Форма ведомости дополнительных работ по ремонту
| _____________________________________________ наименование электростанции | УТВЕРЖДАЮ Главный инженер ___________ ____________ подпись расшифровка ___________ дата |
ВЕДОМОСТЬ
дополнительных работ по _________________ ремонту
вид ремонта
_________________________ установки станц. №_________
наименование
Срок ремонта с_______________ по________________
| Наименование и обозначение оборудования | Наименование сборочных единиц (узлов) номенклатура дополнительных работ | Объем дополнительных работ | Стоимость тыс. руб. | Основание (причины) для включения дополнительных работ | Цех электростанции или предприятие-исполнитель работ | |
| ед. изм. | кол-во | |||||
| Начальник _________________________ цеха наименование эксплуатационного цеха _____________ ________________ подпись расшифровка | Начальник ___________________________ цеха электростанции - исполнителя работ ___________________ ____________________ подпись расшифровка Руководитель подразделения предприятия _____ исполнителя работ ___________________ ____________________ подпись расшифровка |
Приложение 14
(обязательное)
Форма протокола исключения работ из ведомости планируемых работ по ремонту
| _____________________________________________ наименование электростанции | УТВЕРЖДАЮ Главный инженер ___________ ____________ подпись расшифровка ___________ дата |
ПРОТОКОЛ
исключения работ из ведомости планируемых работ по _________________ ремонту
|
|
|
вид ремонта
______________________ установки станц. №_____
наименование
Срок ремонта с __________по______________
| Наименование и обозначение оборудования | Наименование сборочных единиц (узлов) номенклатура исключаемых работ | Объем исключаемых работ | Стоимость тыс. руб. | Причины исключения | |
| ед. изм. | кол-во | ||||
| Начальник _________________________ цеха наименование эксплуатационного цеха _____________ ________________ подпись расшифровка | Начальник ___________________________ цеха электростанции - исполнителя работ ___________________ ____________________ подпись расшифровка Руководитель подразделения предприятия _____ исполнителя работ ___________________ ____________________ подпись расшифровка |
Приложение 15
(рекомендуемое)
| _____________________________________________ наименование электростанции | УТВЕРЖДАЮ Главный инженер ______________________________ наименование генерирующей или управляющей компании ___________ ____________ подпись расшифровка ___________ дата |
АКТ
Готовности электростанции к капитальному (среднему) ремонту энергоблока
(_____________ установки), станц. №______
|
|
|
Комиссия в составе:
Председателя ___________________________________________________________________
(должность, предприятие, ФИО)
и членов комиссии: ______________________________________________________________
(должность, предприятие, ФИО)
________________________________________________________________________________
" "____________ 200 г. проверили готовность ______________________________________
наименование электростанции
к капитальному (среднему) ремонту энергоблока (____________ установки), станц. № выводимой в ремонт с ______ 200 г. на срок _______________ суток.
1. Проверкой выполнения плана подготовки ремонта оборудования энергоблока (______________установки), проведенной комиссией установлено следующее:
1.1. Запасные части, материалы, оборудование взамен выработавшего ресурс подготовлены (не) полностью.
Для выполнения ремонта в соответствии с планом электростанции недостает: _____________
________________________________________________________________________________
1.2. Производственные бригады собственного ремонтного персонала и подрядных предприятий-исполнителей ремонта сформированы в (не) полном численном и профессиональном составе
В производственных бригадах недостает: ____________________________________________
1.3. Грузоподъемные средства, технологическая оснастка, средства механизации, посты энергоносителей, ремонтные площадки и др. подготовлены (не) полностью.
|
|
|
Необходимо подготовить: _________________________________________________________
1.4. График производства ремонтных работ, технологические, нормативные и организационные документы, определяющие производственные задания подразделениям-исполнителям ремонта подготовлены (не) полностью.
Не подготовлены следующие документы: ____________________________________________
1.5. Кроме того, из плана подготовки к ремонту энергоблока (_____________установки) не выполнены следующие организационно-технические мероприятия:
| Наименование мероприятия | Подразделение-Исполнитель | Сроки исполнения | Причины невыполнения | |
| Начало | окончание | |||
2. На основании результатов проверки комиссия заключает:
2.1. Электростанция к выполнению ремонта в сроки установленные планом (не) готова.
2.2. План подготовки ремонта оборудования (_____________установки) выполнен в (не) полном объеме.
2.3. Для обеспечения производства работ в соответствии с планом ремонта необходимо выполнить следующие мероприятия:
| Наименование мероприятия | Подразделение-исполнитель | Срок выполнения |
2.4. Для обеспечения выполнения ремонта в установленные сроки необходимо из ведомостей работ по ремонту (_________________установки) исключить следующие работы:
|
|
|
| Наименование, обозначение Оборудования | Наименование сборочных единиц (узлов) Перечень исключаемых работ |
2.5. Для обеспечения выполнения ремонта (_________________установки) в полном объеме согласно плану необходимо календарные сроки ремонта изменить:
начало ________________, окончание __________________.
