Пособие по составлению энергетического паспорта. Энергетический паспорт предприятия
С позиций соблюдения режимных характеристик ПСУ при их эксплуатации основное внимание уделяется постоянным и переменным режимам работы паровой турбины.
Постоянный режим работы паровой турбины. Для современных мощных турбоустановок на тепловых и атомных электростанциях единичной мощностью от нескольких сотен МВт до 1000–1500 МВт, которые, как правило, эксплуатируются в постоянном режиме максимальной нагрузки, на первое место выходят такие показатели, как экономичность, надежность, долговечность и ремонтопригодность.
Экономичность ПТУ характеризуется как коэффициентом полезного действия (к.п.д.) турбоустановки (ТУ), так и удельным расходом теплоты брутто (т.е. без учета затрат энергии на собственные нужды ТУ). Показателями экономичности для теплофикационных турбоустановок с регулируемыми отборами на отопление и горячее водоснабжение являются удельный расход пара на теплофикационном режиме, удельный расход теплоты на конденсационном режиме, удельный расход теплоты на выработку электроэнергии и др. Удельный расход теплоты брутто для конденсационных турбин большой мощности находится на уровне 7640– 7725 кДж/(кВт·ч); для ТЭС – 10200 кДж/(кВт·ч) и 11500 кДж/(кВт·ч) для АЭС. Удельный расход теплоты брутто для теплофикационных турбоустановок при температуре охлаждающей воды 20°С на конденсационном режиме составляет порядка 8145–9080 кДж/(кВт·ч), а удельный расход пара на теплофикационном режиме – не более 3,6–4,3 кг/(кВт·ч).
Надежность и долговечность характеризуются рядом количественных показателей, таких как средняя наработка на отказ, полный назначенный срок службы, полный назначенный ресурс элементов, средний срок службы между капитальными ремонтами, коэффициент технического использования, коэффициент готовности и другими. Полный назначенный срок службы энергоблока выпуска до 1991 года составляет не менее 30 лет, оборудования выпуска после 1991 года – не менее 40 лет. Полный назначенный ресурс (парковый ресурс) основных элементов, работающих при температурах выше 450°С, составляет 220 тыс. часов эксплуатации. Для турбин большой мощности установлена наработка на отказ не менее 5500 ч и коэффициент готовности не менее 97%.
Переменный режим работы паровой турбины предполагает прежде всего изменение расхода пара через проточную часть – в сторону уменьшения от номинального. При этом минимальные потери при переменном, т.е. «частичном», расходе пара достигаются при сопловом регулировании, когда полностью открыты клапаны (клапан), обслуживающие одну определенную группу сопел. Теплоперепады существенно изменяются только на регулирующей и последней ступени проточной части. Теплоперепады промежуточных ступеней остаются почти постоянными при уменьшении расхода пара через турбину. Условия работы промежуточных ступеней и, следовательно, к.п.д. всех ступеней высокого давления (кроме первой ступени), среднего давления и низкого давления (кроме последней ступени) практически не изменяются.
Чем больше подъем клапана, обслуживающего какую-либо одну группу сопел, тем меньшее приращение расхода приходится на «единицу» его подъема. При достижении h/d ≈ 0,28 (где h – линейное смещение клапана при его открытии, а d – диаметр клапана) приращение расхода пара через клапан практически прекращается. Поэтому для обеспечения плавности процесса нагружения предусматривается открытие клапана, обслуживающего следующую группу сопел, с некоторой «перекрышей», т.е. несколько раньше, чем полностью откроется предыдущий клапан.
Для последней ступени цилиндра низкого давления уменьшение относительного объемного расхода пара до величины ниже 0,4 GV 2 приводит к образованию вихрей в основном потоке как у корня рабочих лопаток последней ступени, так и у их периферии, что опасно с точки зрения динамических нерасчетных напряжений в этих лопатках, которые и без того нагружены до предела.
Основы эксплуатации паровых турбин. Требования к маневренности и надежности современных паровых турбин в процессе их эксплуатации связаны с общими условиями работы энергосистем, суточными, годовыми графиками энергопотребления, структурой генерирующих мощностей в энергосистемах, их состоянием и техническими возможностями. В настоящее время графики электрических нагрузок энергосистем характеризуются большой неравномерностью: резкие пики нагрузок в утренние и вечерние часы, провалы в ночные часы и выходные дни, при необходимости обеспечения быстрого повышения и снижения нагрузок. Под маневренностью понимают способность энергоблока изменять мощность в течение суток для покрытия графика нагрузки энергосистемы. Важными в этой связи являются периоды нагружения и разгружения турбоагрегата, а также пуска из различных тепловых состояний (горячего – после предварительного простоя менее 6–10 ч, неостывшего – после предварительного простоя от 10 ч до 70–90 ч, холодного – после предварительного простоя более 70–90 ч). Также учитывают количество остановов-пусков за весь срок службы, нижний предел регулировочного диапазона, т.е. нижний предел интервала нагрузки, когда мощность изменяется автоматически без изменения состава вспомогательного оборудования, и возможность работы на нагрузке собственных нужд после сброса нагрузки.
Надежность работы энергоблока в значительной мере зависит от того, насколько собственно турбина и ее вспомогательное оборудование защищены от опасного воздействия нестационарных процессов. Статистика повреждаемости оборудования показывает, что подавляющее большинство отказов происходит именно в момент осуществления переходных режимов эксплуатации, когда меняется та или иная совокупность параметров. Для того, чтобы избежать развития аварийной ситуации, применяют аварийную остановку турбины: со срывом вакуума или без срыва вакуума.
Со срывом вакуума турбину (для турбин с частотой вращения ротора 3000 об/мин) следует немедленно остановить в следующих случаях: при увеличении числа оборотов сверх 3360 об/мин; при внезапном повышении вибрации на величину 20 мкм (виброскорость 1 мм/с) и более на любом из подшипников; при внезапном повышении температуры масла на сливе любого подшипника выше 70°C; при падении давления масла на подшипниках ниже 0,15 МПа; при повышении температуры баббита любого из подшипников выше 100°C.
Внезапный принудительный останов необходим также при любых ударах в проточной части турбины, при разрыве паропроводов, любом воспламенении на турбине или генераторе.
Остановка без срыва вакуума предусмотрена при следующих отклонениях от нормального режима эксплуатации: при отклонении параметров свежего пара или пара промперегрева на величину: до ±20°C – по температуре и до +0,5 МПа – по давлению свежего пара; при резком, со скоростью более 2°C за минуту изменении температуры свежего пара или пара промперегрева; после 2 минут работы генератора в моторном режиме; при повреждении атмосферных мембран в выхлопном патрубке цилиндра низкого давления; при обнаружении протечек масла.
Системы защиты турбины для мощных паровых турбин предусматривают остановку при достижении следующих величин : при достижении осевого сдвига ротора на –1,5 мм в сторону регулятора или +1,0 мм в сторону генератора (защита срабатывает со срывом вакуума в конденсаторах); при достижении относительного расширения РНД-2 (ротора низкого давления) –3,0 мм (ротор короче корпуса) или +13,0 мм (ротор длиннее корпуса); при повышении температур выхлопных патрубков ЦНД до 90°C и выше; при падении уровня масла в маслобаке на величину 50 мм (необходим немедленный останов турбины).
Работа турбин при полной или частичной постоянной нагрузке предусмотрена в соответствии с заводской инструкцией по эксплуатации. Пуск турбины также регламентируется подробной заводской инструкцией и не допускает отклонений от заданных графиков пуска.
Порядок разборки и дефектации судовых турбин определяется инструкциями заводов-изготовителей. Плановые вскрытия главных паровых турбин производятся через 4…5 лет их работы. Целью плановых вскрытий турбин является оценка технического состояния деталей, определение величин износов деталей, очистка проточной части от коррозии, накипеобразований и нагара.
Ремонт корпуса
Коробление из-за термических напряжений, трещины, свищи и коррозионные разрушения – основные дефекты корпусов турбин.
Трещины, свищи и коррозионные разрушения устраняются сваркой и наплавкой. Сварочные работы должны проводиться до пригонки плоскостей разъема корпуса. В процессе сварки принимаются меры для снижения остаточных напряжений и деформаций.
