ГОСТ Р 55260.3.2-2013. Национальный стандарт Российской Федерации. Гидроэлектростанции. Часть 3-2. Гидротурбины. Методики оценки технического состояния

(утв. и введен в действие Приказом Росстандарта от 06.09.2013 № 1046-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 6 сентября 2013 г. № 1046-ст

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

ЧАСТЬ 3-2

ГИДРОТУРБИНЫ

МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ

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

ГОСТ Р 55260.3.2-2013

ОКС 27.140

Дата введения 1 июля 2015 года

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Открытым акционерным обществом «Научно-исследовательский институт энергетических сооружений» (ОАО «НИИЭС»)

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 330 «Процессы, оборудование и энергетические системы на основе возобновляемых источников энергии»

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 6 сентября 2013 г. № 1046-ст

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Правила применения настоящего стандарта установлены в ГОСТ Р 1.0-2012 (раздел 8). 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.gost.ru)

Введение

Настоящий стандарт разработан в соответствии с требованиями Федерального закона от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании».

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

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

1 Область применения

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

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

• постоянном контроле состояния работающего оборудования;
• периодических осмотрах выведенного из работы оборудования;
• технических освидетельствованиях оборудования;
• технических обследованиях оборудования.

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

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

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 2.601-2006 Единая система конструкторской документации. Эксплуатационные документы

ГОСТ 8.439-81 Расход воды в напорных трубопроводах

ГОСТ 32-74 Масла турбинные. Технические условия

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

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

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

ГОСТ 19431-84 Энергетика и электрификация. Термины и определения

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

ГОСТ 20911-89 Техническая диагностика. Термины и определения

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

ГОСТ 25866-83 Эксплуатация техники. Термины и определения

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

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

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

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

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

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

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

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

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 визуальный контроль: Органолептический контроль, осуществляемый органами зрения.

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

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

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

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

3.6 гидроагрегат вертикальный: Гидроагрегат с вертикальным валом.

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

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

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

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

3.11 деталь оборудования: Неделимая составная часть конструктивного узла оборудования.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

3.38 параметр изделия: Характеристика изделия, отображающая физическую величину.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Примечания

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

3.68 эксплуатационные испытания: Испытания объекта, проводимые при эксплуатации.

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

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

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

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

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

4 Обозначения и сокращения

В настоящем стандарте применены следующие обозначения и сокращения:

ГАЭС — гидроаккумулирующая электрическая станция;

ГЗ — главный золотник;

ГОС — гибкая обратная связь;

ГЭС — гидравлическая электрическая станция;

ЖОС — жесткая обратная связь;

ИОС — изодромная обратная связь;

КНА — контакты направляющего аппарата;

КРК — камера рабочего колеса;

КПД — коэффициент полезного действия;

ЛРК — лопасти рабочего колеса гидротурбины;

М — маятник (механический ЧЧЭ);

МЖОС — местная ЖОС;

МИМ — механизм изменения мощности;

МИЧ (МИЧВ, МИЧО) — механизм изменения частоты;

МНУ — маслонапорная установка;

МОО — механизм ограничения открытия НА;

НА — направляющий аппарат;

ОС — обратная связь;

ОГК — объединенный генерирующий комплекс;

ПЗ — побудительный золотник;

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

РК — рабочее колесо гидротурбины;

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

РЧВ — регулятор частоты вращения;

САР — система автоматического регулирования;

СК — синхронный компенсатор;

СМА — сервомотор направляющего аппарата;

ТВС — техническое водоснабжение;

ТГК — территориальный генерирующий комплекс;

ХХ — холостой ход;

ЧЧЭ — частоточувствительный элемент;

ЭГП — электрогидравлический преобразователь;

ЭГР — электрогидравлический РЧВ;

ЭГРК — то же, с комбинатором;

ЭМП — эластичный металлопластмассовый (опорный сегмент).

5 Общие положения по оценке технического состояния оборудования

5.1 Целью контроля и оценки технического состояния оборудования ГЭС является:

• повышение безопасности эксплуатации оборудования посредством выявления и своевременного устранения возникших отклонений параметров от нормальных значений (повреждений, дефектов);
• определение возможности и целесообразности продолжения эксплуатации выработавших срок службы гидротурбин, их элементов и конструктивных узлов, определяющих безопасность эксплуатации гидротурбин;
• выработка рекомендаций по ремонтному обслуживанию и продолжению эксплуатации гидротурбин, имеющих повреждения (дефекты), включая введение при необходимости специальных эксплуатационных мер (дополнительный контроль, режимные ограничения, внеплановый ремонт и т.п.);
• обоснование для модернизации гидротурбин в целом, их элементов и конструктивных узлов.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

• постоянный контроль за состоянием работающего оборудования (гидротурбины);
• периодические осмотры выведенного из работы оборудования (гидротурбины);
• регулярные технические освидетельствования оборудования (гидротурбины);
• технические обследования оборудования (гидротурбины).

5.11 Техническое состояние оборудования (гидротурбин) оценивают как:

• «Работоспособное», если контролируемые параметры, характеризующие способность оборудования выполнять заданные функции, соответствуют требованиям нормативной и/или конструкторской (проектной) документации и при контроле технического состояния дефекты не выявлены или выявлены малозначительные легкоустранимые дефекты на ранней стадии развития;
• «Частично неработоспособное», если при контроле технического состояния выявлены значительные, но устранимые дефекты, при которых оборудование способно частично выполнять требуемые функции, и продолжение работы оборудования требует временного введения ограничений (снижения эксплуатационных нагрузок, сокращения межремонтного периода и т.п.);
• «Неработоспособное», если контролируемые параметры, характеризующие способность оборудования выполнять заданные функции, не соответствуют требованиям нормативной и/или конструкторской (проектной) документации и при контроле технического состояния выявлены критические или значительные, трудноустранимые дефекты и восстановление работоспособности оборудования требует его немедленного вывода в ремонт;
• «Предельное», если при контроле технического состояния выявлены критические дефекты и дальнейшая эксплуатация оборудования недопустима или нецелесообразна либо восстановление его работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно.

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

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

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

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

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

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

6 Требования к контролю технического состояния оборудования на гидроэлектростанциях

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

• объемы, сроки и методы реализации контроля;
• маршруты и периодичность обходов, осмотров и проверок оборудования;
• правила пользования штатными контрольными средствами измерений;
• требования к ведению первичной технической документации по контролю технического состояния оборудования;
• правила техники безопасности при осуществлении технического контроля.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

• своевременное представление в поверку СИ, подлежащих государственному контролю и надзору, в соответствии с [3];
• организацию и проведение работ по калибровке СИ, не подлежащих поверке, в соответствии с [2];
• использование аттестованных методик выполнения измерений (МВИ);
• обеспечение соответствия точностных характеристик применяемых СИ требованиям к точности измерений технологических параметров.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

7 Процедуры оптимизации принятия решений при оценке технического состояния оборудования гидроэлектростанций

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

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

• конструкторской (заводской) документации по всему составу оборудования ГЭС;
• документации, связанной с ремонтом, модернизацией и заменой оборудования, наладочными и экспериментальными работами;
• материалов постоянного контроля за состоянием оборудования, периодических осмотров, технических освидетельствований, технических обследований;
• сведений об авариях, повреждениях, отказах, нештатных ситуациях, возникавших при разборке, монтаже и работе оборудования в обычных и непроектных режимах, о результатах расследования аварий и повреждений, выполненных после этого мероприятиях.

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

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

8 Оценка технического состояния гидротурбин

8.1 Методики определения энергетических характеристик гидротурбин

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

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

• с непосредственным измерением расходов воды через гидротурбину (абсолютным методом) при вводе в эксплуатацию штатных гидроагрегатов (гидротурбин) после достижения проектного напора и при вводе в работу гидротурбин после модернизации и/или замены элементов гидротурбины или изменения формы проточного тракта. Количество гидроагрегатов, испытываемых абсолютным методом, рекомендуется принимать: на ГЭС с числом установленных или модернизированных однотипных гидроагрегатов до 4 — 1, от 5 до 10 — 2, от 11 до 20 и более — 3;
• без непосредственного измерения расходов воды через гидротурбину (индексным методом) не реже одного раза в 10 лет, в т.ч. при вводе гидроагрегатов в работу после капитального ремонта, связанного с изменениями проточного тракта гидротурбины. Испытания индексным методом следует проводить на всех гидроагрегатах ГЭС не менее чем при трех значениях напоров, охватывающих полный диапазон их изменения.

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

• мощностную (зависимость мощности гидротурбины от открытия направляющего аппарата);
• рабочую (зависимость КПД гидротурбины от ее мощности);
• расходную (зависимость расхода воды через гидротурбину от ее мощности);
• эксплуатационную (зависимость КПД турбины от напора и мощности турбины).

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

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

При энергетических испытаниях индексным методом решают задачи по:

• проверке гарантий завода по максимальной мощности гидротурбины;
• оценке изменения характеристик действующей гидротурбины в процессе ее эксплуатации;
• определению формы рабочей характеристики гидротурбины (гидроагрегата) в целях выбора оптимальных режимов работы гидроагрегата;
• определению оптимальной комбинаторной зависимости поворотно-лопастных гидротурбин и проверке ее соответствия установленной комбинаторной связи.

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

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

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

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

Испытания рекомендуется проводить при напоре гидротурбины, близком к расчетному.

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

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

• в напорном трубопроводе;
• в пазах плоских затворов водоприемника.

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

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

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

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

• по снижению максимального абсолютного или относительного КПД;
• по изменению формы рабочей характеристики гидротурбины (смещению зоны максимума КПД в сторону больших или меньших мощностей);
• по снижению максимальной мощности при том же напоре гидротурбины и открытии направляющего аппарата (для поворотно-лопастных гидротурбин — при отсутствии нарушения комбинаторной связи);
• по выявлению во время испытаний при максимальных нагрузках отсутствовавшего ранее «срыва» КПД и мощности.

Выявление причин ухудшения состояния гидротурбины требует дополнительного анализа.

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

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

8.2 Оценка рабочих колес гидротурбин и контроль за техническим состоянием

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

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

• на работающем оборудовании по косвенным признакам;
• на остановленном гидроагрегате при осушенном проточном тракте по данным осмотров, освидетельствований, технических обследований (испытаний) и контрольных измерений.

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

Таблица 1

Нормы контроля за техническим состоянием рабочего колеса радиально-осевых гидротурбин

Таблица 2

Нормы контроля за техническим состоянием рабочего колеса поворотно-лопастных гидротурбин

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

• недобор мощности: мощность гидротурбины, измеренная с использованием штатных приборов, не достигает паспортной (по эксплуатационной характеристике) при фиксированном открытии направляющего аппарата, напоре и высоте отсасывания; причины недобора мощности выявляют по результатам осмотра и/или технического обследования (испытаний) гидроагрегата;
• увеличение биения вала и вибрации опорных конструкций гидроагрегата в зоне шахты гидротурбины (крышка турбины, корпус турбинного подшипника, опора подпятника) сверх значений, установленных документацией завода-изготовителя; отчетливое повышение биения вала или вибрации по сравнению с обычным уровнем или изменение характера колебаний;
• резкое повышение расхода воды на смазку подшипника с водяной смазкой по сравнению с обычными эксплуатационными значениями (паспортными или установленными на основании опыта эксплуатации);
• повышение температуры подшипника с масляной смазкой;
• возникновение шумов и ударов под крышкой турбины и в отсасывающей трубе при работе в нормальных эксплуатационных режимах.

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

• увеличение перетоков масла в сервоприводе разворота лопастей (повышенный уровень масла в ванне маслоприемника при работе гидроагрегата под нагрузкой оценивают по результатам испытаний системы регулирования. Предельное значение перетоков соответствует переливу масла через гребенку лабиринтного уплотнения маслоприемника);
• потери масла из системы регулирования (снижается уровень масла в баке маслонапорной установки (МНУ), предельное снижение уровня контролируется уставкой датчика уровня);
• появление масла на поверхности воды в нижнем бьефе ГЭС (утечка масла происходит в результате ухудшения работы уплотняющих конструкций втулки рабочего колеса, в частности уплотнений цапф лопастей рабочего колеса. Возможно обводнение масла в системе регулирования).

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

• повышение давления в разгрузочной полости (норму уровня давления в полости устанавливают по данным завода-изготовителя или исходя из опыта эксплуатации);
• повышение температуры подпятника гидрогенератора, не связанное с сезонными или режимными изменениями температуры;
• увеличение протечек через уплотнение вала в крышке турбины.

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

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

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

8.2.5 При осмотре рабочих колес должны быть выявлены:

• очаги кавитационных повреждений на лопастях, втулке и обтекателях;
• наличие трещин, каверн и иных поверхностных повреждений, их характер, размеры и расположение относительно фиксированных точек.

При осмотре поворотно-лопастных рабочих колес дополнительно выявляют:

• протечки масла через уплотнения лопастей и др. конструктивы, наличие потеков масла на втулке РК, из-под крышки втулки РК, из-под фланцев лопастей и в конусе (обтекателе) из-под нижней крышки, из-под заглушек, пробок и клапанов;
• состояние заглушек болтов крепления лопасти, сливных и наливных отверстий и клапанов, стопоров гаек и головок болтовых соединений, наличие механических, кавитационных и абразивных повреждений, нарушение стопорных устройств.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 3

Значения отклонений в зависимости от диаметра РК

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

Таблица 4

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 5

Нормы контроля за техническим состоянием узлов и механизмов маслоприемника гидротурбины

8.3.8 При осмотрах и освидетельствованиях маслоприемника:

• оценивают наличие и вид натиров, раковин, следов перегрева и других повреждений, фиксируют их размещение, характер и размеры;
• оценивают механическое состояние втулок, качество и плотность их запрессовки в корпус, состояние стопорных устройств, степень износа;
• измеряют и фиксируют зазоры «штанга-втулка» в зоне перемещения штанги;
• по результатам измерений определяют протечки и перетоки масла в маслоприемнике и сервомоторе рабочего колеса;
• оценивают механическое состояние узлов механизма обратной связи (заделка троса, крепление кронштейнов, состояние подшипников, троса или штанги, люфты, зазоры и др.);
• проверяют величину и равномерность зазоров в лабиринтном уплотнении маслоприемника;
• оценивают состояние изоляции маслоприемника от подшипниковых токов (сопротивление изоляции не менее 1 МОм);
• оценивают состояние крепежа и контрящих устройств корпуса маслоприемника и фланцевых соединений;
• производят проверку манометров, датчика уровня масла;
• проверяют соответствие показаний указателей угла разворота лопастей на маслоприемнике, колонке регулятора и фланце лопастей РК.

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

Таблица 6

Примерные допуски для оценки технического состояния маслоприемника, мм

8.4 Оценка и контроль за техническим состоянием направляющего аппарата гидротурбины

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

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

• увеличение времени выбега гидроагрегата после подачи команды на останов и закрытие НА;
• возобновление вращения ротора гидроагрегата после полной остановки и отключения тормозов;
• наличие значительных протечек воды через уплотнения цапф лопаток НА;
• повторяющиеся повреждения предохранительных устройств на рычагах лопаток (разрывных болтов, срезных штифтов, пальцев и др.);
• наличие шума текущей воды в проточной части гидротурбины при закрытом НА;
• увеличение потерь сжатого воздуха (увеличение частоты подкачки) при работе гидроагрегата в режиме синхронного компенсатора;
• увеличение протечек и перетоков в сервомоторах НА (изменение цикла «включение-выключение» насосов МНУ);
• увеличение частоты включения лекажного агрегата;
• наличие стуков и заеданий при перемещении регулирующего кольца, необычное смещение элементов кинематики (например, при разрушении срезного пальца);
• повышенные перестановочные усилия сервомоторов НА.

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

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 7

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

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

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

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

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

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

Таблица 8

Нормы контроля за техническим состоянием направляющего аппарата

8.4.8 При наличии ограничителей поворота лопаток следует проверить их состояние.

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

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

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

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

8.5 Оценка крышки гидротурбины и контроль за техническим состоянием

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

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

8.5.2 Крышка гидротурбины является сборником следующих протечек:

• воды из проточной части через неплотности уплотнений ряда узлов и деталей;
• масла из всех расположенных выше маслосодержащих элементов гидроагрегата (маслованн, маслопроводов, арматуры).

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

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

• уровень воды в крышке;
• наличие и объем протечек через уплотнения цапф лопаток направляющего аппарата, уплотнение вала в крышке турбинного подшипника и крышке гидротурбины, фланцевые соединения крышки, люки, клапаны, сливные и дренажные устройства;
• наличие масла на поверхностях деталей и оборудования и в крышке;
• частоту срабатывания насосов откачки и эффективность работы эжектора;
• наличие посторонних звуков в проточной части;
• наличие повышенной вибрации и биения вала в зоне крышки и корпуса турбинного подшипника;
• состояние крепежа, закладных и крепежных элементов;
• показания контрольно-измерительных приборов в шахте турбины.

Таблица 9

Нормы контроля за техническим состоянием крышки гидротурбины

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

• всей поверхности крышки для выявления участков кавитационного и гидроабразивного износа;
• зоны за НА в месте стыка крышки и верхнего кольца НА;
• состояние металла вокруг отверстий в крышке.

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

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

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

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

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

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

• облицовка камеры;
• отъемный сегмент;
• сопрягающий пояс;
• заоблицовочное пространство.

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

• наличие механических, кавитационных и гидроабразивных повреждений металлических поверхностей;
• состояние (повреждения, дефекты) конструктивных и ремонтных сварных швов и наплавки;
• состояние геометрической формы КРК;
• состояние (повреждения, дефекты) сопрягающего пояса, отъемного сегмента, пробок заглушек, штуцеров, ниппелей, отводящих и подводящих трубопроводов.

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

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

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

• общее состояние конструктивных частей сегмента и сопрягающихся с ним конструктивных частей КРК;
• состояние крепежа, талрепов, домкратов, закладных и крепежных элементов в нише бетонного массива;
• качество и состояние соединения облицовок отъемного сегмента и КРК.

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

• определяют характер, площадь и глубину кавитационных повреждений;
• производят фотографирование повреждений в масштабе, снятие формуляров с привязкой к характерным точкам КРК, составляют краткое описание для сравнения с результатами предыдущих осмотров;
• оценивают качество прилегания облицовки к штрабному бетону, ребрам жесткости и другим частям КРК;
• выявляют наличие заоблицовочных пустот, их площадь и координаты относительно характерных точек КРК, составляют формуляры и описания заоблицовочных пустот;
• измеряют толщину облицовки в характерных точках: при наличии уноса металла толщину облицовки восстанавливают до проектного значения;
• оценивают состояние сопрягающего пояса и место его соединения с облицовкой.

Критериями при оценке состояния КРК служат:

• состояние металлических элементов КРК, оцененное по результатам осмотра и обмеров;
• величина кавитационного и гидроабразивного износа облицовки (оценивают по весу унесенного металла (в кг) за контрольный срок).

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

• постоянную готовность затворов к работе: к аварийному закрытию — для предотвращения разгона гидроагрегата при отказе системы управления направляющим аппаратом гидротурбины, при понижении давления в МНУ гидротурбины ниже допустимого, при разрыве подводящего напорного турбинного трубопровода; к нормальному закрытию — перед проведением ремонтных работ в проточной части гидротурбины, при переводе гидроагрегата в режим синхронного компенсатора; к открытию — перед вводом гидроагрегата в работу, по режимным и эксплуатационным условиям;
• надежность защиты гидротурбинного блока сороудерживающими решетками от попадания крупного плавающего сора (бревен, глыб льда и других крупных предметов) во избежание повреждений элементов проточной части гидротурбины или от нарушения гидродинамической структуры потока, способного вызвать повышенную вибрацию оборудования и строительных конструкций.

