Полное меню
6.2. Эксплуатирующая ТЭС организация для выполнения прогнозной оценки состояния оборудования (в соответствии с подразделами 7.4 и 8.2 настоящего СТО) привлекает специализированную организацию (п. 3.26 СТО), которая на основании изучения всей необходимой информации о состоянии оборудования и выполнения требуемых работ устанавливает срок дальнейшей безопасной эксплуатации (остаточный ресурс). При этом специализированная организация руководствуется следующими принципами: а) для каждого элемента диагностируемого оборудования (в соответствии с разделом 5 СТО) специализированной организацией устанавливается необходимый и достаточный перечень признаков, по которым техническое состояние этого элемента может быть оценено тем или иным баллом. б) техническое состояние оборудования (котел, паропровод, турбина, турбогенератор, генераторный выключатель, блочный трансформатор), а также энергоустановки в целом определяется техническим состоянием элемента оборудования, имеющего наиболее низкий балл в соответствии с таблицей 6.1; в) основанием для последующего анализа риска (раздел 7) является наличие указанного критического элемента оборудования, а также опасность причинения значительного материального ущерба, вызванного эксплуатацией этого элемента. 6.3. Если какое-то оборудование резервируется и/или его ремонт не влечет за собой остановки энергоблока, то его техническое состояние определяется индивидуально только для этого оборудования, и оно не оказывает влияние на состояние энергоблока или электростанции в целом. 7. Менеджмент риска применительно к основному оборудованию ТЭСНастоящий раздел применим в качестве: - руководства для принятия решений по продлению срока безопасной эксплуатации стареющего оборудования; - руководства по планированию, выполнению и документальному обоснованию анализа риска. 7.1. Зоны максимального рискаДиагностику оборудования тепловых станций следует начинать с определения наиболее часто повреждаемых и/или представляющих наибольшую опасность элементов оборудования и их уязвимых зон. Эти элементы и уязвимые зоны устанавливаются на основании опыта эксплуатации и/или анализа напряженного состояния и режимов эксплуатации оборудования. В основном потенциально опасные элементы и их уязвимые зоны для большинства технических устройств ТЭС известны. Для многих из них разработаны методы, порядок проведения и нормы диагностики, детально описанные в действующих нормативных документах. Информация о них приведена в разделе 9. По мере дальнейшего накопления опыта эксплуатации табличные данные раздела 9 подлежат дополнению (корректировке). 7.2. Идентификация опасностейПеречень вероятных отказов/аварий элементов основного оборудования ТЭС и возникающие последствия (в предположении наихудшего развития опасной ситуации - причинения максимально возможного ущерба) приведены в Приложении В. 7.3. Анализ риска эксплуатации оборудования7.3.1. Для оценки вероятного ущерба от отказов/аварий и для прогноза инвестиций, капитальных затрат, объемов страхования проводится анализ риска эксплуатации оборудования в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51901.1-2002. 7.3.2. Анализ риска осуществляется по результатам оцененного технического состояния оборудования и учитывается при принятии решения о его дальнейшей эксплуатации (подраздел 8.2). 7.3.3. Анализ риска следует проводить в случае принадлежности основного оборудования ко 2-му или 3-му баллам (таблица 6.1) и существования опасности нанесения ущерба в результате отказа/аварии на оборудовании ТЭС в размере, превышающем 14 млн. руб. Базовым стандартом для определения (анализа) возможного ущерба является РД 03-496-02. 7.3.4. Анализ возможного ущерба должен а) основываться на установленном перечне отказов/аварий (подраздел 7.2); б) учитывать все наиболее тяжелые последствия, являющиеся вероятным результатом отказа/аварии; в) учитывать существующие (действующие) меры, направленные на смягчение последствий отказа/аварии; г) устанавливать по возможности дополнительные критерии, используемые для полной идентификации последствий; д) рассматривать и учитывать вторичные последствия, распространяющиеся на смежное оборудование и системы; е) устанавливать по возможности доверительный интервал для оцененной суммы ущерба с выбранной доверительной вероятностью. 7.3.5. В случае выявленной необходимости расчета, выполняется анализ риска в соответствии с базовыми стандартами ГОСТ Р 51901.1-2002 и РД 03-418-01. Анализ риска выполняется специализированной организацией, имеющей компетентных аналитиков. 7.3.6. Рекомендуется использовать следующие критерии приемлемого риска эксплуатации основного оборудования ТЭС: 7.3.6.1. математическое ожидание ущерба от отказа/аварии энергоустановки, вызванного неисправной работой основного оборудования, не превышает 14 тыс. руб./ год на одну энергоустановку. 7.3.6.2. частота отказа одного из элементов основного оборудования (раздел 5) не превышает 1,5/ год на одну энергоустановку. 7.3.6.3. средние затраты в год на предупреждение и снижение тяжести последствий отказа/аварии энергоустановки, вызванного неисправной работой основного оборудования, не превышают 15% суммы расходов, которые могут быть обусловлены его заменой и вводом в эксплуатацию нового оборудования. 7.3.7. В случае, когда оцененные величины риска удовлетворяют всем трем критериям пункта 7.3.6, работы по продлению срока безопасной эксплуатации оборудования осуществляются в соответствии с разделом 8 настоящего стандарта. 