, масса 30 кг

г. Кишинев

Переносной магнитныйМагнитный контроль изделий из

дефектоскоп ПМД-70.ферромагнитных материалов

Предприятие-изготовительмагнитно-порошковым методом.

завод "Электроточприбор "Позволяет контролировать различные по

г. Кишинев. ф орме детали, сварные швы, внутренние

ТУ 25-06-1604-79поверхности отверстий в цеховых

условиях . Габаритные размеры

620 х 500 х 260 мм, масса 45 кг

Универсальный магнитныйКонтроль крупногабаритных деталей.

дефектоскоп УМД-9000.Максимальная длина деталей - 1700 мм.

Предприятие-изготовительДиаметр - 200 мм. Габаритные размеры

"Электроточприбор ",2500 х 910 х 570 мм

г. Кишинев

Ультразвуковой импульсныйОбнаружение дефектов (расслоений

дефектоскоп ДУК-66М.трещин, раковин и др.) в

Предприятие-изготовительметаллических изделиях . Габаритные

завод "Электроточприбор ",размеры 605 х 374 х 250 мм. Масса

г. Кишинев.9,5 кг

ТУ 25-06-1767-79

Приложение 3

ИНСТРУКЦИЯ

НА ПРИГОТОВЛЕНИЕ ЛАКА "ГЕРМЕТИК" И ЕГО ПРИМЕНЕНИЕ

1. НАЗНАЧЕНИЕ ЛАКА

Лак "Герметик" предназначается для смазывания поверхностей разъема деталей и сборочных единиц изделий с целью предотвращения течи масла в местах разъема.

2. СОСТАВ ЛАКА

2.1. В состав лака "Герметик" входит (из расчета получения 0,7 кг лака) следующие компоненты (в граммах):

Идитол , ГОСТ 18694-80- 60

Спирт этиловый (сырец не менее 90%), ГОСТ 131-67 или

спирт этиловый ректификованный, ГОСТ 5962-67- 480

Канифоль сосновая, ГОСТ 19113-73- 60

Графит П , ГОСТ 8295-73, с содержанием золы не более

Охра сухая, ГОСТ 6019-83- 40.

3. ПРИГОТОВЛЕНИЕ ЛАКА

3.1. Идитол и сосновую канифоль, предварительно измельченные до величины зерна 3 - 5 мм, растворить в спирте при температуре 50 - 60 °С.

3.2. Время растворения идитола и сосновой канифоли в спирте 2 - 3 часа.

3.3. В полученную жидкость прибавить предварительно смешанные графит П и сухую охру.

3.4. Приготовленный лак "Герметик" хранить в закрытом сосуде во избежание улетучивания спирта.

4. ПРИМЕНЕНИЕ ЛАКА

4.1. Поверхности разъема деталей, подлежащие соединению, тщательно очистить от грязи, пыли, масла и ржавчины.

4.2. Поверхности разъема очищать ветошью, ГОСТ 5354-79, смоченной растворителем N 646 или чистым бензином Б-70, ГОСТ 1012-72.

4.3. Обезжиренные места обдуть сжатым воздухом или протереть сухой чистой ветошью.

4.4. На очищенные и обезжиренные поверхности нанести кистью ровный тонкий слой лака и дать просохнуть на воздухе 5 - 10 минут, после чего смазанные части соединить и затянуть болтами.

4.5. Лак "Герметик" при изготовлении и при каждом пользовании тщательно перемешивать, особенно при переливании из больших сосудов в меньшие.

4.6. Лак "Герметик", попавший на места, не подлежащие соединению, снимать, не дав ему засохнуть, ветошью, смоченной растворителем N 646.

4.7. Высохший лак "Герметик", нанесенный на поверхность разъема деталей, снимать ветошью, смоченной раствором следующего состава (в процентах):

Растворитель N 646, ГОСТ 18188-72- 90

Нафталин коксохимический, ГОСТ 16106-82- 8

Церезин, ГОСТ 2488-79- 2.

