Национальный стандарт РФ ГОСТ Р 55260.3.2-2013 "Гидроэлектростанции. Часть 3-2. Гидротурбины. Методики оценки технического состояния" (утв. и введен в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 6 сентября 2013 г. N 1046-ст) (документ не действует)

Национальный стандарт РФ ГОСТ Р 55260.3.2-2013
"Гидроэлектростанции. Часть 3-2. Гидротурбины. Методики оценки технического состояния"
(утв. и введен в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 6 сентября 2013 г. N 1046-ст)

Hydro Power Plants. Part 3-2. Estimation procedures of hydroturbine operating conditions

ОКС 27.140

Дата введения - 1 июля 2015 г.
Введен впервые

Предисловие

1 Разработан Открытым акционерным обществом "Научно-исследовательский институт энергетических сооружений" (ОАО "НИИЭС")

2 Внесен Техническим комитетом по стандартизации ТК 330 "Процессы, оборудование и энергетические системы на основе возобновляемых источников энергии"

3 Утвержден и введен в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 6 сентября 2013 г. N 1046-ст

4 Введен впервые

Введение

Настоящий стандарт разработан в соответствии с требованиями Федерального закона от 27 декабря 2002 г. N 184-ФЗ "О техническом регулировании".

Настоящий стандарт направлен на повышение безопасности и эффективности эксплуатации гидротурбинных установок гидроэлектрических станций.

Установленные настоящим стандартом методики оценки технического состояния гидротурбин учитывают потенциальные опасности и сценарии развития опасных ситуаций с соблюдением требований безопасности.

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт определяет нормы и объем контроля состояния гидротурбин, минимально необходимого для оценки исправности и/или работоспособности контролируемых установок, а также для принятия решений о проведении технических обследований по специальным программам в целях определения остаточного ресурса и/или продления срока службы.

1.2 Настоящий стандарт устанавливает порядок и правила оценки технического состояния гидротурбин при:

- постоянном контроле состояния работающего оборудования;

- периодических осмотрах выведенного из работы оборудования;

- технических освидетельствованиях оборудования;

- технических обследованиях оборудования.

1.3 Настоящий стандарт устанавливает методики измерений контролируемых параметров и испытаний гидротурбин, применяемые при комплексных и индивидуальных технических обследованиях.

1.4 Настоящий стандарт не устанавливает требования к типам и видам используемых при техническом контроле штатной контрольной аппаратуры и специальных средств измерений.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 2.601-2006 Единая система конструкторской документации. Эксплуатационные документы

ГОСТ 8.439-81 Расход воды в напорных трубопроводах

ГОСТ 32-74 Масла турбинные. Технические условия

ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения

ГОСТ 5616-89 Генераторы и генераторы-двигатели электрические гидротурбинные. Общие технические условия

ГОСТ 16504-81 Система государственных испытаний продукции. Испытания и контроль качества продукции. Основные термины и определения

ГОСТ 19431-84 Энергетика и электрификация. Термины и определения

ГОСТ 19919-74 Контроль автоматизированный технического состояния изделий авиационной техники. Термины и определения

ГОСТ 20911-89 Техническая диагностика. Термины и определения

ГОСТ 22373-82 Затворы дисковые и шаровые для гидравлических турбин. Общие технические условия

ГОСТ 25866-83 Эксплуатация техники. Термины и определения

ГОСТ 27528-87 Турбины гидравлические поворотно-лопастные, радиально-осевые. Типы. Основные параметры

ГОСТ 27807-88 Турбины гидравлические вертикальные. Технические требования и приемка

ГОСТ 28446-90 Оценка кавитационной эрозии в гидротурбинах, насосах гидроаккумулирующих станций и насосах-турбинах

ГОСТ 28842-90 (МЭК 41-63, МЭК 607-78) Турбины гидравлические. Методы натурных приемочных испытаний

ГОСТ 15467-79 Управление качеством продукции. Основные понятия. Термины и определения

ГОСТ Р 8.563-2009 Государственная система обеспечения единства измерений. Методики выполнения измерений

ГОСТ Р 54130-2010 Качество электрической энергии. Термины и определения

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 визуальный контроль: Органолептический контроль, осуществляемый органами зрения.

3.2 вспомогательный персонал: Категория работников вспомогательных профессий, выполняющих работу в зоне действующих энергоустановок.

3.3 гидравлическая турбина поворотно-лопастная: Гидравлическая турбина с поворотными лопастями рабочего колеса.

3.4 гидравлическая турбина радиально-осевая: Гидравлическая турбина, в рабочем колесе которой вода движется по криволинейным поверхностям вращения, изменяющим направление потока от радиального к осевому.

3.5 гидроагрегат: Агрегат, состоящий из гидравлической турбины и электрического гидрогенератора.

3.6 гидроагрегат вертикальный: Гидроагрегат с вертикальным валом.

3.7 гидравлическая турбина (гидротурбина): Турбина, в которой в качестве рабочего тела используется вода.

3.8 гидротурбинная установка: Установка, предназначенная для преобразования энергии воды в механическую, включающая гидравлическую турбину и вспомогательное оборудование.

3.9 гидроэлектростанция, ГЭС/ГАЭС (далее - ГЭС): Электростанция, преобразующая механическую энергию воды в электрическую энергию.

3.10 дежурный работник объекта электроэнергетики (ГЭС): Работник ГЭС, уполномоченный на выдачу и выполнение команд по управлению электроэнергетическим режимом ГЭС, а также на непосредственное воздействие на органы управления гидроэнергетической установки.

3.11 деталь оборудования: Неделимая составная часть конструктивного узла оборудования.

3.12 диагностический (контролируемый) параметр: Параметр объекта, используемый при его диагностировании (контроле).

3.13 единица оборудования: Объект техники, созданный для выполнения конкретной производственной функции при производстве отпускаемой продукции (в целях настоящего стандарта - гидравлическая турбина, регулятор гидротурбины).

3.14 измеренное значение параметра: Значение параметра, установленное в результате его измерения определенным средством контроля.

3.15 измерительный контроль: Контроль, осуществляемый с применением средств измерений.

3.16 исправное состояние: Состояние объекта, при котором он соответствует всем требованиям нормативно-технической и/или конструкторской (проектной) документации.

3.17 испытания: Экспериментальное определение количественных и/или качественных характеристик свойств объекта испытаний как результата воздействия на него при его функционировании, при моделировании объекта и/или воздействий.

3.18 камера рабочего колеса гидравлической турбины: Элемент проточной части осевой или диагональной гидравлической турбины, внутри которого расположено рабочее колесо.

3.19 карта измерений: Технологический документ контроля, предназначенный для регистрации результатов измерения контролируемых параметров, с указанием подписей исполнителя операции, руководителя участка и контролирующего лица.

3.20 контроль технического состояния: Проверка соответствия значений параметров объекта требованиям технической документации и определение на этой основе одного из заданных видов технического состояния в данный момент времени.

3.21 конструктивный узел оборудования: Составная часть элемента оборудования, состоящая из ряда конструкций и деталей (в целях настоящего стандарта - лопасть рабочего колеса, лопатка направляющего аппарата и др.).

3.22 мертвая зона регулятора по скорости (частоте): Максимальная зона между двумя значениями относительной скорости (частоты) в %, в которой главный сервомотор регулятора скорости не перемещается.

3.23 минимальное время закрытия (открытия) сервомотора: Время, за которое совершался бы один полный ход сервомотора при максимальной скорости перемещения поршня.

3.24 направляющий аппарат гидравлической турбины: Рабочий орган гидравлической турбины, изменяющий закрутку потока и регулирующий расход гидравлической турбины за счет поворота лопаток.

3.25 неисправное состояние: Состояние объекта, при котором он не соответствует хотя бы одному из требований нормативно-технической и/или конструкторской (проектной) документации.

3.26 неработоспособное состояние: Состояние объекта, при котором значение хотя бы одного из параметров, характеризующих его способность выполнять заданные функции, не соответствует требованиям нормативно-технической и/или конструкторской (проектной) документации.

3.27 номинальное значение параметра: Значение параметра, определяемое его функциональным назначением и служащее началом отсчета отклонений.

3.28 нормальная эксплуатация: Эксплуатация изделий в соответствии с действующей эксплуатационной документацией.

3.29 нормативный документ: Документ, устанавливающий правила, общие принципы или характеристики, касающиеся различных видов деятельности или их результатов.

3.30 обратная связь: Связь между элементами системы автоматического регулирования, сигнал которого направлен противоположно ходу регулирующего воздействия.

3.31 объем испытаний: Характеристика испытаний, определяемая количеством объектов и видов испытаний, а также суммарной продолжительностью испытаний.

3.32 обслуживание оборудования: Комплекс работ по оперативному и техническому обслуживанию оборудования, включающий эксплуатацию, ремонт, наладку и испытание оборудования, а также пусконаладочные работы на нем.

3.33 органолептический контроль: Контроль, при котором первичная информация воспринимается органами чувств.

3.34 отказ: 1. Самопроизвольные запуск или прекращение функционирования технического устройства, а также выход параметров функционирования за допустимые границы. 2. Событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния объекта.

Примечание - Отказ объекта происходит из-за появления в нем дефекта (дефектов) - выхода параметра (характеристики) технического состояния, определяющего работоспособность объекта, за установленные пределы.

3.35 оперативный персонал гидроэлектростанции: Категория работников, непосредственно воздействующих на органы управления энергоустановок и осуществляющих управление и обслуживание энергоустановок в смене.

3.36 оперативно-ремонтный персонал: Категория работников из числа ремонтного персонала с правом непосредственного воздействия на органы управления технологического оборудования.

3.37 определяющий параметр: Параметр изделия, используемый при контроле для определения вида технического состояния этого изделия.

3.38 параметр изделия: Характеристика изделия, отображающая физическую величину.

3.39 паспорт изделия: Эксплуатационный документ, содержащий сведения, удостоверяющие гарантии изготовителя, значения основных параметров и характеристик (свойств) изделия, а также сведения о сертификации и утилизации изделия.

3.40 персонал: Личный состав организации, работающий по найму на обеспечение целей организации.

3.41 периодический осмотр оборудования: Форма технического контроля за состоянием оборудования, осуществляемого комиссией, назначаемой техническим руководителем гидроэлектростанции, с периодичностью, устанавливаемой стандартом организации гидроэлектростанции, не противоречащим настоящему стандарту.

3.42 постоянный контроль за состоянием оборудования: Форма технического контроля за состоянием оборудования, осуществляемого штатным персоналом гидроэлектростанции посредством инструментальных и/или визуальных наблюдений, проводимых ежедневно в режиме, определяемом стандартом организации каждой гидроэлектростанции.

3.43 предельно допустимое значение параметра: Наибольшее или наименьшее значение параметра, которое может иметь работоспособное изделие.

3.44 проточная часть гидравлической турбины: Совокупность образованных элементами гидравлической турбины каналов, по которым протекает вода, совершая рабочий процесс.

3.45 работоспособное состояние: Состояние объекта, при котором значения всех параметров, характеризующих способность выполнять заданные функции, соответствуют требованиям нормативно-технической и/или конструкторской (проектной) документации.

3.46 рабочая конструкторская документация: Конструкторская документация, разработанная на основе технического задания или проектной конструкторской документации и предназначенная для обеспечения изготовления, контроля, приемки, поставки, эксплуатации и ремонта изделия; совокупность конструкторских документов, предназначенных для изготовления, контроля, приемки, поставки, эксплуатации и ремонта изделия.

3.47 рабочее колесо гидравлической турбины: Рабочий орган гидравлической турбины, преобразующий энергию потока в механическую.

3.48 резервирование: Способ обеспечения надежности объекта за счет использования дополнительных средств и/или возможностей, избыточных по отношению к минимально необходимым для выполнения требуемых функций.

3.49 ремонт: Комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности изделий и восстановлению ресурсов изделий или их составных частей.

3.50 ремонтный персонал: Категория работников, связанных с техническим обслуживанием, ремонтом, наладкой и испытанием энергоустановок.

3.51 синхронный компенсатор (электромашинный компенсатор): Синхронная машина, предназначенная для генерирования или потребления реактивной мощности.

3.52 статическая характеристика регулятора: График зависимости частоты вращения агрегата от величины хода сервомотора НА в установившемся состоянии при неизменном сигнале.

3.53 статор гидравлической турбины: Несущий элемент проточной части гидравлической турбины, содержащий профилированные колонны.

3.54 текущий ремонт: Ремонт, выполняемый для обеспечения или восстановления работоспособности изделия и состоящий в замене и (или) восстановлении отдельных частей.

3.55 техническое диагностирование (диагностирование): Определение технического состояния объекта.

Примечания

1 Задачами технического диагностирования являются: контроль технического состояния, поиск места и определение причин отказа (неисправности), прогнозирование технического состояния.

2 Термин "Техническое диагностирование" применяют в наименованиях и определениях понятий, когда решаемые задачи технического диагностирования равнозначны или основной задачей является поиск места и определение причин отказа (неисправности). Термин "Контроль технического состояния" применяют, когда основной задачей технического диагностирования является определение вида технического состояния.

3.56 техническая документация: Совокупность документов, необходимая и достаточная для непосредственного использования на каждой стадии жизненного цикла продукции.

Примечание - К технической документации относятся конструкторская и технологическая документация, техническое задание на разработку продукции и т.д. Техническую документацию подразделяют на исходную, проектную, рабочую, информационную.

3.57 технический контроль за состоянием оборудования: Система организационных и инженерно-технических мер, осуществляемых в целях получения прямых и/или косвенных данных об изменениях свойств оборудования (его элементов, конструктивных узлов) в процессе эксплуатации.

3.58 технический руководитель гидроэлектростанции (ГЭС): Лицо в штате гидроэлектростанции, уполномоченное принимать решения и отдавать распоряжения по всем техническим вопросам касательно оборудования и сооружений данной гидроэлектростанции.

3.59 техническое обслуживание: Комплекс операций или операция по поддержанию работоспособности или исправности изделия (технического устройства) при использовании по назначению, ожидании, хранении и транспортировании.

3.60 техника безопасности: Система организационных мероприятий и технических средств, направленных на предотвращение воздействия на персонал опасных производственных факторов.

3.61 техническая система: Объект техники, агрегат, состоящий из элементов и зависимых узлов, предназначенный для выполнения функций, обеспечивающих работоспособность единиц оборудования (в целях настоящего стандарта - система технического водоснабжения, система смазки и др.).

3.62 техническое обследование оборудования гидроэлектростанций (ГЭС): Форма технического контроля за состоянием оборудования, включающего углубленные исследования, проводимые по специальным программам, как правило, с привлечением специализированных организаций по решениям комиссий, проводивших периодический осмотр или регулярное техническое освидетельствование.

3.63 технический осмотр: Контроль, осуществляемый в основном при помощи органов чувств и в случае необходимости средств контроля, номенклатура которых установлена соответствующей документацией.

3.64 техническое освидетельствование оборудования: Контроль технического состояния оборудования, осуществляемый комиссией, возглавляемой техническим руководителем ГЭС, с периодичностью, установленной нормативными документами.

3.65 характеристика сервомотора: Статическая зависимость скорости перемещения сервомотора от величины смещения управляющего золотника.

3.66 ход сервомотора: Перемещение поршня сервомотора относительно положения полного закрытия.

3.67 эксплуатация: Систематическое использование, техническое обслуживание и ремонт оборудования.

3.68 эксплуатационные испытания: Испытания объекта, проводимые при эксплуатации.

Примечание - Одним из основных видов эксплуатационных испытаний является опытная эксплуатация. К эксплуатационным испытаниям может быть в некоторых случаях отнесена также подконтрольная эксплуатация.

3.69 эксплуатация: Стадия жизненного цикла изделия, на которой реализуется, поддерживается и восстанавливается его качество. Эксплуатация изделия включает в себя в общем случае использование по назначению, транспортирование, хранение, техническое обслуживание и ремонт.

3.70 эксплуатационные документы: Конструкторские документы, предназначенные для использования при эксплуатации, обслуживании и ремонте изделия в процессе эксплуатации; текстовые и графические рабочие конструкторские документы, которые в отдельности или в совокупности дают возможность ознакомления с изделием и определяют правила его эксплуатации (использования по назначению, технического обслуживания, текущего ремонта, хранения и транспортирования), а также предназначены для отражения сведений, удостоверяющих гарантированные изготовителем значения основных параметров и характеристик (свойств) изделия, гарантий и сведений по его эксплуатации за весь период (длительность и условия работы, техническое обслуживание, ремонт и др. данные), и сведений по его утилизации.

