Акционерного Общества «РусГидро»
Скачать 1.51 Mb.
|
4.3. Регламентные работы на ГА-2 и его модернизация с момента ввода в эксплуатацию СШГЭС. Капитальный ремонт ГА-2 по типовой номенклатуре «гидроагрегат станционный» проводился с 29.09.2005 по 29.12.2005 (Акт проверки качества капитального ремонта по типовой номенклатуре гидроагрегата станционный №2 ОАО «Саяно-Шушенская ГЭС имени П.С. Непорожнего» начальником территориального центра СЭТН при ОАО «Хакасэнерго» Райковым Г.Г.). Кроме типовых работ, выполняемых при капитальном ремонте оборудования гидроагрегата выполнены: замена регулятора возбуждения АРВ-СДП1 на микропроцессорный АРВ-М с системой фазоимпульсного управления тиристорных преобразователей (панель ШРВ-М), выполнена передача управляющих импульсов от ШРВ-М к тиристорным преобразователям с помощью оптоволокновых кабелей, реконструкция управления моторных задвижек системы технического водоснабжения гидроагрегата; монтаж резервных датчиков холодного и горячего масла генераторного подшипника и подпятника. По рабочему колесу выполнены следующие работы: - устранение кавитационных разрушений лопастей РК согласно технологии ПО ЛМЗ № 477 ОГсв электродами ЦЛ-11; - контроль и подгонка входных кромок лопастей РК к расчетной по шаблону; - замер и исправление уклона вала; - центровка агрегата по лабиринтным уплотнениям. По турбинному подшипнику: - демонтаж деталей распорных узлов, сегментов, воротниковых уплотнений, ограждения вала; - чистка ванны, крышки ванны, деталей распорных узлов, сегментов, корпуса ТП, деталей крепления воротниковых уплотнений от ржавчины, окраска поверхностей на 2 слоя; - изготовление и замена верхнего и двух нижних воротниковых уплотнений; - выставлены нулевые зазоры. В результате проведенных работ дефектов не обнаружено. Капитальный ремонт ГА выполнен в соответствии с инструкцией по монтажу гидротурбинного оборудования 2244000 ИМ ПО ЛМЗ и инструкцией по монтажу гидрогенератора ОБС.412.033 ИМ ЛМПО «Электросила». В заключении к акту отмечено, что на основании вышеизложенного, руководствуясь «Правилами организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей» (СО 34.04.181-2003), подтверждено: оценка качества отремонтированного оборудования – «Соответствует НТД», оценка качества выполненных ремонтных работ – «Хорошо». После проведения капитального ремонта ГА-2 был принят комиссией 16.01.2006 и введен в подконтрольную эксплуатацию в соответствии с п. 2.9.20 СО 34.04.181 – 2003 (РАО ЕЭС России). Срок работы в подконтрольной эксплуатации 30 календарных дней. «При приемке оборудования из ремонта должна производиться оценка качества ремонта, которая включает оценку: - качества отремонтированного оборудования; - качества выполненных ремонтных работ; - уровня пожарной безопасности. Оценки качества устанавливаются: - предварительно - по окончании приемо-сдаточных испытаний; - окончательно - по результатам месячной подконтрольной эксплуатации, в течение которой должна быть закончена проверка работы оборудования на всех режимах, проведены испытания и наладка всех систем» (п. 1.6.12 Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденных приказом Минэнерго Российской Федерации от 19 июня 2003 г. № 229, зарегистрированных в Минюсте Российской Федерации 20 июня 2003 г. № 4799). Далее – ПТЭЭСиСРФ. В соответствии с годовым графиком ремонта основного оборудования СШГЭС в 2009 г., утвержденным главным инженером СШГЭС А.