5.2 Воздушные линии электропередачи напряжением 35-750 кВ
5.2.1 При техническом обслуживании выполняются осмотры, профилактические проверки, измерения, работы по предохранению элементов ВЛ от преждевременного износа путем устранения повреждений и неисправностей, выявленных при осмотрах, проверках и измерениях.
Перечень основных работ, выполняемых при техническом обслуживании ВЛ и сроки их проведения в соответствии с ПТЭ и СО 34.20.504-94 (РД 34.20.504-94) приведены в таблице 5.1.
Таблица 5.1 Перечень основных работ по техническому обслуживанию ВЛ 35-750 кВ
| Наименование работы | Сроки проведения |
| Осмотры |
|
| 1. Периодический осмотр в дневное время без подъема на опоры | По графикам, утвержденным главным инженером электросети. Не реже 1 раза в год |
| 2. Верховой осмотр с выборочной проверкой состояния проводов, тросов в зажимах и дистанционных распорок | На ВЛ или их участках со сроком службы 20 лет и более или проходящих в зонах интенсивного загрязнения, а также по открытой местности - не реже 1 раза в 6 лет; на остальных ВЛ (их участках) - не реже 1 раза в 12 лет. |
| 3. Выборочный осмотр отдельных ВЛ (их участков) инженерно-техническим персоналом | Не реже 1 раза в год |
| 4. Осмотр ВЛ (их участков), подлежащих капремонту инженерно-техническим персоналом | Перед ремонтом |
| 5. Внеочередной осмотр | После отключений при нарушениях работы, после стихийных явлений, при возникновении условий, которые могут привести к повреждению ВЛ, после автоматического отключения ВЛ релейной защитой (по решению руководства ПЭС) |
| 6. Ночной осмотр | По мере необходимости |
| Основные профилактические измерения, проверки |
|
| 7. Проверка расстояния от проводов до поверхности земли и различных объектов, до пересекаемых сооружений | По графику, утвержденному главным инженером ПЭС не реже 1 раза в 3 года, а также по мере необходимости после осмотра ВЛ или капитального ремонта и реконструкции. |
| 8. Измерение стрел провеса проводов и грозозащитных тросов, расстояний между проводами и проводов до элементов опор: на ВЛ 35-220 кВ в 3-5%, на ВЛ 330-750 кВ - в 1% пролетов | Не реже 1 раза в 6 лет. |
| 9. Проверка состояния опор, проводов, тросов, изоляции (визуально) | При периодических осмотрах |
| 10. Проверка и подтяжка бандажей, болтовых соединений, гаек анкерных болтов опор | Не реже 1 раза в 6 лет |
| 11. Выборочная проверка состояния фундаментов опор и U-образных болтов опор на оттяжках с выборочным вскрытием грунта; проверка тяжений в оттяжках | Не реже 1 раза в 6 лет |
| 12. Проверка антикоррозионного покрытия металлических опор, траверс, подножников и анкеров оттяжек с выборочным вскрытием грунта | Не реже 1 раза в 6 лет |
| 13. Проверка загнивания деталей деревянных опор | Первый раз через 3-6 лет после ввода в эксплуатацию, далее не реже 1 раза в 3 года, а также перед подъемом на опору или сменой деталей |
| 14. Проверка состояния контактных болтовых соединений проводов электрическими измерениями | Не реже 1 раза в 6 лет |
| 15. Проверка (визуально) целостности изоляторов всех типов | При осмотре ВЛ |
| 16. Проверка электрической прочности фарфоровых изоляторов | Первый раз на 1-2 год, второй раз на 6-10 год после ввода ВЛ в эксплуатацию, далее - в зависимости от уровня отбраковки и условий работы изоляторов |
| 17. Измерение сопротивления заземляющих устройств опор | После капитального ремонта или реконструкции заземляющего устройства |
| 18. Измерение сопротивления заземляющих устройств опор ВЛ 110 кВ и выше с грозозащитными тросами | После обнаружения следов перекрытий или разрушений изоляторов электрической дугой |
| 19. Выборочное на 2% опор от общего числа опор с заземлителями измерение сопротивления заземляющих устройств опор в населенной местности, на участках ВЛ с агрессивными, оползневыми, плохо проводящими грунтами | Не реже 1 раза в 12 лет |
| 20. Проверка состояния трубчатых разрядников, ОПН, защитных искровых промежутков, проверка наличия заземляющих проводников, их соединения с заземлителем | При осмотре ВЛ |
| Основные работы, выполняемые при необходимости |
|
| 21. Восстановление нумерации знаков и плакатов | |
| 22. Технический надзор за проведением работ при сооружении новых ВЛ | |
| 23. Наблюдение за образованием гололеда | |
| Охрана ВЛ |
|
| 24. Работы, связанные с соблюдением правил охраны электрических сетей | |
| Работы на трассе ВЛ |
|
| 25. Предохранение опор от низовых пожаров, меры по предотвращению пожаров | По планам, утвержденным главным инженером электросети |
| 26. Планировка грунта у опор, подсыпка и подтрамбовка грунта у основания опор | |
| 27. Замена отдельных дефектных элементов ВЛ в межремонтный период, выправка единичных опор | По результатам обходов и осмотров |
| 28. Расчистка трасс линий электропередачи | По результатам обходов и осмотров |
5.2.2 Неисправности ВЛ, выявленные в результате осмотров, вносятся в листки осмотра. Результаты измерений заносятся в ведомости (журналы): загнивания деталей деревянных опор, измерения болтовых соединений провода, проверки линейной изоляции, проверки и измерения сопротивления заземления опор, измерения габаритов и стрел провеса провода (троса), измерения тяжения в оттяжках опор.
