ГОСТ Р 55260.3.2-2023. Национальный стандарт Российской Федерации. Гидроэлектростанции. Часть 3-2. Гидротурбины и механическая часть генераторов. Методики оценки технического состояния

(утв. и введен в действие Приказом Росстандарта от 23.11.2023 № 1465-ст)

ИСТОРИЯ ИЗМЕНЕНИЙ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИХ АКТОВ

flowchart LR
  n0["ГОСТ Р 55260.3.2-2013"]:::rst
  click n0 "https://bukva.ai/docs/standart-gost-r-55260-3-2-2013" "ГОСТ Р 55260.3.2-2013. Национальный стандарт Российской Федерации. Гидроэлектростанции. Часть 3-2. Гидротурбины. Методики оценки технического состояния (утв. и введен в действие Пр"
  n1["ГОСТ Р 55260.3.2-2023"]:::doc
  click n1 "https://bukva.ai/docs/metodika-gost-r-55260-3-2-2023" "ГОСТ Р 55260.3.2-2023. Национальный стандарт Российской Федерации. Гидроэлектростанции. Часть 3-2. Гидротурбины и механическая часть генераторов. Методики оценки технического... (у"
  n0 --> n1
classDef rst fill:#FFEBEB,stroke:#8B0000,color:#000;
classDef doc fill:#EBFFEB,stroke:#006400,color:#000;
classDef notEnt fill:#FFFFEB,stroke:#FF8C00,color:#000;

Утвержден и введен в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 23 ноября 2023 г. № 1465-ст

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

ЧАСТЬ 3-2

ГИДРОТУРБИНЫ И МЕХАНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ГЕНЕРАТОРОВ

МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ

Hydroelectric power plants. Part 3-2. Hydraulic turbines and mechanical part of hydraulic generators. Condition evaluation procedures

ГОСТ Р 55260.3.2-2023

ОКС 27.140

Дата введения 1 января 2024 года

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью «Центр конструкторско-технологических инноваций» (ООО «ЦКТИ») совместно с публичным акционерным обществом «Федеральная гидрогенерирующая компания — „РусГидро“ (ПАО „РусГидро“) при участии Ассоциации организаций и работников гидроэнергетики „Гидроэнергетика России“ (Ассоциация „Гидроэнергетика России“)»

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 016 «Электроэнергетика»

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 23 ноября 2023 г. № 1465-ст

4 ВВЕДЕН ВЗАМЕН ГОСТ Р 55260.3.2-2013

Правила применения настоящего стандарта установлены в статье 26 Федерального закона от 29 июня 2015 г. № 162-ФЗ «О стандартизации в Российской Федерации». Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе «Национальные стандарты», а официальный текст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.rst.gov.ru)

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт устанавливает требования к контролю и оценке технического состояния гидротурбин и механической части генераторов на стадии эксплуатации:

• при постоянном контроле и непрерывном автоматизированном мониторинге на работающем гидроагрегате;
• периодических осмотрах и периодическом (измерительном) контроле технического состояния в периоды плановых и внеплановых ремонтов без разборки гидроагрегата и/или на работающем гидроагрегате;
• периодическом техническом диагностировании (обследовании) гидроагрегата в периоды плановых и внеплановых ремонтов с осушением и полной или частичной разборкой гидроагрегата, при реконструкции и/или модернизации.

1.2 Настоящий стандарт определяет методики, которые следует применять при оценке технического состояния гидротурбин и механической части генераторов.

1.3 Настоящий стандарт определяет нормы и объем контроля состояния гидротурбин и механической части генераторов, минимально необходимые для решения следующих задач:

• выявление и своевременное устранение возникающих в процессе эксплуатации повреждений;
• оценка фактического технического состояния, исправности и/или работоспособности контролируемого оборудования;
• определение фактических значений технических параметров для последующего определения индекса технического состояния узлов и оборудования в целом;
• принятие решения о проведении технического освидетельствования для продления срока службы или технических обследований по специальным программам в целях определения индивидуального остаточного ресурса и установления возможности, целесообразности, сроков и условий продолжения безопасной эксплуатации.

1.4 Настоящий стандарт распространяется на гидротурбинные установки с рабочими колесами поворотно-лопастного, пропеллерного, диагонального, радиально-осевого типов, а также обратимые гидроагрегаты в вертикальном исполнении. Отдельные пункты стандарта могут быть распространены на гидроагрегаты в горизонтальном исполнении.

1.5 Настоящий стандарт не устанавливает требований к типам и видам используемых при техническом контроле и мониторинге штатной контрольной аппаратуры и специальных средств измерений.

1.6 Настоящий стандарт не учитывает все возможные особенности реализации его требований на оборудовании с различным конструктивным исполнением.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 8.398 Государственная система обеспечения единства измерений. Приборы для измерения твердости металлов и сплавов. Методы и средства поверки

ГОСТ 8.417 Государственная система обеспечения единства измерений. Единицы величин

ГОСТ 8.439 Государственная система обеспечения единства измерений. Расход воды в напорных трубопроводах. Методика выполнения измерений методом площадь-скорость

ГОСТ 12.2.003 Система стандартов безопасности труда. Оборудование производственное. Общие требования безопасности

ГОСТ 25.502 Расчеты и испытания на прочность в машиностроении. Методы механических испытаний металлов. Методы испытаний на усталость

ГОСТ 25.506 Расчеты и испытания на прочность. Методы механических испытаний металлов. Определение характеристик трещиностойкости (вязкости разрушения) при статическом нагружении

ГОСТ 32 Масла турбинные. Технические условия

ГОСТ 1497 (ИСО 6892-84) Металлы. Методы испытаний на растяжение

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

ГОСТ 9012 (ИСО 410-82, ИСО 6506-81) Металлы. Метод измерения твердости по Бринеллю

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

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

ГОСТ 18442 Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования

ГОСТ 19431 Энергетика и электрификация. Термины и определения

ГОСТ 20911 Техническая диагностика. Термины и определения

ГОСТ 22761 Металлы и сплавы. Метод измерения твердости по Бринеллю переносными твердомерами статического действия

ГОСТ 23956 Турбины гидравлические. Термины и определения

ГОСТ 24346 Вибрация. Термины и определения

ГОСТ 25866 Эксплуатация техники. Термины и определения

ГОСТ 27471 Машины электрические вращающиеся. Термины и определения

ГОСТ 27807 Турбины гидравлические вертикальные. Технические требования и приемка

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

ГОСТ 33272 Безопасность машин и оборудования. Порядок установления и продления назначенных ресурса, срока службы и срока хранения. Основные положения

ГОСТ ИСО 5348 Вибрация и удар. Механическое крепление акселерометров

ГОСТ ИСО 10817-1 Вибрация. Системы измерений вибрации вращающихся валов. Часть 1. Устройство для снятия сигналов относительной и абсолютной вибрации

ГОСТ ISO 17635 Неразрушающий контроль сварных соединений. Общие правила для металлических материалов

ГОСТ ISO 17638 Неразрушающий контроль сварных соединений. Магнитопорошковый контроль

ГОСТ Р 8.000 Государственная система обеспечения единства измерений. Основные положения

ГОСТ Р 27.102 Надежность в технике. Надежность объекта. Термины и определения

ГОСТ Р 53700 (ИСО 9934-3:2002) Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод. Часть 3. Оборудование

ГОСТ Р 55260.2.2 Гидроэлектростанции. Часть 2-2. Гидрогенераторы. Методики оценки технического состояния

ГОСТ Р 55260.3.1 Гидроэлектростанции. Гидротурбины. Технические требования к поставке

ГОСТ Р 55260.4.1 Гидроэлектростанции. Часть 4-1. Технологическая часть гидроэлектростанций и гидроаккумулирующих электростанций. Общие технические требования

ГОСТ Р 55562 (МЭК 60609-1:2004) Турбины гидравлические, насос-турбины и насосы гидроаккумулирующих электростанций. Оценка кавитационной эрозии. Часть 1. Оценка в реактивных турбинах, насос-турбинах и насосах гидроаккумулирующих электростанций

ГОСТ Р 55614 Контроль неразрушающий. Толщиномеры ультразвуковые. Общие технические требования

ГОСТ Р 55621 (EH 45510-5-4:1998) Руководство по оснащению электростанций оборудованием. Часть 5-4. Турбины — гидравлические турбины, гидроаккумулирующие насосы и насос-турбины (обратимые гидромашины)

ГОСТ Р 55724 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые

ГОСТ Р 55809 Контроль неразрушающий. Дефектоскопы ультразвуковые. Методы измерений основных параметров

ГОСТ Р 55890 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Регулирование частоты и перетоков активной мощности. Нормы и требования

ГОСТ Р 56512 Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод. Типовые технологические процессы

ГОСТ Р 56969 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Обеспечение согласованной работы централизованных систем автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности и автоматики управления активной мощностью гидравлических электростанций. Нормы и требования

ГОСТ Р 57114 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Электроэнергетические системы. Оперативно-диспетчерское управление в электроэнергетике и оперативно-технологическое управление. Термины и определения

ГОСТ Р 58599 Техническая диагностика. Диагностика стальных конструкций. Магнитный коэрцитиметрический метод. Общие требования

ГОСТ Р 58779 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Эксплуатация. Техническая эксплуатация основного технологического оборудования энергосистем, электрических станций и электрических сетей. Информационно-технический справочник основного технологического оборудования для обеспечения единых принципов построения унифицированных систем оценки, мониторинга и контроля технического состояния оборудования и сооружений, эксплуатируемых на объектах электроэнергетики

ГОСТ Р 70214 Гидротехника. Основные понятия. Термины и определения

ГОСТ Р 70810 Гидроэлектростанции. Гидроагрегаты. Эксплуатационный контроль вибрационного состояния опорных узлов

ГОСТ Р ИСО 2041 Вибрация, удар и контроль технического состояния. Термины и определения

ГОСТ Р ИСО 9712 Контроль неразрушающий. Квалификация и сертификация персонала

ГОСТ Р ИСО 9934-1 Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод. Часть 1. Основные требования

ГОСТ Р ИСО 9934-2 Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод. Часть 2. Дефектоскопические материалы

ГОСТ Р ИСО 13373-1 Контроль состояния и диагностика машин. Вибрационный контроль состояния машин. Часть 1. Общие методы

ГОСТ Р ИСО 13373-2 Контроль состояния и диагностика машин. Вибрационный контроль состояния машин. Часть 2. Обработка, анализ и представление результатов измерений вибрации

ГОСТ Р ИСО 13373-3 Контроль состояния и диагностика машин. Вибрационный контроль состояния машин. Часть 3. Руководство по диагностированию по параметрам вибрации

ГОСТ Р ИСО 13381-1 Контроль состояния и диагностика машин. Прогнозирование технического состояния. Часть 1. Общее руководство

ГОСТ Р ИСО 15549 Контроль неразрушающий. Контроль вихретоковый. Основные положения

ГОСТ Р ИСО 16809 Контроль неразрушающий. Контроль ультразвуковой. Измерение толщины

ГОСТ Р ИСО 17637 Контроль неразрушающий. Визуальный контроль соединений, выполненных сваркой плавлением

ГОСТ Р ИСО 17640 Неразрушающий контроль сварных соединений. Ультразвуковой контроль. Технология, уровни контроля и оценки

ГОСТ Р ИСО 20816-1 Вибрация. Измерения вибрации и оценка вибрационного состояния машин. Часть 1. Общее руководство

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, определения и сокращения

3.1 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 15467, ГОСТ 16504, ГОСТ 20911, ГОСТ 23956, ГОСТ 24346, ГОСТ 25866, ГОСТ 27471, ГОСТ 28842, ГОСТ 19431, ГОСТ Р 27.102, ГОСТ Р ИСО 2041, ГОСТ Р 58779, ГОСТ Р 70214, ГОСТ Р 57114, ГОСТ Р 70810, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1.1 автоматизированный мониторинг оборудования: Мониторинг оборудования с применением автоматизированных систем.

3.1.2 валопровод гидроагрегата: Система валов гидроагрегата, составленная из нескольких частей, соединенных болтовыми фланцевыми соединениями от РК гидротурбины до верха гидрогенератора.

Примечание - Перемещение валопровода ограничено направляющими и опорным подшипниками.

3.1.3 деталь оборудования: Неделимая составная часть конструктивного узла оборудования.

3.1.4 дефект: Каждое отдельное несоответствие объекта требованиям, установленным в технической документации.

3.1.5 излом линии вала гидроагрегата: Параметр валопровода гидроагрегата, характеризующий взаимное отклонение геометрических осей валов гидротурбины и гидрогенератора, и возникающий из-за неточности изготовления и сборки фланцевых соединений валов гидроагрегата.

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

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

3.1.8 индекс технического состояния оборудования: Интегральный показатель технического состояния.

Примечание — Определяется в соответствии с [1].

3.1.9 исправное состояние: Состояние объекта, в котором параметры объекта соответствуют требованиям, установленным в документации на этот объект.

3.1.10 испытания: Экспериментальное исследование определенных свойств гидроагрегата.

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

3.1.12 капитальный ремонт оборудования: Ремонт, выполняемый для восстановления исправности и полного или близкого к полному восстановлению ресурса оборудования с заменой или восстановлением любых его частей.

3.1.13 контроль непрерывный: Форма технического контроля, при котором поступление информации о контролируемых параметрах происходит непрерывно.

3.1.14 контроль периодический: Форма технического контроля, при котором поступление информации о контролируемых параметрах происходит через установленные интервалы времени.

3.1.15 контроль постоянный: Форма технического контроля, осуществляемого штатным персоналом гидроэлектростанции посредством инструментальных и/или визуальных наблюдений, проводимых ежедневно на работающем оборудовании.

3.1.16 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.

3.1.17 линия вала гидроагрегата: Совокупность осей валов гидроагрегата, полученная при сборке.

3.1.18 маяки: Базовые точки на неподвижных частях корпусов подшипников или других неподвижных частях гидроагрегата, относительно которых фиксируются линейные размеры, определяющие пространственное положение вала.

3.1.19 межремонтный период: Период времени между капитальными ремонтами агрегата, т.е. от ввода в эксплуатацию после предыдущего капитального ремонта до вывода из эксплуатации в следующий капитальный ремонт.

