Гидроэлектростанции методики оценки технического состояния основного оборудования

Здравствуйте, в этой статье мы постараемся ответить на вопрос: «Гидроэлектростанции методики оценки технического состояния основного оборудования». Также Вы можете бесплатно проконсультироваться у юристов онлайн прямо на сайте.

1.1 Настоящий стандарт устанавливает требования к контролю состояния основного гидроэнергетического оборудования при эксплуатации гидроэлектростанций и определяет методики, которые следует применять при оценке технического состояния этого оборудования.

1.2 Стандарт не учитывает все возможные особенности исполнения его требований на разнотипном оборудовании. В развитие настоящего стандарта для применения на каждой гидроэлектростанции может быть в установленном порядке разработан и утвержден индивидуальный стандарт организации (далее — Ст ГЭС), учитывающий особенности установленного на ней оборудования и не противоречащий и не снижающий уровень требований, настоящего стандарта, конструкторской (заводской) документации.

1.3 Настоящий стандарт распространяется на следующее оборудование гидроэлектростанций:

— гидротурбины вертикального исполнения (код ОКП 31 1140¹⁾);

_____________

¹⁾ Здесь и далее, коды ОКП приведены в соответствии Общероссийскому классификатору промышленной продукции ОК 005-93.

— гидрогенераторы вертикальные (код ОКП 33 8410);

— механическое оборудование гидротурбинного блока (коды ОКП 31 1146, 31 1611, 31 1614);

— вспомогательные технические системы, обеспечивающие функционирование перечисленного основного оборудования:

а) автоматического регулирования гидротурбин (код ОКП 31 1375);

б) технического водоснабжения;

в) охлаждения и вентиляции;

г) смазки;

д) перевода в режим синхронного компенсатора;

е) торможения.

1.4 Настоящий стандарт может быть использован на гидроаккумулирующих электростанциях (ГАЭС) и малых ГЭС при составлении Ст ГЭС, в которых должны быть дополнительно учтены специфические особенности их оборудования и условий его эксплуатации.

1.5 Настоящий стандарт определяет нормы и объем контроля состояния оборудования, минимально необходимого для оценки исправности и/или работоспособности контролируемого оборудования, а также для принятия решений о проведении технических обследований по специальным программам с целью определения остаточного ресурса и/или продления срока службы.

1.6 Настоящий стандарт определяет порядок и правила оценки технического состояния оборудования ГЭС при:

— при постоянном контроле состояния работающего оборудования;

— при периодических осмотрах выведенного из работы оборудования;

— при технических освидетельствованиях оборудования;

— при технических обследованиях оборудования.

1.7 Настоящий стандарт определяет методики измерений контролируемых параметров и испытаний оборудования, которые необходимо применять при комплексных и индивидуальных технических обследованиях, проводимых по специальным программам, в том числе с привлечением специализированных организаций.

Применение иных методик допускается исключительно с целью их апробации при условии, что они разработаны при соблюдении требований действующих нормативных технических документов и не противоречат требованиям настоящего стандарта, а результаты, полученные на их основе, должны рассматриваться как справочные. После апробации в установленном порядке новые методики могут быть введены для применения в форме дополнений к настоящему стандарту.

1.8 Настоящий стандарт не предъявляет требований к типам и видам используемой при техническом контроле штатной контрольной аппаратуры и специальных средств измерений, устанавливаемых для временного применения, если эти аппаратура и средства измерений отвечают допустимым погрешностям измерений по установленным настоящим стандартом методикам.

1.9 Требования настоящего стандарта являются минимально необходимыми для обеспечения безопасности эксплуатируемого оборудования ГЭС, если оно используется по прямому назначению в соответствии с эксплуатационными инструкциями, не противоречащими конструкторской (заводской) документации, на протяжении срока, установленного технической документацией, с учетом возможных нештатных (опасных) ситуаций.

1.10 Настоящий стандарт устанавливает требования к оценке технического состояния:

— рабочих колес гидротурбин поворотно-лопастного и радиально-осевого типов при эксплуатации. Стандарт распространяется на гидротурбины с диагональными рабочими колесами; их конкретные особенности учитывают в Ст ГЭС;

— цилиндрического направляющего аппарата (НА), кинематического механизма и элементов сервопривода направляющего аппарата вертикального гидроагрегата;

— камеры рабочего колеса (КРК) ПЛ гидротурбины, облицовки спиральной камеры, отсасывающей трубы и закладных элементов проточной части турбины (водозаборов, приямков, сбросных трубопроводов) вертикального гидроагрегата;

— металлических плоских и сегментных аварийных и аварийно-ремонтных затворов, установленных в водоприемниках гидротурбинных блоков, предтурбинных дисковых и шаровых затворов, установленных в концевых частях напорных подводящих трубопроводов ГЭС и на сороудерживающие решетки, установленные в водоприемниках гидротурбинных блоков;

— подпятников вертикальных гидрогенераторов зонтичного и подвесного исполнения;

— направляющих подшипников гидроагрегата — подшипников гидротурбин с водяной и масляной смазкой; подшипников гидрогенераторов с масляной смазкой;

— систем автоматического регулирования гидротурбин с одиночным (без комбинатора) и двойным (с комбинатором) регулированием;

1.11 В настоящем стандарте использованы основные нормативно-технические, распорядительные и информационные документы, относящиеся к области применения Стандарта, действовавшие в период его разработки.

9.2.1 При определении технического состояния обмоток статоров необходимо выявлять наиболее вероятные повреждения:

— механические повреждения изоляции обмоток статоров, выводных шин, проходных и опорных изоляторов генераторного напряжения; повреждения выявляют путем профилактических испытаний напряжением промышленной частоты и выпрямленным напряжением согласно [2], а также путем осмотра согласно Приложению М;

— перегревы, в том числе перемычек и паек головок лобовых частей; выявляют по результатам осмотров и испытаний в соответствии с Приложениями М, Н и П;

— увлажнение; выявляют на основании измерения коэффициента абсорбции и тока утечки при испытании выпрямленным напряжением согласно [2]; измерение тока утечки в гидрогенераторах с водяным охлаждением производится, если позволяет конструкция гидрогенератора;

— загрязнение; выявляют на остановленных гидрогенераторах осмотром согласно Приложению М;

— ослабление крепления в пазовой и лобовых частях; выявляют осмотром согласно Приложению М и методами измерения частичных разрядов на вращающихся и остановленных гидрогенераторах (Приложения Р и С);

— течи и закупорки полых проводников стержней обмоток статоров гидрогенераторов с водяным охлаждением; выявляют по результатам гидравлических испытаний согласно [2];

— обрывы элементарных проводников; выявляют путем измерения сопротивления постоянному току токоведущей части обмотки согласно [2];

— электрическое и тепловое старение изоляции; выявляют путем профилактических испытаний напряжением промышленной частоты и выпрямленным напряжением согласно [2], а также путем измерения частичных разрядов на гидрогенераторах, выведенных в ремонт (Приложение Р);

— повреждение изоляции вследствие термомеханических циклов; выявляют путем профилактических испытаний напряжением промышленной частоты и выпрямленным напряжением согласно [2], а также осмотром согласно Приложению М;

— повышенная вибрация лобовых частей; выявляют на основании результатов вибрационных испытаний в соответствии с Приложением И и осмотром в соответствии с Приложением М.

9.2.2 Измерения сопротивления меди обмотки постоянному току производят при практически холодном состоянии гидрогенераторов для каждой фазы и для каждой параллельной ветви обмотки, имеющей отдельный вывод. Приведенные к одинаковой температуре сопротивления не должны отличаться:

— фаз обмотки друг от друга более, чем на 2 %;

— параллельных ветвей обмотки друг от друга, более чем на 5 %;

— от исходных данных (при исправном состоянии обмоток) более, чем на 2 %.

Превышения относительно приведенных значений требуют дополнительного обследования для выяснения причин, в частности, могут проводиться измерения переходных сопротивлений в пайках головок лобовых частей. Нарушение паек головок может быть выявлено с помощью термоэтикеток по методике, приведенной в Приложении Н.

9.2.3 Измерения сопротивления изоляции обмотки выполняют мегомметром 2500 В для каждой фазы и каждой доступной для измерения параллельной ветви обмотки по отношению к корпусу, заземленным другим фазам и ветвям при температуре машины в пределах от 10 до 30 °С. Значения сопротивления отсчитываются через 15 и 60 с после начала измерения и должны удовлетворять следующим критериям:

— не менее 10 МОм на 1 кВ номинального линейного напряжения;

— не менее 1,3.

Измерение сопротивления изоляции обмоток, непосредственно охлаждаемых дистиллятом, производят после удаления и продувки дистиллята и осушения всего тракта сжатым воздухом. Допускается измерение сопротивления при циркуляции дистиллята, если это предусмотрено конструкторской заводской документацией.

