Проектирование районной подстанции. Пояснительная записка к курсовому проекту по дисциплине Ремонт и эксплуатация электрооборудования станций и подстанций
 Скачать 48.24 Kb.
|
|
Министерство науки и высшего образования Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования ИРКУТСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ Институт Энергетики Корпоративный учебно-исследовательский центр Допускаю к защите Руководитель _______А.С.Афанасенко Пояснительная записка К курсовому проекту по дисциплине «Ремонт и эксплуатация электрооборудования станций и подстанций» Капитальный ремонт гидрогенератора СВИ 1160/180-72 Выполнил студент группы ГЭС-21-1 ___________ А.И. Колесов шифр группы подпись И.О. Фамилия Нормоконтроль ___________ А.С. Афанасенко подпись И.О. Фамилия Курсовой проект защищен с оценкой ___________ Иркутск 2022 Содержание1 Паспортные данные 4 2 Организация ремонта 5 2.1 Планирование ремонта 5 2.3 Подготовительные работы 5 2.4 Требования к составным частям гидрогенераторов при проведении ремонта (СТО РусГидро 02.03.69-2011) 7 2.4.1 Статор главного гидрогенератора 7 Обмотка статора и детали ее крепления. Соединительные и выводные шины 10 2.4.2 Ротор главного гидрогенератора 12 2.4.3 Токоподвод, щеточно–контактный аппарат 14 2.5 Требования к сборке и отремонтированному генератору (СТО РусГидро 02.03.69-2011) 16 3 Испытания и показатели качества отремонтированного гидрогенератора 17 4 Требования к оформлению технической документации по ремонту 19 Заключение 21 Список использованных источников 22 Введение Ответственность за организацию технического обслуживания, планово-предупредительных ремонтов, модернизацию и реконструкцию оборудования электроустановок на предприятии возлагается на руководителя предприятия. Организация и проведение ремонта оборудования электростанций производится в соответствии с положениями и требованиями нормативно-технической, технологической и организационно-распорядительной документации. К технологической документации относятся документы по СО 34-38-445-87 (ОСТ 34-38-445), разработанные в соответствии с государственными стандартами ЕСТД, рекомендациями Госстандарта и отраслевыми руководящими документами. Для подготовки и производства ремонта разрабатывается график ремонта :(СО 34.04.181 -2003) проект производства работ (ППР), состоящий из комплекта технических и организационно-распорядительных документов. Факторы, определяющие необходимость разработки ППР, состав документов и правила оформления - по СО 34.20.608-2003 (РД 153-34.0-20.608-2003). Объем технического обслуживания и планово-предупредительных ремонтов должен определяться необходимостью поддержания работоспособности электроустановок, периодического их восстановления и приведения в соответствие с меняющимися условиями работы. При ремонте оборудования могут использоваться ремонтные чертежи по ГОСТ 2.604. Допускается применение ремонтных эскизов. Ремонтные чертежи и эскизы, передаваемые для выполнения работ и изготовления запасных частей, должны иметь надпись «В производство работ» с подписью главного инженера электростанции. Периодичность и продолжительность всех видов ремонта, а также продолжительность ежегодного простоя в ремонте для отдельных видов электрооборудования, устанавливаются в соответствии с настоящими Правилами: (СО 34.04.181 -2003) действующими отраслевыми нормами и указаниями документацией заводов-изготовителей. Вводимое после ремонта оборудование должно испытываться в соответствии с Нормами испытания электрооборудования. ( РД 34.45-51.300-97) Все работы, выполненные при капитальном ремонте электрооборудования, принимаются по акту, к которому должна быть приложена техническая документация по ремонту. Акты со всеми приложениями хранятся в паспортах оборудования. 1 Паспортные данные Тип генератора СВИ-1160/180-72: СВИ - вертикальный генератор, синхронный; наружный диаметр сердечника статора 1160 см., высота сердечника статора 180 см., число полюсов ротора 72. Установлены данные гидрогенераторы на Усть-Илимской ГЭС в количестве 16шт. Таблица 1 – Технические данные
