Информационный портал  "TRANSFORMаторы"

РАЗ О РЕСУРСЕ ЭНЕРГООБОРУДОВАНИЯ
 

ЕЩЕ РАЗ О РЕСУРСЕ ЭНЕРГООБОРУДОВАНИЯ

Резинских В.Ф., д.т.н. (ОАО «ВТИ»)

 

 

АННОТАЦИЯ. Рассматриваются понятия «назначенный ресурс» и «назначенный срок службы оборудования». Обсуждается взаимосвязь этих показателей с техническим состоянием оборудования.

КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: парковый ресурс, назначенный ресурс, назначенный срок службы, индивидуальный ресурс, техническое состояние, техническое диагностирование.

Ведение

Основную причину катастрофы на гидроагрегате № 2 Саяно-Шушенской ГЭС в августе 2009 г. многие связывают с высокой степенью износа оборудования. В качестве основного аргумента приводятся данные об исчерпании назначенного срока службы данного гидроагрегата в ноябре 2009 г. Другими словами, авария произошла за три месяца до достижения этого срока. Данное утверждение не выглядит бесспорным, ем более что временное рабочее колесо гидротурбины (её наиболее ответственный и повреждаемый узел) было заменено на штатное на ГА b 2 в ноябре 1986 г. Чтобы разобраться в этом тросе, необходимо ещё раз обратиться к терминам, относящимся к показателям надежности оборудования, и вспомнить историю назначения этих характеристик.

Что такое «назначенный ресурс» и «назначенный срок службы»

Согласно ГОСТ 27.002-89 [1] под назначенным ресурсом понимается «суммарная наработка, при достижении которой эксплуатация объекта должна быть прекращена независимо от его технического состояния», а под понятием «назначенный срок службы» - «календарная продолжительность эксплуатации, при достижении которой эксплуатация объекта должна быть прекращена независимо от его технического состояния».

Оба определения достаточно категоричны и не допускают их различного толкования, если бы не приведенное в том же стандарте примечание: «Примечание. По истечении назначенного ресурса (срока службы ...) объект должен быть изъят из эксплуатации, и должно быть принято решение, предусмотренное соответствующей нормативно-технической документацией - направление в ремонт, списание, уничтожение, проверка и установление нового назначенного срока и т.д.».

Оказывается, жизнь оборудования не заканчивается с исчерпанием его назначенного ресурса (срока службы). Именно это и реализуется на практике и в нашей стране, и за рубежом. Российская экономика не готова сегодня выводить из эксплуатации энергетическое оборудование, отработавшее назначенный ресурс или срок службы.

Но это не означает, что на электростанциях страны должно эксплуатироваться оборудование, не удовлетворяющее требованиям безопасности и надежности. Продление ресурса (срока службы) оборудования, зданий и сооружений сверх назначенного должно обосновываться и должным образом оформляться.

Следует дать пояснения к определениям назначенного ресурса и назначенного срока службы.

Несмотря на схожесть определений этих терминов, они между собой в корне отличаются. Ресурс, как правило, назначается для элементов оборудования, работающего при температуре 450°С и выше, т.е. в условиях протекания в металле процессов ползучести и активных структурных превращений, приводящих к неминуемому достижению предельного состояния металла, потере оборудованием работоспособного состояния. Под назначенный ресурс конструктор оборудования подбирает типоразмер деталей, материал и условия их эксплуатации. Ресурс оборудования можно рассчитать и спрогнозировать.

Назначенный срок службы выбирается из экономических соображений и трактуется как срок накопления амортизационных начислений, достаточных для замены устаревшего оборудования на новое. Часто для оборудования с различным назначенным сроком службы используются одни и те же нормы расчета на прочность. Предполагается, что оборудование должно эксплуатироваться не менее назначенного срока службы. При исчерпании назначенного срока службы при удовлетворительном состоянии оборудования назначается новый срок, который обосновывается опытом эксплуатации и гарантированно не приведет к выходу из строя оборудования до очередной ревизии. Неверно требовать от организации, эксплуатирующей оборудование, и экспертных организаций, проводящих техническое диагностирование, рассчитывать и обосновывать остаточный ресурс низкотемпературных элементов энергоустановок, поскольку для этих деталей корректно рассчитать остаточный ресурс нельзя.

Назначение срока службы не исключает протекания низкотемпературных процессов износа, приводящих к более раннему выходу из строя оборудования, таких, как коррозия, эрозия и др. Если конструктивно не удается исключить риск раннего выхода из строя оборудования, ему присваивается статус быстроизнашиваемого. Для такого оборудования порядок контроля и замены специально описывается в нормативных документах.