9.2.4 Испытание изоляции обмотки повышенным выпрямленным напряжением с измерением тока утечки. Измерения токов утечки и электрической прочности изоляции при выпрямленном напряжении определяют при приложении этого напряжения к одной из фаз или доступной (по конструктивным условиям) параллельной ветви по отношению к корпусу и заземленным другим фазам и параллельным ветвям. Уровень испытательного выпрямленного напряжения принимают равным 1,6 испытательного напряжения промышленной частоты.

Оценку состояния изоляции производят по коэффициенту нелинейности зависимости токов утечки от напряжения, по формуле:

(1)

где U_нб— наибольшее, т.е. испытательное напряжение последней ступени;

U_нм » 0,5U_нб — наименьшее напряжение первой или последующих ступеней (при токе утечки не менее 10 мкА);

I_нб, I_нм — значения токов утечки при отсчете через 60″ с момента установления напряжений U_нб и U_нм. Значение K_Uдолжно быть не более 3.

Рост тока при одноминутной выдержке напряжения на какой-либо ступени является признаком дефекта изоляции, включая возможность увлажнения.

Коэффициент нелинейности не учитывается, если токи утечки на всех ступенях напряжения не превосходят 50 мкА. Во избежание местных перегревов изоляции токами утечки выдержка напряжения на очередной ступени допускается лишь в том случае, когда токи утечки не превышают значения 250 мкА.

10.3.1 Данный подраздел определяет требования к методам контроля и оценке технического состояния валов (валопроводов) вертикальных гидроагрегатов, включая валы гидротурбины и гидрогенератора, промежуточные валы и надставки валов, в том числе фланцы валов и шейки направляющих подшипников.

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

10.3.3 Контроль технического состояния валопровода осуществляют на работающем и остановленном гидроагрегате. При необходимости проводят освидетельствование при разобранных направляющих подшипниках [6].

10.3.4 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.

10.3.5 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 — не менее одного раза в сутки с записью в суточную ведомость, а при возникновении повышенного биения вала частоту контроля по решению технического руководителя ГЭС увеличивают.

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

— повышенное значение биения вала гидроагрегата у направляющих подшипников и фланцевых соединениях валов, измеряемое в соответствии с Приложением И (допустимое значение биения определяет Ст ГЭС на основании документации завода изготовителя и опыта эксплуатации);

— повышенная горизонтальная вибрация направляющих подшипников гидроагрегата, измеряемая в соответствии с Приложением И;

— повышенная вертикальная вибрация опоры пяты, измеряемая в соответствии с Приложением И;

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

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

10.3.8 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.

10.3.9 При осмотрах и обследованиях вала гидроагрегата должны выявляться параметры состояния в соответствии с таблицей 18.

Таблица 18 — Нормы контроля технического состояния вала гидроагрегата

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

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.

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*

________________

* Вероятно, ошибка оригинала. Следует читать: «Государственная система обеспечения единства измерений. Расход воды в напорных трубопроводах. Методика выполнения измерений методом площадь-скорость». — Примечание изготовителя базы данных.

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*

________________

* Вероятно, ошибка оригинала. Следует читать: «Государственная система обеспечения единства измерений. Методики (методы) измерений». — Примечание изготовителя базы данных.

ГОСТ Р 54130-2010 Качество электрической энергии. 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.

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

Требования настоящего стандарта направлены на повышение безопасности и эффективности эксплуатации гидрогенераторов гидроэлектрических станций.

Необходимые изменения, вызванные вводом в действие новых технических регламентов и национальных стандартов, содержащих требования, не учтенные в настоящем стандарте, а также введение новых требований и рекомендаций, обусловленных развитием новой техники, должны быть внесены в него в установленном порядке.

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

1.2 Настоящий стандарт устанавливает порядок и правила оценки технического состояния гидрогенераторов при постоянном и периодическом контроле:

— при постоянном контроле состояния работающего оборудования;

— при периодических осмотрах выведенного из работы оборудования;

— при технических освидетельствованиях оборудования;

— при 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, устанавливаемых для временного применения.

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 2.103-68 Единая система конструкторской документации. Стадии разработки

ГОСТ 2.601-2006 Единая система конструкторской документации. Эксплуатационные документы

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

________________
* Вероятно, ошибка оригинала. Следует читать: ГОСТ Р 27.002-2009, здесь и далее по тексту. — Примечание изготовителя базы данных.

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

ГОСТ 8865-93 Системы электрической изоляции. Оценка нагревостойкости и классификация

ГОСТ 10169-77 Машины электрические трехфазные синхронные. Методы испытаний

ГОСТ 11828-86 Машины электрические вращающиеся. Общие методы испытаний

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

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

ГОСТ 19431-84 Энергетика и электрификация. Термины и определения

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

ГОСТ 20911-89 Техническая диагностика. Термины и определения

ГОСТ 25866-83 Эксплуатация техники. Термины и определения

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

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.

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 2.103, ГОСТ 2.601, ГОСТ 15467, ГОСТ 16504, ГОСТ 19431, ГОСТ 20911, ГОСТ 25866, ГОСТ 27.002, а также следующие термины с соответствующими определениями:

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

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

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

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

3.5 гидроагрегат вертикальный: Гидроагрегат с вертикальным валом.

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

3.7 гидрогенератор: Электрический синхронный генератор, вращаемый гидравлической турбиной. Ротор гидрогенератора укреплен на одном валу с рабочим колесом гидротурбины.

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

3.9 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.

3.10 деталь оборудования: Неделимая составная часть конструктивного узла оборудования.

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

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

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

3.14 камера рабочего колеса гидравлической турбины: Элемент проточной части осевой или диагональной гидравлической турбины, внутри которого расположено РК.

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

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

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

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

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

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

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

В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

АСУ — автоматизированная система управления;

АХЧ — амплитудно-частотная характеристика;

ГЭС — гидравлическая электрическая станция;

ИИС — информационно-измерительная система;

КЗ — короткое замыкание;

КРК — камера рабочего колеса;

МНУ — маслонапорная установка;

НА — направляющий аппарат;

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

РК — рабочее колесо гидротурбины;

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

РЧВ — регулятор частоты вращения гидротурбины;

СИ — средства измерения;

СК — синхронный компенсатор;

ТВС — техническое водоснабжение;

ТЭ — термоэтикетка;

ЩКА — щеточно-контактный аппарат;

ЧР — частичный разряд;

ЭМП — эластичный металлопластмассовый (опорный сегмент).

5.1 Контроль и оценка технического состояния оборудования ГЭС имеют следующие цели:

— повышение безопасности эксплуатации гидрогенераторов посредством выявления и своевременного устранения возникших повреждений (дефектов);

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

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

— обоснование для модернизации гидрогенераторов в целом, их элементов и конструктивных узлов.

5.2 Настоящий стандарт в соответствии с правилами [1] устанавливает для применения на ГЭС следующие обязательные формы контроля технического состояния гидрогенераторов:

— постоянный контроль состояния работающего оборудования (гидрогенераторов);

— периодические осмотры выведенного из работы оборудования;

— регулярные технические освидетельствования оборудования;

— технические обследования оборудования.

5.3 Постоянный контроль технического состояния оборудования осуществляют с целью 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.

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

Не реже одного раза в год осмотр выведенного из работы оборудования производится комиссией. Осмотр проводят обязательно до наступления весеннего половодья, а в отдельных случаях — летне-осеннего паводка, с целью проверки готовности оборудования к работе с максимальной нагрузкой в течение многоводного периода.

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

Периодические осмотры выведенного из работы оборудования приурочивают ко времени проведения ремонта (см. правила [2]).

5.5 Периодическое техническое освидетельствование оборудования осуществляют с целью углубленной оценки его состояния после длительного периода эксплуатации и определения мер для обеспечения безопасной работы оборудования в пределах срока службы или для продления срока службы.

Периодичность, объем и порядок технического освидетельствования оборудования устанавливаются согласно правилам [1].

Результаты технического освидетельствования заносят в технические паспорта ГЭС 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.

5.6 Техническое обследование (индивидуальное, комплексное) имеет целью диагностирование технического состояния оборудования (его отдельных элементов, конструктивных узлов) на основе 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.

5. Методы оценки технического состояния оборудования

12 октября 2017

В соответствии с пунктом 2 постановления Правительства Российской Федерации от 19.12.2016 № 1401 «О комплексном определении показателей технико-экономического состояния объектов электроэнергетики, в том числе показателей физического износа и энергетической эффективности объектов электросетевого хозяйства, и порядка осуществления мониторинга таких показателей» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2016, № 52, ст. 7665) приказываю:

Утвердить прилагаемую методику оценки технического состояния основного технологического оборудования и линий электропередачи электрических станций и электрических сетей.