Н. Митрофановым 14.03.2008 г., в период с 14.01.2009 г. по 16.03.2009 г. проведен средний ремонт ГА 2 СШГЭС с наплавкой рабочего колеса. Работы по ремонту гидроагрегатов СШГЭС и МГЭС в 2009 г. выполнялись на основании Договора подряда № СШ-3-470-2008 от 21 января 2009 г., заключенного между ОАО «РусГидро» с одной стороны, и ЗАО «Гидроэнергоремонт» с другой стороны. Договор подряда был подписан от ОАО «РугГидро» - членом Правления, Управляющим директором, руководителем Бизнес-единицы «Производство» ОАО «РусГидро» Б.Б. Богушем , действующим на основании доверенности № 1670 от 30.12.2008 г. и от ЗАО «Гидроэнергоремонт» - генеральным директором ЗАО «Гидроэнергоремонт» А.П. Погоняйченко. «Средний ремонт – это ремонт, выполненный для восстановления исправности и частичного ресурса изделия, с заменой или восстановлением составных частей ограниченной номенклатуры и контролем технического состояния составных частей, выполняемый в объеме, установленном нормативной документацией» (приложение 1 Правил организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей, утвержденных ОАО РАО «ЕЭС России» 25.12.2003). Распоряжением главного инженера СШГЭС А.Н.Митрофанова от 11.01.2009 г. № 1 руководителем среднего ремонта ГА-2 назначен заместитель главного инженера СШГЭС Г.И. Никитенко. Перед началом среднего ремонта 11.01.2009 г. комиссией, в составе: председателя - главного инженера СШГЭС А.Н. Митрофанова; членов комиссии: от СШГЭС: заместителя главного инженера, руководителя ремонта – Г.И. Никитенко; начальника отдела планирования и подготовки ремонтов - А.И. Пересторонина; от ремонтного предприятия: генерального директора ЗАО «Гидроэнергоремонт» - А.П. Погоняйченко. была проведена проверка готовности электростанции и ремонтного предприятия к среднему ремонту ГА-2. В результате проверки установлено: запасные части, материалы, оборудование взамен выработавшего ресурс подготовлены полностью; производственные бригады собственного ремонтного персонала и подрядных предприятий – исполнителей ремонта сформированы в полном численном и профессиональном составе; грузоподъемные средства, технологическая оснастка, средства механизации, посты энергоносителей, ремонтные площадки подготовлены полностью; график производства ремонтных работ, технологические, нормативные и организационные документы, определяющие производственные задания подразделениям – исполнителям ремонта подготовлены полностью. На основании результатов проверки, комиссия сделала заключение, что электростанция к выполнению ремонта в сроки установленные планом готова, план подготовки ремонта оборудования ГА 2 СШГЭС выполнен в полном объеме. В соответствии с ведомостью выполненных работ, утвержденной главным инженером СШГЭС А.Н. Митрофановым 23.03.2009 г. и согласованной с главным инженером ЗАО «Гидроэнергоремонт» О.В. Башмаковым 23.03.2009 г., в период среднего ремонта по типовой номенклатуре с реконструкцией АСУ ТП ГА 2 СШГЭС выполнены следующие работы: ремонт аварийно ремонтного затвора; ремонт проточной части; ремонт рабочего колеса; ремонт направляющего аппарата; ремонт турбинного подшипника; ремонт системы технического водоснабжения (ТВС); ремонт генераторного подшипника; ремонт подпятника; ремонт системы торможения; ремонт системы охлаждения; ремонт системы регулирования; демонтаж колонки ЭГР-10-7-2И и механизма обратной связи; монтаж колонки ЭГР-РО-6-1 (ПР ГА 040505.01). Конкретные наименования и номенклатура выполненных работ согласно документам, предоставленным филиалом ОАО «РусГидро» «Саяно-Шушенская ГЭС имени П.С.