СТАНДАРТ
ОРГАНИЗАЦИИ

СТО
70238424.27.100.011-2008

1 Область применения. 3

2 Нормативные ссылки. 4

3 Термины, определения, обозначения и сокращения. 5

4 Оценка и подтверждение соответствия основного оборудования тепловых электростанций. 6

5 Технические устройства, их основные элементы, определяющие безопасную эксплуатацию тепловых электростанций. 7

6 Классификационная шкала работоспособности оборудования. 9

7 Менеджмент риска применительно к основному оборудованию тепловой электростанции. 9

8 Порядок продления срока эксплуатации оборудования сверх назначенного. 13

9 Требования к техническому диагностированию/контролю элементов основного оборудования тепловых электростанций. 15

Приложение А (рекомендуемое) Форма заявки на проведение работ по подтверждению соответствия. 67

Приложение Б (рекомендуемое) Форма решения по установлению возможности и сроков дальнейшей эксплуатации. 67

Приложение В (справочное) Прогноз последствий отказов/аварий элементов основного оборудования ТЭС.. 69

Библиография. 72

1

Предельное

Недопустима

Немедленный останов с выводом из эксплуатации

2

Неисправное, но сохраняет работоспособное состояние

Допустима в пределах 1 месяца

Контроль технического состояния и/или проведение восстановительных работ не позднее чем через 1 месяц

3

Исправное на момент контроля, но может перейти в неисправное вне пределов глубины прогноза (15 тыс. ч или 2 года)

Допустима в пределах 15 тыс. ч или 2 лет

Контроль технического состояния и/или проведение восстановительных работ не позднее чем через 15 тыс. ч или 2 года работы

4

Исправное на момент контроля, но может перейти в неисправное вне пределов глубины прогноза (25 тыс. ч или 4 лет)

Допустима в пределах 25 тыс. ч или 4 лет

Контроль технического состояния и/или проведение восстановительных работ не позднее чем через 25 тыс. ч или 4 лет работы

5

Исправное

Допустима в пределах 50 тыс. ч или 8 лет

Контроль технического состояния не позднее чем через 50 тыс. ч или 8 лет работы

1. Котёл

1.1. Коллекторы пароперегревателей с температурой выше 450 °С

1. Кромки внутренней поверхности радиальных отверстий.

- термическая усталость.

- визуальный контроль (ВК).

По достижению паркового ресурса; далее каждые 50 тыс. часов.

ПБ 10-574-03 [11]

РД 10-577-03 [13], РД 03-606-03 [14], И№ 23СД-80 [21]

ГОСТ 12503

ГОСТ 14782

ГОСТ 21105

ГОСТ 10243

ГОСТ 1497

ГОСТ 9454-78

2. Участок наружной поверхности в зоне межштуцерного пространства пароперегревательных труб.

- термодеформационное старение;

- ползучесть.

- ВК, МПД и УЗК.

- анализ микроповрежденности по репликам;

- металлографический анализ по достижении паркового ресурса.

Каждые 100 тыс. часов. По достижении паркового ресурса каждые 50 тыс. часов.

3. Угловые сварные соединения штуцеров с Ду 100 мм и более.

- термодеформационное старение;

- ползучесть.

- ВК, МПД и УЗК.

- анализ микроповрежденности по репликам.

Через 100 тыс. часов, далее каждые 50 тыс. часов. Микроповрежденность - после выработки паркового ресурса.

4. Стыковые сварные соединения, в том числе приварки донышек.

- термодеформационное старение;

- ползучесть.

- ВК, МПД и УЗК.

- анализ микроповрежденности по репликам;

- металлографический анализ;

- контроль твердости.

После 100, 200 тыс. часов, далее каждые 50 тыс. часов. Микроповрежденность - после выработки паркового ресурса.

1.2. Коллекторы с температурой до 450 °С

1. Кромки внутренней поверхности радиальных отверстий.

- термическая, коррозионная усталость.

- визуальный контроль (ВК).

После 200 тыс. часов, далее каждые 100 тыс. часов.

ПБ 10-574-03 [11]

РД 10-577-03 [13], РД 03-606-03 [14], ГОСТ 14782

2. Угловые сварные соединения штуцеров с Ду 100 мм и более.

- малоцикловая усталость.

- ВК, МПД, УЗК.

Каждые 150 тыс. часов.

3. Стыковые сварные соединения, в том числе приварки донышек.

- малоцикловая усталость.

- ВК, МПД, УЗК.

Каждые 150 тыс. часов, но не реже чем через 600 пусков.

4. Внутренняя поверхность нижнего полупериметра корпуса (для циклонов - нижний полуцилиндр с донышком).

- общая или (и) локальная коррозия.

- ВК, УЗТ.

После 200 тыс. часов, далее через каждые 100 тыс. часов.

1.3. Впрыскивающие пароохладители

Наружная и внутренняя поверхность в зоне штуцера водоподающего устройства шириной зоны 40 мм от стенки штуцера.

- термическая усталость.

- ВК и УЗК.

Каждые 25 тыс. часов.

ПБ 10-574-03 [11]

РД 10-577-03 [13], И№ 23СД-80 [21]

ГОСТ 12503

1.4. Перепускные паропроводы, работающие при температуре более 450 °С

1. Гибы - наружная и внутренняя поверхность в растянутой и нейтральных зонах.

- термодеформационное старение;

- ползучесть.

- ВК, МПД и УЗК;

- измерение остаточной деформации;

- определение овальности;

- УЗТ;

- для труб с Т > 500 °C: анализ микроповрежденности по репликам или на шлифах;

- металлографический и фазовый анализ;

- механические испытания;

- испытания на длительную прочность.

После выработки половины паркового ресурса, далее каждые 50 тыс. часов, но не реже, чем через 200 пусков. Анализ состояния металла на репликах - после выработки паркового ресурса Исследование состояния металла на вырезке - после выработки индивидуального ресурса, при повторном продлении срока службы.

ПБ 10-574-03 [11]

РД 10-577-03 [13], СО 153-34.17.470-2003 [19]

РД 03-606-03 [14]

И№ 23СД-80 [21]

ОСТ 34.70.690.-96 [2]

ГОСТ 10243

ГОСТ 12503

ГОСТ 14782

ГОСТ 21105

ГОСТ 1497

ГОСТ 9454

ГОСТ 20700

ОСТ 108.961.03-79 [4]

РД 10-577-03 [13]

РД 10-249-98 [15]

2. Литые детали - наружная поверхность в зоне радиусных переходов;

- крепёж и поверхность фланцевых разъёмов.

- термодеформационное старение;

- ползучесть;

- малоцикловая усталость.

- ВК, МПД;

- анализ микроповрежденности по репликам;

- металлографический анализ;

- контроль твердости.

Каждые 50 тыс. часов, но не реже, чем через 300 пусков. Исследование металла - после выработки паркового ресурса.

3. Штампосварные отводы - наружная поверхность и продольные сварные соединения.

- термодеформационное старение;

- ползучесть.

- ВК, МПД и УЗК, УЗТ;

- анализ микроповрежденности по репликам или сколам;

- металлографический и фазовый анализ;

- механические испытания.

Для Т > 500 °С - испытания на длительную прочность

Каждые 50 тыс. часов, но не реже, чем через 150 пусков. Анализ микроповрежденности металла по репликам -после каждых 100 тыс. часов наработки.

Исследование металла на вырезке - после 150 тыс. часов эксплуатации.

4. Стыковые сварные соединения труб.

- термодеформационное старение;

- ползучесть.

- ВК, МПД и УЗК;

- анализ микроповрежденности по репликам.

Для соединений с Т > 500 °С:

- металлографический и фазовый анализ;

- механические испытания;

- испытания на длительную прочность.

После 100 тыс. часов, далее каждые 50 тыс. часов.

Анализ микроструктуры по репликам - после выработки паркового ресурса.

Исследование металла на вырезке - после выработки индивидуального ресурса.

1.5. Пароводоперепускные трубопроводы, работающие при температуре до 450 °С

Гибы - наружная и внутренняя поверхность в растянутой и нейтральных зонах.

- коррозионная малоцикловая усталость;

- коррозионное растрескивание под напряжением;

- общая или (и) локальная коррозия.

- определение овальности;

- ВК;

- УЗК, МПД;

- УЗТ.

Для котлов с давлением выше 14 МПа - после 100 тыс. часов, далее каждые 50 тыс. часов.

Для котлов с давлением до 14 МПа - после 150 тыс. часов и далее каждые 50 тыс. часов.

ПБ 10-574-03 [11]

РД 10-577-03 [13], РД 03-606-03 [14]

РД 34.17.417-85 (П 34-70-00585) [17]

И№ 23СД-80 [21]

РД 34.17.302-97 (ОП 501ЦД-97)

РД 153341-00301 (РТМ-1с)

РД 10-249-98 [15]

Стыковые сварные соединения труб.

- малоцикловая усталость.

- ВК, МПД и УЗК.

Каждые 150 тыс. часов.

1.6 Барабаны

Обечайки:

- зоны отверстий питательных, перепускных, опускных, пароотводящих и др. труб;

- коррозионная термоусталость.

- ВК, МПД.

После 25 тыс. часов, далее каждые 50 тыс. часов.

ПБ 10-574-03 [11]

РД 10-577-03 [13], СО 153-34.17.442-2003 (РД 34.17.442-96) [20]

РД 03-606-03 [14]

ГОСТ 12503

ГОСТ 14782

ГОСТ 21105

ГОСТ 18442

ГОСТ 9012

РД 10-249-98 [15]

- исследование свойств металла на вырезке.

для барабанов из стали 16ГНМ - после отработки паркового ресурса; остальные - по необходимости.

- поверхность отверстий и штуцеров водяного и парового объёмов;

- коррозионная термоусталость.

- ВК, МПД.

После 100 тыс. часов, далее каждые 50 тыс. часов, но не реже, чем через 200 пусков

- зоны швов приварки внутрибарабанных устройств;

- хрупкое растрескивание;

- коррозионная усталость.

- ВК, МПД.

Через 25 тыс. часов, далее каждые 100 тыс. часов.

- внутренняя поверхность корпуса.

- общая или (и) локальная коррозия;

- расслой листа.

- ВК, УЗТ, УЗК, контроль твердости.

