Меню

Началом ремонта гидроагрегатов считается

Меню раздела

Система планово-предупредительного ремонта гидрогенераторов

На ГЭС в соответствии с [1, 2] проводится комплекс работ по планово-предупредительному ремонту (ППР) оборудования, в том числе и гидрогенераторов. Этот комплекс включает планирование, подготовку и проведение технического обслуживания и ремонта (ТОиР) с заданной последовательностью и периодичностью, направленных на обеспечение надежной эксплуатации и доведение технико-экономических показателей гидрогенераторов до уровня утвержденных нормативных характеристик. Система ППР базируется на изучении и анализе ресурса деталей и сборочных единиц гидрогенераторов с определением на этой основе технически и экономически обоснованных норм и нормативов их использования. Составными частями ППР оборудования ГЭС являются его техническое обслуживание, капитальный и текущий ремонты.
При техническом обслуживании гидрогенераторов выполняется комплекс работ (операций) по поддержанию работоспособности или исправности гидрогенераторов в период их эксплуатации и нахождения в резерве.
При капитальном ремонте проводятся полная или частичная разборка гидрогенератора, осмотр, измерения, устранение обнаруженных дефектов, восстановление и замена изношенных деталей и составных частей, выполнение плановых мероприятий по модернизации и реконструкции, обеспечивающих повышение надежности, экономичности, ремонтопригодности и мощности гидрогенератора, сборку, наладку и испытания до и после ремонта, а также при сдаче гидрогенератора в эксплуатацию.
В результате капитального ремонта должна быть обеспечена надежная эксплуатация гидрогенератора в пределах установленного срока эксплуатации до следующего планового капитального ремонта с технико-экономическими показателями, соответствующими или близкими к утвержденным нормативным характеристикам.
При текущем ремонте проводят технический осмотр и очистку деталей и сборочных единиц, замену или восстановление быстроизнашивающихся деталей, а также устранение дефектов, возникших в процессе эксплуатации. В ходе текущего ремонта, предшествующего капитальному, максимально выявляется и уточняется объем работ, подлежащих выполнению в период последующего капитального ремонта. Текущие ремонты гидрогенераторов проводятся ежегодно.
Нормы простоя и периодичность капитальных ремонтов гидроагрегатов, в том числе и гидрогенераторов, приведены в табл. 1.1, в которой приведена также продолжительность капитальных ремонтов гидроагрегатов в зависимости от диаметра рабочего колеса турбин и их типов, так как объем их типового ремонта преобладает.
Техническое обслуживание (ТО) гидрогенераторов и их вспомогательного оборудования осуществляется ремонтным персоналом ГЭС и должно обеспечивать установленную (нормативную) периодичность ремонта, сокращение плановых остановов гидрогенераторов и сохранение экономичности и надежности использования оборудования. Техническое обслуживание включает проведение осмотров оборудования по установленному графику для проверки состояния и выявления отклонений от нормы. Сроки и объем регулярно выполняемых работ по ТО и осмотру работающего и остановленного в резерв оборудования устанавливаются руководством ГЭС. Сведения о выявленных дефектах записываются в ремонтный журнал.
Капитальные и текущие ремонты, а также ТО гидрогенераторов проводятся, как правило, ремонтным персоналом ГЭС. При планировании работ по модернизации и реконструкции дополнительно привлекается персонал ремонтных предприятий энергосистем и (или) специализированных ремонтных и монтажных организаций.
Модернизация и реконструкция гидрогенераторов, а также работы, определяемые директивными указаниями, направленными на повышение надежности и экономичности, увеличение мощности и длительности непрерывной работы оборудования, его ремонтопригодности, работы по замене деталей и сборочных единиц, отработавших расчетный ресурс или достигших предельного состояния, и другие, как правило, совмещаются с проведением капитального ремонта.
Условия участия ремонтных и других подрядных организаций в ремонтных работах определяются договорами, заключаемыми ГЭС и подрядными организациями, и положением о взаимоотношениях между энергопредприятиями и подрядными организациями при ремонте оборудования. Техническое обслуживание и ремонт гидрогенераторов должны выполняться по разработанной и утвержденной в установленном порядке ремонтно-конструкторской и (или) нормативно-технической и технологической документации.
Планирование капитальных и текущих ремонтов гидроагрегатов, в том числе и гидрогенераторов ГЭС, осуществляется путем составления перспективных, годовых и месячных планов. Годовые и месячные планы ГЭС составляются соответственно до 1 марта года и до 10 числа каждого месяца, пред* шествующих планируемым ремонта^. При планировании ремонтов определяются их периодичность, плановая продолжительность простоя в ремонте в соответствии с нормами, приведенными в табл. 1.1, а также фактическое состояние гидроагрегатов, трудовые, материальные затраты и стоимость ремонта.
Для обеспечения подготовки персонала ГЭС и ремонтного (монтажного) предприятия к проведению ремонта согласование номенклатуры и объема ремонтных работ проводится не позднее следующих сроков: ГЭС выдает ремонтному предприятию или другому подрядчику для согласования укрупненный объем ремонтных работ, включая модернизацию, по всем гидрогенераторам до 15 июля, а уточненный перечень работ — до 1 декабря года, предшествующего году проведения ремонта; уточненный объем работ и утвержденную ведомость работ — за 2 мес. до начала ремонта.

Источник

Началом ремонта гидроагрегатов считается

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ НП “ИНВЭЛ”

Организация эксплуатации и технического обслуживания

Нормы и требования

Дата введения 2010-09-30

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. N 184-ФЗ “О техническом регулировании”, а правила применения стандарта организации – ГОСТ Р.1.4-2004 “Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций. Общие положения”.

Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН НП “Гидроэнергетика России”, Филиал ОАО “Инженерный центр ЕЭС” – “Фирма ОРГРЭС”

2 ВНЕСЕН Комиссией по техническому регулированию НП “ИНВЭЛ”

4 ВЗАМЕН СТО 17330282.27.140.006-2008 (Приказ ОАО РАО “ЕЭС России” от 15.05.2008 N 250), СТО 70238424.27.140.006-2008 (Приказ НП “ИНВЭЛ” от 01.07.2008 N 12/7)

1 Область применения

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт:

– распространяется на гидрогенераторы вертикального исполнения подвесного и зонтичного типов;

– предназначен для применения:

а) организациями, эксплуатирующими ГЭС (ГАЭС);

б) проектными, конструкторскими, ремонтными, монтажными, наладочными и иными организациями, в любой форме привлекаемыми эксплуатирующими организациями к эксплуатации, ремонту и реконструкции гидрогенераторов;

в) научно-исследовательскими, специализированными организациями, осуществляющими по договорам с эксплуатирующими организациями технические освидетельствования, обследования технического состояния гидрогенераторов, экспертный анализ их состояния;

– определяет:

а) нормы и требования к процессу эксплуатации и обслуживания гидрогенераторов, используемых для выработки электрической энергии и выдачи мощности в режимах, устанавливаемых диспетчерскими графиками нагрузки ГЭС (ГАЭС).