7.3.8. В случае, когда оцененные величины риска не удовлетворяют хотя бы одному из критериев пункта 7.3.6, руководством ТЭС принимается решение о снижении/устранении риска в соответствии с одним из вариантов решений пункта 8.1.2. Решение утверждается руководством генерирующей компании. Примечания 1. Критерии п. 7.3.6 используются, как правило, при анализе риска на основе аналитических или имитационных методов. Применительно к анализу риска указанные критерии и методы являются предпочтительными. 2. Допускается использование иных критериев приемлемого риска, отличных от приведенных в пункте 7.3.6, когда не удается обеспечить достаточного количества исходных данных для выполнения анализа риска с должной точностью (см. п. 7.3.9). Таковыми альтернативными критериями могут являться: - Коэффициент готовности основного оборудования должен превышать установленную контрольную величину. - Коэффициент неплановых простоев не должен превышать установленную контрольную величину. - Параметр потока отказов не должен превышать установленную контрольную величину. - На каждую имевшую место серию из п отказов должно приходиться не более чем т отказов с тяжелыми последствиями. - Недоотпущенная электроэнергия за год не должна превышать установленную контрольную величину. - Недополученная прибыль ТЭС за год не должна превышать установленную контрольную величину. Вышеназванные контрольные величины устанавливаются специализированной организацией по результатам технического диагностирования, анализа статистики и причин отказов ответственных элементов основного оборудования, а также на основании экспертных оценок. Значения установленных критериев согласуются с руководством генерирующей компании. 3. Использование альтернативных критериев должно быть обосновано в каждом конкретном случае и обеспечивать уровень безопасной и экономичной эксплуатации основного оборудования не ниже предусматриваемого критериями пункта 7.3.6. 7.3.9. Точность анализа и оценки риска зависит от неопределенностей (неточностей) используемых исходных данных, методов и моделей. Оценка неопределенностей заключается в преобразовании неопределенности исходных данных, методов и моделей в неопределенность результатов оценки риска. При использовании имитационного моделирования необходимо, кроме того, выполнять анализ чувствительности, т.е. определение изменений в реакции модели на отклонения отдельных параметров модели. Всегда, когда это возможно, следует указывать доверительный интервал и принятую доверительную вероятность выполненных оценок. С целью повышения достоверности и сопоставимости выполненных оценок анализ риска следует проводить по одной методике, одной и той же рабочей группой и при одном и том же источнике исходных данных. 7.3.10. В общем случае документальное обоснование анализа риска должно включать: а) краткое изложение анализа; б) цели и области применения анализа; в) ограничения, допущения и обоснование предложений по использованию методов оценки риска и имитационных моделей; г) описание соответствующего оборудования (технологического процесса); д) результаты оценки вероятного ущерба; е) использованные исходные данные и их источники; ж) результаты оценки величины риска и их сравнение с установленными критериями; и) анализ чувствительности и неопределенности; к) анализ эффективности возможных мер (материальных вложений), снижающих риск до уровня, устанавливаемого критериями приемлемого риска; л) выводы, рекомендации, ссылки. 7.4. Прогнозирование технического состояния оборудования7.4.1. Для выявления механизмов возникновения повреждений используют все сведения, полученные непрерывной, периодической диагностикой и экспертизой технического состояния оборудования. В зависимости от объема и характера имеющихся исходных данных для прогнозирования остаточного ресурса применяют статистические либо экстраполяционные методы. Вид математической модели для прогнозирования выбирают, исходя из вида преобладающего механизма разрушения, уровня и характера нагрузок. Методика оценки остаточного ресурса должна учитывать требования РД 09-102-95. 7.4.2. Исходными данными для определения остаточного ресурса элементов оборудования являются: - условия эксплуатации за весь предшествующий срок службы (фактическая температура, наработка за все годы эксплуатации, колебания давления и число пусков из различных тепловых состояний); - геометрические размеры элементов энергооборудования и динамика их изменений за предшествующий срок службы; - механические и жаропрочные свойства длительно работающего металла, структурное состояние и структурно-фазовое состояние металла, микроповрежденность на момент продления срока его службы; - результаты дефектоскопического контроля; - наличие и глубина коррозионных язв и других дефектов, скорость коррозии, количество отложений; - другие дополнительные данные, характерные для конкретного элемента оборудования. 7.4.3. На основе анализа исходных данных и результатов расчетной оценки ресурса делается интегральная классификационная оценка (раздел 6). 7.4.4. С учетом результатов проведенной оценки риска эксплуатации оборудования (подраздел 7.3) выполняется корректировка сделанного прогноза (при необходимости). 7.5. Действия эксплуатирующей организации по внедрению менеджмента рискаДля внедрения менеджмента риска (ГОСТ Р 51901.1-2002) эксплуатирующая организация выполняет и осуществляет как минимум 7.5.1. подготовительные работы для последующего выполнения анализа риска: а) контроль и оценку данных эксплуатации с целью выявления соответствия фактических показателей работы установленным требованиям. б) подготовку исходных данных (ведение базы данных) для обеспечения возможности оценки риска в соответствии с требованиями подраздела 7.3. 