Библиотека справочной литературы
ООО «Центр безопасности труда»

РОССИЙСКОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ «ЕЭС РОССИИ»

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ
ОАО РАО «ЕЭС РОССИИ»

ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ

МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ СОСТОЯНИЯ ОСНОВНОГО
ОБОРУДОВАНИЯ

г. Челябинск

Российское открытое акционерное общество энергетики и
электрификации «ЕЭС России»

ПРИКАЗ

28.03.2007 № 200

Об утверждении и вводе в действие стандарта
организации ОАО РАО «ЕЭС России»

«Тепловые электрические станции. Методики оценки состояния основного оборудования»

В соответствии с решением Правления ОАО РАО «ЕЭС России» (протокол заседания от 22.11.2004 № 1106пр/2), ОАО «ВТИ» разработан стандарт организации ОАО РАО «ЕЭС России» «Тепловые электрические станции. Методики оценки состояния основного оборудования» при участии Департамента технического аудита и генеральной инспекции ОАО РАО «ЕЭС России»; ОАО «ВНИИЭ» и ОАО «НПО ЦКТИ». Проект стандарта прошел процедуры, предусмотренные «Положением о порядке разработки, рассмотрения и утверждения технических стандартов организации корпоративного уровня в ОАО РАО «ЕЭС России». Центральная комиссия ОАО РАО «ЕЭС России» по техническому регулированию приняла решение об утверждении стандарта (протокол от 14.09.2006 № 6).

ПРИКАЗЫВАЮ:

1. Утвердить Стандарт ОАО РАО «ЕЭС России» «Тепловые электрические станции. Методики оценки состояния основного оборудования» (далее - Стандарт) согласно приложению.

2. Ввести Стандарт в действие с 1 июня 2007 года.

3. Управляющему директору Бизнес-единицы № 1 (Чикунову А.В.), Управляющему директору Бизнес-единицы № 2 (Аветисяну В.Е.) Департаменту корпоративного управления и взаимодействия с акционерами КЦ (Габову А.В.), обеспечить рассмотрение Советами директоров подведомственных ДЗО, имеющих тепловые электрические станции, вопроса о присоединении к Стандарту.

Установить, что решение Совета директоров ДЗО по вопросу «О присоединении к Стандарту» должно содержать указание на присоединение ДЗО к Стандарту и положение о том, что Стандарт является локальным нормативным актом ДЗО.

4. Руководителям Бизнес-единицы № 1, Бизнес-единицы № 2:

4.1. Обеспечить до 1 сентября 2007 г. внесение изменений в действующую нормативно-техническую документацию с учетом требований указанного Стандарта.

4.2. Организовать изучение Стандарта и проведение инструктажей персонала тепловых электростанций в срок до 1 сентября 2007 г.

5. Дирекции организации, методологии конкурсных закупок и стандартизации обеспечить регистрацию и учет Стандарта.

6. Департаменту информационных технологий, Дирекции организации, методологии конкурсных закупок и стандартизации обеспечить размещение на интернет-портале по техническому регулированию ОАО РАО «ЕЭС России» уведомления об утверждении и вводе в действие Стандарта в соответствии с действующим порядком.

7. Службе технического контроллинга обеспечить контроль за действием Стандарта на энергопредприятиях Холдинга в соответствии с указанными в приказе сроками.

8. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на члена Правления, Технического директора ОАО РАО «ЕЭС России» Вайнзихера Б.Ф.

Исполняющий обязанности

Председателя Правления Я.М. Уринсон

Цагарели Ю.А. 710-5729

Приложение к приказу

ОАО РАО «ЕЭС России»

от 28.03.2007 № 200

РОССИЙСКОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ «ЕЭС РОССИИ»

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ ОАО РАО «ЕЭС РОССИИ»

ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ

МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ СОСТОЯНИЯ ОСНОВНОГО
ОБОРУДОВАНИЯ

 

Сведения о стандарте

РАЗРАБОТАН Открытым акционерным обществом «Всероссийский теплотехнический институт» (ОАО «ВТИ»);

Департаментом технического аудита и генеральной инспекции ОАО «РАО ЕЭС России»;

Открытым акционерным обществом «Всероссийский научно-исследовательский институт электроэнергетики» (ОАО «ВНИИЭ»);

Открытым акционерным обществом «Научно-производственное объединение по исследованию и проектированию энергетического оборудования» им. И.И. Ползунова (ОАО «НПО ЦКТИ»)

ВНЕСЕН Открытым акционерным обществом «Всероссийский теплотехнический институт» (ОАО «ВТИ»)

УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 28.03.2007 № 200

ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Предисловие

Тепловые электрические станции (далее ТЭС) относятся к опасным производственным объектам. Федеральным законом «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.1997 г. № 116-ФЗ для обеспечения требований промышленной безопасности предусматривается диагностирование сооружений и технических устройств, применяемых на этих объектах.

Настоящий стандарт организации (далее СТО) устанавливает нормы и требования для обеспечения промышленной безопасности, формирования общих принципов и подходов к определению технического состояния основного оборудования ТЭС, нормы и процедуры контроля (технического диагностирования) по отношению к эксплуатируемому оборудованию, представляющему угрозу для здоровья и жизни персонала станций, населения и для окружающей среды, а также несущему опасность причинения значительного материального ущерба.

Настоящий СТО гармонизирован со следующими международными/европейскими нормами в части требований:

а) к техническим характеристикам и безопасности тепломеханического оборудования -

с директивами ЕЭС 98/37/ЕС-Machinery Directive (Требования к безопасности машин и оборудования, имеющих движущие части); 97/23/EC-PED (Требования безопасности систем и установок, работающих под давлением);

б) к техническим характеристикам турбин энергетических установок - со стандартами ISO 14661:2000, ISO 14661:2000/Amd. 1 (Турбины тепловые промышленного применения - паровые турбины, газовые турбины со ступенями давления - Общие требования. С изменением № 1: Перечень технических характеристик паровых турбин промышленного применения); ISO 2314: 1989, 2314:1989/Amd. 1:1997 (Турбины газовые. Приемочные испытания. С изменением № 1).

в) к измерениям состояния металла основного оборудования ТЭС - со стандартами ISO 3057: 1998 (Контроль неразрушающий. Металлографический метод реплик для исследования поверхности); ISO 17635:2003 (Неразрушающий контроль сварных швов. Общие правила для швов, полученных при сварке плавлением металлических материалов);

г) к техническим характеристикам по нагреву, электрической прочности и стойкости силовых трансформаторов при коротких замыканиях - со стандартами МЕС 60076-2, МЕС 6-76-3 и МЕС 60076-5;

д) к основным понятиям, техническим требованиям и испытаниям турбогенераторов - со стандартами МЕС 60034-1 (Машины электрические вращающиеся. Номинальные данные и рабочие характеристики); МЕС 60034-3 (Вращающиеся электрические машины. Часть 3: Специальные требования для синхронных турбогенераторов по основным понятиям, определениям, техническим требованиям и испытательным нормам).

В настоящем СТО:

- устанавливаются принципы организации работ по техническому диагностированию оборудования тепловых электрических станций;

- дана классификация видов технического состояния оборудования;

- перечислены технические устройства, их элементы и критические зоны, представляющие опасность для персонала станции, населения и окружающей среды;

- устанавливаются основные методические подходы к проведению технического диагностирования оборудования;

- приведены нормы контроля и технического диагностирования критических элементов оборудования;

- указан порядок установления норм безопасности на основе анализа риска эксплуатации оборудования;

- установлен перечень стандартов, используемых для соблюдения требований настоящего стандарта организации.

Необходимые изменения в настоящий стандарт (вызванные расширением опыта эксплуатации, внедрением новых типов оборудования либо модернизацией устаревшего оборудования, изменением нормативной базы и иными причинами) вносятся установленным порядком.

1. Область применения

1.1. Настоящий стандарт организации:

- устанавливает требования как технического так и организационного характера, направленные на обеспечение безопасной эксплуатации основного оборудования ТЭС;

- предназначен для применения эксплуатирующими, специализированными, экспертными и ремонтными организациями, выполняющими техническое диагностирование, прогнозирование остаточного ресурса (срока службы) и оценку риска эксплуатации оборудования ТЭС;

- базируется на применении международных, национальных стандартов, стандартов организаций, нормативных документов федеральных органов исполнительной власти, устанавливающих требования к техническому диагностированию и контролю технического состояния основного оборудования ТЭС;

- направлен на обеспечение безопасности жизни и здоровья граждан, имущества физических и юридических лиц, государственного или муниципального имущества, с учетом риска возникновения чрезвычайных ситуаций техногенного характера, вызванного эксплуатацией тепловых электрических станций.

