Надежность теплоэнергетического оборудования ТЭС 5 страница

Для наиболее ответственных элементов в зависимости от их конструкции, марки стали и режима работы оборудования назначается парковый ресурс, т.е. задается максимально допустимая наработка однотипных по конструкции, маркам стали и условиям эксплуатации элементов теплоэнергетического оборудования, в пределах которой обеспечивается их безаварийная работа при соблюдении требований действующей нормативно-технической документации

До недавнего времени система ремонтов оборудования ТЭС основывалась на организации планово-предупредительных ремонтов и характеризовалась высокой степенью централизации управления, жесткими положениями, определяющими сроки и объемы проведения работ. Объемы ремонтных работ для каждого типа оборудования определялись типовыми нормативами. В основу ППР были положены следующие основные положения:

1)Выполнение профилактических работ должно производиться строго по заранее составленным календарным графикам.

2)Все элементы, выработавшие парковый ресурс, должны быть заменены независимо от их фактического состояния.

3)При обосновании периодичности выполнения профилактических работ необходимо учитывать условия окружающей среды, временные режимы работы оборудования, степень ответственности технологических процессов.

4)Объем и трудоемкость выполняемых профилактических работ предусматриваются укрупнено и в каждом конкретном случае уточняются в зависимости от технического состояния оборудования.

Планово-предупредительный ремонт предоставляет собой комплекс работ, направленных на поддержание и восстановление работоспособности оборудования. В зависимости от характера и степени износа оборудования, от объема, содержания и сложности профилактических работ он включает межремонтное техническое обслуживание, текущий, средний и капитальный ремонты.

Межремонтное обслуживание носит профилактический характер. Оно состоит из регулярной чистки и смазки оборудования, осмотра и проверки работы его механизмов, замены деталей с коротким сроком службы, устранение мелких неисправностей. Эти работы, как правило, проводятся без остановки основного оборудования в процессе его текущей эксплуатации.

Текущий ремонт - это комплекс ремонтных работ, проводимых между двумя очередными капитальными ремонтами и состоящий в замене или восстановлении отдельных частей. Текущий ремонт проводится без полной разборки оборудования, но он требует кратковременного останова и вывода из работы основного оборудования. При текущем ремонте производится наружный осмотр оборудования, чистка, смазка, проверка работы механизмов, ремонт изношенных деталей.

Текущий ремонт выполняется для обеспечения или восстановления работоспособности оборудования посредством устранения отказов и неисправностей, возникающих в процессе его работы. Во время текущего ремонта производятся необходимые измерения и испытания, позволяющие выявить дефекты оборудования на ранней стадии развития. На основании измерений и испытаний уточняется объем капитального ремонта. Текущие ремонты проводятся не реже одного раза в 1 - 2 года.

При среднем ремонте производится разборка отдельных узлов для осмотра, чистки деталей и устранения отдельных неисправностей, ремонт и замена быстроизнашивающихся узлов, не обеспечивающих нормальной эксплуатации оборудования до очередного капитального ремонта. Средний ремонт производится с периодичностью в 2 – 3 года. На некоторых ТЭС из-за недостатка средств средний ремонт исключается из структуры ремонтов или проводится в объеме капитального ремонта.

При капитальном ремонте производится вскрытие и ревизия оборудования с тщательным внутренним осмотром, измерением технических параметров и устранением обнаруженных неисправностей. Капитальный ремонт проводится после окончания срока межремонтного периода, устанавливаемого для каждого вида оборудования.

В отличие от текущего ремонта средний и капитальный ремонты направлены на восстановление частично или полностью израсходованного ресурса оборудования, т.е. восстановление надежности.

Помимо планово-предупредительных ремонтов в энергетике проводятся неплановые ремонты: аварийно-восстановительные и внеплановые. Задачей аварийно-восстановительных ремонтов является ликвидация последствий аварий или устранения полученных повреждений, требующих немедленной остановки оборудования. При чрезвычайных ситуациях на аварийно-восстановительный ремонт оборудование выводится без согласования с диспетчерской службой.

