Комплексное диагностическое обследование генераторов

Здравствуйте, в этой статье мы постараемся ответить на вопрос: «Комплексное диагностическое обследование генераторов». Если у Вас нет времени на чтение или статья не полностью решает Вашу проблему, можете получить онлайн консультацию квалифицированного юриста в форме ниже.

Комплексная диагностика технического состояния гидрогенераторов направлена, в первую очередь, на обнаружение ключевых дефектов на ранней (начальной) стадии их развития. Задолго до того момента, когда ключевой дефект развивается до степени, приводящей к разрушениям элементов конструкции и аварийным отключениям генератора.

ГЗ — главный золотник;

ГОС — гибкая обратная связь;

ГЭС — гидравлическая электрическая станция;

ЖОС — жесткая обратная связь;

ИОС — изодромная обратная связь;

КНА — контакты направляющего аппарата;

КПД — коэффициент полезного действия;

КРК — камера рабочего колеса;

ЛРК — лопасти рабочего колеса гидротурбины;

М — маятник (механический ЧЧЭ);

МЖОС — местная ЖОС;

МИМ — механизм изменения мощности;

МИЧ (МИЧВ, МИЧО) — механизм изменения частоты;

МНУ — маслонапорная установка;

МНУ — маслонапорная установка;

МОО — механизм ограничения открытия НА;

НА — направляющий аппарат;

ОС — обратная связь;

ПЗ — побудительный золотник;

ПЛ — поворотнолопастная(-ое) (гидротурбина, рабочее колесо);

РК — рабочее колесо гидротурбины;

РО — радиально-осевая(-ое) (гидротурбина, рабочее колесо);

РЧВ — регулятор частоты вращения гидротурбины;

РЧВ — регулятор частоты вращения;

САР — система автоматического регулирования;

СК — синхронный компенсатор;

СМА — сервомотор направляющего аппарата;

СТ ГЭС — стандарт гидроэлектростанции;

ТВС — техническое водоснабжение;

XX — холостой ход.

ЧЧЭ — частоточувствительный элемент;

ЭГП — электрогидравлический преобразователь;

ЭГР — электрогидравлический РЧВ;

ЭГРК — то же с комбинатором;

ЭМП — эластичный металлопластмассовый (опорный сегмент);

Бизнес: • Банки • Богатство и благосостояние • Коррупция • (Преступность) • Маркетинг • Менеджмент • Инвестиции • Ценные бумаги: • Управление • Открытые акционерные общества • Проекты • Документы • Ценные бумаги — контроль • Ценные бумаги — оценки • Облигации • Долги • Валюта • Недвижимость • (Аренда) • Профессии • Работа • Торговля • Услуги • Финансы • Страхование • Бюджет • Финансовые услуги • Кредиты • Компании • Государственные предприятия • Экономика • Макроэкономика • Микроэкономика • Налоги • Аудит
Промышленность: • Металлургия • Нефть • Сельское хозяйство • Энергетика
Строительство • Архитектура • Интерьер • Полы и перекрытия • Процесс строительства • Строительные материалы • Теплоизоляция • Экстерьер • Организация и управление производством

Диагностика турбогенераторов

ООО «ИТЦ УралЭнергоИнжиниринг» выполняет комплекс диагностических услуг по оценке тех-нического состояния турбогенераторов или их отдельных узлов. В результате обследований выявляются дефекты, недостатки эксплуатации, оценивается техническое состояние и даются рекомендации по дальнейшей эксплуатации.

В зависимости от условий обследования и поставленных задач могут быть выполнены следующие работы:

ВО ВРЕМЯ РАБОТЫ ГЕНЕРАТОРА
1. Тепловые испытания генератора по специальной программе с расширенной обработкой результатов с применением специализированного ПО.
2. Мониторинг частичных разрядов (при наличии смонтированных датчиков).
3. Тепловизионное обследование корпуса генератора.
4. Тепловизионное обследование щёточно-контактного аппарата.
5. Анализ сведений ремонтной и эксплуатационной документации и оценка на их базе технического состояния узлов и систем генератора.
6. Отбор микрочастиц износа узлов, деталей и материалов из циркулирующего в генераторе газа для выявления вероятных дефектов в генераторе на основе анализа состава отобранных микрочастиц.

