Главная / Турбогенераторы / Оценка качества ремонта ТГ

«Инновационное развитие электроэнергетики в XXI веке».

Сборник докладов юбилейной научно-практической конференции,

посвященной  55-летию ИПКгосслужбы. Т.4./

Под ред. д.т.н., проф. О.А.Терешко.

М.: ИПКгосслужбы, 2007.

Оценка качества ремонта оборудования электростанций, эксплуатируемого за пределами нормативного срока службы (на примере турбогенераторов)

 

Барило В.В. к.э.н., проф. ИПКгосслужбы, Голоднова О.С. к.т.н., ст.научн.сотр. ИПКгосслужбы, Ростик Г.В., главный специалист ООО «ЛЭР-Электросервис»

 

В энергокомпаниях ОАО РАО "ЕЭС России" идет внедрение систем менеджмента качества [1] как основы  процессов совершенствования управления и повышения эффективности использования ресурсов, направленных на повышение надежности и технико-экономической эффективности работы энергопредприятий и, соответственно, на повышение надежности энергоснабжения потребителей. Задача внедрения систем менеджмента качества в соответствии с требованиями стандартов ИСО серии 9000 была поставлена в разделе 10 "Программы действий по повышению надежности ЕЭС России" (приказ ОАО РАО "ЕЭС России" от 29.09.05 № 652). Один из аспектов этой деятельности связан с повышением качества ремонта.

Формирование конкурентного рынка основных ремонтных и сервисных услуг с выделением ремонтных и сервисных видов деятельности ОАО РАО "ЕЭС России" привело к обособленности и разобщенности ремонтных предприятий, что сдерживает осуществление целенаправленной технической политики в области процессов совершенствования ремонта энергооборудования ТЭС. Для охвата системами менеджмента качества в соответствии со стандартом ИСО 9001:2000 (п. 7.5.2) необходимо подтверждение (валидация) «способности этих процессов достигать запланированных результатов». Для этого должны быть разработаны «меры по этим процессам, включая...:

a) определенные критерии для анализа и утверждения процессов;

b) утверждение соответствующего оборудования и квалификации персонала;

c) применение конкретных методов и процедур;

d) требования к записям».

Это актуально, так как анализ эксплуатации энергооборудования  показывает, что не всегда обеспечивается  высокое качество  ремонта. В ряде случаев характеристики отремонтированного оборудования не соответствуют требованиям, что ведет к снижению его надежности. Так,  для ряда турбогенераторов около 30% отказов происходит в 1-ый год после проведенного ремонта  и до 20% - во 2-ой год. В современных условиях роста электропотребления  и выработки ресурса  энергооборудования «послеремонтные» отказы  генерирующего оборудования создают предпосылки  снижения надежности энергоснабжения потребителей и возникновения дефицита мощности. Предупреждение таких отказов  требует от эксплуатационного персонала  электростанций повышенного внимания к организации  ремонтных работ, выбору ремонтных организаций и контролю качества ремонта, а от ремонтного персонала – высокой квалификации, владения передовыми технологиями, тщательного контроля качества ремонтных работ,  для чего, в свою очередь, требуются определенные критерии.

В предлагаемой статье рассматривается существующий подход к оценке качества ремонта, анализируются  критерии оценки качества  с точки зрения их необходимости и достаточности для  предупреждения «послеремонтных» отказов.  Анализ проводится применительно к турбогенераторам, эксплуатируемым за пределами нормативного срока службы.

В настоящее время оценка качества выполненного ремонта турбогенератора (ТГ), как и другого оборудования электростанций, должна производиться в соответствии со Стандартом  ОАО РАО «ЕЭС России»  «Тепловые и гидравлические электростанции. Методика оценки качества ремонта энергетического оборудования. Основные положения» (2007 г.) [2]. Как и в действующих с 2003 г. «Правилах организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей» [3], оценка качества выполненного ремонта ТГ, должна производиться в двух направлениях:

1) оценка качества ТГ, которая  характеризует его техническое состояние после ремонта и соответствие его требованиям нормативной и технической документации (НТД), устанавливается по результатам испытаний и приемки из ремонта;

2) оценка качества выполненных ремонтных работ, которая характеризует организационно-техническую деятельность каждого предприятия, участвующего в ремонте, включая электростанцию.

В соответствии с [2] предусматриваются следующие виды оценок качества отремонтированного ТГ:

–                        соответствует требованиям НТД;

–                        соответствует требованиям НТД с ограничением;

–                        не соответствует требованиям НТД.