б) требования к следующим основным элементам гидрогенератора:

1) статору главного гидрогенератора;

2) ротору гидрогенератора;

3) масляной ванне с подпятником, валу гидрогенератора;

4) направляющим подшипникам;

5) крестовине; системе торможения;

6) регуляторному генератору;

в) порядок и правила действий персонала гидроэлектростанций в процессе эксплуатации и технического обслуживания, осуществления технического контроля и принятия решений для целей предотвращения повреждений гидрогенераторов при эксплуатации;

– не учитывает все возможные конструктивные и компоновочные особенности исполнения оборудования.

1.2 Требования настоящего стандарта должны быть учтены заводами-изготовителями при разработке комплектов эксплуатационной документации на новые гидрогенераторы.

1.3 В ситуациях, не отраженных в Стандарте, персонал должен действовать на основе изложенных в нем положений с учетом реальной обстановки.

1.4 На основе настоящего стандарта, на каждой ГЭС и ГАЭС эксплуатирующей организацией в установленном порядке разрабатываются и вводятся в действие местные стандарты организации (производственные инструкции), учитывающие особенности компоновки, конструкции и условий эксплуатации конкретного оборудования, не противоречащие требованиям Стандарта и конструкторской (заводской) документации.

1.5 Требования настоящего стандарта:

– являются минимально необходимыми для обеспечения безопасной эксплуатации гидрогенераторов ГЭС, если они используются по прямому назначению и в соответствии с не противоречащими друг другу заводскими и эксплуатационными инструкциями на протяжении срока, установленного технической документацией, с учетом возможных нештатных (опасных) ситуаций;

– быть частично использованы при организации эксплуатации и технического обслуживания гидрогенераторов малых ГЭС и генераторов-двигателей гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС) с учетом специфических особенностей их эксплуатации.

1.6 Оценка и подтверждение соответствия эксплуатируемого оборудования требованиям настоящего стандарта осуществляется в соответствии с требованиями, изложенными в СТО 70238424.27.140.015-2010.

1.7 Настоящий стандарт не содержит требований к организации эксплуатации и технического обслуживания контрольно-измерительных систем и аппаратуры, устанавливаемых на гидрогенераторах для контроля (мониторинга) их состояния.

1.8 В настоящем стандарте использованы требования нормативных технических документов, относящихся к области применения Стандарта, действовавшие в период его разработки. Введение в действие новых документов могут потребовать внесения в Стандарт изменений и дополнений.

2 Нормативные ссылки

В Стандарте использованы нормативные ссылки на следующие законодательные акты, стандарты и (или) классификаторы:

Федеральный Закон РФ от 27.12.2002 г. N 184-ФЗ “О техническом регулировании”

Федеральный Закон РФ от 26.03.2003 г. N 35-ФЗ “Об электроэнергетике”

Федеральный Закон от 27.04.93 г. N 4871-1 (ред. от 10.01.2003 г.) “Об обеспечении единства измерений”*;
________________
* На территории Российской Федерации документ не действует. Действует Федеральный закон от 26.06.2008 N 102-ФЗ “Об обеспечении единства измерений”. – Примечание изготовителя базы данных.

Постановление Правительства РФ от 27.12.2004 N 854 “Об утверждении Правил оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике”

ОК (МК (ИСО/ИНФКО МКС) 001-96) 001-2000 Общероссийский классификатор Стандартов

ГОСТ Р 1.0-2004 Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения

ГОСТ Р 1.4-2004 Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организации. Общие положения

ГОСТ Р 1.5-2004 Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты национальные Российской Федерации. Правила построения, изложения, оформления и обозначения

ГОСТ Р 1.12-2004 Стандартизация в Российской Федерации. Термины и определения

ГОСТ 2.601-2006 Единая система конструкторской документации. Эксплуатационные документы

ГОСТ Р 27.002-2009 Надежность в технике. Термины и определения

ГОСТ 183-74* Машины электрические вращающиеся. Общие технические условия
________________
* На территории Российской Федерации документ не действует. Действуют ГОСТ 26772-85, ГОСТ Р 52776-2007, здесь и далее по тексту. – Примечание изготовителя базы данных.

ГОСТ 5616-89 Генераторы электрические гидротурбинные (гидрогенераторы). Общие технические условия

ГОСТ 10169-77 Машины электрические трехфазные синхронные. Методы испытаний

ГОСТ 11828-86 Машины электрические вращающиеся. Общие методы испытаний

ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнение для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды

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

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 21027-75 Системы энергетические. Термины и определения.

ГОСТ 21558-2000 Системы возбуждения турбогенераторов, гидрогенераторов и синхронных компенсаторов. Общие технические условия

ГОСТ 23875-88* Качество электрической энергии. Термины и определения
________________
* На территории Российской Федерации документ не действует. Действует ГОСТ Р 54130-2010, здесь и далее по тексту. – Примечание изготовителя базы данных.

ГОСТ 27471-87 Машины электрические вращающиеся. Термины и определения

Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации; ПТЭ (Утверждены приказом Минэнерго РФ от 19.06.2003, N 229, зарегистрированы Минюстом РФ 20.06. 2003, рег. N 4799)

СТО 70238424.27.010.001-2008 Электроэнергетика. Термины и определения

СТО 70238424.27.140.001-2011 Гидроэлектростанции. Методики оценки технического состояния основного оборудования

СТО 70238424.27.100.012-2008 Тепловые и гидравлические станции. Методики оценки качества ремонта энергетического оборудования

СТО 70238424.27.140.039-2009 Гидроэлектростанции. Продление срока службы основного оборудования в процессе эксплуатации. Нормы и требования.

СТО 70238424.27.140.015-2010 Гидроэлектростанции. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования

СТО 70238424.27.140.009-2010 Автоматизированные системы управления технологическими процессами ГЭС и ГАЭС. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования

СТО 70238424.27.100.006-2008 Ремонт и техническое обслуживание оборудования, зданий и сооружений электрических станций и сетей. Условия выполнения работ подрядными организациями. Нормы и требования

СТО 70238424.27.100.012-2008 Тепловые и гидравлические станции. Методики оценки качества ремонта энергетического оборудования

СТО 70238424.27.140.005-2010 Гидротурбинные установки. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования

СТО 70238424.27.140.007-2010 Технические системы гидроэлектростанций. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования

Примечание. При пользовании Стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и классификаторов в информационной системе общего пользования – на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю “Национальные стандарты”, который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, а также по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании Стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

Читайте также:  Запасные части для ремонта оборудования в балансе

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 2.601, ГОСТ 27.002*, ГОСТ 183, ГОСТ 15467, ГОСТ 5616, ГОСТ 16504, ГОСТ 19431, ГОСТ 21027, ГОСТ 23875, ГОСТ 27471, СТО 70238424.27.010.001-2008, а также следующие термины с соответствующими определениями:
______________
* Вероятно ошибка оригинала. Следует читать: ГОСТ Р 27.002. – Примечание изготовителя базы данных.