Непорожнего : По аварийно-ремонтному затвору: осмотр оборудования АВРЗ; гидроцилиндра; гидропанели управления гидроприводом; разборка, смазка колонки управления, настройка; разборка, смазка, настройка клапана предохранительного. По проточной части: осушение проточной части; вскрытие люков в СК и конус ОТ; Осмотр спиральной камеры, отсасывающей трубы, направляющего аппарата, облицовки конуса ОТ, крепления конуса-обтекателя РК; Обнаружена и устранена трещина по сварному шву кольцевой заглушки в месте сопряжения нижнего кольца направляющего аппарата и нижнего пояса статора турбины в районе лопатки НА № 10, длиной 1.0 м; По рабочему колесу (далее-РК): демонтаж, монтаж декоративного колпака и клапана впуска воздуха; проверка зазоров по верхнему и нижнему лабиринтному уплотнению; При осмотре РК обнаружено: кавитационные разрушения тыльной стороны лопастей в районе входной кромки глубиной до 15 мм, верхнего обода глубиной до 12 мм, формуляр «1; Устранено кавитационные разрушения лопастей РК согласно технологии ПО ЛМЗ № 477 ОГсв электродами ЦЛ-11; Контроль и подгонка входных кромок лопастей РК к расчетной по шаблону; Снят формуляр зазоров по лабиринтным уплотнениям № 2,3; По направляющему аппарату (далее-НА): Осмотр НА, обнаружено: износ манжетных уплотнений средних подшипников ЛНА-9.12; демонтаж, монтаж эксцентриковых пальцев, шпонок, рычагов, корпуса верхних подшипников лопаток НА-9.12; Замена манжетных уплотнений, шнурового резинового уплотнения Д=8 мм средних подшипников лопаток НА-9.12; Переклиновка рычагов лопаток НА № 5,7,8,10,14,18,20; Проверка вертикальных и торцевых зазоров по лопаткам НА (формуляр № 4); Вывеска лопаток 9.12 и установка торцевых зазоров; По турбинному подшипнику (далее-ТП): По типовой номенклатуре: замена верхнего воротникового уплотнения; Дополнительно по модернизации АСУ ТП фирмой ООО НПФ «Ракурс»: Установка нового расходомера ТП; установка кронштейнов и датчиков виброконтроля; По генераторному подшипнику (далее-ГП): По типовой номенклатуре: вскрыта - ванна, слито масло; Снят формуляр зазоров; демонтаж термоконтроля, маслоохладителей; выем сегментов с баббитовым покрытием; осмотр ЭМП-сегментов, проверено прилегание фторопласта к сегменту, обнаружено отслоение фторопласта на входной кромке сегментов № 2,4,8,5,10; Места отслоений на сегментах затянуты латунными гужонами № 4 - 6 шт., № 2 - 2шт, № 5,8,10-по 1 шт.; выем опорных болтов, отсоединение сухарей от сегментов; замер диаметров смятия опорных болтов и сухарей (формуляр № 6); Сборка сегментов, проверка изоляции более 1 МОМ, установка на место; Выставлен зазор 0,5 мм между сегментами изоляционного кольца черт. 5БС.357.089 поз. 11 и втулкой подшипника черт. 5БС.201.331 поз.3; демонтаж уловителя паров и выгородки; цветная дефектоскопия выгородки, разделка, заварка раковины в выгородке; разделка, заварка поры в маслованне; замена кожаных уплотнений в выгородки 1410  11704, 133011704 черт. 8БС 373118,8БС 373118-1; чистка маслованны; проверка датчиков уровня ГП; опрессовка маслоохладителей и трубопроводов ТВС рабочим давлением, замечаний нет; сборка крышки маслованны с заменой резинового уплотнения; выставлен равномерный зазор по 0,25 мм; сборка подшипника, в ванну залито чистое масло Т-30.Дополнительно по модернизации АСУ ТП фирмой ООО НПФ «Ракурс»: установка термоконтроля с заменой термосигнализаторов на термосопротивления, обмоткой и окраской трассы термоконтроля; замена импульсных трубок на нержавеющие и вентилей дифманометров-расходомеров; замена расходомеров на датчики нового типа «Jumo»; установка кронштейнов и датчиков виброконтроля; установка датчиков положения ЛБ, НБ; установка датчиков давления «метран»; По подпятнику: По типовой номенклатуре: ванна, слито масло; слив воды из маслоохладителей и подводящей системы; демонтаж термоконтроля, вертикальных и горизонтальных щитков; чистка маслованны; выем сегментов, осмотр, чистка; испытание