НА СТАТОРЕ, ИЗ КОТОРОГО ВЫВЕДЕН РОТОР
1. Эндоскопический осмотр статора.
2. Эндоскопический осмотр трубок газоохладителей.
3. Отбор информационно-содержательных наносов или отложений, продуктов износа или разрушений, и последующий их анализ в лаборатории дефектоскопии.
4. Фотографическое документирование значимых дефектов.
5. Регистрация уровней пазовых pазpядов в изоляции обмотки статоpа.
6. Регистрация коронирования обмотки статора оптико-электронными дефектоскопами.
7. Тепловизионная регистрация локальных ослаблений изоляции обмотки.
8. Ультразвуковой контроль плотности сердечника.
9. Тепловизионная регистрация очагов (пакетов магнитопровода) повышенных нагревов сердечника статора при испытаниях его индукционными потерями.
10. Проверка правильности показаний и маркировки принадлежности термодатчиков статора при ис-пытаниях сердечника статора индукционными потеpями.
11. Диагностика монолитности паек соединительных головок обмотки.
12. Диагностика лобовых частей обмотки статора прибором КВИС-40.
13. Анализ и интерпретация данных, полученных испытаниями и измерениями.

НА РОТОРЕ, ВЫВЕДЕННОМ ИЗ СТАТОРА
1. Эндоскопический осмотр лобовых частей обмотки.
2. Осмотр бочки ротора на предмет выявления подгаров, подкалов и др. возможных дефектов.
3. Эндоскопический осмотр охлаждающих каналов пазовой части обмоток роторов.
4. Эндоскопический осмотр гидравлических каналов обмоток роторов с водяным охлаждением.
5. Фотографическое документирование значимых дефектов.
6. Анализ и интерпретация данных, полученных испытаниями и измерениями.

ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ОБСЛЕДОВАНИЙ
Комплексное обследование турбогенератора, результаты тепловых испытаний оформляются техническим отчётом, содержащим описание выявленных дефектов, оценку технического состояния и рекомендации по восстановлению исправности и работоспособности.

УСЛОВИЯ ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТ
Все работы выполняются по предварительно согласованной программе. Работы, требующие совмещения традиционных и специальных испытаний и измерений, проводятся совместно и во взаимодействии с персоналом электростанции, в должностные обязанности которого входит проведение профилактических испытаний и измерений.

4.1 Федеральным законом от 27.12. 2002 № 184-ФЗ «О техническом регулировании» безопасность продукции, процессов производства, эксплуатации, хранения, перевозки, реализации и утилизации определяется как состояние, при котором отсутствует недопустимый риск, связанный с причинением вреда жизни или здоровью граждан, имуществу физических или юридических лиц, государственному или муниципальному имуществу, окружающей среде, жизни или здоровью животных и растений.

В соответствии с Федеральным законом от 21.07.97 № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» отдельные цехи, участки и производственные площадки электрических станций идентифицируются как опасные производственные объекты, представляющие угрозу для здоровья и жизни персонала станций, населения и для окружающей среды. К видам деятельности в области промышленной безопасности Закон относит обслуживание и ремонт оборудования и технических устройств, применяемых на опасных производственных объектах, идентифицированных в установленном порядке в составе электростанций.

4.2 В процессе эксплуатации оборудования электростанций происходит изменение его технического состояния, которое определяет понижение надежности, эффективности использования и вероятность ухудшения промышленной, экологической и других видов безопасности. Восстановление качества оборудования осуществляется в рамках системы технического обслуживания и ремонта оборудования электростанций.

Главной целью функционирования действующей на электростанциях системы технического обслуживания и ремонта оборудования электростанций является выполнение технического обслуживания и ремонта и обеспечение необходимого уровня качества отремонтированного оборудования для обеспечения безопасной эксплуатации электростанции, надежности отремонтированного оборудования, поддержания стабильных эксплуатационных характеристик оборудования и его экономичности в течение срока службы в установленных нормативной и технической документацией пределах безопасности, надежности и эффективности.

4.3 Контроль и оценка качества ремонта являются необходимым условием обеспечения необходимого уровня качества отремонтированного оборудования электростанций.