Внеплановые ремонты согласуются с диспетчером энергосистемы и оформляются соответствующей заявкой. Их проводят для устранения неисправностей.

Основной задачей технического обслуживания и ремонтов является поддержание работоспособного технического состояния оборудования в течение межремонтного периода на заданном уровне, установленном технической документацией.

Система ППР позволяет:

1) снижать вероятность внезапного отказа оборудования и минимизировать время простоя его в ремонтах;

2) подготавливать управляемую и прогнозируемую на длительный период ремонтную программу по типам оборудования, по предприятиям и по отрасли в целом;

3) осуществлять долгосрочное планирование профилактических мероприятий и предварительную подготовку ремонтных работ, прогнозируя материальные, финансовые и трудовые ресурсы, необходимые финансовые вложения в развитие производственной базы энергоремонта.

Наряду с очевидными достоинствами система ППР имеет недостатки:

1)планирование профилактических работ осуществляется регламентно и не зависит от фактического состояния оборудования к моменту начала ремонта;

2)хотя система ППР не исключает возможности применения диагностики, она не решает задачи о том, как должны учитываться результаты диагностики;

3)в структуре ремонтных циклов не учитывается фактическое время работы оборудования.

На данном этапе развития энергетики принято направление на ослабление надзора со стороны государства за функционированием опасных производственных объектов и переложением ответственности за них на их владельцев. В этих условиях происходит переход к системе обслуживания и ремонтов, основанной на оценке фактического технического состояния оборудования. Профилактическое обслуживание сохраняется в полном объеме, но сроки и объем плановых ремонтов определяются по результатам диагностики и экспертной оценки состояния оборудования.

В новых условиях ТЭС и энергетические компании должны строить свою политику в энергоремонтной деятельности исходя из принципов обеспечения минимально необходимой и достаточной надежности оборудования и максимально возможной экономической эффективности ремонтных программ.

Для организации работ по обеспечению надежности и эффективности работы энергопредприятия разрабатывается сводный план организационно–технических мероприятий, который является внутренним документом предприятия (ТЭС, ТЭЦ, ГРЭС, ГЭС. Сводный план разрабатывается на основе утвержденного Советом Директоров общества бизнес–плана, действующей нормативно-технической документации, Регламента определения технического состояния основного оборудования ТЭС и других нормативных материалов.

Сводный план утверждается Правлением Общества или Генеральным (Исполнительным) директором энергопредприятия по поручению Правления. Ответственность за разработку и исполнение сводного плана возлагается лично на генерального (исполнительного) директора энергопредприятия.

План определяет сроки, объёмы, источники финансирования мероприятий подлежащих обязательному исполнению.

Сводный план должен состоять из приложений:

1) Программа совершенствования организационной и методологической системы обеспечения надежности основного оборудования;

2) Программа совершенствования управления надежностью и безопасностью профессиональной деятельности;

3) Мероприятия по снижению аварийности и повышению надежности основного оборудования (по группам учета);

4) Программа работ по снижению технологических и коммерческих потерь в электрических сетях;

5) Программа технического обслуживания и ремонта по группам учета;

6) Программа работ по исполнению предписаний государственных и корпоративных надзорных органов;

7) Программа повышения надежности систем и средств диспетчерского и технологического управления, противоаварийной автоматики и связи;

8) Программа мероприятий по техническому освидетельствованию, диагностики и паспортизации основных производственных фондов;

9) Мероприятия по предотвращению пережогов топлива из-за отклонений технико-экономических показателей от нормативных;

10) Мероприятия по повышению эффективности топливоиспользования;

11) План работ по внедрению новой техники и технологий;

12) Мероприятия по охране окружающей среды;

13) План проектных работ;

14) Мероприятия по обеспечению сохранности оборудования, материалов, запасных частей и других материальных ценностей.