кольцевых и U-jобразных маслоохладителей давлением 5,2 кгс\см2 в течение 30 мин, замечаний нет; замена сигнализатора ТПК на ТСМ; монтаж и опрессовка маслоохладителей и трубопроводов ТВС рабочим давлением, замечаний нет; Дополнительно по модернизации АСУ ТП фирмой ООО НПФ «Ракурс»: замена термосигнализаторов на термосопротивления, прокладка трассы, обмотка, окраска трассы; замена проверка датчиков уровня масла; ревизия, чистка, расточка расходомерных шайб ТВС ПП; замена импульсных трубок на нержавеющие; установка датчиков давления «метран»; установка датчика и кронштейна отметчика оборотов; замена манометров ЭКМ на МТП; сборка подпятника; в ванну залито чистое масло; По системе торможения: По типовой номенклатуре ревизия тормозов; замена дефектных фрикционных подушек; монтаж, настройка клапана торможения нового типа ПР 13Э-16\10-01 в колонке торможения; разборка, сборка, устранение дефектов насоса с пневмоприводом (НПР); замена электроконтактного манометра (ЭКМ) бака НПР на датчик давления КРТ; Замена манометров на ЭКМ нового типа; ремонт вентилей; гидравлические испытания системы, замечаний нет; По системе охлаждения: по типовой номенклатуре: чистка механических фильтров ФВ1-6 с заменой фильтроэлементов; чистка бака БВГ-6; замена крана на шаровый вентиль Ду-15, идущего на датчик давления; замена 3-х ходовых кранов на шаровые Ду 15; демонтаж датчика коррозии, установка заглушки; опрессовка системы давлением 5,2 кгс\см2 в течение 30 мин, замечаний нет; ремонт насосов НС-1, НС-2-разборка, замена смазки в насосах; замена манометров; Дополнительно по модернизации АСУ ТП фирмой ООО НПФ «Ракурс»: замена датчиков уровня и указателя уровня бака БВГ-6 на датчик нового типа Kuebler; замена, обвязка дифманометров-перепадомеров мехфильтров и ИОФ на датчики нового типа Jumo с перемонтажом импульсных трубок; Установка, обвязка солемеров (первичный, вторичный); По системе регулирования: По типовой номенклатуре: слито масло из системы; чистка котлов МНУ, лекажного бака, фильтров бака МНУ; Внутренний осмотр (ВО) и гидравлические испытания (ГИ) котлов маслонапорной установки (МНУ); изготовление и замена прокладок на люках бака и котлов МНУ; Проверка и настройка предохранительного клапана воздушного котла МНУ; Проверка и настройка предохранительных клапанов насосов МНУ; ремонт обратных клапанов насосов МНУ; монтаж, наладка и регулировка нового клапана впуска воздуха МНУ; Присоединение трубопроводов, опрессовка пробным давлением 10 кгс\см2, рабочим давлением 63 кгс\см2; монтаж механизма обратной связи на ПСМ; ремонт, чистка рычажной передачи черт, 2156652 СБ; чистка крышки турбины; заполнение системы маслом; замена манометров; Настройка системы регулирования и системы управления индивидуальными сервомоторами согласно инструкциям 2143536 ТО,2142511 ТО,214732 ПМ, формуляр № 7; Дополнительно по модернизации АСУ ТП фирмой ООО НПФ «Ракурс»: Замена реле давления МНУ на реле нового типа «Наутилус»; замена указателей уровня котла МНУ на указатель нового типа «Кублер»; установка датчиков положения ИСМ «Микропульс»; установка новых датчиков положения стопора ПСМ; замена вращающего механизма обратной связи. Ремонт выполнен за 1409 календарных часов при плане 1488 календарных часа. Комиссия СШГЭС в составе: Председателя комиссии – главного инженера СШГЭС А.Н. Митрофанова и членов комиссии - заместителя главного инженера по технической части СШГЭС, руководителя ремонта СШГЭС – Г.И. Никитенко; заместителя председателя комиссии – заместителя главного инженера по эксплуатации СШГЭС - Е.И. Шерварли; начальника ОППР СШГЭС – А.И. Пересторонина; начальника ЭТЛ СШГЭС – А.