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

• у затворов — механические, коррозионные, эрозионные повреждения элементов (уплотнений, опорно-ходовых частей, несущих конструкций, обшивок), заклинивание в пазах плоских затворов, неравномерное движение предтурбинных затворов при неисправной работе подъемных и управляющих механизмов, повреждениях закладных частей;
• у систем управления затворами — отказы в аварийных режимах, нарушение расчетного времени аварийного закрытия затворов, согласованного с условиями режимов (гарантий) регулирования гидротурбин при сбросах нагрузки гидроагрегатом;
• у сороудерживающих решеток — усталостные (вибрационные), механические (от воздействия крупного сора или льда), коррозионные и эрозионные (от истирания, биологического обрастания) повреждения стержней и несущих конструкций, в т.ч. при эксплуатации с перепадами напора, превышающими расчетный по прочности; у сороудерживающих решеток, оборудованных электрообогревом должны быть дополнительно выявлены и предупреждены отказы в системе обогрева (нарушение изоляции, замыкания между кабелями и на каркас решетки).

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

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

Таблица 10

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

При осмотрах затворов необходимо оценивать состояние:

• обшивки (повреждения, коррозионный износ, обрастание моллюсками, наличие трещин в сварных швах, болтовых и заклепочных креплений элементов на обшивке) и других водонепроницаемых мест конструкции затворов. Они должны быть плотными и водонепроницаемыми в рабочем состоянии;
• уплотнений затворов. Они должны быть тщательно пригнаны по всему контуру к закладным частям и соприкасающимся кромкам секции, должны сохранять проектные свойства (необходимую гибкость, упругость и подвижность), на управляемых уплотнительных устройствах должна обеспечиваться управляемость в пределах нормативного хода;
• поверхности забральной балки в пределах перемещения верхнего уплотнения глубинных затворов и контактной поверхности боковых уплотнений. Она должна быть гладкой, без задиров и иных повреждений;
• опорных полозьев плоских скользящих затворов из дерева, древесно-слоистого пластика ДСП-Б-гт, стали, из масленита Д и других материалов. Они должны быть гладкими, без повреждений, сколов, трещин и плотно прилегать к рабочему пути (закладной части паза);
• опорных катков, шарнирных опор, втулок и осей рабочих колес, балансиров (шарниров) колесных тележек, обратных тележек. Боковые и торцевые колеса и другие механизмы и детали должны быть чистыми и смазаны;
• масленок и смазочных каналов. Они должны быть прочищенными и свободно пропускать смазку;
• рабочих и обратных путей в пазах колесных затворов. Они должны быть ровными, без деформаций, трещин и других повреждений;
• сцепок секций затворов. Они не должны иметь деформаций щек и осей крепления, оси должны быть смазаны, уплотнения между секциями должны быть тщательно пригнаны по всему контуру;
• перепускных устройств. Они должны иметь плотно прилегающие уплотнения;
• штанг, подвесов и подхватов. Должны отсутствовать деформации присоединяемых узлов, оси шарниров должны быть смазаны;
• аэрационных отверстий. Они должны быть свободны от засорения и льда.

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

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

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

• на инструментальную оценку обнаруженных повреждений и участков, подверженных коррозии, обрастанию;
• оценку состояния подшипников ходовой части;
• инструментальную оценку износа поверхностей скольжения (глубина износа не должна превышать 3 мм);
• инструментальную оценку износа (повреждений) резиновых уплотнений (износ не должен превышать 5 мм при отсутствии разрывов).

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

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

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

• определения времени аварийного закрытия в потоке и нормального закрытия в спокойной воде, времени открытия;
• измерения протечек через уплотнения затворов;
• определения характеристик систем электромеханического и гидромеханического приводов;
• определения состояния металла ригелей, стоек и обшивки.

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

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

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

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

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

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

Таблица 11

Нормы контроля за техническим состоянием предтурбинных затворов

При периодическом осмотре затворов проверяют:

• работоспособность схем автоматического, дистанционного и местного управления;
• время закрытия и открытия ротора (диска) затвора (должно быть в пределах 60 — 120 с);
• наличие кавитационного износа уплотнительного кольца;
• наличие абразивного износа затвора;
• состояние (износ) уплотнений и системы подачи воздуха в уплотнения (при ее наличии);
• состояние корпуса, крепежа фланцевых соединений и опорных конструкций;
• протечки через рабочие уплотнения — на длине 1 м протечки не должны превышать 0,2 л/с для дисковых затворов и 0,005 л/с — для шаровых затворов; протечки проверяют после заполнения турбинного трубопровода при наличии исправных уплотнений и установки фиксаторов (стопоров), предупреждающих открытие затвора.

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

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

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

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

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

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

Таблица 12

Нормы контроля за техническим состоянием сороудерживающих решеток

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

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

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

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

При осмотре решеток устанавливают:

• состояние сварных швов, стержней, опорных узлов, шпилек и втулок, резьбовых соединений, сцепок и штанг (проушин, щек, подхватов и др.);
• отсутствие вибрации при эксплуатационных режимах;
• коррозионный и механический износ элементов решетки; допустим коррозионный износ на 10% площади элемента решетки (стержня, ригеля, стойки, обшивки) [14] и [16];
• наличие и характер трещин с измерением их глубины и протяженности;
• площадь обрастания моллюсками;
• состояние элементов обогрева стержней, электрических соединений, состояние изоляции и крепления.

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

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

Результаты осмотров фиксируют в порядке, установленном настоящим стандартом.

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

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

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

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

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

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

• изучения динамики потока и характеристик вибрации стержней при различных режимах работы гидроагрегата;
• проверки систем обогрева;
• исследования обтекаемости профиля стержней.

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

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

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

9 Оценка технического состояния подпятников, направляющих подшипников и валов гидроагрегата

9.1 Подпятники гидрогенераторов

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

9.1.2 Наиболее вероятными являются следующие повреждения деталей подпятников:

• плохое состояние рабочей поверхности сегментов;
• повышенная шероховатость зеркальной поверхности диска;
• повышенная макронеровность зеркальной поверхности диска;
• неперпендикулярность плоскости пяты к оси вала агрегата;
• смятие головок опорных болтов или опорных вкладышей;
• вмятины на тарельчатых опорах в местах контакта с опорными болтами;
• разрушение отдельных тарельчатых опор;
• разрегулировка нагрузки на сегменты;
• неправильная установка тангенциального и радиального эксцентриситета сегментов;
• разгерметизация упругих камер подпятников на гидравлической опоре;
• уменьшение расхода воды в маслоохладителях подпятников;
• повреждение трубок маслоохладителей;
• повышенный выход масла или масляных паров из маслованны.

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

• температуру сегментов;
• температуру масла в ванне;
• уровень масла в ванне;
• наличие потока охлаждающей воды через маслоохладители;
• проседание упругих камер (для подпятников на гидравлической опоре).

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

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

• непрерывно при наличии автоматической системы контроля;
• регулярно (по графику, установленному местной инструкцией, но не реже одного раза в смену) — при отсутствии указанной системы.

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

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

• при автоматической системе контроля при превышении температуры на 5 °C должен подаваться предупредительный сигнал, а при превышении на 10 °C — аварийный сигнал (импульс на останов гидроагрегата);
• при отсутствии автоматической системы контроля дежурный работник ГЭС должен при превышении температуры на 5 °C увеличить частоту контроля до одного раза в час, а при превышении на 10 °C — остановить гидроагрегат.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

• макронеровность (волнистость) зеркальной поверхности диска в направлении вращения;
• макронеровность зеркальной поверхности диска в радиальном направлении;
• неперпендикулярности плоскости пяты к оси вала гидроагрегата;
• микронеровность (шероховатость) зеркальной поверхности диска подпятника;
• износ рабочей поверхности сегментов;
• сопротивление изоляции между диском и втулкой подпятника;
• распределение нагрузки между сегментами подпятника;
• тангенциальный эксцентриситет установки сегментов;
• радиальный эксцентриситет установки сегментов;
• величина смятия сферических головок опорных болтов или опорных вкладышей;
• величина вмятин на тарельчатых опорах в местах контакта с опорными болтами, наличие трещин на верхней стороне тарельчатых опор;
• величины зазоров между сегментами и ограничивающими упорами в тангенциальном и радиальном направлениях.

В двухрядных подпятниках дополнительно измеряют и фиксируют:

• размеры зазоров между балансирами и стенками балансирных коробок;
• длины плеч балансиров.

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

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

Таблица 13

Нормы контроля за техническим состоянием подпятников

9.1.14 Методики определения параметров подпятников изложены в приложении 7.

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

9.2 Направляющие подшипники

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

• подшипников гидротурбин с водяной и масляной смазкой;
• подшипников гидрогенераторов с масляной смазкой.

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

• снижение давления в напорной ванне подшипника;
• увеличение расхода воды на смазку и охлаждение подшипника;
• устойчивая тенденция к увеличению амплитуды биения вала в зоне подшипника при работе гидроагрегата на номинальных нагрузках и напорах;
• ухудшение работы уплотнения вала в крышке ванны подшипника.

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

• состояние уплотняющего элемента (воротника, плоской кольцевой манжеты, сальниковой набивки и др.);
• состояние вала в зоне контакта с уплотнением по размерам выработки и состоянию поверхности;
• состояние торцевого уплотнения (однорядного или двухрядного) по степени и равномерности износа в зоне контакта и по состоянию уплотняющих элементов;
• при наличии принудительной подачи воды к уплотнению оценивают состояние системы подвода (засорение, повреждения коррозией, зарастание дрейсеной, износ арматуры и др.).

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

Таблица 14

Нормы контроля за техническим состоянием турбинного направляющего подшипника на водяной смазке

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

• биение вала у направляющих подшипников, уровень вибрации корпусов маслованн;
• температура вкладышей, сегментов, масла (включая изменение температуры в сходных режимах в процессе эксплуатации); повышение температуры вкладышей (сегментов) подшипника указывает на недостаточный зазор, ухудшение охлаждения либо ухудшение состояния рабочих поверхностей вкладышей (сегментов) подшипника и втулки вала;
• постепенное повышение температуры сегментов турбинного подшипника на 2 — 3 °C по сравнению с установившейся величиной, рост температуры масла и сегментов на одинаковую величину; вероятная причина — уменьшение расхода охлаждающей воды в маслоохладителе турбинного подшипника либо понижение уровня масла в маслованне;
• резкое повышение температуры сегментов турбинного подшипника до температуры 65 °C на сигнал и до 70 °C на отключение агрегата; вероятные причины — подплавление сегментов подшипника вследствие понижения уровня масла; повышение уровня масла и вытеснение его водой из маслоохладителей; неправильно выставленные зазоры по сегментам подшипника (возможно при выходе гидроагрегата из ремонта или монтажа); уменьшение или прекращение поступления охлаждающей воды в маслоохладители турбинного подшипника; заклинивание одного или нескольких сегментов подшипника; попадание твердых частиц между трущимися поверхностями сегментов подшипника и втулкой вала; неисправность датчиков температурного контроля;
• повышение уровня масла в маслованне направляющего подшипника гидроагрегата. Вероятная причина: попадание воды из маслоохладителей в маслованну или перелив масла при заливке или доливке в маслованну;
• понижение уровня масла в маслованне направляющего подшипника гидроагрегата. Вероятная причина: утечка масла через неплотно закрытый сливной пробковый кран маслованны, через неплотности соединения выгородки и корпуса маслованны.

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

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

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

Таблица 15

Требования к техническому контролю при эксплуатации масляных направляющих подшипников

9.3 Валы гидроагрегата

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

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

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

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

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

Периодичность контроля за биением вала:

• при наличии автоматической системы — постоянно;
• при осуществлении контроля персоналом — 1 - 2 раза в сутки с записью в суточную ведомость.

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

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

• повышенное значение биения вала гидроагрегата у направляющих подшипников и фланцевых соединений валов, измеряемое в соответствии с приложением 5;
• повышенная горизонтальная вибрация направляющих подшипников гидроагрегата, измеряемая в соответствии с приложением 5;
• повышенная вертикальная вибрация опоры пяты, измеряемая в соответствии с приложением 5;
• постепенное повышение биения вала (увеличение зазоров в направляющих подшипниках) в течение межремонтного периода при одинаковых режимах работы гидроагрегата.

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

9.3.8 Состояние линии вала контролируют по косвенным признакам:

• увеличенное биение вала у направляющих подшипников, которое может быть следствием излома во фланцевых соединениях, износа шейки вала в подшипнике;
• односторонний перегрев сегментов направляющих подшипников из-за расцентровки вала.

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

Таблица 16

Нормы контроля за техническим состоянием вала гидроагрегата

Приложение А (обязательное)

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ЭКСПЛУАТАЦИОННЫМ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИМ ИСПЫТАНИЯМ ГИДРОАГРЕГАТОВ

В настоящем приложении установлены условия и порядок проведения эксплуатационных энергетических испытаний гидроагрегатов ГЭС абсолютным и индексным методами, применяемые средства измерений, а также порядок обработки и представления результатов испытаний. Настоящие требования распространяются на гидроагрегаты с гидротурбинами различных типов, мощности и геометрических размеров.

А.1 Общие положения

А.1.1 Основной целью натурных энергетических испытаний гидроагрегатов является уточнение энергетических характеристик, необходимых для наиболее экономичной эксплуатации гидроагрегатов. При поставке на ГЭС гидротурбинного оборудования энергетические характеристики выдают заводы-изготовители по результатам пересчета с характеристик модельной гидротурбины. Вследствие не учитываемых при расчете факторов, а также отклонений при изготовлении рабочих колес и проточной части гидротурбины фактические энергетические характеристики имеют отличия от пересчитанных с модельных и могут быть различны для отдельных гидроагрегатов той же ГЭС.

Эти различия в процессе эксплуатации могут увеличиваться вследствие неодинакового износа рабочих колес и проточной части и отклонений при восстановлении профилей лопастей при ремонтно-восстановительных работах.

Натурные энергетические испытания агрегатов могут производиться также:

• для определения эффективности модернизации и ремонтно-восстановительных работ на гидротурбинах;
• для определения ограничений максимальной мощности из-за возникновения кавитационных явлений при понижении уровня нижнего бьефа;
• для оптимизации комбинаторной связи поворотно-лопастных гидротурбин.

А.1.2 В результате испытаний можно получить следующие энергетические характеристики:

• рабочую зависимость КПД от мощности;
• расходную зависимость расхода воды через турбину от мощности;
• эксплуатационную зависимость КПД от мощности (или расхода воды) и напора;
• мощностную зависимость мощности от открытия регулирующих органов турбины.

А.1.3 В зависимости от целей испытаний может быть использован один из двух методов энергетических испытаний: абсолютный или индексный.

Абсолютный метод предусматривает определение фактических (абсолютных) значений КПД. При индексном методе определяется индексное или относительное значение КПД.

А.1.4 Известны несколько видов абсолютных методов испытаний, из которых наибольшее распространение получили метод «давление-время», метод «площадь-скорость» и термодинамический метод.

В отечественной практике испытаний гидротурбин, как правило, применяется метод «площадь-скорость». Это не исключает возможности освоения и применения других методов испытаний.

А.1.5 Метод «площадь-скорость» предусматривает измерение местных скоростей в мерном сечении. Интегрированием поля местных скоростей вычисляют среднюю скорость; ее значение умножают на площадь мерного сечения и таким образом определяют расход воды.

А.1.6 При испытаниях однотипных агрегатов в случае размещения мерного створа во входном сечении водоприемника гидротурбины может применяться упрощенный способ, представляющий собой модификацию метода «площадь-скорость». В этом случае средняя скорость определяется как среднеарифметическое значение скоростей, измеренных в отдельных точках сечения, умноженное на коэффициент коррекции, принимаемый единым для всех однотипных гидроагрегатов и определяемый по результатам испытаний одного из гидроагрегатов абсолютным методом.

А.1.7 Местные скорости измеряются гидрометрическими вертушками, которые могут быть установлены как в закрытом, так и в открытом водоводах. Для снижения погрешности измерений необходимо, чтобы поток в мерном створе удовлетворял требованиям по отсутствию в нем косоструйности, закручивания, несимметричности и повышенной турбулентности.

А.1.8 Сущность индексного метода испытаний заключается в определении условного или индексного КПД гидротурбины (гидроагрегата) путем измерения фактических значений мощности и напора и условной (относительной) величины расхода воды через гидротурбину. Вычисленный по результатам измерений КПД выражается в произвольно выбранных индексных величинах.

А.1.9 При индексном методе испытаний измеряется величина, пропорциональная фактическому расходу воды. Наибольшее распространение получил способ Винтера-Кеннеди, заключающийся в измерении перепада давления между двумя специально выбранными точками спиральной камеры турбины. При этом принимается, что расход пропорционален корню квадратному из значения перепада давления. Индексный метод не рекомендуется применять при расходах меньше половины номинального.

А.1.10 При измерении расхода по способу Винтера-Кеннеди требуется наличие двух пьезометрических выводов в одном и том же радиальном сечении спиральной камеры, расположенном между статорными колоннами. Один вывод размещается на внешнем радиусе спирали, другой — на внутреннем радиусе у статорных колонн (рисунок А.1, а и б). Для повышения надежности измерения перепада обычно размещают несколько пьезометрических выводов. Это позволяет произвести уточнение показателя степени в формуле (А.15), принимаемого обычно на нетарированном створе равным 0,5.

а — в металлической спиральной камере ( \alpha = 45^{\circ} - 90^{\circ} ; \beta = \pm 130^{\circ} ; \gamma = 0^{\circ} \pm 45^{\circ} ); б — в бетонной спиральной камере (\alpha = 20^{\circ} - 50^{\circ})

Рисунок А.1 — Схема расположения пьезометрических выводов 1 и 2

А.1.11 Испытания индексным методом могут быть применены самостоятельно или совместно с абсолютным методом. Применение абсолютного метода позволяет произвести тарировку расходомерного пьезометрического створа, в котором определяют индексный расход, и в последующем пересчитать индексный расход на фактический. Поэтому сочетание обоих методов весьма эффективно при неоднократных испытаниях гидроагрегата, например, в целях установления его эксплуатационной характеристики.

Индексные испытания на нетарированном расходомерном створе в сочетании с модельными испытаниями гидротурбины позволяют установить форму рабочей характеристики турбины и применяются в основном для выявления изменений КПД гидротурбины с течением времени вследствие износа рабочего колеса и проточной части, после проведения ее капитального ремонта, изменения высоты отсасывания и т.д., а также для определения оптимальной комбинаторной зависимости поворотно-лопастных гидротурбин.

А.2 Организация испытаний

А.2.1 Подготовительные работы

А.2.1.1 На основании типовой технической программы (приложения Б, В, Г) должна быть составлена рабочая программа испытаний, в которой указываются:

• цель испытаний;
• объем подготовительных работ (подготовка аппаратуры, схем измерения, изготовление необходимых для испытаний приспособлений, оборудование постов наблюдений);
• режимы работы агрегатов;
• порядок производства измерений;
• данные о подготовке персонала к проведению испытаний (по производству измерений и выполнению мер безопасности);
• расчет времени, необходимого на проведение испытания, и время аварийной готовности агрегата.

