Модернизация и реконструкция

Техническое обслуживание и ремонт оборудования

Обеспечение надежности энергооборудования при эксплуатации

В разделе содержится информация о мерах повышения надежности энергооборудования при его эксплуатации. Рассматриваются виды ремонта, модернизация и реконструкция. Приводится условие рациональности технического перевооружения оборудования. А также системы, обеспечивающие безопасное управление станции и оборудования.

Для надежной работы теплоэнергетического оборудования необходимы:

1. совершенная конструкция

2. высокое качество изготовления,

3. хорошо организованная эксплуатация,

4. высококачественное техническое обслуживание и ремонты, при выполнении которых проводятся диагностика в строго определенные периоды времени и плановое восстановление или замена изношенных и поврежденных деталей и узлов. При необходимости должны выполняться и неплановые ремонты. В совокупности все мероприятия по поддержанию оборудования в работоспособном состоянии определяют стратегию его технической эксплуатации. При правильном выборе стратегии котлы, турбины, другое оборудование позволяют бесперебойно и экономично вырабатывать электрическую и тепловую энергию и обеспечивать надежное энергоснабжение потребителей.

Техническое обслуживание и ремонты регламентируются нормативно-технической документацией (НТД), которая устанавливает:

1. организационную структуру технического обслуживания и ремонта,

2. источники финансирования,

3. порядок планирования, виды,

4. объемы и сроки ремонтов,

5. организацию вывода оборудования в ремонт и приемки его после ремонта.

Согласно НТД, ответственность за состояние оборудования ТЭС и АЭС несут энергопредприятия, на которых оно установлено, т. е. его владельцы. В обязанности энергопредприятий входят:

– обеспечение проведения всех необходимых видов диагностики и контроля технического состояния оборудования;

– определение объемов и планирование технического обслуживания, капитальных, средних и текущих ремонтов;

– обеспечение ремонтов финансированием, проектно-сметной документацией, материалами и трудовыми ресурсами;

– проведение совместно с соисполнителями (подрядными организациями) технической подготовки ремонта, организации и производства ремонтных работ;

– приемка оборудования из ремонта и оценка качества.

Техническое обслуживание и все плановые ремонты выполняются ремонтным персоналом энергопредприятий или энергоуправлений. Для отдельных видов работ (ремонт турбин, изолировочные и обмуровочные работы) возможно привлечение специализированных организаций.

Каждый вид ремонта и технического обслуживания имеют свою специфику, объемы и периодичность. При техническом обслуживании выполняются работы периодического действия, например замена смотровых стекол, загрузка дроби в дробеочистку, замена бил молотковых мельниц, чистка фильтров и отстойников, подтяжка сальников арматуры, и другие операции, не требующие вывода оборудования в текущий ремонт. На каждой ТЭС и АЭС устанавливается состав работ по техническому обслуживанию с указанием периодичности их выполнения, назначаются персональные ответственные исполнители. Выполненные работы регистрируются в специальных журналах технического обслуживания.

Объемы и периодичность плановых ремонтов основываются на обобщении опыта эксплуатации оборудования, его повреждаемости, анализе факторов и причин, определяющих фактический ресурс узлов и деталей агрегатов установок, технологических сетей и других элементов ТЭС и АЭС. НТД предусматривает три вида плановых ремонтов: капитальные, средние и текущие.

Капитальный ремонт, при котором исправность агрегата, ресурс всех деталей и узлов восстанавливается полностью. При невозможности восстановления ресурса узлы и детали заменяются.

Средний ремонт – оборудование восстанавливается путем его исправления или замены ограниченной номенклатуры основных частей.

Текущий ремонт – устраняется неисправность или заменяются отдельные быстроизнашивающиеся детали и узлы оборудования с целью обеспечения его работы с проектными технико-экономическими показателями до следующего планового ремонта.

Неплановый ремонт – выполняются работы, обеспечивающие безотказную эксплуатацию оборудования до ближайшего планового ремонта с технико-экономическими показателями, установленными в НТД. При невозможности проведения таких работ в короткие сроки оборудование выводится во внеочередной капитальный ремонт.

При среднем ремонте котла возможен капитальный ремонт дымососа и дутьевого вентилятора. Вид ремонта вспомогательного оборудования определяется энергопредприятием при составлении годовых и перспективных планов.