5.2.3 Неисправности, выявленные при осмотрах, вносятся в ведомости (журнал) неисправностей ВЛ, где мастером указывается срок и способ ликвидации неисправности, отмечается дата ее устранения.
Плановый ремонт
5.2.4 Объем работ по ремонту ВЛ определяется на основе ведомостей (журналов) неисправностей, результатов оценки технического состояния ВЛ, нормативных требований, допусков и норм отбраковки.
5.2.5 Капитальный ремонт ВЛ на железобетонных и металлических опорах выполняется не реже 1 раза в 12 лет, ВЛ на опорах с деревянными деталями - не реже 1 раза в 6 лет (ПТЭ). По результатам обследований и оценки техсостояния срок может быть увеличен решением сетевой компании, МЭС.
5.2.6 При капитальном ремонте выполняются следующие виды работ в соответствии с СО 34.20.409-99 (РД 153.34.3-20.409-99) и СО 34.20.504-94 (РД 34.20.504-94):
- на трассе ВЛ : устройство проездов по трассе, установка отбойных тумб у опор, расположенных у обочин дорог, ремонт ледозащитных сооружений;
Расчистка трасс от древесно-кустарниковой растительности; поддержание ширины просеки в размерах, установленных проектом и требованиями ПУЭ СО 153-34.20.120-2003, вырубка вне просеки деревьев, угрожающих падением на провода;
- на железобетонных опорах : заделка трещин, выбоин, установка ремонтных бандажей, защита бетона от действия агрессивной среды, замена отдельных опор, перестановка и установка дополнительных опор; ремонт и замена оттяжек и узлов крепления, ремонт подземной части опор (фундаментов), замена фундаментов, анкерных плит; усиление заделки опор в грунте, выправка опор, устранение перекосов траверс, окраска металлических узлов и деталей опор, усиление или замена металлических узлов и деталей;
- на металлических опорах : окраска металлоконструкций, замена элементов опор, потерявших несущую способность, их усиление, выправка, замена отдельных опор, перестановка и установка дополнительных опор; обварка болтовых соединений, восстановление недостающих раскосов, ремонт фундаментов и ремонт и замена оттяжек и узлов их крепления; ремонт фундаментов с подножников;
- на деревянных опорах : замена опор (сплошная замена на участках при общей длине участка менее 15% протяженности линий, замена деталей, установка приставок, защита деталей опор от загнивания, выправка опор, замена и окраска бандажных и болтовых соединений;
- на проводах и грозозащитных тросах : установка и замена соединителей, ремонтных муфт, зажимов и бандажей; сварных соединений, подмотка лент в зажимах, вырезка и замена неисправных участков провода (троса), перетяжка (регулировка) проводов (тросов), замена провода (троса) на участках ВЛ не более 30% общей протяженности линий проводами большего сечения или большей механической прочности;
- на заземляющих устройствах : ремонт контура заземления, изменение конструкции для уменьшения сопротивления заземления, ремонт или замена заземляющих спусков;
- установка и замена изоляторов, арматуры, разрядников : замена дефектных изоляторов и элементов арматуры, увеличение количества изоляторов, чистка и обмыв изоляторов, установка и замена гасителей вибрации, установка гасителей пляски проводов, распорок, установка и замена разрядников;
- специальные работы : переустройство переходов, пересечений и подходов к подстанциям, ремонт светоограждения опор; установка защиты от птиц;
5.2.7 В соответствии с техническим состоянием ВЛ, принятой периодичностью составляются перспективные планы-графики капитального ремонта ВЛ (приложение 41). В период капитального ремонта планируется устранение всех выявленных неисправностей и дефектов ВЛ.