Министр

А.В. Новак

Зарегистрировано в Минюсте РФ 5 октября 2017 г.

1.1. Настоящая методика определяет порядок оценки технического состояния основного технологического оборудования и линий электропередачи объектов электроэнергетики и определения оптимального вида, состава и стоимости технического воздействия на оборудование (группы оборудования) (далее — методика).

1.2. В настоящей методике используются термины и определения, которые приведены в приложении № 1 к настоящей методике.

1.3. Настоящая методика распространяется на группы оборудования и сооружения объектов электроэнергетики, состав которых, а также определенные по их целевому назначению, устройству и выполняемым функциям функциональные узлы основного технологического оборудования (далее — функциональные узлы), группы параметров функциональных узлов и параметры технического состояния функциональных узлов и общие параметры технического состояния, не относящиеся к функциональным узлам, приведены в приложении № 2 к настоящей методике.

К основному технологическому оборудованию объектов электроэнергетики, в отношении которого производится оценка технического состояния согласно настоящей методике, относятся

паровые турбины, установленной мощностью 5 МВт и более;

паровые (энергетические) котлы, обеспечивающие паром паровые турбины установленной мощностью 5 МВт и более;

гидротурбины, установленной мощностью 5 МВт и более;

газовые турбины, установленной мощностью 5 МВт и более;

гидрогенераторы, номинальной мощностью 5 МВт и более;

турбогенераторы, номинальной мощностью 5 МВт и более;

силовые трансформаторы напряжением 110 кВ и выше;

линии электропередачи (далее — ЛЭП) напряжением 35 кВ и выше (далее — основное технологическое оборудование).

2.1. Оценка технического состояния основного технологического оборудования представляет собой процесс определения интегрального показателя технического состояния (индекса технического состояния).

2.2. Результатами оценки технического состояния основного технологического оборудования являются:

индекс технического состояния функциональных узлов;

индекс технического состояния единицы основного технологического оборудования;

индекс технического состояния группы оборудования и сооружений объектов электроэнергетики.

Индекс технического состояния принимает значения в диапазоне от 0 (наихудшее значение) до 100 (наилучшее значение).

Для целей применения Методики комплексного определения показателей технико-экономического состояния объектов электроэнергетики, в том числе показателей физического износа и энергетической эффективности объектов электросетевого хозяйства, утвержденной постановлением Правительства Российской Федерации от 19.12.2016 № 1401 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2016, № 52, ст. 7665) (далее — методика комплексного определения), рассчитанное в соответствии с настоящей методикой значение индекса технического состояния масштабируется путем деления на 100.

2.3. Оценка технического состояния основного технологического оборудования осуществляется путем сопоставления фактических значений параметров технического состояния функциональных узлов со значениями, установленными нормативной и технической документацией, а также организациями-изготовителями, и последующего определения индексов технического состояния функциональных узлов и оборудования в целом.

3.1. Расчет индекса технического состояния основного технологического оборудования осуществляется в следующей последовательности:

оценка параметров технического состояния функциональных узлов и общих параметров технического состояния, не относящихся к функциональным узлам основного оборудования, в соответствии с пунктами 3.2 и 3.3 настоящей методики;

оценка группы параметров технического состояния функциональных узлов и группы общих параметров технического состояния, не относящихся к функциональным узлам, в соответствии с пунктом 3.4 настоящей методики;

расчет индекса технического состояния функциональных узлов и индекса технического состояния узла, содержащего общие параметры технического состояния, не относящиеся к функциональным узлам (далее — обобщенный узел), в соответствии с пунктами 3.5 и 3.6 настоящей методики;

расчет индекса технического состояния единицы основного технологического оборудования в соответствии с пунктами 3.7 — 3.10 настоящей методики;

расчет индекса технического состояния группы оборудования и сооружений в соответствии с пунктами 3.11 — 3.14 настоящей методики.

Схема порядка оценки технического состояния основного технологического оборудования (расчет индекса технического состояния) приведена в приложении № 3 к настоящей методике.

3.2. Для оценки параметров технического состояния функциональных узлов и общих параметров технического состояния, не относящихся к функциональным узлам, субъект электроэнергетики определяет фактические значения таких параметров на основании приведенных в пункте 2.6 настоящей методики данных в соответствии с приведенными в приложении № 4 к настоящей методике единицами измерения и возможными фактическими значениями параметров.

3.3. Каждый параметр технического состояния функционального узла и общих параметров технического состояния, не относящихся к функциональным узлам, оценивается в соответствии с балльной шкалой оценки отклонения фактических значений таких параметров от предельно-допустимых значений, установленных нормативной и технической и (или) конструкторской (проектной) документацией, согласно приложению № 5 к настоящей методике.

Диапазоны балльной шкалы оценки характеризуют качественную оценку параметров технического состояния функциональных узлов и общих параметров технического состояния, не относящихся к функциональным узлам, и соответствующий уровень выполнения требуемых функций:

«4» — отсутствует отклонение измеренных параметров от требований нормативной и технической и (или) конструкторской (проектной) документации, оборудование выполняет требуемые функции в полном объеме;

«3» — измеренные параметры находятся в пределах значений, определенных нормативной и технической документацией и (или) конструкторской (проектной) документацией, но появилась тенденция ухудшения значения такого параметра;

«2» — измеренные параметры находятся в пределах значений, определенных нормативной и технической документацией и (или) конструкторской (проектной) документацией, но возникает угроза наступления отказов;

«1» — измеренные параметры находятся на уровне предельно-допустимых значений, определенных нормативной и технической документацией и (или) конструкторской (проектной) документацией, оборудование выполняет требуемые функции не в полном объеме;

«0» — измеренные параметры находятся за пределами предельно-допустимых значений, определенных нормативной и технической документацией и (или) конструкторской (проектной) документацией.

3.4. Оценка группы параметров технического состояния функциональных узлов и общих параметров технического состояния, не относящихся к функциональным узлам, определяется минимальной бальной оценкой, определенной в соответствии с пунктами 3.2 и 3.3 настоящей методики, входящего в данную группу параметра.

Приказ Ростехнадзора от 27.06.2016 N 240

№ п.п.	Группа оборудования	Класс оборудования	Группа параметров, не относящихся к функциональным узлам	Весовой коэффициент группы параметров функционального узла
1	2	3	4	5
1.	Гидротехническое оборудование	Гидравлическая турбина	Энергетические характеристики	0,2
2.			Срок службы	0,8
3.	Сооружения	Кабельная линия электропередачи	Общие сведения	1
4.	Тепломеханическое оборудование	Паровая турбина	Состояние масла	0,164
5.			Срок службы	0,539
6.			Тепловые расширения	0,297
7.		Паровой котел	Паропроизводительность	0,5
8.			Срок службы	0,5
9.	Электротехническое оборудование	Гидрогенератор	Срок службы	0,8
10.			Общие сведения	0,2
11.		Трансформатор (автотрансформатор) силовой	Общие сведения	1
12.		Турбогенератор	Общие сведения	1

Вид объекта	Единица измерения	Приведенная мощность на единицу, пр.МВт
Воздушные линии электропередачи
Линии 330-750 кВ	100 км	2,74
Линии 35-220 кВ	100 км	1,66
Кабельные линии электропередачи
20 кВ и выше	100 км	8,78
Подстанции
ПС 110 кВ	1 ПС	1,96
ПС 220-330 кВ	1 ПС	5,68
ПС 400 кВ и выше	1 ПС	11,36

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 восстановления профилей лопастей при ремонтно-восстановительных работах.

• Обеспечение надежности и безопасности эксплуатации гидроагрегатов за пределами проектного срока службы 2017 / Георгиевская Евгения Викторовна
• Оценка надежности гидротурбин со сроком службы выше нормативного 2015 / Иванченко И.П., Топаж Григорий Ицкович, Щур Василий Алексеевич
• Диагностика гидроагрегатов Саяно-Шушенской ГЭС имени П. С. Непорожнего 2011 / Шадрин Василий Алексеевич
• Оптимальное планирование ограничений мощности Нижнекамской ГЭС с учетом действующих и планируемых к изменению регламентов ОРЭМ 2015 / Мардиханов А.Х.
• Гидроэнергетика после аварии на Саяно-Шушенской ГЭС 2011 / Фортов Владимир Евгеньевич, Федоров Михаил Петрович, Елистратов Виктор Васильевич

Оперативное управление должно осуществляться со щита управления или с диспетчерского пункта. Возможно использование приспособленного для этой цели электротехнического помещения. ПРОЕКТНАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ (ЧЕРТЕЖИ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ПРОЕКТА, ТЕХНИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ НА ВНУТРЕННИЕ И ВНЕШНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ).