Типовым объемом работ на поверхностях нагрева котлов при капитальном ремонте энергоблоков предусматривается:

– контроль технического состояния труб, в который входит визуальный осмотр их наружной поверхности, измерения толщины стенки и диаметра, вырезка образцов и испытание свойств металла;

– правка (рихтовка) труб (около 2,5% от общего количества);

– замена изношенных труб в топке до 15% от общего количества;

– восстановление креплений труб до 5% от общего их количества;

– восстановление обгоревших шипов в топочной камере;

– ремонт или замена золозащиты труб от золового износа;

– контроль деформации коллекторов и камер;

– диагностика сварных соединений;

– на пароперегревателях, кроме того, восстанавливаются или заменяются отглушенные при ремонте змеевики;

– осуществляется выборочная инструментальная диагностика состояния металла труб и сварных стыков поверхностей нагрева.

При обнаружении на поверхности корпусов трещин металла проводится их выборка с помощью абразивного инструмента. Если глубина выборок окажется более 5–10 мм и велика их протяженность, проводится их заварка.

Проверяется и обеспечивается в соответствии с нормами центровка деталей. Оценивается остаточный ресурс металла корпусных деталей.

Проводятся также осмотр, диагностика и устранение дефектов на подшипниках, соединительных муфтах, валоповоротном устройстве, в системах регулирования.

Средние ремонты отличаются от капитальных меньшим объемом и периодичностью. Текущие направлены на выполнение ремонтных операций, не требующих длительного простоя оборудования.

Все виды ремонтов, отличаясь друг от друга сложностью, трудоемкостью и объемом работ, направлены на достижение одной и той же цели – обеспечение надежности ТЭС и АЭС на уровне, необходимом для их устойчивой и экономичной работы.

Инструментальная диагностика проводится:

1. Для выявления возникших на узлах и деталях в процессе работы скрытых дефектов перед началом ремонтов наряду с визуальным осмотром проводится;

2. для оценки качества выполненных ремонтных операций,

3. проверки сварных соединений,

4. определения геометрических размеров деталей и узлов.

Кроме диагностики, применяемой при ремонтах, выполняется еще периодическая диагностика. Ее назначение состоит в том, чтобы через определенные промежутки времени, не всегда связанные с простоем оборудования в ремонтах, осуществлялся контроль за состоянием деталей, работающих в наиболее тяжелых условиях.

На котлах периодическому контролю подвергаются:

1. необогреваемые трубопроводы наружным диаметром 100 мм и более,

2. барабаны,

3. коллекторы,

4. трубы поверхностей нагрева,

5. арматура,

6. некоторые крепежные детали.

Периодичность диагностики паропроводов с температурой рабочей среды более 500°С различается для прямых труб и для гибов:

– состояние прямых труб диагностируется после ввода котла в эксплуатацию первый раз через 100 тысяч часов работы, а далее через каждые 25 тысяч часов;

– гнутые трубы (гибы) подлежат контролю через каждые 25 тысяч часов.

Диагностика включает в себя:

– измерение остаточной деформации,

– вырезку образцов и определение свойств металла (предела прочности, предела текучести, относительных сужения и удлинения, твердости, ударной вязкости, микроструктуры длительной прочности).

Гибы необогреваемых трубопроводов в пределах котла, пароотводящих, водоопускных и пароперепускных труб при давлении рабочей среды более 9,0 МПа и температуре ниже 450°С контролируются через каждые 1000 пусков.

На котлах с естественной циркуляцией 1 раз в 8 лет проводится дефектоскопия внутренней поверхности стенок барабанов. Сварные швы барабана контролируются ультразвуком через каждые 100 тысяч часов работы котла. Отверстия в стенках, к которым приварены штуцера или трубы водоопускной и пароотводящей систем, и некоторые служебные трубопроводы и приборы контролируются с целью выявления трещин через каждые 50 тысяч часов эксплуатации.

В турбинах периодический контроль проводится на корпусных деталях, некоторых деталях проточной части и на пароперепускных трубах. При контроле состояния цилиндров высокого и среднего давления (ЦВД и ЦСД) и стопорных клапанов турбин при давлении свежего пара 13 МПа и выше при наличии трещин глубиной более 15% от толщины стенки через 100 тысяч часов работы делается контрольная вырезка. По ней определяются все свойства и характеристики металла, позволяющие дать прогноз оставшегося срока службы контролируемых деталей. После наработки 170 тысяч часов обязательна диагностика ЦВД, ЦСД, корпусов стопорных клапанов и других частей турбин, проводимая согласно указаниям НТД.