Коробление корпуса в плоскостях разъема при зазорах до 0,15 мм устраняется шабрением. При значительных короблениях до 2 мм плоскости разъема шлифуют или фрезеруют (строгают). Для обработки в судовых условиях используют переносные фрезерные станки. Окончательная пригонка плоскостей производится шабрением при точности пригонки не менее 2 пятен на 1 см2. Щуп толщиной 0,05 мм не должен проходить в плоскость разъема корпуса и крышки.
Ремонт роторов.
Дефекты роторов: износы, задиры и риски на опорных шейках, ослабление посадки дисков, прогиб оси ротора и трещины.
Роторы с трещинами заменяют. Износы шеек устраняют шлифованием. Уменьшение диаметра шеек вала допускается не более 0,5% построечного значения. Деформации ротора могут устраняться при стрелках прогиба соответственно: до 0,12 мм – проточкой, до 0,2 мм – механической правкой (в том числе односторонним наклепом с вогнутой стороны), до 0,4 мм – термической правкой с односторонним нагревом и свыше 0,4 мм – термомеханической правкой.
После правки производиться контроль на отсутствие трещин в роторе. Допускаемое искривление оси ротора зависит от его частоты вращения и длины: при длине вала ротора до 2 м и частоте вращения 25…85 с-1 допускаемая стрелка прогиба будет 0,08…0,02 мм. Овальность и конусность шеек допускается не более 0,02 мм, а шероховатость – не более Ra 0,32.
Ремонт дисков.
Дефекты дисков: коррозия и эрозия лопаток, трещины в лопатках, деформация и ослабление посадки на валу, ослабление крепления бандажной ленты и связующей проволоки.
Диски с трещинами и короблениями заменяются. Ослабление посадки на валу устраняется хромированием посадочного отверстия диска. Среднее значение величины натяга посадки диска составляет 0,001…0,0013 диаметра посадочной шейки вала.
Перед насадкой диска посадочные места вала и диска очищают и смазывают ртутной смазкой. Допускаемая величина биения, не более: торцевого – 0,2 мм, радиального – 0,1 мм.
Кромки лопаток паровых турбин, разрушенные эрозией, опиливают и шлифуют. Уменьшение ширины лопаток – не более 6% построечного значения. Кромки лопаток турбокомпрессоров опиливать не разрешается. Единичные дефектные лопатки в паровых турбинах срезают под корень. Для сохранения балансировки лопатки с противоположной стороны также удаляют. В одном ряду допускается удалять не более 5% лопаток.
Ослабленную бандажную ленту закрепляют подчеканкой шипов и пайкой. Связующую проволоку укрепляют пайкой.
Замена лопаток дисков турбин.
Технология замены лопаток зависит от конструкции диска и способа посадки лопаток.
Типовой процесс замены лопаток таков. Обрубают кромки шипов и снимают бандажную ленту. Удаляют (отпаивают) связующую проволоку. Высверливают замок и выбивают лопатки.
Подготовленные и отдефектованные новые лопатки взвешивают, распределяют в зависимости от массы по пакетам набора и маркируют. Составляется схема набора лопаток, которая учитывает условия балансировки: лопатки одинаковой массы должны находиться на противоположных радиусах диска. Паз диска очищают и смазывают ртутной мазью. Набор лопаток начинается со стороны, противоположной замку, в обе стороны одновременно. Лопатки и промежуточные тела должны входить в паз от легких ударов молотка массой до 500 г. Удары наносят через специальную оправу с красномедной проставкой. После постановки 10…15 лопаток производится контроль их аксиальной и радиальной установок. Допуски на отклонения зависят от частоты вращения ротора и высоты лопаток. При пригонке хвостовиков лопатки опиливают только со стороны спинок.
После полного набора лопаток вновь проверяют их положение в диске. Затем протягивают связующую проволоку и окончательно регулируют положение лопаток. После этого подгоняют и заделывают замок. Связующую проволоку разрезают по пакетам с зазором 1…2 мм и припаивают серебряным припоем (с использованием флюсов). Далее по шипам лопаток размечается бандажная калиброванная стальная лента. Отверстия в ленте под шипы выполняются просечкой или электродисковой прошивкой, после чего производится контроль бандажной ленты на отсутствие трещин. Точность пригонки отверстий бандажной ленты по шипам лопаток должна соответствовать посадке. Высота шипа над бандажной лентой обеспечивается припиловкой торца лопаток и находится в пределах 1…1,75 мм (в зависимости от толщины ленты). В заключение производится расклепывание шипов. Лента должна плотно прилегать к торцам лопаток.
Лопатки газовых турбин после набора должны иметь качание в тангенциальном направлении. Величина качания определяется требованиями чер-тежа и зависит от рабочих температур, профиля хвостика и высоты лопатки.
Лопатки осевых турбокомпрессоров набирают с натягом в тангенциальном направлении.
Ремонт диафрагм.
Дефекты диафрагм: коробление, трещины, натиры, разрушения лопаток и повреждения уплотнений.
Диафрагмы с разрушенными лопатками, деформированные и с крупными трещинами заменяют. неглубокие поверхностные трещины и разрушения устраняют сваркой с последующей термической обработкой. Шпоночные пазы восстанавливают по посадкам, предусмотренным чертежом. Плоскости разъема диафрагм пришабриваются с точностью 1…2 пятна на 1 см2. Щуп толщиной 0,05 мм не должен проходить в плоскость разъема. Деформированные уплотнительные сегменты диафрагмы правят, а с другими дефектами и при значительных износах – заменяют. Между валом ротора и уплотнением (расточкой уплотнения) обеспечивается зазор 0,2…0,3 мм.
Ремонт концевых уплотнений.
Втулки и сегменты лабиринтовых уплотнений с повреждениями заменяются. Втулки насаживают на вал с натягом.
Ножевидные уплотнения изготавливаются следующим образом. Листо-вой материал загибают в U-образный профиль и свивают в спираль необходимого диаметра.
После замены уплотнений пригоняют набивочные коробки по постелям корпуса турбины. Плоскости разъема стыков коробок должны совпадать с плоскостью разъема корпуса турбины, а плоскости разъема обойм – с плоскостями коробок. Точность шабрения плоскостей разъема на краску должна обеспечить не менее 1 пятна на 1 см2.
При ремонте уплотнений обеспечиваются необходимые радиальные и осевые зазоры. В упругих уплотнениях дефекты пружины и детали угольных уплотнений заменяют.
Ремонт подшипников.
Для подшипников скольжения турбин применяются такие же материалы, что и для подшипников ДВС. Дефекты и технологические процессы ремонта подшипников турбин и ДВС аналогичны.
При осмотре подшипников необходимо обращать внимание на трещины, выкрашивание и отслаивание антифрикационного металла, а также на состояние галтелей и холодильников масла. При обнаружении трещин (особенно кольцевых, замкнутых), глубоких задиров, выкрашивания и отставания антифрикационного металла подшипники должны быть заменены.
При незначительных дефектах крупных подшипников, например, мест-ных отслаиваний. трещинах или выкрашивании производится восстановление их наплавкой газовыми горелками в среде аргона или в струе водорода, или ацетиленовыми горелками при восстановленном пламени. В этом случае могут применяться также гальванические процессы наращивания.
Тонкостенные вкладыши, имеющие только износ поверхности трения, могут восстанавливаться наплавкой или металлизацией в нейтральной среде или гальваническими способами.
Величина установочного масляного зазора зависит от диаметра шейки вала. При диаметрах до 125 мм установочный зазор – 0,12…0,25 мм, а предельно допустимый при износе – 0,18…0,35 мм.
СТО 70238424.27.040.008-2009
СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ НП "ИНВЭЛ"
ТУРБИНЫ ПАРОВЫЕ
ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ НА КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ
НОРМЫ И ТРЕБОВАНИЯ
ОКС 03.080.10
03.120
27.040
ОКП 31 1111 1
Дата введения 2010-01-11
Предисловие
Цели и принципы
стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным
законом от 27 декабря 2002 г. "О техническом регулировании" , а
правила разработки и применения стандартов организации - ГОСТ Р
1.4-2004 "Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты
организаций. Общие положения"
Настоящий стандарт
определяет технические требования к ремонту турбин паровых
стационарных и требования к качеству отремонтированных турбин.