Если имеет место несоответствие     требованиям НТД, то ТГ не должен вводиться в эксплуатацию, пока это несоответствие не будет устранено. Таким образом, для принятого в эксплуатацию ТГ могут рассматриваться только две первых оценки.

Поскольку оценка качества ТГ одновременно является оценкой его текущего технического состояния, что в какой-то мере  определяет надежность его последующей эксплуатации,  решающее значение имеет та нормативная и техническая документация, в которой содержатся требования к показателям качества ТГ. В [2] устанавливается следующий перечень НТД для оценки качества:

–             «Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации»,

–             «Технические условия на капитальный ремонт»,

–             нормативная и конструкторская документация заводов–изготовителей оборудования.

В «Правилах» [3] приводится больший перечень НТД, обязательных для оценки качества ремонта:

– «Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации» (РД 34.20.501-95) 15-е изд. М.: ПО ОРГРЭС, 1996,

–  «Объем и нормы испытаний электрооборудования» (РД РД 34.45-51.300-97),

– «Сборник распорядительных материалов по эксплуатации энергосистем». Электротехническая часть. Издание 5-ое. Часть 1. (СРМ-2000),

– «Типовая инструкция по эксплуатации генераторов на электростанциях», (СО 153-34.45.501),

– заводские инструкции по эксплуатации турбогенераторов,

–  «Турбогенераторы. Технические условия на капитальный ремонт» (ТУ 34.38-20246-95),

– «Типовое положение  по  определению  необходимости  полных  перемоток статоров  турбогенераторов,  гидрогенераторов  и  синхронных компенсаторов» (РД 34.45.608-93),

– руководства по капитальному ремонту на отдельные типы турбогенераторов.

Сравнение перечней НТД, приведенных в [2] и [3], показывает, что в последнем стандарте [2] придается решающее значение  документу «Технические условия на капитальный ремонт». Для ТГ существует такой документ – ТУ-34-38-20246-95 «Турбогенераторы.  Общие технические условия на капитальный ремонт» [4].  Но п.1.1. этого документа устанавливает, что требования ТУ распространяются на ТГ в период их срока службы, установленного ГОСТ 533.     Таким образом, один из важнейших опорных документов отрасли, определяющий оценку технического состояния ТГ, не распространяется на ТГ, эксплуатируемые за пределами нормативного срока службы, т.е. на значительную долю действующих ТГ.  В [2] эта ситуация предусмотрена п.7.5 «... При продлении в установленном порядке продолжительности эксплуатации оборудования сверх полного срока службы, требования технических условий применяются в разрешенный период эксплуатации  с учетом требований и выводов, содержащихся в документах на продление продолжительности эксплуатации».

Итак, для ТГ, эксплуатируемых за пределами нормативного срока службы, кроме действующих ТУ, должен существовать документ, предусматривающий изменения и (или) дополнения, соответствующие фактическому техническому состоянию конкретного ТГ, отраженному в документах на продление эксплуатации, а также должен быть определен разрешенный период эксплуатации.

Оценка "соответствует требованиям НТД" устанавливается, если выполнены следующие условия:

-   устранены все дефекты, выявленные в результате контроля составных частей ТГ;

-   выполнены требования НТД, определяющие качество ТГ;

-   приемо-сдаточные испытания показали, что пуск, нагружение и работа ТГ на разных режимах соответствуют требованиям инструкций по эксплуатации;

-   значения показателей качества находятся на уровне нормативных.

В какой мере эта оценка  адекватно и конкретно отражает текущее техническое состояние ТГ? По-видимому, это зависит, в основном, от  полноты выявления дефектов и устранения их в процессе ремонта. Выполнение остальных условий соответствует широкому спектру технических состояний, благодаря  бинарному характеру оценок «выдержал испытание – не выдержал», «в пределах норм – за пределами норм». Поэтому соответствие требованиям  НТД – полное или с какими-либо ограничениями – само по себе не предлагает никакой шкалы для оценки текущего технического состояния ТГ, допуская лишь подтверждение допустимости дальнейшей эксплуатации ТГ с аналогичными двумя вариантами – без ограничений и с определенными ограничениями.