Председатель комиссии _____________ ___________________
подпись расшифровка
Члены комиссии _____________ ___________________
подпись расшифровка
______________ ___________________
подпись расшифровка
Приложение 16
(рекомендуемое)
Электростанция _____________________________________
ВЕДОМОСТЬ
основных параметров технического состояния котельной установки,
станц. № ___________, с паровым котлом
типа ________________, завод ____________________,
заводской №________ год пуска в эксплуатацию________
Котельная установка находилась в ______________ремонте
(вид ремонта)
с___________200 г. до_______200 г.
| Параметр технического состояния | Заводские, проектные или нормативные данные | Данные эксплуатационных испытаний или измерений | Примечание | |
| до капитального ремонта | после капитального ремонта | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1. Топливо, его характеристика | ||||
| 2. Количество работающих систем пылеприготовления* | ||||
| 3. Тонкость пыли R90 (R100)*, % | ||||
| 4. Количество работающих горелок* | ||||
| 5. Избыток воздуха за пароперегревателем, a* | ||||
| 6. Паропроизводительность, приведенная к номинальным параметрам, т/ч | ||||
| 7. Температура перегретого пара, °С | ||||
| 8. Температура пара промперегрева, °С | ||||
| 9. Температура питательной воды, °С | ||||
| 10. Температура в контрольных точках пароводяного тракта в.д. и промежуточного перегревателя, °С | ||||
| 11. Максимальная разверка температуры стенок змеевиков поверхностей нагрева в характерных местах | ||||
| 12. Присосы холодного воздуха в топку | ||||
| 13. Присосы холодного воздуха в системы пылеприготовления | ||||
| 14. Присосы в конвективные газоходы котла | ||||
| 15. Присосы в газоходы от воздухоподогревателя до дымососов | ||||
| 16. Разрежение перед направляющими аппаратами дымососов, кг/м2 | ||||
| 17. Степень открытия направляющих аппаратов дымососов, % | ||||
| 18. Степень открытия направляющих аппаратов вентиляторов, % | ||||
| 19. Температура уходящих газов, °С | ||||
| 20. Потери тепла с уходящими газами, % | ||||
| 21. Потери тепла с механической неполнотой сгорания, % | ||||
| 22. К.п.д котла «брутто», % | ||||
| 23. Удельный расход электроэнергии на пылеприготовление, кВт×ч/т топлива | ||||
| 24. Удельный расход электроэнергии на тягу и дутье, кВт×ч/т пара | ||||
| 25. Содержание в дымовых газах NO (при a = 1,4), мг/нм3 | ||||
| * Принимается по режимной карте | ||||
Представитель электростанции (Ф.И.О.)
Руководитель ремонта (Ф.И.О.)
Приложение 17
(рекомендуемое)
Электростанция___________________________________________
ВЕДОМОСТЬ
основных параметров технического состояния паротурбинной установки
станц. № ______ с турбиной типа (фирма) _______
заводской № __________, год выпуска __________, год пуска в эксплуатацию ___________.
Паротурбинная установка находилась в ______________________ ремонте
(вид ремонта)
с__________200 г. до____________200 г.
| Параметр технического состояния | Заводские, проектные или нормативные данные | Данные эксплуатационных испытаний или измерений | Примечание | ||
| до капитального ремонта | после капитального ремонта | ||||
| 1. Общие параметры | |||||
| Максимальная приведенная мощность турбины, МВт | |||||
| Расход пара при номинальной мощности, т/ч | |||||
| Давление пара в контрольной ступени, МПа (кгс/см2) | |||||
| 2. Вибрация подшипников (суммарная), мм/с (мкм) | |||||
| Подшипник № 1 | Вертикальная Поперечная Осевая | ||||
| Подшипник № 2 | Вертикальная Поперечная Осевая | ||||
| Подшипник № 3 | Вертикальная Поперечная Осевая | ||||
| Подшипник № 4 | Вертикальная Поперечная Осевая | ||||
| Подшипник № 5 | Вертикальная Поперечная Осевая | ||||
| Подшипник № 6 | Вертикальная Поперечная Осевая | ||||
| Подшипник № 7 | Вертикальная Поперечная Осевая | ||||
| Подшипник № 8 | Вертикальная Поперечная Осевая | ||||
| Подшипник № 9 | Вертикальная Поперечная Осевая | ||||
| Подшипник № 10 | Вертикальная Поперечная Осевая | ||||
| Подшипник № 11 | Вертикальная Поперечная Осевая | ||||
| Подшипник № 12 | Вертикальная Поперечная Осевая | ||||
| Подшипник № 13 | Вертикальная Поперечная Осевая | ||||
| Подшипник № 14 | Вертикальная Поперечная Осевая | ||||
| 3. Давление пара в коллекторе обогрева шпилек ЦВД/ЦСД (или в обнизке фланцевого разъема ЦВД/ЦСД), МПа (кгс/см2) | |||||
| 4. Давление пара за регулирующими клапанами, МПа (кгс/см2) | |||||
| 5. Параметры системы регулирования | |||||