2 Организация ремонта2.1 Планирование ремонта Планирование ремонта оборудования включает в себя разработку: -перспективных планов ремонта и модернизации основного оборудования электростанций; -годовых планов ремонта основного оборудования электростанций. Перспективный план ремонта составляется по:(СО 34.04.181 -2003) -прогнозируемой средней наработки в часах за один календарный год, наработка с момента проведения расчета до конца ремонтного цикла; - нормативному межремонтному ресурсу между капитальными ремонтами; -календарной продолжительности межремонтного ремонтного периода цикла энергоблока или энергоустановки, соответствующая интервалу времени в годах от момента окончания предшествующего капитального ремонта до момента выхода энергоблока или энергоустановки в последующий капитальный ремонт. При разработке плана ремонта оборудования следует учитывать: - первый капитальный ремонт головных энергоблоков и энергоустановок после монтажа планируется на период, определяемый требованиями заводов-изготовителей. - первый капитальный ремонт серийных энергоблоков и энергоустановок после монтажа планируется на период, определяемый структурой ремонтных циклов, установленных Правилами, если иное не оговорено требованиями заводов-изготовителей; - гидроагрегаты, включенные в работу при напорах на 15-20% ниже расчетных (минимальных), выводятся в капитальный ремонт через 1-2 года после монтажа. 2.3 Подготовительные работы Подготовка к ремонту включает в себя, разработку и выполнение комплекса организационно-технических мероприятий, которые обеспечивают планомерное и качественное выполнение ремонтных работ в установленные сроки, высокое качество отремонтированного оборудования, оптимальные финансовые, материальные и трудовые затраты. Состав организационно-технических мероприятий и сроки их выполнения предусматриваются в планах подготовки к ремонту оборудования.(СО 34.04.181-2003) Параллельно с разработкой годового графика ремонта электростанция составляет ведомости планируемых работ по ремонту оборудования энергоустановок, ремонт которых предусматривается годовым планом.(СО 34.04.181-2003) При составлении ведомости планируемых работ по ремонту учитываются объем и периодичность ремонтов, нормы и нормативы на выполнение плановых ремонтов оборудования, требования руководящих документов (противоаварийных, эксплуатационных циркуляров и др.), данные отчетных документов предыдущих капитальных, данные о повреждаемости конкретного оборудования и его составных частей, причинах ремонта, повторяемости дефектов, показатели надежности аналогичного оборудования, данные предремонтных испытаний оборудования, результаты определения фактического технического состояния оборудования, мероприятия по сокращению разрыва мощности, выполнение мероприятий из актов расследования аварий, карт отказов в работе. После утверждения ведомости изменения в нее могут вноситься по результатам испытаний до ремонта и дефектации оборудования, окончание которой, как правило, должно предусматриваться сетевым графиком ремонта в первой трети плановой продолжительности ремонта, а также могут вноситься требования директивных документов, если они доведены до исполнителей не позднее 2 месяцев, предшествующих ремонту.(СО 34.04.181-2003) За 20 дней до начала ремонта электростанции, подрядные предприятия и организации-исполнители ремонта проводят проверку выполнения подготовительных работ в соответствии с планом подготовки к ремонту. Подготовительные работы включают в себя : - анализ монтажной ремонтной, эксплуатационной документации по гидроагрегату выводимому в ремонт, рассмотрение ведомости объемов работ, уточнение сроков исполнения и технологической последовательности работ, согласование заказных спецификаций на запасные части; - комплектация, ознакомление и изучение конструкторской и нормативно– технической документации, согласование и утверждение сдаточной технической документации Заказчиком; - подготовка персонала Подрядчика к проведению работ (обучение, приемка экзаменов, оформление документов для допуска на ГЭС); - приемка (передача) инструмента и приспособлений (поставка заводов–изготовителей) ревизия данной оснастки, при необходимости ремонт, испытания, ввод в работу; - составление технологических карт на ремонт оборудования гидроагрегата с использованием стационарных грузоподъемных механизмов, которыми оснащена гидроэлектростанция, согласование и утверждение технологических карт Заказчиком; - подготовка монтажной площадки и производственных площадей машинного зала ГЭС для размещения инструмента, оснастки и приспособлений Подрядчика, необходимых для производства работ; - передача ремонтной зоны в составе: монтажная площадка, кратер гидроагрегата, машинный зал ГЭС в осях, отметках по наряду–допуску в ведение Подрядчика согласно технологическим картам; - обустройство ремонтной зоны Подрядчиком, установка покрытий, сигнальных и защитных ограждений, обозначение проходов, установка осветительных приборов, выполнение мер противопожарной безопасности; - проведение вибрационных испытаний выводимого в ремонт гидроагрегата для оценки вибрационного состояния в целом до ремонта; - проведение испытаний системы регулирования выводимого в ремонт гидроагрегата для проверки гарантий регулирования при сбросах нагрузки до ремонта; Электростанция передает руководителю ремонта конструкторско-технологическую документацию, формуляры, бланки актов по сдаче и приемке установки, а также другую техническую документацию, которой не располагают ремонтные предприятия и организации. 