1.2. Настоящий стандарт организации распространяется на основное оборудование тепловых электрических станций; устанавливая методы и нормы оценки технического состояния ответственных за безопасность элементов следующего оборудования:

- котла;

- главных трубопроводов;

- паровой турбины;

- газовой турбины;

- турбогенератора;

- генераторного выключателя;

- блочного трансформатора.

1.3. Настоящий СТО устанавливает порядок и правила оценки технического состояния оборудования тепловых электрических станций при периодических осмотрах и обследованиях выведенного из работы оборудования.

1.4. Требования настоящего СТО являются минимально необходимыми для обеспечения безопасности эксплуатируемого оборудования, названного в п. 1.2, если оно используется по прямому назначению в соответствии с эксплуатационными инструкциями, не противоречащими конструкторской (заводской) документации, на протяжении срока, установленного технической документацией, с учетом возможных нештатных (опасных) ситуаций.

1.5. Настоящий стандарт не учитывает все возможные особенности исполнения его требований на разнотипном оборудовании. В развитие настоящего стандарта каждая генерирующая компания может в установленном порядке разработать, утвердить и применять собственный стандарт организации (далее СТО ТЭС), учитывающий особенности конкретного оборудования и не противоречащий требованиям действующих «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей» (утверждены Минэнерго РФ приказом от 19.06.2003 № 229 и зарегистрированы Минюстом РФ от 20 июня 2003 г. № 4799), настоящего стандарта, конструкторской (заводской) документации.

2. Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие нормативные документы:

2.1. Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.1997 г. № 116-ФЗ.

2.2. Федеральный закон «О техническом регулировании» от 27.12.2002 г. № 184-ФЗ.

2.3. Международный стандарт ИСО МЭК РУК.2-86. Общие термины и определения в области стандартизации и смежных видов деятельности (Руководство).

2.4. Стандарт МЭК 60137 (2003). Вводы изолированные для переменных напряжений свыше 1000 В.

2.5. ГОСТ Р 51901.1-2002 Управление надежностью. Анализ риска технологических систем.

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

2.7. ГОСТ 51898-2002 Аспекты безопасности. Правила включения в стандарты.

2.8. ГОСТ 18322-78 переиздание 1991 Система технического обслуживания и ремонта техники. Термины и определения.

2.9. ГОСТ 20911-89 Техническая диагностика. Термины и определения.

2.10. ГОСТ 1497-84 Металлы. Методы испытания на растяжение.

2.11. ГОСТ 12503-75. Сталь. Методы ультразвукового контроля. Общие требования.

2.12. ГОСТ 14782-86 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые».

2.13. ГОСТ 21105-87 Контроль неразрушающий. Магнитно-порошковый метод.

2.14. ГОСТ 9012-59 Металлы. Метод испытаний. Измерение твердости по Бринелю.

2.15. ГОСТ 22761-77 Металлы и сплавы. Метод измерения твердости по Бринелю переносными твердомерами статического действия.

2.16. ГОСТ 10243-75 Сталь. Методы испытаний и оценка микроструктуры.

2.17. ГОСТ 9454-78 Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах.

2.18. ГОСТ 18442-80 Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования.

2.19. ГОСТ 6996-66 Сварные соединения. Методы определения механических свойств.

2.20. ГОСТ 28702-90 Контроль неразрушающий. Толщиномеры ультразвуковые. Общие технические требования.

2.21. ГОСТ 25364-92 Агрегаты паровые, стационарные. Нормы вибрации подшипниковых опор.

2.22. ГОСТ 28269-89 Котлы паровые стационарные большой мощности. Общие технические требования.

2.23. ГОСТ 533-2000 Машины электрические вращающиеся. Турбогенераторы. Общие технические условия.

2.24. ГОСТ 1516.2-97 Электрооборудование и электроустановки переменного тока на напряжения 3 кВ и выше. Общие методы испытания электрической прочности изоляции.

2.25. ГОСТ 1516.3-96 Электрооборудование переменного тока на напряжения от 1 до 750 кВ. Требования к электрической прочности изоляции.

2.26. ГОСТ 3484.1-88 Трансформаторы силовые. Методы электромагнитных испытаний.

2.27. ГОСТ 3484.2-88 Трансформаторы силовые. Испытания на нагрев.

2.28. ГОСТ 3484.3-88 Трансформаторы силовые. Методы измерений диэлектрических параметров изоляции.

2.29. ГОСТ 3484.4-88 Трансформаторы силовые. Испытание баков на механическую прочность.

2.30. ГОСТ 3484.5-88 Трансформаторы силовые. Испытание баков на герметичность.

2.31. ГОСТ 8008-75 Трансформаторы силовые. Методы испытаний устройств переключения ответвлений обмоток.

2.32. ГОСТ 20243-74 Трансформаторы силовые. Методы испытаний на стойкость при коротком замыкании.

2.33. ГОСТ 22756-77 Трансформаторы (силовые и напряжения) и реакторы. Методы испытаний электрической прочности изоляции.

2.34. ГОСТ 24156-80 Устройство регулирования напряжения силовых трансформаторов под нагрузкой. Общие технические условия.

2.35. ГОСТ 6581-75 Материалы электроизоляционные жидкие. Методы электрических испытаний.

2.36. ГОСТ 687-78 Выключатели переменного тока на напряжение свыше 1000 В. Общие технические условия.

2.37. ГОСТ 5985-79 Нефтепродукты. Метод определения кислотности и кислотного числа.

2.38. ГОСТ 17216-71 Промышленная чистота. Класс чистоты жидкостей.

2.39. ГОСТ 6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей.

2.40. ГОСТ 20700-75 Шпильки, гайки и шайбы для фланцевых соединений с температурой среды от 0 до 650 °С.

2.41. Правила применения технических устройств на опасных производственных объектах, утверждены постановлением Правительства РФ от 25.12.98. № 1540.

2.42. ТУ 108.1029-81 Заготовки валов и роторов паровых турбин.

2.43. ОСТ 34.70.690-96. Металл паросилового оборудования электростанций. Методы металлографического анализа в условиях электростанций.

2.44. ОСТ 108.961.02-79 Отливки из углеродистых сталей для деталей паровых стационарных турбин с гарантированными характеристиками прочности при высоких температурах. Технические условия.

2.45. ОСТ 108.961.03-79 Отливки из углеродистых сталей для фасонных элементов паровых котлов и паропроводов с гарантированными характеристиками прочности при высоких температурах. Технические условия.

2.46. OCT 108.020.03-82 Заготовки лопаток турбин и компрессоров штампованные из коррозионно-стойкой и жаропрочной стали. Общие технические условия.

2.47. Правила устройства электроустановок ПУЭ. 7-е издание (1999, 2002, 2003 г.).

2.48. РД 03-85-95 Правила сертификации поднадзорной продукции для потенциально опасных промышленных производств, объектов и работ. Утверждены постановлением Госгортехнадзором России от 02.02.95, № 5.

2.49. РД 03-485-02 Положение о порядке выдачи разрешений на применение технических устройств на опасных производственных объектах. Утверждено постановлением Госгортехнадзором России от 14.06.2002, № 25.

2.50. РД 03-10-2004 Инструкция по организации выдачи в центральном аппарате Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору разрешений на применение конкретных видов (типов) технических устройств на опасных производственных объектах. Утверждена приказом Ростехнадзора от 04.10.2004 г., № 111.

2.51. РД 03-418-01 Методические указания по проведению анализа риска опасных производственных объектов.

2.52. РД 03-496-02 Методические рекомендации по оценке ущерба от аварий на опасных производственных объектах.

2.53. РД 09-102-95 Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, поднадзорных Госгортехнадзору России.

2.54. ПБ 10-573-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды.

2.55. ПБ 10-574-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов.

2.56. ПБ 03-246-98 Правила проведения экспертизы промышленной безопасности. Утверждены постановлением Госгортехнадзора России от 06.11.1998 № 64, зарегистрированы Минюстом России 08.12.98. г. № 1656.

2.57. РД 153-34.0-03.125-2002 Положение о производственном контроле за соблюдением требований промышленной безопасности на опасных производственных объектах РАО «ЕЭС России». Утверждены ОАО РАО «ЕЭС России» 08.04.2002 г., согласованы Госгортехнадзором 14.02.2002 г.

2.58. ПБ 03-585-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов. Утверждены постановлением Госгортехнадзора России от 10.06.03 № 80, зарегистрированы Минюстом России 19.06.03 г. № 4738.

2.59. СО 34.20.501-03 Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. Приказ Минэнерго России № 229 от 19.06.2003.

2.60. РД 10-577-03 Типовая инструкция по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций.

2.61. РД 03-606-03 Инструкция по визуальному и измерительному контролю

2.62. РД 10-249-98 Нормы расчета на прочность стационарных котлов и трубопроводов пара и горячей воды.

