Откройте актуальную версию документа прямо сейчас
Если вы являетесь пользователем интернет-версии системы ГАРАНТ, вы можете открыть этот документ прямо сейчас или запросить по Горячей линии в системе.
Приложение Б
(справочное)
Рекомендации
по освидетельствованию гидроэнергетического оборудования ГЭС при реконструкции и техническом перевооружении
Б.1 Организация освидетельствования
Б.1.1 Освидетельствование гидроэнергетического оборудования предполагает проведение комплекса работ, на основании которых может быть дана объективная оценка состояния оборудования в целом и отдельных его узлов, сделаны выводы о возможности его дальнейшей эксплуатации или необходимости замены в процессе модернизации или реконструкции.
Б.1.2 Назначение сроков начала работ и формирование комиссий по освидетельствованию основного и вспомогательного оборудования осуществляет собственник (управляющая компания) ГЭС. Он же осуществляет финансирование этих работ и направляет заявки организациям и лицам, привлекаемым к освидетельствованию.
Б.1.3 Работы по освидетельствованию состояния гидроэнергетического оборудования должны производиться комплексно в соответствии с программой, разработанной собственником с привлечением при необходимости специализированной организации и соответствующих специалистов отрасли. В программе должны быть предусмотрены следующие основные этапы работ:
- оценка технического состояния основного и вспомогательного гидроэнергетического оборудования на основании изучения эксплуатационной и ремонтной документации;
- анализ затрат на эксплуатацию и ремонт этого оборудования;
- проведение осмотров и испытаний отдельных узлов, систем и гидроагрегата в целом для получения дополнительной информации о состоянии оборудования, полученной на основании изучения эксплуатационной и ремонтной документации гидроагрегатов;
- контроль состояния металла основных узлов оборудования с целью оценки остаточного ресурса его работы.
Б.1.4 Результаты испытаний и работ по обследованию оборудования оформляются и передаются техническому руководителю ГЭС.
Б.1.5 Технический руководитель ГЭС совместно с управляющей компанией организует представительное обсуждение результатов освидетельствования с представителями заводов-изготовителей основного оборудования, ремонтных, научных и проектных организаций для принятия решения об объеме реконструкции или модернизации оборудования ГЭС.
Б.1.6 При реконструкции многоагрегатных ГЭС, гидроагрегаты которых значительно отличаются по срокам пуска, конструкции, либо выполнены разными заводами-изготовителями, освидетельствование производится по группам гидроагрегатов одной серии.
Б.2 Перечень документов, оформляемых по результатам освидетельствования
По результатам выполненных при освидетельствовании работ оформляются следующие документы:
1) основные технические данные по ГЭС, гидротурбинному и гидрогенераторному оборудованию;
2) сведения об использовании и ремонтах гидроагрегатов;
3) эксплуатационные данные по ГЭС за последние 15 лет, гистограмма режимов работы;
4) сведения по произведенным заменам и реконструкциям узлов, перемаркировке гидроагрегатов;
5) сведения о натурных энергетических испытаниях гидроагрегатов;
6) натурные эксплуатационные энергетические характеристики гидротурбины;
7) сведения о вибрационных характеристиках и биении вала гидроагрегата;
8) результаты визуального и инструментального освидетельствования проточной части гидротурбины;
9) результаты визуального и инструментального освидетельствования рабочего колеса, направляющего аппарата, подшипника, вала и маслоприемника гидротурбины;
10) результаты технического обследования (испытаний) системы регулирования гидротурбины и маслонапорной установки;
11) результаты обследования (измерений и испытаний) статора гидрогенератора;
12) результаты обследования (измерений и испытаний) ротора гидрогенератора;
13) результаты освидетельствования подпятника и подшипников гидроагрегата;
14) результаты обследования системы возбуждения гидрогенератора;
15) результаты освидетельствования и технического обследования оборудования технических систем гидроагрегата:
а) системы технического водоснабжения;
б) система технического воздухоснабжения (пневмохозяйство);
в) система осушения проточной части гидротурбины, откачки и дренажа;
г) система пожаротушения гидроагрегата;
д) система измерения параметров режимов работы гидротурбины.
16) результаты оценки состояния системы автоматического управления и защиты гидроагрегата;
17) результаты оценки состояния и функциональных возможностей АСУ ТП ГЭС и системы мониторинга и эксплуатационного контроля параметров вибрации, биения вала, температуры элементов гидроагрегата.
Б.3 Объем работ по освидетельствованию основных узлов гидроагрегата
Б.3.1 Гидротурбина
Б.3.1.1 Спиральная камера и статор
Оценка состояния спиральной камеры включает в себя осмотр внутренней поверхности спиральной камеры, при этом особо тщательно осматриваются швы приварки облицовки к поясам статора. Простукиванием определяют плотность прилегания облицовки спиральной камеры к основному бетону, а в случае наличия заклепочных соединений - их плотность. Измерение толщины облицовки в случае повреждения ее поверхности производят ультразвуковым толщиномером либо высверливанием в нескольких точках в зоне сопряжения спиральной камеры и поясов статора и на периферийном радиусе сечения спиральной камеры. Измерение толщины металлической оболочки спиральной камеры производят на участках, очищенных механическим способом от минеральных отложений и ржавчины.