Интерес же к оценке фактического технического состояния ТГ имеет экономическую подоплеку, поскольку определение степени приближения ТГ к предельному (или неработоспособному) состоянию и предстоящего срока службы до достижения этого состояния («ресурс» или «остаточный ресурс»  по ГОСТ 27.002-89) важно для обоснованного планирования замены ТГ.

Однако можно утверждать, что все попытки достоверно определить «ресурс» или «остаточный ресурс» ТГ на основании требований вышеуказанных НТД не могут иметь успеха, так как требования НТД не связаны со сроком службы или с ресурсом.  Причиной этого является то, что понятие «срок службы» (ГОСТ 27.000-89) и  его разновидности (средний срок службы, назначенный и полный назначенный сроки службы)  не отражают фактический ресурс, физические возможности отдельного ТГ, определяемые его конструкцией, качеством изготовления, возможностями восстановления, режимами эксплуатации. Указанные понятия для однотипных групп нового оборудования, заложенные в ГОСТ и ТУ,  изначально определялись некими экономическими категориями, в том числе требованиями заказчика, и волевыми решениями, основанными на сравнении с оборудованием других фирм, а в дальнейшем уточнялись с  учетом результатов фактической наработки.

Отсутствуют функциональные зависимости срока службы ТГ от каких-либо параметров эксплуатации. Все это усугубляется безусловным наличием особенностей ТГ с различными  типами охлаждения и индивидуальных различий даже однотипных машин. Ресурс для отдельного ТГ – это привязанный к фиксированной дате, например, дате ввода ТГ в эксплуатацию из очередного капитального ремонта,  предстоящий срок службы до некоторой неизвестной даты – момента  наступления «предельного состояния». Среднестатистические достоверные данные по группам однотипных машин практически отсутствуют, что объясняется  как малой долей машин, достигших предельного состояния, так и весьма распространенным субъективным подходом к  оценке  технического состояния как предельного.

Итак, ресурс для отдельной машины не может быть заранее определен. Поэтому  оценка качества отремонтированного ТГ, соответствующая стандарту [2],  может характеризовать его техническое состояние как пригодное к дальнейшей эксплуатации  лишь на некоторый предстоящий интервал времени (ГОСТ 19919-74), обычно до следующего капитального  ремонта. Кстати, понятие «капитальный ремонт» означает «ремонт, выполняемый для восстановления исправности и полного или близкого к полному восстановления ресурса изделия с заменой или восстановлением любых его частей, включая базовые» (ГОСТ 18322-78).  Поэтому любое восстанавливаемое оборудование и, в частности,  ТГ может эксплуатироваться достаточно долго и выводиться из эксплуатации не в связи с неустранимой  неработоспособностью, но по экономическим соображениям.

Имеются примеры длительной работы ТГ далеко за пределами нормированного минимального срока службы. Более 70% действующих ТГ мощностью более 50 МВт  ТЭС России отработали минимальные сроки службы, указанные в ГОСТ 533 различных выпусков [5]. Накопленный опыт обследований и анализа эксплуатации большой группы ТГ [6] показал, что фактический ресурс существенно превышает назначенный ресурс и «может быть при необходимости продлен путем упреждающих ремонтов на основании результатов ранней диагностики развивающихся ключевых дефектов». Там же приводятся результаты экспертной оценки  фактического ресурса  (табл. 1) [6].

Глубокий анализ проблем обеспечения промышленной безопасности объектов теплоэнергетики, выполненный в [7], показал, что весьма важным результатом достоверной оценки технического состояния должен быть  анализ риска эксплуатации и оценка возможного ущерба от аварий опасного производственного объекта. Но в рамках  требований вышеуказанных НТД оценка риска эксплуатации ТГ так же невозможна, как и  оценка остаточного  ресурса.

Таблица 1. Экспертная оценка ресурса ТГ  [6]

Турбогенераторы мощностью, МВт

Ресурс, лет

Назначенный

(по ГОСТ 533)

Парковый

(экспертная оценка)

Остаточный

(экспертная оценка)

До 100

30

45-50

10-15

Более 100 до 200

30

40-45

5-10

Более 200 до 300

30

35

5

500

30

30

5

Как показано в [7], «для управления промышленной безопасностью за счет адекватной оценки риска эксплуатации объектов теплоэнергетики» необходимо «создание отраслевой системы контроля качества энергетического оборудования, обеспечивающей учет технического состояния оборудования на всем протяжении его эксплуатации, оценку риска и возможность прогноза ресурса». В современных условиях это – грандиозная, но выполнимая задача, реализация которой должна быть предусмотрена в ходе  разработки нормативной базы технического регулирования в электроэнергетике.