2.63. РД 34.17.302-97 Котлы паровые и водогрейные, трубопроводы пара и горячей воды. Сосуды. Сварные соединения. Контроль качества. Ультразвуковой контроль. Основные положения. (ОП 501 ЦД-97).

2.64. РД 153-34.1-003-01 Сварка, термообработка и контроль трубных систем котлов и трубопроводов при монтаже и ремонте оборудования электростанций (РТМ-1с).

2.65. РД 34.17.306 Методические указания по ультразвуковой дефектоскопии угловых сварных соединений штуцеров с донышками коллекторов паровых котлов тепловых электростанций.

2.66. РД 34.17.436-92 Методические указания. Индивидуальный контроль корпусных деталей паровых турбин тепловых электростанций

2.67. РД 34.17.417-85 (П 34-70-005-85) Положение об оценке ресурса, порядке контроля и замены гибов необогреваемых труб котлов с рабочим давлением 10 и 14 МПа.

2.68. РД 153-34.39.503-89 (РД 34.39.503-89) Типовая инструкция по эксплуатации трубопроводов тепловых электростанций.

2.69. СО 153-34.26.608-2003 г. (РД 34.26.608) Инструкция по обследованию и технологии ремонта барабанов котлов высокого давления.

2.70. СО 153-34.17.464-2003 г. (РД 153-34.0-17.464-00) Инструкция по продлению срока службы трубопроводов II, III и IV категорий.

2.71. СО 153-34.17.470-2003 г. Инструкция о порядке обследования и продления срока службы паропроводов сверх паркового ресурса.

2.72. СО 153-34.17.442-2003 г. (РД 34.17.442-96) Инструкция по порядку продления срока службы барабанов котлов высокого давления.

2.73. РТМ 108.031.112-80 Котлы стационарные паровые и водогрейные и трубопроводы пара и горячей воды. Метод оценки долговечности колен трубопроводов.

2.74. И№ 23СД-80 Инструкция по дефектоскопии гибов трубопроводов из перлитной стали.

2.75. РТМ 24.038.08-72 Расчет трубопроводов энергетических установок на прочность.

2.76. РТМ 108.038.101-77 Трубопроводы стационарных паровых и водогрейных котлов. Расчет на самокомпенсацию.

2.77. РТМ 17.017-97 Методические указания по обнаружению трещин акустическим методом в сварных соединениях разнотолщинных трубных систем с литыми элементами.

2.78. РД 153-34.1-39.401-00 (РД 153-34.1-39.401-00) Методические указания по наладке трубопроводов тепловых электростанций, находящихся в эксплуатации. СПО ОРГРЭС, 2001.

2.79. СО 153-34.17.440-2003 (РД 34.17.440-96) Методические указания о порядке проведения работ при оценке индивидуального ресурса паровых турбин и продлении срока их эксплуатации сверх паркового ресурса.

2.80. РД 34.17.450-98 Методические указания по ультразвуковому контролю обода диска без разлопачивания в районе верхних концентраторов Т-образного паза.

2.81. РД 153-34.1-17.454-98 Методические указания по контролю тепловых канавок и галтельных переходов роторов паровых турбин ТЭС вихретоковым дефектоскопом «ЗОНД ВД-96».

2.82. РД 153-34.1-17.457-99 Методические указания по проведению акустико-эмиссионного контроля цельнокованых роторов паровых турбин ТЭС.

2.83. РД 34.30.506-90 Методические указания по нормализации тепловых расширений цилиндров паровых турбин ТЭС.

2.84. РД 34.30.601-84 Методические указания по определению расцентровок подшипников валопроводов турбоагрегатов ТЭС.

2.85. РД 34.30.507-92 Методические указания по предотвращению коррозионных повреждений дисков и лопаточного аппарата паровых турбин в зоне фазового перехода.

2.86. РД 34.30.604-00 (РД 153-34.1-30.604-00) Методические указания по балансировке многоопорных валопроводов турбоагрегатов на электростанциях.

2.87. РД 153-34.1-17.462-00 Методические указания о порядке оценки работоспособности рабочих лопаток паровых турбин в процессе изготовления, эксплуатации и ремонта.

2.88. РД 34.17.449-97 Методика вихретокового контроля лопаток паровых турбин тепловых электростанций дефектоскопом «ЗОНД ВД-96».

2.89. РД 153-34.1-17.466-00 Методические указания по выявлению структурной неоднородности в металле лопаток последних ступеней ЧНД паровых турбин из стали ЭИ961-Ш в зоне припайки стеллитовых пластин.

2.90. СО 153-34.17.448-03 Инструкция по контролю и продлению срока службы металла основных элементов турбин и компрессоров энергетических газотурбинных установок.

2.91. РД 153-34.1-17.458-98 Методика определения возможности эксплуатации с трещинами и выборками литых корпусных деталей турбин с давлением пара более 9 МПа.

2.92. РД 34.37.306-2001 Методические указания по контролю состояния основного оборудования тепловых электростанций, определение количества и химического состава отложений.

2.93. РД 153-34.39.301-87 (РД 34.39.301-87) Методические указания по контролю за тепловыми перемещениями паропроводов тепловых электростанций.

2.94. РД 34.50.508-93 Типовая инструкция по эксплуатации маслосистем турбоустановок мощностью 100-800 МВт, работающих на минеральном масле.

2.95. РД 34.43.102-96 Инструкция по эксплуатации нефтяных турбинных масел.

2.96. РД 153-34.43.104-88 Методические указания по вводу присадок в турбинное масло Тп-22С и Тп-30.

2.97. РД 34.43.106-2001 Инструкция по приемке, хранению и эксплуатации огнестойких турбинных масел.

2.98. РД 34.43.204-2001 Масла турбинные нефтяные и огнестойкие. Метод количественного определения антикоррозионных свойств.

2.99. РД 34.43.209-97 Экспресс-метод определения антиокислительной присадки в свежих и эксплуатационных маслах.

2.100. РД 34.43.210-00 Масла турбинные нефтяные и огнестойкие. Метод определения объемного воздухосодержания масла.

2.101. РД 34.43.211-00 Масла турбинные нефтяные и огнестойкие. Метод определения деаэрирующих свойств.

2.102. СТО Оценка технического состояния турбогенераторов, отработавших установленный нормативный срок службы (проект).

2.103. РД 34.45-51.300-97 Объем и нормы испытаний электрооборудования.

2.104. РД 34.45.309-92 Методические указания по проведению испытаний генераторов на нагревание.

2.105. РД 34.45.608-91 Типовое положение по определению необходимости полных перемоток статоров турбогенераторов, гидрогенераторов и синхронных компенсаторов.

2.106. РД 153-34.1-20.202-2003 Типовое положение о порядке оформления документации по выводу из эксплуатации изношенного генерирующего оборудования электрических станций, входящих в ЕЭС России.

2.107. ТИ 34-70-004-82. Типовая инструкция по эксплуатации генераторов на электростанциях.

2.108. МУ 34-70-103-85. Методические указания по проведению вибрационных испытаний турбо- и гидрогенераторов.

2.109. РД 03-484-02 Положение о порядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах. Утверждено постановлением Госгортехнадзора России от 09.07.02 № 43, зарегистрировано Минюстом России 05.08.02. г. № 3665.

2.110. СО 153-34.17.469-2003 Методические указания о техническом диагностировании котлов с рабочим давлением до 4,0 МПа. М. 1995.

2.111. РД 34.17.452-98 Методические указания о порядке проведения работ при оценке остаточного ресурса пароперегревателей котлов электростанций.

2.112. СО 153-34.1-17.455-2003 Инструкция по продлению срока службы паропроводов из центробежнолитых труб на тепловых электрических станциях.

2.113. РД 34.43.107-95 Методические указания по определению содержания воды и воздуха в трансформаторном масле.

2.114. РД 34.51.304-94 Методические указания по применению в энергосистемах тонкослойной хроматографии для оценки остаточного ресурса твердой изоляции по наличию фурановых соединений в масле.

2.115. РД 34.43.206-94 Методика количественного химического анализа. Определение содержания производных фурана в электроизоляционных маслах методом жидкостной хроматографии.

2.116. Циркуляр Ц-02-88(Э) от 28.12.87 "Об измерениях сопротивления КЗ трансформаторов".

2.117. РД 34.43.212-00 (РД 153-34.1-43.212-00). Масла турбинные огнестойкие и минеральные. Метод определения температуры самовоспламенения.

2.118. РД 153-34.43-202 (РД 34.43.202) Масла трансформаторные. Методика определения содержания механических примесей.