Оценка качества ремонта оборудования электростанций производится:

— по показателям качества отремонтированного оборудования;

— по степени выполнения требований нормативной и технической документации на ремонт к составным частям, узлам, деталям и оборудованию в целом в процессе ремонта, определяющим качество отремонтированного оборудования.

4.4 В настоящем стандарте разработана методика оценки качества ремонта для различных видов оборудования электростанций, которая базируется на единой методологии, согласно которой методика оценки качества ремонта конкретного вида (типа) оборудования электростанций включает две составляющие:

— методы сравнения показателей качества отремонтированного оборудования;

— методы оценки выполнения требований нормативной и технической документации на ремонт к составным частям, узлам, деталям и оборудованию в целом в процессе ремонта для восстановления физических и функциональных свойств оборудования.

4.5 Основными нормативными документами, устанавливающими показатели качества отремонтированного оборудования и требования нормативной и технической документации на ремонт к составным частям, узлам, деталям и оборудованию в целом в процессе ремонта, являются стандарты организации ОАО РАО «ЕЭС России» — «Технические условия на капитальный ремонт. Нормы и требования» (далее в тексте — технические условия на капитальный ремонт), разрабатываемые для различных видов и типов оборудования электростанций.

Взгляд на электроэнергетику

«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.

Первый Машиностроительный Портал

7.1 С целью максимального снижения риска производственного и материального ущерба при принятии лицом, контролирующим техническое состояние оборудования, решению по оценке технического состояния оборудования, выбору варианта при реализации первоочередных действий и назначению технических мероприятий должно предшествовать выполнение нижеследующих условий и процедур.

7.2 Лицо, принимающее решение, должно:

— обладать профессиональными знаниями и производственными навыками в области эксплуатации, наладки, ремонта оборудования;

— располагать достаточной информацией о работе оборудования в штатных и нештатных (опасных) ситуациях;

— располагать технической и экономической нормативной базой, необходимой для оценки технического состояния конкретного вида и типа оборудования и для принятия хозяйственного решения о продолжении его эксплуатации или о выводе в ремонт, техническом перевооружении, полной замене.

Для создания информационно-аналитической базы данных в сферах производственной и хозяйственной деятельности эксплуатирующей организации при необходимости могут быть привлечены специализированные научные и инженерные организации соответствующего профиля деятельности.

7.3 Принятию окончательного решения о техническом состоянии оборудования должен предшествовать глубокий анализ всех документально зафиксированных событий, связанных с авариями, повреждениями, отказами в работе данного оборудования, в том числе событий во внешней среде, независимой от функционирования ГЭС.

7.4 В целях создания информационно-аналитической базы данных, необходимой для принятия решений, на ГЭС (в эксплуатирующей организации) должны быть созданы, постоянно накапливаться и актуализироваться (обновляться) следующие данные:

— конструкторской (заводской) документации по составу оборудования;

— документации, связанной с ремонтом, модернизацией и заменой оборудования, наладочными и экспериментальными работами;

— материалы постоянного контроля состояния оборудования, периодических осмотров, технических освидетельствований, технических обследований;

— сведения об авариях, повреждениях, отказах, нештатных ситуациях, возникавших при разборке, монтаже и работе оборудования в обычных и непроектных режимах, о результатах расследования аварий и повреждений, о выполненных после этого мероприятиях.

7.5 С использованием созданных баз данных должно быть организовано производственное обучение персонала по программе поведения при возникновении нештатных (опасных) и аварийных ситуаций при работе оборудования.

7.6 На ГЭС (в эксплуатирующей организации) должно быть создано автоматизированное рабочее место (АРМ) специалиста, принимающего решения по оценке технического состояния оборудования.

7.7 В целях снижения уровня риска при принятии решений для каждой ГЭС должны быть разработаны и введены для применения научно обоснованные практические, технические и экономические рекомендации и мероприятия с целью повышения достоверности оценки технического состояния оборудования и выработки типовых решений, учитывающие все особенности функционирования конкретной гидроэлектростанции.

7.8 В сложных случаях, не имеющих аналогов в практике данной ГЭС, для участия в выработке объективного решения должны быть приглашены эксперты из специализированных организаций и от заводов-изготовителей.

8.1.1 Энергетические характеристики гидротурбин являются важным показателем их технического уровня и критерием для оценки технического состояния в период эксплуатации.