Наибольшая часть отказов в работе котлов происходит вследствие разрушения труб поверхностей нагрева. Одна из причин этого – золовой износ и окалинообразование, в результате чего толщина стенки трубы становится меньше допустимой и труба разрывается. Поэтому очень важен выборочный контроль при ремонтной диагностике толщины стенок труб испарительных экранов, пароперегревателей и водяных экономайзеров. Измерения производятся ультразвуковыми толщиномерами – переносными приборами, имеющими автономное питание. Трубы, в которых фактическая толщина стенок оказывается менее расчетной, заменяются.

Для своевременного и высококачественного ремонта оборудования предусматривается планирование ремонтов, включающее в себя:

– разработку перспективных графиков ремонта основного оборудования ТЭС и АЭС,

– годовых показателей плана,

– годовых и месячных планов ремонта вспомогательного оборудования.

Перспективный график разрабатывается на определенный период времени и служит основанием для выделения трудовых, материальных и финансовых ресурсов.

Годовые показатели плана ремонта основного оборудования содержат сведения о ремонтируемой мощности в тысячах киловатт или в тоннах пара в час по месяцам года.

В годовом графике ремонтов назначаются календарное время вывода каждой энергоустановки, продолжительность ремонта и планируемый объем работ. Он составляется на основании перспективного графика, куда могут быть внесены обоснованные изменения.

Капитальные, средние и текущие ремонты выполняются на оборудовании через регламентируемые промежутки времени. При этом объемы и содержание работ повторяются, т. е. ремонт оборудования имеет циклический характер. Для примера в таблице 2.1 показан двенадцатилетний ремонтный цикл и продолжительность ремонтов энергоблоков с котлами на твердом топливе.

Таблица 2.1. Двенадцатилетний цикл

Год ремонта

Вид ремонта

тек.

сред.

тек.

кап.

тек.

сред.

тек.

кап.

тек.

сред.

тек.

кап.

Продолжительность ремонта, сутки

тек. – текущий ремонт; сред. – средний ремонт; кап. – капитальный ремонт.

Из приведенных данных видно, что текущие ремонты, отличаясь по продолжительности друг от друга, остаются в течение всего двенадцатилетнего цикла стабильными по календарному времени. То же самое имеет место и со средними ремонтами. Совершенно иная ситуация с длительностью капитальных ремонтов. Так, первый капитальный ремонт продолжается 49 суток, второй – 60, а третий – 70 суток. Увеличение простоя оборудования в ремонте вызвано резким возрастанием объема работ из-за износа оборудования и из-за их физического старения.

После завершения первого двенадцатилетнего цикла ремонтное обслуживание повторяется в той же последовательности во втором двенадцатилетнем цикле и т. д. до тех пор, пока не возникнет необходимость демонтажа из-за недопустимого износа и старения.

При подготовке капитальных ремонтов составляется техническая документация:

– общее руководство по ремонту,

– технические условия на капитальный ремонт,

– ремонтные чертежи,

– каталог деталей и сборочных узлов,

– нормы расхода запасных частей,

– нормы расхода материалов.

Технологическая документация готовится в объеме требований отраслевого стандарта Минэнерго РФ.

При ремонтах составляется исполнительская документация, отражающая фактическое состояние оборудования, фиксирующая качество скрытых работ и т. п:

– ведомости технического состояния котла, турбины, золоулавливающей установки,

– протокол на закрытие цилиндра паровой турбины,

– акт на приемку оборудования из ремонта и некоторые другие документы.

Все они имеют юридическую силу и поэтому должны составляться очень точно и в полном объеме.

Модернизация – изменение первоначальных конструктивных решений действующего оборудования в соответствии с новыми требованиями, обеспечивающими улучшение показателей работы, повышение, надежности, снижение энергетических и материальных затрат и трудовых ресурсов при эксплуатации, техническом обслуживании и ремонте.

Реконструкция действующего оборудования – комплекс конструктивных изменений для улучшения функционирования оборудования или для использования его по новому назначению путем значительных изменений, затрагивающих принципиальную сущность конструкции, компоновки и технологической схемы.

Модернизация и реконструкция являются плановыми мероприятиями. Их выполнение в большинстве случаев совмещается с проведением капитальных ремонтов.