В состав работ капитального ремонта включаются также работы, связанные с повышением надежности и продлением срока службы ВЛ: замена фарфоровых изоляторов на стеклянные и полимерные, усиление изоляции, увеличение количества изоляторов в подвесках, замена отдельных видов арматуры, установка железобетонных приставок к деревянным опорам, замена опор провода, троса на отдельных участках ВЛ, замена отдельных деревянных опор на железобетонные, подвеска троса на отдельных участках ВЛ, вынос отдельных опор, а также работы по техническому обслуживанию, совмещаемые по времени с ремонтом.
Планирование работ
5.2.8 Проекты годового плана-графика капитального ремонта (приложение 42), составленные исходя из перспективного графика, журналов неисправностей, ведомостей измерений и проверок по каждой ВЛ являются основой составления:
Сводного годового плана работ капитального ремонта в физических объемах основных работ, стоимостном выражении и трудозатратах для ВЛ каждого класса напряжения с распределением по месяцам (кварталам) и выделением объемов и стоимости работ, выполняемых подрядным способом;
Сводного годового плана технического обслуживания ВЛ в физических объемах и трудозатратах - по месяцам (кварталам) года.
Одновременно с разработкой службами (отделами) ПЭС проекта годового плана подготавливается и согласовывается с Подрядчиком объем, сроки и условия выполнения отдельных работ капитального ремонта. После приведения проекта плана-графика в соответствие с располагаемыми ресурсами, его согласования с соответствующими службами и отделами региональной сетевой компании, МЭС и ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» или его филиалом план утверждается руководством сетевой компании, МЭС. Оформляются договора с Подрядчиками на выполнение работ.
5.2.9 Одновременно с годовыми планами работ составляется и согласовывается годовой план-график отключения; на основании годового плана графика отключения ВЛ составляются месячные графики отключения. Годовой и месячные графики утверждаются ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» в соответствии с установленным регламентом.
5.2.10 На основании годового плана-графика работ, журналов неисправностей ВЛ, ведомостей измерений, проверок составляются месячные отчеты работ (приложение 43); на основании месячных отчетов по каждой линии составляется годовой отчет (приложение 44).
Подготовка и проведение работ
5.2.11 Для подготовки и проведения основных работ по техническому обслуживанию и капитальному ремонту ВЛ 35-1150 кВ используются типовые технологические карты и проекты производства работ.
Подготовка работ и их выполнение, допуск персонала подрядной организации производится в соответствии с действующими «Межотраслевыми правилами по охране труда (Правилами безопасности) при эксплуатации электроустановок» СО 153-34.20.150-2003.
5.2.12 Определение необходимого количества бригад, их состава, транспортных средств и механизмов, распределение работ между бригадами возлагается на руководителя работ по ремонту ВЛ.
5.2.13 Капитальный ремонт ВЛ или ее участков должен выполняться в возможно короткие сроки, в полном объеме и без недоделок.
При необходимости отключения ВЛ все подготовительные работы должны быть выполнены до отключения линии.
Подготовка и проведение ремонта ВЛ под напряжением производятся в соответствии с инструкциями по работам под напряжением на воздушных линиях электропередачи и действующими нормами времени на выполнение этих работ.
5.2.14 По окончании капитального ремонта ВЛ должна быть произведена приемка объема и качества выполненных работ и составлен акт выполненных работ (приложение 50). Акт составляется после завершения работ на каждом объекте.
5.2.15 Временем окончания капитального ремонта воздушной линии 35 кВ и выше является момент сообщения дежурному диспетчеру руководителем (производителем) работ об их завершении.
5.2.16 Выполненные работы по ремонту и техническому обслуживанию регистрируются в журнале учета работ на ВЛ с указанием мест работы (наименований ВЛ, номеров опор или пролетов), наименования и количества выполненных работ, времени начала и окончания работы производителя работ и состава бригады.