3.1.1 Управление энергоустановкой или несение других функций на рабочем месте, исполняемых под наблюдением лица, ответственного за подготовку дублера.

3.1.2 Резервирование, кратность которого равна единице.

3.2 обмотка с непосредственным жидкостным охлаждением: Обмотка, охлаждаемая, главным образом, при помощи первичной охлаждающей среды, протекающей в непосредственном контакте с охлаждаемой частью по полым проводникам, трубкам или каналам, которые независимо от их ориентации являются неотъемлемой частью обмотки внутри основной изоляции.

3.3 обследование оборудования гидроэлектростанций: Контроль технического состояния оборудования, включающий измерения, испытания и исследования, проводимые по специальным программам, как правило, с привлечением специализированных организаций по решению технического руководителя ГЭС и/или комиссий, производящих периодический осмотр или регулярное техническое освидетельствование оборудования.

3.4 периодический осмотр оборудования: Контроль состояния оборудования, осуществляемый в форме технического осмотра лицами, контролирующими его безопасную эксплуатацию, или комиссией, назначаемой техническим руководителем ГЭС, с периодичностью, устанавливаемой СТО 70238424.27.140.001-2011.

3.5 постоянный контроль состояния оборудования: Контроль технического состояния оборудования гидроэлектростанции, осуществляемый оперативным и оперативно-ремонтным персоналом посредством инструментальных и/или визуальных наблюдений, проводимых регулярно в режиме, определяемом СТО 70238424.27.140.001-2011.

3.6 регуляторный генератор: вращающаяся электрическая машина (синхронный генератор трехфазного тока), возбуждаемая постоянными магнитами.

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

3.8 государственный контроль (надзор) (государственный контроль (надзор) за соблюдением требований технических регламентов): контроль (надзор), осуществляемый должностными лицами федеральных органов исполнительной власти, органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации, подведомственных им государственным учрежденям, уполномоченных на проведение государственного контроля (надзора) в соответствии с законодательством Российской Федерации

4 Обозначения и сокращения

В настоящем стандарте применены следующие обозначения и сокращения:

– автомат гашения поля;

– автоматический регулятор возбуждения;

– агрегатный щит управления;

– оптовая генерирующая компания;

– система автоматического управления;

– тиристорное пусковое устройство

– устройство резервирования отказа выключателей;

– фильтр смешанного действия;

– центральный пункт управления.

5 Организация эксплуатации. Общие требования

5.1 Общие требования

5.1.1 Основной задачей ГЭС является производство электрической энергии, регулирование мощности и частоты электроэнергетической системы. Задачами ГАЭС, кроме того, является выравнивание графика нагрузки энергосистемы (покрытие пиков и заполнение провалов графика нагрузки).

5.1.2 Работники, осуществляющие эксплуатацию оборудования ГЭС и ГАЭС, обязаны:

– поддерживать качество отпускаемой энергии;

– соблюдать оперативно-диспетчерскую дисциплину;

– содержать оборудование в состоянии эксплуатационной готовности;

– обеспечивать максимальную экономичность и надежность производства электрической энергии;

– соблюдать правила промышленной и пожарной безопасности в процессе эксплуатации оборудования;

– выполнять правила охраны труда и техники безопасности;

– снижать вредное влияние производства на людей и окружающую среду;

– обеспечивать единство измерений при производстве, передаче и распределении энергии;

– использовать достижения научно-технического прогресса в целях повышения экономичности, надежности и безопасности, улучшения экологии энергообъекта и окружающей среды.

5.1.3 На каждом энергообъекте (ГЭС, ГАЭС) должны быть распределены границы и функции по обслуживанию гидрогенераторов между производственными подразделениями и эксплуатационным персоналом в зависимости от действующей производственной структуры, а также определены должностные функции персонала.

5.2 Требования к персоналу

5.2.1 К работе на электроустановках, в состав которых входят гидрогенераторы, допускаются лица с профессиональным образованием, а по управлению энергоустановками – также с необходимым опытом работы.

Запрещается допускать к выполнению работ работника, имеющего недостаточную квалификацию или не прошедшего в установленный срок проверку знаний (получившего неудовлетворительную оценку при проверке).

5.2.2 Обслуживание гидрогенераторов во время эксплуатации возлагается на персонал структурных подразделений, а также ремонтные, наладочные или иные организации, в любой форме привлекаемые к эксплуатации, ремонту и техническому обслуживанию гидрогенераторов.

Требования к персоналу, общая структура производственных подразделений ГЭС (ГАЭС), распределение функций по оперативно-диспетчерскому управлению, эксплуатации и техническому обслуживанию определены в СТО 70238424.27.140.015-2010.

5.2.2.1 На персонал, обслуживающий электрическую часть гидрогенератора, возлагают:

– контроль значений токов статора, ротора, напряжения статора;

– регулирование тока возбуждения и реактивной мощности гидрогенератора по указанию начальника смены ГЭС;

– осмотр гидрогенератора оперативным (дежурным) персоналом один раз в смену;

– оценка температурного состояния гидрогенератора по данным регистрирующих приборов и записей оперативного персонала один раз в сутки, а также при первом наборе нагрузки после монтажа или расширенного ремонта;

– контроль изоляции цепей возбуждения (не реже одного раза в сутки) и измерение сопротивления изоляции обмотки статора (на блоках вместе с шинопроводами и обмотками трансформатора) и цепей возбуждения на остановленном гидрогенераторе в сроки, установленные местными инструкциями

– проверка изоляции подшипников, подпятников, маслоприемников (при поворотно-лопастных гидротурбинах) и изолированных крестовин в сроки, установленные местными инструкциями;

– уход за системами возбуждения в соответствии с заводскими инструкциями по эксплуатации системы возбуждения;

– контроль работы и обслуживание тиристорных пусковых устройств генераторов – двигателей ГАЭС;

– осмотр и техническое обслуживание щеточно-контактных аппаратов главных гидрогенераторов, электромашинных возбудителей и регуляторных генераторов в установленные сроки, в аварийных случаях – по вызову машиниста или дежурного АЩУ;

– обслуживание и ремонт элементов системы непосредственного жидкостного охлаждения обмоток внутри корпуса гидрогенератора с непосредственным водяным охлаждением;

– обслуживание и ремонт электрооборудования водяной системы охлаждения гидрогенераторов с непосредственным водяным охлаждением;

– контроль заполнения дистиллированной водой (или конденсатом) обмотки статора гидрогенераторов с непосредственным водяным охлаждением;

– демонтаж и установка при ремонтах датчиков теплового контроля внутри гидрогенератора.