4.8. Раствор для снятия высохшего лака готовить следующим образом: в растворитель N 646 всыпать отмеренное количество коксохимического нафталина и после его растворения добавить измельченный церезин, все тщательно перемешать.

4.9. Поверхность, очищенную от лака "Герметик", протереть сухой ветошью.

4.10. ОТК периодически контролирует технологию приготовления лака "Герметик" и применение его.

Во всех сомнительных случаях несоответствия исходных материалов требованиям настоящей Инструкции или некачественного изготовления лака ОТК должен направить исходные материалы или лак в заводскую лабораторию.

Приложение 4

ИНСТРУКЦИЯ

ПО ПРОПИТКЕ САЛЬНИКОВ В СПЕЦИАЛЬНОЙ ГРАФИТОВОЙ СМЕСИ

1. ПОДГОТОВКА СМЕСИ ДЛЯ ПРОПИТКИ САЛЬНИКОВ

1.1. Смесь для пропитки сальников состоит из пушечной смазки, парафина, консталина , воска, графита и талька. Составляющие смеси берутся в следующих соотношениях (в % по весу):

Смазка пластинчатая ПВК, ГОСТ 19537-83- 35

Воск, ГОСТ 21179-75- 10

Парафин, ГОСТ 23683-79- 7

Смазка УТ-1 (консталин ), ГОСТ 1957-73- 15

Графит П , ГОСТ 8295-73- 26

Тальк, ГОСТ 19729-74- 7.

Все составляющие части должны иметь химический анализ и соответствовать техническим требованиям стандарта.

Графит с содержанием золы более 20% вводить в смесь для пропитки сальников не допускается.

1.2. В открытом железном баке, подогреваемом на электроплите, расплавляют смазку ПВК. Расплавленную смазку ПВК прогревают при 120 - 130 °С до прекращения пенообразования (обезвоживания смазки ПВК).

В обезвоженную смазку ПВК загрузить соответственно рецептуре смазку УТ-1, воск, парафин. Полученную смесь нагреть до 140 °С и выдержать 23 - 35 минут до прекращения образования пены и потрескивания, что свидетельствует о полном обезвоживании смеси.

В обезвоженную таким образом смесь порциями при непрерывном перемешивании ввести отдельно приготовленную графитовую смесь.

1.3. Графитовую смесь приготовить путем тщательного перемешивания графита с тальком в соотношении, указанном в рецепте.

1.4. Перемешивание расплавленной смеси при введении в нее графитовой смеси должно предотвращать оседание графита на дно бака.

После введения всей графитной смеси пасту тщательно перемешать и отобрать пробу для анализа на зольность, температуру каплепадения и влажность.

1.5. Качественно приготовленная смесь должна иметь следующие константы:

Зольность не более 14%;

Влажность не более 1,5%;

Температура каплепадения не ниже 75 °С , не выше 140 °С.

Смесь, не отвечающая этим требованиям, для пропитки сальников не допускается.

2. ПРОПИТКА САЛЬНИКОВ

2.1. Смесь для пропитки сальников нагреть до полного расплавления (примерно до 140 - 145 °С) и затем произвести пропитку сальников.

При температуре каплепадения смеси, близкой к высшему пределу, пропитку сальников вести при температуре 140 - 150 °С , если же температура каплепадения близка к нижнему пределу, пропитку вести при температуре 80 - 90 °С.

Пропитывать сальники при температуре выше 160 °С не допускается во избежание подгорания сальников.

2.2. Пропитка сальников заключается в выдержке их в расплавленной смеси в течение 1 часа. В процессе пропитки сальников каждые 6 минут необходимо тщательно перемешивать смесь, чтобы не осел графит на дно бака.

2.3. По истечении 1 часа контролируется качество пропитки сальника путем осмотра состояния внутренних слоев сальника.

2.4. При наличии слоев, не пропитанных смесью, пропитку продолжать еще 15 - 20 минут, после чего сальники извлечь из смеси, отжать и разложить на деревянной решетке в положении, удобном для стекания излишков пропиточного состава.

