Приложение Е (обязательное). Рекомендации по освидетельствованию гидроэнергетического оборудования ГЭС при реконструкции и техническом перевооружении

Приложение Е
(обязательное)

Рекомендации
по освидетельствованию гидроэнергетического оборудования ГЭС при реконструкции и техническом перевооружении

Е.1 Организация освидетельствования

Е.1.1 Освидетельствование гидроэнергетического оборудования предполагает проведение комплекса работ, на основании которых может быть дана объективная оценка состояния оборудования в целом и отдельных его узлов, сделаны выводы о возможности его дальнейшей эксплуатации или необходимости замены в процессе модернизации или реконструкции.

Е.1.2 Назначение сроков начала работ и формирование комиссий по освидетельствованию основного и вспомогательного гидроэнергетического оборудования осуществляет собственник (управляющая компания) ГЭС. Он же осуществляет финансирование этих работ и направляет заявки организациям и лицам, привлекаемым к освидетельствованию.

Е.1.3 Работы по освидетельствованию состояния гидроэнергетического оборудования должны производиться комплексно, в соответствии с программой, разработанной собственником, с привлечением при необходимости специализированной организации, с привлечением соответствующих специалистов отрасли. В программе должны быть предусмотрены следующие основные этапы работ:

- оценка технического состояния основного и вспомогательного гидроэнергетического оборудования на основании изучения эксплуатационной и ремонтной документации;

- анализ затрат на эксплуатацию и ремонт этого оборудования;

- проведение осмотров и испытаний отдельных узлов, систем и гидроагрегата в целом для получения дополнительной информации о состоянии оборудования, полученной на основании изучения эксплуатационной и ремонтной документации гидроагрегатов;

- контроль за состоянием металла основных узлов оборудования в целях оценки остаточного ресурса его работы.

Е.1.4 Результаты испытаний и работ по обследованию оборудования в объеме Е.3 настоящих рекомендаций оформляются в соответствии с перечнем Е.2 и передаются техническому руководителю ГЭС.

Е.1.5 Технический руководитель ГЭС совместно с управляющей компанией организует представительное обсуждение результатов освидетельствования совместно с представителями заводов - изготовителей основного оборудования, ремонтных, научных и проектных организаций для принятия решения об объеме реконструкции или модернизации оборудования ГЭС.

Е.1.6 При реконструкции многоагрегатных ГЭС, гидроагрегаты которых значительно отличаются по срокам пуска, конструкции либо выполнены разными заводами-изготовителями, освидетельствование производится по группам гидроагрегатов одной серии.

Е.2 Перечень документов, оформляемых по результатам освидетельствования

По результатам выполненных при освидетельствовании работ оформляются следующие документы:

- основные технические данные по ГЭС, гидротурбинному и гидрогенераторному оборудованию (приложение Ж);

- сведения об использовании и ремонтах гидроагрегатов (приложение И);

- эксплуатационные данные по ГЭС за последние 15 лет, гистограмма режимов работы (приложение И);

- сведения по произведенным заменам и реконструкциям узлов, перемаркировке гидроагрегатов (приложение И);

- сведения о натурных энергетических испытаниях гидроагрегатов (приложение И);

- натурные эксплуатационные энергетические характеристики гидротурбины (приложение И);

- сведения о вибрационных характеристиках и биении вала гидроагрегата (приложение И);

- результаты визуального и инструментального освидетельствования проточной части гидротурбины (приложение И);

- результаты визуального и инструментального освидетельствования рабочего колеса, направляющего аппарата, подшипника, вала и маслоприемника гидротурбины (приложение К);

- результаты технического обследования (испытаний) системы регулирования гидротурбины и маслонапорной установки (приложение Л);

- результаты обследования (измерений и испытаний) статора гидрогенератора (приложение М);

- результаты обследования (измерений и испытаний) ротора гидрогенератора (приложение Н);

- результаты освидетельствования подпятника и подшипников гидроагрегата (приложение П);

- результаты обследования системы возбуждения гидрогенератора;

- результаты освидетельствования и технического обследования оборудования технических систем гидроагрегата:

а) системы технического водоснабжения,

б) системы технического воздухоснабжения (пневмохозяйство),

в) системы осушения проточной части гидротурбины, откачки и дренажа,

г) системы пожаротушения гидроагрегата,

д) системы измерения параметров режимов работы гидротурбины;

- результаты оценки состояния системы автоматического управления и защиты гидроагрегата (приложение Н);

- результаты оценки состояния и функциональных возможностей АСУ ТП ГЭС и системы мониторинга и эксплуатационного контроля параметров вибрации, биения вала, температуры элементов гидроагрегата (приложение П).

Е.3 Объем работ по освидетельствованию основных узлов гидроагрегата

Е.3.1 Гидротурбина

Е.3.1.1 Спиральная камера и статор

Оценка состояния спиральной камеры включает в себя осмотр внутренней поверхности спиральной камеры. При этом особо тщательно осматриваются швы приварки облицовки к поясам статора. Простукиванием определяют плотность прилегания облицовки спиральной камеры к основному бетону, а в случае наличия заклепочных соединений - плотность заклепочных соединений. Измерение толщины облицовки в случае повреждения ее поверхности производят ультразвуковым толщиномером либо высверливанием в нескольких точках в зоне сопряжения спиральной камеры и поясов статора и на периферийном радиусе сечения спиральной камеры. Измерение толщины металлической оболочки спиральной камеры проводят на участках, очищенных механическим способом от минеральных отложений и ржавчины.

Контроль наличия трещин в металлической оболочке и сварных соединениях спиральной камеры проводят на нескольких участках с применением магнитопорошковой дефектоскопии.