3.71 эксплуатирующая организация: Организация, имеющая в собственности, хозяйственном ведении или оперативном управлении имущество гидроэлектростанции, осуществляющая в отношении этого имущества права и выполняющая обязанности, необходимые для ведения деятельности по безопасному производству электроэнергии в соответствии с действующими нормами и правилами.

3.72 элемент оборудования: Составная часть единицы оборудования и/или технической системы, выполняющая определенные технологические функции (в целях настоящего стандарта - рабочее колесо, направляющий аппарат гидротурбины, ротор и др.).

4 Обозначения и сокращения

В настоящем стандарте применены следующие обозначения и сокращения:

ГАЭС - гидроаккумулирующая электрическая станция;

ГЗ - главный золотник;

ГОС - гибкая обратная связь;

ГЭС - гидравлическая электрическая станция;

ЖОС - жесткая обратная связь;

ИОС - изодромная обратная связь;

КНА - контакты направляющего аппарата;

КРК - камера рабочего колеса;

КПД - коэффициент полезного действия;

ЛРК - лопасти рабочего колеса гидротурбины;

М - маятник (механический ЧЧЭ);

МЖОС - местная ЖОС;

МИМ - механизм изменения мощности;

МИЧ (МИЧВ, МИЧО) - механизм изменения частоты;

МНУ - маслонапорная установка;

МОО - механизм ограничения открытия НА;

НА - направляющий аппарат;

ОС - обратная связь;

ОГК - объединенный генерирующий комплекс;

ПЗ - побудительный золотник;

ПЛ - поворотно-лопастная(ое) (гидротурбина, рабочее колесо);

РК - рабочее колесо гидротурбины;

РО - радиально-осевая(ое) (гидротурбина, рабочее колесо);

РЧВ - регулятор частоты вращения;

САР - система автоматического регулирования;

СК - синхронный компенсатор;

СМА - сервомотор направляющего аппарата;

ТВС - техническое водоснабжение;

ТГК - территориальный генерирующий комплекс;

XX - холостой ход;

ЧЧЭ - частоточувствительный элемент;

ЭГП - электрогидравлический преобразователь;

ЭГР - электрогидравлический РЧВ;

ЭГРК - то же с комбинатором;

ЭМП - эластичный металлопластмассовый (опорный сегмент).

5 Общие положения по оценке технического состояния оборудования

5.1 Целью контроля и оценки технического состояния оборудования ГЭС является:

- повышение безопасности эксплуатации оборудования посредством выявления и своевременного устранения возникших отклонений параметров от нормальных значений (повреждений, дефектов);

- определение возможности и целесообразности продолжения эксплуатации выработавших срок службы гидротурбин, их элементов и конструктивных узлов, определяющих безопасность эксплуатации гидротурбин;

- выработка рекомендаций по ремонтному обслуживанию и продолжению эксплуатации гидротурбин, имеющих повреждения (дефекты), включая введение при необходимости специальных эксплуатационных мер (дополнительный контроль, режимные ограничения, внеплановый ремонт и т.п.);

- обоснование для модернизации гидротурбин в целом, их элементов и конструктивных узлов.

5.2 Постоянный контроль технического состояния оборудования осуществляют в целях оперативного выявления нарушений его безопасной эксплуатации и принятия оперативных решений о необходимых мерах по устранению выявленных нарушений и/или о возможности дальнейшей работы оборудования с выявленным нарушением.

Постоянный контроль осуществляет оперативный и оперативно-ремонтный персонал. На ГЭС без ежедневного дежурства оперативного и оперативно-ремонтного персонала должен быть налажен дистанционный контроль показателей, определяемых проектной документацией, на пункте с постоянным нахождением дежурного персонала.

5.3 Периодический осмотр выведенного из работы оборудования (внешний и внутренний) осуществляют в целях своевременного выявления и анализа причин повреждений и дефектов, включая скрытые, которые не могут быть установлены при постоянном контроле, и выработки решений по предупреждению их развития и устранению. Осмотр производят лица, контролирующие безопасную эксплуатацию конкретного оборудования (элемента оборудования).

Осмотр выведенного из работы оборудования должен быть произведен не реже одного раза в год. Осмотр проводят обязательно до наступления весеннего половодья, а в отдельных случаях - летне-осеннего паводка в целях проверки готовности оборудования к работе с максимальной нагрузкой в течение многоводного периода.

В случаях повреждения оборудования, имевшего следствием непредвиденный вывод его из работы, должны быть произведены внеочередные осмотры.

Периодические осмотры выведенного из работы оборудования должны быть проведены во время проведения ремонта.

5.4 Периодическое техническое освидетельствование оборудования осуществляют в целях углубленной оценки его состояния после длительного периода эксплуатации и определения мер по обеспечению безопасной работы оборудования в пределах срока службы или по продлению срока службы.

Результаты технического освидетельствования должны быть занесены в технические паспорта ГТС и оборудования. По результатам каждого освидетельствования в зависимости от состояния оборудования назначают срок проведения последующего освидетельствования. К эксплуатации запрещено допускать оборудование с нарушенными сроками технического освидетельствования.

5.5 Техническое обследование (индивидуальное, комплексное) имеет целью диагностирование технического состояния оборудования (его отдельных элементов, конструктивных узлов) на основании результатов проводимых при этом испытаний и исследований, своевременное выявление и анализ причин аварийно опасных дефектов и повреждений, последующее принятие технических решений по мерам, необходимым для обеспечения безопасной эксплуатации оборудования в пределах срока службы.

В случае внезапного повреждения (отказа) оборудования в процессе эксплуатации должно быть проведено техническое обследование.

5.6 Оценка технического состояния технических систем должна быть проведена на основе анализа работы обслуживаемого ими оборудования. Техническая система является работоспособной в случае, если она обеспечивает работу гидроагрегата с нормативными (паспортными) параметрами. Состояние отдельных элементов технической системы определяется их соответствием паспортным данным, технической документации и нормативным документам.

5.7 Оценку технического состояния оборудования следует проводить на основе анализа результатов всех форм технического контроля для каждого элемента и конструктивного узла. Решения принимают с учетом возможности устранения выявленных дефектов и/или замены изношенных узлов.

5.8 Для обеспечения безопасной работы оборудования и предотвращения повреждений, которые могут быть вызваны дефектами конструктивных узлов и деталей оборудования при изготовлении, монтаже и ремонте, а также развитием процессов эрозии, в т. ч. кавитационной, коррозии, снижением прочностных характеристик при эксплуатации, должен быть организован эксплуатационный контроль за состоянием металла.

5.9 Оценку технического состояния единицы (элемента) оборудования в целом производят по худшей из оценок технического состояния его конструктивных и функциональных узлов.

5.10 Настоящий стандарт устанавливает для применения на ГЭС следующие обязательные формы контроля за техническим состоянием гидротурбин:

- постоянный контроля за состоянием работающего оборудования (гидротурбины);

- периодические осмотры выведенного из работы оборудования (гидротурбины);

- регулярные технические освидетельствования оборудования (гидротурбины);

- технические обследования оборудования (гидротурбины).

5.11 Техническое состояние оборудования (гидротурбин) оценивают как:

- "Работоспособное", если контролируемые параметры, характеризующие способность оборудования выполнять заданные функции, соответствуют требованиям нормативной и/или конструкторской (проектной) документации и при контроле технического состояния дефекты не выявлены или выявлены малозначительные легкоустранимые дефекты на ранней стадии развития;

- "Частично неработоспособное", если при контроле технического состояния выявлены значительные, но устранимые дефекты, при которых оборудование способно частично выполнять требуемые функции, и продолжение работы оборудования требует временного введения ограничений (снижения эксплуатационных нагрузок, сокращения межремонтного периода и т.п.);

- "Неработоспособное", если контролируемые параметры, характеризующие способность оборудования выполнять заданные функции, не соответствуют требованиям нормативной и/или конструкторской (проектной) документации и при контроле технического состояния выявлены критические или значительные, трудноустранимые дефекты и восстановление работоспособности оборудования требует его немедленного вывода в ремонт;

- "Предельное", если при контроле технического состояния выявлены критические дефекты и дальнейшая эксплуатация оборудования недопустима или нецелесообразна либо восстановление его работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно.

5.12 Оценку технического состояния технических систем производят на основе анализа работы обслуживаемого ими оборудования. Техническая система является работоспособной в случае, если она обеспечивает работу гидроагрегата с нормативными (паспортными) параметрами. Состояние отдельных элементов технической системы определяется их соответствием паспортным данным, технической документации и нормативным документам.

5.13 Для обеспечения безопасной работы оборудования и предотвращения повреждений, которые могут быть вызваны дефектами конструктивных узлов и деталей оборудования при изготовлении, монтаже и ремонте, а также развитием процессов эрозии, в т. ч. кавитационной, коррозии, снижением прочностных характеристик при эксплуатации, должен быть организован эксплуатационный контроль за состоянием металла.

Эксплуатационный контроль за состоянием металла следует проводить по программе, утвержденной техническим руководителем ГЭС.

5.14 Оценку технического состояния оборудования следует производить по совокупности фактических данных о параметрах (показателях) его элементов и конструктивных узлов путем сопоставления их с нормативными требованиями и базовыми (исходными) данными о заведомо исправном состоянии таких узлов и оборудования в целом, по динамике изменений показателей в процессе эксплуатации. Оценка должна учитывать данные о предшествовавшей работе рассматриваемого оборудования и данные о работе аналогичных видов оборудования (показателей надежности, аварийных повреждений, дефектов, выявленных и устраненных при ремонтах, результатов предшествующих испытаний и т.п.). Для этих целей могут быть также использованы акты расследования аварий и отказов, а также документация (формуляры, акты) текущих и капитальных ремонтов.

5.15 В системах управления технологическими процессами ГЭС, в т. ч. автоматизированных (АСУ ТП), должны быть реализованы информационные, аналитические и диагностические функции по контролю состояния основного оборудования.

Все непрерывные записи показателей состояния независимо от реализующей их подсистемы должны быть синхронизированы в точном времени.

6 Требования к контролю технического состояния оборудования на гидроэлектростанциях

6.1 Порядок контроля за техническим состоянием оборудования на ГЭС должен быть утвержден в инструкциях для персонала и содержать:

- объемы, сроки и методы реализации контроля;

- маршруты и периодичность обходов, осмотров и проверок оборудования;

- правила пользования штатными контрольными средствами измерений;

- требования к ведению первичной технической документации по контролю технического состояния оборудования;

- правила техники безопасности при осуществлении технического контроля.

Строгое соблюдение утвержденных в установленном порядке графиков, планов и программ технического контроля (регламента технического контроля) является обязательным.

6.2 На ГЭС необходимо вести техническую документацию по формам, утвержденным в приложениях Ж, И, К, Л, М, Н, П, Т, Ф, Ц, Ш, Щ, Э, Ю, Я, 1, 2, 4.

На каждую единицу оборудования должен быть заведен паспорт по форме, установленной нормативным документом собственника (эксплуатирующей организации) на момент приобретения оборудования.

Результаты постоянного контроля должны быть зарегистрированы в суточных эксплуатационных ведомостях и в журналах.

Результаты периодических осмотров должны быть зарегистрированы в журналах осмотров с приложением актов осмотров и планов мероприятий, разработанных по зафиксированным результатам осмотров.

Результаты технических освидетельствований должны быть зарегистрированы в паспортах каждой из освидетельствованных единиц оборудования с приложением актов освидетельствований и планов мероприятий по зафиксированным результатам освидетельствований.

Результаты технических обследований должны быть зарегистрированы в журналах обследований и подробно изложены в технических отчетах о проведенных измерениях, испытаниях, исследованиях с приложением утвержденных в установленном порядке программ и актов обследований, всех материалов обследований, включая протоколы испытаний и анализов, и планов мероприятий, разработанных по результатам обследований.

6.3 В организации собственника (эксплуатирующей организации) должен быть организован учет и анализ информации об отказах, повреждениях, нештатных (опасных) ситуациях в работе каждой единицы установленного на ГЭС оборудования (элемента оборудования) для разработки мероприятий по обеспечению их безопасной эксплуатации. По каждой единице оборудования следует вести журналы и/или картотеку указанной информации.

Для обеспечения сравнимости и унификации при оформлении результатов постоянного контроля, осмотров и обследований необходимо использовать стандартные бланки и формуляры.

6.4 Вся ведущаяся документация, в которой зарегистрированы результаты контроля и содержится информация об отказах, повреждениях, нештатных ситуациях, должна храниться до списания оборудования (элемента оборудования).

6.5 Все проверки и испытания оборудования и технических систем ГЭС следует выполнять в соответствии с действующими у собственника (эксплуатирующей организации) нормативными техническими документами и конструкторской (эксплуатационной) документацией заводов-изготовителей.

6.6 Контроль за техническим состоянием оборудования требует оснащения ГЭС СИ в соответствии с [1] и соблюдения правил по обеспечению единства измерений в соответствии с [2], [3].

6.7 Оснащение оборудования ГЭС СИ должно быть произведено в соответствии с проектной, конструкторской и нормативной документацией и с техническими условиями на поставку оборудования. Установленные СИ должны обеспечивать постоянный контроль за техническим состоянием оборудования и режимом его работы.

6.8 Комплекс мероприятий по обеспечению единства измерений, выполняемый на каждой ГЭС при организации контроля за техническим состоянием оборудования, должен включать:

- своевременное представление в поверку СИ, подлежащих государственному контролю и надзору, в соответствии с [3];

- организацию и проведение работ по калибровке СИ, не подлежащих поверке, в соответствии с [2];

- использование аттестованных методик выполнения измерений (МВИ);

- обеспечение соответствия точностных характеристик применяемых СИ требованиям к точности измерений технологических параметров.

6.9 Поверке подлежат все используемые на ГЭС СИ, относящиеся к сфере государственного контроля и надзора, в т. ч. эталоны, используемые для поверки и калибровки СИ, рабочие СИ, относящиеся к контролю параметров окружающей среды, обеспечению безопасности труда, а также при геодезических работах.

Организация собственника (эксплуатирующая организация) составляет по каждой ГЭС конкретный перечень СИ, подлежащих поверке, и направляет его для сведения в орган государственной метрологической службы, на обслуживаемой территории которого находится ГЭС.

Результаты поверки СИ удостоверяют поверительным клеймом и/или свидетельством о поверке, форма которых и порядок нанесения устанавливаются регламентами и стандартами России.

6.10 Калибровке подлежат все СИ, используемые на ГЭС для контроля за надежной и экономичной работой оборудования, при проведении наладочных, ремонтных и научно-исследовательских работ, не подлежащие поверке и не включенные в перечень СИ, применяемых для наблюдения за технологическими параметрами, точность измерения которых не нормируется в соответствии с [2].

Периодичность калибровки СИ устанавливает лицо, в установленном порядке уполномоченное выполнять на ГЭС функции в области метрологии по согласованию с ее технологическими подразделениями, и утверждает технический руководитель ГЭС.

Результаты калибровки СИ удостоверяют отметкой в его паспорте, калибровочным знаком, наносимым на СИ, или сертификатом о калибровке, а также записью в эксплуатационной документации.

6.11 В процессе эксплуатации оборудования измерительные каналы информационно-измерительных систем (ИИС) подвергают периодической поверке и/или калибровке в установленном порядке.

К использованию в работе, в т. ч. сторонними организациями, допускаются исключительно ИИС, прошедшие поверку и калибровку.

6.12 Каждый работник ГЭС, включая вспомогательный персонал, находясь на территории электростанции, должен обращать внимание на любые отклонения от нормы в работе оборудования и технических систем (на появившиеся протечки воды и масла из магистралей и соединений, усиленные или необычные звуки и шумы от работающего оборудования, повышенную ощутимую вибрацию оборудования и строительных конструкций, нарушения плотности воздушных магистралей, посторонние запахи, появление дыма и огня и др.). Обо всем замеченном работник должен немедленно сообщать оперативному персоналу.