На щитах (пунктах) оперативного управления и в других приспособленных для этой цели помещениях должны находиться оперативные схемы (схемы-макеты) электрических соединений электроустановок, находящихся в оперативном управлении.

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.

Для каждой электроустановки должны быть составлены однолинейные схемы электрических соединений для всех напряжений при нормальных режимах работы оборудования, утверждаемые 1 раз в 2 года ответственным за электрохозяйство Потребителя.
Следует читать: «Государственная система обеспечения единства измерений. Методики (методы) измерений». — Примечание изготовителя базы данных.

Цитируемость, нормализованная по тематическому направлению, рассчитывается путем деления числа цитирований, полученных данной публикацией, на среднее число цитирований, полученных публикациями такого же типа этого же тематического направления, изданных в этом же году. Показывает, насколько уровень данной публикации выше или ниже среднего уровня других публикаций в этой же области науки. Для публикаций текущего года показатель не рассчитывается.
Вместе с тем, Инструкция по эксплуатации гидрооборудования СШГЭС (Инструкция по эксплуатации гидроагрегатов Саяно – Шушенской ГЭС, утверждена главным инженером филиала ОАО «РусГидро» — «Саяно – Шушенская ГЭС имени П.С. Непорожнего» от 18.05.2009 г.) предусматривает постоянный контроль технического состояния оборудования оперативно-ремонтным персоналом. Данный контроль не был организован должным образом.

Цитируемость, нормализованная по журналу, рассчитывается путем деления числа цитирований, полученных данной статьей, на среднее число цитирований, полученных статьями такого же типа в этом же журнале, опубликованных в этом же году. Показывает, насколько уровень данной статьи выше или ниже среднего уровня статей журнала, в котором она опубликована. Рассчитывается, если для журнала в РИНЦ есть полный набор выпусков за данный год. Для статей текущего года показатель не рассчитывается.
В этой ситуации с целью обеспечения безопасной эксплуатации главный инженер СШГЭС (находившийся на станции с 06.35 17.08.2009 г.) должен был принять решение об остановке ГА-2 и исследовании причин вибрации. Вместо этого ГА-2 оставался приоритетным в ГРАРМ при регулировании мощности.

Не реже одного раза в год осмотр выведенного из работы оборудования должен быть произведен комиссией, состав которой утверждает технический руководитель ГЭС.
Щиты (пункты) управления должны быть оборудованы средствами связи. Рекомендуется записывать оперативные переговоры на магнитофон.

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

СТО 70238424.27.140.017-2008 Механическое оборудование гидротехнических сооружений ГЭС. Организация эксплуатации и технического обслуживания.

Число цитирований данной публикации из публикаций, входящих в РИНЦ. Сама публикация при этом может и не входить в РИНЦ. Для сборников статей и книг, индексируемых в РИНЦ на уровне отдельных глав, указывается суммарное число цитирований всех статей (глав) и сборника (книги) в целом.

В учебном пособии изложены сведения по основам термодинамики и теплообмена. Рассмотрены основные понятия и законы термодинамики и теории теплообмена. Приведены примеры, связанные с их приложением к конкретным теплотехническим системам.\nПособие предназначено для студентов средних профессиональных учебных заведений, также может быть полезно аспирантам и научным работникам, занимающимся решением задач термодинамики и теплообмена.

5 Организация эксплуатации гидротехнических сооружений ГЭС

5.3.1 Перед приемкой в эксплуатацию гидроэлектростанции (пускового комплекса) должны быть проведены: индивидуальные испытания гидротурбинного оборудования и функциональные испытания отдельных систем, завершающиеся для энергоблоков пробным пуском основного и вспомогательного оборудования; комплексное опробование оборудования.

Во время монтажа должны быть проведены промежуточные приемки узлов гидротурбинного оборудования, а также скрытых работ.

5.3.2 Индивидуальные и функциональные испытания гидротурбинного оборудования и отдельных систем проводятся с привлечением персонала заказчика по проектным схемам после окончания всех строительных и монтажных работ по данному узлу. Перед индивидуальным и функциональным испытаниями должно быть проверено выполнение: настоящего Стандарта, строительных норм и правил, стандартов, включая стандарты безопасности труда, норм технологического проектирования, правил органов государственного контроля и надзора, норм и требований природоохранного законодательства и других органов государственного надзора, правил охраны труда, правил взрыво- и пожаробезопасности.

5.3.3 Во время монтажа должны быть проведены гидравлические испытания сервомоторов направляющего аппарата и рабочего колеса поворотно-лопастной гидротурбины.

5.3.4 При приемке в эксплуатацию гидротурбинных установок всех типов должны быть проведены натурные энергетические испытания абсолютным или индексным методом, вибрационные испытания, а также испытания системы регулирования. Испытания проводятся в соответствии с требованиями Приложения А.

5.3.5 Энергетические испытания проводятся в целях:

проверки соответствия фактических значений максимального КПД и максимальной мощности гидротурбины гарантированным заводом-изготовителем значениям;

5.6.1 На каждой ГЭС по гидротурбинным установкам должны быть следующие документы:

— акты поузловой приемки узлов гидротурбины по окончании монтажа, наладки, пробных прокруток и устранения заводских дефектов, дефектов монтажа и наладки;

— протоколы приемосдаточных испытаний состоянии и на холостом ходу и под нагрузкой;

— акты рабочих комиссий приемки гидротурбины после индивидуального опробования и функциональных испытаний;

— утвержденная проектная документация по гидротурбинной установке со всеми последующими изменениями;

— технические паспорта на каждую гидротурбину, в которые заносятся все сведения о процессе эксплуатации с момента их ввода в эксплуатацию и все изменения, происходящие за весь период работы гидротурбины на ГЭС;

— эксплуатационные характеристики гидротурбин;

— технические отчеты и заключения с результатами натурных испытаний гидротурбин;

— исполнительные рабочие технологические схемы вспомогательных систем гидротурбины (систем регулирования, технологической автоматики, технического водоснабжения, осушения, смазки);

— чертежи запасных частей к гидротурбине;

— комплект действующих и отмененных инструкций по эксплуатации гидротурбины, должностных инструкций для всех категорий специалистов и для рабочих, относящихся к дежурному персоналу, и инструкций по охране труда.

Комплект указанной выше документации должен храниться в техническом архиве электростанции.

На рабочем месте мастера по техническому обслуживанию гидротурбин должен находиться и вестись им эксплуатационный журнал, включающий информацию об имевших место технологических нарушениях и отказах.

5.6.2 В состав технической документации на каждой гидроэлектростанции мощностью 30 МВт и более должны входить нормативные энергетические характеристики оборудования, разработанные в соответствии с требованиями.

В состав нормативных энергетических характеристик включаются:

— эксплуатационные характеристики гидроагрегата и ГЭС;

— расходно-мощностная характеристика гидроагрегата;

— характеристики удельных расходов воды.

Целесообразность разработки характеристик по гидроэлектростанциям меньшей мощности должна быть установлена генерирующей компанией, эксплуатирующей данную ГЭС.

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

5.6.4 На гидротурбинных установках должны быть установлены таблички с номинальными данными согласно государственному стандарту на это оборудование.

5.6.5 Гидротурбинные установки и вспомогательное оборудование, в том числе трубопроводы, а также арматура, шиберы должно быть пронумеровано. Основное оборудование должно иметь порядковые номера, а вспомогательное — тот же номер, что и основное, с добавлением букв А, Б, В и т.д. Нумерация оборудования должна производиться от постоянного торца здания и от ряда А.

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

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

5.6.7 Исполнительные технологические схемы (чертежи) вспомогательных технологических систем гидротурбины должны проверяться на их соответствие фактическим эксплуатационным не реже 1 раза в 3 года с отметкой на них о проверке.

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

5.6.8 Комплекты необходимых схем должны находиться на рабочих местах руководящего дежурного персонала смены (начальника смены ГЭС) и у дежурного персонала, обслуживающего гидротурбинную установку.

Форма хранения схем должна определяться местными условиями.

5.6.9 Все рабочие места должны быть снабжены необходимыми инструкциями.

5.6.10 У дежурного персонала должна находиться оперативная документация, в объем которой должны быть включены:

вид технического состояния : категория технического состояния, характеризуемая соответствием или несоответствием качества объекта определенным техническим требованиям, установленным технической документацией на этот объект.

Примечания: 1. Различают виды технического состояния: исправность и неисправность, работоспособность и неработоспособность, правильное функционирование и неправильное функционирование.

2. Под функционированием объекта следует понимать выполнение предписанного объекту алгоритма функционирования при применении объекта по назначению.

3. Алгоритм функционирования — по ГОСТ 34.003-90.