После 25 тыс. часов, далее каждые 50 тыс. часов.

Днища:

- внутренняя поверхность;

- общая или (и) локальная коррозия.

- ВК, МПД, УЗТ, контроль твердости.

После 100 тыс. часов, далее каждые 50 тыс. часов.

- швы крепления лазового затвора;

- хрупкое растрескивание.

- ВК, МПД.

После 100 тыс. часов, далее каждые 50 тыс. часов.

- поверхность лазового отверстия.

- технологические и механические повреждения.

- ВК, МПД, УЗК.

После 100 тыс. часов, далее каждые 50 тыс. часов, но не реже, чем через 200 пусков.

Основные сварные соединения и угловые сварные соединения штуцеров.

- коррозионная усталость;

- технологические повреждения.

- ВК, МПД, УЗК

После 25 тыс. часов, далее каждые 50 тыс. часов, но не реже, чем через 200 пусков.

Ремонтные заварки.

- нарушения технологии сварки;

- коррозионная усталость.

- ВК, контроль твердости;

- МПД или ЦД.

Через 25 и 50 тыс. часов после ремонта.

2. Станционные трубопроводы (наружным диаметром более 75 мм)

2.1. Паропроводы с температурой эксплуатации выше 450 °С

Гнутые колена - наружная и внутренняя поверхность в растянутой и нейтральных зонах.

- термодеформационное старение.

- визуальный контроль (ВК).

Каждые 100 тыс. часов.

Определение овальности.

ПБ 10-573-03 [10]

РД 10-577-03 [13], СО 153-34.17.470-2003 [19] [19] г.

И№ 23СД-80 [21]

ГОСТ 12503

ГОСТ 21105

ОСТ 34.70.690-96 [2]

ГОСТ 10243

ГОСТ 1497

ГОСТ 9454

ГОСТ 14782

ГОСТ 6996

ГОСТ 9012

ГОСТ 20700

ОСТ 108.961.03-79 [4]

РД 03-606-03 [14]

РД 34.17.436-92 [16]

РТМ 108.038.101-77 [22]

РД 153-34.1-39.401-00 [23]

- ползучесть.

- УЗК и МПД;

- УЗТ;

- измерение остаточной деформации;

- определение овальности;

- анализ микроповрежденности по репликам;

Для паропроводов с Т > 500 °С:

- металлографический и фазовый анализ на вырезках;

- определение механических свойств на вырезках;

- определение жаропрочных свойств на вырезках.

УЗТ и анализ микроповрежденности металла по репликам после выработки паркового ресурса.

Исследование состояния металла на вырезке - после выработки индивидуального ресурса, при повторном продлении срока службы.

Штампосварные колена - зоны продольных сварных соединений.

- термодеформационное старение;

- малоцикловая усталость;

- ползучесть.

- ВК;

- УЗК и МПД;

- УЗТ;

- анализ микроповрежденности по репликам или сколам;

- металлографический и фазовый анализ и определение механических свойств на вырезках;

- для Т > 500 °С - испытания на длительную прочность.

Каждые 50 тыс. часов, но не реже, чем через 150 пусков. Анализ микроструктуры металла на репликах - после 100 тыс. часов.

Исследование состояния металла на вырезке - после 150 тыс. часов эксплуатации.

Прямые трубы - зоны расположения реперов и места врезки штуцеров с Ду 50 мм и более на расстоянии не менее двух диаметров трубы от места врезки.

- термодеформационное старение;

- ползучесть;

- термоусталость.

- контроль остаточной деформации;

- ВК, УЗК, УЗТ;

- анализ микроповрежденности по репликам (при необходимости).

Каждые 50 тыс. часов.

УЗТ и анализ металла - после выработки паркового ресурса.

Литые детали (корпуса арматуры, колена, тройники):

- поверхность в зонах радиусных переходов;

- на коленах - изогнутая часть;

- крепёж и поверхность фланцевых разъёмов.

- термодеформационное старение;

- ползучесть;

- малоцикловая усталость.

- ВК, МПД;

- твердость;

- анализ структуры и микроповрежденности на сколах, спилах.

Каждые 50 тыс. часов.

Исследование металла - после выработки паркового ресурса.

Стыковые и штуцерные сварные соединения.

- термодеформационное старение;

- ползучесть;

- малоцикловая усталость.

- ВК, МПД, УЗК;

- анализ микроповрежденности по репликам;

- УЗТ штуцерных сварных соединений;

- контроль твердости;

- металлографический, фазовый анализ;

- определение механических свойств на вырезках;

- для Т > 500 °С - определение жаропрочных свойств на вырезках.

После 100 тыс. часов, далее каждые 50 тыс. часов.

Анализ микроструктуры металла на репликах - после выработки паркового ресурса.

Исследование состояния металла на вырезке - после выработки индивидуального ресурса, при повторном продлении срока службы.

Опорно-подвесная система (ОПС).

- непроектные нагрузки;

- ползучесть.

- ВК (ревизия);

- поверочный расчёт на прочность и самокомпенсацию;

- наладка ОПС.

После выработки паркового ресурса.

2.2. Паропроводы с температурой эксплуатации до 450 °С (паропроводы: установок среднего давления, отбора турбин, РОУ и т.д.)

Гнутые колена - наружная и внутренняя поверхность в растянутой и нейтральных зонах.

- термодеформационное старение;

- малоцикловая усталость;

- ползучесть;

- коррозионная усталость.

- ВК, УЗК, МПД;

- УЗТ;

- определение овальности;

- анализ микроповрежденности по репликам;

- для Т ≥ 400 °С металлографический анализ и определение механических свойств на вырезках.

После 150 тыс. часов, далее каждые 50 тыс. часов.

Исследование состояния металла на вырезке - после отработки расчетного ресурса.

ПБ 10-573-03[10]

РД 10-577-03 [13], СО 153-34.17.464-2003 (РД 153-34.0-17.464-00) [18]

И№ 23СД-80 [21]

ГОСТ 12503

ГОСТ 21105

ГОСТ 10243

ГОСТ 1497

ГОСТ 14782

ГОСТ 28702

ГОСТ 6996

ГОСТ 9454

ГОСТ 9012

ГОСТ 20700

ОСТ 108.961.03-79 [4]

ОСТ 34.70.690-96 [2]

РД 10-249-98 [15]

РД 03-606-03 [14]

РТМ 108.038.101-77 [22]

РД 153-34.1-39.401-00 [23]

Штампосварные колена - зоны продольных сварных соединений.

- термодеформационное старение;

- малоцикловая усталость;

- графитизация.

- ВК, УЗК, МПД;

- УЗТ;

- для Т ≥ 400 °С - металлографический анализ с оценкой графитизации по сколам, спилам.

После 150 тыс. часов, далее каждые 50 тыс. часов.

Прямые трубы.

- малоцикловая усталость;

- коррозия.

- ВК, УЗТ.

После 150 тыс. часов, далее каждые 50 тыс. часов.

Литые детали (корпуса арматуры, колена, тройники):

- поверхность в зонах радиусных переходов;

- крепёж и поверхность фланцевых разъёмов.

- малоцикловая усталость.

- ВК, МПД, контроль твердости.

После 150 тыс. часов, далее каждые 50 тыс. часов.

Стыковые и штуцерные сварные соединения

- термодеформационное старение;

- графитизация;

- малоцикловая усталость.

- ВК УЗК, МПД;

- контроль твердости;

- металлографический, анализ с оценкой графитизации по сколам;

- металлографический, анализ и определение механических свойств на вырезках когда Т ≥ 400 °С.

После 150 тыс. часов, далее каждые 50 тыс. часов.

Опорно-подвесная система (ОПС)

- непроектные нагрузки;

- малоцикловая усталость.

- ВК (ревизия);

- поверочный расчёт на прочность и самокомпенсацию;

- наладка ОПС (при необходимости).

После 200 тыс. часов.

3. Паровая турбина

3.1. Цельнокованые роторы высокого и среднего давления, работающие при температуре пара более 450 °С

1. Осевой канал.

1. Образование трещин по механизму ползучести.

2. Развитие трещин от исходных металлургических дефектов по механизмам ползучести и малоцикловой усталости.

ВК, ВТК или МПД, УЗД, ИДП (факультативно).

После наработки 100 тыс. ч, после исчерпания паркового ресурса, далее - в зависимости от результатов технического диагностирования, но не реже чем через 50 тыс. ч или 300 пусков (для турбин мощностью 500 МВт и более - каждые 25 тыс. ч или 150 пусков).

ТУ 108.1029-81 [1];

РД 10-577-03 [13];

РД 34.17.440-96

2. Радиусные переходы (галтели, тепловые канавки) на наружной поверхности, включая шейки вала. Разгрузочные отверстия.

1. Образование трещин от термических напряжений в процессе пусков-остановов по механизму малоцикловой усталости.

2. Образование трещин по механизму многоцикловой усталости.

3. Подкалка металла шейки вала из-за нарушения смазки или повреждения вкладыша подшипника.

ВТК или МПД или ЦД, ВД, АЭ, измерение температуры подшипника.

После наработки 100 тыс. ч, далее каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 300 пусков (для турбин мощностью 500 МВт и более - каждые 25 тыс. ч, но не реже чем через 150 пусков).

РД 10-577-03 [13];

РД 153-34.1-17.454-98 [25];

РД 34.30.601-84 [27];

СО 34.20.501-03 [12];

РД 34.30.601-84 [27], РД 34.30.506-90 [26]

3. Обода дисков высокотемпературных ступеней в местах крепления лопаток.

Образование трещин по механизму ползучести от высоких статических нагрузок в сочетании с высокой конструктивной концентрацией напряжений.

УЗК, МПД или ВТК, или ЦД.

То же.

РД 10-577-03 [13];

РД 34.17.450-98 [24]

4. Прогиб ротора.

1. Нарушение графиков-пусков турбин, приводящее к неравномерному прогреву ротора по сечению.

2. Из-за структурной неоднородности металла ротора по окружности.

3. Переход упругого прогиба из-за расцентровок в остаточный по механизму ползучести.

ВД.

Каждый капитальный ремонт.