7.5.2. учет результатов выполненной оценки риска при: а) разработке методик эксплуатации, технического обслуживания, контроля и действий в чрезвычайных ситуациях; б) корректировке информации об основных источниках риска и влияющих на риск факторах; в) принятии оперативных решений; г) внесении изменений в организационную структуру, производство, процедуры эксплуатации и компоненты системы полного менеджмента. 8. Порядок проведения работ при продлении срока эксплуатации оборудования сверх назначенного срокаПо достижении назначенного срока службы (ресурса), установленного в нормативной, конструкторской и эксплуатационной документации, стандартах, правилах безопасности или при неудовлетворительных результатах планового обследования или освидетельствования, дальнейшая эксплуатация оборудования без проведения работ по оценке технического состояния и определению возможности и условий его безопасной эксплуатации не допускается. 8.1. Общие положения8.1.1. В случае отсутствия сведений о нормативных сроках безопасной эксплуатации оборудования, их устанавливают специализированные организации после соответствующих обоснований с учетом результатов анализа проектно-конструкторской документации, условий и опыта эксплуатации оборудования. 8.1.2. По результатам работ по определению возможности и условий продления срока безопасной эксплуатации принимается одно из решений: - продолжение эксплуатации на установленных параметрах; - продолжение эксплуатации на установленных параметрах при условии положительных результатов дополнительного контроля; - продолжение эксплуатации с ограничением параметров; - ремонт; - доработка (реконструкция); - использование по иному назначению; - вывод из эксплуатации. 8.1.3. Продление срока безопасной эксплуатации оборудования осуществляется в порядке, устанавливаемом настоящим СТО и нормативной документацией (подраздел 8.3) с учетом особенностей конструкции и условий эксплуатации конкретных видов оборудования. 8.1.4. В зависимости от технического состояния и с учетом требований нормативных документов продление эксплуатации оборудования осуществляется на срок до прогнозируемого наступления предельного состояния (остаточный ресурс) или на определенный период (поэтапное продление срока эксплуатации) в пределах остаточного ресурса. 8.1.5. Однократное продление срока безопасной эксплуатации оборудования не должно превышать 50 тыс. ч или 8 лет (действует меньшее). 8.1.6. Работы по продлению срока безопасной эксплуатации оборудования рекомендуется планировать и проводить таким образом, чтобы соответствующее решение было принято до достижения им установленного нормативного срока эксплуатации. 8.1.7. Контроль оборудования проводится, в основном, во время его плановых остановов. Допускается смещение сроков контроля в большую или меньшую сторону на 5% назначенного ресурса (срока службы) оборудования. 8.1.8. Решение о смещении сроков контроля оборудования (сверх указанных 5%) принимает руководитель организации-владельца оборудования на основании заключения специализированной организации. Решение утверждается РАО "ЕЭС России". 8.1.9. Работы по продлению срока безопасной эксплуатации на элементах (составных частях) оборудования проводят при необходимости поэтапно в тех случаях, когда в соответствии с технической документацией эти элементы (составные части) имеют свой назначенный срок эксплуатации. 8.2. Организация работ по продлению срока безопасной эксплуатации оборудования8.2.1. Порядок и условия выдачи разрешений на применение конкретного вида (типа) технических устройств, в том числе иностранного производства, на опасных производственных объектах регулируются РД 03-485-02 и РД 03-10-2004. В Приложении 1 к РД 03-10-2004 установлен перечень основных видов (типов) технических устройств, разрешение на применение которых выдает Ростехнадзор. 8.2.2. Настоящий подраздел применяется при процедуре выдачи разрешения на безопасную эксплуатацию основного оборудования ТЭС в следующих случаях: - выработки оборудованием назначенного срока службы (ресурса); - при отрицательных результатах контроля; - после аварии на основном оборудовании; - по решению руководства генерирующей компании; - по требованию Ростехнадзора или его территориального органа, предъявляемого в установленном порядке. 8.2.3. Процедура продления срока безопасной эксплуатации оборудования состоит из следующих этапов, выполнение которых обеспечивает организация, эксплуатирующая оборудование ТЭС (заказчик работ): 8.2.3.1. Установление заказчиком необходимости и планирование проведения работ по продлению срока безопасной эксплуатации; 8.2.3.2. Подготовка сведений о состоянии оборудования, отработавшего назначенный срок службы или не удовлетворяющего требованиям промышленной безопасности по результатам диагностирования. В сведениях должна быть приведена достоверная информация о состоянии оборудования, его соответствии требованиям промышленной безопасности, установленным в нормативных документах. Ответственность за полноту и достоверность представляемой информации несет технический руководитель организации, эксплуатирующей оборудование ТЭС. 8.2.3.3. Передача сведений об эксплуатации оборудования и результатах контроля металла по установленной форме (Приложение А) в выбранную специализированную организацию или в орган по добровольной сертификации. В последнем случае требуемая для выполнения работ специализированная организация привлекается органом по добровольной сертификации. 