Остановимся далее более подробно на втором направлении оценки, которое приобретает особое значение в условиях реформирования электроэнергетики, поскольку связано непосредственно с ответственностью заказчика и подрядчика в сфере ремонта. С учетом выполнения основных и дополнительных требований [2] за качество выполненных ремонтных работ может быть установлена одна из следующих оценок: отлично, хорошо,  удовлетворительно, неудовлетворительно (табл. 2).

Таблица 2. Оценки за качество выполненных ремонтных работ

Оценка

Условия для данной оценки

отлично

выполнение всех основных и дополнительных требований.

хорошо

выполнение всех основных и частично –  дополнительных требований (не менее 50%)

удовлетворительно

выполнение всех основных и частично – дополнительных требований (менее 50%)

неудовлетворительно

невыполнение одного или более из основных требований.

Для анализа приведем формулировки основных и дополнительных требований, данные в [2]:

«К основным требованиям относятся:

1)                            выполнение согласованной ведомости планируемых работ по ремонту, уточненной по результатам дефектации;

2)                            выполнение ремонтным персоналом требований НТД на ремонт оборудо­вания и его составных частей;

3)                            отсутствие оценок качества отремонтированного оборудования «не соответствует требованиям НТД» или «соответствует требованиям НТД с ограничением» по вине исполнителя ремонта;

4)                            отсутствие остановов оборудования в течение срока подконтрольной экс­плуатации по вине исполнителя ремонта».

«К дополнительным требованиям относятся:

-   наличие необходимого комплекта ремонтной документации;

-   применение необходимой технологической оснастки, приспособлений и инструмента, предусмотренных технологической документацией, и соответствие их параметров паспортным данным;

-   соответствие  выполненных  технологических  операций,  включая  кон­трольные, требованиям технологической документации;

-   проведение входного контроля примененных при ремонте материалов и запасных частей;

-   наличие полного комплекта исполнительной и отчетной документации по ремонту».

Даже беглый анализ состава требований, показывает, что они далеко неравнозначны, поэтому критерий  50%  по отношению к выполнению дополнительных требований является весьма формальным и может трактоваться субъективно – любое из этих требований может считаться необязательным. Так же, как и для первого направления оценки, решающее значение имеют НТД на ремонт и содержащиеся в них требований. В то же время  допускается отсутствие или некомплектность ремонтной документации. Вызывает недоумение также необязательность входного контроля примененных при ремонте материалов и запасных частей, поскольку пропуск брака в этом случае может приводить к серьезным неисправностям и отказам ТГ.  В двух из четырех основных требований предусматривается определение вины исполнителя ремонта, что само по себе требует серьезного анализа и установления четких критериев, особенно, если приходится, согласно [2], учесть  организационно–техническую деятельность каждой из организаций, участвующих в ремонте.

Естественно задать вопрос, может ли ТГ иметь отказы, являющиеся следствием низкого качества ремонта, в период эксплуатации после ремонта, если выполнены все требования НТД на ремонт?  Ответ: да, может. Приведем два примера отказов ТГ, которые имеют сходные предпосылки: ТГ с водородным охлаждением сдан в эксплуатацию со слишком большим расходом масла в сторону водорода в уплотнениях вала  (норма на расход масла в НТД отсутствовала); потребовались  частые продувки ТГ чистым водородом, во время которых масло попадало в корпус ТГ.

1) Персоналу приходилось ежесменно сливать масло из дренажей ТГ, во время одной из таких операций произошло возгорание водорода с вынужденным остановом ТГ.

2) Масло, постоянно попадавшее в корпус ТГ, содержало влагу, осушитель (вымораживатель влаги) на такое количество влаги не был рассчитан, в отдельные периоды влажность водорода в ТГ превышала норму, началось коррозионное растрескивание стопорной гайки роторного бандажа, которое развилось в повреждение гайки и повреждение ТГ.

Оба  эти случая  были квалифицированы формально – по вине эксплуатационного персонала, а по существу – ключевым дефектом был слишком большой расход масла в сторону водорода вследствие низкого качества ремонта.

Еще пример, связанный с попаданием постороннего ферромагнитного предмета внутрь ТГ в процессе ремонта: внутри был оставлен инструмент, что никак не повлияло на результаты приемо-сдаточных испытаний в объеме, соответствующем НТД; дефект не проявился в процессе подконтрольной эксплуатации, но впоследствии все же привел к повреждению корпусной изоляции обмотки статора и отключению ТГ защитой.