РД 34.30.601-84 [27];

РД 34.30.601-84 [27], РД 34.30.506-90 [26]

5. Фланцы роторов и полумуфты:

- призонные болты;

- поверхность отверстий под болты и контактные торцевые поверхности

Образование трещин в отверстиях под призонные болты по механизму фреттинг-усталости из-за некачественной сборки валопровода.

МПД или ВТК, или ЦД.

Каждый капитальный ремонт.

РД 10-577-03 [13]

6. Металл высокотемпературных ступеней.

Деградация свойств металла из-за длительного воздействия повышенных температур.

Измерение твердости и исследование микроструктуры металла высокотемпературной зоны.

После исчерпания паркового ресурса, далее по результатам технического диагностирования.

РД 10-577-03 [13]

3.2. Валы роторов низкого давления

1. Шейки вала.

1. Многоцикловая усталость из-за расцентровок.

2. Подкалка металла вала из-за нарушения смазки или повреждения вкладыша подшипника.

3. Подкалка из-за осевых задеваний.

ЦД или МПД, или ВТК; ВД, АЭ, Измерение твердости.

Каждый капитальный ремонт.

ТУ 108.1029-81 [1]; СО 34.20.501-03 [12];

РД 34.30.601-84 [27], РД 34.30.506-90 [26]

2. Кольцевые проточки на валу.

1. Усталость.

2. Коррозионная усталость.

После 100 тыс. ч, далее каждые 50 тыс. ч.

3.3. Насадные диски роторов среднего и низкого давления

Шпоночный паз, полотно с разгрузочными отверстиями, ступица, обод.

Галтели, кромки заклепочных отверстий.

Коррозия под напряжением.

ВК, ЦД или МПД, ВТК, УЗК внутренней поверхности Т-образного паза обода.

Каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 300 пусков.

РД 34.30.507-92 [28];

РД 10-577-03 [13];

РД 34.17.450-98 [24]

Задевание диска о статор.

Измерение твердости в местах задевания.

1. Стояночная (язвенная) коррозия, от которой могут развиваться трещины.

2. Эрозионный износ.

ВК, ЦД, МПД, ВТК, УЗК.

3.4. Рабочие лопатки в зоне фазового перехода

Входные и выходные кромки, прикорневые сечения, места забоин, рисок.

Отверстия под проволоку.

Питтинговая, язвенная или общая коррозия. Коррозионная усталость. Коррозионное растрескивание.

Усталость. Задевание.

ВК, ЦД или МПД, ВТК или травление. УЗК хвостовиков.

Каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 300 пусков.

ОСТ 108.020.03-82 [5]

РД 34.30.507-92 [28]

РД 153-34.1-17.462-00 [30]

3.5. Рабочие лопатки последних ступеней

Входные и выходные кромки, кромки отверстий, цельнофрезерованные бандажи, хвостовики.

1. Эрозионный износ на периферии входной кромки и на выходной кромке в прикорневом сечении. От эрозионных промывов могут развиваться усталостные трещины.

2. Образование усталостных трещин от выходной кромки в прикорневом сечении, от кромок отверстий, галтелей цельно фрезерованного бандажа и хвостовика.

3. Отрыв стеллитовых пластин.

4. Задевания.

5. Развитие усталостных трещин от зон подкалки в местах припайки стеллитовых пластин.

ВК, ЦД, МПД, ВТК или травление. УЗК хвостовиков и кромок, ДФМ.

Каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 300 пусков.

РД 153-34.1-17.462-00 [30];

РД 153-34.1-17.466-00 [32];

РД 34.17.449-97 [31]

3.6. Подшипники

Баббит (выплавление, отслоение, повреждение), корпус и вкладыш (разрушение).

1. Нарушение смазки (условий эксплуатации);

2. Высокая вибрация, расцентровка валопровода;

3. Электроэрозия баббита;

4. Дефект изготовления, ремонта.

ВД, измерение температуры баббита, контроль абсолютных и относительных расширений, контроль за работой токосъемного устройства.

Постоянно. ВД - в каждый средний и капитальный ремонты.

ГОСТ 25364, СО 34.20.501-03 [12], РД 34.30.601-84 [27], РД 34.30.506-90 [26], РД 34.30.604-00 (РД 153-34.1-30.604-00) [29]

3.7. Перепускные паропроводы, работающие при температуре более 450 °С

1. Гибы - наружная и внутренняя поверхность в растянутой и нейтральных зонах.

- термодеформационное старение;

- ползучесть.

- ВК, МПД и УЗК;

- измерение остаточной деформации, -определение овальности,

- УЗТ;

- анализ микроповрежденности по репликам;

- металлографический и фазовый анализ;

- механические испытания;

- испытания на длительную прочность.

После выработки половины паркового ресурса, далее каждые 50 тыс. часов, но не реже, чем через 200 пусков. Исследование металла - после выработки паркового ресурса.

ПБ 10-574-03 [11]

РД 10-577-03 [13], СО 153-34.17.470-2003 [19] [19] г.

РД 03-606-03 [14]

И№ 23СД-80 [21]

ОСТ 34.70.690.-96 [2]

ОСТ 108.961.03-79 [4]

ГОСТ 20700

ГОСТ 10243

ГОСТ 12503

ГОСТ 14782

ГОСТ 21105

ГОСТ 1497

ГОСТ 9454

РД 10-577-03 [13]

РД 10-249-98 [15]

2. Литые колена - наружная поверхность.

- термодеформационное старение;

- ползучесть.

- ВК, МПД;

- анализ микроповрежденности по репликам;

-металлографический и фазовый анализ;

- механические испытания.

Каждые 50 тыс. часов, но не реже, чем через 300 пусков.

Исследование металла - после выработки паркового ресурса.

3. Штампосварные отводы - наружная поверхность и продольные сварные соединения.

- термодеформационное старение;

- ползучесть.

- ВК, МПД и УЗК, УЗТ;

- анализ микроповрежденности по репликам или сколам;

- металлографический и фазовый анализ;

- механические испытания.

Каждые 50 тыс. часов, но не реже, чем через 150 пусков.

4. Стыковые сварные соединения труб.

- термодеформационное старение;

- ползучесть.

- ВК, МПД и УЗК;

- анализ микроповрежденности по репликам;

- металлографический и фазовый анализ;

- механические испытания.

После 100 тыс. часов, далее каждые 50 тыс. часов.

Исследование металла - после выработки паркового ресурса.

3.8. Система регулирования и защиты

Подвижные золотники.

1. Попадание грязи.

2. Заедания из-за перекосов.

ВК.

Текущие ремонты и аварийные ремонты.

3.9. Стопорные и регулирующие клапаны

1. Радиусные переходы с наружной и внутренней поверхностей корпусов.

2. Поверхность фланцевых разъёмов, шпилечные гнёзда, крепёжные детали.

Образование трещин по механизмам ползучести и малоцикловой усталости из-за нарушений режимов эксплуатации, исчерпания ресурса металла, внутренних дефектов литья, нарушение плотности фланцевых разъёмов.

МПД, УЗК, ВК, ЦД, исследование свойств металла на вырезках и сколах.

Каждые 25 тыс. ч, но не реже чем через 300 пусков.

РД 10-577-03 [13];

РД 34.17.440-96;

РД 153-34.1-17.458-98 [33], ГОСТ 20700

ОСТ 108.961.02-79 [3]

2. Штока.

1. Разрушение по механизму усталости.

2. Заклинивание, неплотная посадка клапанов.

ВК, МПД иди ЦД.

Каждый средний и капитальный ремонты.

СО 34.20.501-03 [12]

3.10. Система смазки

1. Маслопроводы, фланцевые соединения маслопроводов, маслонасосов, маслоохладителей, маслоочистительного оборудования. Сальниковые уплотнения насосов и запорной арматуры. Трубные доски маслоохладителей.

Коррозия, некачественная сварка, усталостные повреждения из-за вибрации, неплотности фланцевых соединений из-за износа уплотнительных материалов или ослабления сборки, износ сальниковых уплотнений.

- ВК, ВД, МПД, УЗК;

- послемонтажные и послеремонтные опрессовки.

Каждый капитальный ремонт.

ГОСТ 981;

ГОСТ 1547;

ГОСТ 6370;

ГОСТ 12068;

ГОСТ 17216;

СО 34.20.501-03 [12]

2. Масло.

Деградация свойств турбинного масла из-за старения (расходование функциональных присадок), обводнения, загрязнения механическими примесями.

Контроль показателей качества масла: кислотное число, термоокислительная стабильность, антикоррозионные и деэмульгирующие свойства, наличие механических примесей, воды и шлама, объемное воздухосодержание.

Постоянно.

РД 34.50.508-93 [34];

РД 153-34.43.104-88 [35];

РД 34.43.106-2001 [36];

РД 34.43.204-2001 [37];

РД 34.43.210-00 [38];

РД 34.43.211-00 [39]

СТО 70238424.27.100.053-2009

3.11. Система обеспечения относительных перемещений элементов статора и роторов

Продольные и поперечные шпонки, скользящие поверхности, зазоры.

1. Ненормативные нагрузки на лапы цилиндров от присоединенных трубопроводов.

2. Снижение крутильной жесткости поперечных ригелей фундаментов.

3. Задиры в пазах и на шпонках.

4. Асимметрия нагрева лап цилиндров от неравномерных протечек пара.

5. Неправильно выставленные зазоры в проточной части турбины.

6. Повышенное трение на скользящих поверхностях.

Контроль относительных и абсолютных расширений турбины.

Постоянно.

СО 34.20.501-03 [12], РД 34.30.506-90 [26]

3.12. Фланцевые разъемы корпусных деталей

1. Поверхность фланцевых разъёмов, гнёзда под шпильки.

2. Шпильки и гайки крепежа.

1. Развитие трещин под действием термоусталости, ползучести и релаксации.

2. Пропаривание вследствие ускоренной релаксации напряжений в шпильках.

ВК, ВТК, МПД, УЗК, ТВ.

Каждый капитальный ремонт и после исчерпания паркового ресурса.

ГОСТ 20700

3.13. Диафрагмы

1. Направляющие лопатки, плоскость диафрагмы.

1. Развитие трещин, потеря формы, выпучивание.

ВК, МПД.

Каждый капитальный ремонт.

ТУ на ремонт турбин.