Для организации ремонтов разрабатываются годовая и перспективная ремонтные программы. Эти программы представляют собой комплекс ремонтных мероприятий, направленных на поддержание исправного и работоспособного состояния оборудования, зданий, сооружений, достижение нормативных технико-экономических показателей оборудования в среднесрочной перспективе.

Принципы формирования ремонтных программ должны соответствовать целевой модели энергопредприятия в краткосрочной перспективе. Горизонт планирования эксплуатационно-ремонтной деятельности составляет 5 лет.

При этом предприятия несут ответственность за:

1) техническое состояние оборудования, зданий и сооружений;

2) планирование и подготовку технического обслуживания и ремонтов;

3) обеспечение технического обслуживания и ремонтов финансовыми, материальными, трудовыми ресурсами;

4) сроки и качество работ по техническому обслуживанию и ремонтам;

5) организацию эксплуатационно-ремонтной деятельности;

6) разработку и реализацию мероприятий по снижению производственных издержек, в том числе за счет улучшения технико-экономических показателей отремонтированного оборудования.

Принятие решений по мероприятиям предусмотренных годовой ремонтной программой основывается на принципах:

1) соответствия мероприятия перспективному плану ремонта и модернизации основных производственных фондов;

2) обеспечения достаточной надежности энергообеспечения потребителей;

3) соответствия действующей на предприятии программе управления издержками;

4) экономической эффективности (анализ «Стоимость – Выгода»).

Эксплуатационно-ремонтные программы должны обеспечивать выполнение ключевых показателей эффективности, устанавливаемых для энергопредприятия.

Группировка эксплуатационно-ремонтных мероприятий в ГРП осуществляется по группам учета ОПФ, видам ремонта, по способам выполнения работ.

По группам учета:

1) турбинное оборудование;

2) котельное оборудование;

3) здания и сооружения;

4) электротехническое оборудование;

5) электросетевое оборудование;

6) теплосиловое оборудование;

7) общестанционное оборудование;

8) прочее (лицензии, аттестация, аварийный запас, расходные материалы и запасные части и др.).

По виду:

1) типовые ремонты, обеспечивающие работоспособность основных производственных фондов. Критерием оценки эффективности ремонтов является достаточность средств для достижения требуемой надежности;

2) сверхтиповые ремонты, связанные с повышением экономичности и надежности;

3) целевые ремонты, направленные на продление ресурса, выполнение предписаний, повышение технико-экономических показателей и т.д.

По способу выполнения работ:

1) внешний подряд;

2) внутренний подряд, включая ремонт силами подведомственных предприятию структур;

3) хозяйственный способ, проводимый только работниками энергопредприятия.

Персональная ответственность за разработку, согласование и исполнение ремонтных программ возлагается лично на Генерального директора энергопредприятия, если иное не предусмотрено Уставом Общества.

Приказом по энергопредприятию назначается сотрудник ответственный за организацию взаимодействия с РАО «ЕЭС» в части управления ремонтной деятельностью.

Лекция 9. ПАРКОВЫЙ РЕСУРС ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО

ОБОРУДОВАНИЯ

Постановлением Госгортехнадзора РФ от 18 июня 2003 г. № 94 «Об утверждении Типовой инструкции по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций» для основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций, разрушение которых может привести к катастрофическим разрушениям и причинению вреда здоровью обслуживающего персонала, установлен парковый ресурс, который не является предельным сроком эксплуатации, а определяет только продолжительность эксплуатации, после которой должно быть усилено внимание к физическому состоянию элементов. При достижении паркового ресурса элементы и детали тепломеханического оборудования допускаются к дальнейшей эксплуатации только при положительных результатах технического диагностирования.

Положения Типовой инструкции подлежат обязательному применению независимо от форм собственности и подчинения на предприятиях отрасли «Электроэнергетика» и на предприятиях, в составе (структуре) которых находятся тепловые электростанции.

Типовая инструкция распространяется на котлы, турбины и трубопроводы пара и горячей воды энергоустановок, работающих с номинальным давлением пара выше 4,0 МПа.