Проходимость каналов водяного охлаждения обмотки статора может быть нарушена частично, при этом контролируемые параметры теплового состояния обмотки изменятся незначительно, не превышая предельно допустимых нормативных значений. В [5] описан пример выявления нештатных прокладок в месте присоединения фторопластового шланга к водяному коллектору, что не привело к критическому снижению расхода дистиллята, но значительное сужение сечения канала (в 9 раз!) представляло серьезную опасность блокировки охлаждения стержня вследствие  засорения.

Представляет интерес связь двух направлений оценок качества: явно она  заключается в основных требованиях 3) и 4), а  неявно –  в том, что ведомость планируемых работ по ремонту должна включать в себя устранение всех несоответствий  требованиям НТД, выявленных в процессе эксплуатации и предремонтной подготовки.

Учитывая консерватизм существующих НТД, в частности, отсутствие современных методов контроля и испытаний в действующих ТУ на ремонт, и опыт эксплуатации ТГ, можно утверждать, что  установление всех несоответствий  требованиям НТД не обеспечивает полноты выявления дефектов ТГ, от устранения которых  зависит качество отремонтированного ТГ. Особенно это относится к ТГ, эксплуатируемым за пределами нормативного срока службы.

Таким образом, подход к оценкам качества, основанный лишь на выполнении требований существующих НТД, сдерживает научно-технический прогресс в области повышения качества и отремонтированного оборудования, и собственно ремонта.

Как показано в [5, 6, 8],  необходимая полнота выявления и качество последующего устранения дефектов ТГ эффективно обеспечиваются при помощи комплексных профилактических обследований. Поэтому обязательным дополнением к ТУ на ремонт для ТГ, эксплуатируемых за пределами нормативного срока службы, должна быть Программа предремонтных испытаний и обследований, состоящая из следующих основных разделов:

  1. Сбор и анализ информации о техническом состоянии турбогенератора за заданный период, предшествующий плановому ремонту.
  2. Оценка параметров текущего технического  состояния турбогенератора до отключения от сети по данным системы штатного контроля.
  3. Использование нетрадиционных  диагностических  методов контроля технического состояния  турбогенератора.
  4. Оценка параметров технического  состояния ТГ после отключения на холостом ходу и при изменении частоты вращения (на выбеге).
  5. Оценка параметров технического  состояния остановленного турбогенератора (в сборе).
  6. Уточнение  перечня дефектов,  подлежащих устранению, в процессе разборки и испытаний турбогенератора.

Такая программа может быть  разработана и утверждена как Типовая программа в качестве стандарта эксплуатирующей организации с учетом конструктивных особенностей и ретроспективных данных по эксплуатации, режимов эксплуатации и сроков службы ТГ, установленных на электростанциях эксплуатирующей организации. При этом известные перечни типичных дефектов (например, см. [8] приложение 3)  уточняются на основании сбора и обработки соответствующей эксплуатационной информации по конкретным ТГ. В зависимости от состава дефектов, подлежащих выявлению,  программа включает не только предусмотренные действующими НТД методы испытаний и измерений, но и более чувствительные методы, которые в настоящее время считаются нетрадиционными, например, из следующего перечня:

–       Анализ данных эксплуатационного теплового контроля генератора;

–       Контроль герметичности водяной системы охлаждения обмотки статора  по приросту концентрации водорода в дистилляте;

–       Испытания изоляции лобовых частей и головок обмотки статора выпрямленным напряжением, приложенным на поверхность изоляции,  с измерением токов утечки для выявления  локальных увлажнений и перегревов;

–       Анализ состава примесей в охлаждающем газе  и (или) сухого остатка масла из дренажей для выявления признаков истирания корпусной изоляции обмотки статора и   листов активной стали;

–       Метод частичных разрядов для выявления дефектов изоляции обмотки статора;

–       Устройство контроля местных перегревов внутри генератора (УКПГ);

–       Виброакустическое обследование корпуса и сердечника статора;

–       Использование тепловизионной аппаратуры для оценки распределения  теплового поля корпуса статора и контроля активной стали при проведении ее испытаний;

–       Эндоскопический контроль;

–       Выявление витковых замыканий в обмотке ротора:

а) по данным контроля токов и напряжений;

б) с помощью катушки в зазоре;

–       Мониторинг состояния щеточно-контактного аппарата (измерение распределения тока по щеткам при помощи специальной аппаратуры, контроль искрения методом радиопомех, стробоскопическое исследование поверхности контактных колец, измерение температуры рабочей поверхности контактных колец, контроль вибрации).