4. Газовая турбина

4.1. Ротор турбины

1. Обода и отверстия в них, ступицы, гребни и галтели дисков, тепловые канавки передних и задних концевых частей ротора, свободных от уплотнений, галтели полумуфт.

2. Осевой канал.

3. Сварные швы в свариваемых частях роторов.

Образование трещин в процессе ползучести, малоцикловой усталости, высоких статических напряжений при превышении числа оборотов, трещины от исходных металлургических дефектов.

ВК, МПД, ЦД, ВТК, УЗД (гребни, обода).

При пиковом режиме через каждые 5 тыс. ч и 1200 пусков. При полупиковом - каждые 60 тыс. ч и 1200 пусков. При базовом режиме каждые 60 тыс. ч и 100 пусков.

РД 34.17.448-97, РД 34.30.60184 [27], РД 34.30.506-90 [26]

4.2. Насадные диски

Поверхности ободов и отверстий в них, ступиц, гребней, полотен дисков.

Образование трещин от ползучести и малоцикловой усталости.

ВК, МПД, ЦД, ВТК, УЗД.

То же.

4.3. Стяжные болты, гайки стяжных болтов

Концентраторы.

То же.

4.4. Ротор компрессора, в т.ч. сварные роторы

Ободы, гребни, галтели.

Трещины от малоцикловой усталости в концентраторах напряжений и в сварных швах.

ВД, ВК, ЦД или МПД, ВТК, УЗД.

При пиковом режиме через каждые 5 тыс. ч и 1200 пусков. При полупиковом -каждые 30 тыс. ч и 600 пусков. При базовом режиме каждые 60 тыс. ч и 100 пусков.

4.5. Рабочие лопатки первых двух ступеней

турбины

Входные и выходные кромки лопаток, галтели, кромки отверстий, хвостовики, ножки.

1. Ползучесть.

2. Усталость.

3. Коррозионная усталость.

4. Деградация свойств металла.

5. Развитие трещин от исходных металлургических дефектов.

6. Коррозионное или механическое повреждение защитного покрытия.

ВК, М-ЛЮМ-А, ЛЮМ-А, ВТД, ЦД, МПД, УЗД, Исследование свойств основного металла и защитного покрытия.

При пиковом режиме через каждые 1,2 тыс. ч и 300 пусков. При полупиковом - каждые 15 тыс. ч и 300 пусков. При базовом режиме каждые 30 тыс. ч и 50 пусков.

4.6. Направляющие лопатки первых двух ступеней турбины

Входные и выходные кромки лопаток, галтели, хвостовики.

Термическая усталость.

ВК, ЛЮМ-А, М-ЛЮМ-А, ВТД, ЦД, МПД, УЗД (выходных кромок).

То же.

4.7. Подшипники

Выплавление баббита, разрушение вкладыша.

1. Нарушение смазки.

2. Расцентровка валопровода.

ВД, измерение температуры баббита.

Постоянно. ВД - в капитальный ремонт.

СО 34.20.501-03 [12], РД 34.30.601-84 [27], РД 34.30.506-90 [26]

4.8. Система смазки

1. Маслопроводы, фланцевые соединения маслопроводов, маслонасосов, маслоохладителей, маслоочистительного оборудования. Сальниковые уплотнения насосов и запорной арматуры. Трубные доски маслоохладителей.

Коррозия, некачественная сварка, усталостные повреждения из-за вибрации, неплотности фланцевых соединений из-за износа уплотнительных материалов или ослабления сборки, износ сальниковых уплотнений.

- ВК, ВД, МПД, УЗК;

- послемонтажные и послеремонтные опрессовки.

Каждый капитальный ремонт.

ГОСТ 981;

ГОСТ 1547;

ГОСТ 6370;

ГОСТ 12068;

ГОСТ 17216;

СО 34.20.501-03 [12];

РД 34.50.508-93 [34];

РД 153-34.43.104-88 [35];

РД 34.43.106-2001 [36];

РД 34.43.204-2001 [37]; СТО 70238424.27.100.053-2009;

РД 34.43.210-00 [38];

РД 34.43.211-00 [39]

2. Масло.

Деградация свойств турбинного масла из-за старения (расходование функциональных присадок), обводнения, загрязнения механическими примесями.

Контроль за показателями качества масла: кислотное число, термоокислительная стабильность, антикоррозионные и деэмульгирующие свойства, наличие механических примесей, воды и шлама, объемное воздухосодержание.

Постоянно.

4.9. Фланцевые разъемы корпусных деталей

1. Поверхность фланцевых разъёмов, гнёзда под шпильки.

2. Шпильки и гайки крепежа.

1. Развитие трещин под действием термоусталости, ползучести и релаксации. 2. Пропаривание вследствие ускоренной релаксации напряжений в шпильках.

ВК, ВТК, МПД, УЗК, ТВ.

Каждый капитальный ремонт и после исчерпания паркового ресурса.

РД 34.17.440-96

ГОСТ 20700

ОСТ 108.961.03-79 [4]

5. Турбогенератор

5.1. Сердечник статора

1. Изоляция листов активной стали сердечника статора.

Местные перегревы и развитие «пожаров железа» вследствие повреждения изоляции листов активной стали из-за:

а) попадания посторонних предметов в расточку статора, осевые вентиляционные каналы, пазы статора;

б) механических повреждений внутренней поверхности сердечника статора при проведении ремонтных работ;

в) старения изоляционных лаковых покрытий листов активной стали под воздействием эксплуатационных нагрузок;

г) механический износ изоляционных лаковых покрытий, возникающий при распушении зубцов активной стали статора.

ВК, ЭМК.

ВК - каждый капитальный ремонт.

ЭМК - на турбогенераторах мощностью:

- 50 - 150 МВт через 35 лет эксплуатации; далее в зависимости от результатов контроля, но не реже чем через 15 лет;

- 160 МВт и более через 30 лет эксплуатации; далее в зависимости от результатов контроля, но не реже чем через 10 лет;

- 50 МВт и более в ближайший капитальный ремонт, если имеются свидетельства о неудовлетворительном состоянии изоляции листов активной стали; при проведении замены обмотки статора; при проведении ремонтов активной стали с установкой протезов.

РД 34.45-51.300-97 [41]

Методических указаний по оценке технического состояния турбогенераторов, отработавших установленный нормативный срок службы [40].

2. Плотность прессовки активной стали сердечника статора.

Снижение плотности активной стали сердечника статора вследствие упруго-вязкого течения изоляционных лаковых пленок и термомеханических деформаций сердечника статора.

ВК, УЗК.

ВК - каждый капитальный ремонт.

УЗК - на турбогенераторах мощностью:

- 50 - 150 МВт при работе со значением cos φ близким к номинальному: через 35 лет эксплуатации; далее в зависимости от результатов контроля, но не реже чем через 15 лет; при работе в режимах со значением cos φ более 0,95 и недовозбуждении через 25 лет эксплуатации; далее в зависимости от результатов контроля, но не реже чем через 10 лет;

- 160 МВт и более при работе со значением cos φ близким к номинальному через 30 лет эксплуатации; далее в зависимости от результатов контроля, но не реже чем через 10 лет; при работе в режимах со значением cos φ более 0,95 и недовозбуждении через 16 лет эксплуатации; далее в зависимости от результатов контроля, но не реже чем через 10 лет;

- 50 МВт и более, имевшие разрушения зубцов активной стали, в ближайший ремонт с выводом ротора, если УЗК не использовался при устранении разрушений.

СРМ Часть 1, п. 6.14 (Ц-01-91(э), Ц-06-96).

Методические указания по оценке технического состояния турбогенераторов, отработавших установленный нормативный срок службы [40].

3. Зубцовые зоны крайних пакетов сердечника статора.

Распушение и разрушение зубцовых зон крайних пакетов вследствие:

а) несвоевременного выявления и неполного устранения местных ослаблений плотности прессовки зубцовых зон крайних пакетов активной стали статора;

б) длительной работы генератора в режимах с потреблением реактивной мощности.

4. Система крепления сердечника статора.

Ослабление и разрушение системы крепления сердечника статора вследствие:

а) повышенной вибрации сердечника и корпуса статора;

б) ослабление сопряжения стяжных призм с сердечником статора в процессе длительной эксплуатации;

в) воздействие повышенных электромагнитных нагрузок на систему крепления сердечника статора при внезапных к.з. (внутренних и на зажимах трансформатора), грубых синхронизациях с сетью, к.з. в линиях электропередач со срабатыванием устройств БАПВ и т.п.

ВК, ВД.

ВК - каждый капитальный ремонт.

ВД - контроль вибрации корпуса в зависимости от результатов ВК и ВД, но не реже - на турбогенераторах мощностью:

50 - 150 МВт 1 раз в 3 года;

160 МВт и более 1 раз в год;

50 МВт и более перенесших внутреннее или на зажимах трансформатора К.З. и т.п. не реже 1 раза в 2 месяца.

МУ 34-70-103-85 [44]

Методические указания по оценке технического состояния турбогенераторов, отработавших установленный нормативный срок службы [40].

5.2. Обмотка статора

1. Изоляция обмотки статора.

1. Тепловое старение изоляции вследствие:

а) нарушений в системе охлаждения;

б) дефектов токоведущих частей и активной стали статора.

ВК, ВВИ, средства штатного термоконтроля.

Средства штатного термоконтроля - постоянно.

ВК - каждый капитальный ремонт.

ВВИ - в соответствии с РД 34.45-51.300-97 [41].

ГОСТ 533

РД 34.45-51.300-97 [41]

РД 34.45.309-92 [42]

ТИ 34-70-004-82 [43]

Методические указания по оценке технического состояния турбогенераторов, отработавших установленный нормативный срок службы [40].

2. Механические повреждения изоляции вследствие:

а) повышенной вибрации;

б) попадания посторонних предметов (в том числе ферромагнитных);

в) дефектов активной стали статора и системы крепления обмотки статора;

г) низкого качества проведения ремонта генератора.

ВК, ЧР, ВВИ, КИН.

ВК - каждый капитальный ремонт.

ВВИ - в соответствии с РД 34.45-51.300-97 [41].

ЧР - по решению технического руководства ТЭС на турбогенераторах с термопластичной изоляцией обмотки статора напряжением 6,3 кВ через 30 лет эксплуатации и напряжением 10,5 кВ и выше через 25 лет эксплуатации. Далее в зависимости от результатов контроля. КИН - по рекомендации технического руководства ТЭС постоянно на турбогенераторах 800 МВт и выше, ТВМ-300, ТВМ-500.