3.1.20 модернизация оборудования: Комплекс работ по улучшению технико-эксплуатационных характеристик изделия, находящегося в эксплуатации, путем замены отдельных составных частей.

3.1.21 мониторинг оборудования: Форма непрерывного технического контроля за состоянием оборудования, включающего сбор, обработку и хранение измерительной информации о параметрах работы оборудования в процессе его эксплуатации в режиме непрерывного контроля параметров, осуществляемого штатным персоналом гидроэлектростанции.

3.1.22 неисправное состояние: Состояние объекта, в котором хотя бы один параметр объекта не соответствует хотя бы одному из требований, установленных в документации на этот объект.

Примечание - К неисправному состоянию относятся следующие виды технического состояния: частично работоспособное, неработоспособное, предельное.

3.1.23 неработоспособное состояние: Состояние оборудования, при котором контролируемые параметры, характеризующие способность оборудования выполнять заданные функции, не соответствуют требованиям нормативной и/или конструкторской (проектной) документации и при контроле технического состояния которого выявлены критические или значительные, трудноустранимые дефекты, и восстановление работоспособности оборудования требует его немедленного вывода в ремонт.

3.1.24 несоответствие: Частичное или полное невыполнение требований.

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

3.1.26 нормальный режим работы оборудования: Режим работы, при котором параметры состояния оборудования не отклоняются от номинальных более, чем это допустимо в соответствии с нормативными документами, техническими условиями и инструкциями.

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

3.1.28 обобщенный узел: Общие параметры технического состояния, не относящиеся к функциональным узлам, включающие срок службы и энергетические характеристики (КПД, мощность) гидротурбины.

3.1.29 оборудование: Гидротурбины и механическая часть генераторов (генераторный вал, подпятник, генераторные направляющие подшипники, грузонесущая и негрузонесущая крестовины).

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

3.1.31 осмотр оборудования: Форма технического контроля за состоянием оборудования, включающая внешний и внутренний осмотры остановленного оборудования лицами, контролирующими его безопасную эксплуатацию, или комиссией, назначаемой техническим руководителем ГЭС, с периодичностью, устанавливаемой стандартом организации каждой гидроэлектростанции.

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

3.1.33 остаточный ресурс: Суммарная наработка объекта от момента контроля его технического состояния до перехода объекта в предельное состояние.

3.1.34 отказ: Событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния объекта.

Примечания

1 Отказ может быть полным или частичным.

2 Полный отказ характеризуется переходом объекта в неработоспособное состояние.

3 Частичный отказ характеризуется переходом объекта в частично неработоспособное состояние.

3.1.35 параметр технического состояния: Величина, характеризирующая техническое состояние отдельного функционального узла либо оборудования в целом и подлежащая количественной оценке.

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

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

3.1.38 периодическая вибрация: Вибрация, при которой каждое значение колеблющейся величины, характеризующее вибрацию, повторяется с точностью средства измерения через равные интервалы времени, или спектральные составляющие сигнала вибрации не меняются в течение десяти и более оборотов гидроагрегата.

Примечание - Вибрация, не соответствующая требованиям периодической вибрации, относится к непериодической вибрации.

3.1.39 работоспособное состояние: Состояние оборудования, при котором контролируемые параметры, характеризующие способность оборудования выполнять заданные функции, соответствуют требованиям нормативной и/или конструкторской (проектной) документации и при контроле технического состояния которого дефекты не выявлены или выявлены малозначительные легкоустранимые дефекты на ранней стадии развития.

3.1.40 реконструкция оборудования: Замена эксплуатируемого оборудования на аналогичное с применением новых материалов и конструктивных решений.

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

3.1.42 ремонтная документация: Совокупность нормативной, технической, технологической, организационно-распорядительной документации, а также проект производства работ и документы, фиксирующие результаты выполнения ремонта.

Примечание — Полный перечень ремонтной документации приведен в [2].

3.1.43 состояние предельное: Состояние оборудования, при контроле технического состояния которого выявлены критические дефекты и дальнейшая эксплуатация оборудования недопустима или нецелесообразна, либо восстановление его работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно.

3.1.44 срок службы: Календарная продолжительность эксплуатации оборудования, определенная в нормативной и (или) проектной документации, по достижении которой следует провести оценку технического состояния оборудования в целях определения допустимости параметров и условий его дальнейшей эксплуатации.

3.1.45 специализированная организация: Организация, располагающая подготовленными квалифицированными кадрами, необходимым испытательным оборудованием, методической и нормативно-технической документацией и, при необходимости, полномочиями (лицензиями федеральных органов исполнительной власти, сертификатами) для выполнения одной или нескольких специализированных работ, направленных на обеспечение безопасности, надежности и экономичности технических устройств, устанавливаемых на объектах электроэнергетики.

Примечание - Специализированными работами могут быть: техническое диагностирование, работы по продлению срока службы или оценке остаточного ресурса гидроагрегата, разработка методической и нормативной документации в перечисленных областях.

3.1.46 (техническое) диагностирование: Определение технического состояния объекта.

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

3.1.47 технический руководитель ГЭС: Лицо в штате организации собственника (эксплуатирующей организации) ГЭС, уполномоченное принимать решения и отдавать распоряжения по всем техническим вопросам касательно оборудования данного объекта электроэнергетики.

3.1.48 техническое обследование: Форма технического контроля за состоянием оборудования, включающая осмотр, измерения, испытания и углубленные исследования на остановленном оборудовании, 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.

3.1.49 техническое обслуживание: Комплекс операций по поддержанию работоспособности или исправности оборудования при использовании по назначению.

3.1.50 техническая характеристика: Величина, отражающая функциональные, геометрические, деформационные, прочностные и другие свойства конструкции и/или материалов.

3.1.51 техническое перевооружение: Комплекс работ, ведущих к полной замене оборудования на новое, более производительное с изменением или без изменения технических параметров, и проводимый без реконструкции объекта капитального строительства.

3.1.52 техническое состояние: Состояние объекта в определенный момент времени, при определенных условиях внешней среды, характеризующееся фактическими значениями параметров, установленных в документации.

3.1.53 узел: Функциональный и/или обобщенный узел.

3.1.54 уклон вала гидроагрегата: Параметр гидроагрегата, характеризующий отклонение валопровода от вертикальной оси.

3.1.55 формуляр: Документ технического контроля, содержащий результаты измерений контролируемых параметров и оценку их соответствия установленным нормам (карты измерений, протоколы, акты и др.).

3.1.56 функциональный узел: Составная часть оборудования, содержащая отдельные конструктивные элементы и детали, которая может выполнять свою функцию только совместно с другими частями единицы оборудования.

Примечание - В целях настоящего стандарта — рабочее колесо, направляющий аппарат, вал и др.

3.1.57 частично неработоспособное состояние: Состояние оборудования, при котором 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.).

3.1.58 эксплуатация: Стадия жизненного цикла изделия, на которой реализуется, поддерживается и восстанавливается его качество.

3.1.59 эксплуатационные испытания: Испытания объекта, проводимые при эксплуатации.

3.1.60 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.

3.1.61 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.

3.2 Сокращения

В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

АСУ ТП — автоматизированная система управления технологическим процессом;

ВБ — верхний бьеф;

ВИК — визуально-измерительный контроль;

ВТК — вихретоковый контроль;

ГА — гидроагрегат;

ГП — генераторный подшипник;

ГРАМ — система группового регулирования активной мощности;

ГЭС — гидравлическая электрическая станция;

ИК — измерительный контроль;

ИТС — индекс технического состояния;

КПД — коэффициент полезного действия;

КР — капитальный ремонт;

КРК — камера рабочего колеса;

ЛБ — левый берег;

МИЧО — механизм изменения числа оборотов;

ММК — метод магнитный коэрцитиметрический;

МНУ — маслонапорная установка;

МОО — механизм ограничения открытия направляющего аппарата;

МПД — магнитопорошковая дефектоскопия;

НА — направляющий аппарат;

НБ — нижний бьеф;

НДС — напряженно-деформированное состояние;

НКНА — нижнее кольцо направляющего аппарата;

НТД — нормативно-техническая документация;

ПБ — правый берег;

ПВК — контроль проникающими веществами (капиллярный контроль);

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

ПП — подпятник;

ПР — пропеллерная(ое) гидротурбина (рабочее колесо);

РК — рабочее колесо гидротурбины;

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

РЧВ — регулятор частоты вращения;

САУ — система автоматического управления;

СК — синхронный компенсатор;

СКО — среднее квадратическое отклонение сигнала;

СНА — сервомотор направляющего аппарата;

СО — стандартный образец;

СОП — стандартный образец предприятия;

СП — сопрягающий пояс;

СТО — стандарт организации;

ТВ — измерение твердости;

ТП — турбинный подшипник;

УЗК — ультразвуковой контроль;

УЗТ — ультразвуковая толщинометрия;

ХХ — холостой ход;

ЭГР — электрогидравлический регулятор частоты вращения;

ЭГП — электрогидравлический преобразователь;

ЭМА — электромагнитноакустический (способ);

ЭМП — эластичный металлопластмассовый (опорный сегмент).

4 Общие положения

4.1 Целью оценки технического состояния гидротурбин и механической части генераторов ГЭС является:

• своевременное выявление и устранение возникающих в процессе эксплуатации повреждений (дефектов) и отклонений технических параметров от установленных значений;
• определение вида технического состояния контролируемого оборудования;
• определение фактических значений технических параметров гидроагрегатов для последующего определения ИТС узлов и оборудования в целом;
• прогнозирование состояния оборудования и ранжирования рисков по убыванию риска отказа;
• определение возможности, целесообразности, сроков и условий продолжения эксплуатации выработавшего срок службы контролируемого оборудования, его элементов и узлов, определяющих безопасность эксплуатации ГА;
• выработка рекомендаций по продолжению эксплуатации оборудования, имеющего повреждения (дефекты), включая введение при необходимости специальных эксплуатационных мер (дополнительный контроль, режимные ограничения, внеплановый ремонт и т.п.);
• формирование и актуализация перспективных (многолетних) графиков ремонта, годовой ремонтной программы и выработка рекомендаций по объему и срокам необходимого ремонтного обслуживания;
• планирование комплекса мероприятий по техническому перевооружению и реконструкции, обоснование для модернизации гидроагрегатов в целом, их элементов и конструктивных узлов.

4.2 Определение ИТС проводится только для работоспособного оборудования. При обнаружении критических неисправностей, препятствующих дальнейшей эксплуатации (в частности, опасных трещин), решение о техническом воздействии принимается на основании углубленной оценки технического состояния, в том числе с учетом требований стандарта.

4.3 Настоящий стандарт устанавливает для применения на ГЭС следующие обязательные формы контроля технического состояния гидротурбин и механической части генераторов:

• постоянный контроль и непрерывный автоматизированный мониторинг на работающем ГА;
• периодические осмотры на остановленном ГА в периоды плановых и внеплановых ремонтов;
• периодический (измерительный) контроль на остановленном ГА в периоды плановых и внеплановых ремонтов без разборки ГА и/или на работающем ГА (при наличии технической возможности);
• периодические технические диагностирования в форме технического обследования оборудования в периоды плановых и внеплановых ремонтов с осушением и полной или частичной разборкой ГА, при реконструкции и/или модернизации ГА.

4.4 Настоящий стандарт не регламентирует требования к содержанию и объему работ при техническом освидетельствовании (как форме регулярного технического контроля). Правила проведения технического освидетельствования оборудования ГЭС определяются [3].

4.5 Объем, задачи и исполнители для каждой формы контроля технического состояния гидротурбин и механической части генераторов представлены в таблице 4.1.

Таблица 4.1

Объем, задачи и исполнители для каждой формы контроля технического состояния гидротурбин и механической части генераторов

4.6 Периодичность для каждой формы контроля устанавливается ремонтной документацией, имеющейся на каждой ГЭС, в том числе планами, графиками и программами ремонта [2].

В случаях повреждения оборудования, имевшего следствием непредвиденный вывод его из работы, должен быть произведен внеочередной контроль.

Осмотр оборудования должен проводиться не реже одного раза в год. Осмотр оборудования 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.

4.7 В таблице 4.2 представлены виды технического состояния гидротурбин и механической части генераторов в зависимости от результатов контроля, определяющие степень работоспособности оборудования.

Таблица 4.2

Вид технического состояния

4.8 Критерии и правила выставления оценок технического состояния гидротурбин и гидрогенераторов при расчете ИТС установлены в [1], [4].

4.9 При выполнении на ГЭС работ по оценке технического состояния гидротурбин и механической части гидрогенераторов персоналу следует соблюдать требования [5].

5 Требования к контролю и оценке технического состояния гидротурбин на ГЭС

5.1 На каждой ГЭС должна быть организована постоянная и периодическая оценка технического состояния гидротурбин и механической части генераторов [6].

5.2 Постоянная оценка технического состояния гидротурбин и механической части генераторов проводится по результатам постоянного контроля и автоматизированного мониторинга с целью недопущения перехода оборудования в предельное состояние.

5.3 Периодическая оценка технического состояния гидротурбин и механической части генераторов проводится:

• при вводе в эксплуатацию;
• периодических осмотрах;
• испытаниях перед, во время и после ремонтов с осушением и частично или полной разборкой оборудования, а также в межремонтный период;
• диагностических обследованиях, проводимых по решению технического руководителя ГЭС или в случае внезапного повреждения (отказа) оборудования в процессе эксплуатации;
• технических освидетельствованиях, требования к которым определены в [3];
• расчете ИТС в соответствии с требованиями [1];
• прогнозировании состояния оборудования и ранжировании рисков по убыванию риска отказа в соответствии с требованиями [4];
• определении возможности, целесообразности, сроков и условий продолжения эксплуатации выработавшего срок службы оборудования, его элементов и конструктивных узлов в соответствии с требованиями ГОСТ 33272.

