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!