Информационный портал  "TRANSFORMаторы"

Об истинном состоянии оборудования электростанции и насущных проблемах отрасли
 

Об истинном состоянии оборудования электростанции и насущных проблемах отрасли

Резенских В.Ф., доктор техн. наук, зам. генерального директора ОАО "ВТИ"

 

 

Обосновываются ошибочность и вредность выводов и положений обсуждаемой статьи применительно к электроэнергетике. Показано несоответствие высказанных оценок состояния энергооборудования, сделанных на основе неправильной трактовки положений отраслевых стандартов, реальному положению дел.

Ключевые слова: энергоблок и гидроагрегат, термины и определения, назначенный ресурс, назначенный срок службы, надёжность, манёвренность и экономичность; техническая политика в электроэнергетике.

Руководители компаний «Тейдер» и «АйТи Энерджи Аналитика» в своей статье пришли к следующему заключению: «Подавляющее большинство объектов энергетического оборудования в России полностью выработало свой ресурс, не пригодно для безаварийной эксплуатации и требует срочной замены». Это заключение сделано, прежде всего, на базе оценки степени физического износа энергетического оборудования, рассчитанного как отношение наработанного срока службы приборов и агрегатов к их нормативному сроку службы.

По результатам такой оценки Е. Монаховой и С. Пшеничникова средний удельный износ энергетического оборудования на ТЭС составляет 83,85 % и на ГЭС — 97,42 %. Согласно данным ЗАО «АйТи Энерджи Аналитика», больше половины установленных на ГЭС гидротурбин имеют физический износу превышающий 95 %. 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, причём агрегат № 2 Саяно-Шушенской ГЭС по данной оценке занимал далеко не самую худшую позицию.

Использованный методический подход и заключение авторов статьи сколь ошибочны, столь и вредны. Скорее всего, установленное на электростанциях страны оборудование при выполнении нормативных требований будет ещё, по крайней мере, 20 лет надёжно эксплуатироваться и приносить доход своим владельцам.

Ошибка авторов заключается, прежде всего, в неверной трактовке терминов и определений, таких как «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 назначенным сроком службы — «календарная продолжительность эксплуатации, при достижении которой эксплуатация объекта должна быть прекращена независимо от его технического состояния». Оба определения достаточно категоричны и вроде бы не допускают их различного толкования, если бы не приведённое в том же стандарте следующее 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 такая процедура 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 надёжности. Продление ресурса (срока службы) оборудования, зданий и сооружений сверх назначенного ресурса, срока должно быть обосновано и установленным образом оформлено.

Здесь следует дать пояснения к определениям «назначенный ресурс» и «назначенный срок службы». Несмотря на схожесть определений этих терминов, они между собой в корне различаются.

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 расчёта на прочность.

Предполагается, что оборудование должно эксплуатироваться не менее назначенного срока службы. После исчерпания назначенного срока службы при удовлетворительном состоянии оборудования назначается новый срок, который обосновывается опытом эксплуатации и гарантированно не приведёт 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 удаётся исключить риск раннего выхода из строя оборудования, ему присваивается статус быстроизнашиваемого. Для такого оборудования порядок контроля и замены специально описывается в нормативных документах.

На оборудование тепловых электростанций отдельно назначается ресурс для высокотемпературных элементов и срок службы для остальных деталей. Так, в ГОСТ 27625—88 [2] записано:

«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 200 тыс, ч, кроме быстроизнашиваемых элементов, перечень и сроки службы которых установлены в стандартах или технических условиях на конкретный вид оборудования».

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 котёл имеет предельный ресурс по показателям надёжности, а его элементы, такие как трубы поверхностей нагрева, коллекторы, перепускные трубы. Зачастую в течение срока службы котла его быстроизнашиваемые элементы заменяются несколько раз.

Однако сказанное 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 определённого момента станет невыгодно эксплуатировать длительно работающее оборудование. Этот момент и следует отождествлять с физическим износом оборудования.

Техническое состояние оборудования характеризуется показателями не только надёжности, но и эффективности эксплуатаций. С наработкой оборудования неминуемо будут ухудшаться и его технические показатели, отражающие эффективность энергоустановки. При ремонте тепломеханического оборудования большой объём работ связан с восстановлением зазоров, сокращением присосов и т.п. Требование поддерживать технические показатели на приемлемом уровне начнёт также приводить к росту ремонтных затрат по мере старения оборудования. Поскольку эффективность эксплуатации энергоустановок не относится к категории безопасности, решение о приемлемом уровне эффективности оборудования его владелец принимает самостоятельно, без участия федеральных органов власти.