| Общая степень неравномерности частоты вращения, % | |||||
| Степень нечувствительности регулирования частоты вращения, % | |||||
| Степень неравномерности регулирования давления пара в отборе, % | |||||
| Степень нечувствительности регулирования давления пара в отборе, % или МПа (кгс/см2) | |||||
| I отбор | |||||
| II отбор | |||||
| Пределы изменения частоты вращения ротора механизмом управления, верхний предел, С-1 (для регуляторов с разделением характеристик не определять); нижний предел, С-1 (нижний предел обязателен) | |||||
| 6. Показатели плотности клапанов в режиме холостого хода | |||||
| Частота вращения ротора при закрытых регулирующих клапанах, С-1 | |||||
| 7. Температура баббита вкладышей опорных подшипников, °С | |||||
| № 1 | |||||
| № 2 | |||||
| № 3 | |||||
| № 4 | |||||
| № 5 | |||||
| № 6 | |||||
| № 7 | |||||
| № 8 | |||||
| № 9 | |||||
| № 10 | |||||
| № 11 | |||||
| № 12 | |||||
| № 13 | |||||
| № 14 | |||||
| 8. Максимальная температура колодок упорного подшипника, °С | |||||
| 9. Давление масла в системе смазки, МПа (кгс/см2) | |||||
| 10. Параметры маслосистемы: | |||||
| Температурный напор, в маслоохладителях, °С | |||||
| Температура масла после маслоохладителей, °С | |||||
| 11. Параметры вакуумной системы: | |||||
| Температурный напор в конденсаторе, °С | |||||
| Гидравлическое сопротивление конденсатора, м вод. ст. | |||||
| Жесткость конденсата турбины, Мкг-экв/л | |||||
| Содержание кислорода в конденсаторе после конденсатных насосов, Мкг/л | |||||
| Скорость падения вакуума, мм рт. ст/мин. | |||||
| Разрежение, создаваемое эжектором, мм рт. ст. | |||||
| 12. Параметры плотности обратных и предохранительных клапанов: | |||||
| Прирост мощности турбоагрегата при закрытых обратных клапанах (для турбин с поперечными связями), кВт | |||||
| Прирост частоты вращения холостого хода при закрытых обратных клапанах (для турбин энергоблоков), С-1 | |||||
| Давление в камере отбора при срабатывании предохранительных клапанов, МПа (кгс/см2) | |||||
Представитель электростанции (Ф.И.О.)
Руководитель ремонта (Ф.И.О.)
Приложение 18
(рекомендуемое)
Электростанция _________________________________
ВЕДОМОСТЬ
основных параметров технического состояния гидротурбинной установки
станц. № _____с турбиной типа ______________________, завод (фирма) ________________, заводской № __________, год выпуска___________
Номинальная мощность турбины _________________МВт
Расчетный напор по мощности _______________, м
Год выпуска гидротурбинной установки в эксплуатацию________
Гидротурбинная установка находилась в ____________________ремонте
(вид ремонта)
с______________200 г. до_________________200 г.
| Параметр технического состояния | Заводские, проектные или нормативные данные | Данные эксплуатационных испытаний или измерений | Примечание | |
| до капитального ремонта | после капитального ремонта | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1. Номинальной мощности (в числителе) и холостому ходу (в знаменателе) соответствуют: | ||||
| открытие направляющего аппарата, по шкале сервомотора, мм | ||||
| угол разворота лопастей рабочего колеса по шкале на маслоприемнике, град. | ||||
| давление в спиральной камере, МПа (кгс/см2) | ||||
| 2. Номинальной мощности (в числителе) и холостому ходу (в знаменателе) соответствуют: | ||||
| вибрация, мм/с | ||||
| верхней крестовины генератора: | ||||
| горизонтальная | ||||
| вертикальная | ||||
| нижней крестовины генератора: | ||||
| горизонтальная | ||||
| вертикальная | ||||
| крышки турбины: | ||||
| горизонтальная | ||||
| вертикальная | ||||
| биение вала, мм: | ||||
| у верхнего подшипника генератора | ||||
| у нижнего подшипника генератора | ||||
| у подшипника турбины | ||||
| 3. Максимальное рабочее давление в котле маслонапорной установки (МНУ), МПа (кгс/см2) | ||||
| 4. Давление включения рабочего маслонасоса (на котел МНУ), МПа (кгс/см2) | ||||
| 5. Давление включения резервного маслонасоса (на котел МНУ), МПа (кгс/см2) | ||||
| 6. Отношение времени работы насосов на котел МНУ под давлением (числитель) к времени стоянки насосов (знаменатель) при работе гидротурбины под нагрузкой | ||||
| для насоса № 1 | ||||
| для насоса № 2 | ||||
| 7. Время открытия направляющего аппарата турбины от 0 до 100%, с | ||||
| 8. Время закрытия направляющего аппарата турбины от 100% до 0, с | ||||
| 9. Время полного разворота лопастей рабочего колеса, с | ||||