7 Процедуры оптимизации принятия решений при оценке технического состояния оборудования гидроэлектростанций

7.1 Принятию окончательного решения о техническом состоянии оборудования должен предшествовать глубокий анализ всех документально зафиксированных событий, связанных с авариями, повреждениями, отказами в работе данного оборудования, в т. ч. событий во внешней среде, независимой от функционирования ГЭС.

7.2 В целях создания информационно-аналитической базы данных, необходимой для принятия решений, в организации собственника (эксплуатирующей организации) должны быть накапливаться и актуализироваться данные:

- конструкторской (заводской) документации по всему составу оборудования ГЭС;

- документации, связанной с ремонтом, модернизацией и заменой оборудования, наладочными и экспериментальными работами;

- материалов постоянного контроля за состоянием оборудования, периодических осмотров, технических освидетельствований, технических обследований;

- сведений об авариях, повреждениях, отказах, нештатных ситуациях, возникавших при разборке, монтаже и работе оборудования в обычных и непроектных режимах, о результатах расследования аварий и повреждений, выполненных после этого мероприятиях.

7.3 В организации собственника (эксплуатирующей организации) должно быть создано автоматизированное рабочее место (АРМ) специалиста, принимающего решения по оценке технического состояния оборудования.

7.4 В сложных случаях, не имеющих аналогов в практике эксплуатации ГЭС данной организации, для участия в выработке объективного решения должны быть приглашены эксперты из специализированных организаций и от заводов-изготовителей.

8 Оценка технического состояния гидротурбин

8.1 Методики определения энергетических характеристик гидротурбин

8.1.1 Энергетические характеристики гидротурбин являются важным показателем их технического уровня и критерием для оценки технического состояния в период эксплуатации.

На гидроэлектростанциях необходимо регулярно проводить эксплуатационные энергетические испытания гидротурбин и приемочные испытания вновь вводимых (модернизированных) гидротурбин:

- с непосредственным измерением расходов воды через гидротурбину (абсолютным методом) при вводе в эксплуатацию штатных гидроагрегатов (гидротурбин) после достижения проектного напора и при вводе в работу гидротурбин после модернизации и/или замены элементов гидротурбины или изменения формы проточного тракта. Количество гидроагрегатов, испытываемых абсолютным методом, рекомендуется принимать: на ГЭС с числом установленных или модернизированных однотипных гидроагрегатов до 4-1, от 5 до 10-2, от 11 до 20 и более - 3;

- без непосредственного измерения расходов воды через гидротурбину (индексным методом) не реже одного раза в 10 лет, в т. ч. при вводе гидроагрегатов в работу после капитального ремонта, связанного с изменениями проточного тракта гидротурбины. Испытания индексным методом следует проводить на всех гидроагрегатах ГЭС не менее чем при трех значениях напоров, охватывающих полный диапазон их изменения.

Методики эксплуатационных энергетических испытаний в соответствии с приложением А позволяют получать следующие энергетические характеристики:

- мощностную (зависимость мощности гидротурбины от открытия направляющего аппарата);

- рабочую (зависимость КПД гидротурбины от ее мощности);

- расходную (зависимость расхода воды через гидротурбину от ее мощности);

- эксплуатационную (зависимость КПД турбины от напора и мощности турбины).

При энергетических испытаниях необходимо проверять также состояние комбинаторной зависимости поворотно-лопастных гидротурбин.

8.1.2 При энергетических испытаниях вводимой в эксплуатацию новой или модернизированной гидротурбины с помощью абсолютного метода определяют фактические значения КПД, в т. ч. его максимальное значение, и максимальную мощность гидротурбины в целях проверки выполнения гарантий завода-изготовителя (гарантийные испытания) и/или оценки эффективности модернизации. При последующих испытаниях аналогичные данные используют для оценки фактического состояния гидротурбины.

При энергетических испытаниях индексным методом решают задачи по:

- проверке гарантий завода по максимальной мощности гидротурбины;

- оценке изменения характеристик действующей гидротурбины в процессе ее эксплуатации;

- определению формы рабочей характеристики гидротурбины (гидроагрегата) в целях выбора оптимальных режимов работы гидроагрегата;

- определению оптимальной комбинаторной зависимости поворотно-лопастных гидротурбин и проверке ее соответствия установленной комбинаторной связи.

8.1.3 Испытания проводят по программе, утвержденной техническим руководителем ГЭС, согласованной с соответствующим диспетчерским центром; при проведении гарантийных испытаний программу согласовывают также с заводом-изготовителем.

При проведении энергетических испытаний следует также руководствоваться требованиями ГОСТ 28842 и [4].

8.1.4 Энергетические испытания абсолютным методом позволяют определить фактические (абсолютные) значения расходов воды через гидротурбину и ее КПД. Рекомендуется использовать отработанный в отечественной практике метод "площадь - скорость", при котором расход гидротурбины определяется интегрированием поля местных скоростей в выбранном для этого створе, измеряемых гидрометрическими вертушками.

Настоящий стандарт допускает возможность применения с этой целью иных методов: например, акустических, гидравлического удара и др., при условии их метрологической аттестации, произведенной в установленном порядке.

Испытания рекомендуется проводить при напоре гидротурбины, близком к расчетному.

При проведении испытаний абсолютным методом должна быть одновременно произведена градуировка расходомерного створа спиральной камеры, которую в последующем используют при проведении испытаний индексным методом.

Проведение энергетических испытаний абсолютным методом на деривационных ГЭС допускает два варианта выбора створа для установки гидрометрических вертушек:

- в напорном трубопроводе;

- в пазах плоских затворов водоприемника.

Использование первого варианта при соблюдении требований МЭК обеспечивает значения погрешности измерения расхода гидротурбины в интервале от  1,0 до  1,5 %; второй вариант при тех же условиях обеспечивает значения погрешности в интервале от  1,2 до  2,0 %.

8.1.5 Энергетические испытания индексным методом требуют наличия как минимум двух работоспособных пьезометрических выводов из спиральной камеры, расположенных в одном радиальном сечении; входное отверстие одного из выводов размещают на внешнем радиусе спирали, входное отверстие другого вывода - на внутреннем радиусе у статорных колонн.

При индексном методе испытаний измеряется не фактический расход воды, а пропорциональная ему величина. Сущность метода заключается в определении условного или индексного КПД гидротурбины и/или гидроагрегата путем измерения фактических значений мощности и напора и условной (индексной) величины расхода воды. Из-за увеличения погрешности измерения перепада давления индексный метод не рекомендуется применять при расходах гидротурбины менее 50 % от максимального для данного напора.

8.1.6 Оценку технического состояния гидротурбины по результатам энергетических испытаний производят на основании их сравнения с результатами предыдущих испытаний (или заводской эксплуатационной характеристикой):

- по снижению максимального абсолютного или относительного КПД;

- по изменению формы рабочей характеристики гидротурбины (смещению зоны максимума КПД в сторону больших или меньших мощностей);

- по снижению максимальной мощности при том же напоре гидротурбины и открытии направляющего аппарата (для поворотно-лопастных гидротурбин - при отсутствии нарушения комбинаторной связи);

- по выявлению во время испытаний при максимальных нагрузках отсутствовавшего ранее "срыва" КПД и мощности.

Выявление причин ухудшения состояния гидротурбины требует дополнительного анализа.

При проведении сравнительных испытаний следует соблюдать условия идентичности: использовать одни и те же пьезометрические выводы из спиральной камеры, одну и ту же измерительную аппаратуру; идентичными должны быть напор и высота отсасывания. Следует также учитывать повышенную погрешность сравнительных испытаний поворотно-лопастных гидротурбин с неполноохватной бетонной спиральной камерой.

8.1.7 Целесообразно одновременно с энергетическими испытаниями проводить исследования вибрационного состояния гидроагрегата в целях определения на рабочих характеристиках зон, не рекомендуемых и запрещенных для длительной работы гидроагрегата.

8.2 Оценка рабочих колес гидротурбин и контроль за техническим состоянием

8.2.1 Настоящий стандарт устанавливает требования к оценке технического состояния рабочих колес гидротурбин поворотно-лопастного и радиально-осевого типов при эксплуатации. Настоящий стандарт распространяется на гидротурбины с диагональными рабочими колесами.

Вследствие недоступности рабочих колес гидротурбин во время работы гидроагрегата для непосредственного контроля и отсутствия специальной контрольно-измерительной аппаратуры в узлах и механизмах оценку состояния рабочих колес производят:

- на работающем оборудовании по косвенным признакам;

- на остановленном гидроагрегате при осушенном проточном тракте по данным осмотров, освидетельствований, технических обследований (испытаний) и контрольных измерений.

Требования к техническому контролю рабочих колес радиально-осевых гидротурбин содержатся в таблице 1, поворотно-лопастных гидротурбин - в таблице 2.

Таблица 1 - Нормы контроля за техническим состоянием рабочего колеса радиально-осевых гидротурбин

Уровень контроля	Наблюдаемые и контролируемые параметры	Способы и средства контроля	Режим контроля	Допустимые значения параметров	Способ регистрации результатов контроля
Постоянный инструментальный и визуальный контроль на работающем оборудовании	Давление, вакуум, пульсация давления в проточной части, вибрация, биение вала	Инструментальный, автоматизированный дистанционный контроль	Непрерывно при наличии датчиков дистанционного контроля, визуально не реже одного раза в смену при обходах	Проектно-конструкторская, монтажная документация, СТО ГЭС	Журнал дефектов, суточная ведомость
Периодический осмотр, техническое обследование	Кавитационный износ элементов рабочего колеса. Механические повреждения. Трещины	Визуальный, инструментальный, автоматизированный дистанционный контроль	При осушенной проточной части. По графику и при необходимости	В соответствии с гарантиями завода-изготовителя. Наличие трещин не допускается. По результатам анализа металла РК	Формуляр, схема замеров. Фото
	Зазоры в лабиринтном уплотнении. Высотное положение РК	Инструментальный контроль		В соответствии с требованиями завода изготовителя. В соответствии с данными, приведенными в 8.2.9	Формуляры, акты, схема замеров
	Наличие повреждений спиральной камеры, облицовки отсасывающей трубы, закладных элементов	Визуальный, инструментальный. Контроль металла при техническом обследовании		Повреждения не должны препятствовать безопасной эксплуатации гидротурбины	Формуляры, акты, фото, описания. Технические отчеты

Таблица 2 - Нормы контроля за техническим состоянием рабочего колеса поворотно-лопастных гидротурбин

Уровень контроля	Наблюдаемые и контролируемые параметры	Способы и средства контроля	Режим контроля	Допустимые значения параметров	Способ регистрации результатов контроля
Постоянный инструментальный контроль. Периодический, во время обходов	Давление, вакуум, пульсация давления в проточной части агрегата, вибрация, биение вала	Инструментальный. Автоматизированный дистанционный контроль	Непрерывно при наличии датчиков дистанционного контроля. Периодический при обходах	Требования завода-изготовителя, НТД, местная инструкция по эксплуатации	Журнал дефектов, суточная ведомость
Периодический осмотр	Зазор камера - лопасть. Форма РК, форма камеры рабочего колеса по кромкам лопастей	Инструментальный контроль	При осушенной проточной части. При необходимости	В пределах 20 % от заданного проектного зазора камера - лопасть	Акты, формуляры замеров
Периодический осмотр	Кавитационный износ. Механические и коррозионные повреждения	Визуальный и инструментальный контроль	При осушенной проточной части. При необходимости	В соответствии с гарантиями завода-изготовителя	Формуляр, схема замеров, фото
Периодический осмотр	Кавитационный износ лопастей. Механические повреждения. Трещины	Инструментальный контроль	При осушенной проточной части. При необходимости	В соответствии с гарантиями завода-изготовителя. Наличие трещин не допускается	Акты, формуляры замеров
Периодический осмотр	Комбинаторная зависимость	Инструментальный контроль	При осушенной проточной части. При необходимости	Комбинаторная зависимость должна соответствовать оптимальной. Метки на фланце лопасти, маслоприемнике и регуляторе должны совпадать	Запись в акте, протоколы
Техническое обследование	Давление в полостях сервомоторов. Перестановочные усилия	Инструментальный контроль	На остановленном агрегате	Изменение величины перестановочных усилий допускается только в сторону уменьшения	Формуляр, акт
Техническое обследование	Равномерность установки всех лопастей	Инструментальный контроль	При осушенной проточной части	Расхождение в углах установки лопастей не должно превышать 0,5 %	Формуляр, акт
Периодический осмотр, техническое обследование	Величина люфтов механизма обратной связи	Инструментальный контроль	На остановленном агрегате	Не более 0,5% от полного хода сервомотора	Акты, формуляры замеров
Техническое обследование	Равномерность установки углов разворота лопастей	Инструментальный контроль	На остановленном агрегате	Расхождение в углах установки лопастей не должно превышать 0,5 % от полного разворота	Акты, формуляры замеров
Периодический осмотр	Протечки масла через уплотнения, стыки и разъемы втулки рабочего колеса	Визуальное обследование. Инструментальное по уровню в баке МНУ	На работающем и остановленном агрегате	Уровень ниже уставки датчика на баке МНУ. Протечки масла через уплотнения РК не допускаются	Суточная ведомость, протокол, акт

8.2.2 Ухудшение технического состояния гидротурбин и/или их эксплуатационных показателей проявляется во время работы под нагрузкой или в переходных режимах по следующим косвенным признакам:

- недобор мощности: мощность гидротурбины, измеренная с использованием штатных приборов, не достигает паспортной (по эксплуатационной характеристике) при фиксированном открытии направляющего аппарата, напоре и высоте отсасывания; причины недобора мощности выявляют по результатам осмотра и/или технического обследования (испытаний) гидроагрегата;

- увеличение биения вала и вибрации опорных конструкций гидроагрегата в зоне шахты гидротурбины (крышка турбины, корпус турбинного подшипника, опора подпятника) сверх значений, установленных документацией завода-изготовителя; отчетливое повышение биения вала или вибрации по сравнению с обычным уровнем или изменение характера колебаний;

- резкое повышение расхода воды на смазку подшипника с водяной смазкой по сравнению с обычными эксплуатационными значениями (паспортными или установленными на основании опыта эксплуатации);

- повышение температуры подшипника с масляной смазкой;

- возникновение шумов и ударов под крышкой турбины и в отсасывающей трубе при работе в нормальных эксплуатационных режимах.

У поворотно-лопастных гидротурбин дополнительными косвенными признаками ухудшения их состояния являются:

- увеличение перетоков масла в сервоприводе разворота лопастей (повышенный уровень масла в ванне маслоприемника при работе гидроагрегата под нагрузкой оценивают по результатам испытаний системы регулирования. Предельное значение перетоков соответствует переливу масла через гребенку лабиринтного уплотнения маслоприемника);

- потери масла из системы регулирования (снижается уровень масла в баке маслонапорной установки (МНУ), предельное снижение уровня контролируется уставкой датчика уровня);

- появление масла на поверхности воды в нижнем бьефе ГЭС (утечка масла происходит в результате ухудшения работы уплотняющих конструкций втулки рабочего колеса, в частности уплотнений цапф лопастей рабочего колеса. Возможно обводнение масла в системе регулирования).

У радиально-осевых гидротурбин дополнительными признаками ухудшения их состояния являются:

- повышение давления в разгрузочной полости (норму уровня давления в полости устанавливают по данным завода-изготовителя или исходя из опыта эксплуатации);

- повышение температуры подпятника гидрогенератора, не связанное с сезонными или режимными изменениями температуры;

- увеличение протечек через уплотнение вала в крышке турбины.

8.2.3 При осмотре и оценке состояния рабочих колес гидротурбин следует руководствоваться приложениями Д, Е, Ж, И, К, Л, М, Н и П. В случае привлечения сторонних специализированных организаций объемы, сроки и порядок проведения работ по оценке состояния рабочего колеса уточняются в программе работ, утверждаемой техническим руководителем ГЭС.

8.2.4 Осмотр рабочего колеса производят на выведенном из работы гидроагрегате при осушенном проточном тракте гидротурбины.

Осмотр с помощью специальных (работающих под водой) автономных средств без осушения проточного тракта может быть произведен только в исключительных случаях (авария, невозможность осушения).