Визуальный контроль за состоянием статора гидротурбины проводят для определения степени абразивного износа и наличия явных трещин. При необходимости контроль неразрушающими способами (ЦД или МПД) проводят для колонн статора в зоне их сопряжения с поясами статора.

Объем контроля металла неразрушающими методами определяют по результатам визуального контроля, обычно проводят контроль нескольких зон шириной 100 мм у верхнего и нижнего поясов.

Е.3.1.2 Крышка турбины

Необходимо осуществлять визуальный и измерительный контроль за состоянием крышки турбины для оценки степени кавитации, коррозионного, абразивного износа, состоянием сварных и болтовых соединений.

Е.3.1.3 Камера рабочего колеса (КРК)

Фактическое состояние КРК определяют по результатам визуального и измерительного контроля, в ходе которого устанавливают наличие трещин на поясах, особенно в зоне приварки ребер обечайки, степень кавитационных разрушений, площадь зон неплотного прилегания обечайки к основному бетону простукиванием.

Е.3.1.4 Рабочее колесо

Контроль металла рабочих колес гидротурбин осуществляют в соответствии с приложением Р. Контроль за состоянием деталей механизма разворота лопастей осуществляют визуально и измерительными инструментами в целях оценки их износа и отсутствия трещин.

Оценку износа цапф лопастей и втулок проводят инструментальным способом в соответствии с приложением К.

Е.3.1.5 Направляющий аппарат и сервомоторы

Состояние направляющего аппарата оценивают по результатам визуального контроля и инструментальных измерений, на основании которых устанавливается степень кавитационного, абразивного и коррозионного износа лопаток, верхнего и нижнего колец направляющего аппарата, состояние подшипников, износ цапф лопаток, вкладышей, уплотнений цапф, уплотнений лопаток (по перу и торцам).

При этом обращают внимание на наличие трещин в зоне перехода лопаток к цапфам и по сварным швам регулирующего кольца, а также на состояние трущихся поверхностей (натиры, разрушения). При необходимости осуществляют выборочный контроль травлением на наличие трещин на рычагах, серьгах, накладках, штоках сервомоторов (см. приложение К).

Е.3.1.6 Турбинный подшипник

Оценку состояния вкладышей и трущихся поверхностей подшипника, смятия опорных элементов (клиньев, болтов), состояния крепежных болтов производят визуально. При необходимости осуществляют контроль травлением на наличие трещин на сухарях, по сварным швам, на корпусе (см. приложение К).

Е.3.1.7 Вал турбины

Контроль металла вала на наличие трещин осуществляют травлением в зоне фланцев, особенно в зоне отверстий под болты. Состояние шейки или облицовки вала в зоне турбинного подшипника оценивают на основании визуального и измерительного контроля (приложение К).

Е.3.1.8 Маслоприемник ПЛ-гидротурбины

Оценку состояния маслоприемника производят по величине протечек масла и инструментальному контролю износа штанг и подшипников в соответствии с приложением К.

Е.3.1.9 Маслонапорная установка

Состояние МНУ оценивают на соответствие требованиям Ростехнадзора по результатам обследования на наличие трещин сварных швов и измерения толщины стенок. Оценивают также состояние и производительность насосов МНУ обратных клапанов и запорной арматуры (см. приложение Л).

Е.3.1.10 Регулятор частоты вращения

Оценку состояния регулятора частоты вращения осуществляют по результатам испытаний системы регулирования в соответствии с приложением 3 в объеме, устанавливаемом программой специализированной организации. Кроме того, производят оценку состояния маятников гидромеханических регуляторов, степени изношенности поверхностей трения игл, букс, золотников, редукторов колонки регулятора, достаточность перестановочных усилий сервомоторов направляющего аппарата (см. приложение Л).

Е.3.2 Вспомогательное оборудование

Оценку состояния вспомогательного оборудования производят на основании осмотров, изучения эксплуатационной документации и проведения необходимых испытаний.

Е.3.2.1 Система технического водоснабжения

Оцениваются состояние трубопроводов, запорной арматуры, фильтров и насосов (эжекторов), величина расхода воды в системе ТВС и работа устройств ТВС (насосов, эжекторов, сифонов и др.), а также состояние и достаточность средств автоматизации и регулирования расхода охлаждающей воды в зависимости от температуры воды. Определяется необходимость изменения схемы ТВС с учетом мнения эксплуатационного персонала (см. приложение М).

Е.3.2.2 Система технического воздухоснабжения

Оцениваются состояние и производительность компрессоров высокого и низкого давления, состояние запорной арматуры, приводов и средств автоматизации. Состояние системы перевода агрегата в режим СК (если есть) оценивается в соответствии с приложением М.

Е.3.2.3 Система осушения проточной части гидротурбины и откачки дренажа

Оцениваются величина фильтрации через уплотнения затворов и работа насосов во время осушения проточной части турбины. Оцениваются состояние откачивающих воду насосов и эжекторов, состояние сливных трубопроводов (наличие и глубина коррозионных повреждений на открытых участках), состояние запорной арматуры и привода, степень их автоматизации. Осуществляют оценку (по сравнению с проектной) объема поступления дренажной воды в здание ГЭС, в т. ч. на крышку турбины, и работы откачивающих устройств с крышки турбины и средств автоматизации (см. приложение М).

Е.3.2.4 Система пожаротушения гидроагрегата

Оцениваются состояние устройств пожаротушения (датчики, трубопроводы, запорная арматура, привод и т.д.) и их соответствие современным требованиям по компоновке, надежности и автоматизации (см. приложение М).

Е.3.2.5 Система измерения гидравлических параметров гидротурбины

Оценивается состояние, надежность, достаточность и соответствие современным требованиям аппаратуры и схем системы измерений (см. приложение М).