| 10. Минимальное давление масла в системе регулирования, обеспечивающее закрытие направляющего аппарата гидротурбины без воды, МПа (кгс/см2) | ||||
| 11. Время открытия турбинного затвора, с | ||||
| 12. Время закрытия турбинного затвора, с | ||||
| 13. Частота вращения ротора гидротурбины, об/мин | ||||
| при котором: | ||||
| включается торможение | ||||
| срабатывает защита от разгона | ||||
| 14. Время снижения частоты вращения ротора от номинальной частоты вращения, при которой включается торможение, с | ||||
| 15. Время торможения, с | ||||
| 16. Установившаяся температура при работе турбины с номинальной мощностью, °С | ||||
| масла: | ||||
| в ванне подпятника | ||||
| в ванне верхнего подшипника генератора | ||||
| в ванне нижнего подшипника генератора | ||||
| в ванне подшипника турбины | ||||
| в сливном баке МНУ | ||||
| на каждом сегменте подпятника: | ||||
| № 1 | ||||
| № 2 | ||||
| № 3 | ||||
| № 4 | ||||
| № 5 | ||||
| № 6 | ||||
| вкладыша (сегментов) верхнего подшипника генератора | ||||
| вкладыша (сегментов) нижнего подшипника генератора | ||||
| вкладыша (сегментов) подшипника турбины | ||||
| охлаждающей воды до (в числителе) и после (в знаменателе) | ||||
| маслоохладителей верхнего подшипника генератора | ||||
| маслоохладителей нижнего подшипника генератора | ||||
| маслоохладителей гидравлической системы регулирования | ||||
| воздухоохладителей генератора | ||||
| обмотки статора | ||||
| воздуха до (в числителе) и после (в знаменателе) воздухоохладителей генератора | ||||
| 17. Измерения производились при следующих условиях: | ||||
| отметке верхнего бьефа, м | ||||
| отметке нижнего бьефа, м | ||||
| температуре воды, проходящей через турбину, °С | ||||
| температуре воздуха в шахте турбины, °С | ||||
| температуре воздуха в помещении установки сливного бака МНУ, °С | ||||
Представитель электростанции (Ф.И.О.)
Руководитель ремонта (Ф.И.О.)
Примечание: Горизонтальную вибрацию и биение вала следует измерять в двух направлениях.
Приложение 19
(рекомендуемое)
Электростанция ________________________________________
ВЕДОМОСТЬ основных параметров технического состояния турбогенератора
ст. № __________ тип______________________
завод (фирма) ___________________ год пуска в эксплуатацию______
Турбогенератор находился в _____________в ремонте
(вид ремонта)
с____________200 г. до_____________200 г.
| Параметр технического состояния | Заводские, проектные или нормативные данные | Данные эксплуатационных испытаний или измерений | Примечание | |||
| до капитального ремонта | после капитального ремонта | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | ||
| 1. Мощность турбогенератора при номинальном cos j , МВт | ||||||
| 2. Сопротивление изоляции, МОм | ||||||
| 2.1. обмотки статора (каждая фаза в отдельности относительно корпуса и двух других заземляемых фаз) | ||||||
| 2.1.1 в горячем состоянии | ||||||
| 2.1.2 в холодном состоянии | ||||||
| 2.2 обмотки ротора | ||||||
| 2.3 цепи возбуждения генератора и коллекторного возбудителя со всей присоединенной аппаратурой | ||||||
| 2.4 обмотки коллекторного возбудителя и подвозбудителя (относительно корпуса и бандажей) | ||||||
| 2.5 подшипника со стороны возбудителя | ||||||
| 2.6 масляного уплотнения вала со стороны возбудителя | ||||||
| 2.7 термодатчиков с соединительными проводами, включая соединительные провода, уложенные внутри генератора | ||||||
| 3. Температуры активных частей турбогенератора и охлаждающей среды, °С | ||||||
| 3.1 Температура охлаждающей воды на входе в газоохладитель | ||||||
| 3.2 Температура охлаждающего конденсата на входе к обмоткам ротора, статора, активной стали статора | ||||||
| 3.3 Температура выходящей охлаждающей жидкости из: | ||||||
| 3.3.1. обмотки статора | ||||||
| 3.3.2. обмотки ротора | ||||||
| 3.3.3. газоохладителей | ||||||
| 3.4. Температура газа, поступающего в: | ||||||
| 3.4.1. газоохладители | ||||||
| 3.4.2. сердечник статора | ||||||
| 3.4.3. обмотку статора | ||||||
| 3.5. Температура газа, выходящего из: | ||||||
| 3.5.1. газоохладителей | ||||||
| 3.5.2. сердечника статора | ||||||
| 3.5.3. обмотки статора | ||||||
| 3.5.4. щеточной траверсы | ||||||
| 3.6. Температуры: | ||||||
| 3.6.1. обмотки статора | макс. значение | |||||
| 3.6.2. обмотки ротора | средний | |||||
| 3.6.3. сердечника статора | макс. значение | |||||
| 3.6.4. газа в корпусе турбогенератора | ||||||