Стандарт разработан в
соответствии с требованиями к стандартам организаций
электроэнергетики "Технические условия на капитальный ремонт
оборудования электростанций. Нормы и требования", установленными в
разделе 7 СТО
70238424.27.100.012-2008 Тепловые и гидравлические станции.
Методики оценки качества ремонта энергетического оборудования.
Добровольное применение
настоящего стандарта, совместно с другими стандартами организации
НП "ИНВЭЛ" позволит обеспечить выполнение обязательных требований,
установленных в технических регламентах по безопасности технических
систем, установок и оборудования электрических станций.
Сведения о
стандарте
1
РАЗРАБОТАН Закрытым акционерным обществом "Центральное
конструкторское бюро Энергоремонт" (ЗАО "ЦКБ Энергоремонт")
2
ВНЕСЕН Комиссией по техническому регулированию НП "ИНВЭЛ"
3. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В
ДЕЙСТВИЕ Приказом
НП "ИНВЭЛ" от 18.12.2009 N 93
4
ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
1 Область применения
1 Область применения
Настоящий стандарт:
-
определяет технические нормы и требования к ремонту турбин паровых
стационарных для тепловых электростанций, направленные на
обеспечение промышленной безопасности тепловых электрических
станций, экологической безопасности, повышение надежности
эксплуатации и качества ремонта;
-
устанавливает:
-
технические требования, объем и методы дефектования, способы
ремонта, методы контроля и испытаний к составным частям и турбин
паровых стационарных в целом в процессе ремонта и после
ремонта;
-
объемы, методы испытаний и сравнения показателей качества
отремонтированных паровых стационарных турбин с их нормативными
значениями и значениями до ремонта;
-
распространяется на капитальный ремонт турбин паровых
стационарных;
-
предназначен для применения генерирующими компаниями,
эксплуатирующими организациями на тепловых электростанциях,
ремонтными и иными организациями, осуществляющими ремонтное
обслуживание оборудования электростанций.
2 Нормативные ссылки
В
настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие
стандарты и другие нормативные документы:
Федеральный
закон РФ от 27.12.2002 N 184-ФЗ "О техническом
регулировании"
ГОСТ
4.424-86 Система показателей качества продукции. Турбины
паровые стационарные. Номенклатура показателей
ГОСТ
8.050-73 Нормативные условия выполнения линейных и угловых
измерений
ГОСТ
8.051-81 Погрешности, допускаемые при измерении линейных
размеров до 500 мм
ГОСТ
12.1.003-83 Шум. Общие требования безопасности
ГОСТ
27.002-89 * Надежность в технике. Основные понятия. Термины и
определения
________________
ГОСТ Р
27.002-2009
ГОСТ
162-90 Штангенглубиномеры. Технические условия
ГОСТ
166-89 Штангенциркули. Технические условия
ГОСТ
427-75 Линейки измерительные металлические. Технические
требования
ГОСТ
520-2002 * Подшипники качения. Общие технические условия
________________
*
На территории Российской Федерации документ не действует. Действует
ГОСТ
520-2011 , здесь и далее по тексту. - Примечание изготовителя
базы данных.
ГОСТ
577-68 Индикаторы часового типа с ценой деления 0,01 мм.
Технические условия
ГОСТ
868-82 Нутромеры индикаторные с ценой деления 0,01 мм.
Технические условия
ГОСТ
2405-88 Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, напоромеры,
тягомеры и тягонапоромеры. Общие технические условия
ГОСТ
6507-90 Микрометры. Технические условия
ГОСТ
8026-92 Линейки поверочные. Технические условия
ГОСТ
9038-90 Меры длины концевые плоскопараллельные. Технические
условия
ГОСТ
9378-93 Образцы шероховатости поверхности (сравнения). Общие
технические условия
ГОСТ
10157-79 Аргон газообразный и жидкий. Технические условия
ГОСТ
10905-86 Плиты поверочные и разметочные. Технические
условия
ГОСТ
11098-75 Скобы с отсчетным устройством. Технические условия
ГОСТ
13837-79 Динамометры общего назначения. Технические условия
ГОСТ
15467-79 Управление качеством продукции. Основные понятия.
Термины и определения
ГОСТ
16504-81 Система государственных испытаний продукции. Испытания
и контроль качества продукции. Основные термины и определения
ГОСТ
18322-78 Система технического обслуживания и ремонта техники.
Термины и определения
ГОСТ
23677-79 Твердомеры для металлов. Общие технические условия
ГОСТ
24278-89 Установки турбинные паровые стационарные для привода
электрических генераторов ТЭС. Общие технические требования
ГОСТ
25364-97 Агрегаты паротурбинные стационарные. Нормы вибрации
опор валопроводов и общие требования к проведению измерений
ГОСТ
25706-83 Лупы. Типы, основные параметры. Общие технические
требования
СТО
70238424.27.100.006-2008 Ремонт и техническое обслуживание
оборудования, зданий и сооружений электрических станций и сетей.
Условия выполнения работ подрядными организациями. Нормы и
требования.
СТО
70238424.27.100.011-2008 Тепловые электрические станции.
Методики оценки состояния основного оборудования
СТО
70238424.27.100.012-2008 Тепловые и гидравлические станции.
Методики оценки качества ремонта энергетического оборудования
СТО
70238424.27.010.001-2008 Электроэнергетика. Термины и
определения
СТО
70238424.27.100.017-2009 Тепловые электростанции. Ремонт и
техническое обслуживание оборудования, зданий и сооружений.
Организация производственных процессов. Нормы и требования
СТО
70238424.27.100.005-2008 Основные элементы котлов, турбин и
трубопроводов ТЭС. Контроль состояния металла. Нормы и
требования
СТО
70238424.27.040.007-2009 Паротурбинные установки. Организация
эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования.
Примечание - При
пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие
ссылочных стандартов и классификаторов в информационной системе
общего пользования - на официальном сайте национального органа
Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет или по
ежегодно издаваемому информационному указателю "Национальные
стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего
года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным
указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ
заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует
руководствоваться замененным (измененным) документом. Если
ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана
ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту
ссылку.
3 Термины, определения, обозначения и сокращения
3.1 Термины и
определения
В
настоящем стандарте применены понятия по Федеральному
закону РФ от 27.12.2002 N 184-ФЗ "О техническом регулировании" ,
термины по ГОСТ
15467 , ГОСТ
16504 , ГОСТ
18322 , ГОСТ
27.002 , СТО
70238424.27.010.001-2008 , а также следующие термины с
соответствующими определениями:
3.1.1
характеристика:
Отличительное свойство. В данном контексте
характеристики физические (механические, электрические, химические)
и функциональные (производительность, мощность...).
3.1.2 характеристика
качества:
Присущая характеристика продукции, процесса или
системы, вытекающая из требований.
3.1.3 качество
отремонтированного оборудования:
Степень соответствия
совокупности присущих оборудованию характеристик качества,
полученных в результате выполнения его ремонта, требованиям,
установленным в нормативной и технической документации.
3.1.4 качество ремонта
оборудования:
Степень выполнения требований, установленных в
нормативной и технической документации, при реализации комплекса
операций по восстановлению исправности или работоспособности
оборудования или его составных частей.
3.1.5 оценка качества
ремонта оборудования:
Установление степени соответствия
результатов, полученных при освидетельствовании, дефектовании,
контроле и испытаниях после устранения дефектов, характеристикам
качества оборудования, установленным в нормативной и технической
документации.
3.1.6 технические
условия на капитальный ремонт:
Нормативный документ, содержащий
требования к дефектованию изделия и его составных частей, способы
ремонта для устранения дефектов, технические требования, значения
показателей и нормы качества, которым должно удовлетворять изделие
после капитального ремонта, требования к контролю и испытаниям
оборудования в процессе ремонта и после ремонта.
3.2 Обозначения и
сокращения
В
настоящем стандарте применены следующие обозначения и
сокращения:
ВД - высокое
давление;
КПД - коэффициент
полезного действия;
НД - низкое давление;
НТД - нормативная и
техническая документация;
РВД - ротор высокого
давления;
РНД - ротор низкого
давления;
РСД - ротор среднего
давления;
СД - среднее
давление;
УЗК - ультразвуковой
контроль;
ЦВД - цилиндр высокого
давления;
ЦНД - цилиндр низкого
давления;
ЦСД - цилиндр среднего
давления.