Остывшие до комнатной температуры сальники можно устанавливать в сборочные единицы изделий.

3. КОРРЕКТИРОВКА СОСТАВА СМЕСИ ДЛЯ ПРОПИТКИ САЛЬНИКОВ

3.1. Ванна с содержанием смеси до 1/3 первоначального объема подлежит корректировке. Корректировка ванны должна быть произведена согласно таблице.

Таблица

┌───────┬────────────────────────────────────────────────────────┐

││Весовые части добавленных компонентов│

│├──────────┬───────────┬───────┬────────┬────────┬───────┤

││смазка ПВК│смазка УТ-1│ воск│парафин │ графит │ тальк │

├───────┼──────────┼───────────┼───────┼────────┼────────┼───────┤

│первая │3,5│1,5│1,0│0,7│2,6│0,7│

│вторая │3,5│1,5│1,0│0,7│1,6│0,5│

│третья │3,5│1,5│1,6│0,7│1,0│-│

└───────┴──────────┴───────────┴───────┴────────┴────────┴───────┘

3.2. После третьей корректировки остаток смеси от пропитки сальников выбрасывается. Допускаются другие способы пропитки, рекомендуемые головными заводами промышленности на данные марки изделий.

Приложение 5

ПО ПРОВЕДЕНИЮ ПРИГОНОЧНЫХ РАБОТ

1. При сборке деталей и сборочных единиц по месту требуемый характер сопряжения может достигаться следующими видами пригоночных работ: опиловкой и зачисткой, притиркой, шабрением, развертыванием отверстий, гибкой.

2. Опиловку следует применять для снятия неровностей, шероховатостей, забоин, заусенцев по контуру детали; устранения дефектов на поверхности детали (сколов, царапин); спиливания плоскостей, сложных поверхностей, пазов и выступов при подгонке соединений. Точность 0,01 - 0,05 мм, припуск 0,1 - 0,3 мм.

Во всех случаях после опиливания поверхность надо зачищать. Если на поверхности имеются лишь мелкие дефекты (царапины, риски), зачистку следует производить личным напильником с мелом, шкуркой, оселком, не применяя грубого опиливания.

Опиловку и зачистку следует выполнять напильниками-надфилями и абразивными кругами различных марок. Механизацию работ рекомендуется осуществлять путем применения передвижных электрических и пневматических установок (шлифовальных машинок).

3. Притирку надо применять в тех случаях, когда необходимо получить точный размер деталей за счет снятия очень малого припуска, или для достижения плотного или герметического соединения сопряженных деталей. Припуск 0,01 - 0,02 мм.

Для притирки следует применять пасты алмазные СТ СЭВ 206-75, изготовляемые из порошков природных или синтетических алмазов по ГОСТ 9206-80Е, зернистостью от 60/40 до 1/0 следующих марок:

А - из природных алмазов;

АС - из синтетических алмазов.

Кроме алмазных паст применяют карбид бора, ГОСТ 5744-74, разделяемый на шлифпорошки , номер зернистости по ГОСТ 3647-80 - 12, 10, 8, 6, 5, 4 и 3 и микропорошки - номер зернистости по ГОСТ 3647-80 - М40, М28, М14, М10, М7 и М5.

Целесообразно применять порошки на основе карбида титана порошкообразного, ТУ 48-19-78-78, или пасту на основе порошков карбида титана нормальной концентрации, смываемые органическими растворителями, мазеобразной консистенции, зернистостью 28/20, 20/14, 14/10, 7/5, 5/3, 10/7.

Условное обозначение пасты: КТ 10/7 НОМ ТУ.

Притирочные порошки и пасты надо разводить до густоты сметаны на машинном масле, олеиновой кислоте, ГОСТ 10475-75, керосине, ГОСТ 4753-68, бензине, ГОСТ 1012-72, скипидаре, ГОСТ 1571-82, и других смазывающих жидкостях, а также их смесях (например, 70% олеиновой кислоты, 30% керосина).