2.4 Требования к составным частям гидрогенераторов при проведении ремонта (СТО РусГидро 02.03.69-2011)2.4.1 Статор главного гидрогенератораПри ремонте должны быть выполнены следующие работы по визуальному и инструментальному контролю технического состояния: - проверка крепления корпуса статора к фундаментам; - проверка крепления элементов корпуса статора между собой; - проверка крепления сердечника статора с уложенной обмоткой на призмах, к корпусу статора; - проверка затяжки стяжных шпилек и отжимных болтов; - выявление мест появления контактной коррозии (местный коричневый пылевидный налет) активной стали (спинка и зубцовые зоны сердечника); - выявление «волны» на пакетах сердечника, местных перегревов, смещения листов в пакетах, перекрытиях вентиляционных каналов - проверка элементов крепления и запрессовки обмотки в пазах сердечника и лобовых частях; - выявление распушения и выкрашивания листов в зубцах крайних и сопряженных с ними пакетах активной стали сердечника; - проверка опрессовки сердечника статора; - проверка крепления нажимных гребенок, стяжных шпилек, а так же бандажных колец, крепящих лобовые части обмотки статора. Трещины, непровары, подрезы и механические повреждения сварных швов корпуса статора, фундаментных плит не допускаются. Нарушение сварных соединений деталей крепления активной стали к корпусу статора (косынок к полкам и наборным клиньям, планок к стяжным шпилькам) не допускается. Корпус разъемного статора должен иметь плотное соединение по стыковым плитам и фундаментным плитам. Плотным считается соединение, в которое щуп 0,2 мм не проходит. Длина отдельного неплотного участка в соединении не должна превышать 200 мм. Ослабление затяжки гаек стяжных шпилек стыковых и фундаментных плит корпуса статора не допускается. Контровку гаек соединительных стяжных шпилек следует производить через «глухарь» или накладку. Не допускаются местные зазоры в зоне расположения штифтов и стяжных шпилек. Устранение зазора возможно установкой стальных прокладок. Форма расточки статора должна быть цилиндрической. Отклонение концентричности формы расточки статора должно быть в пределах допуска, указанного в конструкторской документации, определяющей фактический диаметр расточки статора. Повышенная сверх нормативной (установленной конструкторской или, при ее отсутствии, нормативной документацией) вибрация и, как следствие, контактная коррозия стальных конструкций корпуса статора не допускаются. Ослабление по сравнению с нормативной (установленной конструкторской или, при ее отсутствии, нормативной документацией) затяжки анкерных болтов, шпилек, выкрашивание бетона у фундаментных плит, натиры штифтов фундаментных плит не допускаются. Ослабленная по сравнению с установленной конструкторской документацией (при ее отсутствии – нормами СТО 17330282.27.140.001–2006), прессовка активной стали не допускается. Прессовка зубцовой зоны и спинки сердечника должна быть равномерной. Способы под прессовки, контроля и ремонта активной стали должны соответствовать конструкторской документации предприятия-изготовителя, а при ее отсутствии – ремонтной документации. На участках расточки активной стали (как правило, зубцовая зона крайних пакетов) имеющих выкрашивание сегментов, забоины, оплавления, следы местных перегревов или контактной коррозии, изоляция между сегментами должна быть восстановлена. Надломанные части сегментов должны быть при этом удалены При удалении части оплавленного зубца должны быть приняты меры, препятствующие дальнейшему разрушению сегментов в результате воздействия вибрации и динамических нагрузок при эксплуатации гидрогенераторов. Требования на установку вставки–заполнителя на место удаленного участка активной стали, материал вставки и способ ее крепления устанавливаются конструкторской документацией, а при ее отсутствии – документацией ремонтной организации-производителя работ, согласованной с заводом изготовителем и с техническим руководителем ГЭС. Смещение вентиляционных распорок и нажимных пальцев, нажимных плит от номинального положения в соответствии с конструкторской документацией, а также деформация нажимных пальцев не допускаются. Допуск расположения относительно номинального положения 2 мм. Должны быть приняты меры против смещения вентиляционных распорок, нажимные пальцы должны быть отрихтованы. Поверхность расточки активной стали статора должна быть чистой и покрыта электроизоляционной эмалью согласно требованиям конструкторской документации (согласованной ремонтной документации). Защитное покрытие поверхности расточки активной стали электроизоляционной эмалью должно быть равномерным без отслоений. Гайки стяжных шпилек и отжимные болты нажимной гребенки должны быть затянуты и застопорены