2.119. РТМ 34-70-653-83. Методика определения содержания механических примесей

2.120. РД 34.43.208-95 Методика количественного химического анализа. Определение содержания присадки в энергетических маслах методом высокоэффективной жидкостной хроматографии.

2.121. РД 34.46.302-00 Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле.

2.122. РД 34.46.303-98 Методические указания по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов.

2.123. РД 153-34.46.502 (РД 34.46.502). Инструкция по определению характера внутренних повреждений трансформаторов по анализу газов из газового реле.

2.124. РД 34.0-20.363-99 (РД 153-34.0-20.363-99). Методика инфракрасного контроля электрооборудования и ВЛ.

2.125. Противоаварийный циркуляр Ц-11-87(Э) «О снижении числа опасных воздействий токов короткого замыкания на обмотки автотрансформаторов 330-500».

3. Термины, определения, обозначения и сокращения

В настоящем стандарте организации применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1. авария: Разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте; неконтролируемые взрыв и (или) выброс опасных веществ (№ 116-ФЗ).

3.2. аккредитация: Официальное признание органом по аккредитации компетентности физического или юридического лица выполнять работы в определенной области оценки соответствия (№ 184-ФЗ);

3.3. аккредитация лаборатории: Официальное признание того, что испытательная лаборатория правомочна осуществлять конкретные испытания или конкретные типы испытаний (EN 45002).

Примечание - термин «аккредитация лаборатории» может отражать признание как технической компетентности и объективности испытательной лаборатории, так и только ее технической компетентности. (ИСО/МЭКРУК.2-86);

3.4. безопасность: Отсутствие недопустимого риска (ГОСТ 51898-2002);

3.5. индивидуальный ресурс: Назначенный ресурс конкретного объекта, определенный с учетом фактических свойств металла и условий его эксплуатации (РД 34.17.440-96).

3.6. инцидент: Отказ или повреждение технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, отклонение от режима технологического процесса, нарушение положений Федерального закона "О промышленной безопасности опасных производственных объектов", других федеральных законов и иных нормативных правовых актов Российской Федерации, а также нормативных технических документов, устанавливающих правила ведения работ на опасном производственном объекте (если они не содержат признаков аварии, РД 153-34.0-20.801-2000).

3.7. испытательная лаборатория (центр): Лаборатория (центр), которая проводит испытания или отдельные виды испытаний определенной продукции (РД 03-85-95).

3.8. контроль технического состояния: Проверка соответствия значений параметров объекта требованиям технической документации и определение на этой основе одного из заданных видов технического состояния в данный момент времени (ГОСТ 20911-89).

Примечание - видами технического состояния являются, например, исправное, работоспособное, неисправное, неработоспособное и т.п. в зависимости от значений параметров в данный момент времени (РД 10-577-03).

3.9. коэффициент готовности, К _г : Вероятность того, что объект окажется в работоспособном состоянии в произвольный момент времени, кроме планируемых периодов, в течение которых применение объекта по назначению не предусматривается (ГОСТ 27.002-89).

где Т_i - наработка объекта на отказ;

Т_вi - время восстановления объекта после i-го отказа.

3.10. коэффициент неплановых простоев: Отношение суммы продолжительности простоя объекта в вынужденном (аварийном) ремонте и простоя, зависимого от других объектов, к календарной продолжительности отчетного года.*

где Т_зт - время простоя объекта, вызванного т-м отказом другого объекта;

Т_к - календарная продолжительность отчетного года.

3.11. менеджмент риска: Скоординированные действия по руководству и управлению организацией в отношении рисков (ГОСТ Р 51901.1-2002).

3.12. надежность: свойство объекта сохранять во времени в установленных пределах значения всех параметров, характеризующих способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях применения, технического обслуживания, хранения и транспортирования (ГОСТ 27.002-89).

3.13. назначенный ресурс: Суммарная наработка, при достижении которой эксплуатация объекта должна быть прекращена независимо от его технического состояния (ГОСТ 27.002-89).

3.14. назначенный срок службы: Календарная продолжительность эксплуатации объекта, при достижении которой эксплуатация объекта должна быть прекращена независимо от его технического состояния. Назначенный срок службы должен исчисляться со дня ввода объекта в эксплуатацию.

Примечание - при достижении объектом назначенного ресурса (срока службы) объект должен быть изъят из эксплуатации и должно быть принято решение, предусмотренное соответствующей нормативно-технической документацией - направление в ремонт, списание, уничтожение, проверка и установление нового назначенного срока и т.д. (ГОСТ 27.002-89).

3.15. остаточный ресурс: Суммарная наработка объекта от момента контроля его технического состояния до перехода в предельное состояние. (ГОСТ 27.002-89).

3.16. опасность: Источник потенциального вреда или ситуация с потенциальной возможностью нанесения вреда (ГОСТ Р 51901-2002).

3.17. отказ: Событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния объекта (ГОСТ 27.002-89).

3.18. подтверждение соответствия

- подтверждение соответствия: Документальное удостоверение соответствия продукции или иных объектов, процессов производства, эксплуатации, хранения, перевозки, реализации и утилизации, выполнения работ или оказания услуг требованиям технических регламентов, положениям стандартов или условиям договоров (№ 184-ФЗ);

- сертификат соответствия: документ, удостоверяющий соответствие объекта требованиям технических регламентов, положениям стандартов или условиям договоров (№ 184-ФЗ).

3.19. параметр потока отказов: Отношение математического ожидания числа отказов восстанавливаемого объекта за достаточно малую его наработку к значению этой наработки (ГОСТ 27.002-89).

3.20. парковый ресурс: Наработка однотипных по конструкции, маркам стали и условиям эксплуатации элементов теплоэнергетического оборудования, в пределах которой обеспечивается их безаварийная работа при соблюдении требований действующей нормативной документации (РД 10-577-03).

3.21. предельное состояние оборудования: Состояние объекта, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна, либо восстановление его работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно (ГОСТ 27.002-89).

3.22. производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте (производственный контроль): Комплекс мероприятий, направленных на обеспечение безопасного функционирования опасных производственных объектов, а также на предупреждение аварий на этих объектах и обеспечение готовности к локализации и ликвидации их последствий (РД 153-34.0-03.125-2002).

3.23. ремонт: Комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности изделий и восстановлению ресурсов изделий или их составных частей (ГОСТ 18322-78 переиздание 1991).

3.24. риск: Сочетание вероятности нанесения ущерба и тяжести этого ущерба (ГОСТ 51898-2002).

- анализ риска: Систематическое использование информации для определения источников и количественной оценки риска (ГОСТ Р 51901-2002);

- оценка риска: Общий процесс анализа риска и оценивания риска (ГОСТ Р 51901-2002).

3.25. специализированная организация: Организация, располагающая подготовленными установленным порядком квалифицированными кадрами, зарекомендовавшими себя как авторитетные специалисты в данной области знаний, необходимым испытательным оборудованием, программами расчета на прочность и долговечность, методической и нормативно-технической документацией и, при необходимости, полномочиями (лицензиями федеральных органов исполнительной власти) для выполнения одной или нескольких специализированных работ, направленных на обеспечение промышленной безопасности тепловых электрических станций, аккредитованная в системе добровольной сертификации в электроэнергетике на выполнение соответствующих специализированных работ (услуг). Это могут быть: техническое диагностирование оборудования (технических устройств), работы по оценке риска эксплуатации оборудования (технических устройств), работы по продлению срока безопасной эксплуатации оборудования (технических устройств), разработка методической и нормативной документации в перечисленных областях.*

3.26. срок безопасной эксплуатации: Срок эксплуатации оборудования, в пределах которого будут выполняться требования промышленной безопасности (№ 116-ФЗ).

3.27. техническое диагностирование: Определение технического состояния объекта (ГОСТ 20911-89). Задачи технического диагностирования - контроль технического состояния, поиск места и определение причин отказа (неисправности), прогнозирование технического состояния.

3.28. техническое освидетельствование: Проведение работ по проверке соответствия параметров объекта требованиям технической и нормативной документации.*

3.29. требования промышленной безопасности: Условия, запреты, ограничения и другие требования, содержащиеся в федеральных законах и иных нормативных правовых актах Российской Федерации, а также в нормативных технических документах, которые принимаются в установленном порядке и соблюдение которых обеспечивает промышленную безопасность (№ 116-ФЗ).

3.30. ущерб: Нанесение физического повреждения или другого вреда здоровью людей, или вреда имуществу или окружающей среде (ГОСТ 51898-2002).

3.31. экспертная организация: Организация, имеющая лицензию Ростехнадзора (Госгортехнадзора) на проведение экспертизы промышленной безопасности в соответствии с действующим законодательством (ПБ 03-246).