На гидроэлектростанциях необходимо регулярно проводить эксплуатационные энергетические испытания гидротурбин и приемочные испытания вновь вводимых (модернизированных) гидротурбин:

— с непосредственным измерением расходов воды через гидротурбину (абсолютным методом) при вводе в эксплуатацию штатных гидроагрегатов (гидротурбин) после достижения проектного напора и при вводе в работу гидротурбин после модернизации и/или замены элементов гидротурбины или изменения формы проточного тракта. Число испытываемых абсолютным методом гидроагрегатов рекомендуется принимать на ГЭС с числом установленных или модернизированных однотипных гидроагрегатов до четырех — один, от пяти до 10 — два, от 11 до 20 и более — три;

— без непосредственного измерения расходов воды через гидротурбину (индексным методом) не реже одного раза в 10 лет, в том числе при вводе гидроагрегатов в работу после капитального ремонта, связанного с изменениями проточного тракта гидротурбины. Испытания индексным методом следует проводить на всех гидроагрегатах ГЭС не менее чем при трех значениях напоров, охватывающих полный диапазон их изменения.

Методики эксплуатационных энергетических испытаний (Приложение А) позволяют получить следующие энергетические характеристики: мощностную (зависимость мощности гидротурбины от открытия направляющего аппарата); рабочую (зависимость КПД гидротурбины от ее мощности); расходную (зависимость расхода воды через гидротурбину от ее мощности) и эксплуатационную (зависимость КПД турбины от напора и мощности турбины). При энергетических испытаниях проверяют также состояние комбинаторной зависимости поворотно-лопастных гидротурбин.

8.1.2 При энергетических испытаниях вводимой в эксплуатацию новой или модернизированной гидротурбины абсолютным методом определяют фактические значения КПД, в том числе его максимальное значение, и максимальную мощность гидротурбины с целью проверки выполнения гарантий предприятия-изготовителя (гарантийные испытания) и/или оценки эффективности модернизации; при последующих испытаниях аналогичные данные используют для оценки фактического состояния гидротурбины.

При энергетических испытаниях индексным методом решают задачи по:

— проверке гарантий завода по максимальной мощности гидротурбины;

— оценке изменения характеристик действующей гидротурбины в процессе ее эксплуатации;

— определению формы рабочей характеристики гидротурбины (гидроагрегата) с целью выбора оптимальных режимов работы гидроагрегата;

— определению оптимальной комбинаторной зависимости поворотно-лопастных гидротурбин и проверке ее соответствия установленной комбинаторной связи.

8.1.3 Испытания проводят по программе, утвержденной техническим руководителем ГЭС, согласованной с соответствующим диспетчерским центром; при проведении гарантийных испытаний программу согласовывают также с заводом-изготовителем.

При проведении энергетических испытаний следует также руководствоваться требованиями ГОСТ 28842 и международными правилами натурных приемочных испытаний по определению гидравлических характеристик турбин, аккумулирующих насосов и обратимых турбин [6].

8.1.4 Энергетические испытания абсолютным методом позволяют определить фактические (абсолютные) значения расходов воды через гидротурбину и ее КПД. Рекомендуется использовать отработанный в отечественной практике метод «площадь-скорость», при котором расход гидротурбины определяется интегрированием поля местных скоростей в выбранном для этого створе, измеряемых гидрометрическими вертушками.

Стандарт допускает возможность применения с этой целью иных методов, например, акустических, гидравлического удара и других, при условии их метрологической аттестации, произведенной в установленном порядке.

Испытания рекомендуется проводить при напоре гидротурбины, близком к расчетному.

При проведении испытаний абсолютным методом должна быть одновременно произведена градуировка расходомерного створа спиральной камеры, которую в последующем используют при проведении испытаний индексным методом.

Проведение энергетических испытаний абсолютным методом на деривационных ГЭС допускает два варианта выбора створа для установки гидрометрических вертушек: в напорном трубопроводе; в пазах плоских затворов водоприемника.

12 октября 2017

В соответствии с пунктом 2 постановления Правительства Российской Федерации от 19.12.2016 № 1401 «О комплексном определении показателей технико-экономического состояния объектов электроэнергетики, в том числе показателей физического износа и энергетической эффективности объектов электросетевого хозяйства, и порядка осуществления мониторинга таких показателей» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2016, № 52, ст. 7665) приказываю:

Утвердить прилагаемую методику оценки технического состояния основного технологического оборудования и линий электропередачи электрических станций и электрических сетей.