Вред подхода авторов рассматриваемой статьи к оценке технического состояния оборудования электростанций, электрических и тепловых сетей заключается в завуалировании истинных проблем отрасли. Действительно, над электроэнергетикой России сегодня нависла угроза массовых повреждений и аварий. Но связано это не с низким уровнем технического состояния оборудования, а с отсутствием достоверной информации о нём, с разрушением системы обеспечения его безопасности, существовавшей при СССР.

В актах расследования инцидентов на объектах электроэнергетики наиболее распространённой причиной повреждения оборудования сегодня называется: исчерпание ресурса металла. При этом уходит на второй план рассмотрение фактов, связанных с соблюдением нормативных требований при изготовлении, эксплуатации, ремонте и диагностике оборудования. Регулярные разрывы, происходящие в тепловых сетях, все дружно относят на счёт высокой степени их износа, умалчивая о том, что какие-то трубопроводы нёжно эксплуатируются более 50 лет, а другие — не дорабатывают и до 10 лет. Не рассматриваются качество металла труб, соблюдение технологий нанесения термоизоляционного покрытия и монтажа трубопровода, режимы эксплуатации сети.

Немаловажным фактором, влияющим на надёжность и безопасность эксплуатации оборудования, является качество проведения его технического диагностирования. Для теплоэнергетики Советского Союза все заключения о продлении ресурса оборудования ТЭС готовили или проводили экспертизу таких заключений две организации: ВТИ и ОРГРЭС. В 90-х годах прошлого века список этих организаций был расширен до восьми. С реорганизацией РАО «ЕЭС России» в 2008 г. подобной деятельностью стали заниматься все организации, имеющие лицензию на экспертизу промышленной безопасности.

Сегодня в России таких организаций насчитывается около 2 тыс., многие из которых по своей квалификации не способны оценить техническое состояние оборудования тепловых электростанций. Руководители эксплуатирующих организаций часто не знают требований нормативных документов, не могут оценить квалификацию привлекаемой экспертной организации и качество проведённой диагностики оборудования.

Более 10 лет не финансируются научные исследования, направленные на изучение процессов, приводящих к повреждению оборудования. Но потребность в этих работах не исчезла. Ныне подобные проблемы нарастают как снежный ком. Наиболее заметная из них, которая по своим масштабам может превзойти аварию Саяно-Шушенской ГЭС, — повреждение валов сборных роторов среднего и низкого давления паровых турбин ТЭС.

Краткая информация об этой проблеме такова.

При проведении в июле 2003 г. на ОАО «Теплоэнергосервис-ЭК» ремонта ротора низкого давления (РНД) турбины ПТ-135(140)/ 165-130 Волжской ТЭЦ (ст. № 8) была обнаружена кольцевая трещина на валу по углу канавки под упорное кольцо между дисками 24-й и 25-й ступеней. Глубина трещины превышала 32 мм. В это же время на валу РНД такой же турбины ПТ-135 Тобольской ТЭЦ в той же зоне была обнаружена аналогичная трещина длиной 2/3 окружности и глубиной более 25 мм.

Штатная система вибродиагностики не выявила каких-либо нарушений на названных турбинах. Принятыми нормативными документами не предусматривался контроль валов роторов низкого давления на наличие трещин. Надёжные методики выявления трещин в повреждённых зонах без снятия дисков сегодня отсутствуют.

В целях обеспечения надёжной эксплуатации турбин Департамент генеральной инспекции РАО ЕЭС России» выпустил в 2003 г. оперативное указание [3], которым предписывалось проводить обследование канавок на роторах низкого давления, проходящих ремонт со снятием насадных дисков. С этого момента ОАО «Теплоэнергосервис-ЭК» стало собирать информацию о результатах контроля роторов и вести учёт результатов такого контроля всех ремонтируемых на предприятии валов сборных роторов.

В общей сложности за 2003-2008 г. выявлены поперечные трещины в концентраторах напряжений на 22 из 29 осмотренных роторах низкого давления турбин ПТ-135(140)/165-130 ТМЗ. Срок эксплуатации этих роторов составлял от 70 до 200 тыс, ч. Кроме того, до конца 2008 г. подобные повреждения были обнаружены на следующих типах роторов: на четырёх РНД турбин Т-175-130, на четырёх РСД (роторах среднего давления) и одном РНД турбины Т-100-130, одном РНД турбины ПТ-60-130, трёх РНД турбин Т-50-130, одном РНД Т-250-240, одном РСД К-300-240 ХТЗ и одном РНД К-300-240 ЛМЗ. Приведённая статистика далеко не полная, поскольку информация исходит только от одной из организаций, осуществляющих ремонт турбин.