Выбор дополнительных методов контроля зависит от конструкции ТГ. Так, например, метод частичных разрядов наиболее эффективен для ТГ с воздушным охлаждением и термореактивной изоляцией.

Следует отметить, что в концерне «Росэнергоатом» для каждого типа ТГ мощностью 220÷1000 МВт, установленных на АЭС, разработаны «Регламенты технического обслуживания и ремонта», которые включают в себя обследование и предремонтные испытания ТГ для  оценки текущего технического состояния и уточнения объема ремонта. Чтобы обеспечить наиболее полное выявление дефектов ТГ АЭС, разработана «Типовая программа предремонтных испытаний и обследований  турбогенераторов», включающая в себя  современные методы выявления дефектов как на основании эксплуатационной информации, так и на основании результатов различных испытаний.

Предлагаемый подход позволяет выполнить оценку технического состояния ТГ в два этапа:

1) Собственно предремонтная оценка, выполняемая на основании данных, накопленных в течение предшествующего межремонтного периода, в том числе, при проведении целевых обследований и испытаний до отключения ТГ от сети (1÷3 этапы Программы). Выявленные несоответствия технического состояния должны быть указаны в конкурсной заявке на выполнение ремонта (для участия в тендерных торгах). Естественно, что эти  несоответствия должны быть включены Заказчиком (эксплуатирующей организацией) в предварительную ведомость дефектов, подлежащих устранению во время ремонта.

2) Текущая оценка, выполняемая на основании измерений, испытаний, технических осмотров после отключения ТГ от сети в процессе останова, разборки и испытаний (4÷6 этапы Программы). По данным текущей оценки до истечения одной трети срока ремонта Заказчик и Исполнитель ремонта должны откорректировать, дополнить и согласовать ведомость дефектов (несоответствий), выполнение пунктов которой и должно определить оценку качества ремонтных работ.

Текущая оценка  технического состояния ТГ  после  выполнения ремонта становится основой для  оценки качества отремонтированного ТГ, которая подтверждается в процессе подконтрольной эксплуатации и гарантийного срока.

Поскольку эксплуатирующая организация является ответственной за качество оборудования, планирование и подготовку технического обслуживания и ремонта, она должна обеспечить грамотное выполнение Программы предремонтных испытаний и обследований либо силами своих специально обученных сотрудников, либо путем привлечения специализированных предприятий (сервисных и ремонтных компаний). Интерпретация результатов обследований и испытаний должна проводиться квалифицированными экспертами. Стремление к экономии не следует распространять на объем работ по подготовке ремонта и контролю качества.  Аналогично должно быть проверено и оценено качество отремонтированного ТГ, для чего может потребоваться проведение ряда повторных испытаний  по Программе.

Применительно к ТГ, эксплуатируемым за пределами нормативного срока службы, весьма перспективно выполнение работ по модернизации ТГ, обеспечивающих повышение надежности, снятие ранее введенных ограничений, улучшение показателей назначения и технологических параметров. Для этого  указанные работы должны быть предложены Заказчиком (эксплуатирующей организацией) в конкурсных предложениях на ремонт, а их реализация должна учитываться в оценке качества. Основной перечень таких работ приведен в [8].

Распределение оценки качества выполнения ремонта между исполнителями изложено в [2] следующим образом: «5.2.1 Оценка качества выполненных ремонтных работ характеризует организационно–техническую деятельность каждой из организаций, участвующих в ремонте». В «Правилах» [3] это требование дополнялось словами: «включая электростанцию». Таким образом, оценка качества выполненных ремонтных работ должна распространяться как на Исполнителей ремонта, так и на Заказчика, что соответствует Положению о взаимоотношениях… [9].

Применительно к ТГ, эксплуатируемым за пределами нормативного срока службы, оценка выполненных ремонтных работ, несомненно, должна учитывать:

–       своевременное обеспечение ремонта необходимой документацией, средствами технологического оснащения и материальными ресурсами,

–    выполнение работ в установленные сроки и ранее.