В. Матвиенко; начальника ЛТД СШГЭС – В.А. Белобородова; начальника САСДТУ СШГЭС – А.М. Волошина; начальника ПТС СШГЭС – Т.Ю. Торлошиновой; начальника ОНТБ СШГЭС - Н.В. Чуричкова; главного инженера ЗАО «Гидроэнергоремонт» - О.В. Башмакова; начальника турбинного цеха ЗАО «Гидроэнергоремонт» - В.Г. Сивкова; начальника электротехнического цеха ЗАО «Гидроэнергоремонт» - А.В. Чайникова. на основании рассмотренных документов, результатов приемо-сдаточных испытаний проведенных в соответствии с Программой эксплуатационных испытаний ГА 2 СШГЭС, по окончанию среднего ремонта и реконструкции АСУ ТП, утвержденной главным инженером СШГЭС А.Н. Митрофановым 27.02.2009г. ГА-2 введен в подконтрольную эксплуатацию. По результатам подконтрольной эксплуатации, комиссия приняла ГА 2 в постоянную эксплуатацию и оформила Акт на приемку из среднего ремонта ГА СШГЭС от 15.04.2009 г. с окончательной оценкой – «Хорошо», и в соответствии с требованиям НТД. Уровень пожарной безопасности отремонтированного оборудования – соответствует требованиям НТД. Согласно договора СШ-3-21-2008/04-05-06 от 16 июня 2008 года подписанного заместителем руководителя Бизнес-единицы «Производство» ОАО «ГидроОГК» Юсуповым Т.М. на основании решения закупочной комиссии филиала ОАО «ГидроОГК» - Саяно-Шушенская ГЭС им. П.С.Непорожнего от 05.03.20008. ООО «ПромАвтоматика» обязано было осуществить разработку и поставить 10 комплектов оборудования колонок электрогидравлического регулятора и выполнить монтажные работы. Технические требования на поставку и замену гидромеханической части электрогидравлического регулятора частоты вращения турбины сформулированы в приложении №1 к договору СШ-3-21-2008/04-05-06 от 16 июня 2008 года и подписаны заместителем руководителя Бизнес-единицы «Производство» ОАО «ГидроОГК» Юсуповым Т.М В ходе среднего ремонта ГА-2 фирмой ОАО «Промавтоматика» были выполнены работы по демонтажу колонки ЭГР-10-7-2И и механизма обратной связи и монтажу колонки ЭГР-РО-6-1 (ПР ГА 040505.01). Пункт 9 Приложения 1 к техническим требованиям на поставку и замену гидромеханической части электрогидравлического регулятора частоты вращения турбины описывает особенности работы в аварийных ситуациях. Однако режим закрытия направляющего аппарата в алгоритме работы электрогидравлического регулятора частоты вращения турбины при потере электропитания предусмотрен не был. В опытную эксплуатацию электрогидравлическая колонка управления ЭГК РО-6-1 ГА 2 СШГЭС после монтажа принята (Акт приемки от 16.03.2009 г.) комиссией в составе: Председателя комиссии – главного инженера СШГЭС А.Н. Митрофанова. Членов комиссии: Заместителя главного инженера СШГЭС – Е.И Шерварли; Заместителя главного инженера СШГЭС – Г.И. Никитенко; Начальника ОДС СШГЭС – И.Ю. Погоняйченко; Начальника ЭТЛ СШГЭС – А.Н. Сивцова; Заместителя начальника ТЦ ЗАО «Гидроэнергоремонт» - Е.В. Кондратьева; Руководителя группы ТА ЭТЛ – А.В. Уткина; Ведущего инженера проекта ООО «ПромАвтоматика» - Д.А. Шнуровского. К акту приложены следующие документы: технические требования на модернизацию гидравлической части системы регулирования гидроагрегатов; руководство по эксплуатации ЭГК-РО-6-1; протоколы наладки и испытаний ЭГК-РО-6-1 ГА 2 СШГЭС; инструкция по эксплуатации регулятора частоты вращения ГА 2 с колонкой управления ЭКГ-РО-6-1; комплект исполнительных и принципиальных монтажных схем. Комиссия приняла решение: - ввести в опытную эксплуатацию электрогидравлическую колонку управления ЭГК-РО-6-1 ГА 2 СШГЭС на период с 16.03.2009 г. по 16.09.2009 г. Последние вибрационные испытания гидроагрегата № 2 были произведены 