Состав жидкости следует выбирать в зависимости от материалов притираемых деталей. Так, для притирки стальных деталей целесообразно применять машинное масло или сало, для притирки деталей из чугуна - керосин.

Притирочные порошки надо выбирать в зависимости от обрабатываемого материала.

Притирку следует начинать с паст и порошков крупных марок и постепенно переходить к мелким номерам. Притираемые поверхности периодически тщательно вытирать чистой увлажненной керосином тряпкой и просматривать через лупу.

При обнаружении на поверхности рисок необходимо перейти на притирку пастами и порошками мелких номеров.

После притирки поверхности должны иметь ровный матовый цвет.

Качество притирки надо контролировать следующими способами:

- испытанием на просачивание керосина между притертыми поверхностями.

Если через 5 - 6 минут керосин не просочится через сопряжение притертых поверхностей деталей, притирка считается удовлетворительной;

- по карандашным рискам. При этом способе на притертую сухую поверхность детали нанести мягким карандашом 3 - 5 рисок, установить притертую деталь в притертое отверстие сопряженной детали и провернуть с мягким нажимом.

Если после поворачивания риски будут стерты, такая притирка может считаться удовлетворительной;

- на пробу по краске. При удовлетворительной притирке краска мелкими пятнами равномерно распределяется на поверхности соприкосновения.

4. Шабрение целесообразно применять для получения точной и чистой поверхности после предварительной обработки ее напильником, резцом или другим режущим инструментом, при пригонке плоскостей разъема деталей и цилиндрических поверхностей (вкладыши подшипников, втулки).

Для шабрения плоских поверхностей применять плоские и полукруглые шаберы, для шабрения цилиндрических поверхностей - трехгранные.

Шабрение следует производить вручную или электромеханическим и пневматическим шаберами.

Качество шабрения рекомендуется определять на краску количеством пятен краски, приходящихся на площадь квадрата со стороной 25 мм.

Допускается следующая точность шабрения на площади квадрата 25 х 25 мм:

Для грубого шабрения5 - 10 пятен

Для точного шабрения15 - 25 пятен.

Точность шабрения подшипников скольжения принимается 15 - 25 пятен.

5. Развертывание отверстий следует применять для получения требуемой посадки в сопряжении или обеспечения соосностей отверстий монтируемых деталей. Работы выполняются развертками цельными, регулируемыми и со вставными зубьями.

Для механизации работ целесообразно применять электрические или пневматические сверлильные машины с дополнительными редукторами, понижающими число оборотов до 30 - 50 в минуту.

При большом припуске на развертывание следует применять несколько разверток с последовательно увеличивающимися диаметрами.

Детали, подвергаемые развертыванию, должны быть правильно и жестко закреплены, т.к. смещение их может вызвать перекос отверстия или эксцентричную обработку его.

6. Гибочные работы при сборке выполняются главным образом в связи с пригонкой различных трубопроводов.

Медные или латунные трубки малого диаметра (до 8 мм) при больших радиусах закруглений (более 10 - 12 диаметров), а также если не предъявляются требования в отношении точности формы, гнуть вручную в холодном состоянии по шаблону. Трубопроводы большого диаметра (8 - 14 мм) гнуть вручную по шаблону, на место сгиба трубы целесообразно надевать плотно навитую спиральную пружину из стальной проволоки. При больших диаметрах такую пружину целесообразно вставлять внутрь трубы, что обеспечивает плавный изгиб, и сохраняется форма трубопровода.

Стальные трубы диаметром более 20 мм гнуть после наполнения их песком или расплавленной канифолью. Песок должен быть мелким и сухим, и чем плотнее он будет утрамбован, тем менее вероятно появление на трубе трещин и вмятин при изгибе.

Стальные трубы диаметром до 10 мм надо гнуть без нагрева и без наполнителя, трубы больших размеров гнуть в горячем состоянии.

Нагретьтрубунеобходимотольковместеизгиба на длине,

приблизительно равной ----- d,

где:

альфа - внешний угол изгиба;

d - наружный диаметр трубы.