Если  в течение ремонта отдельные несоответствия не могут быть устранены по разным причинам (несовершенство методов локализации дефектов, отсутствие материальных ресурсов, недостаточность срока для выполнения ремонта и др.), то эксплуатирующая организация  и Исполнитель ремонта принимают  согласованное решение (об исключении из ведомости дефектов, о переносе работы и т.п.), которое в дальнейшем не должно влиять на оценку качества выполненных ремонтных работ (аналогично п. 5.2.4 [2]), но должно быть учтено в оценке качества отремонтированного ТГ.

Если неустраненные несоответствия могут с некоторой вероятностью привести к отказам, то это должно стать основанием для определенных ограничений, имеющих целью предотвратить вынужденные остановы или (и) снизить продолжительность простоя в ремонте и  возможный ущерб. Например, установка дополнительных средств контроля,  дополнительные проверки во время плановых остановов, подготовка соответствующих запчастей и т.п.

Итак, оценка качества ремонта ТГ, эксплуатируемых за пределами нормативного срока службы, в соответствии с [2], требует разработки и выпуска  ТУ на ремонт, включающих Программу предремонтных испытаний и обследований. Такие ТУ могут выпускаться как стандарт эксплуатирующей организации с учетом конкретных конструктивных особенностей и ретроспективных данных по эксплуатации, режимов эксплуатации и сроков службы ТГ, установленных на электростанциях этой организации. ТУ должны соответствовать требованиям, установленным в [2] (раздел 7).

До выпуска и ввода в действие новых ТУ  можно использовать  для  указанных ТГ действующий нормативный документ [4], но со специальным дополнением, содержащим Программу предремонтных испытаний и обследований.  Для этих ТГ (мощностью 50 МВт и выше) необходимо выполнить требования приказа РАО «ЕЭС России» от 22.07.03 № 371, провести обследования и на основе выводов обследований продлить срок службы ТГ аналогично тому, как это делается на АЭС концерна «Росэнергоатом», обосновав  при необходимости работы по модернизации ТГ. Следует отметить, что подобная работа проводится и на зарубежных электростанциях, в частности, один из авторов статьи принимал участие в подготовке продления срока службы ТГ  200 МВт на АЭС «Ловиисса» (Финляндия).

Обеспечение безопасной эксплуатации и ремонта опасных объектов, к которым относится оборудование электрических станций, осуществляется на основе и в соответствии с Федеральным Законом «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.97 № 116-ФЗ, а также Федеральным Законом «О техническом регулировании» № 184-ФЗ от 27.12.2002.

В соответствии с Законом «О техническом регулировании» все технические регламенты, в том числе отраслевые стандарты и технические условия, должны быть разработаны и приняты в течение семи лет со дня вступления в силу настоящего Закона. Согласно п. 7 статьи 46 Закона: «…Обязательные требования к процессам производства, в отношении которых технические регламенты в указанный срок не будут приняты, прекращают действие по его истечении».* Поэтому острота и актуальность проблемы подготовки отраслевых стандартов и ТУ в настоящее время очевидна.

При существующем многообразии видов и типов оборудования, работающего на электростанциях, ТУ на ремонтные работы являются основными нормативными документами, устанавливающими показатели качества отремонтированного оборудования.

Помимо необходимости разработки групповых и индивидуальных стандартов и ТУ по видам оборудования возникают вопросы их применения при оценке качества ремонтов.

Эта проблема напрямую связана с необходимостью повышения квалификации, как ремонтного персонала, так и персонала электрических станций (эксплуатирующих организаций).

Необходимо организовать обучение правилам применения стандарта и ТУ при оценке качества ремонта энергетического оборудования.

Кроме того, необходимо обучение персонала по предремонтной подготовке оборудования, подготовке технической документации на ремонт по видам оборудования, техническому аудиту.

В программу повышения квалификации сектора технического перевооружения, модернизации и ремонта энергетического оборудования (ТПМиР) включена в настоящее время тема: «Предремонтная диагностика состояния энергетического оборудования», которая в дальнейшем будет расширена методикой оценки качества отремонтированного энергооборудования.

Следует отметить, что в соответствии со стандартом ОАО РАО «ЕЭС России» «Тепловые электрические станции. Методики оценки состояния основного оборудования» [11]  (введен в действие с 01 июня 2007 г.)  продление  нормативного срока службы ТГ осуществляется после проведения по специальной программе ряда процедур, в число которых входят техническое диагностирование, определение работоспособности и оценка риска эксплуатации. При необходимости должны обосновываться необходимые ограничения  (изменение показателей назначения, времени эксплуатации, выполнение дополнительного контроля, изменение структуры ремонтного цикла и т.п.).  Оформляется заключение о техническом состоянии ТГ и возможности и условиях продления срока его эксплуатации. Принимается Решение эксплуатирующей организации о продлении срока службы с необходимыми корректирующими мероприятиями, в число которых могут быть внесены рекомендуемые  модернизации ТГ.