Контроль на наличие трещин в металлической оболочке и сварных соединениях спиральной камеры производят на нескольких участках с применением магнитопорошковой дефектоскопии.
Визуальный контроль состояния статора гидротурбины проводят для определения степени абразивного износа и наличия явных трещин. При необходимости контроль неразрушающими способами производят для колонн статора в зоне их сопряжения с поясами статора.
Объем контроля металла неразрушающими методами определяют по результатам визуального контроля обычно нескольких зон шириной 100 мм у верхнего и нижнего поясов.
Б.3.1.2 Крышка турбины
Производят визуальный и измерительный контроль состояния крышки турбины для оценки степени кавитации, коррозионного, абразивного износа, состояния сварных и болтовых соединений.
Б.3.1.3 Камера рабочего колеса (КРК)
Фактическое состояние КРК определяют по результатам визуального и измерительного контроля, в ходе которого устанавливают: наличие трещин на поясах, особенно в зоне приварки ребер обечайки, степень кавитационных разрушений, площадь зон неплотного прилегания обечайки к основному бетону простукиванием.
Б.3.1.4 Направляющий аппарат и сервомоторы
Состояние направляющего аппарата оценивают по результатам визуального контроля и инструментальных измерений, на основании которых устанавливают степень кавитационного, абразивного и коррозионного износа лопаток, верхнего и нижнего колец направляющего аппарата, состояние подшипников, износ цапф лопаток, вкладышей, уплотнений цапф, уплотнений лопаток (по перу и торцам).
При этом обращают внимание на наличие трещин в зоне перехода лопаток к цапфам и на сварных швах регулирующего кольца, а также на состояние трущихся поверхностей (натиры, разрушения). При необходимости производят выборочный контроль травлением на наличие трещин на рычагах, серьгах, накладках, штоках сервомоторов.
Б.3.1.5 Турбинный подшипник
Оценку состояния вкладышей и трущихся поверхностей подшипника, смятия опорных элементов (клиньев, болтов), состояния крепежных болтов производят визуально. При необходимости проводят контроль травлением на наличие трещин на сухарях, на сварных швах, корпусе.
Б.3.1.6 Вал турбины
Контроль металла вала на наличие трещин проводят травлением в зоне фланцев, особенно в зоне отверстий под болты. Состояние шейки или облицовки вала в зоне турбинного подшипника оценивают на основании визуального и измерительного контроля.
Б.3.1.7 Маслоприемник ПЛ - гидротурбины
Оценку состояния маслоприемника производят по величине протечек масла и инструментальному контролю износа штанг и подшипников.
Б.3.1.8 Маслонапорная установка (МНУ)
Состояние МНУ оценивают на соответствие требованиям Ростехнадзора по результатам обследования на наличие трещин сварных швов и измерения толщины стенок. Оценивают также состояние и производительность насосов МНУ, обратных клапанов и запорной арматуры.
Б.3.1.9 Регулятор частоты вращения
Оценку состояния регулятора производят по результатам испытаний системы регулирования в объеме, устанавливаемом программой специализированной организации. Кроме того, производят оценку состояния маятников гидромеханических регуляторов, степени изношенности поверхностей трения игл, букс, золотников, редукторов колонки регулятора, достаточность перестановочных усилий сервомоторов направляющего аппарата.
Б.3.2 Гидрогенератор
Б.3.2.1 Статор
Оценку состояния стальных конструкций статора производят на основании осмотра узлов крепления сердечника, спинки сердечника и стыков секторов статора, фундаментных креплений, а также на основании результатов вибрационных испытаний.
Оценку состояния крепления стержней, бандажей, поясных соединений и термореактивной изоляции обмотки производят на основании осмотров и испытаний, включающих измерение сопротивления обмоток при постоянном токе в практически горячем состоянии по ГОСТ 11828, испытаний на внезапное короткое замыкание для оценки механической прочности машины, а также для определения электромагнитных параметров по ГОСТ 10169, измерений вибрации лобовых частей по циркуляру Ц-01-84(Э), испытаний электрической прочности изоляции обмоток относительно корпуса и между обмотками по ГОСТ 11828, испытаний электрической прочности междувитковой изоляции обмоток по ГОСТ 11828 и ГОСТ 183, измерений сопротивления изоляции относительно корпуса и между обмотками по ГОСТ 11828.
Контроль пайки лобовых частей и перемычек стержней производят неразрушающим методом.
Определение зазора между статором и ротором и формы их поверхности производят на основании обмеров и анализа осциллограм Э. Д. С. витка в зазоре.
Оценку состояния системы охлаждения обмотки с непосредственным водяным охлаждением производят на основании осмотров, измерения сопротивления и расхода дистиллята, эффективности охлаждения в летний период.