5.4 На каждой ГЭС на основании требований настоящего стандарта с учетом особенностей эксплуатации оборудования, графика проведения ремонтов, результатов предшествующего контроля может быть разработан стандарт ГЭС, отражающий порядок, объем, периодичность и методы технического контроля состояния гидротурбин и механической части генераторов, с указанием следующих сведений:

• объемы, сроки и методы реализации контроля;
• графики, планы и программы технического контроля;
• маршруты и периодичность обходов, осмотров и проверок;
• правила и инструкции пользования штатными средствами для контрольных измерений;
• порядок ведения технической документации по контролю технического состояния гидротурбин и механической части генераторов;
• правила безопасности при осуществлении технического контроля.

При отсутствии стандарта ГЭС необходимая информация может быть отражена в инструкции по эксплуатации.

5.5 На каждой ГЭС необходимо вести техническую документацию, в которой должны быть зарегистрированы все результаты контроля технического состояния гидротурбин и механической части генераторов.

Допускается ведение документации в электронном виде.

5.6 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 его безопасной эксплуатации.

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

5.8 Для обеспечения сравнимости и унификации при оформлении результатов каждой формы контроля необходимо использовать стандартные бланки и формуляры, которые определяются локальными нормативными актами с учетом рекомендаций настоящего стандарта.

5.9 Контроль за техническим состоянием оборудования требует оснащения ГЭС средствами измерения в соответствии с ГОСТ Р 55260.3.1, ГОСТ Р 55260.4.1, ГОСТ Р 55621, [7] и соблюдения правил по обеспечению единства измерений в соответствии с ГОСТ Р 8.000, ГОСТ 8.417, [8], [9].

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

5.11 Если ГА не оснащен стационарными средствами измерения для контроля технического состояния в объемах, предусмотренных настоящим стандартом, необходимо проводить соответствующие измерения с помощью переносных средств измерений с периодичностью, рекомендуемой заводом-изготовителем или предусмотренной инструкцией по эксплуатации.

6 Оценка технического состояния гидротурбины и механической части генератора

6.1 Общие положения

6.1.1 Оценка технического состояния оборудования должна быть проведена на основе анализа результатов всех форм технического контроля для каждого функционального и/или обобщенного узла. Требования к объемам контроля, методике проведения контроля и рекомендации по оформлению отчетной документации представлены в 6.2 - 6.13. Если иное специально не оговорено, все положения стандарта для ПЛ-гидротурбин могут быть распространены на пропеллерные и диагональные гидротурбины.

6.1.2 В процессе оценки технического состояния оборудования должны быть выявлены возникающие при эксплуатации повреждения (дефекты) и отклонения технических параметров от установленных значений.

Методические указания по техническому обследованию узлов оборудования при их повреждениях представлены в приложении А и для узлов генераторов дополнительно в ГОСТ Р 55260.2.2.

Методики контроля геометрических форм и размеров проточной части гидротурбин представлены в приложении Б.

Методики контроля состояния металла узлов и элементов гидротурбин и механической части генератора представлены в приложении В.

Перечень основных технических данных по ГЭС, гидротурбинному и гидрогенераторному оборудованию представлен в приложении Г.

В приложении Д представлены методики испытания системы регулирования гидротурбин, в приложениях Е и Ж - методики контроля линии валов и подпятников вертикальных гидроагрегатов соответственно, в приложении И - методика определения осевой жесткости агрегата, в приложении К - методики проведения натурных испытаний.

6.1.3 При определении вида технического состояния по степени работоспособности оборудования в соответствии с классификацией, приведенной в таблице 4.2, оценку технического состояния производят:

• для узла оборудования — по худшей из оценок технического состояния по всем определяющим параметрам данного узла;
• оборудования в целом — по худшей из оценок технического состояния по всем узлам.

6.1.4 Расчет ИТС узлов и оборудования в целом проводится по [1] на основании фактических значений параметров функционального узла, определенных в соответствии с требованиями и рекомендациями 6.2 - 6.13.

6.1.5 Определение возможности, целесообразности, сроков и условий продолжения эксплуатации контролируемого оборудования, его элементов и узлов, определяющих безопасность эксплуатации ГА, проводится с учетом углубленной оценки технического состояния на базе результатов периодического технического диагностирования оборудования и определения индивидуального остаточного ресурса.

6.1.6 На основании результатов работ по 6.1.2 - 6.1.5 должны быть сформулированы рекомендации по продолжению эксплуатации оборудования, в том числе имеющего повреждения (дефекты), включая (при необходимости) введение специальных эксплуатационных мер (дополнительный контроль, режимные ограничения, внеплановый ремонт и т.п.) или проведение комплекса мероприятий по техническому перевооружению, реконструкции, модернизации и замене оборудования или его отдельных узлов, а также актуализированы объемы, сроки и графики ремонта.

6.2 Рабочее колесо

6.2.1 Техническое состояние РК оценивают, исходя из степени износа основных деталей и узлов, наличия повреждений, соответствия паспортным или проектным требованиям.

6.2.2 Обтекатель РК для РО и ПЛ гидротурбин, а также днище для РК ПЛ-гидротурбин должны быть заштифтованы и плотно обтянуты, а крепежные детали застопорены. Допускаются местные зазоры не более 0,1 мм суммарной площадью не более 20% общей площади стыкового соединения.

6.2.3 Требования к объемам контроля технического состояния рабочих колес РО- и ПЛ-типов гидротурбин и методикам его проведения для определения вида технического состояния по степени работоспособности оборудования в соответствии с классификацией, приведенной в таблице 4.2, и/или последующего определения ИТС представлены в таблицах 6.1 - 6.4.

Таблица 6.1

Нормы контроля технического состояния РК РО-гидротурбин для последующего определения ИТС

Таблица 6.2

Нормы контроля технического состояния РК РО-гидротурбин для определения вида технического состояния по степени работоспособности оборудования

Таблица 6.3

Нормы контроля технического состояния РК ПЛ-гидротурбин для последующего определения ИТС

Таблица 6.4

Нормы контроля технического состояния РК ПЛ-гидротурбин для определения вида технического состояния по степени работоспособности оборудования

6.2.4 Если представленные в таблицах 6.1 и 6.3 параметры РК полностью соответствуют проектным и монтажным требованиям, но при этом отмечены замечания в работе ГА (несоответствие проектной мощности, повышенные вибрации и т.п.), не связанные с неисправным состоянием других узлов ГА, следует провести контроль геометрических форм и размеров РК, включая построение профилей и решетки лопастной системы в соответствии с требованиями Б.1 - Б.3.

6.2.5 Эксплуатацию РК ПЛ-типа в пропеллерном режиме следует рассматривать как эксплуатацию оборудования в неисправном состоянии (частично работоспособного). Эксплуатация РК ПЛ-типа в пропеллерном режиме допускается только по согласованию с техническим руководителем ГЭС и заводом-изготовителем.

6.3 Маслоприемник рабочего колеса поворотно-лопастной гидротурбины

6.3.1 Техническое состояние маслоприемника на работающем агрегате оценивают по внешнему виду, величине протечек масла через уплотнения штанги, величине перетоков в системе сервопривода механизма разворота лопастей РК.

6.3.2 На техническое состояние маслоприемника оказывают существенное влияние следующие факторы:

• центровка маслоприемника;
• соосность штанг маслоприемника;
• центровка ГА;
• величина отклонения от перпендикулярного положения линии вала гидрогенератора и зеркального диска ПП;
• соосность подшипников гидрогенератора;
• величины установленных в подшипниках зазоров;
• балансировка ротора.

Методика контроля линии вала должна быть выполнена в соответствии с требованиями приложения Е. Проверка центровки агрегата должна выполняться в соответствии с методикой изготовителя оборудования.

6.3.3 При оценке текущего состояния маслоприемника необходимо учитывать величину и характер относительных вибраций вала у верхнего ГП, радиальную составляющую абсолютных вибрации верхней крестовины генератора и корпуса маслоприемника, которые должны отвечать допустимым нормам в соответствии с требованиями К.5. Превышение этих норм ведет к прогрессивному ухудшению состояния маслоприемника.

Оценку технического состояния маслоприемника необходимо проводить совместно с оценкой технического состояния системы регулирования в соответствии с приложением Д и местными инструкциями.

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

6.3.5 Требования к объемам контроля технического состояния узлов и механизмов маслоприемника ПЛ-гидротурбины для определения вида технического состояния представлены в таблице 6.5.

Таблица 6.5

Нормы контроля технического состояния узлов и механизмов маслоприемника

Таблица 6.6

Допуски для оценки технического состояния маслоприемника

6.3.6 При нормальном состоянии системы регулирования сервомотора механизма разворота лопастей РК и маслоприемника насос работает в режиме 1:(12 ... 20). Об ухудшении состояния названных узлов свидетельствует режим работы 1:(4 ... 6). Резкое изменение параметров может свидетельствовать о некорректно выполненных ремонтных работах, дефектах оборудования, изменении режима эксплуатации оборудования. При любом стечении обстоятельств требуется проведение анализа показаний и сопоставление их с результатами воздействий.

6.3.7 При оценке состояния узла маслоприемника необходимо исключать влияние на его работу других элементов системы регулирования гидротурбины путем временного ограничения их перемещений или перекрытия задвижек на маслопроводах СНА.

6.3.8 При осмотрах и освидетельствованиях маслоприемника необходимо по результатам измерений оценить протечки и перетоки масла в маслоприемнике и сервомоторе РК, механическое состояние узлов механизма обратной связи (заделка троса, крепление кронштейнов, состояние подшипников, троса или штанги, люфты, зазоры и др.), провести проверку манометров и датчика уровня масла.

6.4 Направляющий аппарат с сервомоторами

6.4.1 Техническое состояние НА оценивают исходя из состояния кинематики НА, определяющего объем ремонтных восстановительных работ для восстановления проектных параметров. Настоящий стандарт устанавливает требования к оценке технического состояния цилиндрического НА, кинематического механизма и элементов СНА вертикального ГА.

6.4.2 Все кольцевые детали НА, такие как верхнее кольцо НА, крышка турбины и обтекатель крышки турбины, должны быть надежно соединены между собой, а верхнее кольцо еще и с поясом статора: заштифтованы, крепежные детали обтянуты проектным моментом и застопорены. Допускаются местные зазоры не более 0,2 мм на 1/3 глубины стыка.

6.4.3 Требования к оценке технического состояния НА с сервомоторами гидротурбин для определения вида технического состояния по степени работоспособности оборудования в соответствии с классификацией, приведенной в таблице 4.2, и последующего определения ИТС содержатся в таблицах 6.7 - 6.8.

Таблица 6.7

Нормы контроля технического состояния НА для последующего определения ИТС

Таблица 6.8

Нормы контроля технического состояния НА для определения вида технического состояния по степени работоспособности оборудования

Таблица 6.9

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

6.4.4 При контроле технического состояния особое внимание должно быть обращено на состояние узлов и деталей НА и СНА, поломки которых имели место в период эксплуатации. При этом объем и методы контроля определяются исходя из необходимости получения полной информации о причинах имевшихся нарушений. Рекомендации по испытанию СНА содержатся в Д.3.

6.5 Крышка турбины

6.5.1 Оценку технического состояния крышки гидротурбины следует производить с учетом ее функций в качестве элемента, отделяющего проточный тракт гидротурбины от помещений ГЭС, а также места размещения конструктивных узлов, агрегатов и деталей ряда элементов и технических систем ГА (опорных конструкций ПП 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 ГА в режим СК, лекажного агрегата и др.).

6.5.2 Крышка гидротурбины является сборником протечек воды из проточной части через неплотности уплотнений ряда узлов и деталей. Также в крышку турбины может попадать масло в случае нарушений в работе уплотнений из всех расположенных выше маслосодержащих элементов ГА (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.

6.5.3 Требования к оценке технического состояния крышки гидротурбины для определения вида технического состояния по степени работоспособности оборудования в соответствии с классификацией, приведенной в таблице 4.2, и последующего определения ИТС содержатся в таблицах 6.10 - 6.11.

Таблица 6.10

Нормы контроля технического состояния крышки гидротурбины для последующего определения ИТС

Таблица 6.11

Нормы контроля технического состояния крышки гидротурбины для определения вида технического состояния по степени работоспособности оборудования

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

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

6.5.6 Смещение оси крышки гидротурбины относительно оси вала допускается в зависимости от диаметра РК в пределах, приведенных в таблице 6.12.

Таблица 6.12

Смещение оси крышки гидротурбины

6.5.7 В конструкциях гидротурбин с подшипниками лопаток НА, расположенными в крышке турбины, центровка крышки турбины производится по соосности лопаток со своими подшипниками, с проверкой вращения лопаток.

6.6 Проточная часть гидротурбины

6.6.1 Техническое состояние проточной части гидротурбины оценивают по степени ее износа, появлению внутренних дефектов и повреждений, определяющих объем ремонтных восстановительных работ для восстановления проектных параметров.

Проточная часть гидротурбины вертикального ГА состоит из КРК ПЛ гидротурбины, фундаментного кольца (для РО гидротурбины), облицовки спиральной камеры, облицовки отсасывающей трубы, статора гидротурбины и закладных элементов проточной части турбины (водозаборов, приямков, сбросных трубопроводов).

6.6.2 Требования к обработанным поверхностям закладных частей гидротурбин, подверженных воздействию потока воды, приведены в Б.8.1.

6.6.3 Смонтированные конструкции проточной части гидротурбин должны быть тщательно уплотнены в местах соединения отдельных элементов и не должны допускать протечек. Плотным считается соединение, в которое щуп толщиной 0,05 мм не проходит. Допускаются местные неплотности, в которые щуп 0,05 мм проходит на глубину не более 20% ширины стыка данного соединения.

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

6.6.5 Требования к оценке технического состояния проточной части гидротурбины для определения вида технического состояния по степени работоспособности оборудования в соответствии с классификацией, приведенной в таблице 4.2, и последующего определения ИТС содержатся в таблицах 6.13 - 6.14.

Таблица 6.13

Нормы контроля технического состояния проточной части гидротурбин для последующего определения ИТС

Таблица 6.14

Нормы контроля технического состояния проточной части гидротурбины для определения вида технического состояния по степени работоспособности оборудования

6.7 Подшипник направляющий турбинный

6.7.1 Техническое состояние ТП гидротурбины следует оценивать совместно с валом ГА.