Примечание - термины, отмеченные знаком «*», вводятся настоящим стандартом.

В настоящем стандарте применены следующие обозначения и сокращения:

3.32. Ростехнадзор: Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору.

3.33. ТЭС: Тепловая электрическая станция.

3.34. И: Инструкция.

3.35. НТД: Нормативно-технический документ.

3.36. MP: Методические рекомендации.

3.37. МУ: Методические указания.

3.38. ПБ: Правила безопасности.

3.39. РД: Руководящий документ.

3.40. РТМ: Руководящий технический материал.

3.41. СРМ: Сборник руководящих материалов.

3.42. СТО: Стандарт организации.

3.43. СТО ТЭС: Стандарт генерирующей компании, разработанный в развитие настоящего СТО.

3.44. ТИ: Типовая инструкция.

3.45. Ц: Циркуляр.

3.46. ЭЦ: Эксплуатационный циркуляр.

3.47. ВК: Визуально-измерительный контроль;

3.48. ВТК: Вихретоковый контроль;

3.49. УЗК: Ультразвуковой контроль;

3.50. УЗТ: Ультразвуковая толщинометрия;

3.51. МПД: Магнитопорошковый контроль;

3.52. ЦД: Цветная дефектоскопия;

3.53. ЛЮМ-А: Люминесцентная дефектоскопия;

3.54. М-ЛЮМ-А: Магнитно-люминесцентная дефектоскопия;

3.55. ВД: Вибродиагностика;

3.56. АЭ: Акустическая эмиссия;

3.57. ИДП: Измерение деформации ползучести;

3.58. ДФМ: Дискретно-фазовый метод;

3.59. ПЗК: Предохранительный запорный клапан;

3.60. ГРП: Газораспределительный пункт;

3.61. ОПС: Опорно-подвесная система;

3.62. ЭМК: электромагнитный контроль изоляции листов сердечника статора;

3.63. БАПВ: быстродействующий автомат повторного включения;

3.64. ВВИ: высоковольтные испытания;

3.65. КИН: контроль импульсных напряжений в нейтрале генератора;

3.66. ЧР: контроль частичных разрядов в изоляции;

3.67. ГО: газоохладитель;

3.68. СШК: средства штатного контроля;

3.69. ККРВ: контроль концентрации растворенного в дистилляте водорода;

3.70. ИГВТ: испытания на герметичность водяного тракта обмотки статора;

3.71. ККД: контроль качества дистиллята;

3.72. МКПК: метод контроля проходимости каналов тракта водяного охлаждения обмотки статора;

4. Подтверждение соответствия основного оборудования ТЭС

Добровольное подтверждение соответствия (добровольная сертификация) объектов технического регулирования требованиям настоящего СТО осуществляется в соответствии с положениями Федерального закона № 184-ФЗ.

4.1. Объектами подтверждения соответствия являются:

- котел;

- главные трубопроводы;

- паровая турбина;

- газовая турбина;

- турбогенератор;

- генераторный выключатель.

- блочный трансформатор.

4.2. Добровольное подтверждение соответствия осуществляется по инициативе собственника ТЭС (генерирующей компании) либо эксплуатирующей организации (далее «заявителя») на условиях договора между заявителем и органом по добровольной сертификации.

4.3. Исходными данными для добровольного подтверждения соответствия могут являться результаты выполненных работ по установлению безопасного состояния основного оборудования ТЭС, в том числе результаты:

- технического диагностирования/контроля;

- технического освидетельствования;

- экспертизы промышленной безопасности.

4.4. Текущий контроль технического состояния основного оборудования ТЭС выполняет испытательная лаборатория, являющаяся структурным подразделением эксплуатирующей организации или независимой привлеченной организацией.

Испытательная лаборатория, выполняющая неразрушающий контроль металла оборудования, подконтрольного Ростехнадзору, должна быть аттестована Ростехнадзором.

Техническое диагностирование оборудования ТЭС, связанное с продлением срока его безопасной эксплуатации, осуществляет специализированная организация.

Специализированная организация, выполняющая техническое диагностирование оборудования, подконтрольного Ростехнадзору, должна иметь лицензию на экспертизу промышленной безопасности.

Компетентность привлекаемых специализированных организаций подтверждается органом по добровольной сертификации, аккредитованным на данный вид деятельности Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии.

4.5. Порядок и процедура подтверждения соответствия объектов технического регулирования требованиям настоящего СТО устанавливается органом по добровольной сертификации в соответствии с федеральным законом № 184-ФЗ. В общем случае добровольное подтверждение соответствия основного оборудования ТЭС включает следующие основные процедуры:

- оформление и представление заявителем по собственной инициативе заявки (Приложение А) на проведение сертификации с приложением необходимых документов в орган по сертификации;

- проведение предварительной экспертизы представленной документации органом по сертификации;

- согласование программ и методик подтверждения соответствия;

- рассмотрение органом по сертификации результатов оценок соответствия, включая оценку правильности выбора критических зон элементов оборудования, правильности выбора и применения методик измерений и анализа результатов, обоснованность выводов и предложений и др.;

- выдача (отказ в выдаче) сертификата соответствия,

- проведение инспекционного контроля за соблюдением условий сертификации.

Примечание

1. Порядок добровольного подтверждения соответствия при продлении срока безопасной эксплуатации основного оборудования сверх назначенного срока изложен в подразделе 8.2 СТО.

2. Заявитель может предложить органу по сертификации провести подтверждение соответствия не только требованиям безопасности, но и подтверждение соответствия других показателей (характеристик) оборудования, включая функциональные показатели (показатели назначения), показателей надежности, совместимости, технологичности, экономичности и др. установленным требованиям.

5. Технические устройства, их основные элементы, определяющие безопасную эксплуатацию ТЭС

Безопасность эксплуатации основного энергетического оборудования ТЭС зависит от технического состояния и взаимодействия перечисленных ниже технических устройств и их элементов:

1. Котел

1.1. Коллекторы пароперегревателей с температурой выше 450 °С;

1.2. Коллекторы с температурой до 450 °С;

1.3. Впрыскивающие пароохладители;

1.4. Перепускные паропроводы, работающие при температуре более 450 °С;

1.5. Пароводоперепускные трубопроводы, работающие при температуре до 450 °С;

1.6. Барабаны;

1.7. Экранные поверхности нагрева;

2. Станционные трубопроводы (наружным диаметром более 75 мм)

2.1. Паропроводы с температурой эксплуатации выше 450 °С;

2.2. Паропроводы с температурой эксплуатации до 450 °С;

3. Паровая турбина

3.1. Цельнокованые роторы высокого и среднего давления, работающие при температуре пара более 450 'С;

3.2. Валы роторов низкого давления;

3.3. Насадные диски роторов среднего и низкого давления;

3.4. Рабочие лопатки в зоне фазового перехода;

3.5. Рабочие лопатки последних ступеней;

3.6. Подшипники;

3.7. Перепускные паропроводы, работающие при температуре более 450 °С;

3.8. Система регулирования и защиты;

3.9. Стопорные и регулирующие клапаны;

3.10. Система смазки;

3.11. Система обеспечения относительных перемещений элементов статора и роторов;

3.12. Фланцевые разъемы корпусных деталей;

3.13. Диафрагмы.

4. Газовая турбина

4.1. Ротор турбины;

4.2. Насадные диски;

4.3. Стяжные болты, гайки стяжных болтов;

4.4. Ротор компрессора, в т.ч. сварные роторы;

4.5. Рабочие лопатки первых двух ступеней турбины;

4.6. Направляющие лопатки первых двух ступеней турбины;

4.7. Подшипники;

4.8. Система смазки;

4.9. Фланцевые разъемы корпусных деталей.

5. Турбогенератор

5.1. Сердечник статора

5.2. Обмотка статора

5.3. Металл ротора

5.4. Обмотка ротора

5.5. Система охлаждения

5.6. Система уплотнения вала ротора

5.7. Бандажные узлы ротора

6. Блочный трансформатор

6.1. Обмотка

6.2. Магнитопровод

6.3. Система охлаждения

6.4. Вводы

6.5. Трансформаторное масло

7. Генераторные выключатели

7.1. Изоляция

7.2. Токоведущий контур

7.3. Дугогасительные контакты

Примечание - Требования по диагностированию вышеназванных технических устройств приведены в разделе 9 настоящего СТО.

6. Классификационная шкала работоспособности оборудования

6.1. При подготовке решения о возможности и целесообразности дальнейшей эксплуатации основного оборудования и его составных частей настоящим СТО предусматривается использовать приведенную в таблице 6.1 интегральную классификационную балльную оценку технического состояния диагностируемого оборудования.