8.2.5 При осмотре рабочих колес должны быть выявлены:

- очаги кавитационных повреждений на лопастях, втулке и обтекателях;

- наличие трещин, каверн и иных поверхностных повреждений, их характер, размеры и расположение относительно фиксированных точек.

При осмотре поворотно-лопастных рабочих колес дополнительно выявляют:

- протечки масла через уплотнения лопастей и др. конструктивы, наличие потеков масла на втулке РК, из-под крышки втулки РК, из-под фланцев лопастей и в конусе (обтекателе) из-под нижней крышки, из-под заглушек, пробок и клапанов;

- состояние заглушек болтов крепления лопасти, сливных и наливных отверстий и клапанов, стопоров гаек и головок болтовых соединений, наличие механических, кавитационных и абразивных повреждений, нарушение стопорных устройств.

Все выявляемые повреждения должны быть документально зафиксированы, привязаны к характерным точкам, обмерены и сфотографированы в масштабе для сравнения с предыдущими замерами. Должно быть сделано их краткое описание.

8.2.6 При эксплуатации рабочих колес в пределах гарантийных режимов гидротурбины должна быть оценена интенсивность кавитационной эрозии по величине весовой потери металла (кг) из рабочего колеса и элементов проточной части за определенное число часов работы в соответствии с гарантиями завода - изготовителя гидротурбин.

В случае отсутствия заводских гарантий по потере металла при кавитационном износе допустимый объем этих потерь должен быть определен в соответствии с [5].

8.2.7 Состояние металла лопастей оценивают при визуальном и инструментальном контроле. Работы производят в соответствии с приложением Ж. Проверку на наличие трещин в металле лопастей производят в соответствии с [5]. Контроль за состоянием металла рабочих колес следует, как правило, совмещать с капитальным ремонтом гидротурбины.

Контроль за состоянием металла рабочих колес в процессе эксплуатации гидротурбины необходимо выполнять с участием квалифицированных специалистов. Периодический контроль следует выполнять в первый раз не позднее чем через 8000 ч работы после начала эксплуатации гидротурбины, последующий контроль должен производиться не позднее чем через 25 000 ч после начала эксплуатации. Этот срок с учетом фактического состояния рабочих колес может быть изменен техническим руководителем ГЭС.

8.2.8 При необходимости, выявляемой при осмотрах и освидетельствованиях, требуется проверять геометрическую форму лопастей, симметричность их расположения, состояние кромок.

Проверка геометрических форм лопастей должна производиться в сроки, установленные техническим руководителем ГЭС, с привлечением специализированной организации.

У поворотно-лопастных гидротурбин должна быть проверена геометрическая форма камеры рабочего колеса. Работы следует производить в соответствии с приложениями X, Ц, Ш, Щ, Э, Ю, Я, 1 и 2 и с учетом рекомендаций [6] и [7].

8.2.9 У радиально-осевых гидротурбин проверяют размеры и равномерность зазоров в лабиринтных уплотнениях верхнего обода и высотное положение РК. Зазор контролируют по положению лабиринтных колец на верхнем ободе РК (вращающегося) по отношению к кольцам в крышке турбины (неподвижным). При отсутствии заводских или монтажных норм следует руководствоваться значениями отклонений (в мм), которые в зависимости от диаметра РК (в м) не должны превышать значений, приведенных в таблице 3.

Таблица 3 - Значения отклонений в зависимости от диаметра РК

Диаметр РК, м	2,0	4,0	6,0	8,0
Отклонение, мм	1,0	2,0	2,5	3,0

Величина выступа кромок входного сечения РК относительно закладных частей и крышки турбины в зависимости от диаметра РК, соответственно, не должна превышать значений, приведенных в таблице 4.

Таблица 4 - Величина выступа кромок входного сечения РК относительно закладных частей и крышки турбины в зависимости от диаметра РК

Диаметр РК, м	2,0	4,0	6,0	8,0
Отклонение, мм	1,0	1,0	2,0	3,0

Зазоры между РК и неподвижными частями гидротурбины, а также в лабиринтных уплотнениях не должны отличаться от заданных конструкторской документацией более чем на 20 %.

Неконцентричность между собой верхнего и нижнего лабиринтных колец и несоосность их с валом допускается в пределах 10 % от размера одностороннего зазора в лабиринтном уплотнении РК.

Работа должна производиться в соответствии с требованиями приложений У, Ф и рекомендациями [8], [6], [7].

Состояние клапана на торце вала, болтовых соединений оценивают по наличию механических, кавитационных и эрозионных повреждений, фиксируют нарушение стопорных устройств.

8.2.10 При осмотрах и освидетельствованиях рабочих колес поворотно-лопастных гидротурбин должны быть исследованы форма периферийных кромок лопастей, форма камеры рабочего колеса, размер зазора "камера - лопасть". Размер зазора "камера - лопасть" должен соответствовать нормативам конструкторской и/или монтажной документации [8]. При отсутствии соответствующих документов зазор "камера - лопасть" не должен превышать 0,001 от диаметра рабочего колеса. Контроль зазора следует производить в соответствии с требованиями приложений У, Ф и 6.

8.2.11 В случае неудовлетворительной работы рабочего колеса при полном соответствии контролируемых параметров проектным и монтажным требованиям должен быть произведен обмер геометрических размеров его элементов, включая построение профилей и решетки лопастной системы в соответствии с требованиями приложений X, Ц, Ш, Щ, Э, Ю, Я, 1 и 2.

8.2.12 Состояние механизма разворота лопастей при осмотрах и обследованиях (без разборки РК) должно оцениваться по косвенным признакам, для чего проверяются комбинаторная зависимость, равномерность углов установки лопастей, наличие люфтов и провисания лопастей.

Положение лопастей при проверке комбинаторной зависимости по углу разворота при заданном открытии направляющего аппарата не должно отличаться от проектного более чем на 0,5 %.

Расхождение в углах установки лопастей, замеренное в соответствии с требованиями приложений X, Ц, Ш, Щ, Э, Ю, Я, 1, 2, не должно превышать 1,0 % от угла их полного разворота.

8.2.13 Оценку величины перестановочных усилий и люфтов в механизме поворота лопастей следует производить в соответствии с требованиями приложения 3.

Изменение величины перестановочных усилий в процессе эксплуатации гидротурбины выявляют путем сравнения значений, полученных при измерениях во время очередного осмотра или освидетельствования, с их значениями, полученными ранее при измерениях, выполненных по методике завода на остановленном агрегате во время монтажа или последнего капитального ремонта и зафиксированных в соответствующих документах (актах, протоколах, формулярах) как базовые значения для последующих контрольных измерений в процессе эксплуатации.

Оценку состояния механизмов и узлов трения рабочего колеса производят, исходя из того, что изменение значений перестановочных усилий в механизме поворота лопастей допускается только в сторону их уменьшения по сравнению с базовыми (первоначально зафиксированными).

8.2.14 Общее состояние рабочего колеса оценивают, исходя из степени износа основных деталей и узлов, наличия повреждений, соответствия паспортным или проектным требованиям.

Эксплуатация поворотно-лопастных рабочих колес в пропеллерном режиме недопустима, и ее следует рассматривать как эксплуатацию неисправного оборудования.

8.3 Оценка и контроль за техническим состоянием маслоприемника рабочего колеса поворотно-лопастной гидротурбины

8.3.1 На работающем агрегате состояние маслоприемника оценивают по внешнему виду, величине протечек масла через уплотнения штанги, а также величине перетоков в системе сервопривода механизма разворота лопастей рабочего колеса.

8.3.2 Долговечность и надежность маслоприемника в работе определяют качество центровки маслоприемника и гидроагрегата, величина отклонения от перпендикулярного положения линии вала гидрогенератора и зеркального диска подпятника, соосность штанг маслоприемника, их направляющих и подшипников гидрогенератора, а также величина установленных в подшипниках зазоров.

При оценке текущего состояния маслоприемника по этим признакам необходимо учитывать величину и характер биения вала у верхнего генераторного подшипника, радиальную составляющую вибрации верхней крестовины генератора и корпуса маслоприемника, которые должны отвечать допустимым нормам в соответствии с требованиями приложения 5. Превышение этих норм ведет к прогрессивному ухудшению состояния маслоприемника.

8.3.3 При анализе и оценке технического состояния маслоприемника должна быть использована эксплуатационная, монтажная и ремонтная документация в части проверки линии вала и регулировки зазоров в направляющих подшипника и штангах маслоприемника [9].

Проверка этих параметров должна быть выполнена в соответствии с требованиями приложений У, Ф и 6.

8.3.4 Основным критерием при оценке состояния маслоприемника и сервопривода механизма разворота лопастей во время работы гидроагрегата служит величина протечек масла через фланцевые соединения и уплотнения штанг, которая контролируется визуально по величине протечек, а при наличии датчика уровня в ванне маслоприемника - дистанционно.

8.3.5 Надежным признаком возникновения нарушений в работе системы управления лопастями рабочего колеса служит изменение режима работы насосов МНУ, характеризуемого отношением времени работы его на аккумулятор к суммарному времени работы на слив и простоя.

При нормальном состоянии системы регулирования сервомотора механизма разворота лопастей рабочего колеса и маслоприемника насос работает в режиме 1:(12...20). Об ухудшении состояния названных узлов свидетельствует режим работы 1:(4...6).

8.3.6 При оценке состояния узла маслоприемника во время осмотров необходимо исключать влияние на его работу других элементов системы регулирования гидротурбины путем временного ограничения их перемещений или перекрытия задвижек на маслопроводах сервомоторов направляющего аппарата.

При проведении работ по оценке состояния маслоприемника необходимо руководствоваться приложением 3, а также рекомендациями [7].

8.3.7 Во время периодических осмотров маслоприемника (таблица 5) на остановленном гидроагрегате основное внимание следует обращать на наличие потеков масла на корпусе, фланцевых соединениях и опорных конструкциях маслоприемника, состояние уплотняющих элементов, состояние штанги в зоне ее перемещения (при технической возможности).

8.3.8 При осмотрах и освидетельствованиях маслоприемника:

- оценивают наличие и вид натиров, раковин, следов перегрева и других повреждений, фиксируют их размещение, характер и размеры;

- оценивают механическое состояние втулок, качество и плотность их запрессовки в корпус, состояние стопорных устройств, степень износа;

- измеряют и фиксируют зазоры "штанга - втулка" в зоне перемещения штанги;

- по результатам измерений определяют протечки и перетоки масла в маслоприемнике и сервомоторе рабочего колеса;

- оценивают механическое состояние узлов механизма обратной связи (заделка троса, крепление кронштейнов, состояние подшипников, троса или штанги, люфты, зазоры и др.);

- проверяют величину и равномерность зазоров в лабиринтном уплотнении маслоприемника;

- оценивают состояние изоляции маслоприемника от подшипниковых токов (сопротивление изоляции не менее 1 МОм);

- оценивают состояние крепежа и контрящих устройств корпуса маслоприемника и фланцевых соединений;

- производят проверку манометров, датчика уровня масла;

- проверяют соответствие показаний указателей угла разворота лопастей на маслоприемнике, колонке регулятора и фланце лопастей РК.

8.3.9 Величину зазоров, несоосность и неконцентричность узлов и деталей оценивают в сопоставлении с конструкторской документацией завода-изготовителя или с монтажными формулярами [8]. При отсутствии соответствующей документации оценку следует производить на основании нижеприведенных данных (см. таблицы 5 и 6).

8.4 Оценка и контроль за техническим состоянием направляющего аппарата гидротурбины

8.4.1 Настоящий стандарт устанавливает требования к оценке технического состояния цилиндрического направляющего аппарата (НА), кинематического механизма и элементов сервопривода направляющего аппарата вертикального гидроагрегата. Общее состояние НА оценивают по степени его износа, определяющего объем ремонтных восстановительных работ для восстановления проектных параметров [10] и [11].

Таблица 5 - Нормы контроля за техническим состоянием узлов и механизмов маслоприемника гидротурбины

Уровень контроля	Наблюдаемые и контролируемые параметры	Способы и средства контроля	Режим контроля	Допустимые значения параметров	Способ регистрации результатов контроля
Постоянный инструментальный контроль на работающем оборудовании. Периодический визуальный	Уровень масла в ванне маслоприемника	Визуальный или инструментальный контроль	Непрерывно при наличии дистанционного контроля. Периодически при обходах один раз в сутки	Не превышает установившийся уровень. Не допускается повышение уровня до гребенки лабиринтного уплотнения	Лента самописца, журнал дефектов, срочная информация для ремонтного и оперативного персонала
Периодический визуальный	Состояние пар трения "штанга - втулка"	Визуальный контроль	Периодически, при необходимости	Величина протечек и температуры не превышают установившихся значений, одностороннее смещение штанги не допускается	Запись в журнал дефектов, срочная информация для ремонтного и оперативного персонала
Постоянный инструментальный контроль на работающем оборудовании. Периодический визуальный	Температура сегментов подшипника генератора. Биение вала. Вибрация маслованны, верхней крестовины	По показаниям датчиков температуры, биения вала, вибрации маслованны, крестовины	Непрерывно при наличии дистанционного контроля. Периодический при обходах один раз в сутки	В соответствии с конструкторской заводской документацией	Лента самописца, журнал дефектов, срочная информация для ремонтного и оперативного персонала
Инструментальный контроль	Показания датчиков перемещения (индикаторы часового типа) вала генератора		Во время ремонта при необходимости	В соответствии с конструкторской заводской документацией	Протокол проверки линии вала

Таблица 6 - Примерные допуски для оценки технического состояния маслоприемника, мм

Диаметр рабочего колеса, м	3	5	7	9
Негоризонтальность верхнего опорного фланца основания маслоприемника (ванны)	0,10	0,10	0,15	0,20
Неконцентричность зазоров в лабиринтном уплотнении маслоотражателя	0,05	0,10	0,15	0,15
Несоосность корпуса маслоприемника с основанием (ванной)	0,05	0,05	0,10	0,10

8.4.2 Постоянный контроль за техническим состоянием НА при работе гидроагрегата должен выявлять следующие признаки ухудшения состояния НА:

- увеличение времени выбега гидроагрегата после подачи команды на останов и закрытие НА;

- возобновление вращения ротора гидроагрегата после полной остановки и отключения тормозов;

- наличие значительных протечек воды через уплотнения цапф лопаток НА;

- повторяющиеся повреждения предохранительных устройств на рычагах лопаток (разрывных болтов, срезных штифтов, пальцев и др.);

- наличие шума текущей воды в проточной части гидротурбины при закрытом НА;

- увеличение потерь сжатого воздуха (увеличение частоты подкачки) при работе гидроагрегата в режиме синхронного компенсатора;

- увеличение протечек и перетоков в сервомоторах НА (изменение цикла "включение-выключение" насосов МНУ);

- увеличение частоты включения лекажного агрегата;

- наличие стуков и заеданий при перемещении регулирующего кольца, необычное смещение элементов кинематики (например, при разрушении срезного пальца);

- повышенные перестановочные усилия сервомоторов НА.

8.4.3 Для общей оценки состояния элементов кинематической схемы управления определяют величину суммарных люфтов и мертвых ходов в обратной связи. В жестких обратных связях в случае необходимости люфты должны определяться поэлементно для выявления изношенных шарниров.

8.4.4 При осмотрах остановленного гидроагрегата при осушенной проточной части должны быть выявлены и оценены эрозионные, кавитационные и механические повреждения узлов и деталей НА. При этом производят качественную и количественную оценку кавитационных и эрозионных (гидроабразивных и коррозионных) повреждений лопаток, а также верхнего и нижнего колец НА. Должны быть выполнены фотографирование, обмеры и привязка поврежденных участков к осям гидроагрегата, бьефам и берегам или к другим фиксированным элементам для возможности сравнения с предыдущими замерами. Аналогичную работу производят по оценке состояния защитных облицовок (при их наличии).

Уровень коррозионного и абразивного износа частей НА не должен быть более высоким, чем на прилегающих к нему элементах проточной части, выполненных из аналогичного материала.

При обнаружении скорости износа более 0,1 мм/год следует проводить специальные восстановительные мероприятия.

Выявляют наличие натиров и повреждений на верхнем и нижнем кольцах НА в зоне перемещения лопаток.