Для оборудования тепловых электростанций отдельно назначается ресурс для высокотемпературных элементов и срок службы для остальных деталей. Так, в ГОСТ 27625-88 [2] отмечается:

«2.1.4. Полный назначенный срок службы энергоблока и входящего в него основного оборудования выпуска до 1991 г. - не менее 30 лет, оборудования выпуска с 1991 г. - 40 лет, кроме быстроизнашиваемых элементов оборудования, перечень и сроки службы которых установлены в стандартах или технических условиях на конкретный вид оборудования.

2.1.5. Полный назначенный ресурс составных частей оборудования энергоблока, работающих при температуре 450°С и выше, - не менее 200000 ч, кроме быстроизнашиваемых элементов, перечень и сроки службы которых установлены в стандартах или технических условиях на конкретный вид оборудования.»

История появления терминов парковый ресурс и индивидуальный ресурс

Согласно [3, 4] под парковым ресурсом понимается: «наработка однотипных по конструкции, маркам стали и условиям эксплуатации элементов теплоэнергетического оборудования, в пределах которой обеспечивается их безаварийная работа при соблюдении требований действующей нормативной документации». Индивидуальный ресурс - это «назначенный ресурс конкретных узлов и элементов, установленный расчетно-опытным путем с учетом фактических размеров, состояния металла и условий эксплуатации».

При создании энергоблоков 150 - 300 МВт назначенный ресурс их высокотемпературных элементов составлял 100 тыс.ч. Наработка головных блоков приблизилась к этому ресурсу к концу 70-х годов прошлого века. При существовавшей в то время степени загрузки энергомашиностроительных предприятий реализовать программу повсеместной замены оборудования достигшего назначенного ресурса не представлялось возможным. Поэтому по инициативе, прежде всего, турбостроительных заводов, было высказано пожелание увеличить назначенный ресурс энергоблоков. Для решения данной проблемы по заданию трёх министерств (министерств энергетики, энергетического машиностроения и тяжелого машиностроения) были образованы несколько межведомственных комиссий, которые организовали проведение серии комплексных научно-исследовательских работ. В рамках этих работ анализировался опыт эксплуатации энергоблоков, исследовался длительно работавший металл ответственных элементов оборудования, разрабатывались методы и средства контроля металла и технического диагностирования. Силами специализированных бригад проводился выборочный контроль этих элементов на электростанциях. Итогом работы межведомственных комиссий стало решение об увеличении назначенного ресурса энергоблоков сначала до 170 тыс.ч, а затем и до 220 - 270 тыс.ч. Для того чтобы отличить новый назначенный ресурс от ресурса, назначенного при проектировании оборудования, его назвали парковый ресурс. Было принято волевое решение приравнивать ресурс энергоблока к ресурсу паровой турбины, а её ресурс, в свою очередь, к ресурсу высокотемпературных роторов. Считается, что замена этой наиболее ответственной и дорогостоящей детали турбины и блока делает нерентабельным и нецелесообразным продолжение срока эксплуатации остальных узлов и деталей блока. При этом другие высокотемпературные элементы котлов, турбин и паропроводов могут иметь свой парковый ресурс, не совпадающий с парковым ресурсом энергоблока. В случае более раннего исчерпания этими элементами своего ресурса должна производиться их замена, а эксплуатация блока будет продолжена.

Понятие парковый ресурс относится только к высокотемпературным элементам тепломеханического оборудования ТЭС.

Увеличить более чем в два раза назначенный ресурс энергоблоков позволили два фактора:

- существовавший ранее при проектировании подход к расчету на прочность был избыточно консервативен;

- в 1971 г. из-за массовых повреждений труб поверхностей нагрева паровых котлов директивно была снижена температура острого пара и пара горячего промперегрева с 565 до 545°С. Для применяемого в теплоэнергетике класса сталей снижение температуры на 20° эквивалентно увеличению остаточного ресурса металла высокотемпературных элементов, ориентировочно, в четыре раза.

Позднее (в середине 80-х годов) аналогичная попытка увеличения назначенного ресурса была предпринята применительно к блокам 500 - 800 МВт. Но для этих энергоблоков по итогам всестороннего рассмотрения значение паркового ресурса было оставлено на уровне 100 тыс.ч., поскольку эти блоки уже изначально проектировались на ресурс 100 тыс. ч. при температуре эксплуатации 540°С, а нормы расчета на прочность к тому времени были актуализированы.