Таблица 6.1 - Балльная оценка технического состояния оборудования

6.2. Эксплуатирующая ТЭС организация для выполнения прогнозной оценки состояния оборудования (в соответствии с подразделами 7.4 и 8.2 настоящего СТО) привлекает специализированную организацию (п. 3.26 СТО), которая на основании изучения всей необходимой информации о состоянии оборудования и выполнения требуемых работ устанавливает срок дальнейшей безопасной эксплуатации (остаточный ресурс). При этом специализированная организация руководствуется следующими принципами:

а) для каждого элемента диагностируемого оборудования (в соответствии с разделом 5 СТО) специализированной организацией устанавливается необходимый и достаточный перечень признаков, по которым техническое состояние этого элемента может быть оценено тем или иным баллом.

б) техническое состояние оборудования (котел, паропровод, турбина, турбогенератор, генераторный выключатель, блочный трансформатор), а также энергоустановки в целом определяется техническим состоянием элемента оборудования, имеющего наиболее низкий балл в соответствии с таблицей 6.1;

в) основанием для последующего анализа риска (раздел 7) является наличие указанного критического элемента оборудования, а также опасность причинения значительного материального ущерба, вызванного эксплуатацией этого элемента.

6.3. Если какое-то оборудование резервируется и/или его ремонт не влечет за собой остановки энергоблока, то его техническое состояние определяется индивидуально только для этого оборудования, и оно не оказывает влияние на состояние энергоблока или электростанции в целом.

7. Менеджмент риска применительно к основному оборудованию ТЭС

Настоящий раздел применим в качестве:

- руководства для принятия решений по продлению срока безопасной эксплуатации стареющего оборудования;

- руководства по планированию, выполнению и документальному обоснованию анализа риска.

7.1. Зоны максимального риска

Диагностику оборудования тепловых станций следует начинать с определения наиболее часто повреждаемых и/или представляющих наибольшую опасность элементов оборудования и их уязвимых зон. Эти элементы и уязвимые зоны устанавливаются на основании опыта эксплуатации и/или анализа напряженного состояния и режимов эксплуатации оборудования. В основном потенциально опасные элементы и их уязвимые зоны для большинства технических устройств ТЭС известны. Для многих из них разработаны методы, порядок проведения и нормы диагностики, детально описанные в действующих нормативных документах. Информация о них приведена в разделе 9. По мере

дальнейшего накопления опыта эксплуатации табличные данные раздела 9 подлежат дополнению (корректировке).

7.2. Идентификация опасностей

Перечень вероятных отказов/аварий элементов основного оборудования ТЭС и возникающие последствия (в предположении наихудшего развития опасной ситуации - причинения максимально возможного ущерба) приведены в Приложении В.

7.3. Анализ риска эксплуатации оборудования

7.3.1. Для оценки вероятного ущерба от отказов/аварий и для прогноза инвестиций, капитальных затрат, объемов страхования проводится анализ риска эксплуатации оборудования в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51901.1-2002.

7.3.2. Анализ риска осуществляется по результатам оцененного технического состояния оборудования и учитывается при принятии решения о его дальнейшей эксплуатации (подраздел 8.2).

7.3.3. Анализ риска следует проводить в случае принадлежности основного оборудования ко 2-му или 3-му баллам (таблица 6.1) и существования опасности нанесения ущерба в результате отказа/аварии на оборудовании ТЭС в размере, превышающем 14 млн. руб. Базовым стандартом для определения (анализа) возможного ущерба является РД 03-496-02.

7.3.4. Анализ возможного ущерба должен

а) основываться на установленном перечне отказов/аварий (подраздел 7.2);

б) учитывать все наиболее тяжелые последствия, являющиеся вероятным результатом отказа/аварии;

в) учитывать существующие (действующие) меры, направленные на смягчение последствий отказа/аварии;

г) устанавливать по возможности дополнительные критерии, используемые для полной идентификации последствий;

д) рассматривать и учитывать вторичные последствия, распространяющиеся на смежное оборудование и системы;

е) устанавливать по возможности доверительный интервал для оцененной суммы ущерба с выбранной доверительной вероятностью.

7.3.5. В случае выявленной необходимости расчета, выполняется анализ риска в соответствии с базовыми стандартами ГОСТ Р 51901.1-2002 и РД 03-418-01. Анализ риска выполняется специализированной организацией, имеющей компетентных аналитиков.

7.3.6. Рекомендуется использовать следующие критерии приемлемого риска эксплуатации основного оборудования ТЭС:

7.3.6.1. математическое ожидание ущерба от отказа/аварии энергоустановки, вызванного неисправной работой основного оборудования, не превышает 14 тыс. руб./ год на одну энергоустановку.

7.3.6.2. частота отказа одного из элементов основного оборудования (раздел 5) не превышает 1,5/ год на одну энергоустановку.

7.3.6.3. средние затраты в год на предупреждение и снижение тяжести последствий отказа/аварии энергоустановки, вызванного неисправной работой основного оборудования, не превышают 15% суммы расходов, которые могут быть обусловлены его заменой и вводом в эксплуатацию нового оборудования.

7.3.7. В случае, когда оцененные величины риска удовлетворяют всем трем критериям пункта 7.3.6, работы по продлению срока безопасной эксплуатации оборудования осуществляются в соответствии с разделом 8 настоящего стандарта.

7.3.8. В случае, когда оцененные величины риска не удовлетворяют хотя бы одному из критериев пункта 7.3.6, руководством ТЭС принимается решение о снижении/устранении риска в соответствии с одним из вариантов решений пункта 8.1.2. Решение утверждается руководством генерирующей компании.

Примечания

1. Критерии п. 7.3.6 используются, как правило, при анализе риска на основе аналитических или имитационных методов. Применительно к анализу риска указанные критерии и методы являются предпочтительными.

2. Допускается использование иных критериев приемлемого риска, отличных от приведенных в пункте 7.3.6, когда не удается обеспечить достаточного количества исходных данных для выполнения анализа риска с должной точностью (см. п. 7.3.9). Таковыми альтернативными критериями могут являться:

- Коэффициент готовности основного оборудования должен превышать установленную контрольную величину.

- Коэффициент неплановых простоев не должен превышать установленную контрольную величину.

- Параметр потока отказов не должен превышать установленную контрольную величину.

- На каждую имевшую место серию из п отказов должно приходиться не более чем т отказов с тяжелыми последствиями.

- Недоотпущенная электроэнергия за год не должна превышать установленную контрольную величину.

- Недополученная прибыль ТЭС за год не должна превышать установленную контрольную величину.

Вышеназванные контрольные величины устанавливаются специализированной организацией по результатам технического диагностирования, анализа статистики и причин отказов ответственных элементов основного оборудования, а также на основании экспертных оценок. Значения установленных критериев согласуются с руководством генерирующей компании.

3. Использование альтернативных критериев должно быть обосновано в каждом конкретном случае и обеспечивать уровень безопасной и экономичной эксплуатации основного оборудования не ниже предусматриваемого критериями пункта 7.3.6.

7.3.9. Точность анализа и оценки риска зависит от неопределенностей (неточностей) используемых исходных данных, методов и моделей. Оценка неопределенностей заключается в преобразовании неопределенности исходных данных, методов и моделей в неопределенность результатов оценки риска.

При использовании имитационного моделирования необходимо, кроме того, выполнять анализ чувствительности, т.е. определение изменений в реакции модели на отклонения отдельных параметров модели.

Всегда, когда это возможно, следует указывать доверительный интервал и принятую доверительную вероятность выполненных оценок.

С целью повышения достоверности и сопоставимости выполненных оценок анализ риска следует проводить по одной методике, одной и той же рабочей группой и при одном и том же источнике исходных данных.

7.3.10. В общем случае документальное обоснование анализа риска должно включать:

а) краткое изложение анализа;

б) цели и области применения анализа;

в) ограничения, допущения и обоснование предложений по использованию методов оценки риска и имитационных моделей;

г) описание соответствующего оборудования (технологического процесса);

д) результаты оценки вероятного ущерба;

е) использованные исходные данные и их источники;

ж) результаты оценки величины риска и их сравнение с установленными критериями;

и) анализ чувствительности и неопределенности;

к) анализ эффективности возможных мер (материальных вложений), снижающих риск до уровня, устанавливаемого критериями приемлемого риска;

л) выводы, рекомендации, ссылки.

7.4. Прогнозирование технического состояния оборудования

7.4.1. Для выявления механизмов возникновения повреждений используют все сведения, полученные непрерывной, периодической диагностикой и экспертизой технического состояния оборудования. В зависимости от объема и характера имеющихся исходных данных для прогнозирования остаточного ресурса применяют статистические либо экстраполяционные методы. Вид математической модели для прогнозирования выбирают, исходя из вида преобладающего механизма разрушения, уровня и характера нагрузок. Методика оценки остаточного ресурса должна учитывать требования РД 09-102-95.