Пример модернизации – мероприятия, связанные с увеличением подогрева воздуха. По проекту расчетная температура горячего воздуха должна быть на уровне 344°С, однако фактически не удавалось довести нагрев воздуха более чем на 300°С. Это приводило к неустойчивой работе топки без подсветки мазутом или газом, ограничению диапазона нагрузок с устойчивым выходом жидкого шлака и к большим потерям теплоты с механическим недожогом топлива. При модернизации водяной экономайзер в основном газоходе демонтировался. Совершенствовалась конструкция газоходов за переходной зоной. В результате дымовые газы за ней разделились на два потока. Основной, содержащий 84% дымовых газов, направился непосредственно в воздухоподогреватель, а байпасный с объемом дымовых газов около 16%–в отдельный газоход. В последнем поместили небольшую ступень водяного экономайзера высокого давления и экономайзер низкого давления, в котором вода нагревается до 100–120°С, а также регулирующие заслонки, распределяющие поток газов между основным и байпасным газоходами. Изменение отметок расположения водяного экономайзера и появление байпасного газохода привели к необходимости изменения конструкции каркаса котла, переноса некоторых площадок обслуживания, лестниц и т. п. В результате всего этого удалось подать в воздухоподогреватель дымовые газы с более высокой температурой, чем до модернизации. Это обеспечило подогрев воздуха до проектного значения, повысило эффективность и устойчивость топочного процесса, а также надежность работы котла.

Реконструкция котлов ПК-38 выполнялась на Красноярской ГРЭС-2. В котлах сжигались Ирша-Бородинские угли, которые имеют высокую зольность и большую спекаемость золы. Конвективные поверхности нагрева и особенно промежуточный пароперегреватель сильно шлаковались. Кроме того, шлаковые транспортеры с дробилками не обеспечивали достаточного дробления шлака, что приводило к многочисленном выходам из строя и ускоренному износу багерных насосов. Принятая в заводском проекте конструкция горелочных устройств с эжекционными соплами приводила к частому обгоранию сопл, близко расположенных от места воспламенения топлива. При этом, несмотря на то что ядро горения топлива располагается ближе к задней стенке топки с имеющимися там соплами заднего дутья, имело место повышенное шлакование задних экранов при повышенных форсировках топки. Отмеченные недостатки потребовали выполнения комплекса конструктивных изменений на котле.

Пример реконструкции – изменение конструкции горелочных устройств, изменение расположения сопл ввода воздуха в точку, изменение конструкции транспортеров шлакоудаления и дробевой очистки хвостовых поверхностей нагрева.

Модернизация паротурбинного оборудования связана с внесением конструктивных изменений в отдельные узлы и детали с целью повышения их безотказности и ремонтопригодности, а также в целях улучшения экономичности турбин. К таким работам относятся:

– изменение конструкции рабочих лопаток,

– внесение изменений в конструкцию упорных подшипников,

– переделка конденсаторов с изменением расположения трубок и изменением способа их крепления в трубных досках и некоторые другие.

Реконструкция паровых турбин – устраиваются дополнительные отборы пара и проводится существенное изменение проточной части, что позволяет получить практически новые теплофикационные турбины, обладающие высокой надежностью и экономичностью.

Условия, при которых должна осуществляться реконструкция и модернизация, определяются уровнем надежности, экономичности оборудования и изменением условий эксплуатации. Реконструкция или модернизация должна иметь экономическое обоснование, позволяющее однозначно доказать необходимость их проведения.

Целесообразность проведения модернизации малоэкономичного оборудования определяется сравнением затрат на модернизацию с затратами на установку нового более совершенного оборудования. Условия экономической целесообразности модернизации определяются неравенством

3_М<3_Н (2.1)

Принято считать экономически целесообразным выполнение работ, связанных с изменениями конструкции оборудования ТЭС и АЭС, если затраты на них окупаются в течение трех лет.

Модернизацию и реконструкцию выполняют специализированные ремонтные или строительно-монтажные организации.

Техническая документация на реконструкцию и модернизацию основного оборудования разрабатывается специализированной организацией и согласовывается с заводом–изготовителем оборудования, или непосредственно заводом–изготовителем. Техническая документация на реконструкцию или модернизацию вспомогательного оборудования может выполняться как специализированными организациями и предприятиями, так и инженерно-техническим персоналом ТЭС и АЭС.