Справедливости ради следует отметить, что не для всех элементов оборудования энергоблоков парковый ресурс превысил значения первоначально назначенного ресурса 100 тыс.ч. Для некоторых типоразмеров паропроводов парковый ресурс гибов по результатам анализа составил 70-90 тыс.ч.

К 90-м годам наработка головных блоков приблизилась к значениям паркового ресурса, но актуальность продления срока их службы сохранилась. Второй этап кампании по продлению ресурса установленного оборудования был связан с ведением понятия индивидуального ресурса. Значения паркового ресурса устанавливаются, исходя из наиболее неблагоприятного сочетания показателей, характеризующих эксплуатацию оборудования и свойства металла ответственных элементов. При рассмотрении возможности продления ресурса конкретного оборудования, как правило, имеются дополнительные резервы, позволяющие назначить дополнительный ресурс эксплуатации без снижения показателей надежности. По опыту ВТИ [5] прогнозируется, что индивидуальный ресурс ответственных элементов тепломеханического оборудования превысит парковый ресурс в среднем в полтора раза. Из-за фактора -неопределенности при назначении индивидуального ресурса оборудования не разрешается [4, 6] единовременно продлевать его ресурс (срок службы) более чем на 50 тыс.ч. или 8 лет. Поэтому за срок службы оборудования возможно несколько процедур продления ресурса (срока службы).

Применительно к современным условиям наиболее актуализированная процедура продления ресурса описана в стандарте организации СТО '7330282.27.100.001-2007 [6]. Ответственность за организацию процедуры продления ресурса установленного энергетического оборудования возлагается на руководителя эксплуатирующей организации. К техническому диагностированию ответственных элементов оборудования должна привлекаться специализированная или квалифицированная экспертная организация. По результатам технического диагностирования с учетом оценки целесообразности дальнейшей эксплуатации решение о продлении индивидуального ресурса оборудования принимает владелец оборудования. Федеральный орган исполнительной власти, уполномоченный в области промышленной безопасности, утверждает заключение специализированной или экспертной организации, если объект относится к оборудованию, работающему под избыточным давлением, либо при температуре более 115°С.

В исключительных случаях, даже при приближении состояния металла к предельному, ресурс оборудования можно продлить, применяя соответствующие технологии ремонта или накладывая ограничения на режимы его эксплуатации. Среди ремонтных технологий наибольшее распространение получила восстановительная термическая обработка (ВТО) паропроводов. В ряде случаев после проведения ВТО удается назначить паропроводу повторно ресурс, равный по величине парковому.

Взаимосвязь технического состояния оборудования с его наработкой и сроком службы

Техническое состояние оборудования можно оценивать как по показателям надежности, так и по эффективности эксплуатации.

Бытует мнение, что физический ресурс оборудования, установленного на объектах электроэнергетики, исчерпан и, того и гляди, завтра начнутся массовые разрушения и отказы. На самом деле ресурс (срок службы) оборудования можно продлевать до бесконечности, но при условии, что оборудование своевременно и качественно проходит техническое диагностирование и его элементы, исчерпавшие физический (предельный) ресурс, своевременно ремонтируются или заменяются. Не сами технические устройства имеют предельный ресурс, а их высоконагруженные элементы и детали. К примеру, не паровой котел имеет предельный ресурс по показателям надежности, а его элементы, такие, как трубы поверхностей нагрева, коллекторы, барабан, перепускные трубы. Зачастую, за срок службы котла его часто повреждаемые элементы заменяются несколько раз.

Однако это не означает, что энергетическое оборудование целесообразно эксплуатировать сколь угодно долго. С наработкой оборудования неминуемо будут расти затраты на его ремонт и техническое обслуживание. В условиях сдерживания роста тарифов на электрическую и тепловую энергию, начиная с определенного момента, будет невыгодно эксплуатировать длительно работавшее оборудование. Это момент и следует отождествлять с физическим износом оборудования.

Как отмечалось выше, не только показатели надежности характеризуют техническое состояние оборудования. С наработкой оборудования неминуемо будут ухудшаться и его технические показатели, отражающие эффективность энергоустановки. При ремонте тепломеханического оборудования большой объем работ связан с восстановлением зазоров, сокращением присосов и т.п. Требование поддержания технических показателей на приемлемом уровне будет также приводить к росту ремонтных затрат по мере старения оборудования. Так как эффективность эксплуатации энергоустановок не относится к категории безопасности, решение о приемлемом уровне эффективности оборудования принимает его владелец самостоятельно без участия федеральных органов власти.