4 Общие положения
4.1 Подготовка турбин
паровых стационарных (далее турбин) к ремонту, вывод в ремонт,
производство ремонтных работ и приемка из ремонта должны
осуществляться в соответствии СТО
70238424.27.100.017-2009 .
Требования к ремонтному
персоналу, гарантиям производителя работ по ремонту установлены в
СТО
70238424.27.100.006-2008 .
4.2 Выполнение требований
настоящего стандарта определяет оценку качества отремонтированных
турбин. Порядок проведения оценки качества ремонта турбин
устанавливается в соответствии с СТО
70238424.27.100.012-2008 .
4.3 Требования настоящего
стандарта, кроме капитального, могут быть использованы при среднем
и текущем ремонтах турбин. При этом учитываются следующие
особенности их применения:
-
требования к составным частям и турбинам в целом в процессе
среднего или текущего ремонта применяются в соответствии с
выполняемой номенклатурой и объемом ремонтных работ;
-
требования к объемам и методам испытаний и сравнению показателей
качества отремонтированных турбин с их нормативными значениями и
значениями до ремонта при среднем ремонте применяются в полном
объеме;
-
требования к объемам и методам испытаний и сравнению показателей
качества отремонтированных турбин с их нормативными значениями и
значениями до ремонта при текущем ремонте применяются в объеме,
определяемом техническим руководителем электростанции и достаточным
для установления работоспособности турбин.
4.4 При расхождении
требований настоящего стандарта с требованиями других НТД,
выпущенных до введения в действие настоящего стандарта, необходимо
руководствоваться требованиями настоящего стандарта.
При внесении
предприятием-изготовителем изменений в конструкторскую документацию
на турбину и при выпуске нормативных документов органов
государственного надзора, которые повлекут за собой изменение
требований к отремонтированным составным частям и турбине в целом,
следует руководствоваться вновь установленными требованиями
вышеуказанных документов до внесения соответствующих изменений в
настоящий стандарт.
4.5 Требования настоящего
стандарта распространяются на капитальный ремонт турбины паровой
стационарной в течение полного срока службы, установленного в НТД
на поставку турбин или в других нормативных документах. При
продлении в установленном порядке продолжительности эксплуатации
турбин сверх полного срока службы, требования настоящего стандарта
применяются в разрешенный период эксплуатации с учетом требований и
выводов, содержащихся в документах на продление продолжительности
эксплуатации.
5 Общие технические сведения
5.1 Типы турбин паровых,
их конструктивные характеристики, рабочие параметры и назначение
должны соответствовать ГОСТ
24278 и техническим условиям на турбины.
5.2 Стандарт разработан
на основе технических условий на капитальный ремонт турбин типа К,
Т, ПТ, Р, КТ по ГОСТ
24278 , а также технических условий на серийную продукцию
заводов-изготовителей.
6 Общие технические требования
6.1 Требования настоящего
раздела применяются совместно с общими техническими требованиями,
установленными в нормативной документации на ремонт конкретного
типа турбины.
6.2 Требования к
метрологическому обеспечению ремонта турбин:
-
средства измерений, применяемые при измерительном контроле и
испытаниях, не должны иметь погрешностей, превышающих установленные
ГОСТ
8.051 с учетом требований ГОСТ
8.050 ;
-
средства измерений, применяемые при измерительном контроле и
испытаниях, должны быть проверены в установленном порядке и
пригодны к эксплуатации;
-
нестандартизованные средства измерений должны быть аттестованы;
-
допускается замена средств измерений, предусмотренных в НТД на
ремонт, если при этом не увеличивается погрешность измерений и
соблюдаются требования безопасности выполнения работ;
-
допускается применение дополнительных вспомогательных средств
контроля, расширяющих возможности технического осмотра,
измерительного контроля и неразрушающих испытаний, не
предусмотренных в НТД на ремонт, если их использование повышает
эффективность технического контроля.
6.3 При разборке турбины
должна быть проверена маркировка составных частей, а при отсутствии
- нанесена новая или дополнительная. Место и способ маркировки
должны соответствовать требованиям конструкторской документации
завода-изготовителя и нормативной документации на ремонт
конкретного типа турбины.
6.4 До и при разборке
турбины должны быть проведены измерения, устанавливающие взаимное
положение составных частей. После сборки взаимное положение
составных частей должно соответствовать требованиям НТД на
конкретную турбину.
6.5 Способы разборки
(сборки), очистки, применяемый инструмент и условия временного
хранения составных частей должны исключать их повреждение.
6.6 При разборке (сборке)
составных частей должны быть приняты меры по временному креплению
освобождаемых деталей во избежание их падения и недопустимого
перемещения.
6.7 Обнаруженные при
разборке турбины посторонние предметы, продукты истирания не
допускается удалять до установления причин попадания (образования)
или до составления карты их расположения.
6.8 Составные части
турбины должны быть очищены. Для очистки (мойки) составных частей
должны применяться очищающие (моющие) средства и способы,
допущенные для применения в отрасли. При мойке недопустимо
отслоение, помутнение, растворение покрытия.
6.9 Допускается не
разбирать составные части для контроля посадок с натягом, если в
собранном виде не установлено ослабление посадки.
6.10 Проемы, полости и
отверстия, которые открываются или образуются при разборке турбины
и ее составных частей, должны быть защищены от попадания
посторонних предметов.
6.11 Детали резьбовых
соединений, в том числе детали стопорения от самоотвинчивания,
должны соответствовать требованиям конструкторской документации
завода-изготовителя.
6.12 Не допускается
использование деталей резьбовых соединений, если имеются следующие
дефекты:
-
забоины, задиры, надломы, выкрашивания и срывы резьбы, коррозионные
изъязвления рабочей части резьбы на длине более одного витка;
-
односторонний зазор более 1,75% от размера "под ключ" между опорной
поверхностью головки болта (гайки) и поверхностью деталей после
установки болта (гайки) до касания с деталью;
-
повреждения головок болтов (гаек) и шлицев в винтах, препятствующие
завинчиванию с необходимыми усилиями;
-
пониженная (повышенная) твердость крепежных изделий.
6.13 Моменты затяжки
резьбовых соединений должны соответствовать приведенным в
конструкторской документации завода-изготовителя и нормативной
документации на ремонт конкретного типа турбин.
6.14 Допускается
уменьшение диаметра ненарезанной части болтов (шпилек) не более,
чем на 3% от номинального.
6.15 Шпильки должны быть
завернуты в резьбовые отверстия до упора. Не допускается
деформировать шпильки при надевании на них деталей.
6.16 Болты (гайки)
фланцевых соединений должны быть равномерно затянуты.
Последовательность затяжки устанавливается технологической
ремонтной документацией и инструкциями завода-изготовителя.
6.17 Не допускаются к
повторному использованию пружинные шайбы, если высота развода
концов менее 1,65 толщины шайбы. Не допускается повторное
использование шплинтов.
6.18 Стопорные шайбы
допускается использовать повторно с загибом на головку болт (гайку)
"нового угла" и удалением деформированного.
6.19 Цилиндрические
штифты должны быть заменены, если посадка не соответствует
конструкторской документации завода-изготовителя.
Конические штифты должны
быть заменены, если плоскость наибольшего диаметра штифта
заглубляется ниже плоскости детали более 10% ее толщины.
Цилиндрические и
конические штифты должны быть заменены, если на их рабочей
поверхности имеются задиры, забоины, коррозионные изъязвления на
площади, превышающей 20% площади сопряжения и (или) резьбовая часть
имеет повреждения, указанные в п.6.11.
6.20 При установке
уплотняющих колец из эластичного материала не допускается
растяжение их по внутреннему диаметру более 5% от
первоначального.
6.21 Уплотняющие детали
из резиновых шнуров (кроме кремнеорганических), уплотняющие
(изолирующие) детали из волокнистых и прессованных материалов
должны иметь клеевое соединение с одной из уплотняемых
поверхностей, если конструкторской документацией не предусмотрено
иное.
6.22 При установке
уплотняющих деталей не допускается перекрытие ими проходного
сечения уплотняемых отверстий и каналов.
6.23 Материалы,
применяемые для ремонта, должны соответствовать требованиям
конструкторской документации завода-изготовителя турбины.