от самоотвинчивания сваркой к нажимной гребенке непосредственно либо с использованием промежуточных деталей сварным швом длиной 6–10 мм в соответствии с конструкторской документацией (согласованной ремонтной документацией). Местные забоины и вмятины со следами перегрева, а также смещения листов активной стали должны быть устранены. В зону отремонтированной активной стали со вставкой– заполнителем должны быть установлены дополнительные датчики теплового контроля. Методические указания по контролю состояния прессовки сердечника статора гидрогенератора и ее восстановлению приведены в СТО 17330282.27.140.001-2006. Обмотка статора и детали ее крепления. Соединительные и выводные шиныОбмотка, соединительные и выводные шины должны быть очищены от масла и грязи, покрыты лаком и эмалью в соответствии с требованиями конструкторской документации. На поверхности изоляции стержней статорной обмотки трещины не допускаются. При наличии вздутий компаундированной изоляции на выходе из паза, по длине обмотки, сухости изоляции лобовых частей обмотки необходимо провести тепловые испытания гидрогенератора с установкой на обмотку дополнительных термодатчиков. Отслоение полупроводящего покрытия изоляции стержней обмотки статора и следы разрядов на них не допускаются. Дефектное покрытие должно быть восстановлено. Изоляция лобовых частей статорной обмотки, соединительных и выводных шин, имеющая механические повреждения и истирания от контакта с сопрягаемыми деталями, должна быть восстановлена. Механические повреждения изоляционных коробок паяных соединений стержней статорной обмотки, ослабление и обрыв закрепляющих их бандажей, нарушение сплошности замазки, уплотняющей соединение коробок со стержнем и между собой, не допускаются. После удаления пазовых клиньев при переклиновке пазов статора должно быть проверено состояние пазовой части корпусной изоляции в доступных местах и верхних уплотняющих прокладок. На обмотке и прокладках не должно быть следов разряда и следов истирания от вибрации. При наличии следов разряда способ ремонта должен быть определен по согласованию с СТО РусГидро 02.03.69-2011 19 предприятием-изготовителем. Вибрация обмотки должна быть устранена, пазовые клинья и уплотняющий материал должны быть заменены. Детали крепления лобовых частей статорной обмотки, соединительных и выводных шин должны быть установлены плотно без зазоров. 5.2.9 Допускается оставлять без замены изоляционные детали, имеющие трещины по слоям материала, если эти детали работают на сжатие, а их замена может привести к повреждению изоляции обмотки или шин. Не допускается вторично использовать детали крепления обмотки с обугленной поверхностью и механическими повреждениями, за исключением отдельных сколов. Ослабленные шнуровые бандажи лобовых частей обмотки или их обрыв не допускаются и подлежат замене. Детали крепления лобовых частей статорной обмотки не должны касаться изоляции обмотки. Механические повреждения изоляторов, на которых установлены коллекторы системы водяного охлаждения, системы регулирования не допускаются. Касания заземленных частей гидрогенератора амортизирующими прокладками, установленными между коллекторами системы водяного охлаждения и деталями их крепления, не допускаются. Нарушение электрической прочности корпусной изоляции статорной обмотки, соединительных (выводных) шин и концевых (нулевых) выводов не допускается. Изоляция паяных соединений стержней статорной обмотки, соединительных и выводных шин из слюдяных и ленточных материалов не должна иметь вздутий, отслоений, механических повреждений. Поврежденная изоляция должна быть восстановлена в соответствии с требованиями конструкторской и (или) ремонтной документации. Нарушения паяных соединений обмотки не допускаются. Внешними признаками дефекта паяных соединений являются: изменение цвета отдельных участков наружного покрытия, вытекание припоя или компаунда, повышение по отношению к другим соединениям хрупкости изоляции, повышение сопротивления обмотки постоянному току. Дефектные соединения должны быть запаяны вновь. Плотность установки пазовых клиньев должна быть проверена во всех пазах. Плотность определяется простукиванием клина по центру и краям молотком массой 0,2–0,4 кг. Плотность установки клина следует считать достаточной, если при простукивании он издает однородный, без дребезжания звук. При использовании гофрированных подклиновых прокладок плотность заклиновки определяются специальным приспособлением. Допустимый зазор в стыках клиньев не должен быть более 3,0 мм и не чаще, чем через десять клиньев. Для встречных клиньев зазор не допускается. Статорная обмотка, соединительные и выводные шины должны быть покрыты электроизоляционной маслобензостойкой эмалью в соответствии с требованиями конструкторской документации. 