Основные работы, выполненные на ВЛ (замена опор, провода, троса, новые пересечения, переустройства), изменения конструкций и др. вносятся в паспорт ВЛ.
5.2.17 Ежемесячно в сроки, установленные руководством ПЭС, мастера бригад централизованного обслуживания ВЛ и инженерно-технический персонал службы линий производят сдачу-приемку объемов работ, выполнявшихся на ВЛ, не проходивших капитальный ремонт; сдача-приемка работ капитального ремонта производится после завершения капитального ремонта.
Основная техническая документация в структурном подразделении (цехе) включает в себя:
журналы учета электрооборудования с указанием его технических данных и инвентарных номеров;
исполнительные чертежи воздушных и кабельных линий и заземляющих устройств;
схемы электроснабжения по объекту в целом и по структурным подразделениям;
производственные инструкции по эксплуатации электроустановок подразделения, должностные инструкции, инструкции по охране труда; списки работников, имеющих право отдавать распоряжения, выдавать наряды-допуски, допускать к работе, выполнять оперативные
переключения.
Непосредственно на рабочих местах (подстанциях, распределительных устройствах) должна быть следующая документация:
оперативная однолинейная схема электрических соединений, на которой отмечается фактическое положение коммутационных аппаратов;
журнал учета электрооборудования; кабельный журнал; оперативный журнал;
журнал учета работ по нарядам и распоряжениям; листки осмотра оборудования; журнал неисправностей и дефектов электрооборудования;
ведомости показаний контрольно-измерительных приборов; ведомости профилактических испытаний, измерений и контроля
состояния оборудования; месячные, годовые и многолетние планы-отчеты работ по
обслуживанию и ремонту оборудования; Все изменения в электроустановках, выполненные в процессе их
эксплуатации, должны своевременно отражаться на схемах и чертежах. Оперативная техническая документация должна периодически проверяться вышестоящим оперативным или административнотехническим персоналом.
Глава 7. Эксплуатация воздушных линий электропередачи
7.1. Осмотр воздушных линий
При техническом обслуживании воздушных линий (ВЛ) периодически проводятся их осмотры. Осмотр – это обход ВЛ с визуальной проверкой состояния трассы и всех элементов ВЛ. График
осмотров ВЛ утверждается техническим руководителем предприятия в соответствии с требованиями :
осмотр ВЛ по всей длине - не реже 1 раза в год; отдельные участки ВЛ, включая участки, подлежащие ремонту, не
реже 1 раза в год должны осматриваться административно-техническим персоналом;
для ВЛ напряжением 35 кВ и выше не реже 1 раза в 10 лет должны проводиться верховые осмотры (осмотры с подъемом на опору);
для ВЛ напряжением 35 кВ и выше, проходящих в зонах с высокой степенью загрязнения или по открытой местности, а также для ВЛ напряжением 35 кВ и выше, эксплуатируемых 20 и более лет, верховые осмотры должны проводиться не реже 1 раза в 5 лет;
для ВЛ напряжением 0,38…20 кВ верховые осмотры должны проводиться при необходимости.
По мере необходимости осмотры ВЛ проводятся в темное время суток для выявления коронирования и опасности перекрытия изоляции и возгорания деревянных опор.
Внеочередные осмотры ВЛ или их участков должны проводиться при образовании на проводах и тросах гололеда, при пляске проводов, во время ледохода и разлива рек и после стихийных бедствий (бурь, ураганов, пожаров) в зоне прохождения ВЛ, а также после отключения ВЛ релейной защитой и неуспешного АПВ.
Трасса ВЛ . При осмотрах ВЛ, проходящих в лесных массивах, обращают внимание на зарастание просек, их ширину и противопожарное состояние.
Правилами охраны электрических сетей для ВЛ устанавливается охранная зона в виде земельного участка и воздушного пространства, ограниченная вертикальными плоскостями, отстоящими по обе стороны линии от крайних проводов при неотклоненном их положении на расстоянии:
для линий напряжением до 1000 В – 2 м; линий до 20 кВ включительно – 10 м; линий 35 кВ – 15 м; линий 110 кВ – 20 м; линий 220 кВ – 25 м.
В охранной зоне без письменного согласования с организацией, эксплуатирующей ВЛ, не должны проводиться какие-либо работы, складирование материалов, свалки мусора и тому подобное.