Перечень деталей, у
которых возможна замена материалов, и материалы-заменители должны
быть указаны в нормативной документации на ремонт конкретного типа
турбины.
Качество материала должно
быть подтверждено сертификатом или входным контролем в объеме,
определяемом функциональным назначением материала в соответствии с
требованиями нормативной документации на ремонт конкретного типа
турбины.
6.24 Методы и критерии
оценки состояния металла основных элементов турбины (корпусы и
детали, роторы, крепеж, лопатки, диски, сварные соединения)
производятся в соответствии с СТО
70238424.27.100.005-2008 .
Решения по восстановлению
работоспособности деталей и сборочных единиц, дефекты которых не
отражены в настоящем стандарте, принимаются после согласования с
заводом-изготовителем турбины.
6.25 Запасные части,
используемые для ремонта, должны иметь сопроводительную
документацию предприятия-изготовителя, подтверждающую их качество.
Перед установкой запасные части должны быть подвергнуты входному
контролю в объеме требований нормативной документации на ремонт
конкретного типа турбины.
6.26 При отсутствии
необходимых запасных частей решения по восстановлению
работоспособности деталей и сборочных единиц, дефекты которых
превышают предельные размеры, принимаются после согласования с
заводом-изготовителем.
7 Требования к составным частям
Требования настоящего
раздела применяются совместно с требованиями к составным частям,
установленными в нормативной документации на ремонт конкретного
типа турбины.
Нормы зазоров и натягов
сопряжений составных частей устанавливаются в СТО на ремонт
конкретной турбины.
При восстановлении
составных частей или замене одной (двух) сопрягаемых деталей должны
быть обеспечены величины зазоров (натягов), указанные в графе "по
чертежу". В отдельных обоснованных случаях допускается
восстанавливать сопряжение, обеспечивая величины зазоров (натягов),
указанные в графе "допустимые без ремонта при капитальном
ремонте".
Допускаемые максимальные
зазоры узлов регулирования при капитальном ремонте могут быть
разрешены только при условии, что испытания системы регулирования
на стоящей и на вращающейся турбине, проведенные в объеме паспорта
завода-изготовителя, покажут выполнение всех характеристик.
Для золотников и букс
сервомоторов регулирующих клапанов должны быть дополнительно сняты
силовые характеристики сервомоторов (при искусственно заторможенном
поршне), которые должны удовлетворять установленным
требованиям.
При ручной дуговой сварке
и наплавке составных частей применять сварочные материалы,
указанные в конструкторской документации, при дуговой сварке в
защитном газе применять газ аргон 1 или 2 сорта по ГОСТ
10157 .
Места наплавки и заварки
не должны иметь:
-
непровара по линии соединения основного и наплавленного металла,
шлаковых включений и пор;
-
трещин в наплавленном слое и основном металле около мест
заварки;
-
течи при необходимости соблюдения герметичности;
-
увеличенной, по сравнению с основным металлом, твердости,
препятствующей механической обработке;
-
наплавленный слой должен быть зачищен заподлицо с основной
поверхностью, шероховатость поверхности зачищенного слоя - не более
3,2.
Разборка цилиндров ВД и
СД выполняется при достижении температуры 100 °С в зоне подвода
острого пара.
Перед разборкой
необходимо убедиться в обесточивании приборов контроля и управления
турбоагрегатом.
Разборку цилиндров и
подшипников необходимо начинать с отсоединения фланцев паропроводов
и маслопроводов, штепселей и электрических разъемов термодатчиков,
элементов регулирования и парораспределения и т.п.
Развинчивание разъемов
необходимо начинать с удаления стопорных элементов крепежных
изделий (шайб, шплинтов, проволок и др.). При наличии контрольных
штифтов, болтов, шпилек их необходимо удалить первыми, контролируя
их маркировку и места их установки. Крепежные изделия,
установленные в зоне высоких температур, смачивают растворителем
(скипидаром или др. средством) по их резьбовым соединениям для
облегчения разборки.
При выполнении измерений
в процессе разборки места измерений следует очистить от отложений и
зачистить забоины, места установки измерительных средств необходимо
отметить для возможности повторения измерений в тех же местах в
процессе выполнения ремонта.
При визуальном и
измерительном контроле используются инструменты, приспособления и
приборы в соответствии с ГОСТ
162 , ГОСТ
166 , ГОСТ
427 , ГОСТ
577 , ГОСТ
868 , ГОСТ
2405 , ГОСТ
6507 , ГОСТ
8026 , ГОСТ
9038 , ГОСТ
9378 , ГОСТ
10905 , ГОСТ
11098 , ГОСТ
13837 , ГОСТ
23677 , ГОСТ
25706 и методы согласно СТО
70238424.27.100.005-2008 .
7.1 Корпусные части
цилиндров ВД, СД
7.1.1 Трещины на
поверхности корпусов выявляются визуальным контролем и методами
дефектоскопии в соответствии с СТО
70238424.27.100.005-2008 . Выборка трещин, заплавка и обработка
в соответствии с методом заварки без термообработки.
Допускаются выборки
трещин глубиной до 15% от толщины стенки оставлять без
заплавки.
Трещины в ранее
наплавленном металле и околонаплавочных зонах не допускаются.
Локальные раковины,
пористость, морщины при отсутствии трещин выбирать не следует.
7.1.2 Задиры, забоины в
местах сопряжений выявляются с помощью визуального и измерительного
контроля. Устраняются опиловкой. Параметр шероховатости
уплотнительных и посадочных поверхностей - 1,6, остальных
поверхностей - 3,2.
7.1.3 Неплотности
горизонтального разъема выявляются методами измерений.
Устраняются:
Без шабрения разъема;
-
наплавкой и шабрением малых участков разъема;
-
шабрением разъема.
7.1.4 Трещины в местах
приварки коробов обогрева фланцев шпилек, при их наличии,
выявляются гидравлическими испытаниями и устраняются разделкой и
заваркой. Течи не допускаются.
7.1.5 Отклонения от
плоскостности торцов колпачковых гаек крепежа выявляются
визуальными и измерительными методами. Устраняются зачисткой и
шабрением. Параметр шероховатости торцов - 3,2.
7.1.6 Износ пригнанной
поверхности контрольных штифтов и шпилек разъемов выявляется
визуальными и измерительными методами. Устраняются запиловкой.
Допускается повреждение не более 25% пригнанной поверхности
штифтов. Параметр шероховатости поверхности - 1,7.
7.2 Корпусные части
цилиндров НД
7.2.1 Неплотность разъема
ЦНД выявляется методами измерений. Устраняется:
-
наплавкой и шабрением малых участков раскрытия разъема;
-
уплотнением разъема резиновым шнуром, уложенным в канавку на
разъеме ЦНД.
Параметр шероховатости
поверхностей - 3,2. В местах наплавки непровары и подрезы не
допускаются.
7.2.2 Задиры и забоины
сопрягаемых поверхностей корпуса ЦНД, перекрыши по торцам расточек
под корпуса каминов выявляются методами визуального и
измерительного контроля. Устраняются зачисткой, опиловкой. Параметр
шероховатости - 3,2.
7.2.3 Изменение зазоров
дистанционных болтов крепления цилиндра НД к фундаменту выявляется
методами измерений. Устраняется за счет подрезки головки болта или
его упорной части.
7.2.4 Выполнить проверку
деформации (остаточной) корпуса ЦНД относительно крышки в осевом
направлении и устранить смещение расточек под каминные камеры.
7.3 Внутренний корпус
ЦВД
7.3.1 Неплотность разъема
выявляется методами измерений. Устраняется наплавкой и шабрением.
Параметр шероховатости - 3,2.
7.3.2 Трещины, локальные
раковины поверхностей выявляются визуальным контролем. Устраняются
выборкой, запиловкой и обработкой. Допускается выборка трещин
глубиной до 15% от толщины стенки оставлять без заплавки. Трещины в
наплавленной и околонаплавочных зонах не допускаются.
7.3.3 Задиры, забоины
поверхностей сопряжения выявляются визуальным и измерительным
контролем. Устраняются опиловкой. Параметр шероховатости -12,5.