Парковый ресурс зависит от марки стали, температуры, при которой работает элемент, и конструкции элемента. Применительно к котельному оборудованию парковый ресурс назначается для:

- коллекторов котлов,

- паропроводов в пределах котла,

- поверхностей нагрева,

- барабанов.

Парковый ресурс коллекторов из стали 12 МХ составляет 300 тыс. часов при работе их при температуре не выше 510 °С и 250 тыс. часов при температуре в диапазоне 511 – 530 °С.

Парковый ресурс прямых участков и гибов паропроводов и пароперепускных труб в пределах котлов и турбин равен парковому ресурсу прямых участков и гибов станционных паропроводов, эксплуатирующихся при таких же номинальных параметрах пара.

Парковый ресурс труб поверхностей нагрева устанавливается лабораторией или службой металлов владельца оборудования или специализированной организацией,

Парковый ресурс барабанов из стали 22К и 16ГНМА составляет 300 тыс. часов для однобарабанных котлов и 250 тыс. часов для двухбарабанных котлов и барабанов из сталей других марок.

Парковый ресурс турбин зависит от параметров их эксплуатации и мощности, а также завода-изготовителя. В частности для турбин Ленинградского металлического завода (ЛМЗ) мощностью не выше 100 МВт, работающих при давлении не выше 9 МПа, парковый ресурс составляет 270 тыс. часов. Для турбин мощностью 150, 200 и 300 МВт, работающих при давлении от 13 до 24 МПа, парковый ресурс снижен до 220 тыс. часов; для более мощных турбин 500, 800 и 1200 МВт, работающих при сверхкритическом давлении 24 МПа, парковый ресурс равен 100 тыс. часов. Одновременно устанавливается критическое количество пусков турбин за весь период эксплуатации. Для первой категории эта величина составляет 900 пусков, для второй категории – 600 и для третьей – 300 пусков.

Эти ограничения относятся к следующим элементам турбины:

- корпуса стопорных регулирующих и защитных клапанов;

- паровпускные патрубки цилиндров;

- внутренние и наружные корпуса цилиндров;

- сопловые коробки;

- цельнокованые валы высокого и среднего давления;

- насадные диски среднего и низкого давления;

- диафрагмы и направляющие лопатки;

- рабочие лопатки;

- бандажи.

Парковый ресурс болтов, шпилек и гаек арматуры и разъемов турбин зависит от параметров их эксплуатации и марки стали. Значения ресурса приведены в таблице

Парковый ресурс паропроводов и их основных элементов зависит от типоразмеров паропроводов, номинальных параметров пара и марок стали и составляет для прямых участков 80…400 тыс. часов и для гибов 70…350 тыс. часов. Для некоторых типоразмеров прямых участков и гибов труб значения паркового ресурса указаны в таблице

Парковый ресурс трубопроводов

Из таблицы видно, что парковый ресурс гибов существенно ниже ресурса прямых участков. К снижению ресурса приводит увеличение диаметра трубопровода и повышение параметров пара.

Парковый ресурс стыковых сварных соединений приравнивается к парковому ресурсу прямых труб соответствующих паропроводов.

Парковый ресурс литых корпусов арматуры, тройников, колен, переходов, работающих при температуре эксплуатации 450°С и выше, независимо от марки стали устанавливается равным 250 тыс. ч.

Лекция 10. МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ СОСТОЯНИЯ МЕТАЛЛА

ОБОРУДОВАНИЯ

Для оценки состояния металла тепломеханического оборудования ТЭС применяются методы неразрушающего и разрушающего контроля, основанные на различных физических явлениях и гарантирующих выявление недопустимых дефектов в металле и сварных соединениях и обеспечивали его высокое качество и надежность в эксплуатации. Объем контроля определен СТО 1200072159.

Неразрушающий контроль при монтаже, эксплуатации, ремонте и техническом диагностировании на тепловых электростанциях осуществляется самой эксплуатирующей организацией, т.е. находящейся в ее структуре лабораторией неразрушающего контроля (лабораторией металлов), или таковыми лабораториями подрядных организаций.