5.2.2.2 На персонал, обслуживающий механическую часть гидрогенератора, возлагают:

– наблюдение за температурой подшипников и подпятника гидрогенератора и возбудителя, за уровнем масла в ваннах пяты и направляющих подшипников;

– проверку отсутствия протечек масла из ванны подпятника и направляющих подшипников гидрогенератора, подводящих трубопроводов, а также попадания масла на обмотку гидрогенератора;

– контроль:

а) работы и регулирование расхода охлаждающей воды воздухоохладителей гидрогенератора для поддержания температуры охлаждающего воздуха гидрогенератора в заданных пределах;

б) работы и регулирование расхода охлаждающей воды маслоохладителей для охлаждения масла в масляных ваннах подпятника и направляющих подшипников;

в) температуры меди и стали статора гидрогенераторов и обмоток ротора (при наличии прибора);

г) состоянием крепежа элементов конструкции гидрогенератора;

д) вибрационного состояния гидрогенератора;

е) внешний, за работой щеток на контактных кольцах и коллекторе возбудителя без производства каких-либо работ на них;

– периодическое прослушивание гидрогенератора;

– надзор за работой и ремонт оборудования, воздухоохладителей, маслоохладителей и распределительной сети охлаждающей воды, а также оборудования систем, охлаждающего обмотки (для гидрогенераторов с непосредственным водяным охлаждением) и вентили возбудителей дистиллята до гидрогенератора и преобразователей возбудителя;

– наблюдение за наличием давления в трубопроводе, подводящем воду для тушения пожара.

При наличии АЩУ, на котором расположены приборы, контролирующие режим работы гидрогенератора, и ключи управления генераторным выключателем, АГП и системой возбуждения, на персонал дополнительно возлагается:

– контроль значений тока статора, ротора и напряжения статора;

– регулирование тока возбуждения и реактивной мощности гидрогенератора по указанию начальника смены станции;

– ведение суточной ведомости по гидрогенератору.

5.2.2.3 На персонал, осуществляющий лабораторные анализы при эксплуатации гидрогенератора, возлагают:

– контроль качества дистиллята (рН, содержание кислорода, наличие соединений меди и прочих примесей) в системе охлаждения гидрогенераторов с водяным охлаждением обмоток;

– химический анализ масла в масляных ваннах подпятника и направляющих подшипников;

– химический анализ отложений, включений и других веществ при необходимости.

5.2.2.4 На персонал, обслуживающий АСУ ТП, контрольно-измерительные приборы и автоматику возлагают:

– уход за аппаратурой АСУ ТП в соответствии с СТО 70238424.27.140.009-2010 и заводскими инструкциями по эксплуатации аппаратуры;

– обеспечение исправности контрольно-измерительной аппаратуры;

– контроль температуры отдельных частей гидрогенератора по заложенным термоиндикаторам;

– контроль температуры воды и дистиллята, охлаждающих обмотки гидрогенераторов с водяным охлаждением.

5.2.3 На ГЭС (ГАЭС), имеющих участки подрядных ремонтных предприятий, обслуживание и ремонт указанного в п.п.5.2.2.1, 5.2.2.2 оборудования, узлов и систем гидрогенератора выполняется таким предприятием на договорной основе. Распределение обязанностей по обслуживанию определяют в местных инструкциях по эксплуатации гидрогенераторов и гидротурбинных установок.

Изменения указанного выше распределения функций по обслуживанию узлов и систем генераторов, с учетом местных условий, должно быть закреплено распоряжением технического руководителя ГЭС.

5.2.4 В местных инструкциях по эксплуатации гидрогенератора для оперативного персонала (ОП) должны быть:

– указаны обязанности на выдачу и выполнение команд по управлению энергетическим режимом конкретной ГЭС (ГАЭС);

– распределение обязанностей по непосредственному воздействию на органы управления гидроагрегатами этой ГЭС;

– главная электрическая схема и схема собственных нужд электростанции;

– нормальные, допустимые и аварийные режимы работы генераторов;

– допустимые токи статора и ротора;

– верхний и нижний пределы температур входящего воздуха и охлаждающей воды;

– допустимые температуры обмоток и стали статора, горячего и холодного охлаждающего воздуха и дистиллята для генераторов с водяным охлаждением обмоток;

– допустимые температуры масла, вкладышей подшипников и подпятников;

– допустимые значения вибрации узлов гидрогенератора;

– давление охлаждающей воды на входе и выходе воздухоохладителей;

– давление и расход дистиллята (для генераторов с водяным охлаждением), которые должны поддерживаться в период эксплуатации;

– назначение ключей, блокировок, смысловое значение табло;

– порядок пуска и выключения гидрогенератора;

– допустимые режимы работы гидрогенераторов, установленные заводом – изготовителем оборудования, и их изменения, внесенные в конструкторскую и эксплуатационную документацию;

– меры по ликвидации отклонений от нормального режима, возникших неисправностей и аварий с генератором, тушению пожара.

5.3 Технический контроль гидрогенераторов

5.3.1 На каждой ГЭС и ГАЭС:

– должен быть организован постоянный и периодический контроль (осмотры, технические освидетельствования, обследования) технического состояния электроустановок с гидрогенераторами;

– определены, утверждены должностные функции и назначены лица, из числа персонала:

а) ответственные за техническое состояние и безопасную эксплуатацию;

б) уполномоченные осуществлять технический и технологический контроль.

5.3.2 Работники ГЭС (ГАЭС), осуществляющие технический и технологический надзор за эксплуатацией гидрогенераторов, должны:

– организовывать расследование нарушений в эксплуатации;

– вести учет технологических нарушений в работе;

– контролировать состояние и ведение технической документации;

– вести учет выполнения профилактических противоаварийных и противопожарных мероприятий;

– принимать участие в организации работы с персоналом.

5.3.3 Постоянный контроль технического состояния гидрогенераторов осуществляют с целью своевременного выявления нарушений их безопасной эксплуатации и принятия оперативных решений о необходимых мерах по устранению выявленных недостатков и/или о возможности дальнейшей работы гидрогенераторов с выявленными нарушениями.

Постоянный контроль осуществляет оперативный и оперативно-ремонтный персонал

Объем контроля устанавливают в соответствии с требованиями настоящего стандарта. Порядок контроля устанавливается местными производственными и должностными инструкциями работников ГЭС.