Рабочую программу утверждает технический руководитель ГЭС по согласованию с заинтересованными организациями (завод — изготовитель турбины, проектная организация и др.).

А.2.1.2 В соответствии с программой испытаний и с учетом необходимости выполнения ряда подготовительных работ, требующих останова гидроагрегата, оперативный персонал ГЭС должен заблаговременно подать заявку в соответствующий диспетчерский центр.

А.2.1.3 При производстве испытаний абсолютным методом необходимо изготовить вертушечную раму. После установки вертушечной рамы в трубопроводе или перед опусканием ее в пазы водоприемника следует провести установку лопастных винтов вертушек и проверку их контактной системы.

А.2.1.4 При применении упрощенного способа испытаний нескольких гидроагрегатов должны быть соблюдены следующие условия:

• идентичность конструкции и одинаковые размеры входного сечения водоводов;
• фиксированное положение вертушек относительно потока;
• использование одних и тех же вертушек при испытании всех гидроагрегатов;
• одинаковые режимы работы соседних с испытуемым агрегатов.

Рама для упрощенного способа испытаний должна перекрыть все измерительное сечение водоприемника.

А.2.1.5 До проведения испытаний следует обмерить мерные сечения для вертушечных измерений расхода воды. Ширину прямоугольного входного сечения спиральной камеры следует измерять не менее чем на пяти горизонталях, находящихся на одинаковом расстоянии одна от другой, металлической рулеткой с миллиметровыми делениями при осушенном от воды входном сечении.

Высоту прямоугольных сечений следует измерять металлической рулеткой, штангой или тросом с грузом не менее чем на пяти вертикалях, равно отстоящих одна от другой. Если такой обмер невозможен, указанные размеры принимаются на основании строительной технической документации.

А.2.1.6 Площадь мерного сечения круглого напорного трубопровода необходимо вычислить по результатам измерений не менее чем на четырех диаметрах. Если разность между двумя измерениями оказывается более 0,5%, число измерений следует удвоить. Диаметр трубопровода принимают равным среднему арифметическому значению этих измерений.

Погрешность измерения линейных размеров при определении площади мерного прямоугольного сечения не должна превышать 0,2%, а круглого — 0,1%.

А.2.1.7 Перед измерением уровней воды в бьефах должны быть проверены исправное состояние водомерных реек, правильность показаний дистанционных датчиков уровня. Значения отметок, от которых должен производиться отсчет уровней бьефов с помощью рулетки, должны быть определены нивелировкой или другими методами.

А.2.1.8 Все используемые во время испытаний отборы давления должны быть проверены и промыты водой. В необходимых случаях следует провести их продувку сжатым воздухом, а перед испытаниями провести ревизию состояния пьезометрических выводов в спиральной камере. Выводы и прилегающая к ним поверхность спиральной камеры должны быть очищены от наслоений ржавчины, грязи и заусенцев, пьезометрические отверстия должны быть откалиброваны сверлом диаметром 6 мм. После заполнения спиральной камеры водой все отборы давления должны быть промыты водой, изо всех трубок должен быть удален воздух и произведено подсоединение измерительных приборов.

А.2.1.9 На гидроагрегате, как правило остановленном, следует провести подключение ваттметра и счетчика активной энергии, а после пуска гидроагрегата необходимо проверить правильность их показаний по щитовым приборам. При последующих испытаниях следует подключать ваттметр к тем же трансформаторам, что и ранее.

А.2.1.10 После установки приборов и проверки их показаний руководитель испытаний должен произвести инструктаж всех участков испытаний, во время которого предупредить о необходимости выполнения мер безопасности, и проверить выполнение технических мероприятий в соответствии с требованиями ПТБ.

А.2.2 Порядок проведения испытаний

А.2.2.1 Руководитель испытаний непосредственно перед их началом должен согласовать с оператором ГЭС программу испытаний и уточнить все вопросы, связанные с режимами работы испытываемого гидроагрегата. В процессе испытаний необходимый режим работы гидроагрегата поддерживается строго стабильным в течение всего времени измерений.

А.2.2.2 Испытания всех типов гидротурбин проводят идентично. При этом на поворотно-лопастных гидротурбинах устанавливают комбинаторную связь, соответствующую напору, при котором проводятся испытания. При определении оптимальной комбинаторной зависимости комбинаторную связь разобщают.

Для предупреждения существенных изменений напора в ходе испытаний следует поддерживать постоянную нагрузку на ГЭС, для чего изменения нагрузки на испытуемом гидроагрегате следует компенсировать соответствующим изменением нагрузки на других агрегатах, по возможности наиболее удаленных от испытуемого.

А.2.2.3 При испытаниях следует устанавливать ряд режимов по нагрузке агрегата в пределах от 30 — 40% до максимального значения, а при испытаниях абсолютным методом — от холостого хода. Изменение нагрузки производить ступенями через 5 — 7%, в рабочей зоне нагрузок ступени должны быть меньше, чем в нерабочей зоне. Необходимую нагрузку агрегата следует устанавливать изменением положения регулирующих органов с помощью ограничителя открытия строго в направлении открытия от минимальной до максимальной нагрузок. В необходимых случаях, например для проверки наличия люфтов в регулирующих органах, следует произвести измерения при обратном ходе. При этом после установки максимальной нагрузки необходимо проводить снижение нагрузки ступенями при повороте рукоятки ограничителя открытия строго в сторону закрытия.

Для получения достаточно представительного ряда измерений следует задать не менее 10 значений нагрузки как для прямого, так и для обратного хода.

А.2.2.4 Выполнение измерений следует начинать через 2 — 3 мин после установления нагрузки. При протяженном водоподводящем тракте время выдержки следует увеличить до 5 — 15 мин. Измерения производят в течение 1 — 2 мин. При этом определяют среднеинтервальное значение каждого измеряемого параметра.

А.2.2.5 Для исключения во время испытаний случайных неверных записей показаний приборов в процессе испытаний или сразу же по окончании всех измерений следует провести косвенный контроль достоверности полученных результатов. Для этого используют функциональные зависимости между измеряемыми параметрами \sqrt{h} = f(P) , \sqrt{h} = f(S) или P = f(S), где S — ход штока сервомотора направляющего аппарата.

При отклонении измеренного значения в точке на величину, превышающую погрешность измерений, производятся повторные измерения при той же или близкой нагрузке. При этом сохраняется прежний порядок установки нагрузки.

А.3 Выполнение измерений

А.3.1 Напор

А.3.1.1 Напор гидроустановки ГЭС определяется разностью осредненных по сечению значений удельной энергии воды в верхнем и нижнем бьефах ГЭС (рисунок А.2, а):

H_{\text{г}} = (Z_{0} + \alpha_{0} \frac{v_{0}^{2}}{2g}) - (Z_{2} + \alpha_{2} \frac{v_{2}^{2}}{2g}), (А.1)

где коэффициенты кинетической энергии \alpha_{0} и \alpha_{2} обычно принимаются равными единице, Z₀ и Z₂ - уровни воды в сечениях 0 и 2.

При измерении уровня в верхнем бьефе (ВБ) на некотором удалении от входа в водоприемник, где скоростной напор близок к нулю (сечение 0), и уровня в нижнем бьефе (НБ) на удалении от выхода из отсасывающей трубы (сечение 3), где уровень имеет максимальное значение, напор определяется выражением:

H_{\text{г}} = \nabla\text{ВБ} - \nabla\text{НБ}. (А.2)

Напор гидротурбины в общем случае определяется напором ГЭС за вычетом потерь напора, т.е.:

Hт = Hг — Hw. (А.3)

Напор гидротурбины в низконапорных ГЭС может быть определен по измерениям уровней воды в сечениях 1 и 2 или 1 и 3 (рисунок А.2, а):

H_{\text{т}} = (Z_{1} + \frac{v_{1}^{2}}{2g}) - (Z_{2} + \frac{v_{2}^{2}}{2g}) (А.4)

или

H_{\text{т}} = (Z_{1} + \frac{v_{1}^{2}}{2g}) - \nabla\text{НБ}. (А.4')

а — для низконапорной реактивной турбины; б — для высоконапорной реактивной турбины; в — для ковшовой турбины

Рисунок А.2 — Схема определения напора

Для высоконапорных реактивных турбин напор турбины определяется выражением (рисунок А.2, б):

H_{\text{т}} = (Z_{1} + \frac{P_{1}}{\rho g} + \frac{v_{1}^{2}}{2g}) - (Z_{2} + \frac{v_{2}^{2}}{2g}), (А.5)

где P1 — манометрическое давление с учетом отметки установки манометра.

Напор ковшовой гидротурбины определяется выражением (рисунок А.2, в):

H_{\text{т}} = (Z_{1} + \frac{P_{1}}{\rho g} + \frac{v_{1}^{2}}{2g}) - Z_{2}. (А.5')

Для деривационных ГЭС, особенно с общим для нескольких агрегатов деривационным водоводом, необходимо определить напор блока, который равен напору ГЭС за вычетом потерь напора в деривации. Напор блока измеряется по уровню воды в напорном бассейне (при открытой деривации) или уравнительном резервуаре (при напорной деривации) с учетом скоростного напора в водоводе в точке измерения уровня.

А.3.1.2 Для измерения уровней в бьефах применяются водомерные рейки и дистанционные приборы пульта управления ГЭС. Рейки устанавливаются в каждом подводящем водоводе испытываемой гидротурбины. Нули реек должны быть привязаны нивелировкой к одному общему реперу ГЭС.

Для измерения уровней могут быть использованы штатные уровнемеры. В этом случае перед испытаниями они должны быть проверены в целях определения соответствия их показаний фактическим значениям уровней воды.

А.3.1.3 Для измерения давления в водоводах и проточном тракте турбин могут применяться пружинные манометры, пьезометры, дифференциальные манометры и грузопоршневые манометры.

Пружинные стрелочные манометры могут применяться для измерения давления в точках напорного тракта при отсутствии существенных пульсаций давления. Класс точности используемых приборов должен быть не ниже 0,6. Допустимо применять манометры более низкого класса точности с обязательной их проверкой по уровню верхнего бьефа на остановленном агрегате. Измеряемое давление должно находиться в диапазоне 0,5 — 0,8 предела измерения прибора.

При выборе мест для подключения приборов по измерению давления в водоводах необходимо придерживаться следующих рекомендаций:

• участок должен быть прямолинейным с гладкими стенками;
• неравномерность потока на данном участке должна быть минимальной;
• отбор давления следует проводить в точке на горизонтальной или вертикальной (вверху) оси водовода.

Для измерения среднего давления на входе в спиральную камеру турбины следует использовать осредняющие кольца с отверстиями, соединяющими несколько точек по окружности водовода.

Для повышения точности измерения давления при его колебаниях рекомендуется применять демпфирующие устройства, которые должны быть абсолютно симметричными, т.е. должны обладать одинаковым сопротивлением потоку в обоих направлениях.

Пьезометры для измерения давления (или разности давлений) должны выполняться с соблюдением следующих требований:

• трубки пьезометров должны иметь непрерывный подъем без петель и прогибов во избежание скопления воздуха;
• в верхней части пьезометрической системы должен быть предусмотрен клапан для выпуска скапливающегося в трубках воздуха;
• система пьезометрических измерений не должна иметь протечек.

При измерении давления с помощью дифференциального манометра одну его полость соединяют с пьезометрическим выводом испытываемой турбины, а другую — с аналогичным выводом соседней неработающей турбины. Для этой цели могут применяться как ртутные U-образные дифманометры, так и обратные U-образные водовоздушные дифманометры, а также электрические дифманометры.

Для точного измерения давления в напорных водоводах могут применяться грузопоршневые манометры МП-60. Возможны две схемы их подключения: непосредственного соединения с выводом или через дифманометр (рисунок А.3). Вторая схема соединений более предпочтительна при существенных пульсациях давления.

Рисунок А.3 — Схема соединения грузопоршневого манометра с дифманометром

А.3.2 Мощность

А.3.2.1 При энергетических испытаниях гидротурбин необходимо провести измерение мощности гидрогенератора, по которой при известном КПД генератора можно определить мощность на валу турбины.

А.3.2.2 Мощность трехфазных генераторов при возможной несимметричной нагрузке фаз может измеряться с помощью трех однофазных ваттметров. Однако более распространенной является схема измерения с помощью двух однофазных ваттметров (рисунок А.4), обеспечивающая измерение всей активной мощности трехфазной системы независимо от нагрузки фаз. Для измерения необходимы два трансформатора тока и два трансформатора напряжения, соединенные по схеме открытого треугольника. Трансформаторы должны иметь класс точности не ниже 0,5; ваттметры — 0,2. Измеренную мощность P, Вт, определяют по формуле:

P = Kтт·Kтн(W1 + W2)n, (А.6)

где Kтт и Kтн — коэффициенты трансформации трансформаторов тока и напряжения;

W1 и W2 — показания ваттметров;

n — цена деления шкалы приборов.

Рисунок А.4 — Схема измерения активной мощности в трехфазных цепях двумя однофазными ваттметрами

А.3.2.3 Для измерений может применяться трехфазный ваттметр, представляющий собой схему двух однофазных ваттметров с одной общей подвижной частью. Класс точности приборов должен быть 0,2 — 0,5.

Для обеспечения необходимой точности измерений необходимо следить за тем, чтобы нагрузка измерительных трансформаторов не превышала номинального значения для данного класса.

А.3.2.4 Для определения среднеинтервального значения мощности могут быть использованы трехфазные счетчики активной энергии класса точности 0,5 — 1,0. При этом подсчитывают количество оборотов диска за единицу времени (с), которое умножают на постоянную счетчика и коэффициенты трансформации трансформаторов тока и напряжения. При использовании электронных цифровых счетчиков приращение выработки электроэнергии определяют непосредственно по цифровому указателю.

А.3.3 Перепад давления в спиральной камере

А.3.3.1 Измерение перепада давления проводят с помощью дифманометров различных типов. При больших перепадах давления (более 3 м вод. ст.) следует применять U-образные ртутные дифманометры (рисунок А.5, а). Разность давлений P, м вод. ст., вычисляют по формуле:

\Delta P = g(\rho_{\text{рт}} - \rho)h, (А.7)

где \rho и \rho_{\text{рт}} — плотность воды и ртути.

а — обратный U-образный водовоздушный дифманометр; б — U-образный ртутный дифманометр

Рисунок А.5 — Схема измерения перепада давления в спиральных камерах турбин с помощью дифманометров

А.3.3.2 При перепадах давления менее 3 м вод. ст. следует применять обратные U-образные водовоздушные дифманометры (рисунок А.5, б), выполненные из калиброванных стеклянных трубок, соединенных резиновыми шлангами. Воду из верхней части трубок следует отжимать сжатым воздухом из пневмосистемы низкого давления или с помощью насоса.

При использовании водовоздушных дифманометров для измерения больших перепадов давления (5 — 10 м вод. ст.) целесообразно применять чашечный дифманометр (рисунок А.6). Одно колено в нем выполнено из тонкой стеклянной трубки (диаметром 10 — 12 мм), а другое содержит металлический сосуд (чашу), уровень воды в котором определяют с помощью стеклянной трубки. Площадь сосуда в 100 и более раз больше площади поперечного сечения трубки. Воду из верхней части сосуда с помощью сжатого воздуха отжимают таким образом, чтобы при равных давлениях в коленах уровень воды находился в средней части сосуда. С повышением расхода воды уровень воды изменяется практически только в стеклянной трубке.

Рисунок А.6 — Чашечный дифманометр

А.3.3.3 Для измерения перепада давления могут быть также использованы электрические дифманометры класса точности 0,5 — 1,0 в сочетании со стрелочным или регистрирующим миллиамперметром класса точности 0,5. Регистрация позволяет упростить отсчет показаний и повысить точность измерений малых перепадов давления.

А.3.4 Расход воды

А.3.4.1 Определение расхода воды на ГЭС проводят методом «площадь-скорость» по измерениям местных скоростей с помощью гидрометрических вертушек.

На низконапорных ГЭС мерное сечение располагают обычно во входном сечении водоприемника турбинного водовода, на средне- и высоконапорных ГЭС — преимущественно в напорных трубопроводах.

А.3.4.2 При измерениях расхода воды в водоприемнике прямоугольного сечения мерный створ должен быть замкнутым и должен удовлетворять основным требованиям гидрометрии. Поток, проходящий через это сечение, должен быть прямолинейным и иметь направление скоростей, перпендикулярное сечению, при минимальной пульсации скорости.

1 — стеклянные трубки; 2 — металлические трубки; 3 — шкала

Рисунок А.7 — Схема дифманометра с трубами большого диаметра

А.3.4.3 Гидрометрические вертушки должны быть расположены в мерном створе таким образом, чтобы направление потока, натекающего на вертушку, не превышало 10°. Практически у порога и на верхних горизонталях углы натекания могут составлять более 10°, поэтому следует применять компонентные вертушки (ГР-21, ГР-55, ГР-99).

А.3.4.4 Для обеспечения достаточно точного измерения расхода воды через турбину необходимо определенное насыщение мерного створа гидрометрическими вертушками. Количество точек измерения в прямоугольном створе определяют из соотношения:

24 \sqrt[3]{F} M36 \sqrt[3]{F} , (А.8)

где F — площадь сечения, м2;

M — количество вертушек, равное количеству точек измерения.

Весь мерный створ разбивают вертикальными и горизонтальными линиями, пересечение которых определяет положение точек измерения. Крайние вертикали и горизонтали выбирают как можно ближе к стенкам водоприемника. Пример расположения измерительных точек в мерных сечениях приведен на рисунке А.8.

При упрощенном способе испытаний количество точек измерения выбирают в четыре-пять раз меньше, чем указано на рисунке А.8. Вертушки размещают равномерно по измерительному сечению.

Рисунок А.8 — Пример расположения мерных точек в сечении водовода турбины

А.3.4.5 При измерении скоростей в водоприемниках вертушки устанавливают на горизонтальной сварной раме. Рама может быть однорядной (рисунок А.9) или многорядной. Рама должна быть достаточно прочной и обтекаемой.

Рисунок А.9 — Однорядная вертушечная рама

А.3.4.6 Рекомендуется применять точечный способ измерений, когда при каждом режиме работы турбины предусматривается последовательная установка рамы и измерение скоростей на отдельных горизонталях в пределах полной высоты мерного створа. Допускается применять и интегральный способ измерений.

А.3.4.7 Для перемещения вертушечных рам используют подъемные краны ГЭС или электрические лебедки. Требуемые положения рамы должны быть заранее размечены по тросу или электрическому кабелю, связывающему вертушки с регистрирующим устройством. В качестве последнего могут применяться хронографы, шлейфовые осциллографы или специальные счетчики импульсов.

А.3.4.8 При измерении расхода воды в напорных трубопроводах круглого сечения мерный створ выбирают на прямых участках трубопровода, где измеряемые скорости находятся в пределах рабочего диапазона гидрометрических вертушек. Длина прямого участка вверх по потоку должна быть не менее 20 диаметров, а длина между мерным створом и местным сопротивлением, расположенным ниже по потоку, должна быть не менее 5 диаметров.

А.3.4.9 В круглом сечении минимальное число точек измерений должно быть 13. Точки должны быть расположены на пересечении двух взаимно перпендикулярных диаметров, проведенных под углом 45° к горизонтали. На каждом радиусе берут не менее трех точек, не считая контрольной, расположенной в центре трубопровода.