Приложение 6

УТВЕРЖДАЮ

Главный инженер ремонтного

предприятия

__________________________

(подпись, дата)

приемо-сдаточных испытаний машины

Комиссия в составеначальникаОТКремонтного предприятия,

инспектора-приемщика ЦП МПС,представителяпредприятияприписки

машины провела приемо-сдаточные испытания машины _________________

(тип, номер)

всоответствииспрограммойиметодикой приемо-сдаточных

испытаний.

Машина отремонтирована в соответствии с техническими условиями

на капитальный ремонт ______________________ и признана годной для

эксплуатации.

Начальник ОТК____________________

(подпись, дата)

Инспектор-приемщик ЦП МПС

(до его введения - представитель

ПТКБ ЦП МПС)____________________

(подпись, дата)

Представитель предприятия

приписки машины____________________

(подпись, дата)

Приложение 7

ПЕРЕЧЕНЬ СТАНДАРТОВ,

НА КОТОРЫЕ ДАНЫ ССЫЛКИ В ДАННЫХ ТУ

1. ОСТ 37.006.003-76п. 4.13

2. ГОСТ 13489-79п. 5.1.7

3. ГОСТ 8135-74п. п. 5.1.7; 5.8.2

4. ГОСТ 482-77п. п. 5.1.7; 5.8.2

5. ТУ 2-035-638-78п. 5.2.2

6. ГОСТ 12162-77п. 5.4.3

7. ГОСТ 6331-78п. 5.4.3

8. ГОСТ 9293-74п. 5.4.3

9. ГОСТ 20799-75п. 5.5.1

10. ГОСТ 1643-81п. 5.6.4

11. ГОСТ 1033-79п. 5.9.3

12. ГОСТ 4366-76п. 5.9.3

13. ГОСТ 19113-73п. 5.11.1; Приложение 3, п. 2.1

14. ГОСТ 9.014-78 п. 8.3

15. ГОСТ 427-75Приложение 2

16. ГОСТ 7502-80то же

17. ГОСТ 166-80то же

18. ГОСТ 882-75то же

19. ГОСТ 7470-78то же

20. ГОСТ 7661-67то же

21. ГОСТ 10-75то же

22. ГОСТ 577-68то же

23. ГОСТ 9696-82то же

24. ГОСТ 162-80то же

25. ГОСТ 164-80то же

26. ГОСТ 6507-78то же

27. ГОСТ 4380-78то же

28. ГОСТ 10197-70то же

29. ГОСТ 4381-80то же

30. ГОСТ 9244-75то же

31. ГОСТ 14865-78то же

32. ГОСТ 2015-84то же

33. ГОСТ 2016-68то же

34. ГОСТ 2475-62то же

35. ГОСТ 5378-66то же

36. ГОСТ 4126-82то же

37. ГОСТ 11098-75то же

38. ГОСТ 2216-84то же

39. ГОСТ 3749-77то же

40. ГОСТ 5641-82то же

41. ГОСТ 8026-75то же

42. ГОСТ 9038-83то же

43. ГОСТ 4119-76то же

44. ГОСТ 10905-75то же

45. ГОСТ 9378-75то же

46. ГОСТ 25706-83то же

47. ТУ 25-06-1604-79то же

48. ТУ 25-06-1767-79то же

49. ГОСТ 18694-80Приложение 3, п. 2.1

50. ГОСТ 131-67то же

51. ГОСТ 5962-67то же

52. ГОСТ 8295-73то же

53. ГОСТ 6019-83то же

54. ГОСТ 5354-79Приложение 3, п. 4.2

55. ГОСТ 1012-72Приложение 3, п. 4.2; Приложение 5

56. ГОСТ 18188-72Приложение 3, п. 4.7

57. ГОСТ 16106-82то же

58. ГОСТ 2488-79то же

59. ГОСТ 19537-83Приложение 4, п. 1.1

60. ГОСТ 21179-75то же

61. ГОСТ 23683-79то же

62. ГОСТ 1957-73то же

63. ГОСТ 8295-73то же

64. ГОСТ 19729-74то же

65. СТ СЭВ 206-75Приложение 5, п. 3

УТВЕРЖДЕНО

Приказом Министерства энергетики

и электрификации СССР

от 11.04.84 № 138

ЛИСТ УТВЕРЖДЕНИЯ

ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ НА КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ.
ПРАВИЛА ПОСТРОЕНИЯ, ИЗЛОЖЕНИЯ И ОФОРМЛЕНИЯ.
ПОРЯДОК СОГЛАСОВАНИЯ, УТВЕРЖДЕНИЯ И РЕГИСТРАЦИИ

ОСТ 34-38-446-84

Главный инженер

ЦКБ НПО «Союзэнергоремонт» Г.А. Уланов

Руководитель разработки