На ГЭС без постоянного дежурства оперативного и оперативно-ремонтного персонала должен быть налажен дистанционный контроль показателей, определяемых проектной документацией и/или местными производственными и должностными инструкциями ГЭС, на пункте с постоянным нахождением дежурного персонала.

На всех гидроэлектростанциях должна быть реализована система мониторинга гидрогенераторов, позволяющая регистрировать и в течение года сохранять параметры контролируемых показателей с последующим обновлением.

Читайте также:  Все в порядке ремонт

5.3.4 Периодический осмотр оборудования (внешний и внутренний) осуществляют с целью 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 выведенного из работы оборудования производят лица, контролирующие безопасную эксплуатацию конкретного оборудования (элемента оборудования).

Не реже одного раза в год осмотр выведенного из работы оборудования должен быть произведен комиссией, состав которой утверждает технический руководитель ГЭС. Такой осмотр проводят обязательно до наступления весеннего половодья, а в отдельных случаях – летне-осеннего паводка, с целью проверки готовности оборудования к работе с максимальной нагрузкой в течение многоводного периода.

Периодичность и объем осмотров устанавливает технический руководитель ГЭС. Результаты осмотров должны фиксироваться в специальном журнале.

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

Периодические осмотры выведенного из работы оборудования должны быть, как правило, приурочены ко времени проведения ремонта.

По результатам периодических осмотров технический руководитель ГЭС может назначить техническое освидетельствование или обследование (испытания) оборудования (элементов оборудования).

5.3.5 Периодическому техническому освидетельствованию должны подвергаться гидрогенераторы со всеми вспомогательными технологическими системами.

Техническое освидетельствование проводится по истечении установленного ГОСТ 5616 и техническими условиями на поставку срока службы гидрогенератора в соответствии с требованиями СТО 70238424.27.140.001-2011. При проведении каждого освидетельствования в зависимости от состояния гидрогенератора намечают срок проведения последующего освидетельствования.

Техническое освидетельствование гидрогенераторов производится комиссией ГЭС, возглавляемой техническим руководителем ГЭС или его заместителем. В комиссию включаются руководитель и специалисты соответствующих структурных подразделений, представители гидрогенерирующих компаний, работники специализированных организаций и органов государственного контроля (надзора).

Задачами технического освидетельствования гидрогенераторов являются оценка их состояния, а также определение мер, необходимых для обеспечения установленного ресурса машин.

В объем периодического технического освидетельствования должны быть включены: наружный и внутренний осмотр, проверка технической документации, испытания на соответствие условиям безопасной эксплуатации генераторов.

Одновременно с техническим освидетельствованием должна осуществляться проверка выполнения предписаний органов государственного контроля и надзора и мероприятий, намеченных по результатам расследования нарушений работы гидрогенераторов, а также несчастных случаев при их обслуживании, и мероприятий, разработанных при предыдущем техническом освидетельствовании генераторов. Результаты технического освидетельствования должны быть занесены в технический паспорт гидрогенератора.

Эксплуатация гидрогенераторов с опасными дефектами, выявленными в процессе технического освидетельствования, а также с нарушениями сроков технического освидетельствования, не допускается.

5.3.6 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.

Решение о проведении обследования принимает технический руководитель ГЭС на основании требований СТО 70238424.27.140.001-2011.

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

Методики, применяемые при техническом обследовании, должны обеспечить выявление всех основных дефектов, развитие которых может привести к необратимому ухудшению технического состояния оборудования, а также дефектов, не выявляемых при постоянном контроле и при периодических осмотрах.

После достижения срока службы, определенного ГОСТ 5616, результаты диагностирования технического состояния гидрогенераторов при техническом обследовании могут стать основанием для решения о продлении срока службы (в соответствии СТО 70238424.27.140.039-2009) или о полной или частичной модернизации (замене) генератора

5.3.7 Оценку технического состояния гидрогенераторов, находящихся в эксплуатации, производят с использованием форм контроля в соответствии с СТО 70238424.27.140.001-2011.

5.4 Техническое обслуживание, ремонт и модернизация

5.4.1 Техническое обслуживание и ремонт предусматривает выполнение комплекса работ, направленных на обеспечение исправного состояния оборудования, надежной, безопасной и экономичной его эксплуатации, проводимых с определенной периодичностью и последовательностью, при оптимальных трудовых и материальных затратах.

5.4.2 На каждой гидроэлектростанции следует:

– определить состав работ по текущему техническому обслуживанию и периодичность (график) их выполнения для каждого вида гидрогенерирующего оборудования с учетом требований завода-изготовителя и условий эксплуатации;

– назначить ответственных исполнителей работ по техническому обслуживанию, из числа персонала электростанции, или заключить договор с подрядным предприятием на выполнение таких работ;

– ввести систему контроля своевременности и полноты выполненного объема работ текущего технического обслуживания;

– оформить журналы технического обслуживания по видам оборудования, в которые должны вноситься сведения о выполненных работах, сроках выполнения и исполнителях.

Состав работ и их периодичность устанавливают в местной инструкции по эксплуатации гидрогенераторов конкретных типов.

5.4.3 Все гидрогенераторы должны периодически подвергаться капитальному, среднему и текущему ремонтам, которые должны совмещаться соответственно с капитальным, средним и текущим ремонтом турбин по заранее установленному в энергосистеме графику.

Порядок планирования, периодичность и продолжительность ремонта основного оборудования определяются в соответствии СТО 70238424.27.100.006-2008.

5.4.4 Плановый ремонт оборудования основан на изучении и анализе ресурса работы деталей и узлов с установлением технически и экономически обоснованных норм и нормативов.

5.4.5 Плановый ремонт подразделяется на следующие виды: капитальный, средний и текущий.

5.4.6 Капитальный ремонт гидрогенераторов совмещается с капитальным ремонтом гидротурбин и должен, как правило, проводиться по техническому состоянию не менее одного раза в семь лет. В отдельных случаях с разрешения управляющей компании допускается отклонение от установленных сроков.

5.4.7 Номенклатура и регламентный объем работ при капитальном ремонте гидрогенератора и его вспомогательного оборудования приведены в СТО 70238424.27.100.006-2008.

Для среднего и текущего ремонтов номенклатура и объем работ утверждаются управляющей (генерирующей) компанией.

5.4.8 Ремонт гидрогенератора необходимо производить в соответствии с руководством по капитальному (среднему) ремонту или техническими условиями на ремонт, а также в соответствии с технической документацией, специально подготовленной организацией, производящей ремонт, в соответствии с планируемыми работами (в зависимости от состояния гидрогенератора и объема ремонта).