8.4.5 При осмотрах и освидетельствованиях измеряют зазоры по перу и торцам лопаток, оценивают состояние резиновых уплотнений, пазов и контактных поясков.

Зазоры по перу измеряют в трех точках по высоте лопаток щупом при закрытом положении НА; при высоте лопаток менее 500 мм измерения производят в двух точках по их высоте.

Размеры допускаемых зазоров в НА, не имеющих уплотнений, нормируются в зависимости от высоты пера лопатки или диаметра РК гидротурбины (таблица 7).

Таблица 7 - Размеры допускаемых зазоров в НА в зависимости от высоты пера лопатки или диаметра РК

Высота лопатки, мм	500	1000	1500	2000
Диаметр РК, мм	2000	3000	4000	5000
Зазор, мм	0,05	0,1	0,15	0,20

Суммарная длина всех местных зазоров между двумя смежными лопатками, превышающих норму, не должна превышать 20 % от длины пера лопатки.

В направляющем аппарате, имеющем резиновые уплотнения, измерения производят в трех точках по высоте лопатки щупом при сервомоторе, находящемся на стопоре. Резина уплотнения при измерениях должна быть сжата равномерно без зазоров по всей высоте пера. При этом зазоры по металлу в зоне контакта между соседними лопатками должны быть равномерными по высоте пера и составлять 0,5-1,0 мм.

8.4.6 Размер полного открытия НА измеряют нутромером по минимальному расстоянию в свету (просвет) между полностью развернутыми соседними лопатками: измеренный размер должен соответствовать документации завода - изготовителя гидротурбины. Общее отклонение допускается только в сторону увеличения. Отклонение размеров полного открытия между разными лопатками не должно превышать 3 %.

8.4.7 Оценку состояния уплотнений по перу и торцам лопаток производят визуально. В случае обнаружения повреждений или отсутствия уплотнителя необходимо оценить состояние пазов под закладку нового шнура, а также входных кромок на торцах лопаток.

Нормы контроля за техническим состоянием направляющего аппарата указаны в таблице 8.

8.4.8 При наличии ограничителей поворота лопаток следует проверить их состояние.

8.4.9 При периодических осмотрах контролируют степень износа направляющих регулирующего кольца при открытии и закрытии направляющего аппарата в диаметральном и вертикальном направлениях, наличие перекосов установки сервомоторов и их штоков, наличие трещин в местах крепления опор сервомоторов. При обнаружении повышенных перемещений регулирующего кольца и люфта производится разборка узлов трения с последующей оценкой их состояния.

Таблица 8 - Нормы контроля за техническим состоянием направляющего аппарата

Узлы и детали	Контролируемый параметр	Контрольное значение	Примечание
Лопатки, нижнее кольцо, верхнее кольцо НА	Коррозионный и абразивный износ	0,1 мм/год	Не более 5 мм
	Кавитационный износ	Не допускается
Подшипники лопаток, втулки, цапфы лопаток	Износ, трещины в облицовке, отставание или выкрашивание	Зазоры в пределах допусков, предусмотренных в чертежах, трещины, отставание и выкрашивание не допускаются
Узлы трения кинематики	Износ	Зазоры в пределах допусков, предусмотренных в чертежах
	Увеличенные перестановочные усилия	Усилия в пределах допусков завода-изготовителя
Узлы и детали кинематики НА	Наличие трещин	Не допускается
Срезные пальцы	Поломки	Частые поломки без видимых причин не допускаются
Трущиеся поверхности регулирующего кольца	Износ	Нормы завода-изготовителя в пределах конструктивных зазоров	0,001 от диаметра кольца, но не более 5 мм
Уплотнения цапф лопаток	Протечки	Допускается в пределах обеспечения откачки с крышки турбины
Уплотнения лопаток по перу и торцам	Протечки через НА	Допускаются протечки, приводящие к остановке гидроагрегата на выбеге без торможения
Сервомоторы	Износ цилиндров, уплотнений поршней	Допускаются протечки, величина которых обеспечивает цикл насосов МНУ не хуже 1:10
Фланцевые соединения		Протечки не допускаются
Кинематика НА	Суммарные люфты	Наличие люфтов считается недопустимым	Не более 0,5 % от полного хода сервомотора

8.4.10 Величина натяга сервомотора НА должна соответствовать документации завода-изготовителя. При отсутствии документации натяг проверяют при минимальном давлении в МНУ, обеспечивающем перемещение регулирующих органов (около 5 кг/см²). Величина натяга должна составлять 1 ... 1,5 % от полного хода сервомотора. После снятия давления установленная величина натяга должна обеспечивать плотное закрытие НА без зазоров и перекосов. При этом резиновый шнур между лопатками должен быть сжат до величины зазора между металлическими поверхностями лопаток 0,5 ... 0,1 мм. При зазоре между вилкой стопора и упором поршня 0,5 ... 0,8 мм натяг при снятом давлении в сервомоторах должен сохраняться (обеспечивать плотность закрытия НА), несмотря на возврат поршня сервомотора со стопорам на величину зазора и поршня без стопора на большую величину.

8.4.11 При контроле за техническим состоянием особое внимание должно быть обращено на состояние узлов и деталей, поломки которых имели место в период эксплуатации. При этом объем и методы контроля определяются, исходя из необходимости получения полной информации о причинах имевшихся нарушений.

8.4.12 При выявлении трещин на лопатках следует проводить контроль металла путем вырезки образцов для металлографического анализа и определения свойств металла.

8.5 Оценка крышки гидротурбины и контроль за техническим состоянием

8.5.1 Оценку технического состояния крышки гидротурбины следует производить с учетом ее функций в качестве места размещения конструктивных узлов, агрегатов и деталей ряда элементов и технических систем гидроагрегата: например, опорных конструкций подпятника гидрогенератора и направляющего подшипника гидротурбины, клапана срыва вакуума, системы откачки воды, сервомоторов и кинематики НА, стопорных и предохранительных устройств НА, аппаратуры и трубопроводов системы перевода гидроагрегата в режим СК, лекажного агрегата и др. Поэтому оценка технического состояния крышки гидротурбины должна отражать ее соответствие специфическим требованиям этого оборудования.

Для определения наличия усталостных трещин, внутренних сколов в крышке турбины и крепежных элементах необходимо проводить периодические исследования методами неразрушающего контроля.

8.5.2 Крышка гидротурбины является сборником следующих протечек:

- воды из проточной части через неплотности уплотнений ряда узлов и деталей;

- масла из всех расположенных выше маслосодержащих элементов гидроагрегата (маслованн, маслопроводов, арматуры).

По объему и содержанию протечек, откачиваемых с крышки гидротурбины, можно косвенно оценить качество работы водяных и масляных уплотнений, состояние стыков и фланцевых соединений.

8.5.3 При постоянном контроле состояния крышки гидротурбины во время работы гидроагрегата (таблица 9) фиксируют визуально и измеряют при помощи штатных и переносных измерительных средств:

- уровень воды в крышке;

- наличие и объем протечек через уплотнения цапф лопаток направляющего аппарата, уплотнение вала в крышке турбинного подшипника и крышке гидротурбины, фланцевые соединения крышки, люки, клапаны, сливные и дренажные устройства;

- наличие масла на поверхностях деталей и оборудования и в крышке;

- частоту срабатывания насосов откачки и эффективность работы эжектора;

- наличие посторонних звуков в проточной части;

- наличие повышенной вибрации и биения вала в зоне крышки и корпуса турбинного подшипника;

- состояние крепежа, закладных и крепежных элементов;

- показания контрольно-измерительных приборов в шахте турбины.

Таблица 9 - Нормы контроля за техническим состоянием крышки гидротурбины

Уровень контроля	Наблюдаемые и контролируемые параметры	Способы и средства контроля	Режим контроля	Допустимые значения параметров	Способ регистрации результатов контроля
Постоянный технический контроль	Протечки воды	Визуальный и автоматизированный дистанционный контроль уровня воды в крышке	Непрерывно, при наличии датчиков дистанционного контроля; при обходах оборудования один раз в смену	Параметры не должны превышать значений, установленных заводской документацией. Допустимый уровень - объем протечек не превышает производительности насосов осушения	Запись в журнале осмотра
	Протечки масла	Визуально	При обходах оборудования один раз в смену	Протечки масла не допускаются	Формуляры, акты, схема замеров
	Вибрация, биение вала; давление под крышкой; температура	Визуальный и инструментальный контроль	Непрерывно, при наличии дистанционного контроля; при обходах оборудования один раз в смену	Параметры не должны превышать значений, установленных заводской документацией	Запись в журнал дефектов, информация для ремонтного и оперативного персонала

8.5.4 На остановленном гидроагрегате при периодических осмотрах со стороны осушенной проточной части оценивают состояние следующих конструктивных частей крышки гидротурбины:

- всей поверхности крышки для выявления участков кавитационного и гидроабразивного износа;

- зоны за НА в месте стыка крышки и верхнего кольца НА;

- состояние металла вокруг отверстий в крышке.

При осмотрах остановленного гидроагрегата со стороны шахты гидротурбины следует контролировать состояние крепежных элементов (шпилек, гаек и др.) фланцевых соединений крышки гидротурбины с верхним кольцом статора (или с верхним кольцом НА).

8.5.5 Выявление неудовлетворительной работы (состояния) конструкций и систем, связанной с их размещением на крышке гидротурбины, может потребовать технического обследования (испытаний) крышки по специальным программам, в т. ч. связанным с оценкой ее прочности и жесткости.

8.6 Оценка металлических элементов проточной части гидротурбины и контроль за их техническим состоянием

8.6.1 Настоящий стандарт устанавливает требования к оценке технического состояния камеры рабочего колеса (КРК) ПЛ гидротурбины, облицовки спиральной камеры, отсасывающей трубы и закладных элементов проточной части турбины (водозаборов, приямков, сбросных трубопроводов) вертикального гидроагрегата.

8.6.2 Из-за тяжести последствий первостепенное значение имеет своевременная оценка технического состояния КРК и выявление внутренних дефектов и повреждений. Ухудшение технического состояния КРК или ее эксплуатационных показателей должно быть своевременно выявлено во время периодических осмотров и регулярных технических освидетельствований, а также в аварийных ситуациях при обнаружении нарушений в работе гидротурбины, проводимых при осушенной проточной части.

8.6.3 Периодическому осмотру и оценке состояния подлежат следующие конструктивные части КРК:

- облицовка камеры;

- отъемный сегмент;

- сопрягающий пояс;

- заоблицовочное пространство.

8.6.4 Общее техническое состояние КРК и ее конструктивных частей оценивают по следующим показателям:

- наличие механических, кавитационных и гидроабразивных повреждений металлических поверхностей;

- состояние (повреждения, дефекты) конструктивных и ремонтных сварных швов и наплавки;

- состояние геометрической формы КРК;

- состояние (повреждения, дефекты) сопрягающего пояса, отъемного сегмента, пробок заглушек, штуцеров, ниппелей, отводящих и подводящих трубопроводов.

Инструментальному контролю подлежат габаритные размеры и форма сферической части КРК (отклонение формы от окружности). Контроль производят в соответствии с документацией завода-изготовителя или с требованиями приложения Е.

8.6.5 На основе оценки общего состояния КРК и ее конструктивных частей при осмотре и освидетельствовании в случае необходимости определяют порядок и объем специального технического обследования (углубленных исследований, испытаний).

8.6.6 Техническое состояние отъемного сегмента оценивают по показателям состояния его отдельных частей и деталей:

- общее состояние конструктивных частей сегмента и сопрягающихся с ним конструктивных частей КРК;

- состояние крепежа, талрепов, домкратов, закладных и крепежных элементов в нише бетонного массива;

- качество и состояние соединения облицовок отъемного сегмента и КРК.

8.6.7 Оценку технического состояния облицовки и сопрягающего пояса КРК производят в следующем порядке:

- определяют характер, площадь и глубину кавитационных повреждений;

- производят фотографирование повреждений в масштабе, снятие формуляров с привязкой к характерным точкам КРК, составляют краткое описание для сравнения с результатами предыдущих осмотров;

- оценивают качество прилегания облицовки к штрабному бетону, ребрам жесткости и другим частям КРК;

- выявляют наличие заоблицовочных пустот, их площадь и координаты относительно характерных точек КРК, составляют формуляры и описания заоблицовочных пустот;

- измеряют толщину облицовки в характерных точках: при наличии уноса металла толщину облицовки восстанавливают до проектного значения;

- оценивают состояние сопрягающего пояса и место его соединения с облицовкой.

Критериями при оценке состояния КРК служат:

- состояние металлических элементов КРК, оцененное по результатам осмотра и обмеров;

- величина кавитационного и гидроабразивного износа облицовки (оценивают по весу унесенного металла (в кг) за контрольный срок).

Допустимую норму уноса металла определяют по конструкторской документации (гарантиям) завода-изготовителя, а при ее отсутствии - на основании [5].

Не допускают эксплуатацию КРК с трещинами, сквозными отверстиями и механическими повреждениями конструктивных частей.

Для проведения технических обследований в целях выявления причин, вызывающих повреждения КРК и ее частей, следует привлекать специализированные организации, имеющие соответствующий опыт работы. Для устранения дефектов следует привлекать заводы-изготовители и использовать технологии, рекомендованные этими заводами.

8.6.8 Осмотры, освидетельствования и технические обследования металлических облицовок спиральной камеры и отсасывающей трубы производят при осушенной проточной части.

Осмотру подлежат поверхности металлических облицовок, пробки, заглушки, штуцера, ниппели отводящих и подводящих импульсных трубопроводов, водозаборы, сливные приямки, люки, лаз в камеру отъемного сегмента, сопряжения облицовки с закладными частями турбины, затворов и облицовки оголовков разделительных бычков. Порядок осмотра металлических облицовок спиральной камеры и отсасывающей трубы соответствует порядку, рекомендованному для осмотра КРК.

При осмотре выявляют также участки повреждений в сопряжении с облицовкой закладных трубопроводов и других конструкций.

Оценку состояния трубопроводов, примыкающих к облицовке, производят на основе материалов их внешнего осмотра, а также по результатам продувки, опрессовки и простукивания.

8.7 Оценка аварийных, аварийно-ремонтных затворов, сороудерживающих решеток гидротурбинного блока и контроль за их техническим состоянием

8.7.1 Требования настоящего стандарта распространяются на металлические плоские и сегментные аварийные и аварийно-ремонтные затворы, установленные в водоприемниках гидротурбинных блоков, предтурбинные дисковые и шаровые затворы, установленные в концевой части напорных подводящих трубопроводов ГЭС (далее - затворы) и на сороудерживающие решетки, установленные в водоприемниках гидротурбинных блоков [12], [10] и [13].

8.7.2 Контроль за техническим состоянием затворов и сороудерживающих решеток должен подтверждать [14] и [15]:

- постоянную готовность затворов к работе: к аварийному закрытию - для предотвращения разгона гидроагрегата при отказе системы управления направляющим аппаратом гидротурбины, при понижении давления в МНУ гидротурбины ниже допустимого, при разрыве подводящего напорного турбинного трубопровода; к нормальному закрытию - перед проведением ремонтных работ в проточной части гидротурбины, при переводе гидроагрегата в режим синхронного компенсатора; к открытию - перед вводом гидроагрегата в работу, по режимным и эксплуатационным условиям;

- надежность защиты гидротурбинного блока сороудерживающими решетками от попадания крупного плавающего сора (бревен, глыб льда и других крупных предметов) во избежание повреждений элементов проточной части гидротурбины или от нарушения гидродинамической структуры потока, способного вызвать повышенную вибрацию оборудования и строительных конструкций.

8.7.3 Требования настоящего стандарта учитывают необходимость заблаговременного выявления и предупреждения наиболее вероятных повреждений затворов и сороудерживающих решеток, в т. ч.:

- у затворов - механические, коррозионные, эрозионные повреждения элементов (уплотнений, опорно-ходовых частей, несущих конструкций, обшивок), заклинивание в пазах плоских затворов, неравномерное движение предтурбинных затворов при неисправной работе подъемных и управляющих механизмов, повреждениях закладных частей;

- у систем управления затворами - отказы в аварийных режимах, нарушение расчетного времени аварийного закрытия затворов, согласованного с условиями режимов (гарантий) регулирования гидротурбин при сбросах нагрузки гидроагрегатом;

- у сороудерживающих решеток - усталостные (вибрационные), механические (от воздействия крупного сора или льда), коррозионные и эрозионные (от истирания, биологического обрастания) повреждения стержней и несущих конструкций, в т. ч. при эксплуатации с перепадами напора, превышающими расчетный по прочности; у сороудерживающих решеток, оборудованных электрообогревом должны быть дополнительно выявлены и предупреждены отказы в системе обогрева (нарушение изоляции, замыкания между кабелями и на каркас решетки).