7.3.4 Отклонение от
плоскостности торцов колпачковых гаек крепежа разъема выявляются
методами визуального и измерительного контроля. Устраняются
зачисткой и шабрением. Параметр шероховатости торцов - 12,5.
7.3.5 Необходимость
контроля стопорения втулок паровпускных патрубков выявляется
визуально или с помощью измерений.
7.4 Внутренний корпус
ЦНД
7.4.1 Неплотность разъема
выявляется методами измерений. Устраняется наплавкой и шабрением,
уплотнением разъема. Параметр шероховатости - 3,2.
7.4.2 Задиры и забоины
поверхностей сопряжения выявляются визуальным и измерительным
контролем. Устраняются опиловкой. Параметр шероховатости - 3,2.
7.4.3 Измененные зазоры
по направляющим шпонкам лап корпуса выявляются измерительным
контролем. Устраняются соответствующей обработкой поверхностей
направляющих шпонок.
7.5 Обоймы диафрагм
7.5.1 Неплотность
разъемов выявляется методами измерений. Устраняется обработкой.
Параметр шероховатости - 3,2.
7.5.2 Износ посадочных
поверхностей нижнего шпоночного паза выявляется методами измерения
люфта. Устраняется наплавкой и обработкой.
7.5.3 Задиры, забоины
посадочных поверхностей сопряжения с корпусом цилиндра выявляются
визуальным и измерительным контролем. Устраняется опиловкой,
зачисткой. Параметр шероховатости поверхностей - 3,2.
7.5.4 Ослабление посадки
уплотнительных вставок в пазу обойм выявляется методами визуального
и измерительного контроля. Устраняется обработкой.
7.6 Диафрагмы
7.6.1 Неплотность разъема
выявляется методами измерений. Устраняется шабрением. Параметр
шероховатости - 3,2.
7.6.2 Увеличенные зазоры
по вертикальной и продольной шпонкам выявляются методами измерений.
Устраняются наплавкой и обработкой.
7.6.3 Задиры, забоины
посадочных поверхностей сопряжения с обоймами, корпусом цилиндра
выявляются методами визуального и измерительного контроля.
Устраняются зачисткой, опиловкой. Параметр шероховатости - 3,2.
7.6.4 Увеличенный
остаточный прогиб диафрагм ЦВД и ЦСД выявляются методами измерений.
Изменение зазоров в проточной части, вызванное погибом диафрагм,
устраняется проточкой диафрагм либо их заменой. Допускается
утонение полотна диафрагмы на величину не более 1,0 мм.
7.6.5 Притупление и износ
зачеканенных уплотнительных гребней и надбандажных уплотнений
диафрагм ЦНД выявляются методами визуального и измерительного
контроля. Ликвидируются восстановлением заостренности или вырезкой
и набивкой новых гребней.
7.6.6 Повреждение
завальцованных в диафрагмы ЦВД уплотнений хвостов лопаток,
повышенная хрупкость гребней выявляются методами визуального
контроля. Ликвидируются выправлением либо заменой.
7.6.7 Трещины длиной до
15 мм, надрывы и вырывы от 15 до 150 мм металла на кромках
направляющих лопаток, погнутости и забоины выявляются методами
визуального и измерительного контроля. Ликвидируются методами
восстановления (выборкой трещин, запиловкой, рихтовкой и др.).
Количество выборок на ступень не более 15 шт.
7.6.8 Солевые отложения
на направляющих лопатках выявляются методами визуального и
измерительного контроля. Ликвидируются вручную, высоконапорной
установкой, гидроабразивной установкой. Параметр шероховатости
лопаток - 3,2.
7.6.9 Уменьшение
проходных сечений горл сопловых каналов выявляется методами
измерительного контроля. Ликвидируется отгибанием выходных кромок
направляющих лопаток. Допускаемое отгибание площади горл не более
5% от размера по чертежу.
7.7 Диафрагмы
регулирующие
7.7.1 Задиры, забоины
посадочных поверхностей сопряжения с обоймами, корпусом цилиндра
выявляются методами визуального и измерительного контроля.
Устраняются зачисткой, опиловкой. Параметр шероховатости - 2,5.
7.7.2 Неплотность разъема
выявляется методами измерений. Устраняется шабрением. Параметр
шероховатости - 2,5.
7.7.3 Увеличенные зазоры
по вертикальной и продольной шпонкам сопряжения половин диафрагм
выявляются методами измерительного контроля. Устраняются наплавкой
и обработкой.
7.7.4 Притупление и износ
зачеканенных уплотнительных гребней и надбандажных уплотнений
диафрагм выявляются методами визуального и измерительного контроля.
Ликвидируются восстановлением заостренности или вырезкой и набивкой
новых гребней.
7.7.5 Увеличенный
остаточный прогиб диафрагм выявляется методами измерений. Изменение
зазоров в проточной части, вызванное погибом диафрагм, устраняется
проточкой диафрагм либо их заменой. Допускается утонение полотна
диафрагмы на величину не более 1,0 мм.
7.7.6 Уменьшение
(увеличение) по окружности зазора между накладкой и поворотным
кольцом выявляется методами измерительного контроля. Устраняется
обработкой буртов накладки. Зазор, установленный по чертежам
завода-изготовителя, должен быть выдержан по всей окружности.
7.7.7 Разность перекрытия
каналов кольца поворотного и диафрагмы устанавливается
измерительным контролем. Устраняется снятием фасок в каналах кольца
или их наплавкой с последующей обработкой. Допускается перекрытия
не менее 1,5 мм по всей высоте канала. Одновременность открытия
каналов проверить при открытии на 3,0 мм. Максимальная разность
размеров открытия на одном диаметре не более 1,5 мм.
7.7.8 Способы
дефектования и устранения дефектов, технические требования после
ремонта кольца поворотного аналогичны диафрагме.
7.7.9 Дефекты крепежных
изделий устанавливаются визуальным контролем. Устраняются
восстановлением или заменой.
7.8 Обоймы уплотнений
7.8.1 Деформация
внутренней поверхности обоймы выявляется методами измерительного
контроля. Ликвидируется проточкой, термической правкой, заменой.
Допустимые отклонения согласовываются с заводом-изготовителем.
7.8.2 Неплотность разъема
обоймы выявляется методами измерительного контроля. Ликвидируется
шабрением, фрезерованием.
7.8.3 Задиры, забоины
посадочных поверхностей выявляются методами визуального и
измерительного контроля. Ликвидируются зачисткой, опиловкой.
Параметр шероховатости уплотнительных поверхностей - 1,6, остальных
- 3,2.
7.9 Сборка корпусной
части цилиндров
7.9.1 Нарушенные зазоры
между шпонками обойм и корпусами цилиндров выявляются методами
измерительного контроля. Восстанавливаются обработкой поверхностей
с возможным применением наплавки.
7.9.2 Нарушенные зазоры
между шпонками диафрагм и корпусами цилиндров (обойм) выявляются
методами измерительного контроля. Восстанавливаются обработкой
шпонок (или пазов) или калиброванных прокладок.
7.9.3 Нарушенные зазоры
между сегментами уплотнительных колец и расточек диафрагм
выявляются методами измерительного контроля. Восстанавливаются
обработкой поверхностей обойм и корпуса уплотнений.
7.9.4 Нарушенные зазоры
между центрирующими шпонками внутреннего корпуса и наружного
корпуса выявляются методами измерительного контроля.
Восстанавливаются обработкой центрирующей шпонки.
7.10 Роторы ВД, СД,
НД
7.10.1 Отклонение от
круглости профиля продольного сечения шеек валов выявляется
методами визуального и измерительного контроля. Восстанавливается
обработкой. Параметр шероховатости поверхности - 0,8; допуск
профиля продольного сечения 0,09 мм; допуск круглости не более 0,02
мм. Допускаемое уменьшение диаметра не более 1% от чертежных
размеров. Допускаются отдельные повреждения глубиной до 0,5 мм не
более чем на 10% поверхности, по длине образующей не более 15%,
допускаются кольцевые риски глубиной до 0,2 мм.
7.10.2 Нарушенное
торцевое биение роторов выявляется методами измерительного
контроля. Устраняется обработкой сопрягаемых торцевых поверхностей.
Допуски биения должны быть минимальными не более 0,02 мм.