2.4.2 Ротор главного гидрогенератораПри ремонте должны быть выполнены следующие работы по визуальному и инструментальному контролю технического состояния узлов и деталей ротора: - крепления обода к остову ротора, полюсов к ободу, спиц к центральной части остова, распорных балок по спицам остова, токоподвода по остову ротора, запорных элементов на ободе ротора, крепежных элементов демпферной обмотки, стяжных шпилек, междуполюсных соединений, дистанционных втулок вентиляционных каналов, тормозного диска к ободу ротора; - выход клиньев ободных, полюсных, «проседание» обода ротора, наличие контактной коррозии; - катушек полюсов, стыковых спиц остова к втулке ротора, верхних (нижних) шпонок обода ротора; - подклиновки полюсных клиньев, крайних пакетов обода ротора; - «остаточного натяга» на ободе ротора, подклиновки обода ротора; - трещинообразования на спицах и центральной части остова ротора неразрушающими методами контроля. Ротор (остов, обод, вентиляционные каналы, обмотки и другие части) должен быть очищен от пыли, масла и других видов загрязнений. После ремонта обод ротор и обмотка должны быть покрыты электроизоляционными лаком или эмалью в соответствии с требованиями конструкторской документации. Нарушение сварных соединений (трещины, подрезы, непровары) на спицах и в центральной части остова ротора не допускается. Ослабление плотности соединения спиц или корпуса остова ротора с центральной частью остова или втулкой (по стыковым плитам или через промежуточные диски) не допускается. Плотным считается соединение, в которое щуп 0,1 мм не проходит. Длина отдельного неплотного участка в соединении не должна превышать 200 мм, глубина - не более 10% ширины стыка, суммарная длина всех неплотных участков на одной стороне соединения не должна превышать 15% периметра. Ослабление плотности резьбового соединения спиц и междуспицевых тангенциальных распорных балок остова ротора не допускается. Ослабление плотности резьбового соединения втулки подпятника и втулки ротора (при зонтичном исполнении) и составной втулке и диске подпятника) не допускается. Местные зазоры в соединении более 0,1 мм на отдельных участках общей длиной 15% длины окружности не допускаются. 5.3.7 Ослабление плотности соединения валов роторов генератора и турбины недопустимо. Зазор в стыке между фланцами должен быть не более 0,03 мм. Ослабление плотности прессовки обода ротора должно быть устранено тарированной затяжкой стяжных шпилек. Стопорение гаек стяжных шпилек обода ротора должно производиться согласно конструкторской документации. Ослабление клинового шпоночного соединения обода ротора с остовом недопустимо. Величина натяга должна соответствовать требованиям конструкторской документации. Допуски цилиндричности и концентричности обода относительно оси гидроагрегата не должны превышать значений, указанных в конструкторской документации. Упоры на ободе ротора под хвостовики сердечников полюсов не должны иметь деформаций и повреждений (трещины, наклепы). Допуск отклонения средней линии башмака полюса относительно оси обода ротора не должен превышать ±5,0 мм при диаметре ротора до 5 м, если требованиями конструкторской документации не предусмотрен иной допуск. Полюса на ободе ротора должны быть надежно закреплены полюсными клиньями согласно конструкторской документации. Окончательное положение забивного клина после расклиновки полюсов должно быть промаркировано. Зазор между ободом ротора и сердечником полюса не допускается. Неплотность прилегания встречных клиньев клиновых шпонок по наклонной плоскости должна быть не более 0,2 мм. Суммарная длина неплотностей пары клиньев должна быть не более 20% рабочей длины клиновой шпонки. Допуск параллельности рабочих поверхностей пары клиньев не должен превышать 0,2 мм. 5.3.15 Трещины в стержнях демпферной обмотки и короткозамыкающих сегментах не допускаются. Крепление междуполюсных соединений обмотки ротора к ободу (если оно предусмотрено) не должно иметь повреждений. Изоляционные детали, имеющие повреждения, подлежат замене. Междуполюсные соединения обмотки ротора должны быть надежно пропаяны с соблюдением технологии, установленной конструкторской документацией. Трещины и надломы в пластинах междуполюсных соединений не допускаются. Пластины с надломами и трещинами должны быть удалены при этом общее сечение пластин не должно быть уменьшено более чем на 10% от установленного конструкторской документацией. Ослабление плотности контактных соединений междуполюсных перемычек и шин токоподвода не допускается. Нарушение корпусной изоляции катушек полюсов и изоляционных шайб не допускается. Величина сопротивления и испытательное напряжение должны соответствовать документации завода-изготовителя. Зазоры между катушками и сердечниками полюсов должны быть зафиксированы