8.7.4 При постоянном контроле за состоянием плоских и сегментных затворов необходимо один раз в смену контролировать их положение - по приборам, если это предусмотрено системой дистанционного контроля, и/или визуально во время обходов ГЭС. Ежесуточно при обходе ГЭС необходимо проводить осмотр подъемных (подъемно-опускных) механизмов и их приводов (канатных, гидравлических), а также доступных для осмотра участков конструкций затворов и пазов в объеме, применительно к указанному в таблице 6, выявлять вновь возникающие и развивающиеся повреждения. Верхние участки затворов и пазов должны быть свободны от обмерзания и наледей. Результаты осмотра заносят в оперативный журнал и в журнал дефектов (при обнаружении повреждений). Объем постоянного контроля устанавливает технический руководитель ГЭС с учетом конкретных возможностей для его (контроля) осуществления в условиях работающего гидроагрегата.

8.7.5 При периодических осмотрах плоских и сегментных затворов (проводят при ремонтах основного оборудования при установленных ремонтных заграждениях и осушенном водоприемнике) контроль осуществляют в объеме, указанном в таблице 10.

Таблица 10 - Нормы контроля за техническим состоянием аварийных и аварийно-ремонтных затворов водоприемника

Контролируемый узел	Контролируемые показатели технического состояния	Метод контроля	Периодичность контроля	Допустимые значения, отклонения контролируемых показателей	Документ, отражающий результаты контроля	Вероятное решение по результатам контроля
Постоянный контроль за состоянием затворов во время работы гидроагрегатов
Положение затвора	Готовность к аварийному закрытию	Штатный прибор, визуальный	Один раз в смену		Оперативный журнал, журнал дефектов (при обнаружении)	Немедленное исправление дефекта
Подъемные (подъемно-опускные) механизмы	Готовность к работе при аварийном закрытии затвора	Штатные приборы, визуальный	То же		Оперативный журнал, журнал дефектов (при обнаружении)	Немедленное исправление дефекта
Участки конструкций затвора, пазов, аэрационные трубы	Обрыв, износ, повреждение, промерзание пазов и труб	Визуальный в зоне, доступной для осмотра	Один раз в сутки, в морозный период один раз в смену и чаще	Отсутствие видимых повреждений, промерзания пазов и труб, работоспособность систем, предупреждающих обмерзание	Оперативный журнал, журнал дефектов (при обнаружении)	Немедленное исправление дефекта
Периодический осмотр затворов на специальной площадке
Обшивка	Коррозионный износ, обрастание, вмятины	Визуальный	По графику, утверждаемому техническим руководителем ГЭС	Оценочно процент повреждения поверхности, глубины коррозионных каверн (до 10 % поверхности)	Журнал осмотра, ведомость дефектов	Рекомендации по устранению дефектов, сроки устранения
Несущие конструкции, ригели	Коррозионный износ, наличие трещин в сварных швах, наличие других механических повреждений	Визуальный с применением оптических и измерительных средств для оценки трещин	То же	Оценочно процент повреждения поверхности, глубины коррозионных каверн, оценка трещин (глубина, продолжительность)	Журнал осмотра, ведомость дефектов	Рекомендации по устранению дефектов, сроки устранения
Уплотнения	Обрыв, повреждения (в т. ч. кавитационные), повреждение креплений	Визуальный с применением оптических и измерительных средств	"	Отсутствие фильтрации по всей линии уплотнения, суммарная фильтрация не должна превышать 0,2 л/сек на 1 п.м. уплотнений	Журнал осмотра, ведомость дефектов	Рекомендации по устранению дефектов, сроки устранения
Закладные части затворов	Коррозионный износ металла, размыв штрабного бетона вокруг закладной части	Визуальный с применением оптических и измерительных средств	"	Коррозионный износ до 10 % поверхности, отсутствие обходной фильтрации	Журнал осмотра, ведомость дефектов	Рекомендации по устранению дефектов, сроки устранения
Ходовая часть скользящих затворов	Износ опорной части: дерево, ДСП, фторопласт	Визуальный с применением оптических и измерительных средств	"	Отсутствие повреждений, препятствующих опусканию затвора	Журнал осмотра, ведомость дефектов	Рекомендации по устранению дефектов, сроки устранения
Ходовая часть колесных плоских затворов	Натиры и задиры на колесах, повреждения опорной части и осей, наличие смазки	Визуальный с применением оптических и измерительных средств	"	Отсутствие видимых повреждений	Журнал осмотра, ведомость дефектов	Рекомендации по устранению дефектов, сроки устранения
Подъемные (подъемно-опускные) механизмы, захваты, зацепы, сочленения с приводом, системы управления	Износ шарниров и проушин, трещины, коррозия, повреждения тросов, приводных цилиндров, гидроприводов, маслосистем	Штатные приборы, визуальный с применением оптических и измерительных средств	Не реже одного раза в год	Отсутствие повреждений, препятствующих аварийному закрытию затвора	Журнал осмотра, ведомость дефектов	Рекомендации по устранению дефектов, сроки устранения
Техническое освидетельствование
Затвор, подъемные (подъемно-опускные) механизмы	Все возможные повреждения, износ, дефекты	Инструментальная оценка величины коррозии и обнаруженных повреждений	По графику, утверждаемому техническим руководителем ГЭС		Акт освидетельствования, паспорт затвора	Оценка технического состояния затвора, рекомендации по устранению дефектов, сроки устранения, рекомендации по проведению технического обследования
		Ревизия подшипников ходовой части	То же
		Инструментальная оценка износа скользящих поверхностей	"	Степень износа не более 3 мм
		Инструментальная оценка износа (повреждений) резиновых уплотнений	"	Не более 5 мм, отсутствие обрывов

При осмотрах затворов необходимо оценивать состояние:

- обшивки (повреждения, коррозионный износ, обрастание моллюсками, наличие трещин в сварных швах, болтовых и заклепочных креплений элементов на обшивке) и других водонепроницаемых мест конструкции затворов. Они должны быть плотными и водонепроницаемыми в рабочем состоянии;

- уплотнений затворов. Они должны быть тщательно пригнаны по всему контуру к закладным частям и соприкасающимся кромкам секции, должны сохранять проектные свойства (необходимую гибкость, упругость и подвижность), на управляемых уплотнительных устройствах должна обеспечиваться управляемость в пределах нормативного хода;

- поверхности забральной балки в пределах перемещения верхнего уплотнения глубинных затворов и контактной поверхности боковых уплотнений. Она должна быть гладкой, без задиров и иных повреждений;

- опорных полозьев плоских скользящих затворов из дерева, древесно-слоистого пластика ДСП-Б-гт, стали, из масленита Д и других материалов. Они должны быть гладкими, без повреждений, сколов, трещин и плотно прилегать к рабочему пути (закладной части паза);

- опорных катков, шарнирных опор, втулок и осей рабочих колес, балансиров (шарниров) колесных тележек, обратных тележек. Боковые и торцевые колеса и другие механизмы и детали должны быть чистыми и смазаны;

- масленок и смазочных каналов. Они должны быть прочищенными и свободно пропускать смазку;

- рабочих и обратных путей в пазах колесных затворов. Они должны быть ровными, без деформаций, трещин и других повреждений;

- сцепок секций затворов. Они не должны иметь деформаций щек и осей крепления, оси должны быть смазаны, уплотнения между секциями должны быть тщательно пригнаны по всему контуру;

- перепускных устройств. Они должны иметь плотно прилегающие уплотнения;

- штанг, подвесов и подхватов. Должны отсутствовать деформации присоединяемых узлов, оси шарниров должны быть смазаны;

- аэрационных отверстий. Они должны быть свободны от засорения и льда.

Обязателен контроль за объемом протечек через уплотнения (боковые, верхнее, нижнее), который осуществляют путем непосредственного наблюдения при закрытом затворе после удаления ремонтного заграждения. Результаты отражают в журнале осмотра, при осмотре составляют также ведомость дефектов с указанием сроков их ликвидации.

8.7.6 Во время периодических осмотров плоских и сегментных затворов (не реже одного раза в год) проводят техническое обследование (испытания) подъемных (подъемно-опускных) механизмов (электромеханических, гидромеханических), в т. ч. канатов, тяговых органов, изоляции проводов и заземления, схем управления, состояния освещения и сигнализации, в целях определения готовности затворов к аварийному закрытию при опускании в текущую воду. Осмотр затворов проводят также после каждого аварийного закрытия. При этом обращают внимание на значение прогиба основных ригелей, которое не должно превышать расчетное или установленное по опыту эксплуатации.

8.7.7 Техническое освидетельствование плоских и сегментных затворов проводят с их выемом из пазов на подготовленную площадку в том же порядке, что и периодические осмотры. Особое внимание должно быть обращено:

- на инструментальную оценку обнаруженных повреждений и участков, подверженных коррозии, обрастанию;

- оценку состояния подшипников ходовой части;

- инструментальную оценку износа поверхностей скольжения (глубина износа не должна превышать 3 мм);

- инструментальную оценку износа (повреждений) резиновых уплотнений (износ не должен превышать 5 мм при отсутствии разрывов).

При техническом освидетельствовании подлежат разборке приводные механизмы для обнаружения дефектов вращающихся и трущихся частей (подшипники, гидроприводы, их уплотнения и системы управления). При оценке их технического состояния следует руководствоваться стандартами (инструкциями) заводов-изготовителей.

Порядок освидетельствования определяет технический руководитель ГЭС. Результатом технического освидетельствования является акт с оценкой состояния затвора и рекомендациями по срокам устранения выявленных дефектов и при необходимости по проведению технических обследований (испытаний) в целях уточнения состояния затвора, систем и механизмов управления.

8.7.8 При технических обследованиях плоских и сегментных затворов по необходимости проводят испытания для:

- определения времени аварийного закрытия в потоке и нормального закрытия в спокойной воде, времени открытия;

- измерения протечек через уплотнения затворов;

- определения характеристик систем электромеханического и гидромеханического приводов;

- определения состояния металла ригелей, стоек и обшивки.

Необходимо обращать внимание на согласование времени и программы аварийного закрытия затвора с гарантиями регулирования переходного процесса при сбросе нагрузки гидроагрегатом. По результатам технического обследования составляют технический отчет и акт, подписываемый участниками обследования и техническим руководителем ГЭС, в котором отражается работоспособность затвора и определяются мероприятия, необходимые для обеспечения надежности работы затвора.

8.7.9 Затвор признают работоспособным при отсутствии существенных повреждений и дефектов и наличии несущественных, легко и быстро устраняемых местных повреждений. Частично неработоспособным признают затвор, если отдельные параметры (протечки через уплотнения, подтеки масла в гидроприводе и т.п.) превышают допустимые нормы, но затвор при этом может выполнять основную функцию - аварийное прекращение доступа воды к гидротурбине. Неработоспособным признают затвор в случае, если его техническое состояние и состояние системы управления создают риск невозможности его использования для полного перекрытия доступа воды к гидротурбине в аварийной обстановке.

8.7.10 Оценка технического состояния предтурбинных дисковых и шаровых затворов предусматривает соблюдение следующих правил.

При постоянном контроле предтурбинные затворы недоступны для непосредственного контроля их состояния во время работы гидроагрегата. Необходимо один раз в смену полностью контролировать открытое положение затворов по штатным приборам. Косвенным признаком произвольного изменения положения затвора может служить изменение давления в спиральной камере, контролируемое штатным прибором. При подтверждении произвольного изменения положения затвора гидроагрегат должен быть остановлен для внеочередного осмотра затвора и камеры затвора.

Во время обходов один раз в смену необходимо осматривать состояние корпуса затвора, соединений с трубопроводом (компенсатором), байпасов и их гидроприводов, клапанов срыва вакуума и впуска воздуха, индивидуальной маслонапорной установки (при ее наличии), сервомоторов, маслонасосных агрегатов и маслопроводов, контролировать давление и уровень масла в баке МНУ, убедиться в отсутствии протечек масла в системе управления и соединениях масляных трубопроводов, выявлять вновь возникающие и развивающиеся повреждения. Результаты осмотра заносят в оперативный журнал и в журнал дефектов (при обнаружении повреждений). Объем постоянного контроля устанавливает технический руководитель ГЭС с учетом особенностей конструкции управляющих органов и возможностей для осуществления контроля в условиях работающего гидроагрегата.

8.7.11 При периодических осмотрах предтурбинных затворов (проводят при ремонтах основного оборудования при закрытом ремонтном затворе в верхней части трубопровода и осушенном трубопроводе) технический контроль осуществляют в объеме в соответствии с таблицей 11, руководствуясь также конструкторской документацией завода-изготовителя.

Таблица 11 - Нормы контроля за техническим состоянием предтурбинных затворов

Контролируемый узел	Контролируемые показатели технического состояния	Метод контроля	Периодичность контроля	Допустимые значения отклонения контролируемых показателей	Документ, отражающий результаты контроля	Вероятное решение по результатам контроля
Постоянный контроль за состоянием затворов во время работы гидроагрегатов
Положение затвора	Готовность к аварийному закрытию, контроль полного открытия	Штатные приборы, визуальный	Один раз в смену	Недопустимость частичного закрытия	Оперативный журнал, журнал дефектов (при обнаружении)	Немедленное исправление дефекта
Корпус затвора	Коррозия, состояние фланцевых креплений, опорных конструкций, наличие протечек воды	Визуальный	То же		То же	Рекомендации по устранению дефектов, сроки устранения
Система управления	Давление масла, отсутствие протечек	Штатные приборы, визуальный	"		"	Немедленное устранение дефекта
Байпас	Состояние корпуса	Визуальный	"		"	Немедленное устранение дефекта
Периодический осмотр затворов
Корпус затвора	Коррозия, наличие трещин, состояние фланцевых соединений, опорных конструкций, абразивный износ	Визуальный, инструментальный (трещины, затяжки болтовых соединений)	Во время ремонта основного оборудования, не реже одного раза в год	Оценочно процент повреждения поверхности, глубина и продолжительность трещин	Журнал осмотра, ведомость дефектов	Рекомендации по устранению дефектов, сроки устранения
Системы управления	Работоспособность систем управления	По программе, визуальный и инструментальный (давление, время срабатывания)	Во время ремонта основного оборудования, не реже одного раза в год	В соответствии с заводской инструкцией. Время закрытия и открытия ротора (диска) в пределах 60-120 с	Журнал осмотра, ведомость дефектов	Рекомендации по устранению дефектов, сроки устранения
Уплотнения	Кавитационный и абразивный износ	Визуальный, инструментальный	Во время ремонта основного оборудования, не реже одного раза в год	Протечки через рабочие уплотнения на 1 пог. м не более 0,2 л/с для дисковых, 0,005 л/сек - для шаровых	Журнал осмотра, ведомость дефектов	Рекомендации по устранению дефектов, сроки устранения
Техническое освидетельствование
Корпус затвора, соединения с трубопроводом, опоры, системы управления	Все возможные повреждения, износ, дефекты	Инструментальная оценка величины коррозии и обнаруженных повреждений	Не реже одного раза в 5 лет		Акт освидетельствования, паспорт затвора	Оценка технического состояния затвора, рекомендации по устранению дефектов, сроки устранения, рекомендации по проведению технического обследования
		Ревизия систем управления с полной разборкой и оценкой состояния, релейных устройств, системы автоматики		Время закрытия и открытия в пределах 60-120 с (по заводской инструкции)
		Инструментальная оценка износа уплотнений		Для дисковых затворов допустимая величина протечек 0,2 л/с на 1 пог. м, для шаровых - 0,005 л/с на 1 пог. м

При периодическом осмотре затворов проверяют:

- работоспособность схем автоматического, дистанционного и местного управления;

- время закрытия и открытия ротора (диска) затвора (должно быть в пределах 60-120 с);

- наличие кавитационного износа уплотнительного кольца;

- наличие абразивного износа затвора;

- состояние (износ) уплотнений и системы подачи воздуха в уплотнения (при ее наличии);

- состояние корпуса, крепежа фланцевых соединений и опорных конструкций;

- протечки через рабочие уплотнения - на длине 1 м протечки не должны превышать 0,2 л/с для дисковых затворов и 0,005 л/с - для шаровых затворов; протечки проверяют после заполнения турбинного трубопровода при наличии исправных уплотнений и установки фиксаторов (стопоров), предупреждающих открытие затвора.