Для определения продолжительности «разрешенного периода эксплуатации» не существует формальных правил; он принимается обычно не менее предыдущего межремонтного периода. Ограничение максимального срока продления дано в [11] (п. 8.1.5.): «Однократное продление срока безопасной эксплуатации оборудования не должно превышать 50 тыс. ч или 8 лет (действует меньшее)».

В ТУ на ремонт и Программе предремонтных испытаний и обследований в процессе последующей эксплуатации ТГ  должны обязательно учитываться нормы технического диагностирования/контроля элементов ТГ в соответствии с разделом 9 [11], а также  «сведения о возможности, условиях и сроке  безопасной эксплуатации, о дате проведения очередного технического диагностирования, о рекомендациях по безопасной эксплуатации», внесенные в паспорт ТГ в соответствии с п. 8.2.3.11 [11].

С учетом требований Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.1997 г. № 116-ФЗ в Стандарте  [11] (табл. 6.1) установлены жесткие требования к допустимому времени работы оборудования, имеющего классификацию по 2-му баллу (неисправное, но работоспособное), – 1  месяц. Для реализации этого подхода необходимо разработать перечень несоответствий технического состояния, на которые эти требования распространяются. В частности, целесообразно разграничить несоответствия на: а) не повышающие риск аварии и б) характеризуемые  высокой вероятностью разрушения; последние, в какой-то степени регламентированы для ТГ по вибрации, замыканию в обмотке ротора, статора и т.п., причем даже до меньших допустимых сроков.

Литература:

  1. Информационное письмо члена Правления ОАО РАО "ЕЭС России" В.К. Паули от 18 января 2007 года "Об алгоритме внедрения в ДЗО ОАО РАО "ЕЭС России" систем менеджмента качества" (www.rao-ees.ru)
  2. СТО 10. Тепловые и гидравлические электростанции. Методика оценки качества ремонта энергетического оборудования. Основные положения. ОАО РАО «ЕЭС России» - 2007.
  3. Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей. СО 34.04.181-2003. Москва. 2004.
  4. Турбогенераторы. Технические условия на капитальный ремонт. ТУ 34.38-20246-95.
  5. Кузнецов Д.В.,  Маслов В.В., Пикульский В.А. и др. Дефекты турбогенераторов и методы их диагностики на начальной стадии появления. «Электрические станции». 2004, № 8.
  6. Осотов В.Н., Хлюпин В.А. Об оценке ресурса работоспособности силового электрооборудования. Сборник докладов VII Симпозиума «Электротехника 2010» (Московская обл., 27-29 октября 2003 г.), том III, 4.02.
  7. Загретдинов И.Ш. Обеспечение надежной и безопасной эксплуатации тепловых электрических станций. «Электрические станции». 2004, № 10.
  8. Справочник по ремонту турбогенераторов. Под общей редакцией Х.А. Бекова и  В.В. Барило. М.: ИПКгосслужбы. 2006.
  9. Положение о взаимоотношениях между генерирующими компаниями, электростанциями и подрядными предприятиями, выполняющими работы по ремонту энергооборудования, зданий и сооружений. ЦКБ «Энергоремонт», 2005.
  10. Федеральный закон «О техническом регулировании» № 184-ФЗ от 27 декабря 2002 г.
  11. СТО «Тепловые электрические станции. Методики оценки состояния основного оборудования» ОАО РАО «ЕЭС России» (введен в действие с 01 июня 2007 г.)



*Согласно Закону №385 ФЗ от 27.12.2009  сроки действия стандартов и регламентов продлеваются до разработки новых; новая редакция п.7 статьи 46 гласит « Указанные в пункте 1 настоящей статьи обязательные требования к продукции, процессам проектирования (включая изыскания), производства, строительства, монтажа, наладки, эксплуатации, хранения, перевозки, реализации и утилизации, в отношении которых технические регламенты не приняты, действуют до дня вступления в силу соответствующих технических регламентов» (Примечание О.С.Голодновой, май. 2011 г).