Крайние точки располагают как можно ближе к стенкам трубопровода, однако расстояние между стенкой и осью вертушки не должно быть менее 0,75 диаметра ротора вертушки. Количество точек (M) на одном радиусе определяются из соотношения:

4 \sqrt{F} M5 \sqrt{F} , (А.9)

где R — радиус трубопровода.

На рисунке А.10 показано расположение точек измерений с установкой в мерном створе круглого трубопровода вертушек ГР-55 и ГР-21 в зависимости от числа точек измерений на радиусе. В таблице А.1 приведены относительные длины радиусов измерительных окружностей при числе точек измерений на радиусе от 3 до 8. (Здесь rм — радиус измерительной окружности вертушки, ближайшей к стенке трубопровода.)

Рисунок А.10 — Схема расположения вертушек в круглом трубопроводе

А.3.4.10 Местные скорости потока можно измерять параллельным и интеграционным способами.

При параллельном способе измерений в мерном створе устанавливают стационарную раму с гидрометрическими вертушками. В зависимости от диаметра трубопровода стационарная рама может состоять из двух или трех штанг. В качестве примера на рисунке А.11 показана стационарная рама из двух штанг.

Рисунок А.11 — Стационарная батарея

При интеграционном способе непосредственно измеряют средние скорости на окружностях круглого сечения. Для этого применяют поворотную раму. Приводом рамы должен быть электродвигатель, который через редуктор поворачивает раму на один оборот.

А.3.4.11 Для исключения влияния пульсаций скорости на точность измерения продолжительность измерения местной скорости должна быть не менее 100 с.

Для точного отсчета временных интервалов на регистратор должны быть заведены сигналы отметчиков времени. Погрешность определения заданного интервала не должна превышать 0,2%.

А.3.5 Положение регулирующих органов турбины

А.3.5.1 Измерение открытия направляющего аппарата и угла разворота лопастей поворотно-лопастных гидротурбин необходимо проводить по шкалам сервомоторов. При этом используют тарировочные зависимости указанных параметров отхода штока сервомотора направляющего аппарата и от указателя угла на маслоприемнике после монтажа оборудования или окончания капитального ремонта при осушенном проточном тракте турбины.

А.3.5.2 Для повышения точности отсчета к штатной шкале указателей рекомендуется поставить миллиметровую линейку или наклеить на шкалу миллиметровую бумагу. Целесообразно одновременно производить измерения открытий регулирующих органов по указателям на колонке регулятора частоты вращения.

А.4 Обработка материалов испытаний

А.4.1 Вычисление расхода воды

А.4.1.1 Расход воды вычисляется как произведение средней скорости потока на площадь поперечного сечения мерного створа. При этом принимают направление скорости перпендикулярно плоскости сечения. Среднюю скорость вычисляют интегрированием поля местных скоростей, заданного в виде эпюры скоростей в сечении потока. В практике измерения расходов воды на ГЭС наибольшее применение нашел метод графоаналитического интегрирования поля местных скоростей, являющийся разновидностью метода графического интегрирования. Ниже приведена последовательность вычисления расхода воды указанным методом.

Значение местной скорости в каждой точке измерения определяют по частоте вращения вертушечной лопасти, определяемой по числу замыканий контактов вертушки в единицу времени. По частоте вращения, пользуясь градуировочной характеристикой вертушки, определяют значение скоростей в каждой точке измерения.

А.4.1.2 Вычисление расхода воды в водоводах прямоугольного сечения выполняется следующим образом.

Для каждой измерительной горизонтали строят эпюру скоростей как зависимость скорости от расстояния до стенки водовода (рисунок А.13) и подсчитывается площадь эпюры. Она состоит из двух частей, одна из которых заключена между двумя крайними измеренными скоростями, а другая образована пристеночными зонами между стенкой и крайней измеренной скоростью. Площадь пристеночных зон (S 41 0) с двух сторон измерительной горизонтали вычисляют по приближенной формуле:

S_{1} = \frac{m}{m + 1} \cdot y \cdot V_{y}, (А.10)

где m — коэффициент, определяемый экспериментально в соответствии с ГОСТ 9.439. При отсутствии экспериментальных данных можно принимать m = 7;

Vy — местная скорость в крайних точках измерительной горизонтали на расстоянии y от ближайшей стенки. Площадь остальной части эпюры может быть определена графически планиметром или графоаналитическим методом.

Рисунок А.13 — Эпюры скоростей в мерном створе прямоугольного сечения

Средняя скорость на горизонтали V, м/с, определяется выражением:

\overline{V} = (S_{1}\prime + S_{1}\prime\prime + S_{2})/L, (А.11)

где S_{1}\prime и S_{1}\prime\prime — площади пристеночных зон.

Строят график зависимости V от высоты измерительного сечения (см. рисунок А.13). Площадь эпюры S4 между крайними горизонталями определяют графоаналитическим методом, а площади пристеночных зон вычисляют по формуле:

S_{3} = \frac{m}{m + 1} \cdot y \cdot \overline{V_{y}}, (А.12)

где \overline{V_{y}} — средняя скорость на крайних горизонталях.

Средняя в сечении скорость Vср, м/с, определяется выражением:

V_{\text{ср}} = (S_{3}\prime + S_{1}\prime\prime + S_{4})/H. (А.13)

Расход воды численно равен произведению средней скорости на площадь сечения мерного створа.

А.4.1.3 При вычислении расхода воды в круглом трубопроводе средняя скорость потока Vср, м/с, определяется суммой двух интегралов:

(А.14)

где rм — радиус окружности, на которой расположены точки измерения, ближайшие к стенке (рисунок А.14, а);

\overline{v} — средняя скорость на окружности радиусом r.

а — схема расположения измерительных окружностей; б — кривая зависимости \overline{v} от (r/R)2

Рисунок А.14 — Графики для определения расхода воды в круглом трубопроводе

Средние скорости V на измерительных окружностях вычисляют как среднеарифметическое местных скоростей, определенных на каждой окружности.

Строят график зависимости V от (r/R)2 от r = 0 до r = rм (рисунок А.14, б). Площадь полученной эпюры определяют методом трапеций. Так, при установке трех вертушек на радиусе площадь эпюры до крайней измеренной точки будет равна:

S_{1} = \frac{a}{2} (\overline{v_{0}} + \overline{v_{1}}) + \frac{b}{2} (\overline{v_{1}} + \overline{v_{2}}) + \frac{c}{2} (\overline{v_{2}} + \overline{v_{3}}),

где a = (r1/R)2; b = (r2/R)2 — (r1/R)2; c = (r3/R)2 — (r2/R)₂.

Площадь эпюры S2 в пристеночной зоне вычисляется по приближенной зависимости:

S_{2} = \frac{m}{m + 1} \cdot \overline{v_{\text{м}}}(1 - \frac{r_{\text{м}}^{2}}{R^{2}}), (А.15)

где m — коэффициент, определяемый экспериментально (m = 4 — 10); при отсутствии экспериментальных данных рекомендуется принимать m = 7;

\overline{v_{\text{м}}} — средняя скорость в ближайшей к стенке точке измерения.

Средняя скорость потока численно равна сумме площадей S1 и S2, а расход — произведению средней скорости на площадь поперечного сечения трубопровода.

А.4.1.4 Для вычисления расхода воды при упрощенном способе испытаний обязательно должен быть испытан агрегат с протарированным створом спиральной камеры. По результатам испытаний с одновременным измерением скоростей потока и перепада давления производят вычисление расхода воды в соответствии с выражением (А.15) и среднеарифметического значения скорости (V):

\overline{\nu} = \frac{1}{M} \sum_{i = - 1}^{\text{М}} v_{i}, (А.16)

где vi — скорость в i точке измерения;

M — число точек измерения.

А.4.1.5 Делением расхода воды на площадь мерного сечения вычисляют среднюю скорость vср, м/с, и определяют коэффициент коррекции \alpha :

v_{cp} = \alpha\nu. (А.16')

Полученное значение \alpha распространяется на все агрегаты, и расход воды определяется выражением:

Q = F \cdot \alpha v, (А.16»)

где F — площадь мерного сечения, м2.

А.4.2 Определение параметров тарировочного уравнения расходомерного створа спиральной камеры

А.4.2.1 Связь между расходом воды и перепадом давления в спиральной камере определяется тарировочным уравнением расходомерного створа:

Q = K·hn, (А.17)

где K — тарировочный коэффициент;

n — показатель степени.

А.4.2.2 Определение численных значений параметров тарировочного уравнения производят по результатам одновременных измерений расходов воды и перепада давления. Для проверки постоянства параметров уравнения в диапазоне измерения расходов строят зависимость lgQ = f(lgh) (рисунок А.15), представляющую прямую линию. Точки, отклоняющиеся от прямой за пределы зоны погрешностей, должны быть исключены из дальнейшей обработки (например, точки 1 и 2 на рисунке А.15). При отсутствии разброса точек от прямой значения K и n могут быть определены непосредственно из графика.

(А.18)

Рисунок А.15 — Тарировочная характеристика расходомерного створа спиральной камеры в логарифмических координатах

(А.19)

где M — число измерений.

А.4.3 Вычисление напоров

А.4.3.1 Напор гидроустановки (напор — брутто) вычисляется как разность уровней верхнего и нижнего бьефов, и только в тех случаях, когда измерение нижнего бьефа производится непосредственно на выходе из отсасывающей трубы испытуемого агрегата, учитывается скоростной напор по формуле (А.1).

А.4.3.2 Для определения напора турбины (напор — нетто) во всех случаях рекомендуется пользоваться формулой (А.3), предварительно определив зависимость потерь напора от расхода воды. Потери напора для низконапорных турбин (см. рисунок А.2, а) определяются зависимостью:

H_{w} = \nabla B\text{Б } - (Z_{1} + \frac{v_{1}^{2}}{2g}), (А.20)

а для высоконапорных турбин (см. рисунок А.2, б) — зависимостью:

H_{w} = \nabla B\text{Б } - (Z_{1} + \frac{P_{1}}{\rho g} + \frac{v_{1}^{2}}{2g}). (А.20')

Вычисленные значения потерь напора наносят на график в поле координат Hw — Q, по которым проводится параболическая кривая Hw = C·Q2 (рисунок А.16). Значение коэффициента C определяется по методу наименьших квадратов выражением:

C = \frac{\sum_{i = 1}^{M} (Q_{i}^{2} \cdot H_{wi})}{\sum_{i = 1}^{M} Q_{i}^{4}} . (А.21)

Рисунок А.16 — График зависимости потерь напора в турбинном водоводе от расхода воды

А.4.4 Порядок построения основных энергетических характеристик при абсолютном методе испытаний

А.4.4.1 Для окончательного расчета энергетических характеристик должны быть использованы тщательно проверенные результаты измерений, приведенные к постоянному напору и номинальному значению частоты вращения. При отклонении частоты вращения гидроагрегата от номинального значения более чем на 0,5% производят пересчет измеренного значения напора по формуле:

H_{\text{п}} = H_{\text{ч}}(\frac{f_{\text{п}}}{f_{\text{ч}}})^{2}, (А.22)

где индекс «ч» относится к измеренным значениям частоты и напора, а индекс «п» — к номинальному значению частоты и приведенному к ней напору.

P_{\text{п}} = P_{\text{ч}}(\frac{f_{\text{п}}}{f_{\text{ч}}})^{3}; Q_{\text{п}} = Q_{\text{ч}}(\frac{f_{\text{п}}}{f_{\text{ч}}}). (А.23)

При отклонениях напора от среднего или заданного значений в пределах +/- 3% выполняют пересчет измеренных значений мощности и расхода воды по формулам подобия:

Q_{\text{пр}} = Q \sqrt{\frac{H_{\text{пр}}}{H}} , (А.24)

P_{\text{пр}} = P(\sqrt{\frac{H_{\text{пр}}}{H}})^{3/2}, (А.24')

где Qпр, Pпр — расход и мощность, приведенные к постоянному напору Hпр.

А.4.4.2 После внесения необходимых корректировок измеренных значений расхода и мощности строят контрольные графики зависимости расхода и мощности от открытия направляющего аппарата. Для дальнейших расчетов оставляют точки, не выходящие за пределы зоны максимальных погрешностей измерений.

По указанным точкам выполняют построение расходной характеристики гидроагрегата для постоянного напора ГЭС или напора гидроагрегатного блока (для деривационных ГЭС с общим для нескольких агрегатов деривационным водоводом) (рисунок А.17).

Рисунок А.17 — Расходная характеристика гидроагрегата (1) и турбины (2)

Коэффициент полезного действия гидротурбинного блока (\eta_{\text{бл}}) вычисляют по формуле:

\eta_{\text{бл}} = \frac{102P}{Q\gamma H_{\text{г}}} . (А.25)

Для деривационных ГЭС с общим для нескольких агрегатов водоводом вместо напора Hг для расчетов используют напор Hбл, КПД гидроагрегата (\eta_{\text{а}}) вычисляют по аналогичной формуле:

\eta_{a} = \frac{102P}{Q\gamma H_{\text{г}}} . (А.25')

Для представления рабочей характеристики гидроагрегата и турбины при постоянном напоре турбины расход и мощность должны быть приведены к этому напору по формулам (5.14) и (5.14').

Для определения характеристик турбины необходимо знать зависимость КПД генератора (\eta_{\text{г}}) от мощности для cos\phi , при котором выполнены испытания. Указанная зависимость принимается либо по данным натурных испытаний, либо при отсутствии таковых по гарантиям завода — изготовителя генератора.

Вычисляют значения КПД и мощности гидротурбины:

\eta_{\text{Т}} = \eta_{a}/\eta_{\text{г}}; (А.26)

N_{\text{Т}} = P/\eta_{\text{г}}. (А.27)

По вычисленным значениям выполняют построение рабочих характеристик блока, агрегата и турбины (рисунок А.18), а также расходной характеристики турбины для постоянного значения напора турбины (см. рисунок А.18).

Рисунок А.18 — Рабочие характеристики гидротурбинного блока (1), гидроагрегата (2) и гидротурбины (3)

Для проверки соответствия расходных и рабочих характеристик необходимо иметь в виду, что точка Po на касательной, проведенной из нуля к расходной характеристике, соответствует максимальному значению КПД.

А.4.4.3 Для построения эксплуатационной характеристики необходимо иметь результаты испытаний как минимум при трех напорах. Для удобства использования характеристики эксплуатационным персоналом ГЭС ее построение выполняют в координатах Hг — P, т.е. представляют эксплуатационную характеристику гидротурбинного блока.

Для построения характеристики предварительно строят серии рабочих и расходных характеристик для постоянных значений напора Hг (рисунок А.19). При значениях КПД в целых числах определяют соответствующие им значения мощности. Полученные точки наносят в поле координат Hг — P и по ним строят линии равных КПД. Координаты линий равных расходов определяют по серии расходных характеристик.

Рисунок А.19 — Рабочие и расходные характеристики гидротурбинного блока для трех напоров

На эксплуатационную характеристику (рисунок А.20) наносят линии ограничения максимальной мощности. Вертикальная линия соответствует максимальной мощности генератора, а наклонная — турбины.

1 — линия равных КПД; 2 — линия равных расходов; 3 — линия ограничения мощности генератора; 4 — линия ограничения мощности турбины

Рисунок А.20 — Эксплуатационная характеристика гидротурбинного блока

Последняя наносится по результатам натурных испытаний с учетом гарантий завода-изготовителя. Пересечение линий соответствует расчетному напору ГЭС.

С эксплуатационной характеристики турбины на построенную характеристику могут быть также перенесены линии допустимых высот отсасывания.

А.4.4.4 Эксплуатационная характеристика является основой для построения остальных энергетических характеристик (удельных расходов воды, относительных приростов и т.д.). Так, по желанию заказчика могут быть представлены серии характеристик удельных расходов воды q = f(P) для постоянных значений напоров. Удельный расход воды q, м3/МВт·ч, вычисляют по формуле:

q = \frac{367,2H_{\text{г}}^{*}}{\eta_{\text{бл}}} . (А.28)

Удельный расход воды является мерой энергетической эффективности использования стока, т.е. затрат энергоносителя (воды) на выработку электроэнергии. Наиболее экономичный режим работы агрегата соответствует минимальному значению удельного расхода.

А.4.5 Определение КПД при индексном методе испытаний

А.4.5.1 В случае, если численные значения параметров тарировочного уравнения расходомерного створа спиральной камеры определены предшествующими испытаниями абсолютным методом, по уравнению (А.15) производят вычисление расхода воды по измеренным значениям перепада давления. Последующие расчеты и построение характеристик производят так же, как и при абсолютном методе испытаний (А.5.4).

А.4.5.2 При проведении испытаний на нетарированном створе принимают наиболее вероятное значение показателя степени n = 0,5 (если нет других данных, свидетельствующих, что n \neq 0,5 ). По измеренным значениям перепада давления вычисляют индексное значение расхода воды:

Q_{\text{и}} = k \sqrt h, (А.29)

где k — масштабный коэффициент, значение которого может быть принято любым, в т.ч. равным единице.

При подсчете по приведенной формуле следует помнить, что не всегда показатель степени равен 0,5. Часто значения показателя степени составляют от 0,48 до 0,52 и характерны в основном для полуспиральных конструкций спиральных камер. Для стальных спиральных камер полного охвата отклонение показателя степени находится в пределах 0,49 — 0,51 при 95% доверительной вероятности.

Эффект изменения показателя степени отражается на форме кривой относительного КПД, поэтому при проведении испытаний в целях уточнения рабочих характеристик гидротурбины следует использовать результаты дополнительных испытаний с использованием двух независимых пар отборов давления, а также произвести сопоставление получаемой характеристики относительного КПД с рабочей характеристикой, пересчитанной с модельной.

А.4.5.3 При отклонении частоты вращения от номинального значения выполняют пересчет значений Qи, H и P по формулам (А.20) и (А.21), а при отклонениях напора от среднего — по формулам (А.22) и (А.22').

Так же, как и при абсолютном методе, производят построение контрольных графиков и отбор действительных точек для последующих расчетов, а затем строят кривую зависимости индексного значения расхода от мощности.

Индексный КПД блока (A\eta_{\text{бл}}) вычисляют по всем действительным точкам:

A\eta_{\text{бл}} = \frac{P}{Q_{\text{и}}H_{\text{г}}} . (А.30)

По полученным точкам строят индексную рабочую характеристику блока, которая должна представлять собой плавную линию, осредняющую нанесенные точки в пределах допустимой погрешности. На построенной индексной рабочей характеристике находят точку Po с максимальным значением КПД (A\eta_{\text{бл}})_{\text{макс}} . Все найденные индексные значения КПД могут быть пересчитаны в относительные значения КПД (\eta^{*}) :

\eta^{*} = \frac{(A\eta_{\text{бл}})}{(A\eta_{\text{бл}})_{\text{макс}}} , (А.31)

по которым строят рабочую характеристику в относительных единицах КПД.

А.4.5.4 Для вычисления потерь напора и определения рабочей характеристики турбины принимается, что максимальное значение КПД турбины равно гарантированному значению КПД для данного напора. При этом для ПЛ-турбин комбинаторная зависимость должна соответствовать оптимальной. Используя паспортные данные генератора, определяют КПД генератора для мощности Po. Определение расхода воды, соответствующего мощности Po, выполняют методом итераций.

На первом шаге считают, что потери напора в подводящем тракте равны измеренному значению потерь Hw₁ при мощности Po или при перепаде давления ho.

Тогда Hm1 = Hг — Hw1.