Министр

А.В. Новак

Зарегистрировано в Минюсте РФ 5 октября 2017 г.

1.1. Настоящая методика определяет порядок оценки технического состояния основного технологического оборудования и линий электропередачи объектов электроэнергетики и определения оптимального вида, состава и стоимости технического воздействия на оборудование (группы оборудования) (далее — методика).

1.2. В настоящей методике используются термины и определения, которые приведены в приложении № 1 к настоящей методике.

Когда надо рассчитывать остаточный ресурс оборудования

Необходимость определения остаточного ресурса оборудования возникает при следующих обстоятельствах:

1. Продление нормативного срока службы оборудования.

В случае, когда технической документацией на оборудование (проектной, исполнительной и эксплуатационной) установлен нормативный срок безопасной эксплуатации, и данный срок подошел к концу, можно продлить нормативный срок безопасной эксплуатации, проведя расчет остаточного ресурса. Работы по продлению срока эксплуатации технических устройств (оборудования) рекомендуется планировать и проводить таким образом, чтобы соответствующее решение было принято до достижения ими нормативно установленного срока эксплуатации.

Методики расчета остаточного ресурса

Выбор метода прогнозирования остаточного ресурса зависит от условий эксплуатации, характера преобладающего процесса деградации (изнашивания, коррозии, усталости, ползучести и др.), необходимой точности и достоверности прогноза, а также от технических возможностей реализации метода. В основе механизма выбора метода — требуемый объем диагностических мероприятий и достаточно надежная система экспертной оценки результатов. При невысоких требованиях к точности и достоверности применяются упрощенные методы. В случае необходимости гарантированных оценок используются уточненные методы, в том числе базирующиеся на теории надежности.

Оценка работоспособности оборудования по результатам диагностических обследований обычно осуществляется путем выявления возникших повреждений, определения их величины и сопоставления с их предельно допустимыми нормативными значениями. Выявленные дефекты относят к допустимым или недопустимым и принимают решение о возможности дальнейшей эксплуатации, необходимости ремонта оборудования, его модернизации или утилизации.

Методы диагностирования гидравлических приводов и их сборочных единиц

Применяемые методы диагностирования гидравлической системы базируются на измерении параметров рабочего потока жидкости (давления, расхода) измерительными устройствами (гидротестерами) и параметров движения исполнительного органа. При этом обязательный элемент диагностирования — нагружение гидравлической системы опрессовкой или использование жестко закрепленного препятствия.

Различают субъективные и объективные методы диагностирования.

Субъективные методы диагностирования — простейшие средства оценки технического состояния с помощью органов чувств: визуальный, на слух, по запаху, контактный (например, визуально определяют подтекание жидкости, на слух — место и характер стуков и шумов, с помощью органов ощущения — место и степень нагрева механизмов).

Субъективные методы диагностирования характеризуют качественные отклонения состояния того или другого механизма от норм, их используют совместно с простейшими средствами оценки (например, стуки прослушивают стетоскопом, качество рабочей жидкости — с помощью фильтровальной бумаги и т.д.).

Самый крупный российский холдинг, которому принадлежит более 70 объектов, – ПАО «РусГидро». По данным портала «Зачестныйбизнес», компания зарегистрирована в 2004 году с уставным капиталом 426 млрд рублей в Красноярске. На момент создания 100% акций принадлежало ОАО РАО «ЕЭС РОССИИ».

В дополнение: история успеха генерального директора «РусГидро» Николая Шульгинова.

В 2007 году более половины акций компании было передано в государственное управление.

Название	Мощность, МВт	Расположение
Саяно-Шушенская им. П.С. Непорожнего	6 400	Хакасия, г. Саяногорск
Красноярская	6 000	г. Дивногорск
Братская	4 500	г. Братск
Усть-Илимская	3 840	г. Усть-Илимск
Богучанская	2 997	Красноярский край, г. Кодинск

Виды мини гидроэлектростанций

К мини электростанциям относятся генерирующие устройства мощностью от 1 до 3000 кВт. Принципиально ТЭС состоит из:

1. турбины (водозаборного устройства);
2. генерирующего блока;
3. системы управления.