Оценка технического состояния по обоим показателям напрямую зависит от качества проведения технического диагностирования оборудования, а именно - от применяемых методов и средств диагностики, квалификации экспертов и понимания ими реальных процессов, приводящих к исчерпанию ресурса. Применительно к большинству элементов тепломеханического оборудования ТЭС накопленный за многие десятилетия опыт позволяет сформулировать необходимый и достаточный объем контроля металла [4] и иных видов диагностики, исключающий массовый выход оборудования из строя. Для некоторых элементов оборудования протекающие в металле процессы пока не достаточно изучены. Например, с 2003 г. стали обнаруживаться массовые повреждения валов сборных роторов паровых турбин частей низкого и среднего давления. До окончательного изучения природы этих повреждений и решения данной проблемы, чтобы исключить разрушение роторов при эксплуатации, в действующих стандартах [4, 6] предусмотрен контроль валов всех типов роторов после наработке 100 тыс.ч, далее -каждые 50 тыс.ч со снятием насадных дисков.

В электроэнергетике наряду с описанным подходом, основанным на изучении физических процессов, протекающих при эксплуатации оборудования, все большее распространение получает формализованный подход, увязывающий напрямую техническое состояние оборудования с его наработкой. Примером такой методологии может служить нормативный документ ОАО РАО «ЕЭС России» [7], в основу которого положена широко применяемая в международной практике методология фирмы Deloitte&Touche.

Согласно этой методологии физический износ оборудования рассчитывается как отношение его фактического срока службы к назначенному. Анализ степени физического износа оборудования осуществляется по шкале приведенной в табл. 2. По данной методологии ЗАО «АйТи Энерджи Аналитика» провел оценку технического состояния оборудования гидроэлектростанций России [8]. По его анализу больше половины установленных на ГЭС гидротурбин имеют физический износ, превышающий 95% (группа «3» по табл. 2). Иными словами, это оборудование может быть использовано только в качестве металлолома. В работоспособные группы (от «А» до «Д») попало всего лишь 23% проанализированного парка гидротурбин. При этом гидроагрегат № 2 Саяно-Шушенской ГЭС по данной оценке занимал далеко не самую худшую позицию.

Данный подход может, конечно, служить неким ориентиром для владельца о сроках подготовки к замене оборудования, но ни в коем случае не снимает с него ответственности за проведение диагностики оборудования и адекватное реагирование на её результаты.

Выводы

1. Не исчерпание срока службы оборудования определяет угрозу безопасности и надежности его эксплуатации, а отсутствие объективной информации о техническом состоянии оборудования.

2. Формализованный подход к оценке технического состояния оборудования, основанный на сопоставлении фактического и назначенного сроков службы, не может заменить необходимость проведения технического диагностирования конкретных объектов, а лишь дополняет его.

Основным источником всех наших проблем является человеческий фактор, определяющий уровень безопасности и надежности оборудования на всех этапах его жизненного цикла, включая формирование общей технической политики в отрасли.

Литература

1. ГОСТ 27.002-89. Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения.

2. ГОСТ 27625-88. Блоки энергетические для тепловых электростанций. Требования к надежности, маневренности и экономичности.

3. РД 10-577-03. Типовая инструкция по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций. М., ФГУП «НТЦ «Промышленная безопасность», 2004.

4. СТО 17230282.27.100.005-2008. Основные элементы котлов, турбин и трубопроводов ТЭС. Контроль состояния металла. Нормы и требования. М., НП «ИНВЭЛ», 2009.

5. Тумановский А.Г., Резинских В.Ф. Стратегия продления ресурса и технического перевооружения тепловых электростанций. «Теплоэнергетика», №6,2001 г., с. 3-10.

6. СТО 17330282.27.100.001 - 2007. Тепловые электрические станции. Методики оценки состояния основного оборудования. М., НП «ИНВЭЛ», 2007.

7. Методология и руководство по проведению оценки бизнеса и/или активов ОАО РАО «ЕЭС России» и ОАО ДЗО РАО «ЕЭС России», Deloitte&Touche, 2003 г.

8. Рэнкинги физического износа оборудования ГЭС. ЗАО «АйТи Энерджи Аналитика». М., 2009,с. 49.

 
 
Полное содержание статьи Вы можете найти в первоисточнике
Источник:  ©  Резинских В.Ф. Еще раз о ресурсе энергооборудования. Надежность и безопасность энергетики, №  4,  2009.– С.9-13.
Материал размещен на  www.transform.ru: 12.02.2010 г.
 

 

Перейти в форум для обсуждения

  ©  TRANSFORMаторы 2004—2010


Рейтинг@Mail.ru Яндекс.Метрика ??????????? ????