7.10.3 Увеличенное
радиальное биение (остаточный прогиб ротора) выявляется методами
измерительного контроля. Вызванный прогибом ротора дисбаланс
устраняется балансировкой на низкочастотном балансировочном
станке.
При радиальном биении
РВД, РСД более 0,15 мм, а РНД - более 0,1 мм, выполнить правку
ротора на заводе-изготовителе или на специализированной ремонтной
базе.
7.10.4 Натиры, забоины на
торцевых поверхностях дисков выявляются методом визуального
контроля. Проверяются на отсутствие трещин и твердость при наличии
цветов побежалости. Допускаются заоваленные следы натиров глубиной
до 2 мм. Изменение твердости в местах натиров не допускается.
Натиры на щечках дисков не допускаются.
7.10.5 Истирание осевых и
радиальных уплотнительных гребней на ленточных бандажах и у корня
рабочих лопаток выявляется методами визуального и измерительного
контроля. Устраняются восстановлением или заменой.
7.10.6 Истирание шипов
рабочих лопаток выявляется визуальным и измерительным контролем.
Возможна наплавка кромок шипов аустенитными электродами.
7.10.7 Истирание,
деформация бандажей рабочих лопаток выявляется визуальным и
измерительным контролем. Устраняется восстановлением или
заменой.
7.10.8 Эрозионный износ
рабочих лопаток регулирующей ступени, трещины по сварке пакетов
выявляются визуальным и измерительным контролем. Устраняется
заменой лопаток при превышении допустимых показателей износа.
[email protected]
Если процедура оплаты на сайте платежной системы не была завершена, денежные
средства с вашего счета списаны НЕ будут и подтверждения оплаты мы не получим.
В этом случае вы можете повторить покупку документа с помощью кнопки справа.
Произошла ошибка
Платеж не был завершен из-за технической ошибки, денежные средства с вашего счета
списаны не были. Попробуйте подождать несколько минут и повторить платеж еще раз.
Энергетический паспорт Энергетический паспорт – это документ, разрабатываемый по результатам энергетического обследования, в котором отражены данные о характеристиках предприятия в целом, зданий и сооружений, энергопотребляющего оборудования, данные о потреблении энергетических ресурсов и удельные показатели энергоемкости выпускаемой продукции или оказываемых услуг, а также показатели энергетической эффективности предприятия в целом и отдельных технологических процессов. В числе прочих данных, энергетический паспорт включает в себя Приложение 21 «Потенциал энергосбережения потребляемых энергоресурсов» и Приложения 20 и 22, содержащие перечень рекомендуемых к реализации энергосберегающих мероприятий организационного и технического характера.
Энергетический паспорт составляется в соответствии с Федеральным законом от 23.11.2009 N 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности, и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации». Форма энергетического паспорта установлена Приказом Минэнерго России № 400 от 30.06.2014 г.
Классификация энергетического паспорта
- Энергетический паспорт организации (юридического лица) включает Приложения 1 – 34 к Приказу Минэнерго. Данный паспорт необходим для выполнения требований ФЗ-261 в части проведения обязательного энергетического обследования. Разрабатывается такой энергетический паспорт не реже, чем 1 раз в 5 лет.
- Энергетический паспорт отдельного здания оформляется по форме Приложения 35 к Приказу Минэнерго №400. Данный паспорт необходим исключительно для предоставления строительному надзору в составе пакета документов при вводе зданий (строений) в эксплуатацию. Разрабатывается такой энергетический паспорт единоразово.
Каким организациям и в каком случае необходимо иметь энергетический паспорт
Действующий энергетический паспорт организации (юридического лица) обязательно должен быть в наличии у всех юридических лиц, подпадающих под требования ФЗ-261 о проведении обязательного энергетического обследования. Статьей 16 ФЗ-261 «Об энергосбережении…» установлены указанные ниже критерии обязательности энергетического обследования. Если организация подпадает хотя бы под 1 из данных критериев, энергетическое обследование для неё является обязательным.
- Органы государственной власти и местного самоуправления.
- Организации с участием государства или муниципального образования. К данному пункту относятся как организации, напрямую принадлежащие государству или муниципальному образованию, так и организации, в цепочке собственников (или акционеров) которых прослеживаются компании с государственным участием.
- Организации, осуществляющие регулируемые виды деятельности (теплоснабжение, водоснабжение и водоотведение, электроснабжение, газоснабжение, утилизация ТБО и др.).
- Организации, которые занимаются производством тепловой энергии (в том числе для собственных нужд), добычей воды (в том числе для собственных нужд), электрической энергии (в том числе для собственных нужд) и любых других видов энергоресурсов (природный газ, нефть, уголь, нефтепродукты, переработка природного газа, нефти). Также настоящий пункт распространяется на компании, которые осуществляют транспортировку любых энергоресурсов. Данный пункт является основным, под который подпадает большинство честных юридических лиц. Ранее часть юридических лиц считала, что наличие производства энергетических ресурсов исключительно для собственных нужд (например, тепловой энергии для отопления собственного здания) не является критерием обязательности энергетического обследования.
- Организации, совокупные затраты которых на все ТЭР превышают 50 млн. руб. в год.
- Организации, которые реализуют энергосберегающие мероприятия за счет бюджетных средств.
Процесс оформления энергетического паспорта (со сроками).
Оформлять энергетический паспорт вправе только специализированные организации, являющиеся членами СРО в области проведения энергетических обследований и имеющие в штате квалифицированных специалистов.
- Для оформления энергетического паспорта в первую очередь необходимо прислать нам заполненный опросный лист по нашей форме опросный лист в формате Word (ссылка для скачивания) , либо прислать основную информацию из опросного листа в свободной форме.
- После получения заполненного опросного листа специалисты нашей компании произведут расчет точной стоимости и сроков выполнения работы и направят в Ваш адрес официальное коммерческое предложение. Расчет стоимости работы и подготовки коммерческого предложения, как правило, занимает не более 24 часов с момента получения опросного листа.
- Вы принимаете решение о заключении Договора и направляете нам карточку с реквизитами компании.
- Наши специалисты готовят проект Договора и направляют его Вам для согласования и подписания.
- После подписания Договора наши специалисты совместно с сотрудниками предприятия собирают исходные данные для разработки энергетического паспорта организации. В зависимости от масштаба предприятия сбор исходных данных может занимать от нескольких дней до нескольких месяцев.
- Когда все необходимые данные собраны, энергоаудиторы начинают производить все необходимые расчеты и заполнять форму энергетического паспорта. На данном этапе производится разработка энергосберегающих мероприятий, составляются балансы по всем видам энергоресурсов, составляются прогнозы потребления энергоресурсов на следующе 5 лет и согласовывается график внедрения энергосберегающих мероприятий, а также оформляется Отчет об энергетическом обследовании.
- После разработки, энергетический паспорт согласовывается с Заказчиком и направляется на проведение независимой экспертизы в СРО.
- По итогам экспертизы выдаётся экспертное заключение о соответствии энергетического паспорта требованиям законодательства и паспорту присваивается регистрационный номер в реестре СРО.
- После регистрации в СРО оригинал энергетического паспорта, заверенный подписью и круглой печатью СРО и нашей компании, передается Заказчику, а электронная копия паспорта направляется в Минэнерго России для регистрации. После регистрации копии паспорта в Минэнерго процедура оформления энергопаспорта полностью завершена. Срок действия паспорта составит 5 лет с даты, указанной на титульном листе.
Прайс-лист
Стоимость оформления энергетического паспорта полностью зависит от масштаба организации, количества и площади зданий и состава энергохозяйства предприятия. Точную стоимость можно определить только после получения заполоненного опросного листа. Ориентировочная стоимость для организаций различной сферы деятельности указана ниже.
Санкции за отсутствие энергетического паспорта у организации.
Федеральным законом 261-ФЗ от 23.11.2009 «Об энергосбережении и повышении энергетической эффективности…» установлен размер штрафа на нарушение сроков проведения обязательного энергетического обследования в размере до 250 000 рублей, а также штраф на должностное лицо (ответственного сотрудника) от 10 000 рублей до 15 000 рублей. Наложение штрафа не освобождает организацию от проведения обязательного энергетического обследования. При наложении штрафа выдается предписание на устранение нарушения. Срок устранения определяется исходя из реального срока проведения энергетического обследования, обычно составляет 2-4 месяца.