Собственник (эксплуатирующая организация) ГЭС должен обеспечить привлечение к выполнению ремонтных работ специализированных организаций, имеющих долговременный опыт по ремонту аналогичного оборудования и положительную деловую репутацию.

5.4.9 При текущем ремонте производится выполнение работ, связанных с плановыми остановками генератора (ремонт, испытания), а также устранение дефектов, не связанных с большими объемами разборки узлов.

В объем текущего ремонта входят: осмотр, проверка состояния конструктивных узлов гидрогенератора (элементов ротора, лобовых частей обмотки и спинки сердечника статора), регламентные работы по обслуживанию системы возбуждения, чистка узла контактных колец и цепи возбуждения, контроль изоляции доступных узлов (ротор, статор, подшипники, подпятник, крестовина), проверка состояния системы водоснабжения и проведение других работ, если они указаны в инструкциях заводов-изготовителей и ремонтной документации.

5.4.10 Первые ремонтные работы на вновь введенных гидрогенераторах для своевременного выявления и устранения возможных дефектов изготовления и монтажа (включая усиление крепления лобовых частей, переклиновку пазов статора, проверку крепления шин и кронштейнов, проверку крепления и плотности запрессовки сердечника статора и др.) должны быть произведены не позднее чем через 6000 ч работы после ввода в эксплуатацию.

Выемка роторов генераторов при последующем ремонте должна осуществляться по мере необходимости или в соответствии с положениями нормативных документов.

Увеличение срока проведения первых ремонтных работ допускается лишь тогда, когда этот срок приходится на период осенне-зимнего максимума нагрузки. В этом случае через 6 мес после пуска должен быть проведен осмотр гидрогенератора. Если при осмотре будут обнаружены признаки повреждений узлов гидрогенератора (следы истирания изоляции и контактной коррозии, ослабленные бандажи, выпавшие клинья, дистанционные распорки, выползшие подклиновые прокладки и другие дефекты), то он должен быть остановлен для ликвидации отмеченных дефектов в ближайшее же время.

5.4.11 Вид ремонта вспомогательного оборудования может отличаться от вида ремонта основного оборудования установки.

На электростанции должна быть установлена и утверждена номенклатура вспомогательного оборудования с указанием места его установки, ремонт которого производится:

– в сроки, определяемые сроками ремонта основного оборудования;

– в процессе эксплуатации основного оборудования;

– при нахождении в резерве основного оборудования.

Порядок планирования, периодичность и продолжительность ремонта вспомогательного оборудования устанавливаются электростанциями с учетом положений, исходя из местных условий, при этом периодичность капитального ремонта не должна быть менее 2 лет.

Продолжительность ремонта вспомогательного оборудования также может быть определена по его техническому состоянию после диагностирования оборудования.

5.4.12 Сроки проведения работ по техническому перевооружению и модернизации основного и вспомогательного оборудования должны быть совмещены, как правило, со сроками проведения плановых ремонтов.

5.5 Приемка в эксплуатацию после ремонта. Оценка качества ремонта

5.5.1 Приемка оборудования (гидрогенераторов) из капитального и среднего ремонта производится приемочной комиссией. Персональный состав приемочной комиссии устанавливается приказом по эксплуатирующей организации.

5.5.2 Руководители работ предприятий, производивших ремонт, предъявляют приемочной комиссии необходимую отчетную документацию, составленную в процессе ремонта, в том числе:

– ведомость выполненных работ по ремонту;

– протоколы технических решений по выявленным, но не устраненным дефектам;

– протоколы испытаний, подтверждающие соответствие отремонтированного оборудования (составных частей, узлов) техническим условиям и испытательным нормам, карты измерений;

– результаты входного контроля, сертификаты на использованные в процессе ремонта материалы и запасные части;

– двусторонние акты на скрытые работы;

– другие документы по согласованию электростанции и предприятия – исполнителя ремонта.

Документация предъявляется приемочной комиссии не позднее, чем за двое суток до окончания ремонта. Ее конкретный перечень должен быть утвержден техническим руководителем ГЭС.

5.5.3 Оборудование электростанций, прошедшее ремонт, подлежит приемо-сдаточным испытаниям под нагрузкой в течение 48 ч.

Для ГЭС, работающих в пиковом режиме при ограниченных водных ресурсах, испытания под нагрузкой могут продолжаться несколько дней с суммарной наработкой 24 ч.

5.5.4 Приемо-сдаточные испытания проводятся для проверки качества сборки и регулировки, а также для проверки эксплуатационных показателей на соответствие установленным требованиям.

Сроки проведения приемо-сдаточных испытаний должны обеспечивать своевременное включение установки под нагрузку согласно сетевому (линейному) графику ремонта.

5.5.5 По результатам контроля, испытаний и опробования оборудования, проверки и анализа предъявленной документации приемочная комиссия устанавливает возможность пуска гидротурбинной установки.

Пуск установки производится по распоряжению технического руководителя ГЭС и выполняется оперативным персоналом после сдачи исполнителями ремонта наряда-допуска на ремонт.

Разрешение на пуск оформляется в оперативном журнале начальника смены электростанции.

5.5.6 Перед пуском руководители работ предприятий, участвующих в ремонте, при необходимости передают в письменном виде персоналу ГЭС требования, оговаривающие особенности пуска и опробования при проведении приемо-сдаточных испытаний, но не противоречащие настоящему стандарту.

Руководители работ и специально назначенные лица обязаны присутствовать при пуске установки и контроле ее работы, не вмешиваясь в действия оперативного персонала.

Если в период пуска и опробования выявлены нарушения в работе оборудования или не учитываются особенности пуска и опробования, оговоренные руководителями работ, то они имеют право потребовать изменить режим пуска и опробования или потребовать произвести останов установки.

5.5.7 Временем окончания капитального (среднего) ремонта гидроагрегата является время включения генератора в сеть.

Если в течение приемо-сдаточных испытаний были обнаружены дефекты, препятствующие работе оборудования с номинальной нагрузкой, или дефекты, требующие немедленного останова, то ремонт считается незаконченным до устранения этих дефектов и повторного проведения приемо-сдаточных испытаний.

При возникновении в процессе приемо-сдаточных испытаний нарушений нормальной работы отдельных составных частей оборудования, при которых не требуется немедленный останов, вопрос о продолжении приемо-сдаточных испытаний решается в зависимости от характера нарушений техническим руководителем ГЭС по согласованию с исполнителем ремонта. При этом обнаруженные дефекты устраняются исполнителем ремонта в сроки, согласованные с эксплуатирующей организацией.

Если приемо-сдаточные испытания оборудования под нагрузкой прерывались для устранения дефектов, то временем окончания ремонта считается время последней в процессе испытаний постановки оборудования под нагрузку.