Для найденного значения напора турбины по заводской эксплуатационной характеристике турбины при нагрузке N_{o} = P_{o}/\eta_{\text{г}} определяют КПД турбины \eta_{\text{т}} и вычисляют величину расхода:

Q_{o1} = 102 \cdot P_{o}/\gamma \cdot \eta_{\text{т}} \cdot \eta_{\text{г}} \cdot H_{\text{г}1}

и скоростной напор H_{v1} = Q_{o1}^{2}/2gF^{2} ,

где F — площадь сечения в месте установки манометра.

На втором шаге производят следующие вычисления:

H_w2 = Hw₁ - Hv₁,

HT2 = Hг — Hw2;

Q_{o2} = 102 \cdot P_{o}/\gamma \cdot \eta_{\text{т}} \cdot \eta_{\text{г}} \cdot H_{\text{г}2} ;

H_{v2} = Q_{o1}^{2}/2gF^{2} .

Вычисления повторяют до тех пор, пока не будет выполнено условие (Q_{oi}/Q_{o(i + 1)} - 1)·100\% \leq \epsilon , где \epsilon — желаемая степень приближения, например, 0,5%.

После выполнения заданного условия значение расхода, определенное на последнем шаге, принимается за истинное и определяется тарировочный коэффициент расходомерного створа спиральной камеры:

K = Q_{0}/ \sqrt h. (А.32)

По измеренным значениям перепада давления производят вычисление абсолютных значений расхода воды, после чего и построение энергетических характеристик производят так же, как и при абсолютном методе испытаний.

А.4.5.5 Полученные в результате расчетов рабочие характеристики турбины и блока представляют зависимость абсолютных значений КПД от мощности. Однако следует помнить, что испытания индексным методом не устанавливают абсолютные значения КПД и на характеристиках следует указывать, что они получены из условия равенства максимальных значений КПД турбины гарантированному заводом значению.

Все полученные рабочие характеристики могут быть представлены в относительных значениях КПД, которые определяются их отношением к максимальному значению КПД турбины.

А.4.6 Оценка погрешностей

А.4.6.1 Для оценки зоны неопределенности энергетических характеристик, получаемых в результате испытаний, должны быть указаны погрешности результатов измерений.

Все погрешности подразделяются на систематические и случайные. Первые из них имеют характер постоянных составляющих, и в тех случаях, когда они могут быть предсказаны, учитываются в окончательном результате измерений. К такому типу погрешностей может быть отнесена неточность нуля отсчета. Непредсказуемые систематические погрешности чрезвычайно трудно обнаружить, поэтому невозможно скорректировать результат измерения.

Случайная погрешность измерения легко обнаруживается последующими измерениями, поэтому ее значение может быть существенно уменьшено увеличением количества и продолжительности измерений. Так, при n-кратном измерении величины Xi за результат измерения принимается среднее арифметическое значение Xi:

\overline{X_{i}} = \frac{1}{n} \sum_{i = 1}^{n} X_{i}. (А.33)

Среднеквадратическое отклонение \sigma_{x_{i}} определяется как:

\sigma_{x_{i}} = \sqrt{\frac{\sum_{i = 1}^{n} (x_{i} - \overline{x})^{2}}{n - 1}} . (А.34)

При построении функциональной зависимости по усредненным результатам измерений \overline{x_{i}} в n точках полоса ее неопределенности \sigma_{x} уменьшается в \sqrt{n} раз, т.е.:

\sigma_{x} = \sigma_{x_{i}}/ \sqrt{n} . (А.35)

А.4.6.2 Максимальные погрешности измерений основных энергетических параметров определяются следующими выражениями. Для напора гидроэлектростанции:

\delta_{H_{\text{г}}} = \frac{\Delta\text{ВБ} + \Delta\text{НБ}}{H_{\text{г}}} \cdot 100\%, (А.36)

где \Delta\text{ВБ} и \Delta\text{НБ} — абсолютная погрешность измерений уровней верхнего и нижнего бьефов, определяемая средним размахом колебаний уровней.

Для напора гидротурбины:

\delta_{H_{\text{г}}} = \frac{\Delta\text{ВБ} + \Delta\text{НБ} + \Delta H_{w}}{H_{\text{г}}} \cdot 100\%, (А.37)

где \Delta H_{w} — абсолютная погрешность определения потерь напора.

Для активной мощности при измерении ее трехфазным или двумя однофазными ваттметрами при равномерной загрузке фаз:

\delta_{\text{р}} = \sqrt{(\delta_{\text{тт}} + \delta_{\text{тн}})^{2} + \delta_{\text{втт}}^{2}} , (А.38)

где \delta_{\text{тт}} и \delta_{\text{тн}} — предельные относительные погрешности трансформаторов тока и напряжения, определяемые их классом точности;

\delta_{\text{втт}} — погрешность ваттметра.

Погрешность измерения расхода воды гидрометрическими вертушками \delta_{q} рассчитывают в соответствии с требованиями ГОСТ 8.439 или при отсутствии необходимых данных принимают:

• для закрытых турбинных входов и трубопроводов диаметром 1,2 — 1,5 м — 1,2%;
• для трубопроводов диаметром более 1,5 м — 1%.

Погрешность измерения расхода воды (\delta_{q}) индексным методом с помощью ртутного или водовоздушного дифманометров определяется как:

\delta_{q} = 0,5 \frac{\Delta h}{h} \cdot 100\%, (А.39)

где h — абсолютная погрешность измерения перепада давления, определяемая ценой деления дифманометра.

При измерении перепада давления электрическими дифманометрами:

\delta_{q} = \sqrt{\delta_{\text{д}}^{2} + \delta_{\text{п}}^{2}} , (А.40)

где \delta_{\text{д}} и \delta_{\text{п}} — предельные относительные погрешности дифманометра и вторичного прибора, определяемые их классом точности.

Погрешность определения КПД (\delta_{\eta}) вычисляется по формуле:

\delta_{\eta} = \sqrt{\delta_{Q}^{2} + \delta_{\text{Н}}^{2} + \delta_{\text{Р}}^{2}} . (А.41)

А.4.6.3 Погрешность результата при определении разности КПД двух сравнительных испытаний может быть ниже, чем при определении самих значений КПД. Это достигается выполнением испытаний в идентичных условиях с использованием одинаковых методов и средств измерений, благодаря чему большая часть систематических погрешностей может не учитываться.

При измерении мощности с использованием тех же трансформаторов тока и напряжения их погрешности могут не приниматься в расчет. Систематические погрешности ваттметров могут не учитываться только в тех случаях, когда используются те же приборы, которые между испытаниями не подвергались воздействиям, могущим повлечь за собой изменение их погрешности.

Поскольку сравнительные испытания проводятся в основном индексным методом, то при вычислении погрешности измерения расхода может не учитываться точность тарировки расходомерного створа, т.е. может приниматься в расчет только случайная погрешность, которая путем увеличения количества отсчетов может быть достаточно малой.

А.4.6.4 При нахождении характеристик по измеренным точкам методом наименьших квадратов для оценки среднего квадратического отклонения определения характеристики можно пользоваться формулами (А.29) и (А.30), полагая за X значение в i точке, найденное по характеристике.

А.5 Определение оптимальной комбинаторной зависимости поворотно-лопастных гидротурбин

А.5.1 Метод пропеллерных характеристик

А.5.1.1 Сущность метода пропеллерных характеристик заключается в определении оптимальной комбинаторной зависимости, обеспечивающей такое соотношение между открытием направляющего аппарата и разворотом лопастей рабочего колеса, которое соответствует наивысшему из возможных значений КПД гидротурбины. Линия наивысших значений КПД получается как огибающая пропеллерных рабочих характеристик, представляющих собой кривую зависимости КПД гидротурбины от мощности при постоянном угле разворота лопастей.

А.5.1.2 Для определения оптимальной комбинаторной зависимости необязательно знать абсолютные значения КПД, поэтому испытания проводятся, как правило, индексным методом.

А.5.1.3 Снятию пропеллерных характеристик предшествует определение рабочей характеристики гидроагрегата при установленной комбинаторной связи. Для этого задают нагрузки от минимальной, соответствующей минимальному углу разворота лопастей, до максимальной. Порядок выполнения испытаний определен в А.2.2.

А.5.1.4 После снятия рабочей характеристики комбинаторную связь разобщают и механизмом ручного управления проводят установку различных открытий направляющего аппарата и углов разворота лопастей рабочего колеса. Пропеллерные характеристики должны быть сняты не менее чем при пяти углах разворота лопастей; при каждом угле устанавливают не менее пяти различных открытий направляющего аппарата.

Для исключения влияния люфтов в механизмах управления регулирующими органами их перемещение при установке нужного режима следует проводить всегда в одном направлении, например, всегда в сторону открытия.

А.5.1.5 Во время проведения испытаний для контроля за правильностью выполнения измерений рекомендуется производить построение контрольных графиков h = f(S) и P = f(S). Для контроля за ходом снятия пропеллерной характеристики необходимо вычислять индексное значение КПД без учета изменений напора и производить построение пропеллерных характеристик. Опыт по определению пропеллерной характеристики можно считать завершенным, когда на восходящей и нисходящей ветвях каждой характеристики находится не менее чем по две точки.

А.5.1.6 Для уточнения профиля кулачка комбинатора в полном диапазоне изменений напоров испытания должны быть выполнены не менее чем при трех значениях напоров.

А.5.1.7 При обработке результатов измерений следует учесть влияние изменений напора и при необходимости привести их к постоянному напору по формулам подобия. Производится уточнение контрольных графиков h = f(S) и P = f(S). При имеющемся разбросе точек все линии проводятся как осредняющие. Уточнение отдельных кривых может быть произведено путем дополнительного построения кривых h = f(\phi^{o}) при S = const и P = f(\phi^{o}) при S = const; первые из них должны быть близки к прямым линиям, наклон которых возрастает с увеличением S. По контрольным графикам производят построение графиков h = f(P), представляющих собой монотонно-вогнутые функции.

А.5.1.8 Подсчитанные по формуле (А.28) значения индексных КПД наносят на график в координатах A и P. При расчете используют уточненные значения измеренных параметров, а для уточнения формы пропеллерных характеристик могут быть взяты дополнительные точки с соответствующих кривых (рисунок А.21).

Рисунок А.21 — Пропеллерные расходные характеристики

По полученным пропеллерным характеристикам проводят огибающую, являющуюся рабочей характеристикой гидроагрегата при оптимальной комбинаторной связи. Точки касания огибающей с пропеллерными характеристиками позволяют определить координаты оптимальной зависимости. Для этого на том же графике (рисунок А.22) строят кривые S = f(P), по которым находят значение S, соответствующее точке касания при известном значении \phi . По найденным координатам производят построение комбинаторной зависимости \phi^{0} = f(S) .

Рисунок А.22 — Графики для определения координат оптимальной комбинаторной зависимости

А.5.1.9 Эффект оптимизации комбинаторной связи оценивают по разнице в КПД между огибающей и рабочей характеристикой, снятой при установленной комбинаторной связи.

А.5.1.10 Для построения серии комбинаторных зависимостей с необходимым шагом по напору выполняют построение графиков линий равных углов в координатах H 4г 0 — S (рисунок А.23), для чего используют комбинаторные зависимости, построенные по результатам испытаний. Из графиков по сечениям для нескольких постоянных напоров строят оптимальные комбинаторные зависимости (рисунок А.24).

Рисунок А.23 — Графики линий равных углов в координатах Hг — S

Рисунок А.24 — Оптимальные комбинаторные зависимости для рабочего диапазона напоров

Сравнивая полученные зависимости с установленными на турбине или заводскими, уточняют способ коррекции комбинаторных связей, которая может быть произведена либо исправлением профиля кулачка комбинатора, либо регулированием рычажных и зубчатых передач в элементах комбинаторной связи.

Приложение Б (обязательное)

ТИПОВАЯ ТЕХНИЧЕСКАЯ ПРОГРАММА ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ИСПЫТАНИЙ ГИДРОАГРЕГАТА АБСОЛЮТНЫМ МЕТОДОМ

Б.1 Цель испытаний

Определение действительных рабочей и расходной характеристик гидротурбины, сравнение измеренных значений КПД с гарантированными заводом-изготовителем; тарировка расходомерного створа спиральной камеры гидротурбины.

Б.2 Подготовительные работы

Должен быть выполнен следующий объем работ:

• изготовление рамной конструкции для установки гидрометрических вертушек;
• монтаж вертушек на раме и разводка кабеля от вертушек до регистрирующего устройства;
• установка при остановленном гидроагрегате рамы с вертушками в мерном створе, который выбирается в зависимости от схемы подвода воды к ГЭС либо внутри турбинного трубопровода, либо в водоприемнике;
• проверка и продувка пьезометрических выводов из спиральной камеры, установка и проверка дифманометров и манометров; подключение ваттметра;
• проверка приборов для измерения уровней верхнего и нижнего бьефов.

Все посты наблюдений и измерений должны быть оборудованы в соответствии с действующими «Правилами техники безопасности при эксплуатации водного хозяйства, гидротехнических сооружений и гидромеханического оборудования электростанций».

Б.3 Содержание испытаний

Испытания должны выполняться в соответствии с ГОСТ 8.439.

Во время испытаний должны быть приняты меры по поддержанию стабильного режима работы по активной мощности и уровню напряжения на шинах ГЭС.

Порядок проведения испытаний следующий:

• на испытуемом агрегате изменяют нагрузку ступенями в 5 — 7%. На каждой ступени сохраняют постоянным положение регулирующих органов турбины в течение времени, устанавливаемого рабочей программой испытаний;
• выполняют измерение уровней верхнего и нижнего бьефов ГЭС, перепада давления и давления на входе в спиральную камеру, активной мощности и положения регулирующих органов, регистрируют показания гидрометрических вертушек.

Измерения должны быть проведены не менее чем при 10 различных нагрузках агрегата.

Общая продолжительность испытаний при установке вертушек в трубопроводе составляет 4 — 6 ч, а при их установке в водоприемнике зависит от числа положений рамы и должна быть уточнена в рабочей программе испытаний.

В конце испытаний агрегат должен быть остановлен и рама с вертушками демонтирована.

Техническое руководство испытаниями осуществляет представитель организации, которая проводит испытания.

Рабочая программа испытаний утверждается техническим руководителем ГЭС, а при проведении испытаний головных образцов оборудования подлежит предварительному согласованию с заводом-изготовителем.

Приложение В (обязательное)

ТИПОВАЯ ТЕХНИЧЕСКАЯ ПРОГРАММА ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ИСПЫТАНИЙ ГИДРОАГРЕГАТА ИНДЕКСНЫМ МЕТОДОМ

В.1 Цель испытаний

Целью энергетических испытаний гидроагрегата индексным методом является определение формы рабочей характеристики (при нетарированной спиральной камере) или действительных рабочей и расходной характеристик гидротурбины (при тарированной спиральной камере), а также определение соответствия заводских гарантий по максимальной мощности турбины действительным значениям.

В.2 Подготовительные работы

Должен быть выполнен следующий объем работ:

• проверка и продувка пьезометрических выводов из спиральной камеры турбины, установка и проверка дифманометра и манометров;
• подключение ваттметра для измерения мощности генератора;
• проверка приборов для измерения уровней верхнего и нижнего бьефов.

Все посты наблюдений и измерений должны быть оборудованы в соответствии с действующими правилами техники безопасности при эксплуатации водного хозяйства, гидротехнических сооружений и гидромеханического оборудования электростанций и правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок.

В.3 Содержание испытаний

Испытания должны выполняться в соответствии с международным кодом натурных приемо-сдаточных испытаний гидравлических турбин и методическими указаниями по эксплуатационным энергетическим испытаниям гидроагрегатов.

Во время испытаний должны быть приняты меры к поддержанию стабильного режима работы ГЭС по активной мощности. На испытуемом агрегате следует поддерживать постоянное значение cos\phi = 0 .

Порядок проведения испытаний следующий:

• на испытуемом агрегате изменяют нагрузку ступенями в 5 — 7%;
• на каждой ступени открытие регулирующих органов турбины сохраняют постоянным в течение 3 — 10 мин, в течение которых выполняют измерение уровней верхнего и нижнего бьефов, перепада давления и давления на входе в спиральную камеру, активной мощности и положения регулирующих органов.

В пределах рабочего диапазона работы турбины устанавливают не менее 10 различных нагрузок.

Общая продолжительность испытаний составляет 3 — 4 ч.

По завершении испытаний должны быть демонтированы установленные приборы и агрегат сдан оперативному персоналу.

Техническое руководство испытаниями осуществляет представитель организации, которая проводит испытания.

Рабочая программа испытаний утверждается техническим руководителем ГЭС, а при проведении испытаний головных образцов оборудования подлежит предварительному согласованию с заводом-изготовителем.

Приложение Г (обязательное)

ТИПОВАЯ ТЕХНИЧЕСКАЯ ПРОГРАММА ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ИСПЫТАНИЙ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ОПТИМАЛЬНОЙ КОМБИНАТОРНОЙ ЗАВИСИМОСТИ ГИДРОТУРБИН

Г.1 Цель испытаний

Целью энергетических испытаний по определению оптимальной комбинаторной зависимости гидротурбин является определение зависимости между открытием направляющего аппарата и углом разворота лопастей рабочего колеса, обеспечивающей работу гидротурбины при наивысших значениях КПД.

Г.2 Подготовительные работы

Должен быть выполнен следующий объем работ:

• проверка и продувка пьезометрических выводов из спиральной камеры турбины, установка и проверка дифманометра и манометров;
• подключение ваттметра для измерения мощности генератора;
• проверка приборов для измерения уровней верхнего и нижнего бьефов.

Все посты наблюдений и измерений должны быть оборудованы в соответствии с действующими правилами техники безопасности при эксплуатации водного хозяйства, гидротехнических сооружений и гидромеханического оборудования электростанций и правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок.

Г.3 Содержание испытаний

Испытания должны выполняться в соответствии с международным кодом натурных приемо-сдаточных испытаний гидравлических турбин и методическими указаниями по эксплуатационным энергетическим испытаниям гидроагрегатов.

Во время испытаний должны быть приняты меры по поддержанию стабильного режима работы ГС по активной мощности. На испытуемом агрегате следует поддерживать постоянное значение cos\phi . Испытания проводят при работе агрегата под нагрузкой на ручном управлении при разобщенной комбинаторной связи.

Порядок проведения испытаний следующий:

• при нескольких постоянных значениях угла разворота лопастей устанавливают различные открытия направляющего аппарата и, наоборот, при нескольких постоянных значениях открытия направляющего аппарата устанавливают различные углы разворота лопастей; каждый установленный режим выдерживают в течение 3 — 5 мин,
• проводят измерение уровней верхнего и нижнего бьефов, перепада давления по дифманометру, активной мощности генератора и положения регулирующих органов.

Общая продолжительность испытаний составляет 4 — 6 ч.

По завершении испытаний должна быть восстановлена комбинаторная связь, демонтированы установленные приборы и агрегат сдан оперативному персоналу.

Техническое руководство испытаниями осуществляет представитель организации, которая проводит испытания.

Рабочая программа испытаний утверждается техническим руководителем ГЭС.

Приложение Д (обязательное)

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛЕДОВАНИЮ УЗЛОВ ГИДРОАГРЕГАТОВ ПРИ ИХ ПОВРЕЖДЕНИЯХ

Д.1 Общие положения

Анализ аварий и отказов гидромеханического оборудования ГЭС показывает, что наиболее повреждаемыми элементами оборудования являются рабочие колеса гидротурбин, камеры рабочих колес поворотно-лопастных гидротурбин, направляющие подшипники гидротурбин и гидрогенераторов, подпятники гидроагрегатов и маслоприемники поворотно-лопастных 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 гидроагрегату и поврежденному узлу, необходимых для установления причин повреждения.