Определения термина из разных документов: вид технического состояния

визуальный контроль : органолептический контроль, осуществляемый органами зрения (ГОСТ 16504-81).

Определения термина из разных документов: визуальный контроль

вспомогательный персонал : категория работников вспомогательных профессий, выполняющих работу в зоне действующих энергоустановок [2].

Определения термина из разных документов: вспомогательный персонал

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

Определения термина из разных документов: гидравлическая турбина (гидротурбина)

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

Определения термина из разных документов: гидравлическая турбина поворотно-лопастная

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

Определения термина из разных документов: гидравлическая турбина радиально-осевая

гидроагрегат : агрегат, состоящий из гидравлической турбины и электрического гидрогенератора.

Определения термина из разных документов: гидроагрегат

гидроагрегат вертикальный : гидроагрегат с вертикальным валом.

Определения термина из разных документов: гидроагрегат вертикальный

гидрогенератор : электрический синхронный генератор, вращаемый гидравлической турбиной.

Ротор гидрогенератора укреплен на одном валу с рабочим колесом гидротурбины.

Определения термина из разных документов: гидрогенератор

гидроэлектростанция, ГЭС : электростанция, преобразующая механическую энергию воды в электрическую энергию (ГОСТ 19431-84, ГОСТ 23875-88).

Определения термина из разных документов: гидроэлектростанция, ГЭС

дежурный работник объекта электроэнергетики (ГЭС) : штатный работник организации собственника (эксплуатирующей организации), уполномоченный на выдачу и выполнение команд по управлению электроэнергетическим режимом ГЭС, а также на непосредственное воздействие на ее органы управления (постановление Правительства Российской Федерации от 27.12.2004 № title=»Об утверждении Правил оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике» «Об утверждении правил оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике»).