Лаборатория неразрушающего контроля должна быть аттестована в действующей на территории России «Системе неразрушающего контроля» Ростехнадзора и Ростехурегулирования. Аттестация проводится в соответствии с положениями «Системы экспертизы промышленной безопасности» специализированными организациями, аккредитованными Ростехнадзором.

В «Свидетельстве об аттестации» указывается, какими методами неразрушающего контроля владеет данная лаборатория и на каких объектах (оборудовании) допускается работа по контролю данной лабораторией. «Свидетельство об аттестации» подтверждает, что лаборатория оснащена необходимой аппаратурой и оборудованием, имеет соответствующую нормативно-техническую и учетно-отчетную документацию, укомплектована аттестованным персоналом.

Вся дефектоскопическая аппаратура и контрольный инструмент лаборатории должны быть сертифицированы, иметь технический паспорт и быть поверены (аттестованы), исходя из требований отдельно для каждого вида контроля. Аппаратура и средства контроля, включая стандартные образцы, должны проходить метрологическую поверку в соответствии с установленным порядком.

Персонал лаборатории, проводящий неразрушающий контроль, должен быть обучен и аттестован в специализированных аттестационных центрах в соответствии с установленным порядком.

Заключение по результатам контроля имеют право давать только специалисты со II и III уровнем квалификации.

Специалисты-дефектоскописты подвергаются обязательной периодической аттестации (теоретической и практической). При перерыве в работе более шести месяцев проводится внеочередная аттестация

Результаты контроля должны фиксироваться в отчетной технической документации (журналах, формулярах, заключениях, актах, протоколах и т.д.).

Организация и подготовка оборудования к контролю возлагается на техническое руководство ТЭС. Технические службы ТЭС должны предоставить на объект контроля всю необходимую техническую документацию:

- исполнительные схемы, сварочные формуляры, чертежи, эскизы;

- акты поузловой приемки, сертификаты на материалы и т.п.;

- сведения об условиях эксплуатации и "биографию" объекта;

- результаты предшествующего контроля.

Методы неразрушающего контроля

Основными методами неразрушающего контроля металла и сварных соединений являются:

- визуальный и измерительный;

- ультразвуковой;

- радиографический;

- капиллярный (как разновидность капиллярного - цветной или люминисцентный);

- магнитопорошковый;

- акустикоэмиссионный;

- вихретоковый;

- стилоскопирование;

- измерение твердости;

- магнитный контроль тепловой неравномерности;

- металлографический анализ;

- гидравлическое испытание.

Помимо указанных могут применяться другие (дополнительные) методы контроля, при этом дополнительные методы контроля являются факультативными и не заменяют основные методы контроля.

Визуальный и измерительный контроль

Визуальный контроль наружной и внутренней поверхностей элементов оборудования и измерительный контроль проводят с целью обнаружения и определения размеров дефектов, образовавшихся при изготовлении или монтаже элемента оборудования, в процессе его эксплуатации, при ремонте.

Целью визуального контроля является выявление отклонений и дефектов, в том числе:

- трещин, образующихся чаще всего в местах геометрической, температурной и структурной неоднородности;

- коррозионных и коррозионно-усталостных повреждений металла;

- эрозионного износа поверхностей оборудования;

- дефектов сварки в виде трещин, пор, свищей, подрезов, прожогов, незаплавленных кратеров, чешуйчатости поверхности, несоответствия размеров швов требованиям технической документации;

- выходящих на поверхность расслоений;

- изменений геометрических размеров и формы основных элементов оборудования по отношению к первоначальным (проектным) их геометрическим размерам и форме.