РД 34.45-51.300-97 [41]

Методические указания по оценке технического состояния турбогенераторов, отработавших установленный нормативный срок службы [40] (проект).

3. Увлажнение изоляции вследствие:

а) течи газоохладителей;

б) течи полых элементарных проводников;

в) течи в системе коллекторов подачи и слива охлаждающего дистиллята;

г) попадания в корпус генератора обводненного турбинного масла.

ВВИ, измерение сопротивления изоляции, испытания на герметичность ГО и водяного тракта обмотки статора, СШК, ВК, КИН.

ВК - каждый капитальный ремонт.

СШК - постоянно. ВВИ, измерение сопротивления изоляции - в соответствии с РД 34.45-51.300-97 [41].

Испытания на герметичность ГО и водяного тракта обмотки статора - в соответствии с инструкцией завода изготовителя.

КИН - по решению технического руководства постоянно ТЭС на турбогенераторах мощностью 300 МВт и более.

РД 34.45-51.300-97 [41]

ТИ 34-70-004-82 [43]

Методические указания по оценке технического состояния турбогенераторов, отработавших установленный нормативный срок службы [40].

4. Загрязнение изоляции вследствие попадания турбинного масла во внутреннюю полость генератора и образование продуктов истирания активных и конструктивных элементов турбогенератора.

ВК, ВВИ, КИН.

ВК - каждый капитальный ремонт.

ВВИ - в соответствии с РД 34.45-51.300-97 [41].

КИН - по решению технического руководства ТЭС на турбогенераторах мощностью 300 МВт и более.

РД 34.45-51.300-97 [41]

Приложение 2 (раздел 4.1, 4). Методические указания по оценке технического состояния турбогенераторов, отработавших установленный нормативный срок службы [40].

5. Снижение степени полимеризации бумажно-масляной изоляции вследствие теплового старения.

Определение степени полимеризации целлюлозной фракции бумажно-масляной изоляции.

На турбогенераторах типа ТВМ-300, ТВМ-500 со сроком службы более 30 лет по решению технического руководства ТЭС.

2. Полые проводники обмотки статора.

1. Повреждение полых проводников обмотки статора вследствие:

а) повышенной вибрации обмотки статора;

б) термомеханических деформаций обмотки статора;

в) попадания в тракт водяного охлаждения обмотки статора ферромагнитных частиц;

г) коррозионного износа полых проводников.

ВК, СШК, ИГВТ, ККД, ревизия магнитных фильтров.

ВК - каждый капитальный ремонт.

СШК - постоянно.

ИГВТ - в соответствии с инструкцией завода изготовителя;

ККД - в соответствии с требованиями ЭЦ №Ц-10-85(э). [55].

РД 34.45-51.300-97 [41]

СРМ. Часть 1, п. 6.6, ЭЦ №Ц-10-85(э).

ТИ 34-70-004-82 [43]

МУ34-70-103-85 [44]

Методические указания по оценке технического состояния турбогенераторов, отработавших установленный нормативный срок службы [40].

2. Закупорка полых проводников обмотки статора вследствие:

а) засорения системы охлаждения обмотки статора;

б) коррозии полых медных проводников.

Средства штатного термоконтроля; ВК; ККД.

ВК - каждый капитальный ремонт.

СШК - постоянно.

ККД - в соответствии с требованиями ЭЦ №Ц-10-85(э) [55].

РД 34.45-51.300-97 [41]

ТИ 34-70-004-82 [43]

СРМ Часть 1, п .6.6., ЭЦ №Ц-10-85(э).

Методические указания по оценке технического состояния турбогенераторов, отработавших установленный нормативный срок службы [40].

3. Элементарные проводники и паянные соединения обмотки статора.

Механические разрушения вследствие повышенной вибрации и термомеханических нагрузок обмотки статора.

ВК, измерение сопротивления фаз и ветвей обмотки статора постоянному току.

ВК - каждый капитальный ремонт;

измерение сопротивления фаз и ветвей обмотки статора постоянному току - в соответствии с требованиями РД 34.45-51.300-97 [41].

РД 34.45-51.300-97 [41]

ТИ 34-70-004-82 [43]

Методические указания по оценке технического состояния турбогенераторов, отработавших установленный нормативный срок службы [40].

4. Система крепления лобовой и пазовой частей обмотки статора.

Ослабление и разрушение системы крепления лобовых и пазовых частей обмотки статора вследствие:

а) длительного воздействия эксплуатационных нагрузок;

б) повышенной вибрации и термомеханических деформаций обмотки статора обусловленных снижением технического состояния и нарушением правил эксплуатации;

в) воздействия повышенных электродинамических нагрузок при анормальных режимах работы.

ВК.

ВК - каждый капитальный ремонт.

Методические указания по оценке технического состояния турбогенераторов, отработавших установленный нормативный срок службы [40].

5.3. Металл ротора

1. Бочка ротора (стыки пазовых клиньев, посадочные поверхности).

Образование усталостных трещин в зонах подкала металла вследствие работы турбогенератора в следующих анормальных режимах:

а) длительный несимметричный с током обратной последовательности I₂ более допустимого значения;

б) кратковременная работа в несимметричных режимах с  более допустимых значений;

в) несимметричные короткие замыкания с  более допустимых значений;

г) асинхронные пуски;

д) асинхронные режимы с активной нагрузкой, превышающей допустимую.

ВД, ВК, ВТК, ЦД, контроль твердости.

ВК - каждый капитальный ремонт;

ВД - периодический контроль вибрации корпусов подшипников турбогенератора в зависимости от вибрационного состояния, но не реже 1 раза в месяц;

Контроль твердости - в ближайший капитальный ремонт (при работе турбогенераторов в анормальных режимах);

ЦД и (или) ВТК - в капитальный ремонт (при выявлении трещин и подкалов металла).

ГОСТ 253 64-92

ГОСТ 18442-80

ГОСТ 22761

СРМ Часть 1, п. 6.15, Методические указания по оценке технического состояния турбогенераторов, отработавших установленный нормативный срок службы [40].

2. Хвостовые части ротора.

1. Образование трещин в зонах подвода охлаждающего газа под корзину лобовых частей («звездочка ротора») по механизму фреттинг-усталости.

2. Образование усталостных трещин в зонах галтельных переходов, маслоуловительных канавок и т.п. по механизму многоцикловой усталости.

3. Образование трещин в хвостовых частях ротора по механизму малоцикловой усталости вследствие многократной работы генератора в анормальных режимах (к.з. на зажимах генератора и трансформатора, синхронизация с θ > 90°, несинхронные включения-отключения, неуспешные АПВ).

ВК, ВД, МПД, ЦД.

ВК - каждый капитальный ремонт;

ВД - периодический контроль вибрации корпусов подшипников турбогенератора в зависимости от вибрационного состояния, но не реже 1 раза в месяц;

ЦД - в ближайший капитальный ремонт (при работе турбогенераторов в анормальных режимах);, а также на турбогенераторах серии ТВВ мощностью:

§ 800 МВт и более через 20 лет эксплуатации;

§ 300 - 350 МВт и более через 30 лет эксплуатации;

§ 150 - 220 МВт и более через 35 лет эксплуатации;

§ 50 - 120 МВт через 40 лет эксплуатации;

МПД - при выявлении трещин.

ГОСТ 21105

ГОСТ 25364

ГОСТ 18442

ГОСТ 22761

СРМ Часть 1, п. 6.3, Ц-04-97(э).

Методические указания по оценке технического состояния турбогенераторов, отработавших установленный нормативный срок службы [40].

4. Образование усталостных трещин на шейках вала из-за их поддала вследствие потери маслоснабжения и повреждения вкладыша подшипника.

ЦД, ВД, МПД.

Средства штатного термоконтроля; контроль твердости;

ВД - периодический контроль вибрации корпусов подшипников турбогенератора в зависимости от вибрационного состояния, но не реже 1 раза в месяц; СШК - постоянно; Контроль твердости, МПД, ЦД - в ближайший ремонт после потери маслоснабжения и повреждения вкладыша подшипника.

ГОСТ 21105

ГОСТ 25364

ГОСТ 18442

ГОСТ 22761

5. Образование усталостных трещин в зонах токоподвода из-за подкалов металла вследствие двойных замыканий на землю.

ЦД, ВД, МПД, контроль твердости.

ВД - периодический контроль вибрации корпусов подшипников турбогенератора в зависимости от вибрационного состояния, но не реже 1 раза в месяц;

Контроль твердости, МПД, ЦД - при устранении подкалов.

ЦД - в зоне подкалов при неудовлетворительном вибрационном состоянии ротора.

5.4. Обмотка ротора

1. Корпусная изоляция.

1. Тепловое старение вследствие:

а) нарушений в системе охлаждения;

б) анормальных несимметричных и асинхронных режимов работы турбогенератора.

2. Механические повреждения вследствие:

а) термомеханических деформаций в режимах пусков-остановов;

б) ослабления крепления обмотки.

3. Снижение сопротивления изоляции вследствие загрязнения и увлажнения.

ВК, измерение сопротивления изоляции ротора, испытание повышенным напряжением промышленной частоты.

ВК - каждый капитальный ремонт;

Электрические испытания изоляции.

ГОСТ 25364

РД 34.45-51.300-97 [41]

Методические указания по оценке технического состояния турбогенераторов, отработавших установленный нормативный срок службы [40].

2. Витковая изоляция.

1. Тепловое старение вследствие:

а) нарушений в системе охлаждения;

б) анормальных несимметричных и асинхронных режимов работы турбогенератора.

2. Механические повреждения вследствие:

а) термомеханических деформаций в режимах пусков-остановов;

б) ослабления крепления обмотки;

в) центробежных нагрузок в номинальном режиме работы.

3. Снижение сопротивления изоляции вследствие загрязнения и увлажнения.

ВК, ВД, измерение z ротора.

ВД - периодический контроль вибрации корпусов подшипников турбогенератора в зависимости от вибрационного состояния, но не реже 1 раза в месяц;

ВК - каждый капитальный ремонт;

измерение z ротора.