8.7.12 При техническом освидетельствовании предтурбинных затворов помимо объема контроля, выполняемого при периодическом осмотре, осуществляют разборку и осмотр (ревизию) приводных механизмов для обнаружения дефектов вращающихся и трущихся частей (подшипники, гидроприводы, маслонасосы, их уплотнения и системы гидравлического управления). При этом руководствуются конструкторской документацией заводов-изготовителей.

По результатам технического освидетельствования необходимо составить акт, подписанный участниками обследования, в котором определяют уровень работоспособности затвора и представляют рекомендации по проведению технического обследования (испытаниям). Результаты технического освидетельствования отражают также в паспорте оборудования.

8.7.13 Техническое обследование (испытания) предтурбинных затворов проводят, как правило, в период капитального ремонта гидроагрегата.

При техническом обследовании затворов проводят испытания на определение времени закрытия и открытия затворов, наличие протечек через уплотнения затворов и в системах гидравлического управления. При этом время закрытия затворов должно быть согласовано с противоугонной автоматикой гидроагрегата.

8.7.14 Оценку работоспособности предтурбинных затворов производят по показателям, приведенным в 8.7.9. В сложных случаях необходимо участие завода-изготовителя.

8.7.15 Оценка технического состояния сороудерживающих решеток предусматривает соблюдение следующих правил. Объем постоянного технического контроля, осуществляемого оперативным и оперативно-ремонтным персоналом, устанавливают в соответствии с таблицей 12.

Таблица 12 - Нормы контроля за техническим состоянием сороудерживающих решеток

Контролируемый узел	Контролируемые показатели технического состояния	Метод контроля	Периодичность контроля	Допустимые значения, отклонения контролируемых показателей	Документ, отражающий результаты контроля	Вероятное решение по результатам контроля
Постоянный технический контроль
Сороудерживающая решетка	Перепад напора на решетке	Показания штатной аппаратуры	Не реже одного раза в сутки, в период шуго- и ледохода не реже одного раза в час	Допустимый перепад на решетках определяют проект и СТО ГЭС	Самописец, оперативная ведомость, оперативный журнал	Расчистка решетки, при перепаде выше допустимого разгрузка, останов гидроагрегата
Стержни решетки, несущий каркас	Коррозионный износ, усталостный вибрационный износ	Визуальный в местах, доступных для осмотра	В соответствии с порядком, установленным на ГЭС	Коррозионный износ не более 10 % по площади, отсутствие усталостных трещин	Журнал дефектов	Разработка мер по защите от коррозии, исследование вибрации
Системы обогрева	Повреждения электропроводящей сети	Контроль потребляемой мощности	Не реже одного раза в смену в период шуго- и ледохода	Мощность не должна быть ниже 80 % и не выше 120 % от номинальной, перепад - не выше допустимого	Оперативная ведомость, самописец мощности и перепада напора	Усиление контроля, расчистка решетки, разгрузка, останов гидроагрегата
Периодический осмотр извлеченной из воды решетки при остановленном гидроагрегате
Стержни решетки	Коррозионный, усталостный износ, механические повреждения	Визуальный, с использованием оптических приборов и измерительного инструмента	В соответствии с графиком, утверждаемым техническим руководителем ГЭС, но не реже одного раза в 1-2 года	Коррозионный износ не более 10 % по площади поверхности, отсутствие усталостных трещин	Журнал осмотра, ведомость дефектов	Разработка мер по защите от коррозии, рекомендация по исследованию вибрации, анализу металла, устранению повреждений
Несущий каркас решетки	То же
Пазовые конструкции	То же
Системы обогрева	Повреждения электропроводящей сети (кабели, система коммутации)	Электрические испытания, ревизия системы	При подготовке к зиме, не реже одного раза в год	В соответствии с проектной и наладочной документацией	Журнал осмотра, ведомость дефектов	Предложения по ремонту, модернизации системы
Техническое освидетельствование извлеченной из воды решетки
Все узлы и системы		Визуальный, измерения, испытания	В соответствии с графиком, утверждаемым техническим руководителем ГЭС	По проектной и наладочной документации	Акт освидетельствования, паспорта решеток	Предложения по техническому обследованию, ремонту, модернизации

Контроль за перепадом напора на сороудерживающих решетках осуществляют по показаниям штатных приборов с записью в суточной ведомости и/или на лентах самописцев; периодичность контроля - не реже одного раза в смену и чаще (в зависимости от времени года и наличия перед створом ГЭС сора и льда периодичность контроля за перепадом напора устанавливают на основании опыта эксплуатации).

При перепаде напора, близком к нормативному экономическому, должны быть приняты меры по расчистке решеток, при увеличении перепада до расчетного по прочности решеток должны быть приняты меры сначала по разгрузке гидроагрегата, а затем по выводу его из работы во избежание разрушения решеток. Значения допустимого перепада напора на решетках устанавливают при их проектировании в зависимости от прогнозируемого поступления сора: от 2-3 м до полного гидростатического напора.

При постоянном техническом контроле, кроме наблюдений за перепадом напора, необходимо не реже одного раза в смену осматривать состояние решеток в пределах их видимой части, фиксировать возникновение вибрации стержней, оценивать наличие сора, прогнозировать его поступление к решеткам и принимать меры, предотвращающие увеличение перепада напора. На обогреваемых решетках в морозный период при пропуске шуги и ледового "сала" контролируют режим (по приборам контроля силы тока и потребляемой мощности) и эффективность обогрева.

8.7.16 При периодических осмотрах сороудерживающих решеток объем контроля устанавливают в соответствии с таблицей 12. Осмотр проводят при осушенной водоприемной части гидротурбинного блока под защитой ремонтных заграждений и/или с выемкой секций решетки на поверхность. При благоприятных условиях (хорошая видимость в воде, отсутствие сора) при остановленном гидроагрегате допустимо осуществлять осмотр подводным способом.

При осмотре решеток устанавливают:

- состояние сварных швов, стержней, опорных узлов, шпилек и втулок, резьбовых соединений, сцепок и штанг (проушин, щек, подхватов и др.);

- отсутствие вибрации при эксплуатационных режимах;

- коррозионный и механический износ элементов решетки; допустим коррозионный износ на 10 % площади элемента решетки (стержня, ригеля, стойки, обшивки) [14] и [16];

- наличие и характер трещин с измерением их глубины и протяженности;

- площадь обрастания моллюсками;

- состояние элементов обогрева стержней, электрических соединений, состояние изоляции и крепления.

Обогреваемые решетки подлежат ежегодному осмотру при подготовке ГЭС к зиме в сроки, достаточные для устранения дефектов в системе обогрева [17]. При этом выемка секций решеток обязательна.

По результатам осмотров необходимо определить перечень мероприятий по устранению выявленных повреждений. При наличии трещин назначают техническое обследование с анализом металла на усталостную прочность.

Результаты осмотров фиксируют в порядке, установленном настоящим стандартом.

8.7.17 Технические освидетельствования сороудерживающих решеток проводят при их извлечении из воды на подготовленную площадку. При освидетельствовании проверяют состояние тех же элементов, что и при периодическом осмотре; обследуются все узлы и детали, проверяется крепеж. Коррозионный износ определяют площадью поврежденной поверхности методом фотографирования и измерения параметров каверн.

Техническому освидетельствованию должны предшествовать водолазное обследование пространства перед решеткой и уборка скопившегося на решетке сора.

Результаты технического освидетельствования отражают в актах и в паспортах решеток. Должны быть сформулированы выводы о состоянии каждой освидетельствованной решетки, режимах ее дальнейшей эксплуатации и необходимости технического обследования.

8.7.18 Объем технических обследований устанавливают при периодических осмотрах и при технических освидетельствованиях.

При наличии трещин проводят анализы металла, устанавливают причины возникновения трещин и назначают меры для их заделки. Возможность и сроки эксплуатации решеток при наличии трещин определяют по результатам анализа с участием специалистов.

При технических обследованиях возможно проведение испытаний сороудерживающих решеток, в т. ч. в целях:

- изучения динамики потока и характеристик вибрации стержней при различных режимах работы гидроагрегата;

- проверки систем обогрева;

- исследования обтекаемости профиля стержней.

8.7.19 Работоспособными признают сороудерживающие решетки, способные надежно предотвращать попадание сора в проточную часть гидротурбины.

Решетки, имеющие трещины в стержнях или каркасе, но способные без разрушения выполнять заданные функции, признают частично неработоспособными. Решением технического руководителя ГЭС за такими решетками устанавливают усиленный режим контроля.

Решетки (секции решеток), имеющие значительные деформации стержней и несущих конструкций, мешающие их нормальной расчистке от сора, создающие риск разрушения признают неработоспособными; такие решетки подлежат замене.

9 Оценка технического состояния подпятников, направляющих подшипников и валов гидроагрегата

9.1 Подпятники гидрогенераторов

9.1.1 Требования настоящего стандарта распространяются на подпятники вертикальных гидрогенераторов зонтичного и подвесного исполнения.

9.1.2 Наиболее вероятными являются следующие повреждения деталей подпятников:

- плохое состояние рабочей поверхности сегментов;

- повышенная шероховатость зеркальной поверхности диска;

- повышенная макронеровность зеркальной поверхности диска;

- неперпендикулярность плоскости пяты к оси вала агрегата;

- смятие головок опорных болтов или опорных вкладышей;

- вмятины на тарельчатых опорах в местах контакта с опорными болтами;

- разрушение отдельных тарельчатых опор;

- разрегулировка нагрузки на сегменты;

- неправильная установка тангенциального и радиального эксцентриситета сегментов;

- разгерметизация упругих камер подпятников на гидравлической опоре;

- уменьшение расхода воды в маслоохладителях подпятников;

- повреждение трубок маслоохладителей;

- повышенный выход масла или масляных паров из маслованны.

9.1.3 Для текущей оценки технического состояния подпятника при работе агрегата необходимо постоянно контролировать:

- температуру сегментов;

- температуру масла в ванне;

- уровень масла в ванне;

- наличие потока охлаждающей воды через маслоохладители;

- проседание упругих камер (для подпятников на гидравлической опоре).

Оценка технического состояния подпятника при постоянном техническом контроле на работающем гидроагрегате требует наличия штатной контрольно-измерительной системы в соответствии с [20].

9.1.4 Измерения и регистрацию температуры сегментов и масла в маслованне подпятника следует производить:

- непрерывно при наличии автоматической системы контроля;

- регулярно (по графику, установленному местной инструкцией, но не реже одного раза в смену) - при отсутствии указанной системы.

9.1.5 Для каждого гидрогенератора на основании регулярных наблюдений при гарантированно нормальной работе подпятника должны быть установлены и указаны максимально допустимые установившиеся значения температуры сегментов и масла в маслованне для наибольших температур наружного воздуха (для данного времени года).

9.1.6 При повышении температуры одного или нескольких сегментов сверх наибольшего установившегося в процессе эксплуатации значения (в самое жаркое время года):

- при автоматической системе контроля при превышении температуры на 5 °С должен подаваться предупредительный сигнал, а при превышении на 10 °С - аварийный сигнал (импульс на останов гидроагрегата);

- при отсутствии автоматической системы контроля дежурный работник ГЭС должен при превышении температуры на 5 °С увеличить частоту контроля до одного раза в час, а при превышении на 10 °С - остановить гидроагрегат.

Значения предупредительных и аварийных уставок автоматической системы контроля определяются опытным путем.

9.1.7 Повышение температуры одного или нескольких сегментов подпятника на 3 ... 4 °С выше обычных установившихся значений для данного времени года при сохранении температуры масла на прежнем уровне является признаком ухудшения состояния поверхностей трения этих сегментов и требует усиления контроля за ними.

9.1.8 Повышение температуры масла в маслованне подпятника сверх установившегося значения для данного времени года с последующим повышением температуры сегментов является признаком ухудшения работы системы охлаждения и требует проверки системы охлаждения и при необходимости проведения чистки фильтров, трубок маслоохладителей.

9.1.9 Понижение температуры одного или нескольких сегментов однорядного подпятника на жесткой винтовой опоре до значений, близких к температуре масла в маслованне (при исправном термоконтроле), свидетельствует о выходе этих сегментов из работы, что может произойти в результате разрушения тарельчатых опор, и требует осмотра этих сегментов и замены опор.

9.1.10 Контроль уровня масла в маслованне подпятника должен осуществляться постоянно с автоматической выдачей сигнала при выходе за установленные пределы, а также периодически по масломерному стеклу по утвержденному на ГЭС графику.

При повышении уровня масла сверх допустимого значения требуются срочный анализ наличия воды в маслованне и проверка отсутствия повреждения трубок маслоохладителей.

При понижении уровня масла ниже допустимого значения необходимо проверить плотность конструкций и арматуры маслованны в целях предупреждения утечки масла и обеспечить долив масла до нормального уровня.

9.1.11 В подпятниках на гидравлической опоре необходимо контролировать высотное положение упругих камер. При проседании упругих камер на 1 мм ниже нормального уровня (при работе агрегата под нагрузкой) должен подаваться предупредительный сигнал, а при проседании еще на 1 мм - импульс на останов гидроагрегата.

9.1.12 Техническое обследование подпятников необходимо проводить, как правило, во время капитальных ремонтов с разборкой гидроагрегата. При обследовании должны быть определены и зафиксированы следующие параметры:

- макронеровность (волнистость) зеркальной поверхности диска в направлении вращения;

- макронеровность зеркальной поверхности диска в радиальном направлении;

- неперпендикулярности плоскости пяты к оси вала гидроагрегата;

- микронеровность (шероховатость) зеркальной поверхности диска подпятника;

- износ рабочей поверхности сегментов;

- сопротивление изоляции между диском и втулкой подпятника;

- распределение нагрузки между сегментами подпятника;

- тангенциальный эксцентриситет установки сегментов;

- радиальный эксцентриситет установки сегментов;

- величина смятия сферических головок опорных болтов или опорных вкладышей;

- величина вмятин на тарельчатых опорах в местах контакта с опорными болтами, наличие трещин на верхней стороне тарельчатых опор;

- величины зазоров между сегментами и ограничивающими упорами в тангенциальном и радиальном направлениях.

В двухрядных подпятниках дополнительно измеряют и фиксируют:

- размеры зазоров между балансирами и стенками балансирных коробок;

- длины плеч балансиров.

В подпятниках на гидравлической опоре осуществляют проверку "маяков", т.е. расстояний от фиксированных мест корпуса подпятника до зеркальной поверхности диска.

9.1.13 Измеренные фактические значения всех параметров, характеризующих техническое состояние подпятников, не должны выходить за пределы нормативных значений (таблица 13) или значений, установленных конструкторской заводской документацией.

9.1.14 Методики определения параметров подпятников изложены в приложении 7.

9.1.15. В случае длительного превышения нормативных значений параметров или при повреждении подпятника должны быть проведены его испытания в соответствии с приложением 7.