Заведующий КТО стандартизации В.П. Грибов

Исполнитель

Ведущий конструктор Р.Д. Рабкова

СОГЛАСОВАНО

Главный инженер

Главтехуправления В.В. Нечаев

Заместитель начальника

ВПО «Союзэнергоремонт» В.И. Барило

ВПО «Союзатомэнерго»

№ IВ0-9-24/379 от 02.02.84.

В.И. Куркович

Зам. главного инженера

Союзтехэнерго

№ 11126 от 13.01.84.

Г.Г. Яковлев

Главный инженер

Союзэнергоремтреста Е.В. Леонтьев

Заместитель директора

№ 69/31-2013 от 12.03.84.

Б.Н. Волков

ОТРАСЛЕВОЙ СТАНДАРТ

Приказом Министерства энергетики и электрификации СССР от 11.04.84 № 138

срок введения установлен с 01.07.84

Настоящий отраслевой стандарт распространяется на технические условия (ТУ) на капитальный ремонт оборудования электростанций, подстанций, тепловых и электрических сетей.

Стандарт устанавливает правила построения, изложения и оформления, а также порядок согласования, утверждения и .

Стандарт обязателен для всех организаций (предприятий) Министерства энергетики и электрификации СССР.

1 . ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Допускается рисунок не приводить, если это не затрудняет чтение документа.

В ОТУ допускается сведения о материалах и их заменителях не помещать, а давать ссылки на конструкторскую документацию на изделия и на НТД, определяющий порядок замены материалов.

перечень документов, вкладываемых в тару при упаковке.

требования к выбору транспортных средств;

требования к способам крепления и укрытия изделия на транспортных средствах.

3 . ПОРЯДОК РАЗРАБОТКИ, СОГЛАСОВАНИЯ, УТВЕРЖДЕНИЯ И РЕГИСТРАЦИИ ТУ

3.1. Устанавливается четыре стадии разработки ТУ:

Допускается выпускать одно ТЗ на несколько ТУ на ремонт однородных изделий, в том числе на несколько групповых ТУ. В этом случае в ТЗ указывают перечень всех изделий.

Техническое задание согласовывается с заказчиком (ремонтным предприятием, электростанцией и т.д.) и (или) с одним из энергоремонтных трестов или производственных объединений (ПО). Утверждается ТЗ ПО «Союзэнергоремонт», если исполнителем является ЦКБ или его филиалы и ЦКБ - в остальных случаях.

Для оборудования АЭС ТЗ утверждается Минатомэнерго СССР.

Рассмотрение проектов, представленных на отзыв и экспертизу, не должно превышать 30 дней со дня их поступления.

3.5 . Организация-разработчик проекта ТУ составляет сводку отзывов по форме, приведенной в ГОСТ 1.2 -85. Редакционные замечания, не влияющие на технические требования, в сводку отзывов не вносятся. Организация-разработчик проекта ТУ на основании сводки отзывов составляет окончательную редакцию проекта ТУ.

При наличии замечаний или разногласий между разработчиком и ремонтным предприятием по существу проекта ТУ, не снятых энергоремонтным трестом (или ПО), организация-разработчик совместно с энергоремонтным трестом (или ПО) проводит согласительное совещание, на которое приглашаются представители заинтересованных организаций (предприятий). Состав участников совещания должен обеспечить всестороннее обсуждение рассматриваемых вопросов.