8.2.3.4. Проведение специализированной организацией анализа поступивших материалов, разработка программы работ по техническому диагностированию и продлению срока безопасной эксплуатации оборудования. Программа работ по техническому диагностированию и продлению срока безопасной эксплуатации оборудования разрабатывается в соответствии с требованиями настоящего СТО (с учетом приведенного в подразделе 8.3 перечня действующей НТД), с учетом особенностей и специфики эксплуатации конкретных видов оборудования. Программа работ должна предусматривать: - сбор, анализ и обобщение имеющейся на начало работ информации о надежности оборудования, а также оборудования аналогичного вида или конструктивно-технологического исполнения (в том числе зарубежных); - проведение по специальным методикам испытаний составных частей (элементов), комплектующих изделий, конструкционных материалов, а также оборудования в целом с целью оценки его технического состояния; - разборку (демонтаж) оборудования на составные части и комплектующие изделия (при необходимости), подготовку объекта к контролю и контроль технического состояния оборудования, а также поиск мест и причин отказов (неисправностей); - определение позиции оборудования на классификационной шкале работоспособности (раздел 6); - оценку риска эксплуатации в соответствии с разделом 7; - прогнозирование технического состояния оборудования на продлеваемый период и выработку решения о возможности и целесообразности продления срока его эксплуатации; - разработку отчетных документов по результатам выполненных работ (заключений, актов, протоколов по неразрушающему контролю, исследованиям химического состава, микроструктуры, испытаниям механических свойств, расчетов на прочность и др.); - выпуск итогового заключения о техническом состоянии оборудования и возможности и условиях продления срока его эксплуатации. В случае необходимости в процессе подготовки программы работ по техническому диагностированию специализированная организация может запросить у владельца дополнительные данные о техническом состоянии оборудования. Дополнительные данные могут служить основанием для изменения объема работ по определению возможности продления срока безопасной оборудования. 8.2.3.5. Проведение специализированными организациями, испытательными лабораториями и ремонтными организациями работ, предусмотренных программой. Подготовка итогового заключения, при необходимости, разработка плана корректирующих мероприятий по обеспечению безопасной эксплуатации оборудования на продлеваемый период; передача отчетных материалов заказчику. 8.2.3.6. Формирование заказчиком проекта Решения о продлении срока службы оборудования с учетом выполнения плана корректирующих мероприятий (Приложение Б). 8.2.3.7. Передача по усмотрению владельца оборудования проекта Решения в орган по добровольной сертификации. Экспертиза поступивших материалов и выдача органом по добровольной сертификации заказчику сертификата соответствия на эксплуатацию оборудования с продленным ресурсом. Примечание: 1. Органом по добровольной сертификации может быть рекомендовано внесение изменений в проект Решения и план корректирующих мероприятий. 2. Срок оформления сертификата соответствия не может превышать 2 месяцев со дня подачи всего комплекта материалов. 8.2.3.8. Утверждение Ростехнадзором заключения специализированной организации о возможности продления срока безопасной эксплуатации, если объект относится к оборудованию, работающему под избыточным давлением, либо при температуре более 115°С (в соответствии с РД 03-484-02). 8.2.3.9. Утверждение Решения и плана корректирующих мероприятий в РАО "ЕЭС России". 8.2.3.10. Проведение заказчиком корректирующих мероприятий, предусмотренных Решением о продлении срока безопасной эксплуатации оборудования. 8.2.3.11. Осуществление лицом, ответственным за безопасную эксплуатацию оборудования, записи в паспорта технических устройств и оборудования ТЭС. Запись в паспорте должна содержать сведения о возможности, условиях и сроке их безопасной эксплуатации, о дате проведения очередного технического диагностирования, о рекомендациях по безопасной эксплуатации технических устройств и оборудования. 8.2.3.12. Направление в генерирующую компанию сведений о продлении срока службы основного оборудования (организация, проводившая техническое диагностирование, номер и дата заключения, решение о продлении срока службы) для анализа, учета, проверки и архивирования. 8.3. Нормативная документация, регламентирующая порядок продления срока безопасной эксплуатации основного оборудования ТЭСПродление срока безопасной эксплуатации основного оборудования ТЭС регламентируют перечисленные ниже нормативные документы 8.3.1. по всей номенклатуре оборудования: 8.3.1.1. Правила применения технических устройств на опасных производственных объектах, утверждены постановлением Правительства РФ от 25.12.98. № 1540. 8.3.1.2. РД 03-484-02 8.3.1.3. РД 09-102-95 8.3.1.4. ПР 34-38-030-92 8.3.1.5. СО 34.20.501-03 8.3.1.6. Правила эксплуатации теплопотребляющих установок и тепловых сетей потребителей и Правила безопасности при эксплуатации теплопотребляющих установок и тепловых сетей потребителей. 3-е издание переработанное и дополненное. 1992 г. 8.3.1.7. Правила устройства электроустановок ПУЭ. 8.3.2. по котлам, трубопроводам: 8.3.2.1. ПБ 10-573-03 8.3.2.2. ПБ 03-585-03 8.3.2.3. ПБ 10-574-03 8.3.2.4. РД 10-577-03 8.3.2.5. РД 34.17.417-85 8.3.2.6. СО 153-34.17.469-2003 8.3.2.7. СО 153-34.17.442-2003 (РД 34.17.442-2003) 8.3.2.8. РД 34.17.452-98 8.3.2.9. СО 153-34.17.464-2003 г 8.3.2.10. СО 153-34.1-17.455-2003 8.3.2.11. СО 153-34.17.470-2003 8.3.2.12. РД 34.37.306-2001 8.3.2.13. РД 153-34.1-39.401-00 8.3.2.14. РД 153-34.39.503-89 8.3.2.15. РД 153-34.39.301-87 8.3.3. по турбинам: 8.3.3.1. РД 10-577-03 8.3.3.2. РД 34.17.440-96 8.3.3.3. РД 34.17.448-97 8.3.3.4. РД 34.37.306-2001 8.3.4. по турбогенераторам: 8.3.4.1. РД 34.45.608-91 8.3.4.2. РД 153-34.1-20.202-2003 8.3.4.3. РД Оценка технического состояния турбогенераторов, отработавших установленный нормативный срок службы (проект) 8.3.5. по блочным трансформаторам и генераторным выключателям: 8.3.5.1. РД 34.45-51.300-97. Объем и нормы испытаний электрооборудования. 