По типу водных ресурсов, используемых для генерации, мини ГЭС бывают:

• Русловые. Такие станции строятся на небольших равнинных реках с водохранилищами.
• Горные. Стационарные станции, которые используют энергию быстрого горного течения.
• Промышленные. Станции, использующие перепады потока воды на промпредприятиях.
• Мобильные. Станции, использующие для водного потока армированные рукава.

Как работает мини ГЭС

Принципиальную схему работы ГЭС можно выбрать из нескольких вариантов:

• Гирляндная ГЭС. С одного берега реки на другой под водой проложен трос с нанизанными на него роторами. Течение вращает роторы и, соответственно, сам трос. Один конец троса в подшипнике, другой соединен с генератором.
• Пропеллер. Подводная конструкция, напоминающая ветряк с узкими лопастями и вертикальным ротором. Лопасть шириной всего 20 мм при большой скорости вращения обеспечит минимальное сопротивление. Лопасть такой ширины выбирается при скорости потока 0,8–2, 0 м в сек.
• Водяное колесо. Колесо с лопастями, частично погруженное в поток, и расположенное под прямым углом к поверхности воды. Поток воды давит на лопасти, вращая колесо.
• Ротор Дарье. Вертикальный ротор со сложными поверхностями лопастей. Жидкость, обтекая лопасти, создает разное давление, за счет чего происходит вращение.

Типы гидроэлектростанций

Несмотря на сходный принцип действия, существуют ГЭС разных типов. Так как при их строительстве в большинстве случаев используется естественный рельеф местности, то различия связаны с использованием конкретных преимуществ, которые предоставляют природные условия. Типы гидроэлектростанций:

• Деривационные. Размещаются на горных реках, где перепад высот позволяет использовать энергию падающего потока, но сильное течение исключает строительство плотины. Потоки воды направляют в специальные отводы, наклон которых сооружают так, чтобы обеспечить необходимый напор.
• Плотинные. Основной тип ГЭС, предусматривающий строительство плотины, перегораживающей русло реки и создающей водохранилище. Плотина часто также имеет функцию борьбы с наводнениями. Благодаря водному резервуару, с помощью которого можно регулировать поток воды, электростанция способна реагировать на изменение потребления энергии (снижать и увеличивать выработку) и адаптироваться к сезонным колебаниям количества проточной воды.
• Смешанного типа. Применяются в тех случаях, когда для успешной работы деривационных ГЭС необходимо и возможно построить плотину для создания резерва воды с целью регулирования потока.
• Аккумуляторные (ГАЭС). У них есть два резервуара для воды: верхний и нижний. В период низкого энергопотребления электростанция перекачивает воду из нижнего в верхний, таким образом накапливая потенциальную энергию (это насосная работа ГАЭС). В свою очередь, генератор начинает работать, когда энергопотребление возрастает. Вода поступает из верхнего резервуара, приводя в движение турбину, посредством которой вырабатывается электричество.
• Приливные (ПЭС). Используют колебания уровня воды, часто в устьях рек, где приливные явления вызывают двунаправленный поток. На прибрежном участке возводят плотину. Для эффективной работы необходимо, чтобы перепад воды был не менее 5 м. Мощность таких электростанций невелика, это связано с низкой энергией проточной воды. Большинство ПЭС используют пропеллерные турбины. Некоторые из них имеют внушительные размеры. Во Франции турбины, расположенные в нижней части Ла-Манша, имеют диаметр 21 м и мощность около 2,2 МВт.

За рамками технических вопросов

Слишком часто считается что технологии (например, инструменты диагностического обслуживания, системы CMMS/EAM, программное обеспечение планирования проектов и т.д.) являются решением всех проблем технического обслуживания. К сожалению, это отнюдь не так; будь это правдой, любая компания, которая могла бы позволить себе последние технологии, имела бы техническое обслуживание «мирового класса».