ГОСТ 25364

РД 34.45-51.300-97 [41]

Методические указания по оценке технического состояния турбогенераторов, отработавших установленный нормативный срок службы [40].

3. Подбандажная изоляция.

1. Снижение сопротивления вследствие загрязнения и увлажнения.

2. Тепловое старение вследствие нарушения технологии надевания бандажных колец.

Измерение сопротивления изоляции.

Испытание повышенным напряжением промышленной частоты.

В соответствии с РД 34.4551.300-97 [41].

РД 34.45-51.300-97 [41].

4. Катушки обмотки возбуждения.

Деформация витков вследствие:

а) термомеханических нагрузок в режиме пусков-остановов;

б) из-за нарушений в системе охлаждения.

ВК.

ВК - каждый капитальный ремонт.

Методические указания по оценке технического состояния турбогенераторов, отработавших установленный нормативный срок службы [40].

5. Паяные межкатушечные соединения.

Нарушение паяных межкатушечных соединений вследствие:

а) естественного старения под действием нормальных эксплуатационных нагрузок;

б) воздействия повышенных термомеханических нагрузок при нарушении условий охлаждения;

в) воздействия повышенных вибрационных нагрузок при ослаблении крепления.

ВК.

ВК - каждый капитальный ремонт.

Методические указания по оценке технического состояния турбогенераторов, отработавших установленный нормативный срок службы [40].

6. Ослабление крепления.

Ослабление крепления обмотки в процессе длительной эксплуатации.

ВК.

ВК - каждый капитальный ремонт.

Методические указания по оценке технического состояния турбогенераторов, отработавших установленный нормативный срок службы [40].

5.5. Система охлаждения

1. Активные элементы турбогенератора.

Нарушения в системах охлаждения и вентиляции турбогенератора.

Испытание на нагревание, СШК.

Испытание на нагревание не реже 1 раза в 10 лет. Для турбогенераторов со сроком службы более 25 лет 1 раз в 5 лет.

СШК постоянно в процессе эксплуатации.

РД 34.45-51.300-97 [41].

2. Водяная система охлаждения обмотки статора.

1. Нарушение герметичности вследствие:

а) повреждения паяных соединений в головках обмотки статора;

б) усталостных повреждений элементарных проводников обмотки статора;

в) повреждения фторопластовых соединительных шлангов;

г) усталостных повреждений коллекторов подачи и слива дистиллята в стержни обмотки статора;

д) повреждения (ослабления) уплотнений соединений фторопластовых шлангов с коллекторами и головками стержней обмотки статора;

е) повреждения перепускных трубок в головках стержней обмоток статора.

2. Нарушение работы системы охлаждения обмотки статора в следствие:

а) снижения сопротивления дистиллята;

б) снижения расхода дистиллята;

в) снижения качества дистиллята.

СШК, гидравлические испытания.

СШК постоянно в процессе эксплуатации.

Гидравлические испытания при проведении капремонтов.

РД 34.45-51.300-97 [41].

3. Водяная система охлаждения обмотки ротора.

Нарушение герметичности вследствие:

а) повреждения паяных соединений обмотки возбуждения;

б) повреждения соединений водоподвода с обмоткой возбуждения.

СШК, гидравлические испытания.

СШК постоянно в процессе эксплуатации.

Гидравлические испытания при проведении ремонтов.

Инструкции завода-изготовителя.

4. Система вентиляции обмотки ротора.

Нарушение проходимости вследствие:

а) смещения витков обмотки ротора;

б) смещения изоляционных прокладок под пазовыми клиньями;

в) засорения вентиляционных каналов.

ВД, проверка проходимости.

ВД в процессе эксплуатации Проверка проходимости при проведении ремонтов.

РД 34.45-51.300-97 [41]

Инструкции завода-изготовителя

Методические указания по оценке технического состояния турбогенераторов, отработавших установленный нормативный срок службы [40].

5. Газоохладители.

1. Повреждение трубок газоохладителей вследствие коррозионного износа.

2. Повышение температуры охлаждающего газа из-за загрязнения.

3. Нарушение герметичности резиновых уплотнений.

4. Нарушение развальцовки трубок газоохладителей.

СШК, гидравлические испытания.

СШК постоянно в процессе эксплуатации.

Гидравлические испытания при проведении капремонтов.

РД 34.45-51.300-97 [41].

5.6. Система уплотнения вала ротора

1. Уплотнение вала.

1. Нарушение работы уплотнений вала вследствие:

а) перекоса, потери подвижности, заклинивания вкладышей уплотнения;

б) повреждения посторонними включениями, износа, подплавления, полного выплавления баббитовой заливки вкладышей уплотнения;

в) отказа регуляторов давления, поплавковых реле гидрозатвора;

г) загрязнения фильтров масла.

СШК, ВК.

В процессе эксплуатации и при проведении ремонтов.

РД 34.45-51.300-97 [41].

2. Маслоуловители.

Нарушение работы маслоуловителей вследствие некачественной сборки узла.

5.7. Бандажные узлы ротора

1. Бандажные кольца.

1. Коррозионное и коррозионно-усталостное повреждение бандажных колец вследствие:

а) повышенной влажности во внутренней полости генератора;

б) воздействия знакопеременных механических нагрузок.

2. Подгары и местная закалка посадочной поверхности бандажного кольца вследствие ослабления натяга и работы генератора в несимметричных режимах.

3. Наклеп и контактная коррозия посадочной поверхности бандажного кольца вследствие ослабления посадочного натяга.

ВК, ЦД, ВТК.

В соответствии с требованиями Ц-3-98(э).

СРМ Часть 1, п. 6.22 (Ц-3-98(э)).

2. Центрирующие кольца.

1. Коррозионное и коррозионно-усталостное повреждение центрирующих колец вследствие:

а) повышенной влажности во внутренней полости генератора;

б) воздействия знакопеременных механических нагрузок.

ВК, ЦД, ВТК, ВД.

ВД (для турбогенераторов с 2^х посадочной конструкцией бандажных узлов) - периодический контроль вибрации корпусов подшипников турбогенератора в зависимости от вибрационного состояния, но не реже 1 раза в месяц

ВК, ЦД, ВТК - В соответствии с требованиями Ц-3-98(э).

ГОСТ 25364

СРМ Часть 1, п. 6.22 (Ц-3-98(э)).

2. Наклеп и контактная коррозия посадочной поверхности центрирующего кольца вследствие ослабления посадочного натяга.

ВК, ЦД, ВТК.

ВК, ЦД, ВТК - В соответствии с требованиями Ц-3-98(э).

СРМ Часть 1, п. 6.22 (Ц-3-98(э)).

6. Блочный трансформатор

6.1. Обмотка

Твердая изоляция.

При достижении средней влажности 2% в наиболее нагретой части обмотки может иметь место процесс испарения влаги и газа (азота или воздуха) в микрокапилляры (не заполненные маслом) целлюлозной изоляции с повышением давления газа в них и последующим вытеснением масла из макрокапилляров (заполненных маслом) в масло, окружающее витковую и дополнительную изоляцию обмоток.

Газовые пузырьки ослабляют электрическую прочность масла и маслобарьерной изоляции (примерно на 30 % по отношению к пробивному напряжению). Это создает риск повреждения при воздействии грозовых и коммутационных перенапряжений в изоляции данного участка трансформатора.

- Если средняя влажность обмоток превышает 4 %, возникает возможность риска повреждения изоляции под рабочим напряжением из-за значительного увеличения диэлектрических потерь, приводящих к тепловому пробою изоляции.

При влагосодержании твердой изоляции более 4 % и общем газосодержании более 7 % при резко переменном графике нагрузки и при включениях-отключениях трансформатора при отрицательных температурах возможно развитие ползущего разряда.

Возможные неисправности:

- нарушение герметичности трансформатора;

- дегидратация твердой изоляции при практически полном исчерпании ее ресурса (выделение воды из твердой изоляции).

Влагосодержание твердой изоляции перед вводом в эксплуатацию и при капитальном ремонте определяется по влагосодержанию заложенных в бак образцов. В процессе эксплуатации трансформатора допускается оценка влагосодержания твердой изоляции расчетным путем.

Первый раз - через 10 - 12 лет после включения.

В дальнейшем - 1 раз в 4 - 6 лет.

ГОСТ 3484.5

РД 34.45-51.300-97 [41] СТО 70238424.27.100.053-2009

При достижении предельно-допустимого значения влагосодержания твердой изоляции выполнить:

- измерение общего газосодержания и влажности масла;

- проверить герметичность бака и системы охлаждения;

- измерение степени полимеризации образца витковой изоляции при превышении влагосодержания твердой изоляции в 4 % для длительно работающих трансформаторов.

Риск повреждения трансформатора из-за ухудшения его состояния, индицируемого понижением сопротивления изоляции:

- локальные тепловые повреждения активной части трансформатора из-за осаждения продуктов разложения (загрязнения) масла;

- локальный пробой изоляции из-за ее сильного увлажнения;

- риск внутреннего короткого замыкания при неустраненном незавершенном пробое изоляции;

- электрическое перекрытие наружной изоляции загрязненного ввода.

- Возможные неисправности:

- пробой изоляции обмоток на корпус или пробой между обмотками;

- увлажнение и (или) загрязнение твердой изоляции;

- дегидратация твердой изоляции при практически полном исчерпании ее ресурса;

- загрязнение поверхности фарфоровой изоляции вводов;

- загрязнение и (или) увлажнение масла.

Измерение сопротивления изоляции.

Измерение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции обмоток.

Измерения производятся при неудовлетворительных результатах испытаний масла и (или) хроматографического анализа газов, растворенных в масле, а также в объеме комплексных испытаний.

ГОСТ 3484.3-88

ГОСТ 6581-75

ГОСТ 1516.2-97

ГОСТ 1516.3-96

ГОСТ 22756-77

СТО 70238424.27.100.053-2009

РД 34.46.302-00 [49]

РД 153-34.46.502 (РД 34.46.502) [51]

РД 34.45-51.300-97 [41]

При существенном уменьшении тангенса угла диэлектрических потерь по сравнению с данными предыдущих измерений (опасное загрязнение или даже прогорание изоляции) необходимо выполнить обследование трансформатора после слива масла из бака, а также выполнить:

- измерение тангенса угла диэлектрических потерь и влажности масла;

- оценку влажности твердой изоляции;

- измерение степени полимеризации образца витковой изоляции при превышении влагосодержания твердой изоляции в 4% и предельно-допустимых показателей влажности масла для длительно работающих трансформаторов;

- хроматографический анализ растворенных в масле газов;

- измерение поверхностного сопротивления вводов с помощью накладного электрода из станиоля.