| 4. Вибрация, вибросмещение, мкм, виброскорость, мм/с | ||||||
| 4.1. опорных подшипников: | ||||||
| 4.1.1. при развороте турбогенератора вблизи 1-ой критической скорости | ||||||
| со стороны турбины | вертикальная | |||||
|
| поперечная | |||||
| со стороны возбудителя | вертикальная | |||||
| поперечная | ||||||
| 4.1.2. при номинальном числе оборотов без возбуждения | ||||||
| со стороны турбины | вертикальная | |||||
|
| поперечная | |||||
|
| осевая | |||||
| со стороны возбудителя | вертикальная | |||||
| поперечная | ||||||
| осевая | ||||||
| со стороны возбудителя | поперечная 100 гц (полюсная) | |||||
| со стороны турбины | ||||||
| 4.1.3. при нагрузке около 50% номинальной | ||||||
| со стороны турбины | вертикальная | |||||
|
| поперечная | |||||
|
| осевая | |||||
| со стороны возбудителя | вертикальная | |||||
| поперечная | ||||||
| осевая | ||||||
| 4.1.4. при нагрузке около 100% номинальной | ||||||
| со стороны турбины | вертикальная | |||||
|
| поперечная | |||||
|
| осевая | |||||
| со стороны возбудителя | вертикальная | |||||
| поперечная | ||||||
| осевая | ||||||
| 4.2. Контактных колец: | вертикальная | |||||
| поперечная | ||||||
| 4.3. Корпуса статора | ||||||
| 4.4. Сердечника статора | ||||||
| 4.5. Фундамента | ||||||
| 4.6. Лобовых частей обмотки статора: | ||||||
| 5. Давление водорода в корпусе статора, МПа (кгс/см2) | ||||||
| 6. Чистота водорода, % | ||||||
| 7. Содержание кислорода в водороде, % | ||||||
| 8. Абсолютная влажность водорода, г/м3 | ||||||
| 9. Суточная утечка водорода в собранном турбогенераторе при рабочем давлении, МПа (кгс/см2) | ||||||
| 10. Содержание водорода в картерах опорных подшипников, % | со стороны турбины | |||||
| со стороны возбудителя | ||||||
| 11. Максимальное давление воды на входе в газоохладитель, МПа (кгс/см2) | ||||||
| 12. Температура баббита вкладышей опорных подшипников, °С | со стороны турбины | |||||
| со стороны возбудителя | ||||||
| 13. Температура баббита вкладышей уплотнения вала, °С | со стороны турбины | |||||
| со стороны возбудителя | ||||||
| 14. Давление масла на входе в опорные подшипники, МПа (кгс/см2) | со стороны турбины | |||||
| со стороны возбудителя | ||||||
| 15. Перепад давления "уплотняющее масло-водород", МПа (кгс/см2) | ||||||
| 16. Расход масла из уплотнений в сторону водорода, л/мин | со стороны турбины | |||||
| со стороны возбудителя | ||||||
ПРИМЕЧАНИЯ
1. Все параметры технического состояния турбогенератора и его составных частей: электрическое сопротивление, параметры охлаждающей среды, температуры активных частей турбогенератора, вибрация и пр. должны определяться методами, аппаратурой, инструментом и измерительными приборами, рекомендуемыми руководящим документом "Объем и нормы испытания электрооборудования" СО 34.45-51.300-97 (РД 34.45-51.300-97).
2. (Поз. 3 Ведомости) Тепловые испытания активных частей турбогенератора проводятся согласно ГОСТ 533-2000.
3. (Поз. 4.1 Ведомости) Вибрация опорных подшипников турбогенераторов и их возбудителей измеряется на верхней крышке подшипников в вертикальном направлении и у разъема - в осевом и поперечном направлениях.
(Поз. 4.1.1 Ведомости) Рекомендуется снять скоростную характеристику вибрации опорных подшипников турбогенератора (вала ротора) путем проведения замеров вибросмещения 2А в поперечном и вертикальном направлениях (мкм) и фазы j (градусы) при развороте турбогенератора в "холодном состоянии" через каждые 150-200 об/мин до достижения частоты вращения ротора турбогенератора равной 2/3 номинальной.
Запись скоростной вибрационной характеристики турбогенератора рекомендуется вести по приведенной ниже форме.
| Место замера и параметры вибрации | Частота вращения ротора, об/мин | ||||||||||||
| Единицы измерения | 200 | 400 | 600 | 800 | 1000 | 1-ая критическая | 1200 | 1400 | 1600 | 1800 | 2000 | ||
| 1. Опорный подшипник (вал ротора) ст. турбины | |||||||||||||
| вертикальная | фаза | град | |||||||||||
| смещ. | мкм | ||||||||||||
| поперечная | фаза | град. | |||||||||||
| смещ. | мкм. | ||||||||||||
| 2 Опорный подшипник (вал ротора) ст. возбуд. | |||||||||||||
| вертикальная | фаза | град. | |||||||||||
| смещ. | мкм | ||||||||||||
| поперечная | фаза | град. |
|
|
| ||||||||
| смещ. | мкм | ||||||||||||
Примечание: 1-ая критическая частота вращения должна быть зафиксирована и занесена в графу частота вращения. В таблице столбец параметров 1-ой критической скорости приведен произвольно.