согласно конструкторской документации и иметь изоляционные прокладки. Катушки полюсов не должны иметь витковых замыканий. Методика и величины испытательных напряжений должны соответствовать конструкторской документации. Допуск полного торцевого биения рабочей поверхности тормозных сегментов относительно рабочей поверхности тормозного диска гидроагрегата - ± 4 мм. Допуск плоскостности рабочих поверхностей двух рядом расположенных сегментов ± 2 мм. Выступание набегающей кромки сегментов относительно сбегающей кромки предыдущих не допускается. Биение тормозного диска не должно превышать 3 мм для роторов диаметром до 9 м и 4 мм для роторов до 15 м. 5.3.28 Лопатки вентилятора ротора должны быть надежно закреплены и не иметь трещин и иных повреждений. Натяг на ободе ротора измеряют на остановленном в ремонт гидрогенераторе с помощью тензометров или механических индикаторов часового типа. Натяг обода ротора ниже величины, установленной конструкторской документацией, не допустим. Геометрическую форму и концентричность обода ротора по каждому полюсу определяют при провороте ротора краном по полюсам относительно одной точки на статоре. Геометрическую форму и концентричность сердечника статора определяют при провороте ротора краном относительно одного полюса в точках, равных количеству полюсов на ободе ротора. При неконцентричности обода ротора по полюсам более ± 0,5 мм при диаметре ротора до 5 м и ± 1,0 мм при диаметре ротора до 15,0 м форму обода ротора необходимо исправить путем горячей переклиновки с восстановлением натяга на ободе ротора. Воздушные зазоры между статором и ротором гидрогенератора в диаметрально противоположных точках не должны отличаться друг от друга более чем на ± 10% среднего значения, равного их полусумме. 2.4.3 Токоподвод, щеточно–контактный аппаратТокоподводы должны быть надежно закреплены на ободе, корпусе, валу ротора и у контактных колец. Нарушение резьбового крепления и ослабление бандажной вязки не допускается. Разрушенные колодки и другие изоляционные детали крепления должны быть заменены. Ослабление резьбового соединения токоподвода с контактными кольцами не допускается. Нарушение изоляции токоподвода не допускается. Величина сопротивления изоляции должна соответствовать [2], если иное не указано в конструкторской документации. Ослабление плотности соединения контактных колец с валом ротора не допускается. Нарушение и загрязнение изоляции контактных колец не допускаются. Неравномерный износ, а также износ под щеткой более 0,5 мм, следы эрозии на площади более 10% рабочей поверхности, подгары, забоины, замасливание и загрязнение рабочей поверхности контактных колец не допускаются. Шероховатость поверхности контактных колец должна быть Rа 1,25 мкм. Износ контактных колец не должен превышать минимальный диаметр контактных колец и минимальную глубину спиральной канавки (на кольцах, где они имеются), приведенных в конструкторской документации на гидрогенератор. Допуск радиального биения контактных колец относительно оси шеек вала гидроагрегата должен соответствовать требованиям конструкторской документации. Покрытие узла контактных колец должно соответствовать требованиям конструкторской документации. Токосъемные щетки заменяются в случае, если: длина графита менее 30 мм; имеются сколы на рабочей поверхности более чем на 10% сечения щетки; имеются сколы более 20% боковой поверхности; износ боковой поверхности более чем на 1,0 мм; имеются нарушения крепления токоведущих проводников в теле щетки; имеются потемневшие от перегрева проводники. На внутренней поверхности щеткодержателей не должно быть задиров, заусениц, подгаров и оплавлений. Размеры гнезда корпуса щеткодержателя должны соответствовать требованиям конструкторской документации. Шероховатость внутренней поверхности должна быть Rа 2,5 мкм. Двусторонний осевой зазор между щеткодержателем и щеткой должен быть равен (0,250,15) мм, тангенциальный зазор должен быть не более 0,3 мм. Перемещение щетки в щеткодержателе должно быть свободным. Нарушение работы нажимного механизма щеткодержателя (разрушение или уменьшение нажатия пружин, повреждение рычажной системы и изолятора) не допускается. Нарушение контактного соединения токоведущего проводника с пакетом не допускается. Новый комплект щеток должен быть установлен из одной партии. Величина переходного электрического сопротивления между телом щетки и токоведущим проводом согласно нормам предприятия-изготовителя щеток. Рабочие поверхности щеток должны быть притерты к поверхности контактных колец. Площадь прилегания должна быть не менее 80% площади сечения щетки. Щетки должны быть установлены радиально. Допустимое отклонение в осевом и тангенциальном направлениях ± 2°. Радиальный зазор между щеткодержателем и контактным кольцом должен быть в пределах от 5 до 3 мм. Расстояние между щеткодержателем по окружности контактного кольца должно соответствовать требованиям конструкторской документации. Усилия нажатия щеток на контактные кольца должны быть одинаковыми, соответствовать требованиям конструкторской документации. Допустимое отклонение 10%. Осевое положение щеткодержателей относительно контактных колец должно обеспечивать работу гидрогенераторов во всех режимах, не допуская выхода края щетки за поверхность контактного кольца. 