Д.2 Рабочее колесо и камера рабочего колеса гидротурбины

Д.2.1 Общие данные по гидроагрегату, рабочему колесу гидротурбины и камере рабочего колеса гидротурбины:

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

а) типоразмер турбины;

б) диаметр рабочего колеса;

в) число лопастей рабочего колеса;

г) диаметр камеры рабочего колеса;

д) толщина стенки камеры;

• выполнение радиально-осевого рабочего колеса: литое, сварно-литое, цельное сварно-литое или составное (из половин);
• материал ступицы, обода и лопастей радиально-осевого рабочего колеса; наличие защитной облицовки лопастей;
• материал лопастей поворотно-лопастного или пропеллерного рабочего колеса; наличие защитной облицовки лопастей;
• материал камеры рабочего колеса 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 камере рабочего колеса 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 рабочего колеса и камеры рабочего колеса, перечень и результаты работ, проводившихся при этом ремонте (дефектоскопия металла, балансировка рабочего колеса, если они проводились);
• число часов работы гидроагрегата после последнего ремонта рабочего колеса и/или камеры рабочего колеса.

Д.2.2 Обстоятельства, предшествовавшие и сопутствовавшие повреждению:

• режим работы гидроагрегата перед повреждением и при повреждении. В каких режимах и как длительно гидроагрегат работал перед повреждением. Была ли длительная работа в нерасчетных режимах: холостой ход, 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 гидроагрегат при повреждении: действием защиты или оперативным персоналом;
• особенности поведения гидроагрегата 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 гидроагрегата.

Д.2.3 Объем обследований рабочего колеса при повреждении:

• визуальное обследование всех поверхностей рабочего колеса гидротурбины с регистрацией явных повреждений и нарушений: обломов кромок лопастей, смятий, вырыва облицовки лопастей, кавитационных повреждений, трещин в основном и наплавленном металле и др. Указывается место, площадь и глубина повреждений;
• обследование крепежа деталей рабочего колеса (плотность затяжки и состояние болтов крепления лопастей ПЛ-гидротурбин, плотность соединения конуса и обтекателя рабочего колеса). При необходимости проведение ультразвукового контроля болтов крепления лопастей рабочего колеса ПЛ-гидротурбины;
• проведение дефектоскопии металла лопастей на входных, выходных и периферийных кромках, в зоне галтельных переходов, а также в местах трещин, обнаруженных при визуальном обследовании на лопастях и других деталях рабочего колеса с использованием методов магнитопорошковой, цветной дефектоскопии, травления или других методов;
• измерение зазоров между лопастями и камерой рабочего колеса поворотно-лопастной или пропеллерной гидротурбины и зазоров в лабиринтах радиально-осевой гидротурбины.

Д.2.3.5 При выеме рабочего колеса РО-гидротурбины производят визуальное обследование лабиринтных уплотнений, определение правильности формы (отсутствие овальности), проведение магнитопорошковой или другой дефектоскопии. При необходимости проводят проверку действительных геометрических размеров лопастной системы.

Д.2.3.6 При отломах кусков лопастей или болтов крепления лопастей ПЛ-гидротурбины производят тщательное обследование поверхности излома для выявления возможных металлургических дефектов и установления характера разрушения (усталостный, от перегрузки и др.).

При необходимости проводят лабораторные исследования металла для определения его прочностных свойств и соответствия заводским требованиям (химический анализ, определение механических свойств, металлографические исследования и др.).

Д.2.4 Объем обследований камеры рабочего колеса гидротурбины при повреждениях:

• визуальное обследование всей поверхности камеры рабочего колеса и сопрягающего пояса с регистрацией повреждений облицовки: вырывов кусков облицовки, вмятин от действия посторонних предметов или от задевания лопастей за камеру, кавитационных разрушений, трещин и др. Указывают место, размеры и глубину 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;
• 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 камеры рабочего колеса в местах повреждения;
• определение формы камеры рабочего колеса (выявление местных выступов, впадин или эллипсности) в горизонтальной плоскости по оси поворота лопастей или близкой к ней;
• определение состояния съемного сегмента камеры рабочего колеса ПЛ-гидротурбины:

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

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

в) проверка состояния ребер жесткости.

Д.3 Направляющий подшипник гидротурбины

Д.3.1 Общие данные по гидроагрегату и турбинному подшипнику:

• тип гидротурбины, тип и исполнение гидрогенератора;
• мощность гидротурбины, частота вращения;
• основные данные направляющего подшипника гидротурбины:

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 турбинным 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 турбинных подшипниках на масляной смазке (с помощью встроенных маслоохладителей, в охлаждающих отсеках обтекателя крышки турбины и др.);

• дата ввода в эксплуатацию данного гидроагрегата; дата последнего капитального ремонта, перечень работ, проводившихся с турбинным подшипником при этом ремонте;
• повреждения, имевшиеся на данном турбинном подшипнике ранее; краткое описание, причины;
• мероприятия, проводившиеся на данном турбинном 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 турбинном 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 гидроагрегата;
• 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 биения вала у турбинного подшипника.

Д.3.2 Обстоятельства, предшествовавшие и сопутствовавшие повреждению:

• режим работы гидроагрегата перед повреждением и при повреждении. В каких режимах и как длительно гидроагрегат 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 гидроагрегат при повреждении: действием защиты или оперативным персоналом;
• особенности поведения гидроагрегата перед повреждением и во время повреждения: имелись ли замечания к работе системы регулирования, системы автоматики и другим системам. Не отмечалось ли повышенной вибрации и биения вала, появления постоянных стуков и шумов в гидроагрегате и т.п.;
• каково было значение параметров, характеризующих работу подшипника перед повреждением и при повреждении: биения вала, расхода воды на смазку и давления воды в камере турбинного подшипника на водяной смазке, температуры сегментов и масла подшипника на масляной смазке. Происходило ли изменение параметров быстро, медленно или они были постоянными.

Д.3.3 Объем обследования турбинного подшипника при повреждении:

• измерение зазоров между валом и сегментами (вкладышами) перед разборкой подшипника;
• проверка крепления корпуса подшипника к крышке гидротурбины;
• 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 рубашки вала с отражением в формуляре местных повреждений, трещин, рисок, обрыва электрозаклепок и т.д.;
• определение степени износа рубашки 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 турбинного 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.

Д.4 Маслоприемники

Д.4.1 Общие данные по гидроагрегату 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 гидроагрегата; 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).

Д.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 гидроагрегат при повреждении: действием защиты или оперативным персоналом;
• особенности поведения гидроагрегата 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 гидроагрегате, 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).

Д.4.3 Объем обследования маслоприемника при повреждениях:

• измерение диаметров втулок и штанг, определение зазоров между ними;
• измерение зазоров между сегментами и втулкой генераторного подшипника;
• 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.

Д.5 Подпятник

Д.5.1 Общие данные гидроагрегата и подпятника:

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

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/см2);

и) средняя окружная скорость;

к) величина тангенциального эксцентриситета;

л) тип масла в ванне подпятника;

• дата ввода в эксплуатацию гидроагрегата. Дата установки в подпятнике ЭМП-сегментов; дата последнего капитального ремонта. Указание работ, проводившихся в подпятнике при этом ремонте. Число часов работы и число пусков агрегата с момента монтажа и с момента последнего капитального ремонта;
• повреждения, имевшиеся на данном подпятнике ранее, их даты, краткое описание, причины;
• мероприятия, проводившиеся на данном агрегате в целях повышения надежности подпятника (изменения элементов конструкции подпятника, введение ограничений в режимы работы агрегата и др.);
• во скольких сегментах подпятника (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.

Д.5.2 Обстоятельства, предшествовавшие и сопутствовавшие повреждению:

• режим работы гидроагрегата перед повреждением и в момент повреждения. Как длительно и при каких режимах гидроагрегат 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 подпятника. Каким образом остановлен агрегат при повреждении: действием защиты или дежурным персоналом;
• особенности поведения агрегата перед и во время повреждения подпятника: 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 подпятника и т.п.;
• какова была температура сегментов подпятника 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.

Д.5.3 Объем обследования подпятника. При обследовании поврежденного подпятника 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 подпятника 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 подпятника 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 подпятника в генераторах подвесного исполнения;
• анализ масла в ванне подпятника в целях определения механических примесей, воды и пр.;
• равномерность распределения нагрузки между сегментами подпятника;
• контроль прилегания корпуса подпятника ко дну маслованны и дна маслованны к опоре.

Приложение Е (обязательное)

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЮ ГИДРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ГЭС ПРИ РЕКОНСТРУКЦИИ И ТЕХНИЧЕСКОМ ПЕРЕВООРУЖЕНИИ

Е.1 Организация освидетельствования

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

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

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

• оценка технического состояния основного и вспомогательного гидроэнергетического оборудования на основании изучения эксплуатационной и ремонтной документации;
• анализ затрат на эксплуатацию и ремонт этого оборудования;
• проведение осмотров и испытаний отдельных узлов, систем и гидроагрегата в целом для получения дополнительной информации о состоянии оборудования, полученной на основании изучения эксплуатационной и ремонтной документации гидроагрегатов;
• контроль за состоянием металла основных узлов оборудования в целях оценки остаточного ресурса его работы.

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

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

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

Е.2 Перечень документов, оформляемых по результатам освидетельствования

По результатам выполненных при освидетельствовании работ оформляются следующие документы:

• основные технические данные по ГЭС, гидротурбинному и гидрогенераторному оборудованию (приложение Ж);
• сведения об использовании и ремонтах гидроагрегатов (приложение И);
• эксплуатационные данные по ГЭС за последние 15 лет, гистограмма режимов работы (приложение И);
• сведения по произведенным заменам и реконструкциям узлов, перемаркировке гидроагрегатов (приложение И);
• сведения о натурных энергетических испытаниях гидроагрегатов (приложение И);
• натурные эксплуатационные энергетические характеристики гидротурбины (приложение И);
• сведения о вибрационных характеристиках и биении вала гидроагрегата (приложение И);
• результаты визуального и инструментального освидетельствования проточной части гидротурбины (приложение И);
• результаты визуального и инструментального освидетельствования рабочего колеса, направляющего аппарата, подшипника, вала и маслоприемника гидротурбины (приложение К);
• результаты технического обследования (испытаний) системы регулирования гидротурбины и маслонапорной установки (приложение Л);
• результаты обследования (измерений и испытаний) статора гидрогенератора (приложение М);
• результаты обследования (измерений и испытаний) ротора гидрогенератора (приложение Н);
• результаты освидетельствования подпятника и подшипников гидроагрегата (приложение П);
• результаты обследования системы возбуждения гидрогенератора;
• результаты освидетельствования и технического обследования оборудования технических систем гидроагрегата:

а) системы технического водоснабжения,

б) системы технического воздухоснабжения (пневмохозяйство),

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

г) системы пожаротушения гидроагрегата,

д) системы измерения параметров режимов работы гидротурбины;

• результаты оценки состояния системы автоматического управления и защиты гидроагрегата (приложение Н);
• результаты оценки состояния и функциональных возможностей АСУ ТП ГЭС и системы мониторинга и эксплуатационного контроля параметров вибрации, биения вала, температуры элементов гидроагрегата (приложение П).

Е.3 Объем работ по освидетельствованию основных узлов гидроагрегата

Е.3.1 Гидротурбина

Е.3.1.1 Спиральная камера и статор

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

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

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

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

Е.3.1.2 Крышка турбины

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

Е.3.1.3 Камера рабочего колеса (КРК)

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

Е.3.1.4 Рабочее колесо

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

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

Е.3.1.5 Направляющий аппарат и сервомоторы

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

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

Е.3.1.6 Турбинный подшипник

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

Е.3.1.7 Вал турбины

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

Е.3.1.8 Маслоприемник ПЛ-гидротурбины

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

Е.3.1.9 Маслонапорная установка

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

Е.3.1.10 Регулятор частоты вращения

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

Е.3.2 Вспомогательное оборудование

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

Е.3.2.1 Система технического водоснабжения

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

Е.3.2.2 Система технического воздухоснабжения

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

Е.3.2.3 Система осушения проточной части гидротурбины и откачки дренажа

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

Е.3.2.4 Система пожаротушения гидроагрегата

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

Е.3.2.5 Система измерения гидравлических параметров гидротурбины

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

Приложение Ж (обязательное)

ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ПО ГЭС, ГИДРОТУРБИННОМУ И ГИДРОГЕНЕРАТОРНОМУ ОБОРУДОВАНИЮ

Приложение И (обязательное)

ПЕРЕЧЕНЬ ДОКУМЕНТОВ, ОФОРМЛЯЕМЫХ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЯ

Сведения об использовании и ремонтах гидроагрегатов _____________________ ГЭС на ____ г.

Эксплуатационные данные по _________ ГЭС за последние 15 лет

Сведения по произведенным заменам и реконструкциям оборудования

Сведения о натурных энергетических испытаниях гидроагрегатов

Натурные энергетические характеристики гидротурбины

1 Эксплуатационная энергетическая характеристика гидроагрегата: график, когда и кем получена.

2 Эксплуатационная расходная характеристика гидроагрегата: график, когда и кем получена.

3 Сведения по обеспеченным высотам отсасывания.

4 Сведения по средневзвешенному напору (напору наибольшей продолжительности или напору, при котором обеспечивается наибольшая выработка).

Сведения о вибрационных характеристиках и биении вала гидроагрегата [по циркуляру № Ц-01-96(Э)]

Результаты визуального и инструментального обследования проточной части гидротурбины

Приложение К (обязательное)

РЕЗУЛЬТАТЫ ВИЗУАЛЬНОГО И ИНСТРУМЕНТАЛЬНОГО ОБСЛЕДОВАНИЯ РАБОЧЕГО КОЛЕСА, НАПРАВЛЯЮЩЕГО АППАРАТА, ПОДШИПНИКА, ВАЛА И МАСЛОПРИЕМНИКА ГИДРОТУРБИНЫ

Приложение Л (обязательное)

РЕЗУЛЬТАТЫ ОБСЛЕДОВАНИЯ СИСТЕМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ ГИДРОТУРБИНЫ

Приложение М (обязательное)

РЕЗУЛЬТАТЫ ОБСЛЕДОВАНИЯ ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ГИДРОАГРЕГАТА

Приложение Н (обязательное)

СОСТОЯНИЕ СИСТЕМЫ АВТОМАТИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ И ЗАЩИТЫ ГИДРОАГРЕГАТА

Приложение П (обязательное)

СОСТОЯНИЕ СРЕДСТВ ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО КОНТРОЛЯ ПАРАМЕТРОВ ВИБРАЦИИ, БИЕНИЯ ВАЛА, ТЕМПЕРАТУРЫ

Приложение Р (обязательное)

КОНТРОЛЬ МЕТАЛЛА РАБОЧИХ КОЛЕС ГИДРОТУРБИН

Р.1 При эксплуатации гидротурбин металл рабочих колес подвержен воздействию кавитационных, эрозионных, коррозионных, усталостных процессов, что с течением времени приводит к появлению различных дефектов в металле и повреждениям гидротурбин. При этом микроструктура металла не изменяется, однако его прочность снижается.

Методики, объемы и периодичность контрольно-диагностических операций, проводимых на рабочих колесах действующих ГЭС, не всегда обеспечивают выявления дефектов, что приводит к снижению надежности гидротурбин. Для контроля используют неоднотипное оборудование, применяют не всегда обоснованные методы диагностики, в результате чего снижается достоверность результатов диагностики металла. Недостатки диагностики в процессе эксплуатации могут привести в ряде случаев к аварийным повреждениям рабочих колес гидротурбин.

Р.2 При эксплуатации гидротурбин следует проводить эксплуатационный контроль металла рабочих колес гидротурбин всех типов независимо от их мощности и конструкции в объемах и с периодичностью, указанной в приложении С. При необходимости по решению технического руководителя ГЭС периодичность проведения контроля может быть сокращена, а объемы увеличены по сравнению с периодичностью и объемами, приведенными в приложении С.

Р.3 Контроль металла следует проводить силами специалистов соответствующего профиля из состава эксплуатационного персонала, привлекаемых специализированных организаций, ремонтных организаций.

Р.4 На ГЭС должен быть организован контроль металла рабочих колес гидротурбин, налажен учет и проведено расследование всех случаев выявления дефектов и возникновения повреждений металла в процессе эксплуатации. Сведения о повреждениях, выявленных при осмотре и ремонте, следует регистрировать в технической документации, которая должна храниться на ГЭС в течение всего периода эксплуатации контролируемого рабочего колеса.

Р.5 Если при проведении контроля по настоящему циркуляру будут обнаружены дефекты основного или наплавленного металла, включая сварные швы, следует проводить повторный контроль в удвоенном объеме. Если при увеличенном повторном контроле снова будут обнаружены дефекты, то необходимо осуществлять 100% контроль.

Р.6 В случае затруднений в оценке надежности рабочего колеса из-за неоднократных повреждений металла вопрос о дальнейшей эксплуатации необходимо решать совместно со специализированными организациями и заводами-изготовителями.

Приложение С (обязательное)

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ КОНТРОЛЬ МЕТАЛЛА РАБОЧИХ КОЛЕС ГИДРОТУРБИН

С.1. Периодичность контроля

С.1.1 Первый контроль металла рабочих колес гидротурбин следует выполнить не позднее чем через 8000 ч после начала эксплуатации. Если дефекты не будут обнаружены, то последующие контрольные проверки следует выполнять не позднее чем через 25 000 ч работы гидротурбины.

С.1.2 Если при первой проверке выявлены дефекты металла, то сроки проведения последующих контрольных проверок должны быть сокращены. Периодичность проведения контроля устанавливается техническим руководителем ГЭС по представлению специалистов из числа эксплуатационного персонала, при необходимости согласованном со специализированной организацией.

С.2 Объемы и методы контроля

С.2.1 Радиально-осевые гидротурбины

С.2.1.1 Лопасти рабочих колес (рисунок С.1) радиально-осевых гидротурбин подвергают контролю для выявления кавитационных, эрозионных и коррозионно-усталостных повреждений и трещин в основном и направленном металле следующими методами и в объемах:

• визуальный осмотр поверхности — 100%;
• магнитопорошковая дефектоскопия поверхностей рабочих колес гидротурбин диаметром не менее 4 м — выборочно на поверхностях, наиболее подверженных разрушениям <*>: лопастей из перлитных сталей — 10%; лопастей из нержавеющих сталей — 5%;
• магнитопорошковая дефектоскопия сварных швов рабочих колес гидротурбин диаметром не менее 4 м — в объеме 10%;
• лабиринтные уплотнения (только в случае демонтажа рабочего колеса): визуальный осмотр — 100%; магнитопорошковая дефектоскопия — 20% <*>;
• болты крепления лопастей рабочих колес гидротурбин: УЗК в объеме 100% <**>.

1 — верхний обод рабочего колеса; 2 — зона приварки лопасти к верхнему ободу рабочего колеса; 3 — входная кромка; 4 — нижний обод рабочего колеса; 5 — зона приварки лопасти к нижнему ободу рабочего колеса; 6 — выходная кромка

Рисунок С.1 — Схема лопасти рабочего колеса радиально-осевой гидротурбины с указанием основных мест контроля

С.2.1.2 Ультразвуковая дефектоскопия проводится по методикам заводов-изготовителей.