8.3.5.2. РД 34.43.107-95. Методические указания по определению содержания воды и воздуха в трансформаторном масле. 8.3.5.3. РД 34.51.304-94. Методические указания по применению в энергосистемах тонкослойной хроматографии для оценки остаточного ресурса твердой изоляции по наличию фурановых соединений в масле. 8.3.5.4. Циркуляр Ц-02-88(Э) от 28.12.87 "Об измерениях сопротивления КЗ трансформаторов". 8.3.5.5. РД 34.43.206-94 Методика количественного химического анализа. Определение содержания производных фурана в электроизоляционных маслах методом жидкостной хроматографии. 8.3.5.6. РД 153-34.43-202 (РД 34.43.202) Масла трансформаторные. Методика определения содержания механических примесей. 8.3.5.7. РТМ 34-70-653-83 Методика определения содержания механических примесей 8.3.5.8. СО 34.43.208-95 (РД 34.43.208-95) Методика количественного химического анализа. Определение содержания присадки в энергетических маслах методом высокоэффективной жидкостной хроматографии. 8.3.5.9. РД 34.46.302-00 (РД 153-34.0-46.302-00) Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле. 8.3.5.10. РД 34.46-303-98 Методические указания по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов. 8.3.5.11. РД 153-34.46.502 (РД 34.46.502) Инструкция по определению характера внутренних повреждений трансформаторов по анализу газов из газового реле. 8.3.5.12. РД 34.0-20.363-99 (РД 153-34.0-20.363-99) Методика инфракрасного контроля электрооборудования и ВЛ. 8.3.5.13. Противоаварийный циркуляр Ц-11-87(Э) "О снижении числа опасных воздействий токов короткого замыкания на обмотки автотрансформаторов 330-500". 9. Требования по выполнению технического диагностирования/контроля элементов основного оборудования ТЭС9.1. Настоящим стандартом устанавливаются нормы технического диагностирования/контроля элементов основного оборудования, представляющего опасность для персонала ТЭС, населения и окружающей среды. В таблице 9.1 приведена классификация основного оборудование в соответствии с разделом 5 СТО. Для потенциально опасных элементов (узлов) оборудования приведены соответствующие повреждаемые зоны и вероятные механизмы/причины их повреждения. Перечень наиболее повреждаемых зон совместно со сведениями, приведенными в колонках «Метод диагностирования» и «Периодичность диагностирования» составляют минимально необходимые нормы по диагностированию/контролю основного оборудования ТЭС; выполнив эти требования и, руководствуясь положениями разделов 6, 7 и 8 СТО, можно определить степень безопасности действующего основного оборудования. Рекомендуемые периодичность и методы контроля приведены с учетом возможности выработки оборудованием назначенного ресурса. 9.2. Согласно поставленной цели - обеспечение безопасности, настоящий СТО регламентирует диагностирование лишь части оборудования ТЭС (возможно также ограничение по методам и объемам контроля по сравнению с другими действующими нормами). 9.3. В колонке «Стандарты, примечание» приведены ссылки на стандарты, нормирующие применяемые методы и периодичность контроля. Приоритетность использования между настоящим СТО и приведенными нормативными ссылками распределяется следующим образом: а) В случае, когда в настоящем СТО установлены более жесткие требования по зонам контроля, перечню методов и периодичности контроля по сравнению с действующими стандартами, следует руководствоваться положениями настоящего СТО. Настоящий СТО имеет также приоритет в части: - обработки результатов диагностирования/контроля (в соответствии с разделами 6, 7 СТО); - подготовки и выполнения процедур диагностирования/контроля и оценки/подтверждения соответствия оборудования с продленным сроком эксплуатации (в соответствии с разделом 8 СТО). б) Диагностирование/контроль основного оборудования ТЭС в иных целях (помимо цели установления его безопасности), а также прочего оборудования, не являющегося предметом регулирования настоящего СТО и вследствие этого не включенного в табл. 9.1, но влияющего на надежную и эффективную эксплуатацию ТЭС, осуществляется в соответствии с действующими нормами (в том числе, в соответствии с приведенными в колонке «Стандарты, примечание»). В случае выполнения диагностирования/контроля основного оборудования в иных целях (помимо безопасности) либо упомянутого прочего оборудования, приоритет имеют указанные действующие нормы. 9.4. Для реализации цели настоящего СТО в затруднительных случаях объемы, методы и периодичность диагностирования/контроля уточняются специализированной организацией. В необходимых случаях разрабатывается СТО ТЭС. Таблица 9.1 - Нормы технического диагностирования/контроля элементов основного оборудования ТЭС для обеспечения его безопасной эксплуатации