Наименование показателя	Значение
1. Характеристика ГЭС: состав гидросооружений, длина напорного фронта, расчетные и наиболее характерные напоры, объем водохранилища
2. Установленная мощность ГЭС, МВт
3. Количество гидроагрегатов
4. Первичная схема электрических соединений
5. Характерный режим работы (пиковый, базовый), его изменение во времени
6. Единичная мощность гидроагрегата, МВт
7. Типоразмер турбины
8. Завод-изготовитель турбины
9. Год выпуска турбины
10. Напоры: минимальный, м:
— расчетный, м
— максимальный, м
11. Расход воды через турбину при расчетном напоре, м/с
12. Мощность турбины при расчетном напоре, МВт
13. Требуемая высота отсасывания турбины при расчетном напоре и максимальной нагрузке, м
14. Число лопастей рабочего колеса
15. Число лопаток направляющего аппарата
16. Количество и тип сервомоторов направляющего аппарата
17. Тип направляющего подшипника турбины
18. Тип гидрогенератора
19. Завод-изготовитель гидрогенератора
20. Год выпуска гидрогенератора
22. Номинальная частота вращения ротора, об/мин
23. Напряжение статора, кВ
24. Ток ротора, А
25. Коэффициент мощности
26. Диаметр расточки статора, мм количество секторов, шт.
27. Тип обмотки статора
28. Тип изоляции обмотки статора
29. Число полюсов ротора
30. Тип изоляции обмоток ротора
31. Тип системы охлаждения статора и ротора
32. Тип подпятника(краткое описание)
33. Максимальная нагрузка на подпятник, т
34. Удельная нагрузка на подпятник, МПа
35. Тип подшипников гидрогенератора(краткое описание)
36. Тип системы возбуждения — плохое состояние рабочей поверхности сегментов; — повышенную шероховатость зеркальной поверхности диска; — повышенную 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; — разрегулировку нагрузки на сегменты; — неправильную установку тангенциального и радиального эксцентриситета сегментов; — разгерметизацию упругих камер подпятников на гидравлической опоре; — уменьшение расхода воды в маслоохладителях подпятников; — повреждение трубок маслоохладителей; повышенный выход масла или масляных паров из маслованны. — температура сегментов; — температура масла в ванне; — уровень масла в ванне; — наличие потока охлаждающей воды через маслоохладители; — проседание упругих камер (для подпятников на гидравлической опоре). В случае, если значение параметра определено из (1.15), тогда затраты будут зависеть только от величины Т. Такое равенство можно минимизировать с помощью известных оптимизационных методов. Моделирование задержки между возникновением неисправности и отказом агрегата. Концепция задержки между возникновением неисправности и отказом агрегата, в самой простой форме, представляет двухэтапный процесс отказа. На первой стадии дефект становится явным, а на второй стадии, в конечном счёте, такая неисправность приводит к отказу. Период h, с момента времени появления неисправности и до момента отказа, называется «задержкой». Инженеры понимают эту концепцию, и это обуславливает логическое обоснование проведения инспекций и предупредительного ТОР оборудования. Совокупность инспекционных проверок может существенно увеличить системную готовность посредством выявления и исключения потенциальных причин отказа. Было возможно получить субъективные оценки функции плотности вероятности f(h) времени задержки h. Знание f(h) облегчает построение моделей, описывающих связь инспекционного периода Т и других переменных, например, таких как ожидаемое время восстановления или ожидаемые затраты эксплуатации на единицу времени. Основная инспекционная модель, разработанная непосредственно по концепции задержки между возникновением неисправности и отказом агрегата представлена в 1984 году английскими исследователями. В этой модели предполагается, что неисправности возникают и фиксируются также как и восстановительные ремонты, инспекционные ремонты (предупредительные ТОР), выявляются при проверках и восстанавливаются. По мере того как инспекционный период Т увеличивается, вероятность перехода неисправности в отказ Р(Т) тоже растёт. В этой модели Р(Т) при определённых предположениях, была просчитана и разработана модель оценки ожидаемых затрат на единицу времени. Таким образом, следуя предположениям простейшей инспекционной модели, разработанной с использованием концепции «задержки», принимается: Инспекция проводится в каждые Т единиц времени при затратах G, и она длится d единиц времени, причём d намного меньше Т. Инспекции «совершенны» в том плане, что любая возникающая неисправность в системе выявляема. Дефекты, обнаруженные посредством проверки, восстанавливаются за время инспекции. Начальный момент, в который неисправность, предположительно, впервые возникает (он известен как время истока дефекта) единообразно распределён по времени со времени последней инспекции независимо от h. Неисправности возникают с нормой к на единицу времени. Функция плотности вероятности задержки f(h) известна. Предположение 3 говорит о том, что все ремонты, осуществляемые после инспекции, могут быть завершены в рамках фиксированного периода d, независимо от их количества. Оно разумно, если в наличие есть достаточно средств (персонал, материалы и т.д.) для одновременного выполнения ремонтов. Предположение 4 даёт нам оценку ожидаемого количества неисправностей, возникающих в период Г, а именно кТ. Здесь не рассматривается время восстановления оборудования при отказе, в течение которого, по причине простоя агрегата, не возникают дефекты. Однако, если время восстановления мало по сравнению с Г, то и ошибка окажется небольшой. Полученные в предыдущей главе связи и соотношения между состоянием технического ресурса оборудования и его безотказностью, с одной стороны, и предложенный метод оценки состояния ресурса на основе макродиагностирования, с другой стороны, позволяют поставить задачу нахождения оптимальных ремонтных воздействий и определения рационального состояния технического ресурса оборудования. Это одна из наиболее актуальных сегодня задач организации эксплуатации стареющего оборудования. Её решение требует, прежде всего, формирования критерия оптимальности. Поставленную задачу можно решать в два этапа. На первом — определить (идентифицировать) реальное состояние объекта, в данном случае — величину остаточного ресурса. На втором этапе — оптимальный размер этого ресурса. Для решения первой задачи удобно воспользоваться сопоставлением за висимости СУ от К. , полученной по фактическим данным по аварийности оборудования, COj от R, полученной по (2.27)-(2.30). В ряде случаев удобно воспользоваться параметром: dco _ dRocm — У (3.1) Этот параметр, с одной стороны, может быть определен теоретически ( У і) на основе выражений (2.1), (2.12), (2.27)-(2.30). С другой стороны он может быть определён на основе реальной статистики по надёжности работы оборудования. Для этого необходимо использовать статистику по отказам оборудования за два последовательных года t и /+1. Для t-ro года по выражению (2.22) определяется приращение ресурса AR,. На основе этих данных вычисляется «фактический» параметр / ф УФ = При этом значения ф могут не совпадать. Различия между ни ми могут быть обусловлены: — неточностью исходной информации; — неэффективностью проводившихся ремонтных воздействий (неэффективностью ремонтных затрат). Анализ причин возможного несовпадения / t и ф позволит либо уточнить исходную информацию, либо выявить причины нерациональных ремонтных воздействий, либо то и другое вместе. Для анализа / ф желательно иметь как можно больше статистических данных для разных лет работы оборудования. Это необходимо, прежде всего, для того, чтобы снизить влияние фактора случайности отказов. Желательно также рассмотреть несколько годовых интервалов, включающих как годы, в которых были рассмотрены воздействия, так и годы без таковых. Кроме того, очевидно, что величина у является положительной. Отрицательность / ф сразу показывает ошибочность используемых величин. Первым приближением к оценке израсходованного ресурса может служить отношение фактического срока работы оборудования к его сроку жизни. Эта оценка справедлива, если за весь прошедший период осуществлялись нормативные ремонтные воздействия и с хорошей достоверностью известен срок жизни объекта. Наконец, для оценки фактического оставшегося ресурса могут быть использованы и данные технической диагностики. Погрешность в определении /1 может быть и за счёт неточного определения количества узлов в объекте пу [см.(2.34)]. Для решения второй задачи исходно необходимо использование полного критерия экономичной эффективности. В качестве такого критерия применяется критерий максимума чистого дисконтированного дохода (ЧЧД) [65]. Каждый из этих показателей является функцией от параметров выбираемого варианта объекта (варианта ремонтных воздействий). Поскольку доход для гидроэлектростанций определяется выработкой электроэнергии и обеспеченностью водостока, то он не зависит от рассматриваемых параметров ГЭС. Поэтому критерий можно упростить, исключив показатель Д t до вида: min( s+3s+yl) Использование критериев (3.1) и / ф требует раскрытия входящих в них показателей через искомые параметры объекта — ресурсные и параметры, характеризующие ремонтные воздействия, что и является предметом дальнейшего исследования. Техническое состояние — состояние оборудования, которое характеризуется в определенный момент времени при определённых условиях внешней среды значениями параметров, установленных регламентирующей документацией [1]. Контроль технического состояния — проверка соответствия значений параметров оборудования требованиям, установленным документацией, и определение на этой основе одного из заданных видов ТС в данный момент времени. Различают субъективные и объективные методы оценки ТС оборудования. Под субъективными (органолептическими) методами подразумеваются такие методы оценки ТС оборудования, при которых для сбора информации используются органы чувств человека, а также простейшие устройства и приспособления, предназначенные для увеличения чувствительности в рамках диапазонов, свойственных органам чувств человека. При этом для анализа собранной информации используется аналитико-мыслительный аппарат человека, базирующийся на полученных знаниях и имеющемся опыте. К субъективным методам оценки ТС относят визуальный осмотр, контроль температуры, анализ шумов и другие методы. Под объективными (приборными) методами подразумеваются такие методы оценки ТС, при которых для сбора и анализа информации используются специализированные устройства и приборы, электронно-вычислительная техника, а также соответствующее программное и норма-тивное обеспечение. К объективным методам оценки ТС относятся вибрационная диагностика, методы неразрушающего контроля (магнитный, электрический, вихретоковый, радиоволновой, тепловой, оптический, радиационный, ультразвуковой, контроль проникающими веществами) и другие. 1. Методические указания по проверке гидротехнических сооружений на этапе их эксплуатации (далее — Методические указания) содержат общие положения по проведению проверок гидротехнических сооружений (далее — ГТС) на этапе их эксплуатации с учетом их особенностей и рекомендации по организации и проведению этих проверок. 2. Методические указания распространяются на ГТС, которые указаны в статье 3 Федерального закона от 21 июля 1997 г. N 117-ФЗ «О безопасности гидротехнических сооружений» и повреждения которых могут привести к возникновению чрезвычайной ситуации. Термины и определения, необходимые для целей настоящего документа, приводятся в приложении N 1 к настоящим Методическим указаниям. 