12-16 марта 2009г. после окончания среднего ремонта. Измерения проводились измерительным комплексом «MIC-200» и вибродатчиками В&К специалистами «Саяно-Шушенской ГЭС». (Протокол №800 от 12.03.09, протокол №801 от 12.03.09, протокол №802 от 12.03.09,протокол №803 от 16.03.09). Испытания проводились в соответствии с СТО 17330282.27.140.001-2006 «Методики оценки технического состояния основного оборудования гидроэлектростанций» на режимах холостого хода и при нагрузке 104 и 601 МВт, при частоте вращения ротора гидроагрегата 142,8 об/мин, при напоре 190,98 м. Вибрация конструктивных элементов гидроагрегата и биение вала при испытаниях в стационарных нагрузочных режимах не выходила за значения разрешенных к эксплуатации уровней и оценивалась как удовлетворительная. |
Похожие:
 | Договор о создании открытого акционерного общества «Военно-инженерная... Федеральное государственное бюджетное учреждение науки институт космических исследований российской академии наук | | Годовой отчет открытого акционерного общества «б елкамнефть» Отчет о результатах развития общества по приоритетным направлениям его деятельности в отчетном году 7 |
| Протокол от 10 июня 2010 г Российской Федерации, Московской области, Уставом открытого акционерного общества «Управление аварийно – восстановительных работ... | | Протокол № б/н от 1 июля 2011 г. Положение Российской Федерации, Московской области, Уставом открытого акционерного общества «Управление аварийно – восстановительных работ... |
| Правовой статус наблюдательного совета Российской Федерации, Московской области, Уставом открытого акционерного общества «Управление аварийно – восстановительных работ... | | Протокол от 22. 10. 2010 г. №03 положение об Общем собрании акционеров Российской Федерации, Московской области, Уставом открытого акционерного общества «Управление аварийно – восстановительных работ... |
| Отчет открытого акционерного общества Список лиц, имеющих право на участие в годовом общем собрании акционеров составлен по данным реестра владельцев именных ценных бумаг... | | Годовое и внеочередное общее собрание Российской Федерации, Московской области, Уставом открытого акционерного общества «Управление аварийно – восстановительных работ... |
| Протокол №6 годового Общего собрания акционеров открытого акционерного... Об утверждении годового отчета, годовой бухгалтерской отчетности, в том числе отчета о прибылях и убытках Общества | | Устав открытого акционерного общества «Производственно-техническое объединение «Агропромсервис» имеют право 206 лиц, обладающие 16 232 голосами (в соответствии с данными... |
 | Протокол №4 Годовой отчет Открытого акционерного общества Использование в отчётном году акционерным обществом видов энергетических ресурсов 20 | | Открытое акционерное общество «федеральная гидрогенерирующая компания-русгидро»... Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002г. №184-фз «О техническом регулировании», а общие положения... |
| Уста в открытого акционерного общества Подготовить эссе на тему «Можно ли искоренить преступления и что для этого надо сделать» | | Отчет открытого акционерного общества Информация, содержащаяся в настоящем ежеквартальном отчете, подлежит раскрытию в соответствии с законодательством Российской Федерации... |
| Уста в открытого акционерного общества Роль педагогического коллектива по успешному завершению учебного года и задачи по подготовке к новому учебному году /Казанфаров И.... | | Отчет о деятельности закрытого акционерного общества «Мосфундаментстрой-6» Отчёт подготовлен в соответствии с Постановлением фкцб РФ от 31. 05. 2002 г. №17/пс |