Таблица 13 - Нормы контроля за техническим состоянием подпятников

Элемент подпятника	Уровень контроля	Наблюдаемые и контролируемые параметры	Способы и средства контроля	Периодичность контроля	Нормативные значения параметров	Способ регистрации результатов
Зеркальный диск	Техническое обследование при вскрытой маслованне	Макронеровность зеркальной поверхности диска в направлении вращения (волнистость)	Часовые индикаторы или датчики с автоматической регистрацией. Измерения производятся при прокрутке ротора	При каждом капитальном и аварийном ремонте	0,08 мм - для однорядных, 0,12 мм - для двухрядных и гидравлических подпятников	Запись в акте или протоколе
		Макронеровность зеркальной поверхности диска в радиальном направлении	Часовые индикаторы или датчики, перемещаемые в радиальном направлении; лекальная линейка. Измерения на 12 радиусах		0,03 мм - для дисков диаметром менее 2 м и 0,04 мм - для дисков диаметром более 2 м
		Шероховатость зеркальной поверхности диска	Профиломер		Ra < 0,32 мкм
Сегменты	Техническое обследование при вскрытой маслованне	Нагрузка на каждый сегмент	Рычажно-индикаторный способ. Индикаторный способ (для гидравлических подпятников)	При каждом капитальном и аварийном ремонте	10 % разброса нагрузки для подпятников на жесткой опоре, 0,2 мм разницы проседания - для гидравлических подпятников	Запись в акте или протоколе
Сегменты	Техническое освидетельствование при вскрытой маслованне	Тангенциальный эксцентриситет	Измерения с помощью контрольных линеек и приспособлений и вычисление по формулам (приложение Ц)	При каждом капитальном и аварийном ремонте	(4 1) %	Запись в акте или протоколе
		Радиальный эксцентриситет			(0 1 ) %
Опорные болты		Смятие сферических головок	Специальный шаблон и щуп		0,05 мм
Тарельчатые опоры		Вмятины в местах контакта с опорными болтами	Индикатор		0,25 мм
Сегменты и масло в маслованне	Постоянно при работе гидроагрегата	Температура	Стандартные термодатчики	Один раз в смену	Устанавливается документацией ГЭС	Запись в суточной ведомости
Маслованна подпятника		Уровень масла	Стандартный датчик уровня	Непрерывно		Запись в журнале при выходе за нормативные значения
Упругие камеры подпятника на гидравлической опоре		Проседание упругих камер	Специальные датчики или контакты		1 мм - сигнал, 2 мм - останов

9.2 Направляющие подшипники

9.2.1 Настоящий стандарт устанавливает требования к оценке технического состояния направляющих подшипников гидроагрегата:

- подшипников гидротурбин с водяной и масляной смазкой;

- подшипников гидрогенераторов с масляной смазкой.

9.2.2 Оценку состояния турбинного направляющего подшипника с обрезиненным вкладышем на водяной смазке производят по следующим признакам:

- снижение давления в напорной ванне подшипника;

- увеличение расхода воды на смазку и охлаждение подшипника;

- устойчивая тенденция к увеличению амплитуды биения вала в зоне подшипника при работе гидроагрегата на номинальных нагрузках и напорах;

- ухудшение работы уплотнения вала в крышке ванны подшипника.

В уплотнении вала в крышке гидротурбины в зависимости от конструкции оценивают:

- состояние уплотняющего элемента (воротника, плоской кольцевой манжеты, сальниковой набивки и др.);

- состояние вала в зоне контакта с уплотнением по размерам выработки и состоянию поверхности;

- состояние торцевого уплотнения (однорядного или двухрядного) по степени и равномерности износа в зоне контакта и по состоянию уплотняющих элементов;

- при наличии принудительной подачи воды к уплотнению оценивают состояние системы подвода (засорение, повреждения коррозией, зарастание дрейсеной, износ арматуры и др.).

Требования к контролю при эксплуатации турбинного направляющего подшипника на водяной смазке представлены в таблице 14.

Таблица 14 - Нормы контроля за техническим состоянием турбинного направляющего подшипника на водяной смазке

Уровень контроля	Наблюдаемые и контролируемые параметры	Способы и средства контроля	Режим контроля	Допустимые значения параметров	Способ регистрации результатов контроля
Постоянный контроль на работающем оборудовании	Давление воды в подводящем трубопроводе	Электроконтактный манометр	Постоянно	Соответствие давления требованиям завода-изготовителя	Запись в суточной ведомости
Постоянный контроль на работающем оборудовании	Наличие расхода воды на смазку и охлаждение подшипника	Дифманометр или иные средства контроля. Визуально указатель наличия струи	Постоянно	Соответствие расхода воды требованиям завода-изготовителя	Запись в журнале дефектов. Акт обследования
Постоянный контроль на работающем оборудовании	Увеличение расхода воды на смазку и охлаждение подшипника	Дифманометр или иные средства контроля	При обходах	Соответствие расхода воды документации завода-изготовителя	Запись в журнале дефектов. Акт обследования
Постоянный контроль на работающем оборудовании	Биение вала у турбинного подшипника	Индикатор, при наличии штатные датчики биения вала	При обхода	Биение вала не должно превышать значений, установленных документацией завода-изготовителя	Запись в суточной ведомости. Запись в журнале дефектов. Акт обследования
Периодический контроль на работающем оборудовании	Вибрация турбинного подшипника	Переносная виброизмерительная аппаратура, при наличии штатные датчики вибрации	Периодически в соответствии с приложением И	Вибрация не должна превышать значений, установленных согласно приложению И	Запись в журнале дефектов
Периодический контроль на работающем оборудовании	Состояние крепления корпуса турбинного подшипника	Визуально	При обходах согласно документации ГЭС	Крепление корпуса подшипника не должно быть ослаблено и вызывать его податливость	Запись в журнале дефектов. Акт обследования

9.2.3 Оценку состояния направляющих подшипников с масляной смазкой на работающем гидроагрегате производят по следующим признакам:

- биение вала у направляющих подшипников, уровень вибрации корпусов маслованн;

- температура вкладышей, сегментов, масла (включая изменение температуры в сходных режимах в процессе эксплуатации); повышение температуры вкладышей (сегментов) подшипника указывает на недостаточный зазор, ухудшение охлаждения либо ухудшение состояния рабочих поверхностей вкладышей (сегментов) подшипника и втулки вала;

- постепенное повышение температуры сегментов турбинного подшипника на 2-3 °С по сравнению с установившейся величиной, рост температуры масла и сегментов на одинаковую величину; вероятная причина - уменьшение расхода охлаждающей воды в маслоохладителе турбинного подшипника либо понижение уровня масла в маслованне;

- резкое повышение температуры сегментов турбинного подшипника до температуры 65 °С на сигнал и до 70 °С на отключение агрегата; вероятные причины - подплавление сегментов подшипника вследствие понижения уровня масла; повышение уровня масла и вытеснение его водой из маслоохладителей; неправильно выставленные зазоры по сегментам подшипника (возможно при выходе гидроагрегата из ремонта или монтажа); уменьшение или прекращение поступления охлаждающей воды в маслоохладители турбинного подшипника; заклинивание одного или нескольких сегментов подшипника; попадание твердых частиц между трущимися поверхностями сегментов подшипника и втулкой вала; неисправность датчиков температурного контроля;

- повышение уровня масла в маслованне направляющего подшипника гидроагрегата. Вероятная причина: попадание воды из маслоохладителей в маслованну или перелив масла при заливке или доливке в маслованну;

- понижение уровня масла в маслованне направляющего подшипника гидроагрегата. Вероятная причина: утечка масла через неплотно закрытый сливной пробковый кран маслованны, через неплотности соединения выгородки и корпуса маслованны.

9.2.4 При осуществлении контроля следует проверять состояние уплотнения между валом и корпусом маслованны подшипника, обеспечивающего защиту гидроагрегата от замасливания протечками и парами масла: уплотнительные элементы (резина, войлок, кожа) не должны иметь задиров, должны обеспечивать плотный контакт с валом. При этом уплотнение должно работать, не вызывая местный перегрев зоны контакта на валу гидроагрегата.

9.2.5 Перед выводом гидроагрегата в ремонт в случаях проявления нарушений в работе подшипника необходимо производить отбор масла из маслованн подшипников для химического анализа.

9.2.6 Требования к контролю технического состояния турбинного направляющего подшипника с масляной смазкой представлены в таблице 15.

9.3 Валы гидроагрегата

9.3.1 Настоящий стандарт устанавливает требования к методам контроля и оценки технического состояния валов (валопроводов) вертикальных гидроагрегатов, включая валы гидротурбины и гидрогенератора, промежуточные валы и надставки валов, в т. ч. фланцы валов и шейки направляющих подшипников.

9.3.2 Основным требованием к валу являются его динамическая устойчивость и прочность узлов, а основными видами контроля - оценка радиальных колебаний (биения) вала и состояния (исправности) соединительных узлов.

9.3.3 Контроль за техническим состоянием валопровода осуществляют на работающем и остановленном гидроагрегате. При необходимости проводят освидетельствование при разобранных направляющих подшипниках в соответствии с [21].

9.3.4 При постоянном контроле, осуществляемом под нагрузкой на работающем гидроагрегате или на остановленном гидроагрегате без опорожнения спиральной камеры, следует производить проверки и фиксировать внешние признаки ухудшения состояния вала: увеличение биения вала у направляющих подшипников, повышенные вибрации подшипников, наличие признаков износа шеек и уплотнений вала.

9.3.5 На работающем гидроагрегате следует периодически контролировать величину биения вала у турбинного подшипника. При технической возможности следует производить аналогичные измерения у генераторного подшипника. Рекомендуется применение стационарной системы контроля (мониторинга) биения вала.

Таблица 15 - Требования к техническому контролю при эксплуатации масляных направляющих подшипников

Уровень контроля	Наблюдаемые и контролируемые параметры	Способы и средства контроля	Режим контроля	Допустимые значения параметров	Способ регистрации результатов контроля
Постоянный контроль на работающем оборудовании	Температура вкладыша подшипника	Термосопротивления, термосигнализатор	Постоянно	Температура, установленная местной инструкцией по эксплуатации	Запись в суточной ведомости
	Уровень масла в маслованне подшипника	Реле давления, визуально по масломерному стеклу	Постоянно	Уровень масла не должен выходить за максимальное и минимальное значение, установленное местной инструкцией по эксплуатации	Запись в журнале дефектов. Акт обследования
Периодический контроль на работающем оборудовании	Биение вала у подшипника	Индикатор. При наличии датчиков биения вала постоянный контроль	При обходах	Биение вала не должно превышать значение, установленное заводом-изготовителем	Запись в суточной ведомости. Запись в журнале дефектов. Акт обследования
	Вибрация подшипника	Переносная виброизмерительная аппаратура. При наличии датчиков вибрации постоянный контроль	Периодически в соответствии с приложением И	Вибрация не должна превышать значение, установленное в соответствии с приложением И	Запись в журнале дефектов. Акт обследования
	Состояние уплотнений и маслованн подшипника	Визуально	При обходах	Протечки масла через выгородки маслованн, фланцевые соединения и уплотнения недопустимы	Запись в журнале дефектов. Акт обследования

Периодичность контроля за биением вала:

- при наличии автоматической системы - постоянно;

- при осуществлении контроля персоналом - 1-2 раза в сутки с записью в суточную ведомость.

При возникновении повышенного биения вала частоту контроля по решению технического руководителя ГЭС увеличивают.

9.3.6 На работающем гидроагрегате следует обращать внимание на следующие признаки ухудшения состояния линии вала:

- повышенное значение биения вала гидроагрегата у направляющих подшипников и фланцевых соединений валов, измеряемое в соответствии с приложением 5;

- повышенная горизонтальная вибрация направляющих подшипников гидроагрегата, измеряемая в соответствии с приложением 5;

- повышенная вертикальная вибрация опоры пяты, измеряемая в соответствии с приложением 5;

- постепенное повышение биения вала (увеличение зазоров в направляющих подшипниках) в течение межремонтного периода при одинаковых режимах работы гидроагрегата.

9.3.7 На остановленном гидроагрегате при проведении осмотра проверяют плотность фланцевых соединений по внешним признакам (наличие течи масла через фланцевое соединение, раскрытие фланцевого соединения визуально).

9.3.8 Состояние линии вала контролируют по косвенным признакам:

- увеличенное биение вала у направляющих подшипников, которое может быть следствием излома во фланцевых соединениях, износа шейки вала в подшипнике;

- односторонний перегрев сегментов направляющих подшипников из-за расцентровки вала.

9.3.9 При осмотрах и обследованиях вала гидроагрегата должны выявляться параметры состояния в соответствии с таблицей 16.

Таблица 16 - Нормы контроля за техническим состоянием вала гидроагрегата

Элемент валопровода	Уровень контроля	Наблюдаемые и контролируемые параметры	Способы и средства контроля	Режим контроля	Допустимые значения параметров	Способ регистрации результатов контроля
Турбинный вал, генераторный вал у шеек подшипников	Периодический контроль, постоянный мониторинг	Биение вала	Инструментальный контроль	На работающем оборудовании	Нормы завода-изготовителя	Запись в суточную ведомость, в архив данных
Турбинный вал, генераторный вал у шеек подшипников, подшипники гидроагрегата	Специальные испытания или постоянный мониторинг	Вибрация опорных конструкций и биение вала	Инструментальный контроль	На работающем оборудовании	Нормы в соответствии с приложением И	Техническое заключение. Отчет. Запись в архив данных
Фланцевое соединение	При необходимости	Плотность соединений	Визуальный, инструментальный контроль	На остановленном оборудовании	Односторонний зазор до 0,03 мм на длине не более 200 мм	Технический акт
Шейка вала	При необходимости	Износ шейки, наличие трещин, отставания облицовки, вырывов	Визуальный, инструментальный контроль	На остановленном оборудовании при разборке подшипника	Трещины, отставания, вырывы не допускаются, износ в пределах биения вала, установленного для подшипника, шероховатость по нормам завода-изготовителя	Технический акт

ГАРАНТ:

Нумерация приложений приводится в соответствии с источником

Библиография

[1]	СО 153-34.20.161-2003	Рекомендации по проектированию технологической части гидроэлектростанций и гидроаккумулирующих электростанций
[2]	РД 34.11.115-97	Положение о системе калибровки средств измерений в электроэнергетике
[3]	РД 34.11.101-96	Методические указания. Планирование работ по метрологическому обеспечению производства в отрасли "Электроэнергетика". Организация и порядок проведения
[4]	МЭК 4(ЦБ) 48	Международные правила натурных приемочных испытаний по определению гидравлических турбин, аккумулирующих насосов и обратимых турбин
[5]	МЭК 60609	Турбины гидравлические, гидроагрегаты гидроаккумулирующих электростанций и турбонасосы. Оценка кавитационного питтинга
[6]	Справочник по эксплуатации и ремонту гидротурбинного оборудования/Под ред. Е.П. Штерна. М.: Энергоатомиздат, 1985
[7]	Эксплуатация гидроэлектростанций/Под ред. B.C. Серкова. М.: "Энергия", 1977
[8]	Технические условия на монтаж гидроагрегатов/ЛФ Оргэнергострой. Утв. ГПТУС Минэнерго СССР, решение от 30.04.74 N 117. М.: Информэнерго, 1975
[9]	РД 34.31.601	Инструкция по центровке вертикальных гидроагрегатов
[10]	Справочник по гидротурбинам/Под ред. Н.Н. Ковалева. Л.: ЛО Машиностроение, 1984
[11]	Гидроэнергетическое и вспомогательное оборудование гидроэлектростанций: Справочное пособие. Т. 1. Основное оборудование гидроэлектростанций/Под ред. Ю.С. Васильева, Д.С. Щавелева. М.: Энергоатомиздат, 1988
[12]	Справочник по гидротурбинам/Под ред. Н.Н. Ковалева. Л.: ЛО Машиностроение, 1984
[13]	Гидроэнергетическое и вспомогательное оборудование гидроэлектростанций. Справочное пособие. Т. 2. Вспомогательное оборудование гидроэлектростанций/Под ред. Ю.С. Васильева. Д.С. Щавелева. М.: Энергоатомиздат, 1990
[14]	РД 34.21-501-93	Типовая инструкция по эксплуатации механического оборудования гидротехнических сооружений. Союзтехэнерго, 1982
[15]	Рекомендации по защите от коррозии и обрастания оборудования и металлоконструкций гидротехнических сооружений ГЭС. Л.: Энергия, 1981
[16]	European scale of degree of rusting for anticorrosive paints. Corrosion Committee of the Royal Swedish Academy of Engineering Sciences. Stockholm, 1961
[17]	BCH 029-70	Указания по расчету систем обогрева элементов механического оборудования гидротехнических сооружений
[18]	РД 34.20-501-03	Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации
[19]	РД 50.213-80	Правила измерения расхода газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами
[20]	РД 34.31-501-97	Методические указания по эксплуатации подпятников вертикальных гидроагрегатов
[21]	РД 34.31.601	Инструкция по центровке вертикальных гидроагрегатов