Читайте также:  Мастер по ремонту посудомоечной машины bosch

5.5.8 При приемке оборудования из ремонта производится оценка качества ремонта в соответствии с требованиями СТО 70238424.27.100.012-2008, которая включает оценку:

– качества отремонтированного оборудования;

– качества выполненных ремонтных работ;

– уровня пожарной безопасности.

Оценки качества устанавливаются:

– предварительно – по окончании приемо-сдаточных испытаний;

– окончательно – по результатам месячной подконтрольной эксплуатации, в течение которой должна быть закончена проверка работы оборудования на всех режимах, проведены испытания и наладка всех систем.

5.5.9 Оценка качества отремонтированного оборудования характеризует техническое состояние оборудования после ремонта и соответствие его требованиям СТО 70238424.27.100.012-2008 и устанавливается на основании результатов испытаний и приемки оборудования из ремонта.

5.5.10 При приемке оборудование из ремонта в эксплуатацию ему может быть установлена одна из следующих оценок качества:

– соответствует требованиям НТД;

– соответствует требованиям НТД с ограничением.

Оценка “соответствует требованиям НТД” устанавливается, если устранены все дефекты, выявленные в результате контроля составных частей оборудования; требования НТД, определяющие качество оборудования, выполнены; приемо-сдаточные испытания показали, что пуск, нагружение и работа оборудования на разных режимах соответствуют требованиям инструкций по эксплуатации; значения параметров технического состояния находятся на уровне нормативных.

Оценка “соответствует требованиям НТД с ограничением” устанавливается, если часть требований НТД к отремонтированному оборудованию не выполнена; не устранены какие-либо дефекты, с которыми оборудование может временно работать; имеются замечания по работе оборудования на различных режимах; значения некоторых параметров технического состояния не соответствует уровню нормативных, но дальнейшая эксплуатация в соответствии с требованиями стандартов организации возможна, и приемочная комиссия принимает решение о временной эксплуатации оборудования.

5.5.11 Оборудование, отремонтированное с оценкой “соответствует требованиям НТД с ограничением”, допускается в эксплуатацию с ограниченным сроком дальнейшего использования, при этом должен быть разработан план мероприятий по устранению выявленных недостатков и установлены сроки его выполнения.

5.5.12 Если в период подконтрольной эксплуатации будет установлено, что на оборудовании возникли дефекты, которые могут привести к аварийным последствиям, или работа оборудования на каких-либо режимах характеризуется отклонением от допустимых параметров и дальнейшая эксплуатация в соответствии с требованиями стандартов организации невозможна, а продолжительность ремонта для устранения дефектов пять и более суток, то оборудование должно быть выведено из эксплуатации и ему устанавливается оценка “не соответствует требованиям НТД”. После проведения ремонта для устранения дефектов производится повторная приемка оборудования из ремонта, подконтрольная эксплуатация и устанавливается новая оценка качества отремонтированному оборудованию.

5.6 Техническая документация

5.6.1 На каждый гидрогенератор на ГЭС (в эксплуатирующей организации) должна иметься следующая документация:

– паспорт гидрогенератора;

– технические проекты гидрогенератора и системы возбуждения (исполнительная документация);

– технические задания на гидрогенератор и систему возбуждения со всеми изменениями;

– данные приемо-сдаточных испытаний на заводе изготовителе по ГОСТ 183, если они не приведены в паспорте гидрогенератора;

– заводская инструкция по монтажу и эксплуатации гидрогенератора;

– протоколы приемо-сдаточных испытаний, акты промежуточных испытаний, данные испытаний на нагрев с картой нагрузок;

– протоколы периодических профилактических и других испытаний и проверок, как гидрогенератора, так и относящегося к нему электрического оборудования (системы возбуждения, ТПУ, выключателей, кабелей и пр.), протоколы сушки;

– отчетные документы средних и капитальных ремонтов с техническими ведомостями и актами приемки;

– протоколы испытаний регулятора возбуждения, устройств защиты и гашения поля;

– протоколы аттестации и свидетельства поверок измерительных и регистрирующих приборов гидрогенератора;

– документы обо всех ремонтах и осмотрах гидрогенератора и его вспомогательного оборудования;

– комплект чертежей гидрогенератора, в том числе монтажных, с указанием массы наиболее тяжелых частей; чертежи и схемы вспомогательных устройств (возбуждения, тиристорного пускового устройства, охлаждения, и пр.);

– суточные ведомости регистрации режимов работы гидрогенераторов по установленной форме;

– сведения об эксплуатационных и специальных режимах работы (недовозбуждения, несимметричных и пр.);

– формуляры сборочно-монтажных и пусконаладочных работ.

5.6.2 На ГЭС должен быть установлен перечень необходимых инструкций, положений, технологических и оперативных схем для каждого структурного подразделения, участка и лаборатории. Перечни необходимых инструкций и схем по каждому рабочему месту оперативного и руководящего дежурного (административно-технического) персонала составляются соответствующим руководителем структурного подразделения и утверждаются техническим руководителем ГЭС.

5.6.3 Все изменения в электроустановках, выполненные в процессе эксплуатации, должны быть внесены в инструкции, схемы и чертежи до ввода в работу за подписью уполномоченного лица с указанием его должности и даты внесения изменения.

Информация об изменениях в инструкциях, схемах и чертежах должна доводиться до сведения всех работников (с записью в журнале распоряжений), для которых обязательно знание этих инструкций, схем и чертежей.

5.6.4 Исполнительные технологические схемы (чертежи) вспомогательных систем и исполнительные схемы первичных и вторичных электрических соединений гидрогенераторов должны проверяться на их соответствие фактическим эксплуатационным схемам не реже одного раза в три года с отметкой на них о проверке.

В эти же сроки пересматриваются инструкции и перечни необходимых инструкций и исполнительных рабочих схем (чертежей).

5.6.5 Комплекты необходимых схем должны находиться на рабочих местах начальника смены ГЭС и у оперативного персонала, обслуживающего гидрогенераторы.

Форма хранения схем должна определяться местными условиями.

5.6.6 Все рабочие места должны быть снабжены необходимыми инструкциями.

5.7 Требования к составлению местной производственной инструкции по эксплуатации гидрогенераторов

5.7.1 На каждой электростанции должна быть местная производственная инструкция по эксплуатации гидрогенераторов (одна на каждый тип гидрогенератора).

5.7.2 Инструкция должна составляться на основе требований Стандарта и СТО 70238424.27.140.005-2010, эксплуатационной документации завода-изготовителя с учетом особенностей каждой электростанции. Отклонения допускаются только в том случае, если они вызваны особенностями данного гидрогенератора и направлены на обеспечение конкретных требований по обеспечению безопасности его работы.