Все заводы, которые имеют техническое обслуживание высшего качества, обладают одной общей чертой: отделы ТОиР укомплектованы людьми, которые стремятся делать свою работу хорошо, от руководителя до линейного мастера и ремонтника. Некоторые из этих заводов владеют относительно устаревшими технологиями, однако их нехватка более чем компенсируется энтузиазмом, изобретательностью, работоспособностью и обычной самоотверженной работой сотрудников отделов ТОиР. В конечном счете добавление высоких технологий сделает их еще более эффективными. И если сотрудники отделов ТОиР деморализованы и чувствуют себя недооцененными, показатели технического обслуживания будут плохими, неважно, сколько программного обеспечения или новых инструментов закупается.

ГЭС ее понятие и виды гидроэлектростанций

Гидроэлектростанция (ГЭС) — это станция для выроботки электроэнергии, использующая в качестве источника энергии энергию водных масс, приливов на водотоках. В основном размещение ГЭС происходит на реках, сооружая плотины и водохранилища. Для эффективной работы гидроэлектростанции необходимы как минимум два фактора, такие как:

1. Гарантированность обеспеченния водой круглый год
2. Большие улоны реки, для более сильного течения

ГЭС отличаются вырабатываемой мощностью, поэтому выделяют три вида ГЭС по мощности:

• Мощные — от 25 МВт и выше;
• Средние — до 25 МВт;
• Малые гидроэлектростанции — до 5 МВт;

Также ГЭС отличают по максимальному количеству использования воды:

• Высоконапорные — более 60 м;
• Средненапорные — от 25 м;
• Низконапорные — от 3 до 25 м.

Существует и отдельный тип ГЭС, так называемая ГАЭС, что расшифровывается как гидроаккумулирующая электростанция.

Особенности возведения и эксплуатации

Выбор определенной модификации ГЭС определяется особенностями местности и расчетной эффективностью речного потока. Общая схема всех видов в обязательном порядке включает сорозаборные решетки на входных отверстиях, центр управления и контроля, площадку для обслуживания электрооборудования и трансформаторы, преобразующие вырабатываемое электричество в 220 V или другой необходимый стандарт напряжения.

Для сооружения генератора ГЭС используют распространенные унифицированные элементы. Все оборудование износостойкое, обладает большим сроком эксплуатации и минимальными требованиями к обслуживанию. Но в целом устройство каждой станции уникально. Конструкцию, привязанную к конкретному географическому району, нельзя повторить, как нельзя найти и две идентичные по условиям бассейна реки.

Разобравшись, как работает гидроэлектростанция, можно сформулировать ее преимущества относительно ТЭС и АЭС:

• вода — возобновляемый и чистый источник энергии;
• высокий КПД;
• отсутствие расходов на топливо;
• снижение затрат на обслуживание и персонал;
• низкий уровень риска аварий.

Причина, по которой выработка электроэнергии ГЭС составляет лишь около 20% от мирового производства электричества, заключается в необратимом влиянии на экосистему по всему руслу реки и ирригацию прилегающих территорий. Размеры всего гидроузла, включая водохранилище, достигают сотен тысяч га. До сих пор не существует надежных методов комплексной оценки масштабов такого влияния.

Оборудование гидроэлектростанций

Существует несколько групп оборудования ГЭС для осуществленния главной ее функции — выработки электроэнергии:

1. Гидросиловое оборудование включает в себя турбины, и гидрогенераторы. В состав данной группы кроме перечисленного входят устройства, связанные с подачей воды на турбину и регулированием ее количества.
2. Электрические устройства включают в себя токопроводы от генератора, главные силовые трансформаторы, выводы высокого напряжения, открытое распределительное устройство и ряд других систем. Трансформаторы повышают напряжение до значения, требуемого для передачи энергии на большие расстояния (110 — 750 кВ). Выводы высокого напряжения служат для передачи энергии от силовых трансформаторов к открытому распределительному устройству (ОРУ), которое предназначено для распределения вырабатываемой ГЭС электроэнергии между отдельными линиями электропередачи.
3. Механическое оборудование включает в себя гидротехнические затворы, подъемно-транспортные механизмы, сороудерживающие решетки и т. п.
4. Вспомогательное оборудование состоит из системы технического водоснабжения, пневматического хозяйства, масляного хозяйства, противопожарных и санитарно-технических устройств. Из перечисленного оборудования далее рассмотрим более подробно конструкции турбин.

Похожие записи:

• Пособие по инвалидности — за что назначается, как получить
• Водительская медкомиссия в 2024 году
• Сколько стоят известность и слава: гонорары российских звёзд 2022