6.7.2 К стыковым соединениям корпуса, вкладыша и ванн направляющего подшипника предъявляются требования, относящиеся к плотным соединениям деталей гидротурбин (см. 6.6.3):

• смонтированные конструкции должны быть тщательно уплотнены в местах соединения отдельных элементов и не должны допускать протечек;
• все фланцевые соединения, находящиеся под воздействием водотока, должны быть уплотнены и не должны допускать протечек (в этих соединениях резкие уступы не допускаются);
• крепежные детали обтянуты проектным моментом и застопорены.

6.7.3 Требования к оценке технического состояния ТП с водяной и масляной смазкой для определения вида технического состояния по степени работоспособности оборудования в соответствии с классификацией, приведенной в таблице 4.2, и последующего определения ИТС содержатся в таблицах 6.15 - 6.17.

Таблица 6.15

Нормы контроля технического состояния ТП и вала для последующего определения ИТС

Таблица 6.16

Нормы контроля технического состояния вала и подшипника с обрезиненным вкладышем на водяной смазке для определения вида технического состояния по степени работоспособности оборудования

Таблица 6.17

Нормы контроля технического состояния вала и подшипника с масляной смазкой для определения вида технического состояния по степени работоспособности оборудования

6.7.4 При контроле технического состояния особое внимание должно быть обращено на состояние деталей ТП, поломки которых имели место в период эксплуатации. При этом объем и методы контроля определяются исходя из необходимости и получения полной информации о причинах имевшихся нарушений.

6.8 Система автоматического управления

6.8.1 Техническое состояние САУ оценивают с учетом ее функций по обеспечению автоматической работы ГА во всех эксплуатационных режимах (нахождение в резерве, пуск, ХХ, работа под нагрузкой, насосный режим (для обратимых гидротурбин), режим СК, останов) и при переходах между режимами с соблюдением требований ГОСТ 5616, гарантий регулирования и установленных заводом — изготовителем гидротурбины ограничений на работу в зонах эксплуатационной характеристики.

6.8.2 Оценку технического состояния САУ необходимо проводить совместно с оценкой технического состояния сервомоторов НА и сервомоторов РК для ПЛ-гидротурбин.

6.8.3 Требования к техническому контролю САУ гидротурбин для определения вида технического состояния по степени работоспособности оборудования в соответствии с классификацией, приведенной в таблице 4.2, и последующего определения ИТС содержатся в таблицах 6.18 - 6.19.

Таблица 6.18

Нормы контроля технического состояния САУ для последующего определения ИТС

Таблица 6.19

Нормы контроля технического состояния САУ для определения вида технического состояния по степени работоспособности оборудования

6.8.4 Гарантии регулирования должны проверяться периодически в соответствии с рекомендациями завода-изготовителя и руководством по эксплуатации гидротурбины.

6.8.5 Рекомендации по испытаниям исполнительных органов системы регулирования гидротурбин представлены в Д.3.

6.9 Вал (валопровод)

6.9.1 В общем случае валопровод может состоять из вала турбины, вала генератора, промежуточного вала, вала-надставки, остова ротора генератора, сопряженных с помощью фланцевых соединений.

6.9.2 Техническое состояние валопровода, включая шейки валов в зоне установки подшипников, следует оценивать совместно с направляющими подшипниками (турбинный, генераторные) и опорным подшипником гидрогенератора (подпятником).

6.9.3 Контроль технического состояния валопровода осуществляют на работающем и остановленном ГА. Методика контроля линии вала агрегата и нормы оценки представлены в приложении Е.

6.9.4 Требования к оценке технического состояния вала с направляющими подшипниками с водяной и масляной смазкой для определения вида технического состояния по степени работоспособности оборудования в соответствии с классификацией, приведенной в таблице 4.2, и последующего определения ИТС содержатся в таблицах 6.15 - 6.17.

6.9.5 Дополнительно, на остановленном ГА при проведении осмотра проверяют плотность фланцевых соединений по внешним признакам (наличие течи масла через фланцевое соединение для агрегатов с ПЛ турбинами, раскрытие фланцевого соединения визуально) и состояние облицовки вала в соответствии с требованиями таблицы 6.20.

Таблица 6.20

Нормы контроля технического состояния валопровода для определения вида технического состояния по степени работоспособности оборудования

6.9.6 На работающем ГА следует обращать внимание на следующие признаки ухудшения состояния линии вала:

• повышенное значение относительного виброперемещения вала ГА у направляющих подшипников и фланцевых соединений валов, что может быть следствием излома во фланцевых соединениях, износа шейки вала в подшипнике;
• повышенная горизонтальная вибрация направляющих подшипников ГА;
• повышенная вертикальная вибрация опоры пяты;
• постепенное повышение относительного виброперемещения вала (увеличение зазоров в направляющих подшипниках) в течение межремонтного периода при одинаковых режимах работы ГА;
• односторонний перегрев сегментов направляющих подшипников из-за расцентровки вала.

6.10 Подшипник опорный генераторный (подпятник)

6.10.1 Техническое состояние ПП следует оценивать совместно с линией вала, ГП, грузонесущей и негрузонесущей крестовинами.

Данный раздел предъявляет требования к техническому состоянию ПП зонтичного и подвесного исполнения с сегментами, облицованными баббитом, и с эластичными металлопластмассовыми сегментами (ЭМП-сегментами).

Данный раздел предъявляет требования к техническому состоянию ПП как механической части ГА. Для оценки технического состояния ПП в полном объеме необходимо учитывать требования к оценке электрической части генератора в соответствии с ГОСТ Р 55260.2.2.

6.10.2 Стыковые и фланцевые соединения масляной ванны и крышки ПП должны быть плотными: протечки масла не допускаются.

6.10.3 Требования к оценке технического состояния ПП для определения вида технического состояния по степени работоспособности оборудования в соответствии с классификацией, приведенной в таблице 4.2, и последующего определения ИТС содержатся в таблицах 6.21 - 6.22.

Таблица 6.21

Нормы контроля технического состояния ПП для последующего определения ИТС

Таблица 6.22

Нормы контроля технического состояния ПП для определения вида технического состояния по степени работоспособности оборудования

Таблица 6.23

Допуск неконцентричности ПП относительно диска пяты

6.10.4 При контроле технического состояния особое внимание должно быть обращено на состояние деталей ПП, поломки которых имели место в период эксплуатации. При этом объем и методы контроля определяются исходя из необходимости и получения полной информации о причинах имевшихся нарушений.

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

6.10.6 Методики проведения испытаний для определения в целях получения характеристик подпятников и углубленной оценки их технического состояния с выяснением причин ненадежной работы подпятников приведены в приложении Ж.

6.11 Подшипник направляющий генераторный (верхний/нижний)

6.11.1 Техническое состояние ГП следует оценивать совместно с подпятником, крестовинами и валом ГА.

6.11.2 К стыковым соединениям корпуса, вкладыша и ванн ГП предъявляются требования, относящиеся к плотным соединениям деталей гидротурбин: смонтированные конструкции должны быть тщательно уплотнены в местах соединения отдельных элементов и не допускать протечек.

6.11.3 Требования к оценке технического состояния ГП с масляной смазкой для последующего определения ИТС содержатся в таблице 6.24.

Таблица 6.24

Нормы контроля технического состояния ГП и вала для последующего определения ИТС

Требования к оценке технического состояния ГП с масляной смазкой для определения вида технического состояния аналогичны требованиям к оценке технического состояния ТП с масляной смазкой и содержатся в таблице 6.17.

6.11.4 При контроле технического состояния особое внимание должно быть обращено на состояние деталей ГП, поломки которых имели место в период эксплуатации. При этом объем и методы контроля определяются исходя из необходимости и получения полной информации о причинах имевшихся нарушений.

6.12 Крестовина гидроагрегата грузонесущая/негрузонесущая

6.12.1 Техническое состояние крестовин ГА следует оценивать совместно с направляющими подшипниками, подпятником и маслоприемником РК.

6.12.2 Крестовины генераторов, независимо от их назначения и места установки (на фундаменте, на статоре), должны быть надежно закреплены на своем основании и зафиксированы штифтами либо фиксирующими планками, которые должны быть надежно приварены к основанию, где они установлены. Смонтированная крестовина может иметь отклонения от установочных данных в пределах следующих положений высотной отметки относительно фланца вала гидротурбины:

• опорная (грузонесущая) крестовина +/- 2,0 мм;
• поддерживающая крестовина +/- 3,0 мм;
• соосность с валом ГА +/- 1,5 мм;
• негоризонтальность 0,1 мм на 1 м диаметра установочной плоскости.

6.12.3 Элементы сборных конструкций крестовин в местах их соединений должны быть плотно закреплены. Надлежащее качество креплений в наиболее ответственных соединениях (лапы) обеспечивается предельной расчетной равномерной затяжкой болтов и плотностью стыкуемых плоскостей. Плотным считается соединение, в которое щуп 0,1 мм не проходит. Допускаются местные неплотности, в которые может проходить щуп 0,5 мм на глубину не более 15% ширины сопрягаемого соединения. Длина отдельного неплотного участка в соединении не должна превышать 200 мм, а суммарная длина всех неплотных участков на одной стороне соединения не должна превышать 20% ее длины. Достаточная плотность в соединениях элементов крестовины в случае необходимости может быть достигнута применением подогнанных по месту металлических прокладок. При этом штифтовка не должна быть нарушена.

6.12.4 Нагрузка на лапы грузонесущей крестовины должна быть распределена равномерно. Проверка равномерности распределения нагрузки на лапы грузонесущей крестовины осуществляется при выявлении повышенной вибрации крестовины, а также и после каждого снятия крестовины в соответствии с монтажной документацией.

6.12.5 Для прогнозирования технического состояния, определения собственных частот колебаний агрегата в осевом направлении, оценки риска трещинообразования, оценки возможности, целесообразности, сроков и условий продолжения эксплуатации грузонесущей крестовины за пределами назначенного срока службы, в том числе после модернизации и реконструкции гидроагрегата, включающего замену РК, а также в случае замены крепежных элементов грузонесущей крестовины (или крышки турбины при расположении опоры подпятника на ней) проводится определение осевой жесткости грузонесущей крестовины и ГА в целом в соответствии с приложением И.

6.12.6 В гидрогенераторах с электрической изоляцией крестовин величина сопротивления изоляции должна быть не менее 1,0 МОм.

6.12.7 При периодических контролях, техническом обследовании и освидетельствовании крестовин генератора проводится контроль состояния основного металла и сварных швов крестовин с применением неразрушающих методов контроля (ВИК, ПВК или ВТК или МПД, УЗК, ТВ и пр.) в соответствии с В.1, В.2. Объем и методы контроля устанавливаются индивидуальной программой с учетом конструктивных особенностей и ранее выявленных дефектов и повреждений крестовин.

В случае обнаружения дефектов, превышающих нормы оценки качества для данного вида неразрушающего контроля, обоснование возможности и сроков дальнейшей эксплуатации проводится на основании расчетной оценки усталостной прочности и трещиностойкости крестовины, с учетом фактических данных о наработке и механических характеристиках металла, полученных в соответствии с В.3.

6.13 Обобщенный узел

6.13.1 Расчет ИТС ГА по [1] предусматривает оценку ИТС узла, содержащего общие параметры технического состояния, не относящиеся к функциональным узлам (далее — обобщенный узел).

6.13.2 Требования к объемам контроля технического состояния обобщенного узла для последующего определения ИТС представлены в таблице 6.25.

Таблица 6.25

Нормы контроля технического состояния обобщенного узла для последующего определения ИТС

6.13.3 Допустимое значение параметра «срок службы» может быть определено (изменено) на основании комплекса работ по продлению (переназначению) установленного в НТД срока службы с учетом фактических режимов эксплуатации, коэффициента использования ГА, его конструктивных возможностей.

Приложение А (обязательное)

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛЕДОВАНИЮ УЗЛОВ ГИДРОАГРЕГАТОВ ПРИ ИХ ПОВРЕЖДЕНИЯХ

А.1 Общие положения

Анализ аварий и отказов гидросилового оборудования ГЭС показывает, что наиболее повреждаемыми элементами оборудования являются РК гидротурбин, КРК ПЛ-гидротурбин, направляющие подшипники гидротурбин и гидрогенераторов, подпятники гидроагрегатов и маслоприемники ПЛ-гидротурбин. На их долю приходятся порядка 2/3 всех нарушений и практически все аварии. Ниже изложены методические указания по обследованию упомянутых узлов при их повреждениях, а также указан минимальный объем данных по ГА и поврежденному узлу, необходимых для установления причин повреждения.

Основные технические данные по ГЭС, гидротурбинному и гидрогенераторному оборудованию представлены в приложении Г.

А.2 Рабочее колесо и камера рабочего колеса гидротурбины

А.2.1 Общие данные по ГА, рабочему колесу гидротурбины и КРК гидротурбины:

• тип турбины (ПЛ, Пр, Д, РО), тип и исполнение гидрогенератора;
• мощность гидрогенератора, частота вращения, напор ГЭС;
• дата ввода в эксплуатацию ГА;
• сведения о перемаркировке ГА на повышенную мощность, насколько была повышена мощность, дата перемаркировки;
• основные данные РК и КРК:

а) типоразмер турбины;

б) диаметр РК;

в) число лопастей РК;

г) диаметр КРК;

д) толщина стенки КРК;

• выполнение РО РК: литое, сварно-литое, цельное сварно-литое или составное (из половин);
• материал ступицы, обода и лопастей РО РК; наличие защитной облицовки лопастей;
• материал лопастей РК ПЛ- или ПР-типа; наличие защитной облицовки лопастей;
• материал КРК ПЛ- или ПР-гидротурбины: чугунное или стальное литье, стальной прокат и сварка, наличие облицовки из нержавеющей стали и др.;
• повреждения (или нарушения в работе), имевшиеся на данном рабочем колесе и КРК за последние 10 лет, их даты, краткое описание, причины;
• мероприятия, проводившиеся на данном рабочем колесе в процессе эксплуатации в целях повышения его надежности: изменение геометрии лопастей или замена элементов конструкции (подрезка или подварка лопастей, забетонирование отъемного сегмента, замена части лопастей и т.д.), введение дополнительных деталей или устройств (подача воздуха непосредственно к местам кавитации на лопастях, установка антикавитационных планок на лопастях и т.д.) и др.;
• дата последнего ремонта РК и КРК, перечень и результаты работ, проводившихся при этом ремонте (дефектоскопия металла, балансировка РК, если они проводились);
• число часов работы ГА после последнего ремонта РК и/или КРК.