10. Библиография10.1. Правила эксплуатации теплопотребляющих установок и тепловых сетей потребителей и Правила безопасности при эксплуатации теплопотребляющих установок и тепловых сетей потребителей. 3-е издание переработанное и дополненное. 1992 г. 10.2. Теплотехнические испытания котельных установок, М., Энергоиздат, 1991 г. 10.3. Сборник распорядительных материалов по эксплуатации энергосистем. Электротехническая часть. Часть 1. 10.4. DIN EN 45002-1990 Лаборатории испытательные. Общие критерии оценки. 10.5. ГОСТ Р 1.5-2004 Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты национальные Российской федерации. Правила построения, изложения, оформления и обозначения. 10.6. ГОСТ Р 1.4-2004 Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций. Общие положения. 10.7. ГОСТ Р 1.12-2004 Стандартизация в Российской Федерации. Термины и определения. 10.8. ГОСТ Р 51901.2-2005. Менеджмент риска. Системы менеджмента надежности. 10.9. ГОСТ 22.0.05-94 Безопасность в чрезвычайных ситуациях. Техногенные чрезвычайные ситуации. Термины и определения. 10.10. ГОСТ Р 51751-2001. Контроль неразрушающий состояния материала ответственных высоконагруженных элементов технических систем, подвергаемых интенсивным термосиловым воздействиям. Общие требования к порядку выбора методов. 10.11. ГОСТ 12.1.004-91 ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования безопасности. (1 - I - 95). 10.12. ГОСТ 12.1.012-90 ССБТ. Вибрационная безопасность. Общие требования. 10.13. ГОСТ 12.2.003-91 ССБТ. Оборудование производственное. Общие требования безопасности. 10.14. ГОСТ 12.2.007.0-75 ССБТ. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности. (1 - VIII - 78) (2- VIII - 81) (3 - I - 84) (4 - IX - 88). 10.15. ГОСТ Р 50831-95 Установки котельные. Тепломеханическое оборудование. Общие технические требования. 10.16. ГОСТ 1516.1-76 Электрооборудование переменного тока на напряжения от 3 до 500 кв. Требования к электрической прочности изоляции. ИПК Издательство стандартов, 1999. 10.17. ГОСТ 21023-75. Трансформаторы силовые. Методы измерений характеристик частичных разрядов при испытаниях напряжением промышленной частоты. 10.18. ГОСТ 11677-85. Трансформаторы силовые. Общие технические условия. 10.19. ГОСТ 16110-82. Трансформаторы силовые. Термины и определения. 10.20. ГОСТ 2.601-95. ЕСКД. Эксплуатационные документы. 10.21. ГОСТ 2.602-95. ЕСКД. Ремонтные документы. 10.22. ГОСТ 27.301-95. Надежность в технике. Расчет надежности. Основные положения. 10.23. ГОСТ 27.310-95. Надежность в технике. Анализ видов, последствий и критичности отказов. Основные положения. 10.24. ГОСТ 27.410-87. Надежность в технике. Методы контроля показателей надежности и планы контрольных испытаний на надежность. 10.25. ГОСТ 26656-85. Техническая диагностика. Контролепригодность. Общие требования. 10.26. ГОСТ 27518-87. Диагностирование изделий. Общие требования. 10.27. ГОСТ 23660-79. Система технического обслуживания и ремонта техники. Обеспечение ремонтопригодности при разработке изделий. 10.28. ГОСТ 24278-89. Установки турбинные паровые стационарные для привода электрических генераторов ТЭС. 10.29. ГОСТ 29328-92. Установки газотурбинные для привода турбогенераторов. Общие технические условия. 10.30. РД 34.20.601-96. Методические указания по совершенствованию системы технического обслуживания и ремонта энергоблоков и энергоустановок ТЭС на основе ремонтного цикла с назначенным межремонтным ресурсом. 10.31. РД 24.033.03-88. Методические указания. Клапаны регулирующие паровых турбин. Методы повышения вибрационной надежности. 10.32. РД 24.033.04-88. Методические указания. Методика комплексных вибрационных испытаний энергетических агрегатов. 10.33. РД 34.20.581-96. Методика оценки технического состояния паротурбинных установок до и после ремонта и в период между ремонтами. 10.34. РД 153-34.1-30.311-96. Методические указания по проведению экспресс - испытаний паровых турбин ТЭС. 10.35. РД 24.020.11-93. Соединения сварные стационарных паровых, газовых и гидравлических турбин. Правила контроля и нормы оценки качества. 10.36. СО 153-34-17.471-2003. Методические указания по определению характеристик жаропрочности и долговечности металла котлов, турбин и трубопроводов: /Утв. Приказом Минэнерго РФ от 30.06.2003. № 271. 10.37. РД 10-210-98. Методические указания по проведению технического освидетельствования металлоконструкций паровых и водогрейных котлов с изменением № 1. РД И10-363(210)-00 Изменение № 1 к Методическим указаниям по проведению технического освидетельствования металлоконструкций паровых и водогрейных котлов. 10.38. РД 153-34.1-17.467-2001 Оценка состояния сварных соединений паропроводов. 10.39. Методические указания по наладке трубопроводов тепловых электростанций, находящихся в эксплуатации. СПО. Союзтехэнерго 1981. 10.40. РД 10-197-98 Инструкция по оценке технического состояния болтовых и заклепочных соединений. Приложение А (рекомендуемое)Заявка на проведение работ по подтверждению соответствия
Приложение Б (обязательное)РЕШЕНИЕ
|
___________________________________________________________________________ (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 объем работ, проведенных при обследовании, соответствует требованиям СТО «Тепловые электрические станции. Методики оценки состояния основного оборудования» Анализ результатов обследования, отраженных 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 расчетных параметрах пара с суммарной наработкой ______________ часов. 2. Пароперепускные трубы котла ___________ ст. № ________ считать пригодным к дальнейшей эксплуатации на __________ часов на расчетных 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). ____________________________________ ____________________________________ ____________________________________ ____________________________________ ____________________________________ ____________________________________
|
|
Наименование основного оборудования |
Оценка последствий отказа/аварии |
||
Элемент оборудования - источник опасности |
Вероятный отказ/авария |
Оценка возможных последствий в предположении наихудшего развития опасной ситуации (дорогостоящий ремонт, замена, простой оборудования) |
|
Котел |
Выходные и промежуточные коллекторы |
Разрушение вследствие термической (или коррозионной) усталости или (и) ползучести. |
Угроза жизни и здоровью персонала ТЭС, замена разрушенного коллектора. Полный контроль всех коллекторов данного типа. |