7.4.2. Исходными данными для определения остаточного ресурса элементов оборудования являются:

- условия эксплуатации за весь предшествующий срок службы (фактическая температура, наработка за все годы эксплуатации, колебания давления и число пусков из различных тепловых состояний);

- геометрические размеры элементов энергооборудования и динамика их изменений за предшествующий срок службы;

- механические и жаропрочные свойства длительно работающего металла, структурное состояние и структурно-фазовое состояние металла, микроповрежденность на момент продления срока его службы;

- результаты дефектоскопического контроля;

- наличие и глубина коррозионных язв и других дефектов, скорость коррозии, количество отложений;

- другие дополнительные данные, характерные для конкретного элемента оборудования.

7.4.3. На основе анализа исходных данных и результатов расчетной оценки ресурса делается интегральная классификационная оценка (раздел 6).

7.4.4. С учетом результатов проведенной оценки риска эксплуатации оборудования (подраздел 7.3) выполняется корректировка сделанного прогноза (при необходимости).

7.5. Действия эксплуатирующей организации по внедрению менеджмента риска

Для внедрения менеджмента риска (ГОСТ Р 51901.1-2002) эксплуатирующая организация выполняет и осуществляет как минимум

7.5.1. подготовительные работы для последующего выполнения анализа риска:

а) контроль и оценку данных эксплуатации с целью выявления соответствия фактических показателей работы установленным требованиям.

б) подготовку исходных данных (ведение базы данных) для обеспечения возможности оценки риска в соответствии с требованиями подраздела 7.3.

7.5.2. учет результатов выполненной оценки риска при:

а) разработке методик эксплуатации, технического обслуживания, контроля и действий в чрезвычайных ситуациях;

б) корректировке информации об основных источниках риска и влияющих на риск факторах;

в) принятии оперативных решений;

г) внесении изменений в организационную структуру, производство, процедуры эксплуатации и компоненты системы полного менеджмента.

8. Порядок проведения работ при продлении срока эксплуатации оборудования сверх назначенного срока

По достижении назначенного срока службы (ресурса), установленного в нормативной, конструкторской и эксплуатационной документации, стандартах, правилах безопасности или при неудовлетворительных результатах планового обследования или освидетельствования, дальнейшая эксплуатация оборудования без проведения работ по оценке технического состояния и определению возможности и условий его безопасной эксплуатации не допускается.

8.1. Общие положения

8.1.1. В случае отсутствия сведений о нормативных сроках безопасной эксплуатации оборудования, их устанавливают специализированные организации после соответствующих обоснований с учетом результатов анализа проектно-конструкторской документации, условий и опыта эксплуатации оборудования.

8.1.2. По результатам работ по определению возможности и условий продления срока безопасной эксплуатации принимается одно из решений:

- продолжение эксплуатации на установленных параметрах;

- продолжение эксплуатации на установленных параметрах при условии положительных результатов дополнительного контроля;

- продолжение эксплуатации с ограничением параметров;

- ремонт;

- доработка (реконструкция);

- использование по иному назначению;

- вывод из эксплуатации.

8.1.3. Продление срока безопасной эксплуатации оборудования осуществляется в порядке, устанавливаемом настоящим СТО и нормативной документацией (подраздел 8.3) с учетом особенностей конструкции и условий эксплуатации конкретных видов оборудования.

8.1.4. В зависимости от технического состояния и с учетом требований нормативных документов продление эксплуатации оборудования осуществляется на срок до прогнозируемого наступления предельного состояния (остаточный ресурс) или на определенный период (поэтапное продление срока эксплуатации) в пределах остаточного ресурса.

8.1.5. Однократное продление срока безопасной эксплуатации оборудования не должно превышать 50 тыс. ч или 8 лет (действует меньшее).

8.1.6. Работы по продлению срока безопасной эксплуатации оборудования рекомендуется планировать и проводить таким образом, чтобы соответствующее решение было принято до достижения им установленного нормативного срока эксплуатации.

8.1.7. Контроль оборудования проводится, в основном, во время его плановых остановов. Допускается смещение сроков контроля в большую или меньшую сторону на 5% назначенного ресурса (срока службы) оборудования.

8.1.8. Решение о смещении сроков контроля оборудования (сверх указанных 5%) принимает руководитель организации-владельца оборудования на основании заключения специализированной организации. Решение утверждается РАО "ЕЭС России".

8.1.9. Работы по продлению срока безопасной эксплуатации на элементах (составных частях) оборудования проводят при необходимости поэтапно в тех случаях, когда в соответствии с технической документацией эти элементы (составные части) имеют свой назначенный срок эксплуатации.

8.2. Организация работ по продлению срока безопасной эксплуатации оборудования

8.2.1. Порядок и условия выдачи разрешений на применение конкретного вида (типа) технических устройств, в том числе иностранного производства, на опасных производственных объектах регулируются РД 03-485-02 и РД 03-10-2004. В Приложении 1 к РД 03-10-2004 установлен перечень основных видов (типов) технических устройств, разрешение на применение которых выдает Ростехнадзор.

8.2.2. Настоящий подраздел применяется при процедуре выдачи разрешения на безопасную эксплуатацию основного оборудования ТЭС в следующих случаях:

- выработки оборудованием назначенного срока службы (ресурса);

- при отрицательных результатах контроля;

- после аварии на основном оборудовании;

- по решению руководства генерирующей компании;

- по требованию Ростехнадзора или его территориального органа, предъявляемого в установленном порядке.

8.2.3. Процедура продления срока безопасной эксплуатации оборудования состоит из следующих этапов, выполнение которых обеспечивает организация, эксплуатирующая оборудование ТЭС (заказчик работ):

8.2.3.1. Установление заказчиком необходимости и планирование проведения работ по продлению срока безопасной эксплуатации;

8.2.3.2. Подготовка сведений о состоянии оборудования, отработавшего назначенный срок службы или не удовлетворяющего требованиям промышленной безопасности по результатам диагностирования. В сведениях должна быть приведена достоверная информация о состоянии оборудования, его соответствии требованиям промышленной безопасности, установленным в нормативных документах. Ответственность за полноту и достоверность представляемой информации несет технический руководитель организации, эксплуатирующей оборудование ТЭС.

8.2.3.3. Передача сведений об эксплуатации оборудования и результатах контроля металла по установленной форме (Приложение А) в выбранную специализированную организацию или в орган по добровольной сертификации. В последнем случае требуемая для выполнения работ специализированная организация привлекается органом по добровольной сертификации.

8.2.3.4. Проведение специализированной организацией анализа поступивших материалов, разработка программы работ по техническому диагностированию и продлению срока безопасной эксплуатации оборудования.

Программа работ по техническому диагностированию и продлению срока безопасной эксплуатации оборудования разрабатывается в соответствии с требованиями настоящего СТО (с учетом приведенного в подразделе 8.3 перечня действующей НТД), с учетом особенностей и специфики эксплуатации конкретных видов оборудования. Программа работ должна предусматривать:

- сбор, анализ и обобщение имеющейся на начало работ информации о надежности оборудования, а также оборудования аналогичного вида или конструктивно-технологического исполнения (в том числе зарубежных);

- проведение по специальным методикам испытаний составных частей (элементов), комплектующих изделий, конструкционных материалов, а также оборудования в целом с целью оценки его технического состояния;

- разборку (демонтаж) оборудования на составные части и комплектующие изделия (при необходимости), подготовку объекта к контролю и контроль технического состояния оборудования, а также поиск мест и причин отказов (неисправностей);

- определение позиции оборудования на классификационной шкале работоспособности (раздел 6);

- оценку риска эксплуатации в соответствии с разделом 7;

- прогнозирование технического состояния оборудования на продлеваемый период и выработку решения о возможности и целесообразности продления срока его эксплуатации;

- разработку отчетных документов по результатам выполненных работ (заключений, актов, протоколов по неразрушающему контролю, исследованиям химического состава, микроструктуры, испытаниям механических свойств, расчетов на прочность и др.);

- выпуск итогового заключения о техническом состоянии оборудования и возможности и условиях продления срока его эксплуатации.

В случае необходимости в процессе подготовки программы работ по техническому диагностированию специализированная организация может запросить у владельца дополнительные данные о техническом состоянии оборудования. Дополнительные данные могут служить основанием для изменения объема работ по определению возможности продления срока безопасной оборудования.

8.2.3.5. Проведение специализированными организациями, испытательными лабораториями и ремонтными организациями работ, предусмотренных программой. Подготовка итогового заключения, при необходимости, разработка плана корректирующих мероприятий по обеспечению безопасной эксплуатации оборудования на продлеваемый период; передача отчетных материалов заказчику.