2.5 Требования к сборке и отремонтированному генератору (СТО РусГидро 02.03.69-2011)К сборке допускаются составные части, удовлетворяющие требованиям, конструкторской и технической документации на конкретный гидрогенератор. Сборка гидрогенератора должна производиться по конструкторской документации, разработанной предприятием-изготовителем на конкретный гидрогенератор. Требования конструкторской документации являются приоритетными для применения при ремонте, в том числе в части нормативных значений параметров сборки генератора в процессе ремонта, приведенным в разделе 7.3. Магнитные оси ротора и статора должны совпадать. Допуск симметричности ± 0,5% высоты активной стали статора. Величина воздушного зазора между активной сталью статора и полюсами ротора должна быть измерена вверху и внизу каждого полюса и регистрироваться, как среднее арифметическое значение. Допуск отклонения воздушного зазора ±10% от его средней арифметической величины. При провороте ротора не должны прослушиваться звуки, свидетельствующие о касании подвижных и неподвижных частей, попадании посторонних предметов, заеданий и т.п. При сборке перед установкой очередной сборочной единицы необходимо дополнительно проверить закрепление деталей и отсутствие посторонних предметов на собранных и собираемых составных частях. При соединении составных частей гидрогенератора через изолирующие детали сопротивление изоляции должно контролироваться последовательно в процессе сборки. Остов ротора должен быть постоянно заземлен. Антикоррозийное покрытие поверхностей гидрогенератора и камеры холодного воздуха (шахты) следует производить в соответствии с конструкторской документацией предприятия изготовителя гидрогенератора и (или) технической документацией изготовителя покрытия, согласованной с предприятием-изготовителем гидрогенератора и с техническим руководителем ГЭС. Контактные поверхности токоведущих частей должны быть обезжирены. Трубки, гибкие шланги и каналы перед сборкой гидрогенератора должны быть продуты сжатым воздухом. Перед установкой ротора, воздухоохладителей, маслоохладителей, воздухоразделяющих щитов и других составных частей, перед закрытием люков ванн подпятника и направляющих подшипников необходимо дополнительно проверить закрепление деталей и отсутствие посторонних предметов на собранных и собираемых составных частях. В режимах пуска и в процессе завершения ремонта гидрогенераторов должна быть обеспечена возможность контроля параметров, установленных нормативной документацией и настоящим Стандартом СТО РусГидро02.03.69-2011. Показатели гидрогенератора после ремонта и сушки должны соответствовать нормам качества гидрогенератора в соответствии с требованиями конструкторской документации. Эргономические показатели и показатели надежности не должны быть ниже требований по ГОСТ 5616. Ось статора главного гидрогенератора перед началом его монтажа в кратере на постоянные фундаменты должна совпадать с осью гидроагрегата (осью гидротурбины). Магнитная ось статора главного гидрогенератора должна быть выверена относительно фланца вала гидротурбины или фундаментов под тормоза домкраты. 3 Испытания и показатели качества отремонтированного гидрогенератораЭксплуатационные испытания гидрогенераторов для оценки качества ремонта проводятся в соответствии с РД 34.45-51.300-97, СО 34.04.181-2003, ГОСТ 10169 и СТО 17330282.27.140.001-2006. При испытаниях должны быть определены: – сопротивление изоляции обмоток относительно корпуса и между обмотками; – сопротивление изоляции конструктивных элементов гидрогенератора относительно корпуса (подшипников, маслопроводов и др.); – сопротивление изоляции термопреобразователей сопротивления относительно корпуса; – сопротивление изоляции обмоток при постоянном токе в практически холодном состоянии; – сопротивление изоляции термопреобразователей сопротивления при постоянном токе в практически холодном состоянии; – сопротивление изоляции обмотки ротора при переменном токе промышленной частоты; – электрическая прочность изоляции обмотки статора повышенным выпрямленным напряжением с измерением тока утечки (кроме гидрогенераторов с водяным охлаждением обмотки статора); – электрическая прочность изоляции обмоток относительно корпуса и между обмотками; – гидравлическая плотность