В феврале 2005 г. турбину ПТ-135 Карагандинской ТЭЦ-2 пришлось из-за повышенной вибрации валопровода вывести в ремонт. Ротор низкого давления при установке на козлах переломился на две части. Трещина, развившаяся от канавки между дисками 24-й и 25-й ступеней, занимала 90 % сечения вала. К моменту повреждения ротор отработал 154 тыс, ч. Разрушение этого ротора могло произойти в процессе работы турбины, и тогда последствия от аварии были бы катастрофическими. Ситуация с роторами паровых турбин, имеющих сборную конструкцию, приобретает отраслевой характер. Мероприятий, описанных в документе РАО «ЕЭС России» ОУ-15-2003, уже становится недостаточно для обеспечения надёжной эксплуатации турбин.

Применительно к роторам турбин ПТ-135(140)/165-130 специалисты ЗАО «Уральский турбинный завод» и ОАО «Теплоэнергосервис-ЭК» предложили конструктивные изменения, направленные на повышение надёжности роторов низкого давления. Эффект от этих мероприятий на первый взгляд очевиден. Но неизвестно, на сколько увеличится срок службы реконструированных роторов и не появятся ли трещины в других зонах. Для иных конструкций роторов подобные рекомендации пока не разработаны. Причины наблюдавшихся повреждений не изучены.

Для обеспечения надёжной эксплуатации роторов среднего и низкого давления паровых турбин, работающих в зоне фазового перехода и во влажном паре, необходима срочная постановка научно-исследовательской работы, которая позволила бы выяснить механизм и причины повреждения роторов, разработать методы неразрушающего контроля и мероприятия по повышению эксплуатационной надёжности и ресурса роторов, подготовить соответствующий нормативный документ.

Состояние нормативной базы, направленной на повышение надёжности и безопасности энергетического оборудования, также существенно отстаёт от потребности отрасли. В 2006 — 2008 гг. по инициативе РАО «ЕЭС России» была развернута кампания по разработке стандартов и проектов технических регламентов. Но деятельность эта не была доведена до логического завершения. Подготовленные стандарты не покрывают дефицита нормативной базы, накопившегося за предыдущие годы.

Проблем, подобных описанным, в электроэнергетике существует достаточно много. В стране сегодня не существует структуры, способной координировать деятельность по решению отраслевых проблем.

К сожалению, серьёзный промах в оценках реального состояния электроэнергетики заключается в том, что мы, обжёгшись на молоке, дуем на воду. Примером тому служит упоминавшаяся авария в августе 2009 г. на гидроагрегате № 2 Саяно-Шушенской ГЭС. Данная авария страшна не самим фактом повреждения шпилек крепления крышки турбины, а её развитием. Подобный сценарий развития аварии можно было бы предотвратить, внеся необходимые коррективы в алгоритмы АСУ ТП, в программы ремонтов и технического диагностирования оборудования. Отсутствие трещин на шпильках соседнего гидроагрегата говорит о том, что событие, происшедшее на турбине № 2, носит исключительный характер и связано с качеством ремонта конкретного агрегата, а не с его критическим техническим состоянием.

Безусловно, требуются повышение трудовой дисциплины и ответственности персонала ГЭС, доработка нормативной базы и ужесточение контроля за состоянием оборудования. Но вовсе нет оснований говорить о катастрофическом состоянии турбин данного типа, необходимости отстранять все турбоагрегаты ГЭС от участия в регулировании частоты и мощности в сети, ставить в жёсткой форме вопрос о немедленном выводе всего оборудования из эксплуатации. Такие выводы наносят огромный вред электроэнергетике России.

В заключение необходимо отметить следующее. На протяжении почти 20 последних лет считалось, что электроэнергетике не требуется техническая политика в вопросах, касающихся функционирования и развития отрасли. Рынок, мол, всё расставит по своим местам. Жизнь, однако, опровергла такой тезис. И сегодня мы вынуждены возвращать упущенное отношение к электроэнергетике. Делать это так или иначе нам предстоит обязательно, несмотря на экономический кризис, отсутствие полноценного финансирования и кадровый голод отрасли.

Список литературы

1. ГОСТ 27.002—89. Надёжность в технике. Основные понятия. Термины и определения.

2. ГОСТ 27625—88. Блоки энергетические для тепловых электростанций. Требования к надёжности, манёвренности и экономичности.

3. Оперативное указание РАО «ЕЭС России», ОУ-1 5-2003 (ТП).

 

 

 
 
Полное содержание статьи Вы можете найти в первоисточнике
Источник:  ©  Резенских В.Ф., доктор техн. наук, зам. генерального директора ОАО "ВТИ".Об истинном состоянии оборудования электростанции и насущных проблемах отрасли. Энергетик, №  7,  2010.– С.2-4.
Материал размещен на www.transform.ru: 29.09.2010 г.
 

 

Перейти в форум для обсуждения

  ©  TRANSFORMаторы 2004—2010


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