А.2.2 Обстоятельства, предшествовавшие и сопутствовавшие повреждению:

• режим работы ГА перед повреждением и при повреждении. В каких режимах и как длительно ГА работал перед повреждением. Была ли длительная работа в нерасчетных режимах: ХХ, малые нагрузки, перегрузки, низкие напоры, нерасчетная высота отсасывания и др.;
• какие изменения режимов проводились непосредственно перед повреждением: набор или снятие нагрузки, пуск, останов, сброс нагрузки и т.д. Осуществлялись ли эти операции на автоматическом или на ручном управлении. Указать точное время проведения всех операций и время останова при повреждении;
• каким образом был остановлен ГА при повреждении: действием защиты или оперативным персоналом;
• особенности поведения ГА перед повреждением и при повреждении:

а) имелись ли замечания к системе регулирования («качания» в системе, пульсация давления в маслопроводах, частое включение насосов МНУ и др.);

б) отмечались ли повышенное биение вала гидротурбины и повышенная вибрация узлов гидротурбины;

в) появлялись ли посторонние шумы и стуки в проточной части гидротурбины или в других узлах ГА.

А.2.3 Объем обследований РК при повреждении:

• осмотр всех доступных поверхностей РК и лабиринтных уплотнений (для РО-гидротурбины) с регистрацией явных повреждений и нарушений: обломов кромок лопастей, смятий, вырыва облицовки лопастей, кавитационных повреждений, трещин в основном и наплавленном металле и др.;
• ВИК всех доступных поверхностей РК:

а) указание местоположения, площади и глубины повреждений;

б) определение зазоров и правильности формы (отсутствие овальности) лабиринтных уплотнений для РО-гидротурбины;

в) измерение зазоров между лопастями и КРК ПЛ- или ПР-гидротурбины;

г) проверка действительных геометрических размеров лопастной системы (при необходимости);

• проведение дефектоскопии металла лопастей на входных, выходных и периферийных кромках, в зоне галтельных переходов, а также в подозрительных по результатам ВИК местах, включая обнаруженные трещины на лопастях и других деталях РК с использованием методов МПД, ПВК, травления или других методов;
• обследование крепежа деталей РК (плотность затяжки и состояние болтов крепления лопастей ПЛ-гидротурбин, плотность соединения конуса и обтекателя РК). При необходимости проведение ультразвукового контроля болтов крепления лопастей РК ПЛ-гидротурбины;
• исследование поверхности излома кусков лопастей или болтов крепления лопастей ПЛ-гидротурбины (при наличии) для выявления возможных металлургических дефектов и установления характера разрушения (усталостный, от перегрузки и др.);
• лабораторные исследования металла (при необходимости) для определения его прочностных свойств и соответствия заводским требованиям (химический анализ, определение механических свойств, металлографические исследования и др.).

А.2.4 Объем обследований КРК гидротурбины при повреждениях:

• осмотр всех доступных поверхностей КРК и СП с регистрацией явных повреждений облицовки: вырывов кусков облицовки, вмятин от действия посторонних предметов или от задевания лопастей за камеру, кавитационных разрушений, трещин и др.;
• ВИК всех доступных поверхностей КРК и СП с указанием местоположения, размеров и глубины повреждений облицовки; при сквозном разрушении облицовки или ее вырыве указывают состояние бетона в месте вырыва (глубину вырывания);
• определение мест и размеров отставания облицовки от бетона и наличие пустот за облицовкой путем простукивания или инструментальным способом;
• проведение дефектоскопии металла облицовки в местах наличия трещин и других локальных дефектов по результатам ВИК;
• проведение обследований и анализа поверхности излома металла в местах вырыва облицовки для выявления характера разрушения (ударный, усталостный и пр.). При необходимости производится химический, металлографический и другие анализы металла облицовки;
• определение фактической толщины облицовки КРК в местах повреждения;
• определение формы КРК (выявление местных выступов, впадин или эллипсности) в горизонтальной плоскости по оси поворота лопастей или близкой к ней;
• определение состояния отъемного сегмента КРК ПЛ-гидротурбины:

а) обследование рабочей поверхности отъемного сегмента (со стороны проточной части турбины);

б) обследование крепежа (затяжка и состояние талрепов, домкратов, болтов по периметру);

в) проверка состояния ребер жесткости.

А.3 Направляющие подшипники гидротурбины и гидрогенератора

А.3.1 Общие данные по ГА и направляющим подшипникам:

• тип гидротурбины, тип и исполнение гидрогенератора;
• мощность гидротурбины, частота вращения;
• основные данные по поврежденному направляющему подшипнику:

а) тип (кольцевой резиновый на водяной смазке, сегментный резиновый на водяной смазке, кольцевой баббитовый на масляной смазке, сегментный баббитовый на масляной смазке);

б) диаметр расточки вкладышей (сегментов) подшипника; высота кольцевого подшипника, число вкладышей; расположение вкладышей в один или в два яруса по высоте;

в) число и размеры сегментов (в сегментных подшипниках): высота, ширина;

г) тип уплотнения вала над и под направляющим подшипником (торцевой резиновый, торцевой углеграфитовый, воротниковый и др.);

д) величина эксцентриситета сегментов (для сегментных направляющих подшипников);

е) система опирания сегментов в сегментных подшипниках (на сферический вкладыш, на болт со сферической поверхностью, на опору с цилиндрической поверхностью);

ж) способ регулировки зазоров (прокладками, болтовой, клиновой);

и) нормативная величина зазора между валом и вкладышами (сегментами);

к) способ смазки (самоциркуляция масла в ванне, принудительная циркуляция с помощью электронасоса, принудительная циркуляция с помощью трубок Пито и вращающейся маслованны, проточная система и др.);

л) система охлаждения масла в направляющих подшипниках на масляной смазке (с помощью встроенных маслоохладителей, в охлаждающих отсеках обтекателя крышки турбины и др.);

• дата ввода в эксплуатацию данного ГА; дата последнего КР, перечень работ, проводившихся с направляющими подшипниками ГА при этом ремонте (по всем подшипникам);
• повреждения, имевшиеся на данном направляющем подшипнике ранее; краткое описание, причины;
• мероприятия, проводившиеся на данном направляющем подшипнике в целях повышения его надежности (изменение или замена элементов конструкции, изменение системы смазки и охлаждения и др.);
• какие операции и когда производились на данном направляющем подшипнике последний раз (регулировка зазоров, проверка и подтяжка крепежа, ревизия поверхностей трения и др.);
• во скольких сегментах или вкладышах баббитового подшипника установлены термосопротивления и термосигнализаторы. Какова величина уставок на сигнал и на останов ГА;
• какими средствами осуществляется контроль смазки подшипника (расход воды или масла, давление воды или масла в камере подшипника, уровень воды или масла и др.);
• какими средствами и с какой периодичностью осуществляется контроль относительных перемещений вала у направляющего подшипника.

А.3.2 Обстоятельства, предшествовавшие и сопутствовавшие повреждению:

• режим работы ГА перед повреждением и при повреждении. В каких режимах и как длительно ГА работал перед повреждением (включая отклонения уровней бьефов от расчетных по напору и высоте отсасывания);
• какие изменения режимов проводились непосредственно перед повреждением (набор или снятие нагрузки, перевод в режим СК или из режима СК, пуск, останов). Осуществлялись ли эти операции на автоматическом или ручном управлении. Указать точное время проведения всех операций и время останова при повреждении;
• каким образом остановлен ГА при повреждении: действием защиты или оперативным персоналом;
• особенности поведения ГА перед повреждением и во время повреждения: имелись ли замечания к работе системы регулирования, системы автоматики и другим системам. Не отмечалось ли повышенной абсолютной вибрации корпуса подшипника и/или относительной вибрации вала, появления постоянных стуков и шумов в ГА и т.п.;
• каково было значение параметров, характеризующих работу подшипника перед повреждением и при повреждении: относительные вибрации вала, расход воды на смазку и давление воды в камере подшипника на водяной смазке, температуры сегментов и масла подшипника на масляной смазке. Происходило ли изменение параметров быстро, медленно или они были постоянными.

А.3.3 Объем обследования направляющего подшипника при повреждении:

• измерение зазоров между валом и сегментами (вкладышами) перед разборкой подшипника;
• проверка крепления корпуса ТП к крышке гидротурбины и корпусов ГП;
• проверка состояния поверхностей трения сегментов (вкладышей) с отражением в формулярах мест и размеров местных повреждений (трещин, царапин, вырывов и выкрашиваний резины или баббита и др.), степени износа, отставаний резины или баббита от основания;
• проверка состояния облицовки вала с отражением в формуляре местных повреждений, трещин, рисок, обрыва электрозаклепок и т.д.;
• определение степени износа облицовки вала подшипника на водяной смазке и проверка ее эллипсности;
• проверка состояния опорных болтов или опорных вкладышей в сегментных подшипниках (смятие опорных поверхностей, состояние резьбы и пр.);
• проверка состояния уплотнений подшипника: поверхностей трения резинового кольца и вращающегося диска в торцевых уплотнениях, состояние резины и ее крепления в манжетных уплотнениях, состояние элементов углеграфитового уплотнения и др.;
• проверка состояния фильтров в системе смазки резиновых подшипников, величины расхода воды на смазку, состояние запорных и регулирующих устройств, устройств выпуска воздуха из камеры подшипника.

А.4 Маслоприемники

А.4.1 Общие данные по ГА и маслоприемнику:

• тип гидротурбины, тип и исполнение гидрогенератора, расположение направляющего подшипника(-ов) гидрогенератора;
• мощность гидрогенератора, частота вращения;
• основные данные маслоприемника:

а) тип маслоприемника (высокий с внешним расположением маслопроводов; пониженной высоты с внешним расположением маслопроводов; частично утопленный в полости вала с закрытым расположением маслопроводов); для последнего типа указать также типоразмер;

б) давление масла в системе регулирования;

в) внутренний диаметр подводящих маслопроводов;

г) внутренний диаметр сливного(-ых) маслопровода(-ов) из сливной ванны маслоприемника;

д) внешние диаметры штанг маслоприемника;

• дата ввода в эксплуатацию данного ГА; дата последнего ремонта маслоприемника и перечень работ, проводившихся в нем при этом ремонте;
• повреждения, имевшиеся на данном маслоприемнике за последние 10 лет (или нарушения в его работе), их даты, краткое описание, причины;
• мероприятия, проводившиеся на данном маслоприемнике в процессе эксплуатации в целях повышения его надежности (изменение, замена или введение дополнительных элементов конструкции).

А.4.2 Обстоятельства, предшествовавшие и сопутствовавшие повреждению:

• режим работы агрегата перед повреждением и при повреждении. В каких режимах и как длительно агрегат работал перед повреждением;
• какие изменения режимов проводились непосредственно перед повреждением: набор или снятие нагрузки, пуск, останов, режимы испытаний (сброс нагрузки, разобщение комбинаторной зависимости). Осуществлялись ли эти мероприятия на автоматическом или на ручном управлении. Указать точное время проведения всех операций и время останова при повреждении;
• каким образом остановлен ГА при повреждении: действием защиты или оперативным персоналом;
• особенности поведения ГА перед повреждением и при повреждении:

а) имелись ли замечания к системе регулирования («качания», плохой цикл работы насосов МНУ, повышение температуры масла в системе регулирования и др.);

б) наблюдались ли повышенные протечки масла или его выплескивание через сливную ванну маслоприемника;

в) отмечались ли повышенная вибрация или биения вала гидрогенератора;

г) появлялись ли посторонние шумы и стуки на ГА, в каком месте и др.;

• каково было значение следующих параметров перед повреждением: биения вала гидрогенератора, цикла насосов МНУ, температуры масла в системе регулирования. Происходило ли изменение этих параметров перед повреждением и как (быстро, медленно).

А.4.3 Объем обследования маслоприемника при повреждениях:

• измерение диаметров втулок и штанг; определение зазоров между ними;
• измерение зазоров между сегментами и втулкой ГП;
• обследование втулок маслоприемника с отражением в акте и формуляре плотности их посадки на своих местах, наличия задиров, натиров и других дефектов на поверхности трения и др.;
• обследование штанг, выявление трещин, обломов у фланцевого соединения, плотности крепежа. Выявление состояния поверхностей трения штанг с отражением в акте и формуляре выработки металла, полос бронзы, изменения цвета поверхности и других дефектов;
• выявление состояния узлов механизма обратной связи;
• определение зазоров по лабиринту маслоприемника;
• проверка состояния изоляции маслоприемника от подшипниковых токов.

А.5 Подпятник

А.5.1 Общие данные ГА и ПП:

• тип гидротурбины, тип и исполнение гидрогенератора, расположение ПП, количество и места расположения направляющих подшипников;
• мощность гидрогенератора, номинальная частота вращения;
• основные данные ПП:

а) тип (однорядный, двухрядный, на гидравлической опоре, пружинном основании и т.д.);

б) конструкция сегментов (с баббитовой облицовкой или с ЭМП-покрытием, однослойные или двухслойные);

в) число сегментов;

г) радиальный и тангенциальный (по средней линии) размер сегментов;

д) наружный и внутренний диаметры диска;

е) общая нагрузка на подпятник (расчетная и действительная);

ж) удельная нагрузка на сегменты Па (кг·с/см);

и) средняя окружная скорость;

к) величина тангенциального эксцентриситета;

л) тип масла в ванне ПП;

• дата ввода в эксплуатацию ГА. Дата установки в ПП ЭМП-сегментов; дата последнего КР. Указание работ, проводившихся в ПП при этом ремонте. Число часов работы и число пусков агрегата с момента монтажа и с момента последнего КР;
• повреждения, имевшиеся на данном ПП ранее, их даты, краткое описание, причины;
• мероприятия, проводившиеся на данном агрегате в целях повышения надежности ПП (изменения элементов конструкции ПП, введение ограничений в режимы работы агрегата и др.);
• во скольких сегментах ПП (и в каких) установлены термосопротивления (для периодической регистрации температуры) и во скольких сегментах — термосигнализаторы (для сигнализации и защиты). Каковы величины уставок на сигнал и останов агрегата;
• проводились ли мероприятия по повышению эффективности термоконтроля ЭМП-сегментов (прорези в ЭМП-покрытии и др.) и когда.