При прохождении ВЛ в населенной местности расстояния по горизонтали от крайних проводов при наибольшем их отклонении до ближайших зданий и сооружений должны быть не менее:
2 м - для ВЛ напряжением до 20 кВ; 4 м - для ВЛ напряжением 35…110 кВ;
6 м для ВЛ напряжением 220 кВ.
Опоры . При осмотре опор обращают внимание на их отклонения от вертикального положения, разворот и уклон траверс, прогибы (кривизну) элементов опор. В местах заглубления опор не должно быть проседания или вспучивания грунта. У железобетонных фундаментов металлических опор и железобетонных приставок деревянных опор не должно быть трещин и сколов бетона с обнажением стальной арматуры.
На опорах должны присутствовать их порядковые номера, информационные знаки с указанием ширины охранной зоны, а в населенной местности – предупредительные плакаты безопасности. Номер или условное обозначение ВЛ должны быть указаны на концевых опорах линии, первых опорах ответвлений, опорах в местах пересечений ВЛ одинакового напряжения, опорах пересечения с железными дорогами, опорах участков параллельно идущих линий при расстоянии между ними менее 200 м.
У деревянных опор не должно быть видимого загнивания деревянных частей, следов обгорания или расщепления. Внешнее загнивание опор определяется визуально, наличие внутреннего загнивания – путем простукивания древесины молотком в сухую и неморозную погоду. Звонкий звук указывает на здоровую древесину, глухой – на наличие в ней внутреннего загнивания.
Проверяется состояние бандажей (хомутов), сочленяющих деревянную стойку с железобетонной приставкой. Не должно быть ослабления бандажей, поражения их коррозией.
У металлических опор проверяются сварные швы и болтовые соединения, состояние антикоррозийного покрытия и степень поражения элементов опор коррозией в местах нарушения этого покрытия. Не допускается сквозное поражение коррозией металлических элементов опор, появление трещин в металле и сварных швах. У фундаментов металлических опор не должно быть зазора между пятой опоры и железобетонным фундаментом.
У железобетонных опор проверяется состояние антикоррозийного покрытия и степень поражения коррозией металлических траверс. Особое внимание уделяется осмотру железобетонной стойки опоры, в которой не должно быть трещин и других повреждений бетона. Трещины способствуют коррозии арматуры и, следовательно, уменьшению прочности опоры.
Провода и тросы . У проводов и тросов не должно быть обрывов и оплавлений отдельных проволок, набросов на провода посторонних предметов.
У ВЛ с изолированными проводами проверяется состояние изоляции проводов в местах их соприкосновения с деревьями и
отдельными сучьями, состояние изолирующей оболочки соединительных и ответвительных зажимов.
Изоляторы и арматура . Изоляторы ВЛ не должны иметь трещин, ожогов от перекрытия и других видимых повреждений глазури. Все изоляторы в гирляндах должны быть чистыми и целыми. По интенсивности коронирования изоляторов определяется степень их загрязненности. У ВЛ со штыревыми изоляторами не должно быть срывов изоляторов со штырей или крючьев, обрыва вязки провода к изолятору, не должно быть выпадения и ослабления крючьев (штырей) или их изломов.
При оценке состояния арматуры обращают внимание на ее комплектность (наличие всех болтов, гаек, шплинтов, замков), отсутствие трещин, деформации, видимых следов коррозии. На поверхности овальных и опрессованных соединителей не должно быть следов коррозии, трещин и других механических повреждений. Гасители вибрации должны быть на установленном при монтаже месте.
У трубчатых разрядников проверяется направление зоны выхлопа, состояние поверхности разрядника, которая не должна иметь ожогов электрической дугой, трещин, расслоений и глубоких царапин.
У заземляющих устройств проверяется состояние (целостность и степень поражения коррозией) заземляющих проводников и их соединений с заземлителями.
При оценке состояния проводов, изоляторов, арматуры и других элементов ВЛ, расположенных достаточно высоко, целесообразно использовать бинокль.
Все замеченные при осмотрах дефекты и неисправности ВЛ заносятся в листок осмотра, форма которого приводится ниже.
Техническое обслуживание воздушных линий электропередачи (ВЛ) включает проведение осмотров (различных видов), выполнение профилактических проверок и измерений, устранение мелких неисправностей.
Осмотры ВЛ подразделяются на периодические и внеочередные. В свою очередь периодические осмотры делятся на дневные, ночные, верховые и контрольные.