Обмотки.

Риск повреждения трансформатора из-за внутреннего короткого замыкания вследствие нарушения изоляции и изоляционных промежутков.

Измерение сопротивления КЗ трансформаторов.

Измерения производятся у трансформаторов 125 МВА и более и трансформаторов собственных нужд.

В процессе эксплуатации измерения Zк производятся после воздействия на трансформатор тока КЗ, превышающего 70 % расчетного значения, а также в объеме комплексных испытаний.

ГОСТ 3484.3

ГОСТ 20243

РД 34.45-51.300-97 [41]

РД 34.46.302-00 [49]

РД 34.46.303-98 [50]

РД 153-34.46.502 (РД 34.46.502) [51]

Циркуляр Ц-02-88(Э) [47]

При достижении предельно-допустимого значения сопротивления короткого замыкания трансформатора выполнить:

- хроматографический анализ растворенных в масле газов;

- измерение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции обмоток и емкостей обмоток (изменение емкости обмоток более чем на возможную погрешность метода измерений порядка 5 % - означает наличие изменения геометрии обмоток);

При необходимости выполнить обследование трансформатора после слива масла из бака.

Контактные соединения.

Повреждения трансформатора из-за ухудшения состояния контактных соединений - выгорание изоляции, оплавление контактных поверхностей, обрыв цепи в обмотках с образованием дуги и др.

Хроматографический анализ растворенных в масле газов.

Измерение сопротивления обмоток постоянному току.

Измерения сопротивления обмоток постоянному току проводятся при комплексных испытаниях трансформатора.

Хроматографический анализ растворенных в масле газов проводится у:

- трансформаторов напряжением 110 кВ мощностью менее 60 МВА и блочных трансформаторов собственных нужд через 6 мес. после включения и далее не реже 1 раза в 6 мес.;

- трансформаторов напряжением 110 кВ мощностью 60 МВА и более, а также у всех трансформаторов 220 - 500 кВ в течение первых суток, через 1, 3 и 6 мес. после включения и далее - не реже 1 раз в 6 мес.;

- трансформаторов напряжением 750 кВ - в течение первых суток, через 2 недели, 1, 3 и 6 месяцев после включения и далее - не реже 1 раза в 6 мес.

ГОСТ 6581

ГОСТ 5985

ГОСТ 17216

ГОСТ 6370

ГОСТ 8008

ГОСТ 24156

РД 34.45-51.300-97 [41]

РД 34.46.302-00 [49]

РД 34.46.303-98 [50]

РД 34.43.212-00 (РД 153-34.1-43.212-00) [48]

СТО 70238424.27.100.053-2009

Риск развития повреждения связан с возможным перегревом обмотки и магнитопровода из-за повышенного напряжения или тока.

Проверка коэффициента трансформации.

Проверка производится на всех положениях переключателя ответвлений при вводе трансформатора в эксплуатацию и при капитальном ремонте.

ГОСТ 3484.1

РД 34.45-51.300-97 [41]

Изоляция.

Деструкция бумажной изоляции может сопровождаться выделением в трансформаторное масло фурановых соединений.

Наиболее значимые процессы деградации целлюлозной изоляции обмоток при снижении степени полимеризации бумаги до 250 единиц приводят, в первую очередь, к не менее чем 4-х кратному снижению механической прочности изоляции в сравнении с исходной и выходу воды из-за процесса дегидратации, который может составлять более 6 % массы. При этом резко возрастает риск повреждения трансформатора из-за возможности возникновения витковых замыканий под рабочим напряжением, при воздействии токов короткого замыкания, грозовых и коммутационных перенапряжений.

Возможны неисправности:

витковое замыкание.

Проведение измерений содержания фурановых соединений с помощью тонкослойной хроматографии или методом жидкостной хроматографии.

Проведение измерений степени полимеризации образца витковой изоляции обмоток.

Оценка содержания фурановых соединений производится у трансформаторов 110 кВ и выше по решению технического руководителя предприятия.

Оценка степени полимеризации производится у трансформаторов со сроком эксплуатации более 30 лет по решению технического руководителя предприятия.

РД 34.45-51.300-97 [41]

РД 34.51.304-94 [46]

СТО 70238424.27.100.053-2009

Противоаварийный циркуляр Ц-11-87-(Э)

Превышение содержания фурановых соединений допустимых значений не является определяющим критерием для оценки состояния бумажной изоляции обмоток. Оно может служить только основанием для дополнительного обследования состояния изоляции трансформатора.

При достижении предельно-допустимого значения фурановых соединений выполнить: обследование состояния изоляции трансформаторов по специальной программе по комплексу показателей, в числе которых определяющим является степень полимеризации.

При достижении предельно-допустимого значения степени полимеризации проводить измерения влагосодержания и пробивного напряжения масла с периодичностью 1 раз в 6 месяцев с целью своевременного выявления возможного снижения его электрической прочности при полной деградации изоляции, сопровождающейся процессом дегидратации (выделение воды из твердой изоляции).

6.2. Магнитопровод

Элементы магнитопровода.

Образование короткозамкнутых контуров и вихревых токов в них и как крайний результат - «пожар» в железе.

Измерение потерь холостого хода.

Хроматографический анализ растворенных в масле газов.

Измерение потерь холостого хода производится по решению технического руководителя предприятия, исходя из результатов хроматографического анализа растворенных в масле газов.

Хроматографический анализ растворенных в масле газов проводится у:

- трансформаторов напряжением 110 кВ мощностью менее 60 МВА и блочных трансформаторов собственных нужд через 6 мес. после включения и далее не реже 1 раза в 6 мес.;

- трансформаторов напряжением 110 кВ мощностью 60 МВА и более, а также у всех трансформаторов 220 - 500 кВ в течение первых суток, через 1,3 и 6 мес. после включения и далее - не реже 1 раз в 6 мес.;

- трансформаторов напряжением 750 кВ - в течение первых суток, через 2 недели, 1, 3 и 6 месяцев после включения и далее - не реже 1 раза в 6 мес.

ГОСТ 3484.1

ГОСТ 6581

ГОСТ 5975-79

ГОСТ 17216

ГОСТ 6370

РД 34.45-51.300-97 [41]

РД 34.46.302-00 [49]

РД 34.46.303-98 [50]

РД 153-34.0-20.363-99 (РД 153-34.0-20.363-99) [52]

СО 34.43.212-00 (РД 153-34.1-43.212-00) [48]

СТО 70238424.27.100.053-2009

Изоляция доступных стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем и пр.

Перегрев деталей магнитопровода.

Возможные неисправности:

- нарушение изоляции деталей магнитопровода.

Обследование трансформатора после слива масла из бака.

Производится по решению технического руководителя предприятия при вскрытии трансформатора для оценки состояния изоляции активной части.

РД 34.45-51.300-97 [41]

6.3. Система охлаждения

Маслонасос.

Перегрев активной части трансформатора или неисправность двигателя маслонасоса.

Контроль по результатам хроматографического анализа концентрации в масле диоксида углерода - СО₂.

Тепловизионный контроль.

Хроматографический анализ растворенных в масле газов проводится: - - 1 раз в 6 месяцев для всех нормально работающих трансформаторов (бездефектные трансформаторы);

- в течение первых 3-х суток, через 1, 3 и 6 мес. после включения и далее не реже 1 раза в 6 мес. для вновь вводимых в работу трансформаторов или прошедших капитальный ремонт с полным или частичным сливом масла.

Для трансформаторов с предполагаемым дефектом устанавливается в каждом конкретном случае, исходя из состава и концентрации газов и скорости их нарастания (п. 7.2 РД 153-34.0-46.302-00).

Тепловизионный контроль проводится в соответствие с РД 34.45-51.300-97 [41].

ГОСТ 3484.2

ГОСТ 3484.4

РД 34.46.302-00 [49]

РД 34.46.303-98 [50]

РД 34.0-20.363-99 (РД 153-34.0-20.363-94) [52]

Гибкая оболочка расширителя трансформатора.

Снижение электрической прочности маслобарьерной изоляции.

При общем газосодержании более 7 %, особенно при включениях-отключениях трансформаторов в зимний период при отрицательных температурах создаются условия для пересыщения масла воздухом. Пересыщающий масло газ может выделиться в виде пузырьков, ослабляющих электрическую прочность маслобарьерной изоляции.

Определение общего газосодержания в трансформаторном масле.

У трансформаторов с пленочной защитой масла в следующие сроки после ввода в эксплуатацию:

-трансформаторы ПО -220 кВ - через 10 дней и 1 мес.;

- трансформаторы 330-750 кВ - через 10 дней, 1 и 3 мес.

В дальнейшем масло из трансформаторов испытывается не реже 1 раз в 4 года.

ГОСТ 3484.5

РД 34.45-51.300-97 [41] СТО 70238424.27.100.053-2009

При достижении предельно-допустимого значения общего газосодержания:

- проверить нарушение герметичности в системе охлаждения;

- проверить нарушение герметичности гибкой оболочки расширителя трансформатора;

- проверить нарушение герметичности бака.

6.4. Вводы

Изоляция ввода.

Внутреннее или внешнее короткое замыкание.

Последствия:

- при внутреннем коротком замыкании - разрушение ввода и повреждение транс форматора;

- при внешнем коротком замыкании - отключение трансформатора.

Измерение сопротивления изоляции ввода.

Измерение угла диэлектрических потерь и емкости изоляции ввода.

110 - 220 кВ - 1 раз в 4 года;

330 - 750 кВ - 1 раз в 2 года.

МЭК 60137 [54]

РД 34.45-51.300-97 [41]

При достижении предельно-допустимого значения сопротивления и (или) тангенса угла диэлектрических потерь и емкости ввода выполнить:

- измерение поверхностного сопротивления вводов с помощью накладного электрода из станиоля;

- протирку поверхности ввода с применением растворителя (спирта).