Организация-разработчик ТУ высылает участникам совещания уточненную редакцию проекта ТУ, составленную на основании обработанной сводки отзывов и (или) сводку отзывов. Документы (проект и (или) сводку отзывов) и приглашение следует рассылать с учетом того, чтобы они были получены участниками не менее чем за десять дней до начала совещания.

Решения согласительного совещания следует оформлять протоколом, подписанным председателем и секретарем совещания.

В протоколе или в отдельном списке должны быть указаны участники совещания.

При разногласиях по отдельным пунктам проекта ТУ в протоколе должно быть указано, что по этим пунктам представители организаций имеют особое мнение.

Особые мнения оформляют в соответствии с

Настоящие технические условия являются руководящим документом при производстве капитального ремонта дизелей типов Д8 и Д12 следующих модификаций:

A. Стационарные и передвижные дизели 1Д6-150, 1Д6БГ, Д12, 1Д12Б, 1Д12В-300К.
B. Судовые ЗД6С, ЗД6СЛ, ЗД6, ЗД6Л, ЗД6Н-150, ЗД6НЛ-150, ЗД6Н-235, ЗД6НЛ-235, 7Д6-150; Д12, ЗД12А, ЗД12АЛ, 7Д12.
C. Транспортные и дизели специального назначения Д12А-375Б, Д12А-525А, 1Д12-400, 2Д12Б, 1Д12БМ.
Технические условия можно также использовать при ремонте дизелей 1Д6Б, 1Д6БА, 1ДвВБ - аналогично дизелю 1Д6БГ; 7Д6-150АФ, 1Д12В-ЗС0 - аналогично дизелям 7Д6-150, 1Д12В-300К; ЗД12А1. ЗД12АЛ1, ЗД12А2, ЗД12АЛ2, ЗД12АЗ и ЗД12АЛЗ - аналогично дизелям ЗД12А и ЗД12АЛ.

В технических условиях даны методы определения технического состояния дизелей, способы установления дефектов, допускаемые величины размеров и технических характеристик, рекомендации по замене и восстановлению деталей, указания по контролю и испытанию отремонтированных деталей.

Способы восстановления деталей и сборочных единиц дизелей не ограничивают технической инициативы ремонтных предприятий в применении иных способов восстановления. Технология восстановления и ремонта деталей может быть разработана ремонтным предприятием применительно к имеющемуся оборудованию и оснастке.
Технические условия состоят из трех книг, поставляемых отдельными изданиями.

Книга первая включает технические характеристики, требования по определению технического состояния и подготовке дизелей к ремонту, к разработке, дефектации и ремонту, требования по сборке и испытанию дизелей на стендах ремонтного предприятия и другие справочные сведения.

Книга вторая выполнена в виде карт дефектации и ремонта, в которых указаны технические характеристики, нормы и показатели, определяющие эксплуатационные свойства деталей и сборочных единиц до и после ремонта, а также рекомендуемые способы ремонта.

Введение

1. Организация ремонта

2. Общие технические требования по подготовке дизелей к ремонту
Общие положения
Последовательность разборки дизелей типов Д6 и Д12
Промывка и очистка деталей

3. Дефектация и ремонт узлов и деталей
Общие положения
Дефектации и требования к ремонту крепежных деталей
Дефектация подшипников качения
Ремонт деталей и узлов
Комплектование дизелей перед сборкой

4. Сборка узлов и агрегатов дизеля
Общие сведения
Сборка верхнего картера и монтаж вертикальной передачи
Сборка нижнего картера
Сборка поршней
Сборка коленчатого вала с шатунами
Сборка головки блока
Сборка блока цилиндров
Сборка головок блока с блоком цилиндров
Сборка и испытание масляного насоса
Сборка и испытание водяного насоса
Сборка масляного фильтра
Сборка и испытание топливного насоса
Сборка и регулировка форсунок
Сборка и опрессовка топливного фильтра
Сборка и испытание насоса забортной воды
Сборка привода насоса забортной воды и вала отбора мощности
Сборка реверс-редуктора
Сборка муфты сцепления дизеля 2Д12Б
Сборка муфты сцепления