А.5.2 Обстоятельства, предшествовавшие и сопутствовавшие повреждению:

• режим работы ГА перед повреждением и в момент повреждения. Как длительно и при каких режимах ГА работал перед повреждением;
• какие изменения режимов проводились непосредственно перед повреждением (набор или снятие нагрузки, перевод в режим СК или обратно, пуск, останов). Осуществлялись ли эти операции на автоматическом или ручном управлении. Указать точное время проведения всех операций и время отключения и останова агрегата при повреждении ПП. Каким образом остановлен агрегат при повреждении: действием защиты или дежурным персоналом;
• особенности поведения агрегата перед и во время повреждения ПП: имелись ли замечания к работе системы регулирования, автоматики, торможения и другим системам. Не отмечалось ли повышенной вибрации и повышенного биения вала агрегата, появления посторонних стуков и шумов в агрегате, ненормального изменения уровня масла в ванне ПП и т.п.;
• какова была температура сегментов ПП и масла в ванне во всех точках измерения в течение двух суток до повреждения, непосредственно перед повреждением и при повреждении. Каков был характер изменения температуры перед повреждением: медленное повышение, быстрое повышение, постоянная величина. Каковы были значения температуры подпятников других (хотя бы двух соседних) гидроагрегатов ГЭС.

А.5.3 Объем обследования ПП. При обследовании поврежденного ПП должно быть проверено и отражено следующее:

• состояние рабочей поверхности сегментов. Должны быть отражены в формуляре и указаны места и размеры повреждений:

а) подплавлений, выкрашиваний и выпучивания баббита, истирание, натиры, риски и другие дефекты на рабочей поверхности;

б) степень износа рабочей поверхности ЭМП-сегментов по контрольным рискам или по измерениям толщины сегментов в контрольных точках;

в) состояние скосов на набегающей и сбегающей кромках фторопластовой поверхности ЭМП-сегментов;

г) наличие и места отставания баббита от стального основания;

д) нарушение припайки ЭМП-вкладыша к стальному основанию сегмента и другие возможные нарушения;

• состояние зеркальной поверхности диска. Визуальное обследование диска (с отражением наличия рисок, царапин, каверн, помутнения и других дефектов зеркальной поверхности). При необходимости определение шероховатости методом слепков или другим методом. Определение волнистости (макронеровности) зеркальной поверхности диска путем прокрутки или с помощью поверочной линейки;
• состояние прокладок между диском и втулкой (при их наличии). Наличие зазоров между втулкой и диском ПП при поднятом на тормозах и при опущенном роторе путем осмотра и промеров по контуру. Проверка плотности затяжки болтов крепления диска к втулке;
• состояние тарельчатых опор. Обследование в целях выявления наличия или отсутствия трещин на верхней поверхности; определение состояния нижней поверхности в месте контакта с опорным болтом с регистрацией глубины и диаметра вмятины от сферической головки болта. При необходимости проверка на прессе прогиба опор;
• состояние головок опорных болтов. Определение величины смятия сферической поверхности болтов или вкладышей в болты с помощью специального шаблона и щупа. При необходимости проверка твердости головок опорных болтов или вкладышей, определение состояния резьбы болтов и втулок;
• определение в двухрядных подпятниках состояния поверхностей цилиндрических опор и сопряженных с ними поверхностей балансиров;
• наличие вмятин и натиров на упорах, ограничивающих радиальное и тангенциальное смещение сегментов, и на сегментах в местах соприкосновения с упорами. Глубина и расположение вмятин и натиров;
• величина действительных зазоров между сегментами и упорами (в тангенциальном и радиальном направлениях);
• свобода качания сегментов (отсутствие защемления сегментов между упорами), а в двухрядных подпятниках — свобода качания балансиров;
• действительная величина тангенциального и радиального эксцентриситета сегментов и соответствие его нормативным значениям;
• расстояние от зеркальной поверхности диска ПП на гидравлической опоре до основания в фиксированных точках («маяках») для проверки герметичности упругих камер;
• равномерность осадки упругих камер в подпятниках на гидравлических опорах;
• проверка изоляции между диском и втулкой ПП в генераторах подвесного исполнения;
• анализ масла в ванне ПП в целях определения механических примесей, воды и пр.;
• равномерность распределения нагрузки между сегментами ПП;
• контроль прилегания корпуса ПП ко дну маслованны и дна маслованны к опоре.

А.6 Форма учета выявленных дефектов

Типовая форма учета выявленных при проведении контроля технического состояния дефектов представлена в таблице А.6.1.

Таблица А.6.1

Сведения о результатах контроля

Приложение Б (обязательное)

МЕТОДИКИ КОНТРОЛЯ ГЕОМЕТРИЧЕСКИХ ФОРМ И РАЗМЕРОВ ПРОТОЧНОЙ ЧАСТИ ГИДРОТУРБИН

Б.1 Общие положения

Б.1.1 Контроль геометрических форм и размеров проточной части гидротурбин следует выполнять при приемке оборудования в монтаж, в процессе монтажа по мере готовности проточной части гидротурбины и подготовки к монтажу РК, перед приемкой ГА в эксплуатацию, а также при необходимости, вызванной неполадками в работе оборудования в период эксплуатации и выявляемой при осмотрах и освидетельствованиях.

Б.1.2 Определение геометрических форм и размеров проточной части гидротурбин является формой измерительного контроля и выполняется в соответствии с нормативными требованиями к данной форме контроля.

Допускается на стадии эксплуатации проведение контрольных промеров геометрических форм и размеров проточной части гидротурбин силами персонала ГЭС с участием монтажной (ремонтной) организации при соблюдении требований к средствам измерений и необходимой точности измерений в соответствии с проектной документацией или рекомендациями завода-изготовителя.

При наличии технической возможности определение геометрических форм и размеров спиральной камеры, РК, КРК и др. может быть проведено методами лазерного 3D-сканирования при условии обеспечения необходимой точности измерений в условиях ГЭС, особенно при проведении ремонтов без полной разборки ГА.

Б.1.3 Для определения геометрических форм и размеров проточной части применяются:

• прямой метод измерения, при котором предусматривается непосредственное определение искомой величины;
• косвенный метод, позволяющий определить эту величину по результатам измерения другой величины, связанной с искомой определенной зависимостью.

Б.1.4 Выбор элементов, подлежащих измерению, основан на ограничении проверки небольшого числа параметров, характерных для данного узла.

При обнаружении несоответствия проекту или формуляру характерного параметра, например шага лопастей (характеризующего наклон, угол установки и расстояние в свету), измерения производятся более подробно для определения причины несоответствия. При этом мерное сечение выбирается в плоскости, удобной для измерений.

Б.1.5 По результатам контроля устанавливают соответствие фактических геометрических размеров требованиям нормативно-технической и конструкторской документации. Допускаемые отклонения измеряемых величин, если иное не отражено в конструкторской документации, рекомендуется принимать в соответствии с [10].

К числу таких отклонений относятся:

• различие углов установки лопастей РК ПЛ-типа;
• несоответствие диаметров РК турбины и КРК;
• различие проходных сечений между лопастями РК;
• несоответствие профиля лопастей РК расчетному;
• несоответствие профиля элементов проточной части турбины расчетному (например, зуба спирали или колена отсасывающей трубы);
• недостаточная чистота обработки поверхностей проточной части (в стыках, неровности металла и бетона и др.).

Б.2 Рабочее колесо радиально-осевого типа

Б.2.1 У РО-гидротурбин измерению подлежат:

• размеры и равномерность зазоров в лабиринтных уплотнениях верхнего обода;
• величина выступа кромок входного сечения РК относительно закладных частей и крышки турбины;
• высотное положение РК.

Б.2.2 Зазор в лабиринтных уплотнениях контролируют по положению лабиринтных колец на верхнем и нижнем ободах РК (вращающихся) по отношению к кольцам в крышке турбины и на фундаментном кольце (неподвижным).

Размер зазора в лабиринтных уплотнениях определяется методом проворота РК на 360° и «в статике».

Отклонение зазоров в лабиринтных уплотнениях РК радиально-осевых турбин после центровки ГА не должно превышать 20% проектного зазора.

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.

Б.2.3 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 Б.2.1.

Таблица Б.2.1

Зазоры между вращающимися и неподвижными частями РО-гидротурбин

Б.2.4 Высотное положение РК в кратере (для вертикальных агрегатов) определяется фактическим положением смонтированных фундаментных и закладных частей. При отсутствии заводских или монтажных норм зазоры между вращающимися и неподвижными частями гидротурбины могут иметь отклонения от проектных значений в пределах допусков, приведенных в таблице Б.2.1.

Б.2.5 В целях выявления причин отклонений технических параметров агрегата от проектных значений, установления причин повышенных вибраций, ускоренного износа или преждевременных разрушений элементов РК, уточнения оценки ресурса ГА и обоснования замены или реконструкции оборудования дополнительно могут быть определены (см. рисунок Б.2.1):

• расстояние между входными кромками лопастей в горизонтальном сечении по хорде t1;
• расстояние между выходными кромками лопастей в горизонтальном сечении по хорде t₂;
• высота входного сечения h1;
• высота (площадь) выходного сечения h2;
• толщина лопасти у выходной кромки;
• угол входа/выхода лопасти;
• иные параметры, влияющие на техническое состояние и ресурс РК.

_________________ ГЭС Гидроагрегат ст. N ___	Формуляр Рабочее колесо радиально-осевого типа	Формуляр N _______

Замеры производил ___________________________ Дата ____________

Рисунок Б.2.1 — Формуляр проведения контроля геометрии РК РО-типа

Максимально допустимые отклонения по критерию однородности (отношение измеренного значения к среднему) приведены в [10]. Нарушение критериев неоднородности приводит к неравномерному распределению нагрузок на РК в процессе нормальной эксплуатации.

Б.2.6 Образцы формуляров проведения контроля геометрии РК РО-типа и лабиринтных уплотнений РО-гидротурбин представлены на рисунках Б.2.1 и Б.2.2.

_________________ ГЭС Гидроагрегат ст. N ___	Формуляр Лабиринтные уплотнения радиально-осевых турбин	Формуляр N _____

Замеры производил ___________________________ Дата ____________

Рисунок Б.2.2 — Формуляр проведения контроля лабиринтных уплотнений РО-турбин

Б.3 Рабочее колесо поворотно-лопастного типа

Б.3.1 У ПЛ-гидротурбин измерению подлежат:

• форма периферийных кромок лопастей;
• форма РК;
• размер и равномерность зазора «камера — лопасть».

Б.3.2 Размер зазора «камера — лопасть» определяется методом проворота РК на 360° и «в статике».

При определении зазора методом проворота количество точек при определении формы РК соответствует количеству лопастей, при определении формы КРК — не менее восьми.

При определении зазора «в статике» фиксируются величины зазоров (по каждой лопасти) при закрепленном положении РК.

Схема измерения зазора представлена на рисунке Б.3.1.

Рисунок Б.3.1 — Схема измерения зазора «камера — лопасть» для гидротурбин поворотно-лопастного типа

Размер зазора «камера — лопасть» должен соответствовать требованиям конструкторской и/или монтажной документации. При отсутствии соответствующих документов зазор «камера — лопасть» не должен превышать 0,001 от диаметра РК. Отклонения зазора «камера — лопасть» после центровки ГА не должны превышать 20% от заданного проектного зазора «камера — лопасть».

Зазоры между лопастями РК и КРК ПЛ-гидротурбин (в открытом и закрытом положениях лопастей либо фиксированном положении для гидроагрегатов, переведенных в пропеллерный режим работы) после соединения валов ГА и центрирования могут иметь отклонения в пределах 20% их номинального значения, установленного заводом-изготовителем.

Б.3.3 Высотное положение РК в кратере (для вертикальных агрегатов) определяется фактическим положением смонтированных фундаментных и закладных частей. Допускаемые отклонения от проектных значений в пределах допусков приведены в таблице Б.3.1.

Таблица Б.3.1

Зазоры между вращающимися и неподвижными частями гидротурбин

Б.3.4 В целях выявления причин отклонений технических параметров агрегата от проектных значений, установления причин повышенных вибраций, ускоренного износа или преждевременных разрушений элементов РК, уточнения оценки ресурса ГА и обоснования замены или реконструкции оборудования дополнительно могут быть определены (см. рисунок Б.3.1):

• расстояние между входными кромками лопастей в кольцевом сечении по хорде t1;
• расстояние между выходными кромками лопастей в кольцевом сечении по хорде t₂;
• абсолютные габаритные размеры РК по замеру радиального расстояния \Delta R от крайней точки лопасти, лежащей в горизонтальной плоскости, проходящей через ось поворота лопастей;
• угол установки лопастей;
• иные параметры, влияющие на техническое состояние и ресурс РК.

Примечание - Измерения проводятся при максимальном и минимальном углах разворота лопастей.

Максимально допустимые отклонения по критерию однородности (отношение измеренного значения к среднему) рекомендуется принимать в соответствии с рекомендациями [10]. Нарушение критериев неоднородности приводит к неравномерному распределению нагрузок на РК в процессе нормальной эксплуатации.

Б.3.5 Образец формуляра проведения контроля геометрии РК ПЛ-гидротурбин представлен на рисунке Б.3.2, зазора «камера — лопасть» — на рисунке Б.3.3.

_________________ ГЭС Гидроагрегат ст. N ___	Формуляр Рабочее колесо поворотно-лопастного типа	Формуляр N ______

Замеры производил ___________________________ Дата ____________

Рисунок Б.3.2 — Формуляр проведения контроля геометрии РК поворотно-лопастного типа

1. Форма камеры рабочего колеса (сопровождение с лоп. N ___, отсчет начат с ВБ)

2. Форма рабочего колеса (от ВБ)

3. Зазоры по рабочему колесу «в статике», при этом лопасть N ___ установлена на ВБ

Рисунок Б.3.3 — Формуляр проведения контроля геометрии зазора «камера — лопасть» \delta для ПЛ-гидротурбины

Б.4 Камера рабочего колеса поворотно-лопастной гидротурбины

Б.4.1 В основу контрольных замеров КРК ПЛ-гидротурбин положены измерения диаметральных размеров, характеризующих соответствие данного сечения правильной окружности.