Перепускные паропроводы |
Разрушение гибов (колен) или других элементов вследствие ползучести или коррозионной усталости. |
Угроза жизни и здоровью персонала ТЭС, замена всех элементов аналогичного типоразмера и назначения. Полный контроль труб данного перепуска. |
|
Барабаны |
Разрушение при гидроиспытаниях или при работе на переменных режимах. |
Угроза жизни и здоровью персонала ТЭС, замена котлоагрегата. |
|
Экранные поверхности |
Разрушение элементов поверхности нагрева вследствие исчерпания ресурса. |
Угроза жизни и здоровью персонала ТЭС. Ремонт и полная диагностика данной поверхности нагрева; вероятна полная замена данного элемента. |
|
Главные трубопроводы |
Гнутые элементы |
Разрушение вследствие ползучести (паропроводы) или коррозионной усталости |
Угроза жизни и здоровью персонала ТЭС, замена всех элементов данного сортамента, диагностика трубопровода. |
|
Сварные соединения |
Разрушение вследствие исчерпания ресурса или наличия сварочных дефектов или непроектных нагрузок. |
Ремонт всех сварных соединений. Диагностика трубопровода с поверочным расчетом на самокомпенсацию |
|
Прямые трубы |
Разрушение вследствие ползучести или (и)наличия технологических дефектов. |
Угроза жизни и здоровью персонала ТЭС. Замена или полная диагностика трубопровода. |
|
Арматура |
Разрушение корпуса вследствие образования трещин ползучести и термоусталости или нарушение плотности фланцевого разъема. |
Угроза жизни и здоровью персонала ТЭС. Замена арматуры данного сортамента. |
|
Опорно-подвесная система (ОПС) |
Разрушение элементов ОПС вследствие ошибок при монтаже |
Замена разрушенных элементов. Переналадка ОПС и поверочный расчет на прочность и самокомпенсацию. |
Паровая турбина |
Цельнокованые роторы высокого и среднего давления |
Разрушение ротора из-за развития продольных дефектов в центре поковки |
Угроза жизни и здоровью персонала ТЭС, населению, соседним строениям. Замена турбины и турбогенератора, ремонт здания |
|
|
Разрушение ротора из-за поперечных трещин, образовавшихся в результате исчерпания циклического ресурса, расцентровок валопровода, подкалки шеек |
Угроза жизни и здоровью персонала ТЭС. Замена турбины и турбогенератора, ремонт здания |
|
|
Разрушение ободов из-за исчерпания ресурса, задеваний |
Замена проточной части цилиндра |
|
Валы роторов низкого давления |
Разрушение ротора из-за поперечных трещин |
Угроза жизни и здоровью персонала ТЭС, населению, соседним строениям. Замена турбины и турбогенератора, ремонт здания |
|
Насадные диски роторов среднего и низкого давления |
Разрушение дисков из-за коррозионного растрескивания, задеваний, дефектов металла |
Угроза жизни и здоровью персонала ТЭС. Замена турбины, ремонт здания |
|
Рабочие лопатки последних ступеней |
Обрыв в прикорневом сечении |
Угроза жизни и здоровью персонала ТЭС. Пожар в машинном зале. Замена проточной части и корпуса цилиндра, ремонт здания, конденсатора |
|
Подшипники |
Разрушение баббита и вкладыша |
Угроза жизни и здоровью персонала ТЭС. Пожар в машинном зале. Замена турбины и турбогенератора, ремонт здания |
|
Стопорные и регулирующие клапаны |
1. Разрушение корпуса вследствие образования трещин ползучести и термоусталости или нарушение плотности фланцевого разъема; |
Угроза жизни и здоровью персонала ТЭС. Замена поврежденного элемента |
|
|
2. Заедание или обрыв штока |
|
|
Перепускные паропроводы |
Разрушение, пропаривание |
Угроза жизни и здоровью персонала ТЭС. Замена поврежденного элемента |
|
Система смазки |
Разрушение баббита и вкладышей подшипников |
Угроза жизни и здоровью персонала ТЭС. Пожар в машинном зале. Замена турбины и турбогенератора, ремонт здания |
|
Система обеспечения относительных перемещений элементов статора и роторов |
Разрушение элементов ротора и статора проточной части турбины из-за задевания, коробление цилиндров |
Угроза жизни и здоровью персонала ТЭС, населению, соседним строениям. Замена турбины, ремонт здания |
|
Фланцевые разъемы корпусных деталей |
Нарушение плотности корпуса вследствие образования трещин ползучести и термоусталости в шпилечных гнездах или ускоренной релаксации напряжений в шпильках; |
Угроза жизни и здоровью персонала ТЭС, населению, соседним строениям. Замена турбины, ремонт здания. |
Газовая турбина |
Ротор турбины |
Разрушение из-за исчерпания ресурса, дефектов металла, качества эксплуатации |
Угроза жизни и здоровью персонала ТЭС. Замена турбины, ремонт здания |
|
Ротор компрессора |
Разрушение из-за дефектов металла, качества эксплуатации |
Угроза жизни и здоровью персонала ТЭС. Замена компрессора, ремонт здания |
|
Рабочие лопатки первых двух ступеней турбины |
Разрушение из-за исчерпания ресурса, дефектов металла, качества эксплуатации |
Угроза жизни и здоровью персонала ТЭС. Замена проточной части турбины |
|
Направляющие лопатки первых двух ступеней турбины |
Разрушение из-за исчерпания ресурса, дефектов металла, качества эксплуатации |
Угроза жизни и здоровью персонала ТЭС. Замена проточной части турбины |
|
подшипники |
Разрушение баббита и вкладыша |
Угроза жизни и здоровью персонала ТЭС. Пожар в машинном зале. Замена турбины, ремонт здания |
|
система смазки |
Разрушение баббита и вкладышей подшипников |
Угроза жизни и здоровью персонала ТЭС. Пожар в машинном зале. Замена турбины, ремонт здания |
|
Фланцевые разъемы корпусных деталей |
Возникновение задевания из-за обрывов стяжных болтов, коробления и образования трещин на поверхности фланцевого разъема |
Угроза жизни и здоровью персонала ТЭС. Пожар в машинном зале. Замена турбогенератора. |
Турбогенератор |
Сердечник статора |
Разрушение из-за деградации крайних пакетов, оплавления активной стали, элементов крепления |