С.2.2 Поворотно-лопастные гидротурбины

С.2.2.1 Лопасти рабочих колес (рисунок С.2) поворотно-лопастных гидротурбин подвергаются контролю для выявления кавитационных, эрозионных и коррозионно-усталостных повреждений и трещин в основном и наплавленном металле следующими методами и в объемах:

• визуальный осмотр поверхности — 100%;
• магнитопорошковая дефектоскопия поверхностей колес гидротурбин диаметром не менее 4 м — выборочно на поверхностях, наиболее подверженных разрушениям <*>:

а) лопастей из перлитных сталей — 10%;

б) лопастей из нержавеющих сталей — 5%;

в) пера в зоне монтажного отверстия — 100% <**>;

г) периферийной кромки лопастей — 100%;

д) галтельных переходов — 100%;

е) болты крепления лопастей рабочих колес гидротурбин подвергаются УЗК в объеме 100%.

<*> Допускается замена МПД травлением или цветной дефектоскопией:

• входной и выходной кромок лопастей — 100% <**>;
• галтельных переходов — 100% <**>.

<*> Допускается замена МПД травлением или цветной дефектоскопией.

<**> Независимо от марки стали.

1 — входная кромка; 2 — монтажное отверстие; 3 — выходная кромка; 4 — периферийная кромка; 5 — корневое сечение — место сопряжения фланца с пером; 6 — галтель — радиусный переход от фланца к перу

Рисунок С.2 — Схема лопасти рабочего колеса поворотно-лопастной гидротурбины с указанием основных мест контроля

С.3 Техническая документация по результатам контроля

С.3.1 Для каждой гидротурбины следует вести учет выявленных при контроле дефектов по форме приложения Т и формуляры с указанием мест расположения и размеров дефектов.

С.3.2 Техническая документация, утвержденная техническим руководителем ГЭС, должна быть сохранена как приложение к паспорту гидроагрегата в течение всего периода эксплуатации.

С.3.3 По результатам проведенного контроля следует определять объем ремонтно-восстановительных работ.

Приложение Т (обязательное)

ФОРМА УЧЕТА ВЫЯВЛЕННЫХ ПРИ КОНТРОЛЕ ДЕФЕКТОВ ДЛЯ КАЖДОЙ ГИДРОТУРБИНЫ

Наименование электростанции ___________________________________

Станционный номер и тип гидроагрегата _________________________

Таблица Т.1

Сведения о результатах контроля

Приложение У (справочное)

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО КОНТРОЛЮ ЛИНИИ ВАЛОВ ВЕРТИКАЛЬНЫХ ГИДРОАГРЕГАТОВ

У.1 Введение

У.1.1 В излагаемых ниже разделах инструкции приняты следующие условные обозначения:

У.1.1.1 Точки (риски) обозначения разбивки окружности вала — I - VIII (крупные валы — до XII).

У.1.1.2 Диаметральные плоскости, в которых подсчитываются биения отдельных компонентов линии вала — I - V, II — VI, III — VII, IV — VIII (при разбивке окружности на 12 частей наименование плоскостей изменится: I — VII, II — VIII и т.д.).

У.1.1.3 Показания приборов, регистрирующих биение по отдельным компонентам линии вала в каждой из точек по У.1.4.1:

Iг — в зоне генераторного подшипника (верхнего);

Iд — по зеркальному диску подпятника;

Iф — по фланцу вала;

Iт — в зоне турбинного подшипника.

У.1.1.4 Отклонения отдельных компонентов линии вала с учетом перемещения в генераторном подшипнике (в тех же точках):

\Delta_{\text{ф}} = I_{\text{ф}} - I_{\text{г}} — фланца вала;

\Delta_{\text{т}} = I_{\text{т}} - I_{\text{г}} — шейки вала в зоне турбинного подшипника.

У.1.1.5 Полное биение (размах) тех же компонентов в четырех диаметральных плоскостях по У.1.4.2:

• торцовое \delta_{\text{д}} = I_{\text{д}n} - I_{\text{д}_{(n + IV)}} ;
• радиальное \delta_{\text{ф}} = \Delta_{\text{ф}n} - \Delta_{\text{ф}_{(n + IV)}} ;
• радиальное \delta_{\text{т}} = \Delta_{\text{т}n} - \Delta_{\text{т}_{(n + IV)}} ,

где n — от I до IV.

У.1.1.6 Смещение бьющей точки от оси \frac{\delta_{\text{т}}}{2} ; \frac{\delta_{\text{ф}}}{2} вращения.

У.1.1.7 Обозначение размеров:

1 — расстояние между верхним генераторным подшипником и рассматриваемым сечением (1т и 1ф);

Д — диаметр расположения на зеркальном диске регистрирующего биение прибора;

Дд — диаметр зеркального диска;

Докрб — Диаметр окружности регулировочных болтов сегментов.

У.1.1.8 Излом К — отклонение нижнего конца последующего вала от осевой линии предыдущего.

У.1.1.9 Зазор (на диаметр) в турбинном подшипнике — f.

У.1.1.10 Уклон \epsilon , мм/м.

У.2 Технические требования к технологической последовательности операций по проверке центровки и устранению ее дефектов

У.2.1 Измерение зазоров по отдельным составным частям гидроагрегата: маслоприемнику, регуляторному генератору, возбудителю, генератору, всем направляющим подшипникам и рабочему колесу с занесением полученных данных в соответствующие карты измерения в графу «до ремонта».

У.2.2 Проверка податливости грузонесущей крестовины путем фиксации разницы в перемещениях под нагрузкой каждой лапы в соответствии с картой измерения № 1.

Устранение неравномерно распределенной нагрузки на лапы путем перераспределения толщины прокладок под ними с перепроверкой податливости.

У.2.3 Проверка общей линии валов методом поворота ротора агрегата на 360°. Инструктивные указания по проверке представлены в У.3.1.

Выявление необходимости устранения неперпендикулярности зеркального диска подпятника или излома валов во фланцах.

У.2.4 Проверка по струне центровки неподвижных частей агрегата 2 и при необходимости приведение к соосности всех расточек. Инструктивные указания даны в У.3.3.

У.2.5 Устранение в ходе капитального ремонта неправильности формы рабочего колеса и его камеры, а также ротора генератора.

У.2.6 Устранение неперпендикулярности зеркального диска подпятника и излома линии валов во фланцах с последующей перепроверкой общей линии валов.

У.2.7 Проверка уклона валов (для агрегатов с подпятниками на жесткой опоре); устранение уклона. Инструктивные указания даны в У.3.2.

У.2.8 Центровка неподвижных частей агрегата (расточки под направляющие подшипники, статор генератора и пр.) по ротору. Заполнение карт измерений (графы «после ремонта») по узлам, указанным в У.2.1.

У.3 Технологическая инструкция по проверке центровки и устранению ее дефектов

Проверка центровки должна производиться при:

• проведении капитального ремонта впервые после монтажа;
• отсутствии данных по предыдущим проверкам;
• возникновении вибраций, связанных с повышенными биениями вала;
• замене или ремонте с разборкой каких-либо звеньев линии валов.

У.3.1 Проверка общей линии валов методом поворота ротора на 360°

У.3.1.1 Методы поворота роторов гидроагрегатов

В качестве основного способа поворота средних и крупных гидроагрегатов рекомендуется применять электрический поворот роторов. Возможен также «крановый» способ с помощью троса, пропущенного через один или два блока и застопоренного за специальные приливы на спицах ротора генератора; в процессе поворота трос последовательно перестрапливается. Указанный трос может быть навит на специальный сварной барабан, прикрепленный к верхнему торцу генераторного вала (рисунок У.1).

1 — блок; 2 — приспособление для поворота ротора; 3 — гак мостового крана

Рисунок У.1 — Схема поворота ротора агрегата

На рисунке У.2 показан простейший способ поворота ротора краном. Недостаток его состоит в несимметричности прилагаемого усилия относительно центра ротора, приводящего к обязательному боковому смещению ротора в пределах зазора в направлявшем подшипнике. На рисунке У.3 представлен симметричный способ поворота, свободный от указанных недостатков и предпочтительный для поворота агрегатов с подпятниками на гидравлической опоре.

Рисунок У.2 — Несимметричный способ поворота ротора гидроагрегата

Рисунок У.3 — Симметричный способ поворота ротора гидроагрегата

В качестве смазки сегментов подпятника и направляющего подшипника следует применять:

а) свиное несоленое топленое сало, белую или серую ртутную мазь — для легких роторов;

б) бараний и говяжий жир, смесь свиного топленого сала с хорошо просеянным серебристым графитом, белую или серую ртутную мазь с графитом — для тяжелых роторов.

При температуре воздуха в машинном зале свыше 20 °C целесообразно ввести в животный жир порошок дисульфида молибдена (М025).

У.3.1.2 Подготовительные работы

У.3.1.2.1 Разобрать все направляющие подшипники агрегата, за исключением одного, наиболее близко расположенного к подпятнику; в оставшемся подшипнике следует установить минимальные зазоры для уменьшения боковых перемещений ротора при его поворотах.

У.3.1.2.2 Подготовить к применению следующее:

а) оборудование для электрического поворота или такелаж для поворота ротора краном;

б) смазку по У.3.1.1 - 8 кг;

в) бесконтактные приборы дистанционного измерения биения на основе датчика Холла или индикаторы со штативами — по одному на каждое фланцевое соединение валов, шейку турбинного вала, зеркальный диск подпятника, а также на каждую шейку генераторного вала.

У.3.1.2.3 Разметить окружность вала на восемь равных частей и нанести через каждые 45° риски мелом или белой масляной краской на втулку подпятника или непосредственно на ротор генератора таким образом, чтобы они хорошо были видны крановщику, поворачивающему ротор.

Риски нумеруются от I до VIII против направления вращения ротора. При этом точка 1 ориентируется по какой-либо детали ротора (чаще всего по нумерованным полюсам). В этом случае угол поворота отсчитывается по числу полюсов ротора генератора, приходящихся на 1/8 часть окружности.

У.3.1.2.4 Установить указанные в У.3.1.2.2 приборы, регистрирующие биение отдельных компонентов ротора агрегата, согласно схеме карты измерения № 2. Прибор, регистрирующий торцовое биение зеркального диска, устанавливается между гофрами в одной вертикальной плоскости со всеми остальными приборами на расстоянии около 50 мм от наружного края диска.

Правила установки индикаторов следующие:

• штатив индикаторов закрепляется надежно и не должен смещаться;
• натяг ножки индикатора подбирается таким образом, чтобы большая стрелка ориентировалась на «нуль», а малая находилась в середине шкалы; в этом случае индикатор будет иметь возможность отсчитывать показания на «плюс» и на «минус».

У.3.1.2.5 Произвести пробный поворот ротора, уделяя особое внимание отсутствию его задеваний за неподвижные части агрегата, что выражается в плавном изменении показаний приборов. Операция заканчивается подведением точки 1 ротора к выбранному месту начала отсчета (контрольная метка на статоре генератора).

У.3.1.3 Измерение и обработка полученных данных

У.3.1.3.1 Произвести поворот ротора агрегата с остановами в каждой точке разметки по окружности, снятием показаний всех приборов, регистрирующих биение отдельных компонентов ротора, и записью результатов в карту измерения № 2. При каждом останове ротора обязательно следует ослабить натяжение тягового троса, чтобы не искажалось значение показаний индикаторов. Поворачивание ротора заканчивается при возвращении точки 1 в исходное положение.

У.3.1.3.2 Выявление неперпендикулярности зеркального диска подпятников на гидравлической опоре имеет своеобразные особенности: часть биения диска проявляется, как и для жестких подпятников, в виде радиального биения генераторного вала во фланце; остальная часть сглаживается гидравлическими опорами, что регистрируется установленным к диску «торцовым» прибором (индикатором). Синтез указанных составляющих осуществляется в относительных величинах (мм/м).

Поэтому полное торцовое биение зеркального диска (по его внешнему диаметру) равно

\delta_{\text{п}} = (\frac{\delta_{\text{д}}}{\text{Д}} + | \frac{\delta_{\text{ф}}}{2 \cdot 1_{\text{ф}}} |)\text{Д}_{\text{д}} (У.1)

при условии отсутствия волнистости рабочей поверхности диска.

Характерным для агрегатов с такими подпятниками следует признать несовпадение показаний приборов после поворота ротора на 360°, в частности невозврат к нулю биения в точке 1. Указанное явление имеет место быть из-за перераспределения соотношения радиальных биений фланца вала и торцовых биений зеркального диска после первого протяжения краном.

Поэтому при подсчетах биений отдельных компонентов линии вала (по У.3.1.3.3) следует оперировать данными по точке 1 в самом конце поворота, а не нулевыми в начале отсчета.

У.3.1.3.3 Необходимо осуществить подсчет биений зеркального диска подпятника и шейки турбинного вала в четырех диаметральных плоскостях согласно зависимостям, приведенным в таблицах карты измерения № 2. Полное биение зеркального диска не должно превышать 0,12 мм, биение шейки турбинного вала не должно превышать величины суммарного (на диаметр) зазора f в турбинном подшипнике. Пример подсчета биений представлен непосредственно в карте измерения.

У.3.1.3.4 В случае наличия выходящей за пределы допустимого хотя бы одной из указанных величин построить график состояния линии вала в четырех диаметральных плоскостях (рисунок У.4).

Рисунок У.4 — Пример построения графика состояния линии вала

График строится в двух масштабах: длина вала 1 — в уменьшенном, смещение вала от оси вращения д/2 — в увеличенном.

У осевых линий вала сверху ставится наименование плоскости; положение цифр наименования плоскости относительно оси позволяет ориентировать на графике направление бьющей точки.

Продолжив геометрические линии вала генератора за фланцевые соединения (на графике — пунктиром), можно по масштабу снять расхождение «K» осевых линий валов на длине 1т — 1ф турбинного вала.

Наибольшая величина Kмакс из всех плоскостей является расчетной для исправления излома в данном фланцевом соединении и указывает плоскость направления излома.

Конкретный пример проверки линии валов представлен непосредственно в карте измерения № 2.

У.3.2 Проверка уклона валов

Проверка уклона валов производится непосредственно вслед за проверкой общей линии валов после устранения неперпендикулярности зеркального диска подпятника и излома валов во фланцах.

В настоящем стандарте не рассматривается широко известная в монтажной практике проверка по четырем струнам из-за ее значительной трудоемкости и невозможности применения к зонтичным гидроагрегатам с опорой подпятника на крышку турбины.

У.3.2.1 Проверка с помощью микрометрического уровня

У.3.2.1.1 В случае проверки по нерабочей поверхности вала необходимо закрепить на генераторном валу (непосредственно над фланцевым соединением) три хомута с расстоянием 350 мм по высоте друг от друга для усреднения показаний по соответствующим сечениям 1, 2, 3 (см. эскиз карты измерения № 3) и ослабления тем самым влияния дефектов профиля по высоте вала.

При проверке по хорошо обработанной поверхности (шейке вала) достаточен один хомут.

У.3.2.1.2 Для фиксации мест установки угольника с уровнем нанести на вал в зоне обозначенных сечений четыре вертикальные линии, соответствующие направлениям осей: +x (правый берег); -x (левый берег); +y (ВБ); -y (НБ). Нанести также наименования указанных осей (рисунок У.5).

-x, +x, -y, +y — места закрепления угольника для установки уровня; а — разметка; б — сечение вала в месте установки уровня; 1, 2, 3 — места установки хомутов

Рисунок У.5 — Разметка вала агрегата для проверки центровки уровнем «Геологоразведка»

Последующие измерения уклона по каждой из этих осей (т.е. с двух сторон вала) предусмотрены в целях устранения влияния погрешности изготовления прямого угла угольника.

У.3.2.1.3 Установить угольник (рисунок У.6) поочередно на каждый хомут в места его пересечения с обозначенными вертикальными линиями, притягивая его каждый раз к валу стяжным тросиком другим устройством (рисунок У.7).

Рисунок У.6 — Уголок для проверки линии валов с помощью уровня

1 — хомут; 2 — стяжной тросик; 3 — уровень; 4 — угольник

Рисунок У.7 — Ротор генератора

В каждом из фиксируемых положений установить на горизонтальную полку угольника микрометрический уровень завода «Геологоразведка», очертить карандашом его положение и произвести измерение уклона.

Развернуть уровень на 180°, оставив его на очерченной площадке, и повторить измерение.

Таким образом, всего должно быть проведено 24 измерения (из них восемь измерений — при проверке по шейке вала), результаты которых следует внести в таблицу карты измерения № 3.

У.3.2.1.4 Необходимо провести подсчет уклона согласно руководящим указаниям карты измерения.

Усреднение результата измерений 0 и 180° (среднее внутреосевое) проводят алгебраическим сложением показаний и делением суммы пополам. У среднего значения ставится знак большего по абсолютному значению показания.

Аналогичным образом рассчитывается усреднение показаний между положительными и отрицательными осями при получении осевых составляющих уклона ex и ey.

При проверке по нерабочим поверхностям производится усреднение по сечениям 1, 2, 3.

Подсчет завершается переводом результирующей величины уклона из делений шкалы в миллиметры на метр (одно деление — 0,1 мм/м).

У.3.2.1.5 Пример расчета уклона валов с помощью микрометрического уровня представлен непосредственно в карте измерения.

У.3.2.2 Проверка с помощью маятникового электроизмерителя (МЭИ)

У.3.2.2.1 Необходимо выполнить требования У.3.2.1.1.

У.3.2.2.2 Необходимо установить МЭИ последовательно на каждый хомут и, перемещая его по окружности в прижатом к валу состоянии, найти и зафиксировать плоскость наибольшего отклонения стрелки индикатора (одно деление шкалы — 0,01 мм/м) с проставлением знака направления уклона.

Необходимо проверить правильность полученного измерения повторным замером с другой стороны вала (под углом 180°). В этом случае величина уклона должна сохраниться прежней, а направление уклона — измениться на противоположное.

Необходимо усреднить результаты измерения по трем сечениям.

Проверка уклона валов с помощью МЭИ отличается большой точностью измерений и меньшей трудоемкостью за счет исключения операций по многочисленным перестановкам и креплению к валу угольника при двухразовых измерениях в каждом его положении.

У.3.3 Центровка неподвижных частей гидроагрегата

У.3.3.1 При ремонте без выемки ротора агрегата

У.3.3.1.1 Произвести измерение радиальных зазоров между:

1. ротором и статором генератора;

2. якорем и магнитной системой возбудителя;

3. ротором и статором регуляторного генератора;

4. штангами и втулками маслоприемника;

5. корпусами подшипников гидроагрегата и валом;

6. выгородкой масляной ванны подпятника и валом;

7. подвижными и неподвижными гребенками лабиринтных уплотнений вала турбины;

8. между камерой рабочего колеса и его лопастями или между ободами и неподвижными лабиринтными кольцами.

У.3.3.1.2 В случае проведения наплавочных работ по рабочему колесу и его камере, при замене лопастей, а также отсутствии данных по предыдущим измерениям повторить измерения по перечислениям 1) и 8) У.3.3.1.1 при повороте ротора агрегата на 360° с остановами через каждый полюс генератора для проверки формы ротора и статора генератора, а также рабочего колеса и камеры или ободов и неподвижных лабиринтных колец. Устранить дефекты формы.