4. (Поз. 4.3 и 4.4 Ведомости) Вибрация сердечника и корпуса статора определяется при вводе в эксплуатацию головных образцов новых типов турбогенераторов. В эксплуатации вибрация измеряется при обнаружении неудовлетворительного состояния стальных конструкций статора (контактная коррозия, повреждения узлов крепления сердечника и т.п.). Вибрация измеряется в радиальном направлении в сечении, по возможности близком к середине сердечника.
5. (Поз. 4.6 Ведомости) Вибрация лобовых частей обмотки определяется при вводе в эксплуатацию головных образцов новых типов турбогенераторов.
В эксплуатации вибрация измеряется при обнаружении истирания изоляции или ослаблении крепления обмотки, появления водорода в газовой ловушке или частых течей в головках обмотки с водяным охлаждением и соответственно водородным или воздушным заполнением корпуса.
Вибрация измеряется в радиальном и тангенциальном направлении вблизи головок трех стержней обмотки статора.
6. (Поз. 11 Ведомости) Проверка плотности системы жидкостного охлаждения обмотки статора проводится избыточным статическим давлением воды, равным 0,8 МПа на машинах с фторопластовыми соединительными шлангами наружного диаметра 28 мм (Dвнутр = 21 мм) и 1 МПа при наружном диаметре шлангов 21 мм (Dвнутр = 15 мм), если в заводских инструкциях не указаны другие, более жесткие требования.
Продолжительность испытания 24 часа.
При испытаниях падение давления при неизменной температуре и утечке воды не должно быть более чем на 0,5 %. Перед окончанием испытания следует тщательно осмотреть обмотку, коллекторы, шланги, места их соединения и убедиться в отсутствии просачивания воды.
Проверка плотности жидкостного охлаждения обмотки ротора и других составных частей и устройств проводится согласно заводским рекомендациям.
7. (Поз. 16 Ведомости) Проверка расхода масла в сторону водорода в уплотнениях турбогенератора производится у генераторов с водородным охлаждением с помощью патрубков для контроля масла, установленных на сливных маслопроводах уплотнений. Для генераторов, у которых не предусмотрены такие патрубки, проверка производится измерением расхода масла в поплавковом затворе при временно закрытом выходном вентиле за определенный промежуток времени. Расход масла в сторону водорода не должен превышать значений, указанных в заводских инструкциях.
Приложение 20
(рекомендуемое)
Электростанция _______________________________
ВЕДОМОСТЬ
основных параметров технического состояния гидрогенератора
станц. № _________, тип _____________, завод - (фирма) _____________________________,
заводской № _______________, год выпуска _______, год пуска в эксплуатацию _________,
Гидрогенератор находился в _______________ремонте
(вид ремонта)
с__________200 г. до______________200 г.
| Параметр технического состояния | Заводские, проектные или нормативные данные | Данные эксплуатационных испытаний или измерений | Приме чание | |
| до капитального ремонта | после капитального ремонта | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1. Мощность гидрогенератора, МВт при номинальном cos j | ||||
| 2. Сопротивление изоляции, МОм: | ||||
| обмотки статора (каждая фаза в отдельности относительно корпуса и двух других заземленных фаз) | ||||
| в горячем состоянии | ||||
| в холодном состоянии | ||||
| обмотки ротора | ||||
| цепи возбуждения со всей присоединенной аппаратурой | ||||
| генератора | ||||
| возбудителя | ||||
| обмотки ротора (относительно корпуса и бандажей) | ||||
| возбудителя | ||||
| подвозбудителя | ||||
| 3. Нагрев активных частей гидрогенератора и охлаждающей среды, °С | ||||
| обмоток статора | ||||
| обмоток ротора | ||||
| сердечника статора | ||||
| Температура воздуха, входящего из отбора, °С | ||||
| температура охлаждающей среды, °С | ||||
| обмотки статора | ||||
| обмотки ротора | ||||
| сердечника статора | ||||
| 4. Вибрация, мм/с (мкм) статора генератора (полюсная частота): | ||||
| радиальная | ||||
| тангенциальная | ||||
| вертикальная | ||||
| статора генератора (оборотная частота): | ||||
| радиальная | ||||
| тангенциальная | ||||
| вертикальная | ||||
| сердечника статора (полюсная частота): | ||||
| радиальная | ||||
| тангенциальная | ||||
| вертикальная | ||||
| сердечника статора (оборотная частота): | ||||
| радиальная | ||||
| тангенциальная | ||||
| вертикальная | ||||
| опорной крестовины (у подпятника): | ||||
| радиальная | ||||
| тангенциальная | ||||
| вертикальная | ||||
| корпуса турбинного подшипника: | ||||
| радиальная | ||||
| тангенциальная | ||||
| вертикальная | ||||
| 5. Биение вала, мм | ||||
| у верхнего генераторного подшипника | ||||
| у корпуса турбинного подшипника | ||||
| коллектора возбудителя: | ||||
| в холодном состоянии | ||||
| в горячем состоянии | ||||
| контактных колец: | ||||
| верхнего | ||||
| нижнего | ||||
Примечания: 1. В п. 2 в сопротивление изоляции записывается в виде дроби, в числителе которой указывается сопротивление изоляции через 60 с после приложения напряжения, в знаменателе - через 15 с.