Требования к форме энергетического паспорта установлены Приказ Минэнерго РФ от 30.06.2014 г. №400. Энергетический паспорт состоит из следующих форм (приложений):
- Приложение №1 титульный лист.
- Приложение №2 общие сведения об объекте энергетического обследования.
- Приложение №3 сведения об оснащенности приборами учета.
- Приложение №4 Сведения о потреблении энергетических ресурсов и воды и его изменениях.
- Приложение № 5 Сведения по балансу электрической энергии и его изменениях.
- Приложение № 6 Сведения по балансу тепловой энергии и его изменениях.
- Приложение № 7 Сведения по балансу потребления котельно-печного топлива. Сведения по выбросам СО2-эквивалента при использовании энергетических ресурсов за отчетный (базовый) год. Сведения по выбросам СО2-эквивалента при использовании энергетических ресурсов и его изменениях.
- Приложение № 8 Сведения об использовании моторного топлива.
- Приложение № 9 Сведения по балансу воды и его изменениях.
- Приложение № 10 Сведения об использовании вторичных энергоресурсов.
- Приложение № 11 Показатели использования электрической энергии на цели освещения. Сведения о системах освещения и показатели энергетической эффективности использования электрической энергии на цели наружного освещения площадок предприятий, населенных пунктов и автомобильных дорог вне населенных пунктов.
- Приложение № 12 Основные технические характеристики энергетических ресурсов и их потребление основными технологическими комплексами.
- Приложение № 13 Краткая характеристика объекта (зданий, строений и сооружений) .
- Приложение № 14 Сведения о показателях энергетической эффективности. Оценка соответствия фактических показателей паспортным и расчетно-нормативным значениям.
- Приложение № 15 Описаний линий передачи энергоресурсов и воды.
- Приложение № 16 Сведения о протяженности воздушных кабельных линии передачи электроэнергии.
- Приложение № 17 Сведения о количестве и установленной мощности трансформаторов.
- Приложение № 18 Сведения о количестве и мощности устройств компенсации реактивной мощности.
- Приложение № 19 Сведения о величине потерь переданных энергоресурсов.
- Приложение № 20 Рекомендации по сокращению потерь переданных энергоресурсов.
- Приложение № 21 Потенциал энергосбережения и оценка экономии потребляемых энергетических ресурсов.
- Приложение № 22 Сведения о рекомендуемых обеспечивающих мероприятиях по энергосбережению и повышению энергетической эффективности. Сведения о рекомендуемых мероприятиях по энергосбережению и повышению энергетической эффективности.
- Приложение № 23 Сведения о должностных лицах, ответственных за обеспечение мероприятий по энергосбережению и повышению энергетической эффективности.
- Приложение № 24 Сведения о квалификации персонала.
- Приложение № 25 – 34 (заполняются только для газотранспортных организаций) .
Энергопотребление любого производства может быть оптимизировано, что приведет к уменьшению затрат на электричество. Для оптимизации проводится энергоаудит - комплекс мероприятий, направленных на поиск возможностей сбережения энергии. Результаты аудита вносятся в энергетический паспорт.
Задача обследования
Энергетический аудит имеет следующие цели:
- Получение информации о текущем потреблении электроэнергии на объекте;
- Поиск возможностей для снижения затрат на электричество;
- Оптимизация потребления энергии;
- Снижение затрат на производство продукции.
Достижение желаемых результатов возможно при составлении индивидуального плана работ, включающем изучение всех сооружений и агрегатов, относящихся к данному предприятию.
Энергетический паспорт
Результаты проведенных работ вносятся в специальный документ – энергетический паспорт объекта. Его форма и порядок заполнения регламентируется приказом Министерства энергетики Российской Федерации №400, от 30 июня 2014 года. К паспорту прилагается подробный отчет о проведенных работах, включающий записи о расчетах всех показателей, представленных в паспорте. В отчет также вносится технико-экономическое обоснование целесообразности проведения оптимизационных работ для сбережения энергоресурсов .
Предприятия, подлежащие обязательному аудиту
Проведение мероприятий, направленных на снижение энергозатрат, может носить добровольный или принудительный характер. Частные компании интересуются энергоаудитом для снижения себестоимости выпускаемой продукции на добровольной основе. Объекты, которые подлежат обязательному аудиту:
- Предприятия, часть капитала которых принадлежит государству или государственным учреждениям;
- Компании, деятельность которых связана с добычей, обработкой или транспортировкой газа, каменного угля, нефти и нефтепродуктов;
- Производства, потребление энергии которых превышает 50 миллионов рублей в год;
- Организации, осуществляющие контролируемую деятельность.
Регламентирование энергетического обследования
Согласно действующему законодательству, проводить энергетическое обследование могут только те лица, которые являются участниками саморегулирующих организаций в сфере энергетического аудита. Отсюда следует определение – энергетическое обследование это комплекс мероприятий, направленных на присвоение объекту определенного класса энергетической эффективности . Энергетический класс сооружения – оценка эффективности работы того или иного сооружения по критерию потребления энергетических ресурсов. Существует пять классов, обозначаемых латинскими буквами от A до E, где А – высший класс, Е – низший.
Этапы энергетического обследования
Последовательность работ при энергетическом обследовании может различаться в зависимости от типа объекта и воздействия внешних факторов. К основным этапам относится:
- Изучение документации – анализ технической составляющей сооружения, включающий среднее потребление энергоресурсов в месяц и количество единиц электрооборудования;
- Обследование объекта – изучение потребления энергоресурсов индивидуально к каждой единице котельного, обогревательного, производственного и других типов оборудования, работающего на предприятии;
- Анализ данных – сопоставление полученной информации об уровне потребляемых энергоресурсов с установленным нормальным уровнем, описанном в технической документации агрегатов;
- Проектирование сберегающих мероприятий – разработка действий, направленных на оптимизацию уровня потребляемых энергоресурсов и снижению затрат.
Результаты энергообследования
В качестве результатов энергообследования могут выступать:
- Энергетический паспорт и технический отчет.
- Заключение исследования качества потребляемого ресурса;
- Рекомендации действий, направленных на оптимизацию потребления энергетических ресурсов;
- Рекомендации и мероприятия для повышения энергоэффективности производимой продукции;
Нет единой оценки стоимости энергетического аудита. Специалисты аудиторских компаний представили усредненную ценовую политику, в основе которой лежат определенные факторы: размер объекта, количество электрооборудования, сложность работ и т.д.
Цены могут значительно различаться в разных организациях, предоставляющих услуги аудита. Это объясняется серьезностью работ и широтой знаний, необходимых для их проведения. В обследовании участвуют специалисты сбора и анализа данных, составления технической документации. Подготовка отчетных документов занимает длительный срок. Заказчикам аудита следует понимать эти тонкости и иметь ввиду, что если какая-либо организация предлагает аудит в очень короткие сроки и по минимальной цене – скорей всего в её заключении будет указана лишь поверхностная информация, практически не несущая пользы предприятию.
Ответственность за не проведение энергоаудита в установленном порядке
Ранее было указано, какие предприятия в принудительном порядке должны проходить энергетический аудит. Законодательством предусмотрены наказания за невыполнение или несвоевременное выполнение этого требования в виде административных штрафов (Закон РФ №261-Ф3 от 23 ноября 2009 года «О повышении энергоэффективности»).
Советы для экономии электрической энергии и других энергоресурсов.
Снизить потребление тока на предприятии поможет:
- Замена старой проводки на новую – плохие контакты могут стать причиной электропотерь;
- Замена ламп накаливания энергосберегающими лампами или светодиодными светильниками;
- Установка больших окон в помещениях;
- Применение стабилизаторов напряжения;
- Использование светорегуляторов и автоматики вкл/откл света.
- Замена одинарных окон на двухкамерные стеклопакеты.
- Утепление ограждающих конструкций здания.
- Установка систем автоматического регулирования температуры теплоносителя в зависимости от температуры окружающей среды.
- Замена старых котлов на более современные с большим КПД.
- Перевод автомобилей на работу на сжиженном газе.
Оптимизация потребления электричества благоприятно отразится не только на экономике предприятия, но и на экономике страны в целом.
Прайс-лист на составление энергетического паспорта
Видео на тему энрегоаудита и энергетического паспорта