3. Методические указания разработаны в соответствии с Водным кодексом Российской Федерации, Федеральным законом от 21 июля 1997 г. N 117-ФЗ «О безопасности гидротехнических сооружений» (далее — Федеральный закон от 21 июля 1997 г. N 117-ФЗ), Федеральным законом от 26 декабря 2008 г. N 294-ФЗ «О защите прав юридических лиц и индивидуальных предпринимателей при осуществлении государственного контроля (надзора) и муниципального контроля» (далее — Федеральный закон от 26 декабря 2008 г. N 294-ФЗ), постановлением Правительства Российской Федерации от 6 ноября 1998 г. N 1303 «Об утверждении Положения о декларировании безопасности гидротехнических сооружений» (далее — постановление Правительства Российской Федерации от 6 ноября 1998 г. N 1303), постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июля 2004 г. N 401 «О Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору», постановлением Правительства Российской Федерации от 27 октября 2012 г. N 1108 «О федеральном государственном надзоре в области безопасности гидротехнических сооружений» (далее — постановление Правительства Российской Федерации от 27 октября 2012 г. N 1108), постановлением Правительства Российской Федерации от 5 мая 2012 г. N 455 «О режиме постоянного государственного надзора на опасных производственных объектах и гидротехнических сооружениях», постановлением Правительства Российской Федерации от 18 декабря 2001 г. N 876 «Об утверждении Правил определения величины финансового обеспечения гражданской ответственности за вред, причиненный в результате аварии гидротехнического сооружения» (далее — постановление Правительства Российской Федерации от 18 декабря 2001 г. N 876), постановлением Правительства Российской Федерации от 2 ноября 2013 г. N 986 «О классификации гидротехнических сооружений», приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 24 февраля 2016 г. N 67 «Об утверждении Административного регламента исполнения Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору государственной функции по осуществлению федерального государственного надзора в области безопасности гидротехнических сооружений (за исключением судоходных и портовых гидротехнических сооружений)» (далее — Административный регламент). 4. Методические указания предназначены для применения должностными лицами Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору при осуществлении ими деятельности по проверкам ГТС на этапе их эксплуатации. 5. Задачей федерального государственного надзора в области безопасности ГТС является предупреждение, выявление и пресечение нарушений юридическими лицами, их руководителями и иными должностными лицами, индивидуальными предпринимателями, их уполномоченными представителями, осуществляющими эксплуатацию ГТС, требований к обеспечению безопасности ГТС, установленных законодательством Российской Федерации. 6. Предметом проверки при осуществлении федерального государственного надзора в области безопасности ГТС является соблюдение юридическим лицом, индивидуальным предпринимателем в процессе осуществления деятельности по эксплуатации ГТС обязательных требований. 7. Порядок, правила, периодичность и сроки проведения проверок определяются в соответствии с Федеральным законом от 26 декабря 2008 г. N 294-ФЗ, с учетом особенностей, установленных Федеральным законом от 21 июля 1997 г. N 117-ФЗ. 20. Организация плановой проверки предусматривает порядок подготовки, согласования и утверждения ежегодного плана проведения плановых проверок в соответствии с Правилами подготовки органами государственного контроля (надзора) и органами муниципального контроля ежегодных планов проведения плановых проверок юридических лиц и индивидуальных предпринимателей (далее — Правила подготовки ежегодных планов проведения плановых проверок), утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июня 2010 г. N 489 (далее — постановление Правительства Российской Федерации от 30 июня 2010 г. N 489). Ежегодный план проведения плановых проверок формируется в Ростехнадзоре (центральном аппарате и в территориальных органах) и составляется по типовой форме, приведенной в приложении к Правилам подготовки ежегодных планов проведения плановых проверок, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июня 2010 г. N 489. 21. В целях оптимального использования трудовых, материальных и финансовых ресурсов, задействованных при осуществлении государственного контроля (надзора), снижения издержек юридических лиц, индивидуальных предпринимателей и повышения результативности своей деятельности Ростехнадзор (центральный аппарат и его территориальный органы) при организации отдельных видов государственного контроля (надзора), определяемых Правительством Российской Федерации, применяют риск-ориентированный подход. Понятие риск-ориентированного подхода установлено частью 2 статьи 8.1 Федерального закона от 26 декабря 2008 г. N 294-ФЗ. 22. В ежегодном плане проведения плановых проверок Ростехнадзора (центрального аппарата и территориального органа) в соответствии с Федеральным законом от 26 декабря 2008 г. N 294-ФЗ, Федеральным законом от 21 июля 1997 г. N 117-ФЗ, Административным регламентом указываются: наименования и места нахождения гидротехнических сооружений, в отношении которых планируется проведение мероприятий по контролю; цель и основание проведения каждой плановой проверки; дата начала и сроки проведения каждой плановой проверки; наименование территориального органа и (или) структурного подразделения Ростехнадзора, осуществляющего плановую проверку. 23. В соответствии с Федеральным законом от 26 декабря 2008 г. N 294-ФЗ в срок до 1 сентября года, предшествующего году проведения плановых проверок, Ростехнадзор и территориальные органы Ростехнадзора направляют проекты ежегодных планов проведения плановых проверок в органы прокуратуры. Утвержденный руководителем Ростехнадзора ежегодный план проведения плановых проверок доводится до сведения заинтересованных лиц посредством его размещения на официальном сайте Ростехнадзора. 24. О проведении плановой проверки в форме документарной проверки или выездной проверки юридическое лицо, индивидуальный предприниматель уведомляются Ростехнадзором не позднее, чем за три рабочих дня до начала ее проведения посредством направления копии распоряжения или приказа руководителя (заместителя руководителя) Ростехнадзора, руководителя (заместителя руководителя) территориального органа Ростехнадзора о начале проведения плановой проверки заказным почтовым отправлением с уведомлением о вручении или иным доступным способом. 25. При проведении документарной проверки в дополнение к перечисленным в пункте 15 настоящих Методических указаний документам необходимо использовать необходимую информацию и сведения о ГТС из надзорных дел, которые велись на этапе строительства (если они имеются у Ростехнадзора). 26. В случае, если достоверность сведений, содержащихся в документах, имеющихся в распоряжении Ростехнадзора (территориального органа Ростехнадзора), вызывает обоснованные сомнения либо эти сведения не позволяют оценить исполнение юридическим лицом, индивидуальным предпринимателем обязательных требований, Ростехнадзор (центральный аппарат или территориальный орган) направляет в адрес юридического лица, индивидуального предпринимателя мотивированный запрос с требованием представить иные необходимые для рассмотрения в ходе проведения документарной проверки документы. К запросу прилагается заверенная печатью копия распоряжения или приказа руководителя (заместителя руководителя) Ростехнадзора или руководителя (заместителя руководителя) территориального органа Ростехнадзора о проведении документарной проверки. 27. Результаты проверки оформляются в соответствии с требованиями статьи 16 Федерального закона от 26 декабря 2008 г. N 294-ФЗ. 38. Должностным лицам Ростехнадзора для каждой выездной плановой проверки рекомендуется разрабатывать программу такой проверки. 39. Программа выездной плановой проверки составляется ответственным за проведение проверки должностным лицом и прикладывается к приказу (распоряжению) о проведении проверки. Типовая форма программы проверки юридического лица, индивидуального предпринимателя в области безопасности ГТС приводится в приложении N 3 к настоящим Методическим указаниям. 40. В программу выездной проверки рекомендуется включать вопросы безопасности ГТС, которые определяются уникальными особенностями проверяемого ГТС с учетом его назначения, проектных решений, типа и класса, а также соответствующих требований нормативных правовых актов. Перечень документации и вопросов для проверки ГТС и механического оборудования гидроэлектростанции (далее — ГЭС) приводится в приложении N 4 к настоящим Методическим указаниям. Перечень документации и вопросов для проверки ГТС водохозяйственного комплекса приводится в приложении N 5 к настоящим Методическим указаниям. Перечень документации и вопросов для проверки ГТС промышленных предприятий приводится в приложении N 6 к настоящим Методическим указаниям. 41. В программу выездных проверок Ростехнадзора в отношении ГТС включаются вопросы, которые наиболее актуальны на текущий момент времени для оценки безопасности находящихся в эксплуатации ГТС. С целью определения перечня возможных проблемных вопросов безопасности проверяемого ГТС следует провести изучение документации ГТС. 42. В программе проверки указывается цель проведения проверки, которая должна соответствовать цели проверки, указанной для этого мероприятия в ежегодном плане проведения плановых проверок, а также даты начала и продолжительность проверки, что и в ежегодном плане проведения плановых проверок. 43. При проведении проверочных мероприятий в рамках выездной плановой проверки Ростехнадзора проводится проверка наличия: эксплуатационной документации, в том числе документации по обеспечению качества в организации (учредительные документы владельца ГТС, структура эксплуатирующей организации, документы о назначении на должность руководителя эксплуатирующей организации, документы, подтверждающие полномочия назначенных представителей, приказ о распределении обязанностей в руководстве эксплуатирующей организации, в том числе за эксплуатацию ГТС, должностные инструкции персонала, ответственного за обеспечение безопасной эксплуатации ГТС); нормативной документации, используемой эксплуатирующей организацией при эксплуатации ГТС; разрешения на ввод в эксплуатацию ГТС; проектной и исполнительской документации, в том числе проектной документации на строительство, реконструкцию, документации на техническое перевооружение, при необходимости, документации на консервацию или ликвидацию ГТС; критериев безопасности ГТС и документации по контролю (мониторингу) за показателями состояния ГТС, природных и техногенных воздействий; паспортов и заводских инструкций по эксплуатации на установленное оборудование на ГТС; плана ликвидации возможных аварий ГТС и журналы противоаварийных тренировок руководства и персонала; документов и протоколов об организации обучения и проверки знаний персонала, эксплуатирующего ГТС; документов, подтверждающих аттестацию персонала, эксплуатирующего ГТС; договора обязательного страхования гражданской ответственности за причинение вреда в результате аварии ГТС; правил эксплуатации ГТС; правил эксплуатации водохранилища; документов, подтверждающих регистрацию ГТС в Российском регистре гидротехнических сооружений; разрешения на эксплуатацию ГТС; расчета вероятного вреда, который может быть причинен жизни, здоровью физических лиц, имуществу физических и юридических лиц в результате аварии ГТС; декларации безопасности ГТС, утвержденной органом федерального государственного надзора; актов о произошедших авариях и отказах в работе ГТС и оборудования, материалов расследования их причин; актов проведенных ремонтно-восстановительных работ; материалов ежегодных мероприятий по подготовке ГТС к прохождению весеннего половодья и пропуску дождевых паводков; правоустанавливающего документа на земельный участок, необходимый для осуществления деятельности, связанной с эксплуатацией ГТС; документации по проведению технического освидетельствования и ремонтов. Авария гидротехнического сооружения — повреждение или разрушение сооружений, технических устройств, применяемых на ГТС, отказ или повреждение технических устройств, отклонение от правил эксплуатации ГТС, утвержденных в установленном порядке, сброс воды из водохранилища, опасных веществ, жидких отходов промышленных и сельскохозяйственных организаций, которые возникли при эксплуатации ГТС и повлекли причинение вреда физическим или юридическим лицам. Приложение N 2 к Методическим указаниям по проверке гидротехнических сооружений на этапе их эксплуатации, утвержденным приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от __________ 2016 г. N ____ Эксплуатация генераторов Элементы конструкции гидрогенераторов Охлаждение гидрогенераторов Системы возбуждения Режимы работы гидрогенераторов Развитие методов электромагнитного расчета гидрогенераторов Вспомогательные устройства