2. Замеры вибрации п. 4 проводятся при холостом ходе гидрогенератора без возбуждения, холостом ходе - с возбуждением и номинальном режиме в горячем состоянии.
Представитель электростанции (Ф.И.О.)
Руководитель ремонта (Ф.И.О.)
Приложение 21
(рекомендуемое)
Электростанция _________________________________
ВЕДОМОСТЬ
основных параметров технического состояния синхронного компенсатора,
станц. № ________, тип_________
завод (фирма) ________________, заводской №________
год выпуска __________, год пуска в эксплуатацию ________
Синхронный компенсатор находился в _____________ремонте
(вид ремонта)
с_________200 г. до______________200 г.
| Параметр технического состояния | Заводские, проектные или нормативные данные | Данные эксплуатационных испытаний или измерений | Примечание | ||
| до капитального ремонта | после капитального ремонта | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | |
| 1. Мощность синхронного компенсатора, МВа | |||||
| 2. Сопротивление изоляции, МОм: | |||||
| обмотки статора (каждая фаза в отдельности относительно корпуса и двух других заземленных фаз) | |||||
| в горячем состоянии | |||||
| в холодном состоянии | |||||
| цепи возбуждения синхронного компенсатора и возбудителя со всей присоединенной аппаратурой | |||||
| 3. Нагрев активных частей синхронного компенсатора, °С: | |||||
| обмоток статора | |||||
| обмоток ротора | |||||
| сердечника статора | |||||
| 4. Вибрация, мм/с (мкм): | |||||
| подшипник № 1 | вертикальная | ||||
| поперечная | |||||
| осевая | |||||
| подшипник № 2 | вертикальная | ||||
| поперечная | |||||
| осевая | |||||
| подшипник № 3 | вертикальная | ||||
| поперечная | |||||
| осевая | |||||
| подшипник № 4 | вертикальная | ||||
| поперечная | |||||
| осевая | |||||
| 5. Утечка водорода в собранном синхронном компенсаторе при рабочем давлении, МПа (кгс/см2) | |||||
Примечание: В п. 2 сопротивление изоляции записывается в виде дроби, в числителе которой указывается сопротивление изоляции через 60 с после приложения напряжения, в знаменателе - через 15 с.
Представитель электростанции (Ф.И.О.)
Руководитель ремонта (Ф.И.О.)
Приложение 22
(рекомендуемое)
Электростанция __________________________________
ВЕДОМОСТЬ
основных параметров технического состояния трансформатора
станц. (п/ст.) № _____________________, заводской номер ____________, тип ___________,
завод (фирма)__________, год выпуска ___________, год пуска в эксплуатацию __________
Трансформатор находился в _____________________ремонте
(вид ремонта)
с______________200 г. до________________200 г.
| Параметр технического состояния | Заводские, проектные или нормативные данные | Данные эксплуатационных испытаний или измерений | Примечание | |
| до капитального ремонта | после капитального ремонта | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1. Мощность, МВА | ||||
| 2. Напряжение, кВ | ||||
| 3. Группа соединения обмоток | ||||
| 4. Потери холостого хода, % | ||||
| 5. Характеристики изоляции обмоток: | Вносятся значения, измеренные мегаомметром на напряжение 2500 В | |||
| 5.1. Сопротивление изоляции обмоток, °С, МОм | ||||
| 5.2. Тангенс угла диэлектрических потерь изоляции обмоток (tgd) при температуре трансформатора, °С | ||||
| 6. Сопротивление обмоток постоянному току при температуре трансформатора °С, Ом | Вносятся значения сопротивления при номинальном положении переключателей. Значения на остальных положениях переключателей указываются в протоколе испытаний | |||
| 7. Коэффициент трансформации | ||||
| ВН-СН | ||||
| вн-нн | ||||
| сн-нн | ||||
| всех фаз | ||||
| 8. Сопротивление короткого замыкания (zк) | ||||
| 9. Сопротивление изоляции, МОм | ||||
| ярмовых балок | ||||
| прессующих колец | ||||
| стяжных шпилек (бандажей) | ||||
| ярмо | ||||
| магнитопровода | ||||
| 10. Степень полимеризации бумажной изоляции, ед. | ||||
| 11. Влагосодержание твердой изоляции (при наличии образцов изоляции), % | ||||
| 12. Сокращенный физико-химический анализ масла из бака трансформатора и устройства РПН (при наличии) | В числителе указываются данные анализа масла из бака трансформатора, в знаменателе из устройства РПН с указанием даты отбора пробы и температуры масла при отборе (инструкция завода-изготовителя) | |||
| Влагосодержание, % (г/т) | ||||
| Содержание механических примесей, % | ||||
| Содержание водорастворимых кислот и щелочей | ||||
| Кислотное число, мг КОН/г | ||||
| Температура вспышки, °С | ||||
| Пробивное напряжение, кВ | ||||
| Тангенс угла диэлектрических потерь tgd при 90°С, % | ||||
| Газосодержание, % объема | ||||
| Хроматографический анализ газов в масле, % | ||||
| Н2 (%) | ||||
| СН4 (%) | ||||
| СО (%) | ||||
| СО2 (%) | ||||
| С2Н4 (%) | ||||
| С2Н6 (%) | ||||
| С2Н2 (%) | ||||
Заливка маслом проводилась ______________________________________________________
(метод заливки, вакуум, продолжительность заливки)
Продолжительность отстоя масла до испытания ______________________________________
Продолжительность соприкосновения активной части с окружающим воздухом, ч _______, температура активной части, измеренная на верхнем ярме магнитопровода, в начальный период соприкосновения с воздухом, °С ____________, в конце °С _____________.