Угроза жизни и здоровью персонала ТЭС. Пожар в машинном зале. Замена турбогенератора. |
|
Обмотка статора |
Разрушение из-за исчерпания ресурса, повреждения изоляции, качества эксплуатации |
Угроза жизни и здоровью персонала ТЭС. Пожар в машинном зале. Замена турбогенератора. |
|
Ротор |
Разрушение из-за дефектов металла, качества эксплуатации |
Угроза жизни и здоровью персонала ТЭС. Пожар в машинном зале. Замена генератора, турбины, ремонт здания. |
|
Обмотка ротора |
Разрушение из-за исчерпания ресурса, повреждения изоляции, качества эксплуатации |
Угроза жизни и здоровью персонала ТЭС. Замена турбогенератора. |
|
Бандажные узлы ротора |
Разрушение из-за дефектов металла, качества эксплуатации |
Угроза жизни и здоровью персонала ТЭС. Пожар в машинном зале. Замена генератора, турбины, ремонт здания. |
|
Подшипники |
Разрушение баббита и вкладышей |
Угроза жизни и здоровью персонала ТЭС. Пожар в машинном зале. Замена турбины и турбогенератора, ремонт здания |
Трансформатор |
Обмотка |
Деформация или смещение обмоток, витковое замыкание, пожар |
Угроза жизни и здоровью персонала ТЭС. Замена трансформатора. |
|
Магнитопровод |
Образование короткозамкнутых контуров и «пожар» в железе |
Замена трансформатора |
|
Система охлаждения |
Перегрев активной части трансформатора |
Повреждение трансформатора, ремонт |
|
Вводы |
Разрушение ввода, повреждение трансформатора, пожар |
Угроза жизни и здоровью персонала ТЭС. Замена трансформатора. |
|
Трансформаторное масло |
Повреждение маслобарьерной изоляции, пожар |
Угроза жизни и здоровью персонала ТЭС. Замена трансформатора. |
Генераторные выключатели |
Изоляция |
- обгорание поверхностей под действием дуги отключения; - повреждения изоляторов (образование трещин) в результате механических воздействий при включениях и отключениях; - старение изоляции |
Угроза жизни и здоровью персонала ТЭС. Замена выключателя. |
|
Токоведущий контур |
- повышение электрического сопротивления контактов со временем вследствие окисления; - ослабление контактных пружин; вследствие механических воздействий и воздействия токов КЗ;- |
Угроза жизни и здоровью персонала ТЭС. Замена выключателя. |
|
Дугогасительные контакты |
- износ контактов под действием дуги отключения |
Угроза жизни и здоровью персонала ТЭС. Замена выключателя. |
Ключевые слова: тепловые электрические станции, турбины, котлы, паропроводы, турбогенераторы, генераторные выключатели, силовые трансформаторы, методы и нормы технического диагностирования, анализ риска, продление срока эксплуатации.
Руководитель организации-разработчика ОАО «ВТИ» ___________________________________ наименование организации Генеральный директордолжность |
____________________ личная подпись |
Г.Г. Ольховскийинициалы, фамилия |
|
Руководитель разработки |
Заместитель генерального директора должность |
____________________ личная подпись |
В.Ф. Резинскихинициалы, фамилия |
Исполнители: |
Заведующий отделением должность |
____________________ личная подпись |
Е.А. Гриньинициалы, фамилия |
|
Заведующий лабораторией должность |
____________________ личная подпись |
В.И. Гладштейнинициалы, фамилия |
|
Ведущий научный сотрудник должность |
____________________ личная подпись |
А.А. Римовинициалы, фамилия |
|
Заведующий отделением должность |
____________________ личная подпись |
В.Ф. Гуторовинициалы, фамилия |
|
Ведущий научный сотрудник должность |
____________________ личная подпись |
Г.Д. Авруцкийинициалы, фамилия |
|
Заведующий лабораторией должность |
____________________ личная подпись |
А.Л. Шварцинициалы, фамилия |
|
Заведующий лабораторией должность |
____________________ личная подпись |
Ю.П. Енякининициалы, фамилия |
|
Заведующий лабораторией должность |
____________________ личная подпись |
А.Г. Ванштейнинициалы, фамилия |
|
Заведующий сектором должность |
____________________ личная подпись |
М.Н. Майданикинициалы, фамилия |
СОИСПОЛНИТЕЛИ Руководитель организации-соисполнителя Департамент технического аудита и генеральной Инспекции ОАО «РАО ЕЭС России» _________________________________________ наименование организации |
____________________ личная подпись |
М.Ю. Львов инициалы, фамилия |
|
Руководитель организации-соисполнителя ОАО «ВНИИЭ» _____________________________________ наименование организации Исполнительный директор должность |
____________________ личная подпись |
Ю.И. Моржин инициалы, фамилия |
|
Руководитель разработки |
Заместитель исполнительного директора должность |
____________________ личная подпись |
Ю.Г. Шакарянинициалы, фамилия |
Исполнители: |
Заведующий отделом должность |
____________________ личная подпись |
Л.В. Тимашоваинициалы, фамилия |
|
Заведующий отделом должность |
____________________ личная подпись |
В.А. Пикульскийинициалы, фамилия |
|
Заведующий лабораторией должность |
____________________ личная подпись |
Ю.Н. Львовинициалы, фамилия |
|
Заведующий сектором должность |
____________________ личная подпись |
И.Л. Шлейфманинициалы, фамилия |
Руководитель организации-соисполнителя НПО «ЦКТИ» _____________________________________ наименование организации Генеральный директор должность |
____________________ личная подпись |
Ю.К. Петреня инициалы, фамилия |
|
Руководитель разработки |
Заведующий отделом должность |
____________________ личная подпись |
А.И. Рыбниковинициалы, фамилия |
Исполнители: |
Старший научный сотрудник должность |
____________________ личная подпись |
М.Ю. Баландинаинициалы, фамилия |
Расположен в: |
---|
Источник информации: https://internet-law.ru/stroyka/text/50788
На эту страницу сайта можно сделать ссылку:
На правах рекламы:
© Антон Серго, 1998-2024.
|
Разработка сайта |
|