Масляный канал герметичного ввода.

Образование углеродосодержащих частиц вследствие микроразрядов, отложение продуктов деструкции масла по поверхности и прорастание по ним разряда.

Хроматографический анализ растворенных в масле газов.

Измерение оптической мутности трансформаторного масла.

Необходимость проведения хроматографического анализа растворенных в масле газов определяется техническим руководителем предприятия по совокупности результатов испытаний вводов.

Необходимость анализа оптической мутности масла и периодичность контроля определяется техническим руководителем предприятия после 10 лет эксплуатации ввода.

РД 34.45-51.300-97 [41]

РД 34.46.302-00 [49] (РД 153.34.0-46.302-00)

РД 34.46.303-98 [50]

Изоляция.

Развитие опасного повреждения во вводе.

Контроль изоляции вводов 110 - 750 кВ с бумажно-масляной изоляцией конденсаторного типа под рабочим напряжением на автотрансформаторах с номинальным напряжением 330 кВ и выше и трансформаторах с номинальным напряжением 110 кВ и выше, установленных на электростанциях и узловых подстанциях.

Периодичность контроля вводов под рабочим напряжением в зависимости от величины контролируемого параметра до организации автоматизированного непрерывного контроля:

110 - 220 кВ:

- 12 месяцев при значениях в %

0 ≤ |Δtgδ_из| ≤ 0,5 и (или) 0 ≤ Δγ/γ ≤ 0,5;

- 6 месяцев при значениях в %

0,5 < |Δtgδ_из| ≤ 0,2 и (или) 0,5 < Δγ/γ ≤ 2,0;

330 - 500 кВ:

- 6 месяцев при значениях в %

0 ≤ |Δtgδ_из| ≤ 0,5 и (или) 0 ≤ Δγ/γ ≤ 0,5;

- 3 месяца при значениях в %

0,5 < |Δtgδ_из| ≤ 1,5 и (или) 0,5 < Δγ/γ ≤ 1,5;

750 кВ:

- 6 месяцев при значениях в %

0 ≤ |Δtgδ_из| ≤ 0,5 и (или) 0 ≤ Δγ/γ ≤ 0,5;

- 3 месяца при значениях в %

0,5 < |Δtgδ_из| ≤ 1,0 и (или) 0,5 < Δγ/γ ≤ 1,5.

РД 34.45-51.300-97 [41]

6.5. Трансформаторное масло

Масло.

Повреждение маслобарьерной изоляции с образованием внутреннего короткого замыкания.

Возможны неисправности:

- нарушение герметичности трансформатора;

- загрязнение масла механическими примесями, в частности, из-за истирания крыльчатки маслонасоса и др.;

- отработанный силикагель в термосифонных и адсорбционных фильтрах;

- увлажнение масла;

- дегидратация твердой изоляции (выделение воды) при практически полном исчерпании её ресурса;

- глубокое окисление масла;

- коллоидное старение масла;

- изменение химического состава масла (окисленные продукты старения, металлы переменной валентности как продукты коррозии конструкционных материалов и др.).

Измерение пробивного напряжения, тангенса угла диэлектрических потерь, кислотного числа, температуры вспышки в закрытом тигле, влагосодержания, содержания механических примесей, растворимого шлама, антиокислительной присадки, оптической мутности трансформаторного масла.

У трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно масло испытывается в течение первого месяца эксплуатации - 3 раза в первый половине и 2 раза во второй половине месяца. В дальнейшем масло испытывается не реже 1 раза в 4 года с учетом требований разделов 25.3.1 и 25.3.2 РД 34.4554.300-97;

У трансформаторов напряжением 110 - 220 кВ масло испытывается после ввода в эксплуатацию через 10 дней и 1 мес.;

У трансформаторов напряжением 330 - 750 кВ масло испытывается после ввода в эксплуатацию через 10 дней, 1 мес. и 3 мес.

В дальнейшем масло из трансформаторов напряжением 110 кВ и выше испытывается не реже раза в 2 г.

Испытание масла из негерметичных вводов:

110 - 220 кВ - 1 раз в 4 года;

330 - 500 кВ - 1 раз в 2 года.

Контроль масла герметичных вводов производится при получении неудовлетворительных результатов по следующим показателям: сопротивление изоляции, и (или) тангенс угла диэлектрических потерь и емкость изоляции, и (или) контроль изоляции под рабочим напряжением. Необходимость испытаний определяется решением технического руководителя предприятия, исходя из местных условий. Необходимость анализа оптической мутности масла и периодичность контроля определяется техническим руководителем предприятия после 10 лет эксплуатации ввода.

ГОСТ 17216

ГОСТ 6370

ГОСТ 5985, ГОСТ 6581, ГОСТ 3484.3

РД 34.45-51.300-97 [41]

РД 34.46.302-00 [49]

РД 34.46.303-98 [50]

СТО 70238424.27.100.053-2009

РД 34.43.212-00

(РД 153-34.1-43.212-00) [48]

7. Генераторный выключатель

7.1. Изоляция.

- обгорание поверхностей под действием дуги отключения;

- повреждения изоляторов (образование трещин) в результате механических воздействий при включениях и отключениях;

- старение изоляции.

- визуальный контроль;

- проверка сопротивления изоляции меггомметром;

- испытания повышенным напряжением.

При проведении среднего ремонта согласно инструкции изготовителя.

ГОСТ 687;

ГОСТ 1516.3;

РД 34.45-51.300-97 [41]

7.2. Токоведущий контур.

- повышение электрического сопротивления контактов со временем вследствие окисления;

- ослабление контактных пружин; вследствие механических воздействий и воздействия токов КЗ.

- измерение переходного сопротивления главного токоведущего контура;

- контроль механических характеристик выключателя.

При проведении текущего и среднего ремонта;

не реже одного раза в пять лет.

ГОСТ 687;

ГОСТ 8024-90;

РД 34.45-51.300-97 [41]

7.3. Дугогасительные контакты.

- износ контактов под действием дуги отключения.

- визуальный контроль контактов;

- контроль количества отключений токов КЗ и величины тока.

Визуальный контроль при проведении среднего ремонта выключателя, контроль количества отключений и величины тока КЗ - постоянно.

ГОСТ 687-78.

На бланке предприятия

Руководителю

____________________________________________

(наименование специализированной организации /органа по добровольной сертификации,)

___________________________________________

(Ф. И. О.)

___________________________________________

(адрес)

__________________________________________________________________________

(наименование и реквизиты предприятия-заявителя)

просит провести в период ___________________________________________________

(указываются сроки проведения)

работы по подтверждению соответствия

__________________________________________________________________________

(указываются объекты регулирования)

Контактные телефоны, факс и адрес электронной почты _________________________

Приложение:

1. техническая и нормативная документация, адекватно отражающая текущее состояние сертифицируемого объекта:

- сведения об объекте (тип, дата выпуска, завод-изготовитель, заводской № и др.);

- условия эксплуатации;

- сертификат соответствия требованиям промышленной безопасности (если имеется);

- сведения о техническом обслуживании, ремонтах и диагностировании;

- акты и протоколы испытаний;

- ресурс и срок эксплуатации оборудования;

- имевшие место аварии;

2. заключение специализированной организации (если имеется);

3. проект решения о продлении срока безопасной эксплуатации (если имеется).

Оплату гарантируем:

Реквизиты: _____________________________________________________________

Руководитель ________________________   __________________________________

                                                            (должность)                                             (Ф. И. О., подпись)

М.П.

Главный бухгалтер ___________________    __________________________________

(Ф. И. О., подпись)

Исполнитель ________________________

                                            (Ф. И. О., № телефона)

___________________________________________________________________________

(коллекторов котла, пароперепускных труб котла, паропровода ____________, общестанционного коллектора, турбины, пароперепускных труб турбины)

______________________________ г.

Главный инженер __________________

_______________________

Начальник КТЦ ____________________

_________________________

Начальник лаборатории металлов

_____________________________

_________________________

Представитель _____________________

рассмотрела, представленную _____________ следующую техническую документацию:

1. Подробная техническая характеристика оборудования.

__________________________________________________________________________

__________________________________________________________________________

__________________________________________________________________________

__________________________________________________________________________

__________________________________________________________________________

2. Подробное описание уровня технического состояния оборудования на момент обследования

__________________________________________________________________________

__________________________________________________________________________

__________________________________________________________________________

__________________________________________________________________________

__________________________________________________________________________

3. ______________________________________________________________________

4. ______________________________________________________________________

5. ______________________________________________________________________

6. ______________________________________________________________________

7. ______________________________________________________________________

8. ______________________________________________________________________

9. ______________________________________________________________________

10. _____________________________________________________________________

Перечисленная техническая документация и объём работ, проведённых при обследовании, соответствует требованиям СТО «Тепловые электрические станции. Методики оценки состояния основного оборудования»

Анализ результатов обследования, отражённых в представленной технической документации, показывает, что качество металла _______________________________

Удовлетворяет требованиям технических условий, инструкций, циркуляров и других директивных документов.

На основании вышеизложенного решено:

1. Коллекторы котла __________ ст. № _________ считать пригодным к дальнейшей эксплуатации на _____________________ часов на расчётных параметрах пара с суммарной наработкой _____________________ часов.

2. Пароперепускные трубы котла ___________ ст. № _______ считать пригодным к дальнейшей эксплуатации на ________ часов на расчётных параметрах пара с суммарной наработкой ___________________ часов.

3. Паропровод ______________ считать пригодным к дальнейшей эксплуатации на ____________________ часов с параметрами пара

Р = ________ кгс/см², Т = ______ °С с суммарной наработкой ______ календарных часов (_____________ эквивалентных часов).

4. Разрешить дальнейшую эксплуатацию турбины _____________ ст. № ___________ с параметрами пара на входе: Р = __________ кгс/см², Т = ___________ °С на ___________ часов с суммарной наработкой _________ календарных часов (________________ эквивалентных часов).

5. Пароперепускные трубы турбины ______________________________считать пригодными к дальнейшей эксплуатации на ________ часов с параметрами пара Р = ___________ кгс/см², Т = _________ °С с суммарной наработкой _______ календарных часов (________ эквивалентных часов).

__________________________________

__________________________________

__________________________________

__________________________________

__________________________________

__________________________________