Ремонт производился в условиях___________________________________________________
(завода, энергопредприятия)
Метод нагрева _________________, продолжительность, ч ________________.
Примечания:
1. Схема измерения изоляции и сами измерения по пп. 5.9 проводить в соответствии с СО 34.45-51.300-97 (РД 34.45-51.300-97) "Объем и нормы испытания электрооборудования".
2. Образцы твердой изоляции по п. 11 отобрать в начале вскрытия и перед заливкой активной части маслом.
Результаты испытаний, измерений маслонаполненных вводов (испытания и измерения проводятся в соответствии с СО 34.45-51.300-97 (РД 34.45-51.300-97) "Объем и нормы испытания электрооборудования").
| Наименование | Показатели | Нейтраль | Примечание | |||||
| ВН | СН | |||||||
| А | В | С | А | В | С | |||
| Номера ввода | Данные приводятся в числителе - после ремонта, в знаменателе - до ремонта. | |||||||
| Испытательное напряжение, кВ | ||||||||
| Продолжительность испытания, мин | ||||||||
| tgd изоляции, % | ||||||||
| Сопротивление изоляции, МОм | ||||||||
| Масло из вводов: | ||||||||
| Пробивное напряжение, кВ | ||||||||
| Кислотное число, мг КОН/г | ||||||||
| Температура вспышки, °С | ||||||||
| Контроль изоляции под рабочим напряжением | ||||||||
| |Dtgd| | ||||||||
| DY/Y | ||||||||
Представитель электростанции (Ф.И.О.)
Руководитель ремонта (Ф.И.О.)
Приложение 23
(рекомендуемое)
Электростанция ______________________________________
ВЕДОМОСТЬ
основных параметров технического состояния золоулавливающей установки типа _________, завод ___________, заводской № ________, год пуска в эксплуатацию ____________,
золоулавливающая установка установлена за котлом ________ типа _____, станц. №_______
и находилась в __________________________ ремонте
(вид ремонта)
с__________200 г. до______________200 г.
| Параметр технического состояния | Заводские, проектные или нормативные данные | Данные эксплуатационных испытаний или измерений | Примечание | |
| до капитального ремонта | после капитального ремонта | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1. Температура газов, поступающих на очистку, °С | ||||
| 2. Температура газов за золоулавливающей установкой, °С | ||||
| 3. Содержание горючих в уносе, % | ||||
| 4. Расход твердого топлива, т/ч | ||||
| 5. Избыток воздуха перед золоулавливающей установкой | ||||
| 6. Избыток воздуха после золоулавливающей установки | ||||
| 7. Присосы воздуха в золоулавливающей установке, % | ||||
| 8. Объем дымовых газов, поступающих на очистку при нормальных условиях, м3/ч | ||||
| 9. Сопротивление золоулавливающей установки, Па (кгс/см2) | ||||
| 10. Расход воды на орошение золоулавливающей установки, т/ч | ||||
| 11. Удельный расход воды на орошение труб Вентури, т/ч | ||||
| 12. Количество золы, уходящей с дымовыми газами в атмосферу, т/ч | ||||
| 13. Удельный расход электроэнергии на очистку 1000 м3 газа, кВт/ч | ||||
| 14. Скорость дымовых газов в электрофильтре: горловине трубы Вентури, м/с | ||||
| 15. Степень очистки дымовых газов, % | ||||
| 16. Запыленность дымовых газов при нормальных условиях: | ||||
| перед золоулавливающей установкой, г/м3 | ||||
| после золоулавливающей установки, г/м3 | ||||
| 17. Вольтамперные характеристики электрофильтров: | ||||
| на воздухе, кВ | ||||
| мА | ||||
| на дымовых газах, кВ | ||||
| мА | ||||
Правила заполнения: при наличии нескольких параллельно работающих золоулавливающих аппаратов показатели указывать для каждого аппарата и средний показатель на установку в целом
Представитель электростанции (Ф.И.О.)
Руководитель ремонта (Ф.И.О.)
Приложение 24
(обязательное)
Дата добавления: 2019-08-31; просмотров: 304; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!