Дневные осмотры (основной вид осмотров) проводятся 1 раз в месяц. При этом состояние элементов ВЛ, в бинокль осматриваются верхние элементы линии. Ночные осмотры выполняют для проверки состояния контактных соединений и уличного освещения.
При проведении верховых осмотров ВЛ отключается и заземляется, проверяется крепление изоляторов и арматуры, состояние проводов, натяжение оттяжек и т. д. Ночные и верховые осмотры планируются по мере необходимости.
Контрольные осмотры отдельных участков линии осуществляет инженерно-технический персонал 1 раз в год с целью проверки качества работы электромонтеров, оценки состояния трассы, выполнения противоаварийных мероприятий.
Внеочередные осмотры проводятся после аварий, бурь, оползней, сильных морозов (ниже 40 о С) и других стихийных бедствий.
Перечень работ, проводимых при техническом обслуживании воздушных линий электропередачи включает:
проверку состояния трассы (наличие под проводами посторонних предметов и случайных строений, противопожарное состояние трассы, отклонение опор, перекосы элементов и др.);
оценку состояния проводов (наличие обрывов и оплавлений отдельных проволок, наличие набросов, величина стрелы провеса и др.);
осмотр опор и стоек (состояние опор, наличие плакатов, целостность заземления);
контроль состояния изоляторов, коммутационной аппаратуры, кабельных муфт на спусках, разрядников.
Проверка состояния трассы ВЛ
При осмотре трассы ВЛ электромонтер проверяет , просеку, разрывы.
Охранная зона L определяется прямыми 1 (рис. 1), отстоящими от проекции крайних проводов 2 на расстояние 1, которое зависит от номинального значения напряжения ВЛ (для ВЛ до 20 кВ включительно 1 = 10 м).
Рис. 1. Охранная зона
Просеки устраиваются при прохождении линии в лесных массивах и зеленых насаждениях. При этом ширина просеки (рис. 2) С = А+6м при h4м, где С - нормируемая ширина просеки, А - расстояние между крайними проводами, h - высота деревьев.
Рис. 2. Определение ширины просеки
В парках и заповедниках ширину просеки разрешается уменьшать, а в фруктовых садах при высоте деревьев до 4 м вырубка просеки необязательна.
Разрыв определяется расстоянием по горизонтали от крайних проводов линии при их наибольшем отклонении до ближайших выступающих частей здания или сооружения. Для ВЛ до 20 кВ разрыв должен быть не менее 2 м.
В охранной зоне запрещается размещение стогов сена и соломы, лесоматериалов и других горючих веществ, т. к. при воспламенении может произойти замыкание на землю. Вблизи проводов и опор запрещаются земляные работы, прокладка коммуникаций, дорог и т. д.
При прохождении ВЛ с деревянными опорами в местах, где возможны низовые пожары, вокруг каждой опоры в радиусе 2 м земля должна быть очищена от травы и кустарников или же применены железобетонные приставки.
Практика эксплуатации воздушных линий электропередачи показывает, что часто причиной аварий являются нарушения правил охраны линий и неправильные действия населения (набросы на провода посторонних предметов, влезания на опоры, запуск змеев, пользование в охранной зоне длинными жердями и т. п.). Аварийные ситуации могут возникнуть также при проезде автокранов, автовышек и другой техники высотой более 4,5 м под линиями электропередачи вне дорог.
При выполнении работ вблизи ВЛ с использованием механизмов расстояние от их выдвижных частей до проводов должно быть не менее 1,5 м. При пересечении дороги с ВЛ с обеих сторон устанавливаются сигнальные знаки с указанием допустимой высоты для транспорта с грузом.
Руководство организации, эксплуатирующей сети, должно проводить разъяснительную работу с производственным персоналом об особенностях работы вблизи воздушных линий электропередачи, а также среди населения о недопустимости нарушений правил охраны линий.
Проверка положения опор
При осмотре трассы ВЛ контролируется степень отклонения опор сверх допустимых норм от вертикального положения, вдоль и поперек линии. Причинами отклонения могут быть осадка грунта у основания опоры, неправильная установка ее, слабое крепление в местах сопряжения деталей, ослабление оттяжек и др. Наклон опоры создает дополнительное напряжение от собственного веса в опасных сечениях у земли и может привести к нарушению механической прочности.
Отклонение вертикальных частей опоры от нормального положения проверяют по отвесу (рис. 3) или с помощью геодезических приборов. Изменение положения горизонтальных частей проверяют на глаз (рис. 4) или с помощью теодолита.