Производят оценку состояния фторопластовых шлангов, изоляционных крепежных элементов, насосов, фильтров, регуляторов.
Производят оценку состояния воздухоохладителей.
Оценку достаточности и надежности схемы охлаждения производят на основании данных опыта ее эксплуатации.
Б.3.2.2 Ротор
Оценку состояния остова, обода и полюсов производят на основании результатов осмотра, визуального контроля на наличие трещин сварных соединений ротора, величины проседания обода на спицах, состояния крепления полюсов на ободе, а также по результатам измерения Э. Д. С. витка в зазоре между ротором и статором.
Оценку состояния изоляции паяных соединений, наличия местных перегревов обмотки возбуждения и демпферной обмотки, а также контроль наличия межвитковых замыканий в обмотках полюсов производят на основании результатов испытаний, включающих измерения сопротивления обмотки переменному (по ГОСТ 10169) и постоянному току (по ГОСТ 11828), измерения кажущегося сопротивления при переменном токе каждого полюса ротора, а также измерения температуры в соответствии с ГОСТ 11828 и определения номинального тока возбуждения, номинального напряжения и регулировочной характеристики по ГОСТ 10169.
Состояние лопаток вентиляторов воздушной системы охлаждения оценивают по данным визуального контроля.
Б.3.2.3 Подпятник
Производят проверку шероховатости зеркальной поверхности диска подпятника, визуальную оценку состояния поверхностей трения ЭМП-сегментов. При необходимости проводят испытания по определению уровней напряжений в тарельчатых опорах и опорных болтах с последующей оценкой остаточного ресурса по усталостной прочности. Контролируют наличие трещин у тарельчатых опор и опорных болтов, сварных соединений стола подпятника, проверяют уровень изоляции подпятника.
Производят оценку состояния маслоохладителей.
Б.3.2.4 Подшипник генератора
Производят визуальную оценку состояния трущихся поверхностей (сегментов, шейки вала), смятия опорных элементов (болтов, вкладышей), крепежных элементов. Визуальный контроль наличия трещин на сварных швах опорных элементов и корпуса, при необходимости проводят контроль травлением.
Оценивают состояние маслоохладителей, трубопроводов, запорной арматуры, насосов и двигателей принудительной системы циркуляции масла, а также удобство эксплуатации и недостатки системы охлаждения.
Б.3.2.5 Система возбуждения
При наличии электромашинных возбудителей при реконструкции или модернизации гидрогенератора производят их замену на систему тиристорного возбуждения.
Оценку состояния системы тиристорного возбуждения производят на основании осмотров, изучения эксплуатационной документации, измерений сопротивления изоляции, проверок тиристорных преобразователей (отклонений параметров, характеристик), а также испытаний системы возбуждения в режиме холостого хода и при работе генератора в сети.
Производят оценку состояния системы водяного охлаждения тиристоров (насосов, трубопроводов, фильтров) с учетом данных опыта эксплуатации и выявленных при эксплуатации недостатках (компоновке, эффективности, надежности).
Б.3.3 Вспомогательное оборудование
Оценку состояния вспомогательного оборудования производят на основании осмотров, изучения эксплуатационной документации и проведения необходимых испытаний.
Б.3.3.1 Система технического водоснабжения (ТВС)
Оценивают состояние трубопроводов, запорной арматуры, фильтров и насосов (эжекторов), величину расхода воды в системе ТВС и работу устройств ТВС (насосов, эжекторов, сифонов и др.), а также состояние и достаточность средств автоматизации и регулирования расхода охлаждающей воды в зависимости от температуры воды. Определяется необходимость изменения схемы ТВС с учетом мнения эксплуатационного персонала.
Б.3.3.2 Система технического воздухоснабжения
Оценивается состояние и производительность компрессоров высокого и низкого давления, состояние запорной арматуры, приводов и средств автоматизации.
Б.3.3.3 Система осушения проточной части гидротурбины и откачки дренажа
Оценивается величина фильтрации через уплотнения затворов и работа насосов во время осушения проточной части турбины. Оценивается состояние откачивающих воду насосов и эжекторов, сливных трубопроводов (наличие и глубина коррозионных повреждений на открытых участках), запорной арматуры и привода, степень их автоматизации. Производят оценку (по сравнению с проектной) объема поступления дренажной воды в здание ГЭС (в том числе на крышку турбины) и работы откачивающих устройств с крышки турбины и средств автоматизации в соответствии со стандартом организации ГЭС.
Б.3.3.4 Система пожаротушения гидроагрегата
Оценивают состояние устройств пожаротушения (датчики, трубопроводы, запорная арматура, привод и т.д.) и их соответствие современным требованиям по компоновке, надежности и автоматизации.
Б.3.3.5 Система измерения гидравлических параметров гидротурбины
Оценивают состояние, надежность, достаточность и соответствие современным требованиям аппаратуры и схем системы измерений.
Если вы являетесь пользователем интернет-версии системы ГАРАНТ, вы можете открыть этот документ прямо сейчас или запросить по Горячей линии в системе.