По результатам визуального и измерительного контроля может быть уточнена (дополнена) программа неразрушающего контроля объекта. Визуальный и измерительный контроль выполняют до проведения контроля материалов и сварных соединений (наплавок) другими методами неразрушающего контроля, а также после устранения дефектов. Дефекты, выявленные при визуальном и измерительном контроле, должны быть устранены до выполнения последующей технологической операции или до приемки объекта контроля. Устранение выявленных дефектов должно выполняться в соответствии с требованиями производственно-технологической документации (ПТД). Если дефекты, выявленные при визуальном и измерительном контроле, не препятствуют дальнейшему применению других видов (методов) неразрушающего контроля, эти дефекты могут быть устранены после завершения контроля другими видами (методами) контроля.

Перед проведением визуального и измерительного контроля поверхность объекта в зоне контроля должна быть очищена от различных загрязнений, препятствующих проведению контроля, а при необходимости должна быть зачищена до чистого металла. При этом толщина стенки контролируемого изделия не должна уменьшаться за пределы минусовых допусков и не должны инициироваться недопустимые согласно требованиям НД дефекты (риски, царапины и др.).

Визуальный и измерительный контроль сварных соединений должен производиться с внутренней и наружной сторон по всей их протяженности. В случае недоступности для визуального и измерительного контроля внутренней или наружной поверхности контроль производится только с одной стороны. При визуальном и измерительном контроле сварных соединений контролируемая зона должна включать в себя поверхность металла шва, а также примыкающих к нему участки основного металла в обе стороны от шва.

Основной задачей измерительного контроля является определение геометрических параметров (размеров) выявленных при визуальном контроле отклонений и дефектов (смещений, отклонений формы и размеров кромок, дефектов формы и размеров швов, трещин, коррозионных язв, раковин, других поверхностных несплошностей и т.д.).

Измерительный контроль выполняется, в частности, для определения овальности цилиндрических элементов. Овальность цилиндрических элементов определяют путем измерения максимального () и минимального () наружного или внутреннего диаметров в двух взаимно перпендикулярных направлениях контрольного сечения. Величина овальности (а) вычисляется по формуле:

.

В случае обнаружения вмятин или выпучин в стенках элементов оборудования измерятются максимальные размеры вмятины или выпучины по поверхности элемента в двух (продольном и поперечном) направлениях (m и n соответственно) и максимальную ее глубину. Глубину (d) вмятины или выпучины отсчитывают от образующей недеформированного элемента. По выполненным измерениям определяют относительный прогиб в процентах:

или .

На паропроводах, работающих в условиях ползучести, выполняют измерения остаточной деформации ползучести. Остаточную деформацию ползучести паропровода измеряют микрометром с точностью шкалы до 0,05 мм по реперам, устанавливаемым на прямых трубах длиной 500 мм и более, а также на гнутых отводах, имеющих прямые участки длиной не менее 500 мм. Реперы располагаются по двум взаимно перпендикулярным диаметрам в средней части каждой прямой трубы, прямого участка каждого гнутого отвода на расстоянии не менее 250 мм от сварного соединения или начала гнутого участка. При невозможности установки реперов в двух взаимно перпендикулярных направлениях допускается установка только одной пары реперов.

Приварка реперов к телу контролируемой трубы должна осуществляться только аргонодуговым способом сварки. Установка реперов на трубы и нанесение на исполнительную схему-формуляр мест их расположения производятся во время монтажа при непосредственном участии представителя лаборатории металлов и цеха, эксплуатирующего паропровод. Реперы на схеме должны иметь нумерацию, остающуюся постоянной в течение всего периода эксплуатации паропровода. Места расположения реперов должны быть отмечены указателями, выступающими над поверхностью изоляции паропровода.

Измерение остаточной деформации ползучести проводится при температуре стенки трубы не выше 50 °С. Остаточная деформация ползучести от начала эксплуатации до i-го измерения определяется по формуле:

,

где - остаточная деформация ползучести; - диаметр, измеренный по реперам при i -м измереннии в двух взаимно перпендикулярных плоскостях (горизонтальной и вертикальной), мм; - исходный диаметр трубы, измеренный по реперам в исходном состоянии, мм; - наружный диаметр трубы, измеренный вблизи реперов в двух взаимно перпендикулярных плоскостях в исходном состоянии, мм.