Рис. 3. Определение положения опор
Рис. 4. Определение положения траверсы
При определении наклона по отвесу необходимо отойти от опоры на такое расстояние, чтобы нить отвеса проектировалась на вершине опоры. Наблюдая за нитью отвеса у поверхности земли, замечают какой-либо предмет. Замерив расстояние от него до оси основания опоры, определяют величину наклона. Более точные результаты при замерах получают с использованием специальных геодезических приборов.
Проверка состояния опор
При осмотрах железобетонных опор основное внимание должно быть уделено выявлению видимых дефектов. К таким дефектам относятся плохое сцепление арматуры с бетоном, односторонний сдвиг арматурного каркаса относительно оси ствола опоры.
В любом случае толщина защитной стенки бетона должна быть не менее 10 мм. Особенно тщательно обследуются трещины, так как при дальнейшей эксплуатации они приводят к коррозии арматуры и разрушению бетона преимущественно на уровне грунтовых вод. Для железобетонных опор допускается наличие не более 6 кольцевых трещин на один погонный метр шириной до 0,2 мм.
Следует иметь ввиду, что крен железобетонных опор вдоль и поперек линии способствует усилению трещинообразования, так как вследствие большого веса опоры вероятность перенапряжения ее увеличивается. Важна также правильная заделка опоры.
Плохая засыпка и трамбовка котлована способствует крену опоры, и она может сломаться. Поэтому в первый и второй годы после приемки в эксплуатацию особенно тщательно осматривают опоры и своевременно проводят их правку.
Механические повреждения железобетонных опор возможны при неправильной организации монтажных и восстановительных работ, а также при случайных наездах транспортных средств.
Главным недостатком деревянных опор является . Процесс разрушения дерева идет наиболее интенсивно при температуре порядка +20°С, влажности дерева 25 - 30 % и достаточном доступе кислорода. Наиболее быстро разрушаемые места - приставки у поверхности земли, стойки в торцевой части и в местах сочленения с пасынком и траверсой.
Основным средством борьбы с поражением древесины является пропитка материала опор антисептиками. При обслуживании воздушных линий электропередачи степень загнивания древесины деталей опор периодически контролируется. При этом определяются места загнивания и замеряется глубина распространения гнили.
В сухую и неморозную погоду опору простукивают для установления загнивания сердцевины. Чистый и звонкий звук характеризует здоровую древесину, глухой звук указывает на наличие загнивания.
Для проверки загнивания приставок их раскапывают на глубину 0,5 м. Величина загнивания определяется в наиболее опасных местах - на расстоянии 0,2 - 0,3 м ниже и выше уровня грунта. Измерения проводят прокалыванием деревянной опоры с фиксацией прилагаемого усилия. Опора считается здоровой, если на прокол первых слоев требуется приложить усилие, превышающее 300 Н.
Глубина загнивания определяется как среднее арифметическое трех измерений. Пораженный участок не должен превышать 5 см при диаметре опоры 20 - 25 см, 6 см при диаметре 25 - 30 см и 8 см при диаметре более 30 см.
В случае отсутствия прибора можно использовать обычный буравчик. В этом случае глубину загнивания определяют по внешнему виду стружки.
Для неразрушающего контроля наличия загнивания в деталях древесины опор в последнее время используется определитель загнивания. Этот прибор работает на принципе фиксации изменения ультразвуковых колебаний при прохождении через древесину. Индикатор прибора имеет три сектора - зеленый, желтый, красный, соответственно для определения отсутствия загнивания, незначительного и сильного загнивания.
В здоровой древесине колебания распространяются практически без затухания, а в пораженной части происходит частичное поглощение колебаний. Определитель состоит из излучателя и приемника, который прижимается к контролируемой древесине с противоположной стороны. С помощью определителя загнивания можно ориентировочно определить состояние древесины, в частности, для принятия решения о подъеме на опору для производства работ.
По завершению контроля, если делалось отверстие в древесине, оно закрывается антисептиком.
На ВЛ с деревянными опорами, кроме загнивания, может иметь место возгорание опор от действия токов утечки при загрязнениях и дефектах изоляторов.
Проверка проводов и тросов
После возникновения первых повреждений жил в проводе нагрузка на каждую из оставшихся возрастает, что ускоряет процесс их дальнейшего разрушения вплоть до обрыва.