гидрогенератора Дефекты статора гидрогенератора Дефекты ротора гидрогенератора Техническое обслуживание генераторного оборудования Остановка агрегата, оборудование в резерве Ремонты генераторного оборудования Эксплуатация турбогенераторов Конструктивные особенности турбогенераторов, вероятные повреждения Конструктивные особенности ротора турбогенераторов Система уплотнений вала турбогенераторов Повреждения ротора турбогенераторов Системы охлаждения турбогенераторов Особенности пуска и набора нагрузки турбогенераторов Нормальные режимы работы турбогенераторов Турбогенераторы серии ТФ Турбогенераторы серии ТВМ Сверхпроводниковые турбогенераторы Асинхронизированные синхронные генераторы Турбогенераторы с воздушным охлаждением за рубежом Диагностическое обслуживание генераторов электростанций Оценка технического состояния гидрогенераторов Новые отечественные методы диагностики гидрогенераторов Новые направления и совершенствование систем диагностики турбогенераторов Новые методы диагностики турбогенераторов Экспертные системы диагностики генераторов 8 Обеспечение безопасности гидротехнических сооружений в экстремальных условиях О защите рабочих лопаток осевых дымососов от газоабразивного износа Ремонт статорных обмоток турбогенераторов мощностью до 100 МВт Эксплуатация энергетических блоков Стационарные, переменные и пусковые режимы энергоблоков ТЭС Возможность эксплуатации котла ТП-170 на пониженных параметрах перегретого пара На правах рукописи Шерварли Дмитрий Евгеньевич Разработка методов обеспечения надежности работы оборудования гидроэлектростанции » Специальность 05.14.02 Электростанции и электроэнергетические системы АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук I Новосибирск — 2006 Работа выполнена в Новосибирском государственном техническом университете Научный руководитель: доктор технических наук, профессор Китушин Викентий Георгиевич Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор Шалин Алексей Иванович кандидат технических наук Петров Александр Михайлович Ведущая организация: Сибирский проектно-изыскательский и научно-исследовательский институт по проектированию энергетических систем, электрических сетей ООО «Сибэнергосетьпроект», г. Новосибирск. Защита состоится «25» мая 2006г. в 1200 часов на заседании диссертационного совета Д 212.173.01 при Новосибирском государственном техническом университете по адресу: 630092, г. Новосибирск, пр. К. Маркса, 20. С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Новосибирского государственного технического университета. Автореферат разослан апреля 2006г. Ученый секретарь диссертационного к.т.н., доц. Тимофеев И.П. em Общая характеристика работы Актуальность темы. Замедление в последние десятилетия научно-технического прогресса в области создания нового энергетического оборудования привело во всем мире к удлинению сроков морального старения работающего оборудования, к его старению. В России на эту мировую тенденцию дополнительно наложились экономические проблемы инвестирования энергетики в связи с ее реформированием, В результате этого нормативные сроки эксплуатации энергетического оборудования повсеместно нарушаются, замедляются реновационные процессы, в итоге — повышенное старение оборудования. В этих условиях по существу единственным выходом из создавшейся ситуации становится совершенствование технической эксплуатации оборудования. Однако и здесь существовавшая ранее централизованная система планово-предупредительных ремонтов (ППР) находится в стадии распада, а новая система еще не определилась и тем более — не создана. Исходя из зарубежного и частично уже своего опыта сдвиг в организации технической эксплуатации энергооборудования осуществляется в сторону менее затратной системы, основанной на ремонтах по техническому состоянию. Но такая система требует развития и насыщения энергопредприятий средствами диагностирования оборудования, развития методов оценивания его состояния. Имеющиеся сегодня в практике диагностические средства, во-первых, далеко не соответствуют по объему тем требованиям, которые предъявляет система ремонтов по состоянию, а во-вторых, они, как правило, не отвечают на вопрос о величине остаточного ресурса оборудования. В связи с изложенным, задачи оценки текущего состояния оборудования для планирования ремонтных воздействий, определения оптимального состояния, способов его обеспечения становятся одними из приоритетных в современной энергетике. Целью диссертационной работы является исследование и разработка методов определения технического состояния и объемов ремонтных воздейст- РОС. НАЦИОНАЛЬНАЯ 3 БИБЛИОТЕКА С.-Петербург ОЭ 200£актД£3 вий для обеспечения надежности стареющего оборудования гидроэлектростанций. Для достижения этой цели поставлены и решены следующие задачи: • анализ состояния электроэнергетики и существующих методов обеспечения надежности оборудования энергопредприятий; • разработка методов определения надежностных параметров стареющего оборудования; • разработка методов оценки состояния оборудования ГЭС; • разработка оптимизационной модели для определения рационального состояния оборудования ГЭС и необходимых для этого ремонтных воздействий; • апробация разработанных моделей и методов на реальной ГЭС. Объектом исследования является генерирующее оборудование гидроэлектростанций. Предметом исследования является свойство надежности стареющего оборудования гидроэлектростанций и обеспечение её рационального уровня Теоретическая и методологическая основа диссертационного исследования базируется на системном подходе к проблеме обеспечения надежности энергооборудования в процессе его эксплуатации. При этом использовались методы моделирования и системного анализа, теории надежности. Научные результаты и их новизна. При решении поставленных задач были получены следующие результаты, выносимые на защиту и определяющие новизну работы: • предложен метод описания надежности стареющего оборудования, позволяющий установить соотношения между показателями безотказности и долговечности; • разработан метод оценки остаточного технического ресурса оборудования гидроэлектростанции в зависимости от срока и режима его использования и осуществленных ремонтных воздействий; • разработан метод определения оптимального технического ресурса оборудования гидроэлектростанции и необходимых ремонтных воздействий для его обеспечения. Практическая ценность работы заключается в возможности использовать разработанные методы для планирования ремонтных воздействий на стареющее оборудование гидроэлектростанций на основе количественного измерения его надежности и обеспечения рационального ее уровня. Апробация работы. Основные теоретические положения, разработанные в диссертации, и результаты практического использования докладывались и обсуждались на трех Всероссийских семинарах по методическим вопросам надежности больших систем энергетики (с международным участием). Введение.— 1. Анализ состояния оборудования ГЭС и методов обеспечения его надежности. 1.1. Анализ ситуации в энергетике. 1.2. Методы обеспечения надежности функционирующего оборудования 1.3. Методы планирования ремонтного обслуживания. Вывод. 2. Методы оценки показателей надежностей оборудования ГЭС. 2.1. Показатели надежности стареющего оборудования. 2.2. Метод оценки технического ресурса. 2.3. Метод оценки безотказности оборудования. Вывод. 3. Методы идентификации состояния оборудования и определения оптимальных ремонтных воздействий. 3.1. Критерий оптимальности. 3.2. Исследование реального состояния технического ресурса оборудования. 3.3. Определение оптимальных ремонтных воздействий.» Вывод. 4. Исследование состояния технического ресурса и оптимальных ремонтных воздействий на действующей ГЭС. 4.1. Характеристика гидроэлектростанции. 4.2. Идентификация состояния оборудования ГЭС. 4.3. Определение оптимальных ремонтных воздействий и состояния оборудования ГЭС. Вывод. Актуальность темы. Замедление в последние десятилетия научно-технического прогресса в области создания нового энергетического оборудования привело во всем мире к удлинению сроков морального старения работающего оборудования, к его старению. В России на эту мировую тенденцию дополнительно наложились экономические проблемы инвестирования энергетики в связи с её реформированием. В результате всего этого нормативные сроки эксплуатации энергетического оборудования повсеместно нарушаются, замедляются реновационные процессы, в итоге — неуклонное старение оборудования. Эта негативная тенденция усиливается еще тем, что существовавшая ранее централизованная система планово-предупредительных ремонтов (111IP) распалась, а новая система еще не определилась и тем более — не создана. Интуитивно сдвиг в организации технического обслуживания энергооборудования осуществляется в сторону менее затратной системы, основанной на ремонтах по техническому состоянию. Однако такая система требует развития и насыщения энергопредприятий средствами диагностирования оборудования, развития методов оценивания его состояния. Имеющиеся сегодня в практике диагностические средства, во-первых, далеко не соответствуют по объему тем требованиям, которые предъявляет система ремонтов по состоянию, а во-вторых, они, как правило, не отвечают на вопрос о величине остаточного ресурса оборудования [1-9 и др.]. В связи с изложенным задачи оценки текущего состояния оборудования для планирования ремонтных воздействий, определения оптимального состояния, способов его обеспечения становятся одними из приоритетных в современной энергетике. Цель выполнения работы. Исследование и разработка методов определения состояния и объемов ремонтных воздействий для обеспечения надежности стареющего оборудования гидроэлектростанций. Для достижения этой цели ставятся следующие задачи: • анализ состояния электроэнергетики и существующих методов обеспечения надежности оборудования энергопредприятий; • разработка методов определения надёжностных параметров стареющего оборудования; • разработка метода оценки состояния оборудования ГЭС; • разработка оптимизационной модели для определения рационального состояния оборудования гидроэлектростанций и необходимых для этого ремонтных воздействий; • апробация разработанных моделей и методов на реальной ГЭС. Методы исследования. Выполненное исследование базируется на системном подходе к проблеме обеспечения надежности энергооборудования в процессе его эксплуатации. При этом использовались методы моделирования и системного анализа, теории надежности. Научная новизна работы: 1. Предложены методы описания надежности стареющего оборудования, позволяющие установить соотношения между показателями безотказности и долговечности. 2. Разработан метод оценки остаточного технического ресурса оборудования ГЭС в зависимости от срока и режима его использования и осуществленных ремонтных воздействий. 3. Разработан метод определения оптимального технического ресурса оборудования ГЭС и необходимых ремонтных воздействий для его обеспечения. Достоверность результатов обеспечивается применением в основе разработок широко апробированных мировым опытом теоретических положений в области надежности технических систем, строгостью используемых математических методов, а так же подтверждается согласованностью результатов теоретических расчетов показателей надежности конкретного оборудования ГЭС с реальными статистическими данными по его надежности. Апробация работы: Основные теоретические положения, разработанные в диссертации, и результаты практического использования докладывались и обсуждались на трех Всероссийских семинарах по методическим вопросам надежности больших систем энергетики (с международным участием). Публикации: Положения диссертации нашли отражение в 3 статьях, среди которых две в сборнике научных трудов (общим объемом 0,7 п.л.), одна в сборнике статей (0,3 пл.) и в одной монографии общим объемом 47 печатных листа (в том числе авторских — 0,6 печатных листа). Использование результатов: Методы оценки технического состояния оборудования ГЭС используются в практике планирования ремонтного обслуживания в Российской гидрогенерирующей компании. Похожие записи: Со скольки и до скольки часов длится день, ночь, утро или вечер? Обязанности ТСЖ перед собственниками председателя Выгляжу младше своего возраста парень что делать