5.7.3 Местная инструкция должна включать в себя следующие основные разделы:

5.7.3.1 Общие сведения. Основные технические данные гидрогенератора и возбудителя, краткое описание конструкции гидрогенератора (включая систему охлаждения и возбуждения) и вспомогательного оборудования, допустимые режимы работы гидрогенератора, установленные заводом-изготовителем и отраженные в конструкторской документации.

5.7.3.2 Эксплуатация гидрогенератора. Распределение обязанностей по обслуживанию гидрогенератора между структурными подразделениями (цехами, службами, лабораториями), подготовка гидрогенератора и его вспомогательного оборудования к пуску, пуск гидрогенератора, обслуживание гидрогенератора в нормальных, специальных и аварийных режимах, отключение гидрогенератора (плановое, аварийное, обусловленное отклонениями от нормального режима), обслуживание гидрогенератора в период останова, порядок допуска к осмотру, ремонту и испытаниям, требования по охране труда (правилам безопасности), противопожарные мероприятия, требования по предупреждению и ликвидации аварийных ситуаций.

5.7.4 В должностных инструкциях для каждого лица, на которое возложено выполнение производственной инструкции по эксплуатации гидрогенераторов, должны быть указаны соответствующие разделы и пункты производственной инструкции, требования которых обязательны для выполнения этими лицами.

5.7.5 В соответствующих пунктах производственной инструкции все указания по режимам работы гидрогенераторов должны быть даны конкретно для каждого гидрогенератора в числовых значениях (амперах, вольтах, градусах, мегомах и др.).

5.7.6 В целях обеспечения безопасной работы гидроэлектростанции собственник (эксплуатирующая организация) ГЭС не имеет права самостоятельно или по распоряжению соответствующего диспетчерского центра, без согласования с заводом-изготовителем, вносить изменения в режимы работы гидрогенераторов, установленные местной инструкцией (стандартом ГЭС).

5.7.7 Местная инструкция должна быть утверждена техническим руководителем ГЭС и подписана руководителем подразделения, обслуживающего электрическую часть гидрогенераторов.

6 Техническая эксплуатация гидрогенераторов

6.1 Общие требования

6.1.1 Каждый гидрогенератор должен иметь на корпусе порядковый станционный номер. Если генератор имеет несколько одинаковых вспомогательных агрегатов или другое оборудование, то каждый из них должен иметь тот же номер, что и гидрогенератор, с добавлением индекса А, Б и т.д.

6.1.2 Каждый гидрогенератор, возбудитель, регуляторный генератор и охладитель должны иметь щиток с номинальными данными.

6.1.3 Гидрогенераторы должны быть оборудованы необходимыми контрольно-измерительными приборами, устройствами управления и сигнализации, средствами защиты в объеме, установленном нормативными документами с применением технических средств, обеспечивающих минимум трудозатрат на обслуживание, ремонт и наладку.

Для контроля перегрузки гидрогенератора один из трех амперметров, установленных в цепи статора, должен иметь шкалу, рассчитанную на удвоенный номинальный ток. Для удобства контроля за режимом работы гидрогенератора значения номинальных токов статора и ротора должны быть указаны (отмечены красной чертой) на шкале прибора.

Гидрогенераторы, используемые в режимах недовозбуждения, должны быть оборудованы приборами контроля потребляемой реактивной мощности.

6.1.4 При пуске и во время эксплуатации гидрогенераторов должен осуществляться контроль электрических параметров статора, ротора и системы возбуждения; температуры обмотки и стали статора, охлаждающих сред (в том числе и оборудования системы возбуждения), подшипников и подпятников; давления, в том числе перепада давлений на фильтрах, удельного сопротивления и расхода дистиллята через обмотки для гидрогенераторов с водяным охлаждением обмоток; давления и температуры масла, уровня масла в масляных ваннах подшипников и подпятников, герметичности систем жидкостного охлаждения; вибрации подшипников и крестовин гидрогенераторов.

6.1.5 Устройства теплового контроля гидрогенератора должны вводиться в работу в полном объеме с использованием всех рабочих функций (регистрация температур, сигнализация при достижении предельно допустимых температур и т.п.).

На гидрогенераторах мощностью более 10 МВт термодатчики должны быть установлены в каждом сегменте подпятника и не менее чем в половине сегментов направляющего подшипника. В маслованнах подпятника и направляющих подшипников должно быть установлено по два термодатчика (над и под охладителями).

Если устройства теплового контроля имеют два параметра настройки срабатывания сигнализации по температуре, то при наличии соответствующих указаний заводских инструкций должны быть введены в работу оба параметра настройки.

6.1.6 Для реализации задач диагностики состояния основного оборудования в соответствии с требованиями действующих стандартов генератор должен быть оснащен средствами мониторинга отдельных узлов.

Помимо температуры активных частей, сегментов подпятников и подшипников, охлаждающих сред должны контролироваться следующие параметры:

– давление воды на входе в воздухо- и маслоохладители;

– расход воды в воздухо- и маслоохладителях;

– уровень масла в маслованнах;

– уровень вибраций и биения вала.

Кроме того, на гидрогенераторе может быть осуществлен контроль величины воздушного зазора с установкой соответствующей аппаратуры.

Без вибрационного контроля эксплуатация гидрогенераторов не допускается.

Стационарные системы вибрационного контроля должны включать в свой состав модуль анализа составляющих вибрацию гармоник.

6.1.7 В подпятниках на гидравлической опоре должно быть предусмотрено устройство контроля проседания упругих камер при работе агрегата.

6.1.8 На каждом гидрогенераторе должны быть устройства для контроля сопротивления изоляции цепей возбуждения во время их работы.

6.1.9 Система возбуждения гидрогенератора должна обеспечивать возможность его начального возбуждения при отсутствии переменного тока в системе собственных нужд гидроэлектростанции.

Система возбуждения должна допускать возбуждение гидрогенератора с целью его электрического торможения до полного останова при токе статора не более 1,2 номинального по ГОСТ 21558.

6.1.10 Автоматические регуляторы возбуждения (АРВ) со всеми устройствами, включая устройства форсирования возбуждения и ограничения максимального тока (по значению и длительности) и минимального тока ротора, должны быть постоянно включены в работу, и, как правило, не должны отключаться при останове и пуске гидрогенераторов. Отключение АРВ допускается только для его ремонта или проверки.

Настройка и действие АРВ должно быть согласовано с работой общестанционных устройств автоматического регулирования напряжения и реактивной мощности. На электростанциях и в оптовых и территориальных генерирующих компаниях (ОГК и ТГК) должны быть таблицы основных параметров настройки АРВ.

Доступ к полной версии этого документа ограничен

Ознакомиться с документом вы можете, заказав бесплатную демонстрацию систем «Кодекс» и «Техэксперт».

Источник

Adblock
detector