У.3.3.1.3 Определить сравнением диаметрально противоположных зазоров величину и направление смещения неподвижных частей гидроагрегата относительно вращающихся. Величина смещения равна половине разности максимальных и минимальных зазоров; направление в сторону минимальных зазоров.

У.3.3.2 При ремонте с выемкой ротора агрегата

У.3.3.2.1 Подвесить внутри неподвижных частей агрегата отвес — стальную струну с грузом, опущенным в ведро с вязким маслом, и отцентрировать ее по оси камеры или неподвижного лабиринтного конца с точностью 0,2 — 0,5 мм.

У.3.3.2.2 Измерить штихмассом расстояния внутренних поверхностей (неподвижных частей) от струны в четырех направлениях: -x, +x, -y, +y, совпадающих с осями агрегата. Результаты измерений внести в карту измерений № 4.

У.3.3.2.3 Необходимо провести совмещение осей неподвижных частей с общей осью агрегата согласно рекомендациям У.3.1.3.

У.3.4 Устранение дефектов центровки

У.3.4.1 Устранение неперпендикулярности зеркального диска подпятника

Дефект устранить посредством шабрения опорной поверхности втулки подпятника или тыльной стороны диска. При этом максимальная толщина сшабриваемого клинового слоя h должна находиться со стороны положительного биения диска:

h = (\frac{\delta_{\text{д}}}{\text{Д}} + | \frac{\delta_{\text{ф}}}{21_{\text{ф}}} |)_{\text{макс}} \cdot \text{Д}_{\text{д}}. (У.2)

В качестве временной меры (до следующего капитального ремонта) допускается сшабривание клинового слоя со свободной поверхности изоляционной прокладки, приклеиваемой к тыльной стороне зеркального диска с помощью эпоксидной смолы. При следующем капитальном ремонте необходимо шабрить втулку (или диск) и заменять прокладку.

Установка между втулкой и диском клиновой ступенчатой прокладки из отдельных листов фольги или бумаги запрещается.

У.3.4.2 Устранение излома линии валов во фланцах

Дефект устранить посредством шабрения торца одного из фланцев (как правило, нижнего); при этом максимальная высота сшабриваемого клинового слоя h1 должна располагаться со стороны отрицательного отклонения шейки турбинного вала:

h_{1} = \frac{\text{Д}_{\text{ф}} \cdot \text{К}_{\text{макс}}}{1_{\text{т}} - 1_{\text{ф}}} . (У.3)

Установка между фланцами клиновой ступенчатой прокладки также запрещается.

У.3.4.3 Устранение уклона линии валов

Дефект устраняют посредством регулировки высоты отдельных сегментов подпятника согласно схеме (рисунок У.8).

Рисунок У.8 — Схема регулировки высоты элементов подпятника для устранения уклона линии валов

На проекции сегментов, перпендикулярной вектору уклона, строится треугольник высот подъема сегментов (h1, h2, h3 и т.д.) с максимальной высотой hмакс = e·Докрб, расположенной прямо противоположно вектору уклона (в данном случае максимальный подъем сегмента № 2). Операция заканчивается регулировкой равномерности нагрузки на сегменты подпятника.

Приложение Ф (справочное)

КАРТЫ ИЗМЕРЕНИЙ

Ф.1 Карта № 1 — определение податливости крестовины

Ф.2 Карта № 2 — проверка общей линии валов методом поворота ротора агрегата на 360°

<*> Измерение биения зеркального диска проводится лишь для агрегатов с подпятниками на гидравлической основе.

Следует устранить неперпендикулярность зеркального диска в плоскости III — VII и излом валов во фланцах в пл. II — VI.

Ф.3 Карта № 3 — проверка уклона линии валов с помощью микрометрического уровня завода «Геологоразведка»

Абсолютная величина уклона генераторного вала

e = \sqrt{e_{x}^{2} + e_{y}^{2}} = \text{мм}/\text{м}.

Примечания

1 Показания записываются в делениях прибора (цена деления — 0,1 мм/м) с проставлением над цифрой стрелки, указывающей направление ухода пузырька (направление ухода вала). Знак «+» перед цифрой ставится при ориентации этой стрелки по положительной оси и «-» в противном случае. Окончательные результаты составляющих уклонов переводятся в миллиметры на метр.

2 Направление уклона проставляется на принятой системе координат путем построения векторной суммы составляющих ex и ey.

3 Данный метод проверки уклона следует принять только после устранения неперпендикулярности зеркала пяты.

Ф.4 Карта № 4 — проверка центровки неподвижных частей насосного агрегата по струне

Приложение Х (обязательное)

МЕТОДИКИ ПРОВЕРКИ ГЕОМЕТРИЧЕСКОЙ ФОРМЫ И РАЗМЕРОВ ПРОТОЧНОЙ ЧАСТИ ГИДРОТУРБИН

Х.1 Общая часть

Опыт монтажа и эксплуатации оборудования ГЭС подтверждает отсутствие в процессе изготовления, монтажа и ввода в эксплуатацию должного контроля за соответствием действительных размеров и технологического состояния проточной части турбин проектным параметрам.

К числу таких отклонений относятся:

• различие углов установки лопастей рабочего колеса поворотно-лопастных гидротурбин;
• несоответствие диаметров рабочего колеса турбины и камеры рабочего колеса;
• различие проходных сечений между лопастями рабочего колеса;
• несоответствие профиля лопастей рабочего колеса 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.).

Эти и подобные им дефекты проточной части гидротурбин вызывают нежелательные динамические процессы, являющиеся причиной неполадок в работе гидроагрегатов. Так, например, гидравлический небаланс рабочего колеса турбины, вызванный неравномерностью его решетки, отрицательно сказывается на работе турбины. Нарушенный всего на 0,5° угол установки лопастей рабочего колеса поворотно-лопастной гидротурбины уже существенно изменяет соотношение сил, действующих на лопасти, по сравнению с расчетной схемой.

Разное качество исполнения входных кромок лопастей рабочего колеса одной и той же гидротурбины вызывает неравномерность напряжений в идентичных точках лопастей.

Несоответствие диаметров рабочего колеса гидротурбины и его камеры приводит к необходимости обрубать лопасти на стадии монтажа, что существенно изменяет расчетный зазор между лопастями и облицовкой камеры и ведет к увеличению объемных потерь и снижению КПД.

Некоторые из названных и подобных отклонений элементов проточной части гидротурбин от проектных значений остаются неустраненными и могут неблагоприятно влиять на работу гидротурбины, некоторые отклонения могут быть устранены в процессе монтажа оборудования. После ввода оборудования в эксплуатацию также могут быть обнаружены скрытые дефекты.

В связи с этим эксплуатационный персонал ГЭС должен проверять соответствие форм и размеров элементов проточной части гидротурбины проектно-конструкторской документации и монтажным формулярам.

Настоящее приложение регламентирует контрольные промеры, производимые персоналом ГЭС с участием монтажной (ремонтной) организации и с привлечением завода-изготовителя и/или специализированных организаций.

Рекомендуемые измерения следует выполнять при приемке оборудования в монтаж, в процессе монтажа по мере готовности проточной части гидротурбины и подготовки к монтажу рабочего колеса, перед приемкой гидроагрегата в эксплуатацию, а также при необходимости, вызванной неполадками в работе оборудования, в период эксплуатации.

Х.2 Выбор элементов, подлежащих измерениям

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 t 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.

Х.2.1 Турбинная камера

Наиболее распространенной формой подводящей турбинной камеры является спиральная камера таврового или круглого сечения.

В зависимости от напора спиральные камеры выполняются бетонными или металлическими. Внутри спирали расположен статор, являющийся несущей конструкцией турбины. Статор охватывает направляющий аппарат. Согласованность (совпадение) направления скоростей воды в спиральной камере с направлением входных элементов статорных колонн и направляющих лопаток обеспечивает минимальную величину потерь энергии в проточном тракте. Причем потери энергии в направляющем аппарате при отсутствии указанной согласованности составляют основную часть суммы потерь в системе «спираль — статор — направляющий аппарат». Кроме того, возмущения потока, а также неравномерность распределения скоростей по периметру направляющего аппарата оказывают влияние на работу гидроагрегата в целом, вызывая неравномерность сил, действующих на рабочее колесо турбины.

Поэтому в основе контрольных замеров в турбинной камере лежит проверка взаимно правильного расположения колонн статора и лопаток направляющего аппарата, а также равномерности направляющего аппарата, т.е. относительной разницы расстояний между его лопатками.

Измерения проводят после окончательной готовности турбинной камеры. В основу контрольных измерений положены технические условия на монтаж гидроагрегатов.

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

Технические условия на монтаж гидроагрегатов определяют объем измерений и допуски на установку статоров гидротурбин. Причем 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 же с отъемными колоннами производятся измерения, фиксирующие положение каждой колонны относительно специальной расчетной окружности, а также относительно радиуса.

Небольшие цельнолитые статоры обычно имеют правильную форму и точные размеры, поэтому тщательным измерениям при монтаже не подвергаются.

Однако предусматривается объем контрольных измерений, фиксирующий с достаточной точностью отклонения по основным влияющим на работу гидроагрегата параметрам.

При этом учитывается, что определяющими параметрами являются:

а) в турбинной камере — входное сечение и радиусы спирали;

б) в статоре — положение колонн в плане и их общее положение по отношению к осям x и y;

в) в направляющем аппарате — расстояние между лопатками и высота, а также привязка лопаток к осям x и y.

Х.2.1.1 Спиральная камера таврового сечения

Измерению подлежат:

Входное сечение турбинного водовода — ширина А в сечении пазов решетки. Если имеется разделительный бычок, то измеряются размеры а1 и а2 и размер \Delta y и привязка носка бычка к оси x — \Delta y .

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.

Измерения вертикальных и горизонтальных размеров спирали производятся с допуском на величину отклонения от геометрической формы в отсасывающих трубах, предусмотренным техническими условиями на монтаже гидроагрегатов. При диаметре рабочего колеса от 2000 мм и выше допустимое значение отклонений для размеров А, а, б, Y, 1 — 4, 1' — 4' составляет 0,005 проектного размера.

Расстояние t1 между входными кромками колонн статора по хорде (без измерения расстояния между зубом спирали и прилегающими к нему колоннами статора); расстояние t2 между выходными кромками колонн статора по хорде (начиная от зуба спирали); привязка зуба спирали к оси x — \Delta y_{\text{з}} .

Расстояние t1 между входными кромками лопаток направляющего аппарата по хорде (приложение Ш); расстояние t2 между выходными кромками лопаток направляющего аппарата по хорде; привязка низшего кольца направляющего аппарата к осям y и x; высота направляющего аппарата b0 (см. приложение Ц).

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

Измерения по пунктам 3 и 4 производятся в любой выбранной горизонтальной плоскости 1-1 при полном открытии направляющего аппарата.

В таблице Х.1 приведены допуски на установку статоров, предусмотренные техническими условиями на монтаж гидроагрегатов. Эти же допуски являются определяющими и при контрольных измерениях.

Таблица Х.1

Допуски на установку статоров гидротурбин

Х.2.1.2 Спиральная камера круглого сечения (приложение Щ)

Измерению подлежат:

1. 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 направляющего аппарата; вертикальный размер 1' и в последующих сечениях — размеры 2', 3' и т.д.

Статор и направляющий аппарат — измерения производятся так же, как в спиралях таврового сечения.

Привязка зуба спирали к оси x — \Delta y_{\text{з}} .

При этих измерениях необходимо руководствоваться следующими допусками:

• 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.

В литых спиралях — расстояние t2 между выходными кромками колонн статора по хорде.

Х.2.2 Рабочее колесо гидротурбины

Рабочее колесо гидротурбины — вращающийся элемент проточной части. Несоответствие его размеров, формы и состояния поверхностей влияет не только на энергетические свойства, но и на механическое состояние гидроагрегата в целом.

В приложениях рассматриваются основные типы рабочих колес: радиально-осевые разной быстроходности и поворотно-лопастные. В принцип контроля этого элемента положены определение равномерности решетки рабочего колеса, соответствие окружности ободов и лопастей, концентричность ободов, правильность профилей лопастей и угла их установки.

Контрольные измерения проводятся на монтажной площадке ГЭС перед установкой рабочего колеса в кратер турбины. Профиль лопастей принимается заказчиком по заводским формулярам.

Х.2.2.1 Рабочее колесо радиально-осевого типа (приложение Э)

Измерению подлежат:

• ширина прохода между лопастями на входе в любом сечении I-I (расстояние между входными кромками) по хорде;
• ширина t2 прохода между лопастями на выходе в любом сечении II-II на расстоянии а от нижнего обода (расстояние между выходными кромками) по хорде;
• высота входного сечения h в четырех точках, по осям x и y.

Часть лопасти между определенными входным и выходным сечениями должна быть непрерывной, плавной кривой. После сборки и центровки гидроагрегата необходимо проверить зазоры в лабиринтах между вращающимися м неподвижными частями в четырех точках по диаметру.

Отклонение зазоров в лабиринтных уплотнениях рабочего колеса радиально-осевых турбин после центровки гидроагрегата не должно превышать 20% проектного зазора.

Х.2.2.2 Рабочее колесо осевого (поворотно-лопастного, пропеллерного) типа (приложение Ю)

Измерению подлежат:

• ширина t1 прохода между лопастями на входе в любом кольцевом сечении 1-1 между точками а по хорде;
• ширина t2 прохода между лопастями на выходе в кольцевом сечении между точками б по хорде;
• радиальное расстояние \Delta R крайней точки лопасти b, лежащей в горизонтальной плоскости, проходящей через ось поворота лопастей.

Примечание — Измерения по пунктам 1 и 2 проводятся при максимальном и минимальном углах разворота лопастей.

Измерения на рабочих колесах турбин, предлагаемые настоящим стандартом, основаны на допусках, указанных заводом-изготовителем и согласованных с заказчиком.

Х.2.3 Камера рабочего колеса турбины

Форма камеры оказывает большое влияние не только на энергетические и кавитационные качества рабочего колеса турбины. Подчас из-за несоответствия диаметров камеры и рабочего колеса лопастного типа при монтаже проводится обрезка кромок его лопастей на месте, что нарушает балансировку рабочего колеса и расчетный зазор между лопастью и камерой. Поэтому предварительным контрольным измерениям в камере перед опусканием колеса в кратер следует уделять особое внимание.

У радиально-осевых гидротурбин форма и концентричность наружных лабиринтных уплотнений сказываются также не только на энергетических показателях работы турбины, но и на ее механических характеристиках, таких как вибрация (например, от задевания вращающихся частей о неподвижные) или подшипниковое действие высоких щелевых уплотнений.

В основу поверочных контрольных замеров камеры рабочего колеса поворотно-лопастных турбин и закладных частей радиально-осевых турбин положены измерения диаметральных размеров, характеризующих соответствие данного сечения правильной окружности. Контрольные измерения в камере рабочего колеса поворотно-лопастной турбины производятся до и после бетонирования в соответствии с техническими условиями на монтаж гидроагрегатов.

При контрольных измерениях лабиринтных уплотнений радиально-осевых турбин измерению подлежат (приложение Я):

• радиальные размеры \Delta R между струнами измерительного инструмента и верхним и нижним уплотнительными кольцами с помощью штихмаса с вилкой.

При соответствии формы уплотнительных колец правильной окружности и при концентричности этих колец разность радиальных замеров \Delta R` — \Delta R`` для диаметрально противоположных струн одинакова. При измерениях мерительное устройство необязательно совмещать с каким-то центром.

Неконцентричность уплотнительных колец верхнего и нижнего ободов рабочего колеса относительно вала допускается в пределах до 0,1 величины одностороннего зазора в лабиринтных уплотнениях;

• щелевые размеры а и б по осям +x, +y, -x, -y.

Х.2.4 Отсасывающая труба (приложение 1)

Отсасывающая труба — концевой элемент проточной части реактивной гидротурбины. Ее форма и геометрические размеры выбираются на основании оптимальных данных испытаний расчетных моделей. От точного соблюдения геометрических размеров, от плавности переходов одних элементов трубы в другие зависят как энергетические, так и механические свойства турбин. Однако на практике не всегда соблюдается строгое выполнение отсасывающих труб.

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

Контрольные измерения проводятся после бетонирования закладных частей отсасывающей трубы.

Измерению подлежат:

• размеры а, б, в, г, д, l, h, определяющие геометрическую форму трубы.

В отсасывающих трубах с промежуточными бычками измеряются также 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 и yx, а также радиусы колена отсасывающей трубы при переходе в горизонтальную часть.

Эти измерения проводят совместно с монтажной организацией. При контрольных измерениях в отсасывающей трубе следует руководствоваться допусками (таблица Х.2).

Таблица Х.2

Допуски на монтаж отсасывающей трубы

Х.3 Способы измерения

Большие диаметры и длины измеряют различными измерительными средствами (приложение 2). При этом широкое распространение имеют прямой метод измерения, при котором предусматривается непосредственное определение искомой величины, и косвенный метод, позволяющий определить эту величину по результатам измерения другой величины, связанной с искомой определенной зависимостью.

И тот, и другой методы используются как заводами — изготовителями гидротурбин, так и специализированными монтажными организациями или могут быть использованы представителями заказчика — дирекции эксплуатации ГЭС.

Естественно, что измерения, проводимые в заводских условиях, отличаются большей точностью и выполняются более совершенным инструментом, разработанным на заводе применительно к требуемой технологии.

Так, для измерения внутренних размеров применяются, как правило, регулируемые штихмасы с микрометрической головкой. Диаметры до 5000 мм обмеряются непосредственно, а свыше 5000 мм — косвенными методами.

Для измерения наружных размеров (диаметры до 6000 мм) применяются диаметральные или линейные сигарообразные скобы с микрометрами или индикаторами. Размеры свыше 6000 мм измеряются косвенными методами рулетками или от переходных баз. Методы измерений от переходных баз различны в зависимости от конфигурации деталей, их габаритов и требуемой точности.

Распространенным косвенным методом измерения наружных диаметров является метод опоясывания рулеткой. Недостаток этого метода заключается в том, что он не позволяет выявить овальности сечения.

Монтажные организации ведут измерения принципиально теми же методами.

Наиболее распространенные из них (рисунок Х.1):

а) прямой метод измерения от струны, совмещенной с осью гидроагрегата, с помощью штихмаса или калиброванной рулетки;

б) косвенный метод измерения от поворотного приспособления, базирующегося на стойке, совмещенной с базовой струной с помощью штихмаса или индикатора.

Рисунок Х.1 — Проверка размеров камеры рабочего колеса с помощью струны

Для проверки концентричности, например бандажных и уплотнительных колец радиально-осевого рабочего колеса, используется специальное приспособление (рисунок Х.2).

Рисунок Х.2 — Приспособление для проверки концентричности

Приложение Ц (обязательное)

СПИРАЛЬНАЯ КАМЕРА ТАВРОВОГО СЕЧЕНИЯ

_____________ ГЭС Гидроагрегат ст. N	Спиральная камера таврового сечения	Формуляр № 1

Замеры производил _____________ Дата _______

Приложение Ш (обязательное)

НАПРАВЛЯЮЩИЙ АППАРАТ

_____________ ГЭС Гидроагрегат ст. N	Направляющий аппарат	Формуляр № 2

Замеры производил _____________ Дата _______

Приложение Щ (обязательное)

СПИРАЛЬНАЯ КАМЕРА КРУГЛОГО СЕЧЕНИЯ

_____________ ГЭС Гидроагрегат ст. N	Спиральная камера круглого сечения	Формуляр № 3