Б.4.2 Измерению подлежат:

• форма КРК;
• размер и равномерность зазора «камера — лопасть».

Б.4.3 При выемке РК для определения формы и размеров КРК применяют следующие распространенные методы (рисунок Б.4.1):

• прямой метод измерения от струны, совмещенной с осью ГА, с помощью штихмаса или калиброванной рулетки;
• косвенный метод измерения от поворотного приспособления, базирующегося на стойке, совмещенной с базовой струной с помощью штихмаса или индикатора.

Рисунок Б.4.1 — Проверка размеров КРК с помощью струны

Также возможное определение геометрических форм и размеров КРК проведено методами лазерного 3D-сканирования.

Б.4.4 Без выемки РК геометрию КРК определяют по результатам проворота фиксированной точкой лопасти РК (рисунок Б.4.2).

Рисунок Б.4.2 — Проверка размеров КРК методом проворота РК

Б.4.5 Методики и критерии оценки зазора «камера — лопасть» приведены в Б.3.2.

Б.5 Спиральная камера

Б.5.1 В данном разделе рассматриваются спиральные камеры таврового или круглого сечения.

Б.5.2 В основе контрольных замеров в спиральной камере лежит проверка взаимно правильного расположения колонн статора и лопаток НА, а также равномерности НА, т.е. относительной разницы расстояний между его лопатками (см. пункт Б.6).

Основными элементами контроля являются подводящая воду часть камеры, статор и НА турбины. При этом уделяется внимание положению зуба спирали.

Б.5.3 Определяющими параметрами являются:

• входное сечение и радиусы спирали спиральной камеры;
• положение колонн статора в плане и их общее положение по отношению к осям x и y;
• расстояние между лопатками, высота и привязка лопаток НА к осям x и y.

Б.5.4 Объем измерений и допуски на установку статоров гидротурбин определяются в соответствии с требованиями [12]. Для статоров с неотъемными колоннами (будь то неразъемная конструкция или конструкция, состоящая из отдельных сегментов) предусматриваются специальные измерения, фиксирующие положение статора в целом относительно осей x и y. Для статоров с отъемными колоннами производятся измерения, фиксирующие положение каждой колонны относительно специальной расчетной окружности, а также относительно радиуса.

Б.5.5 В таблице Б.5.1 приведены допуски на установку статоров, предусмотренные техническими условиями на монтаж гидроагрегатов. Эти же допуски являются определяющими и при контрольных измерениях.

Таблица Б.5.1

Допуски на установку статоров гидротурбин

Б.5.6 Спиральная камера таврового сечения

Б.5.6.1 Измерению подлежат (см. рисунок Б.5.1):

• входное сечение турбинного водовода — ширина A в сечении пазов решетки; если имеется разделительный бычок, то измеряются размеры a, b и \Delta y — привязка носка бычка к оси x;
• сечение спирали: радиальный размер 1 (расстояние от внешней окружности установки колонн статора до стенки спирали) и в последующих сечениях — размеры 2, 3 и 4 соответственно по осям x, xy, y, yx, вертикальный размер 1' (расстояние от потолка до днища спирали) и в последующих сечениях — размеры 2', 3' и 4' по тем же осям.

Рисунок Б.5.1 — Контроль геометрии спиральной камеры таврового сечения

Б.5.6.2 Измерения вертикальных и горизонтальных размеров спирали производятся с допуском на величину отклонения от геометрической формы в отсасывающих трубах, предусмотренным [12]. При диаметре РК от 2000 мм и выше допустимое значение отклонений для размеров A, a, b, \Delta y , 1 — 4, 1' — 4' составляет 0,005 проектного размера.

Б.5.6.3 Правильность округления оголовка промежуточного бычка определяется шаблоном, изготовленным по размерам на чертежах проектной документации.

Б.5.7 Спиральная камера круглого сечения

Б.5.7.1 Измерению подлежат (см. рисунок Б.5.2):

• в сварных спиралях — сечение спирали: радиальный размер 1 (расстояние от внешней окружности статора до стенки спирали) и в последующих сечениях — размеры 2, 3 и т.д. соответственно по осям x, xy, y, yx, в плоскости оси НА; вертикальный размер 1' и в последующих сечениях — размеры 2', 3' и т.д.;
• привязка зуба спирали к оси x — Ty;
• в литых спиралях — расстояние Tx между выходными кромками колонн статора по хорде.

Б.5.7.2 Допуски на измерения:

• нарушение формы сечения сварной спиральной камеры не должно превышать 0,005 размера в данном сечении;
• смещение центральной оси входного сечения спиральной камеры от оси y не должно превышать 12, 18, 25, 30 и 40 мм при диаметре входного сечения спиральной камеры соответственно 2,0; 3,0; 4,5; 6,0 и 8,0 м.

Рисунок Б.5.2 — Контроль геометрии спиральной камеры круглого сечения

Б.6 Направляющий аппарат

Б.6.1 Возмущения потока и неравномерность распределения скоростей по периметру НА оказывают влияние на работу ГА в целом, вызывая неравномерность сил, действующих на рабочее колесо турбины.

Б.6.2 Измерению подлежат (см. рисунок Б.6.1):

• расстояние t1 между входными кромками лопаток НА по хорде;
• расстояние t2 между выходными кромками лопаток НА по хорде;
• привязка НКНА к осям y и x;
• высота НА b0.

Рисунок Б.6.1 — Проверка равномерности лопаток НА

Измерения производятся в любой выбранной горизонтальной плоскости 1-1 при полном открытии НА.

Б.7 Отсасывающая труба

Б.7.1 В основе контроля отсасывающей трубы лежат измерения размеров, определяющих геометрическую форму и основные сечения трубы.

Б.7.2 Измерению подлежат (см. рисунок Б.7.1):

• размеры а, б, в, г, д, l, h и др., определяющие геометрическую форму трубы;
• в отсасывающих трубах с промежуточными бычками размеры геометрического положения бычков относительно стенок и проверяются радиусы округления этих бычков шаблоном, изготовленным по чертежам;
• радиальные размеры R1 и R2, определяющие нецилиндричность по осям x, xy, y, yx, а также радиусы колена отсасывающей трубы при переходе в горизонтальную часть.

Рисунок Б.7.1 — Контроль геометрии отсасывающей трубы

Б.7.3 Допуски на измерения представлены в таблице Б.7.1.

Таблица Б.7.1

Допуски на монтаж отсасывающей трубы

Б.8 Закладные части гидротурбины

На обработанных поверхностях закладных частей гидротурбин, подверженных воздействию потока воды, резкие уступы в местах соединений не допускаются. Уступы на необработанных поверхностях должны быть сглажены путем их подрубки, шлифовки или опиловки. Величина сглаженных уступов не должна превышать 5 мм при диаметре РК до 5 м и 8 мм при диаметре РК до 10,5 м. В металлических облицовках указанные уступы не должны превышать 15% толщины листа.

Приложение В (обязательное)

МЕТОДИКИ КОНТРОЛЯ СОСТОЯНИЯ МЕТАЛЛА УЗЛОВ И ЭЛЕМЕНТОВ ГИДРОТУРБИН И МЕХАНИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ГЕНЕРАТОРА

В.1 Общие положения

В.1.1 Визуальный осмотр узлов и элементов гидротурбин и механической части генератора проводится при периодических осмотрах оборудования (см. таблицу 4.1) в периоды плановых и внеплановых ремонтов на выведенном из работы ГА. Осмотр не требует применения аппаратуры и аттестации специалистов.

Осмотр РК, КРК, проточной части, крышки турбины со стороны проточной части требует осушения агрегата. В исключительных случаях (авария, невозможность осушения) допускается осмотр с помощью специальных автономных средств без осушения проточного тракта.

Целью осмотра является обнаружение явных, обнаруживаемых визуально дефектов состояния металла узлов и элементов гидротурбин и механической части генератора: протяженных трещин, значительных кавитационных разрушений, существенного изменения геометрии конструкции и т.д.

В случае обнаружения при осмотрах повреждений необходимо провести восстановительный ремонт или привлечь специализированную организацию для проведения технического обследования с целью принятия решения о возможности дальнейшей эксплуатации.

В.1.2 Контроль состояния металла узлов и элементов гидротурбин и механической части генератора неразрушающими и разрушающими методами в процессе эксплуатации проводится на остановленном ГА при периодическом техническом диагностировании в форме технического обследования или технического освидетельствования.

В.1.3 Контроль состояния металла узлов и элементов гидротурбин и механической части генератора неразрушающими и разрушающими методами проводится по индивидуальной программе, разработанной на основе типовой программы и утвержденной техническим руководителем ГЭС (далее — программа). Индивидуальная программа учитывает конструктивно-технологические и эксплуатационные особенности оборудования, а также ранее проведенные ремонтные работы.

Объем, методы и зоны контроля состояния металла узлов и элементов гидротурбин и механической части генератора могут изменяться в зависимости от формы контроля технического состояния и поставленных задач, в том числе:

• выявление и фиксация эксплуатационных дефектов;
• получение фактических значений параметров функциональных узлов для дальнейшей оценки ИТС в соответствии с [1];
• углубленная оценка фактического технического состояния для определения сроков и объемов необходимого восстановительного ремонта, продления ресурса (срока службы) ГА, обоснования необходимости замены исчерпавших ресурс узлов, проведения реконструкции, модернизации и т.п.).

Основанием для выбора объемов и методов контроля металла узлов и элементов гидротурбин и механической части генератора являются:

• анализ сведений, содержащихся в проектной документации;
• анализ эксплуатационной документации за весь период эксплуатации;
• анализ ремонтной документации за весь период эксплуатации;
• текущее техническое состояние конструкций;
• статистика отказов, повреждений и выявленных дефектов оборудования на данном агрегате и на конструктивно аналогичных узлах других агрегатов при схожих эксплуатационных условиях;
• результаты предыдущих периодических осмотров и контроля, технических обследований и освидетельствований.

К разработке программы целесообразно привлекать специализированные организации, имеющие опыт работы в данной области и владеющие методиками оценки развития дефектов.

Типовые программы контроля состояния металла рабочих колес и камер рабочих колес ПЛ-гидротурбин приведены в В.4 и В.5.

В.1.4 Применяемые методы и объемы контроля должны гарантировать выявление недопустимых дефектов и отклонений в металле и сварных соединениях контролируемого оборудования, в том числе кавитационного, эрозионного, коррозионного, абразивного и усталостного характера, для обеспечения его последующей безопасной и надежной эксплуатации.

Особенности применения различных неразрушающих методов контроля в приложении к контролю состояния металла элементов и узлов гидротурбин и механической части генератора приведены в В.2. При необходимости могут быть использованы иные методы контроля, если они предусмотрены программой.

Разрушающий контроль предусматривает вырезку образцов и последующие лабораторные испытания по определению фактических механических характеристик материала. Основные требования к вырезке образцов и лабораторным испытаниям представлены в В.3.

В.1.5 Неразрушающий контроль оборудования осуществляется:

• лабораторией неразрушающего контроля, аттестованной в установленном порядке в соответствии с [13];
• по наряду-допуску персоналом лаборатории неразрушающего контроля, прошедшим обучение, аттестованным в соответствии с [14] и ГОСТ Р ИСО 9712;
• с использованием аппаратуры, средств контроля, контрольно-измерительного инструмента и стандартных образцов, имеющих технический паспорт и прошедших метрологическую государственную поверку, калибровку или аттестацию в соответствии с установленным порядком;
• с использованием материалов для дефектоскопии (порошки, суспензии, пленка, химические реактивы и пр.), имеющих сертификаты качества, прошедших входной контроль и контроль в процессе эксплуатации в соответствии с установленным порядком.

В.1.6 Разрушающий контроль проводится испытательной лабораторией (испытательным центром), аккредитованной в установленном порядке на соответствующие виды испытаний.

В.1.7 Организация и подготовка оборудования к контролю (вывод из эксплуатации, разборка, устройство лесов, подмостков и ограждений для безопасного проведения работ, освещение и зачистка мест контроля и т.п.) возлагаются на техническое руководство ГЭС.

В.1.8 Технические службы ГЭС должны предоставить на контролируемое оборудование всю необходимую техническую документацию:

• паспорт, исполнительные схемы, сварочные формуляры, чертежи, эскизы;
• сертификаты на основные и сварочные материалы;
• документы о согласовании отступлений от чертежей при сборке и монтаже;
• сведения о наработке и режимах эксплуатации ГА, информацию о количестве пусков/остановов и сбросов нагрузок гидротурбины, продолжительности работы на переходных режимах;
• журнал технического обслуживания;
• сведения о повреждениях, отказах, авариях и проведенных заменах элементов в составе контролируемого оборудования;
• результаты предшествующего контроля;
• информацию о проведенных ремонтах и результатах послеремонтного контроля металла, примененных технологиях ремонта, сварочных, наплавочных материалах и т.п.;
• информацию о принятых технических решениях по устранению дефектов, препятствующих дальнейшей эксплуатации оборудования.

Информация предоставляется за весь период эксплуатации ГА. При отсутствии необходимой документации за весь срок эксплуатации допускается проводить анализ документации для составления программы контроля на основании данных о последнем КР турбины и за последний межремонтный период, но не менее 5 лет.

В.1.9 Если иное не указано в технической документации на ГА, первый контроль металла узлов и элементов гидротурбин и механической части генератора следует выполнить не позднее чем через 8000 ч после начала эксплуатации. Если дефекты не будут обнаружены, то последующие контрольные проверки следует выполнять во время КР гидротурбины не позднее чем через 5 — 7 лет работы гидротурбины. При необходимости по решению технического руководителя ГЭС периодичность проведения контроля может быть сокращена.