5. Общая сборка дизеля
Общие сведения
Укладка коленчатого вала в сборе с шатунами в верхний картер
Установка поршней
Установка блоков цилиндров
Установка газораспределения
Установка топливного насоса и регулировка угла опережения подачи топлива
Установка и регулировка воздушного пускового устройства
Окончательная сборка дизеля

6. Стендовые испытания дизелей Д6 и Д12
Общие требования и условия проведения испытаний
Обкатка
Регулировка дизеля
Обработка
Подготовка к приемо-сдаточным испытаниям
Приемо-сдаточные испытания
Аннулирование приемо-сдаточных испытаний
Программа и методика дополнительных испытаний
Нормы продолжительности дополнительных испытаний при замене деталей и сборочных единиц дизеля

7. Окраска и консервация дизелей
Общие сведения
Окраска
Консервация

8. Упаковка, транспортировка и хранение дизелей

Приложение 1. Инструкция о порядке затяжки гаек шпилек крепления крышек подшипников и гаек стяжных шпилек при капитальном ремонте дизелей Д6 и Д12

Приложение 2. Инструкция по затяжке гаек анкерных и сшивных шпилек крепления блоков при сборке и переборке дизелей Д6 и Д12

Приложение 3. Инструкция по регулировке газораспределения дизелей Д6 и Д12

Приложение 4. Инструкция по регулировке воздухораспределителей дизелей Д6 и Д12

Приложение б. Инструкция по проверке регулировочных стендов эталонным топливным насосом

Приложение 6. Инструкция по отбору и пользованию эталонами плотности пар распылитель-игла

Приложение 7. Инструкция по отбору и пользованию эталонами плотности пар клапан-седло

Приложение 8. Инструкция по отбору и пользованию эталонами плотности пар плунжер-гильза

Приложение 9. Инструкция по отбору эталонных форсунок с трубками для регулировки топливных насосов по средней подаче

Приложение 10. Технические условия на проверку распылителей по гидравлическому единообразию и комплектовку форсунок

Приложение 11. Инструкция по снятию коррозии с прецизионных пар

Приложение 12. Инструкция по контролю зубьев шестерен но краске

Приложение 13. Инструкция по очистке деталей косточковой крошкой

Приложение 14. Инструкция по приготовлению и пользованию лаком "Герметик"

Приложение 15. Инструкция по свинцеванию коренных вкладышей

Приложение 16. Инструкция по ремонту деталей осталиванием

Приложение 17. Инструкция по покрытию деталей бакелитовым лаком

Приложение 18. Инструкция по покрытию деталей глифталевым лаком

Приложение 19. Инструкция по электролитическому цинкованию деталей

Приложение 20. Инструкция по оксидированию деталей

Приложение 21. Инструкция по хромированию деталей

Приложение 22. Инструкция по хромированию деталей из алюминиевых сплавов

Приложение 23. Инструкция по консервации дизелей Д6 и Д12

Приложение 24. Инструкция по оборудованию дизелей Д6 и Д12 для отправки заказчику

Приложение 26. Перечень монтажного инструмента и приспособлений для дизелей Д6 и Д12

Приложение 26. Инструкция по ремонту коленчатого вала с антивибраторным устройством

Приложение 27. Инструкция по применению эпоксидных составов при ремонте деталей и узлов дизелей Д6 и Д12

Приложение 28. Инструкция по правке погнутых валов

Приложение 29. Инструкция по наплавке фасок выпускных клапанов дизелей сплавом ВЗК

Приложение 30. Инструкция по контролю деталей магнитным методом

Приложение 31. Инструкция по центровке дизелей Д6 и Д12 с нагрузочным устройством и по уходу за системами стендов