8.2.3.6. Формирование заказчиком проекта Решения о продлении срока службы оборудования с учетом выполнения плана корректирующих мероприятий (Приложение Б).

8.2.3.7. Передача по усмотрению владельца оборудования проекта Решения в орган по добровольной сертификации. Экспертиза поступивших материалов и выдача органом по добровольной сертификации заказчику сертификата соответствия на эксплуатацию оборудования с продленным ресурсом.

Примечание:

1. Органом по добровольной сертификации может быть рекомендовано внесение изменений в проект Решения и план корректирующих мероприятий.

2. Срок оформления сертификата соответствия не может превышать 2 месяцев со дня подачи всего комплекта материалов.

8.2.3.8. Утверждение Ростехнадзором заключения специализированной организации о возможности продления срока безопасной эксплуатации, если объект относится к оборудованию, работающему под избыточным давлением, либо при температуре более 115°С (в соответствии с РД 03-484-02).

8.2.3.9. Утверждение Решения и плана корректирующих мероприятий в РАО "ЕЭС России".

8.2.3.10. Проведение заказчиком корректирующих мероприятий, предусмотренных Решением о продлении срока безопасной эксплуатации оборудования.

8.2.3.11. Осуществление лицом, ответственным за безопасную эксплуатацию оборудования, записи в паспорта технических устройств и оборудования ТЭС. Запись в паспорте должна содержать сведения о возможности, условиях и сроке их безопасной эксплуатации, о дате проведения очередного технического диагностирования, о рекомендациях по безопасной эксплуатации технических устройств и оборудования.

8.2.3.12. Направление в генерирующую компанию сведений о продлении срока службы основного оборудования (организация, проводившая техническое диагностирование, номер и дата заключения, решение о продлении срока службы) для анализа, учета, проверки и архивирования.

8.3. Нормативная документация, регламентирующая порядок продления срока безопасной эксплуатации основного оборудования ТЭС

Продление срока безопасной эксплуатации основного оборудования ТЭС регламентируют перечисленные ниже нормативные документы

8.3.1. по всей номенклатуре оборудования:

8.3.1.1. Правила применения технических устройств на опасных производственных объектах, утверждены постановлением Правительства РФ от 25.12.98. № 1540.

8.3.1.2. РД 03-484-02

8.3.1.3. РД 09-102-95

8.3.1.4. ПР 34-38-030-92

8.3.1.5. СО 34.20.501-03

8.3.1.6. Правила эксплуатации теплопотребляющих установок и тепловых сетей потребителей и Правила безопасности при эксплуатации теплопотребляющих установок и тепловых сетей потребителей. 3-е издание переработанное и дополненное. 1992 г.

8.3.1.7. Правила устройства электроустановок ПУЭ.

8.3.2. по котлам, трубопроводам:

8.3.2.1. ПБ 10-573-03

8.3.2.2. ПБ 03-585-03

8.3.2.3. ПБ 10-574-03

8.3.2.4. РД 10-577-03

8.3.2.5. РД 34.17.417-85

8.3.2.6. СО 153-34.17.469-2003

8.3.2.7. СО 153-34.17.442-2003 (РД 34.17.442-2003)

8.3.2.8. РД 34.17.452-98

8.3.2.9. СО 153-34.17.464-2003 г

8.3.2.10. СО 153-34.1-17.455-2003

8.3.2.11. СО 153-34.17.470-2003

8.3.2.12. РД 34.37.306-2001

8.3.2.13. РД 153-34.1-39.401-00

8.3.2.14. РД 153-34.39.503-89

8.3.2.15. РД 153-34.39.301-87

8.3.3. по турбинам:

8.3.3.1. РД 10-577-03

8.3.3.2. РД 34.17.440-96

8.3.3.3. РД 34.17.448-97

8.3.3.4. РД 34.37.306-2001

8.3.4. по турбогенераторам:

8.3.4.1. РД 34.45.608-91

8.3.4.2. РД 153-34.1-20.202-2003

8.3.4.3. РД Оценка технического состояния турбогенераторов, отработавших установленный нормативный срок службы (проект)

8.3.5. по блочным трансформаторам и генераторным выключателям:

8.3.5.1. РД 34.45-51.300-97. Объем и нормы испытаний электрооборудования.

8.3.5.2. РД 34.43.107-95. Методические указания по определению содержания воды и воздуха в трансформаторном масле.

8.3.5.3. РД 34.51.304-94. Методические указания по применению в энергосистемах тонкослойной хроматографии для оценки остаточного ресурса твердой изоляции по наличию фурановых соединений в масле.

8.3.5.4. Циркуляр Ц-02-88(Э) от 28.12.87 "Об измерениях сопротивления КЗ трансформаторов".

8.3.5.5. РД 34.43.206-94 Методика количественного химического анализа. Определение содержания производных фурана в электроизоляционных маслах методом жидкостной хроматографии.

8.3.5.6. РД 153-34.43-202 (РД 34.43.202) Масла трансформаторные. Методика определения содержания механических примесей.

8.3.5.7. РТМ 34-70-653-83 Методика определения содержания механических примесей

8.3.5.8. СО 34.43.208-95 (РД 34.43.208-95) Методика количественного химического анализа. Определение содержания присадки в энергетических маслах методом высокоэффективной жидкостной хроматографии.

8.3.5.9. РД 34.46.302-00 (РД 153-34.0-46.302-00) Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле.

8.3.5.10. РД 34.46-303-98 Методические указания по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов.

8.3.5.11. РД 153-34.46.502 (РД 34.46.502) Инструкция по определению характера внутренних повреждений трансформаторов по анализу газов из газового реле.

8.3.5.12. РД 34.0-20.363-99 (РД 153-34.0-20.363-99) Методика инфракрасного контроля электрооборудования и ВЛ.

8.3.5.13. Противоаварийный циркуляр Ц-11-87(Э) "О снижении числа опасных воздействий токов короткого замыкания на обмотки автотрансформаторов 330-500".

9. Требования по выполнению технического диагностирования/контроля элементов основного оборудования ТЭС

9.1. Настоящим стандартом устанавливаются нормы технического диагностирования/контроля элементов основного оборудования, представляющего опасность для персонала ТЭС, населения и окружающей среды. В таблице 9.1 приведена классификация основного оборудование в соответствии с разделом 5 СТО. Для потенциально опасных элементов (узлов) оборудования приведены соответствующие повреждаемые зоны и вероятные механизмы/причины их повреждения.

Перечень наиболее повреждаемых зон совместно со сведениями, приведенными в колонках «Метод диагностирования» и «Периодичность диагностирования» составляют минимально необходимые нормы по диагностированию/контролю основного оборудования ТЭС; выполнив эти требования и, руководствуясь положениями разделов 6, 7 и 8 СТО, можно определить степень безопасности действующего основного оборудования.

Рекомендуемые периодичность и методы контроля приведены с учетом возможности выработки оборудованием назначенного ресурса.

9.2. Согласно поставленной цели - обеспечение безопасности, настоящий СТО регламентирует диагностирование лишь части оборудования ТЭС (возможно также ограничение по методам и объемам контроля по сравнению с другими действующими нормами).

9.3. В колонке «Стандарты, примечание» приведены ссылки на стандарты, нормирующие применяемые методы и периодичность контроля. Приоритетность использования между настоящим СТО и приведенными нормативными ссылками распределяется следующим образом:

а) В случае, когда в настоящем СТО установлены более жесткие требования по зонам контроля, перечню методов и периодичности контроля по сравнению с действующими стандартами, следует руководствоваться положениями настоящего СТО. Настоящий СТО имеет также приоритет в части:

- обработки результатов диагностирования/контроля (в соответствии с разделами 6, 7 СТО);

- подготовки и выполнения процедур диагностирования/контроля и оценки/подтверждения соответствия оборудования с продленным сроком эксплуатации (в соответствии с разделом 8 СТО).

б) Диагностирование/контроль основного оборудования ТЭС в иных целях (помимо цели установления его безопасности), а также прочего оборудования, не являющегося предметом регулирования настоящего СТО и вследствие этого не включенного в табл. 9.1, но влияющего на надежную и эффективную эксплуатацию ТЭС, осуществляется в соответствии с действующими нормами (в том числе, в соответствии с приведенными в колонке «Стандарты, примечание»).

В случае выполнения диагностирования/контроля основного оборудования в иных целях (помимо безопасности) либо упомянутого прочего оборудования, приоритет имеют указанные действующие нормы.

9.4. Для реализации цели настоящего СТО в затруднительных случаях объемы, методы и периодичность диагностирования/контроля уточняются специализированной организацией. В необходимых случаях разрабатывается СТО ТЭС.