В.1.10 В случае обнаружения по результатам неразрушающего контроля недопустимых дефектов элементов и узлов гидротурбин и механической части генератора необходимо провести восстановительный ремонт или принять техническое решение о возможности, сроках и условиях дальнейшей эксплуатации.

В.2 Контроль состояния металла узлов и элементов гидротурбин и механической части генератора неразрушающими методами

В.2.1 Визуально-измерительный контроль

В.2.1.1 Общие положения

ВИК основного металла и сварных соединений элементов и узлов гидротурбин и механической части генератора выполняют до проведения контроля другими методами.

Контролю подлежат следующие элементы и узлы гидротурбин и механической части генератора:

• рабочее колесо;
• маслоприемник РК гидротурбины ПЛ-типа;
• НА с сервомоторами;
• крышка турбины;
• проточная часть гидротурбины;
• система автоматического управления;
• подшипник направляющий турбинный;
• вал (вал турбины, вал генератора, вал-надставка, остов ротора генератора);
• подшипник опорный генераторный (подпятник) и опорный конус;
• подшипник направляющий генераторный (верхний/нижний);
• крестовина ГА грузонесущая/негрузонесущая.

ВИК проводится в соответствии с ГОСТ Р ИСО 17637, ГОСТ ISO 17635.

В.2.1.2 Цель контроля

Визуальный контроль металла элементов и узлов гидротурбин и механической части генераторов выполняют с целью выявления поверхностных дефектов (трещин, подрезов, прожогов, наплывов, кратеров, свищей, пор, раковин, эрозионно-коррозионных, кавитационных повреждений и других несплошностей, дефектов формы швов) и деформаций.

Измерительный контроль выполняется на участках, проконтролированных визуально.

ВИК также используется для уточнения формы и размеров зазоров, деталей, узлов и элементов гидротурбин и контроля качества исправленных дефектных участков.

В.2.1.3 Нормы оценки качества

По результатам проведения ВИК к дальнейшей эксплуатации без проведения ремонтно-восстановительных работ или принятия технического решения по обоснованию возможности, сроков и условий дальнейшей эксплуатации не допускаются элементы и узлы гидротурбин и механической части генераторов, имеющие следующие дефекты:

• трещины всех видов и всех направлений;
• одиночные механические поверхностные дефекты и включения с характерным размером более 2,5 мм;
• протяженные дефекты любой глубины;
• цепочки дефектов с расстоянием между дефектами менее 25 мм (кроме резьбовой части);
• непровары, наплывы, натеки, брызги металла, прожоги и иные дефекты сварных швов и ремонтных заварок;
• неустраненные эрозионно-коррозионные, кавитационные повреждения и деформации, при которых геометрические размеры контролируемой детали не соответствуют требованиям конструкторской документации или требованиям НТД.

В.2.1.4 Карта контроля

Перед началом проведения контроля необходимо составить карту контроля с указанием:

• наименования объекта контроля;
• перечня необходимых подготовительных и заключительных операций;
• объемов и зон контроля;
• используемых средств контроля;
• НТД по проведению контроля и оценке качества.

В.2.1.5 Периодичность контроля

Периодичность контроля определяется графиками ремонтов в соответствии с ремонтной документацией, но не реже, чем 1 раз в 5 — 7 лет, если иное не установлено по результатам ранее проведенного технического обследования или технического освидетельствования оборудования.

В.2.1.6 Оформление результатов контроля

По результатам контроля составляется заключение, в котором должно быть указано:

• наименование контролируемого изделия;
• дата проведения контроля;
• карта контроля;
• перечень использованных инструментов с указанием номеров и даты поверки;
• результаты контроля с перечнем обнаруженных дефектов и отклонений с указанием их местоположения и характерных размеров; наиболее характерные или значительные повреждения регистрируются фотографированием с приложением масштабной линейки;
• оценка качества «годен — не годен».

Заключение подписывают начальник лаборатории и проводивший контроль специалист с указанием номера удостоверения и срока действия.

Заключение по результатам контроля регистрируется в журнале учета.

В.2.2 Контроль проникающими веществами

В.2.2.1 Общие положения

ПВК основного металла и сварных соединений узлов гидротурбин и механической части генератора выполняют во время ремонтов после проведения ВИК в соответствии с ГОСТ 18442, ГОСТ ISO 17635 и основными положениями [15].

Объем контроля определяется индивидуальной программой (см. В.1.3) и может быть откорректирован в соответствии с результатами ВИК. Методика ПВК и чувствительность контроля должны соответствовать параметрам, предписанным программой контроля и картой контроля, но быть не ниже второго класса чувствительности.

Если это предусмотрено программой, ПВК может быть заменен МПД или ВТК.

В.2.2.2 Цель контроля

По результатам ПВК выявляют поверхностные трещиноподобные и округлые дефекты, в том числе не выявленные по результатам ВИК.

В.2.2.3 Нормы оценки качества

По результатам проведения ПВК к дальнейшей эксплуатации без проведения ремонтно-восстановительных работ или дополнительного контроля не допускаются элементы и узлы гидротурбин и механической части генератора со следующими обнаруженными дефектами:

• удлиненными индикаторными следами;
• округлыми индикаторными следами с характерным размером более 5 мм;
• при наличии более четырех округлых индикаторных следов, расположенных в линию.

Индикаторным следом округлой формы следует считать рисунок, у которого отношение наибольшего размера проявляющегося следа к его наименьшему размеру меньше или равно трем. В противном случае индикаторный след является удлиненным.

В.2.2.4 Карта контроля

Перед началом проведения контроля необходимо составить карту контроля с указанием:

• наименования объекта контроля;
• перечня необходимых подготовительных и заключительных операций;
• шероховатости поверхности;
• объемов и зон контроля (схем проведения контроля);
• конкретных методов контроля;
• класса чувствительности;
• дефектоскопического набора;
• НТД по проведению контроля и оценке качества.

В.2.2.5 Периодичность контроля

Периодичность контроля определяется графиками ремонтов в соответствии с ремонтной документацией, но не реже, чем 1 раз в 5 — 7 лет, если иное не установлено по результатам ранее проведенного технического обследования или технического освидетельствования оборудования.

В.2.2.6 Оформление результатов контроля

По результатам контроля составляется заключение, в котором должно быть указано:

• наименование объекта контроля;
• дата проведения контроля;
• карта контроля;
• технологии контроля (метод, набор дефектоскопических материалов, класс чувствительности);
• наименование и тип используемой рецептуры или комплекта реактивов ПВК;
• результаты контроля с перечнем обнаруженных дефектов, выявленных индикаторных следов с указанием их местоположения и характерных размеров; наиболее характерные или значительные повреждения регистрируются фотографированием с приложением масштабной линейки;
• оценка качества «годен — не годен».

Заключение подписывают начальник лаборатории и проводивший контроль специалист с указанием номера удостоверения и срока действия.

Заключение по результатам контроля регистрируется в журнале учета.

В.2.3 Вихретоковый контроль

В.2.3.1 Общие положения

ВТК основного металла, сварных соединений и ремонтных заварок узлов гидротурбин и механической части генератора выполняют во время ремонтов после проведения ВИК в соответствии с ГОСТ Р ИСО 15549, ГОСТ ISO 17635 и основными положениями [16].

Объем контроля определяется индивидуальной программой (см. В.1.3) и может быть откорректирован в соответствии с результатами ВИК. Методика ВТК и чувствительность контроля должны соответствовать параметрам, предписанным программой контроля и картой контроля.

ВТК допускается не проводить в случае положительных результатов ПВК, если это предусмотрено программой.

В.2.3.2 Цель контроля

По результатам ВТК выявляют поверхностные и подповерхностные дефекты и несплошности металла, в том числе не выявленные по результатам ВИК и ПВК.

В.2.3.3 Нормы оценки качества

По результатам проведения ВТК к дальнейшей эксплуатации без проведения ремонтно-восстановительных работ или дополнительного контроля допускаются элементы и узлы гидротурбин и механической части генератора, если не обнаружены дефекты, имеющие признаки трещины.

В.2.3.4 Карта контроля

Перед началом проведения контроля необходимо составить карту контроля с указанием:

• наименования объекта контроля;
• перечня необходимых подготовительных и заключительных операций;
• требований к контролируемой поверхности (шероховатость);
• объемов и зон контроля (схем проведения контроля);
• перечня средств измерений (дефектоскопов, преобразователей), применяемых образцов, параметров настройки оборудования и шага сканирования;
• НТД по проведению контроля и оценке качества.

В.2.3.5 Периодичность контроля

Периодичность контроля определяется графиками ремонтов в соответствии с ремонтной документацией, но не реже, чем 1 раз в 5 — 7 лет, если иное не установлено по результатам ранее проведенного технического обследования или технического освидетельствования оборудования.

В.2.3.6 Оформление результатов контроля

По результатам контроля составляется заключение, в котором должно быть указано:

• наименование объекта контроля;
• дата проведения контроля;
• карта контроля;
• тип и заводской номер дефектоскопа;
• тип и заводской номер преобразователя;
• наименование и номер образца, по которому производилась настройка пороговой чувствительности дефектоскопа;
• тип контролируемой поверхности с указанием шероховатости, наличия (толщины) неэлектропроводящих покрытий или их отсутствия;
• результаты контроля с перечнем обнаруженных дефектов с указанием их местоположения и характерных размеров;
• оценка качества «годен — не годен».

Заключение подписывают начальник лаборатории и проводивший контроль специалист с указанием уровня квалификации, номера удостоверения и срока действия.

Заключение по результатам контроля регистрируется в журнале учета.

В.2.4 Ультразвуковой контроль

В.2.4.1 Общие положения

УЗК основного металла, сварных соединений и ремонтных заварок узлов гидротурбин и механической части генератора выполняют во время ремонтов после проведения ВИК в соответствии с ГОСТ Р 55724, ГОСТ Р 55809, ГОСТ ISO 17635, ГОСТ Р ИСО 17640.

Объем контроля определяется индивидуальной программой (см. В.1.3) и может быть откорректирован в соответствии с результатами ВИК и других методов контроля.

Методика УЗК и чувствительность контроля должны соответствовать параметрам, предписанным программой контроля и картой контроля.

В.2.4.2 Цель контроля

Выявить внутренние дефекты, несплошности металла и трещины в резьбовой части крепежных элементов, не доступные для идентификации при проведении других видов контроля.

В.2.4.3 Нормы оценки качества

Результаты контроля состояния основного металла, сварных швов и ремонтных заварок по результатам проведения УЗК считаются удовлетворительными, если:

• не выявлено протяженных несплошностей;
• выявленные непротяженные несплошности являются одиночными;
• минимально фиксируемая эквивалентная площадь выявленного дефекта не превышает 3 мм2 (дефекты меньше 3 мм2 не фиксируют в документации, настройка аппаратуры проведена на дефект размером 3 мм2);
• максимальная эквивалентная площадь выявленного дефекта не превышает 10 мм2;
• максимально фиксируемое количество одиночных несплошностей на длине 100 мм не превышает 10 штук.

В.2.4.4 Карта контроля

Перед началом проведения контроля необходимо составить карту контроля с указанием:

• наименования объекта контроля;
• перечня необходимых подготовительных и заключительных операций;
• требований к контролируемой поверхности (зона зачистки, шероховатость);
• объемов и зон контроля (схем проведения контроля);
• перечня средств измерений (дефектоскопов, преобразователей), применяемых СО и СОП;
• параметров настройки оборудования, чувствительности, шага сканирования, контактной жидкости и т.п.;
• НТД по проведению контроля и оценке качества.

В.2.4.5 Периодичность контроля

Периодичность контроля определяется графиками ремонтов в соответствии с ремонтной документацией, но не реже, чем 1 раз в 5 — 7 лет, если иное не установлено по результатам ранее проведенного технического обследования или технического освидетельствования оборудования.

В.2.4.6 Оформление результатов контроля

По результатам контроля составляется заключение, в котором должны быть указаны:

• наименование объекта контроля, тип сварного соединения (вид ремонтной заварки);
• дата проведения контроля;
• карта контроля (схемы контроля);
• тип и заводской номер дефектоскопа;
• тип и заводской номер преобразователя;
• рабочая частота;
• инвентарный номер СОП;
• угол ввода ультразвукового луча;
• предельная чувствительность;
• результаты контроля с перечнем обнаруженных дефектов с указанием их местоположения и характерных размеров;
• оценка качества «годен — не годен».

Заключение подписывают начальник лаборатории и проводивший контроль специалист с указанием уровня квалификации, номера удостоверения и срока действия.

Заключение по результатам контроля регистрируется в журнале учета.

В.2.5 Ультразвуковая толщинометрия

В.2.5.1 Общие положения

УЗТ основного металла узлов гидротурбин и механической части генератора выполняют во время ремонтов в соответствии с ГОСТ Р 55614, ГОСТ Р 55809, ГОСТ Р ИСО 16809.

Объем контроля определяется индивидуальной программой (см. В.1.3) и может быть откорректирован в соответствии с результатами ВИК и других видов контроля.

В.2.5.2 Цель контроля

Определить толщину основного металла и зоны возможного расслоения основного металла.

В.2.5.3 Нормы оценки качества

Замеренные величины толщин должны соответствовать требованиям конструкторской документации.

В.2.5.4 Карта контроля

Перед началом проведения контроля необходимо составить карту контроля с указанием:

• наименования объекта контроля;
• перечня необходимых подготовительных и заключительных операций;
• требований к контролируемой поверхности (зона зачистки, шероховатость);
• объемов и зон контроля (схем проведения контроля);
• перечня средств измерений, применяемых СО и СОП;
• параметров настройки оборудования;
• НТД по проведению контроля и оценке качества.

В.2.5.5 Периодичность контроля

Контроль проводится в случае необходимости, например при подозрении на несоответствие фактических толщин проектным параметрам.

В.2.5.6 Оформление результатов контроля

По результатам контроля составляется заключение, в котором должны быть указаны:

• наименование объекта контроля;
• дата проведения контроля;
• карта контроля (схемы контроля);
• тип толщиномера;
• рабочая частота;
• инвентарный номер СОП;
• результаты контроля с указанием соответствия/несоответствия нормативным значениям толщин, указанным в конструкторской или иной технической документации.