водяной системы охлаждения обмоток статора (для гидрогенераторов с водяным охлаждением обмотки статора); – гидравлическая плотность воздухоохладителей; – воздушный зазор между статором и ротором гидрогенератора; – качество дистиллята (для гидрогенераторов с водяным охлаждением); – уровень вибрации активных частей гидрогенератора; – расхода дистиллята (для гидрогенераторов с водяным охлаждением обмоток); – температуры активных частей и конструктивных деталей гидрогенератора по штатному контролю, а также характеристики нагрева обмотки в нагрузочных (номинальном и максимальном) режимах по согласованию с предприятием-изготовителем и диспетчерским центром; – отклонение характеристики трехфазного короткого замыкания от исходной; – отклонение характеристики холостого хода от исходной; – измерение частичных разрядов в обмотке статора на остановленном и вращающемся гидрогенераторе по методикам, изложенным в СТО 17330282.27.140.001-2006. Методы измерений и испытаний гидрогенераторов и их сборочных единиц должны соответствовать ГОСТ 183, ГОСТ 10169, ГОСТ 11828, ГОСТ 25941, требованиям конструкторской документации. Измерительные приборы и способы измерения должны соответствовать ГОСТ 11828. 4 Требования к оформлению технической документации по ремонтуПри выполнении ремонта следует использовать конструкторскую документацию заводов-изготовителей оборудования (чертежи, инструкции и др.). При отсутствии конструкторской документации следует использовать руководящие документы и технологические инструкции общего назначения, разработанные специализированными организациями, а также ранее разработанную ремонтную документацию. Формирование необходимой для выполнения ремонта документации осуществляется эксплуатирующей организацией с привлечением для ее разработки предприятий-изготовителей оборудования, ремонтных и специализированных организаций. Руководители работ предприятий, участвующих в ремонте, предъявляют приемочной комиссии необходимую документацию, составленную в процессе ремонта в соответствии с [3], в том числе: - ведомость выполненных работ по ремонту; - протоколы технических решений по выявленным, но не устраненным дефектам; - протоколы испытаний, карты измерений; - результаты входного контроля; - сертификаты на использованные в процессе ремонта материалы и запасные части; - протоколы опробования отдельных видов оборудования; - акты на скрытые работы; - другие документы по согласованию эксплуатирующей организации и организации-исполнителя ремонта. Документация предъявляется приемочной комиссии не позднее, чем за двое суток до окончания ремонта. Примерный перечень технической документации приведен в приложении В. Ее конкретный перечень для ремонтируемого гидроагрегата должен быть утвержден техническим руководителем ГЭС. ЗаключениеСписок использованных источниковСТО 17330282.27.140.001-2006 Методики оценки технического состояния основного оборудования гидроэлектростанций СО 34.04.181-2003 Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей /Утв. ОАО РАО «ЕЭС России» 25.12.2003. Разработан ОАО «Центральное конструкторское бюро Энергоремонт». СТО РусГидро 02.03.69-2011 Гидрогенераторы. Общие технические условия на капитальный ремонт. Нормы и требования СТО РусГидро 02.03.81-2013 Гидрогенераторы. Методические рекомендации по ведению технической документации при выполнении ремонтов СТО РусГидро 02.01.62 – 2012 Гидроэлектростанции. Ремонт и техническое обслуживание оборудования, зданий и сооружений. Организация производственных процессов. Нормы и требования СО 34.20.608-2003. Проект производства работ для ремонта энергетического оборудования электростанций. Требования к составу, содержанию и оформлению СТО 70238424.27.140.012-2009 Гидроэлектростанции. Охрана труда (правила безопасности) при эксплуатации и техническом обслуживании сооружений и оборудования ГЭС СТО 17330282.27.140.006-2008 Гидрогенераторы. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования ГОСТ 12.3.050 Система стандартов безопасности труда. Работы на высоте ГОСТ 12.1.004-91 Пожарная безопасность. Общие требования РД 153-34.0-03.299/5-2001 Типовая инструкция по охране труда при работе с ручным слесарным инструментом РД 153-34.0-03.299/4-2001 Типовая инструкция по охране труда при работе с ручным электроинструментом РД 153-34.0-03.231-00 Правила пожарной безопасности для энергетических предприятий ГОСТ 12.3.050 Система стандартов безопасности труда. Работы на высоте РД 34.45-51.300-97 Объем и нормы испытания электрооборудования СО 34-38-447-78 Система технического обслуживания и ремонта электростанций. Номенклатура и комплектность нормативно-технических конструкторских ремонтных документов ГОСТ 12.2.007.1 Система стандартов безопасности труда. Машины электрические вращающиеся. Требования безопасности |