При обрыве жил более 17 % общего сечения устанавливается ремонтная муфта или бандаж. Наложение бандажа в месте обрыва жил препятствует дальнейшему расплетению провода, однако при этом не восстанавливается механическая прочность.
Ремонтная муфта обеспечивает прочность до 90 % от прочности целого провода. При большем числе оборванных жил прибегают к установке соединителя.
Нормируют расстояние между проводами, а также между проводами и землей, проводами и любыми другими устройствами и сооружениями, находящимися в зоне трассы ВЛ. Так, расстояние от проводов до земли ВЛ 10 кВ должно быть 6 м (в труднодоступной местности - 5 м), до полотна шоссейной дороги - 7 м, до проводов связи и сигнализации - 2 м.
Замеры габаритов производятся при приемосдаточных испытаниях, а также в процессе эксплуатации при появлении новых пересечений и сооружений, при замене опор, изоляторов и арматуры.
Важной характеристикой, позволяющей контролировать изменение , является стрела провеса провода. Под стрелой провеса понимают расстояние по вертикали от наинизшей точки провеса провода в пролете до условной прямой линии, проходящей на уровне высоты подвеса провода.
Для измерения габаритов используются геодезические угломерные приборы, например, теодолит и штанги. Работа может выполняться под напряжением (используются изолирующие штанги) и со снятием напряжения.
При работе со штангой один из электромонтеров касается провода ВЛ концом штанги, другой замеряет расстояние до штанги. Проверка стрелы провеса может производиться путем глазомерного визирования. Для этого на двух смежных опорах закрепляются рейки.
Наблюдатель находится на одной из опор в таком положении, чтобы его глаза были на уровне рейки, вторая рейка перемещается по опоре до тех пор, пока низшая точка провисания не будет находиться на прямой, соединяющей обе визирные рейки.
Стрела провеса определяется как среднее арифметическое расстояние от точек подвеса проводов до каждой рейки. Габариты ВЛ должны удовлетворять требованиям ПУЭ. Фактическая стрела провеса не должна отличаться от проектной более чем на 5 %.
При измерениях учитывается температура окружающей среды. Фактические величины замеров приводятся к данным при температуре, обеспечивающей максимальное значение стрелы провеса, с помощью специальных таблиц. Измерение габаритов не рекомендуется проводить при ветре более 8 м/с.
Проверка состояния изоляторов
Анализ работы воздушных линий электропередачи показывает, что около 30 % повреждений ВЛ связано с отказами изоляторов . Причины выхода из строя разнообразны. Сравнительно часто имеет место перекрытие изоляторов во время грозы из-за потери электрической прочности нескольких элементов в гирлянде, при повышенных механических усилиях из-за гололеда и пляски проводов. Способствуют процессу загрязнения изоляторов плохие погодные условия. При перекрытии может происходить повреждение и даже разрушение изоляторов.
В процессе эксплуатации часто наблюдаются случаи появления кольцевых трещин на изоляторах из-за неправильной заделки и температурных перенапряжений от действия прямых солнечных лучей.
При внешнем осмотре проверяется состояние фарфора, наличие трещин, сколов, повреждений и загрязнений. Изоляторы признаются дефектными, если трещины, сколы занимают 25 % поверхности, оплавлена и обожжена глазурь, наблюдается стойкое загрязнение поверхности.
Для контроля исправности изоляторов разработаны достаточно простые и надежные методы.
Простейшим методом обнаружения пробитого изолятора является проверка наличия напряжения на каждом элементе гирлянды . Используется штанга длиной 2,5 - 3 м с металлическим наконечником в виде вилки. При проверке одним концом вилки касаются шапки одного изолятора, а другим соседнего. Если при отводе конца вилки от шапки искра не возникает - изолятор пробит. К этой работе допускаются специально обученные электромонтеры.
Более точный метод - измерение напряжения, приходящегося на изолятор . Изолирующая штанга имеет на конце разрядник с регулируемым воздушным промежутком. Накладывая вилку штанги на металлические шапки изоляторов, добиваются разряда. Величина промежутка указывает на значение напряжения пробоя. Отсутствие пробоя свидетельствует о неисправности изолятора.
На ВЛ со снятым напряжением для контроля состояния изоляторов проводят измерение сопротивления изоляции мегаомметром напряжением 2500 В. Сопротивление каждого изолятора не должно быть менее 300 МОм.
Для крепления проводов и изоляторов используется различная арматура: скобы, серьги, ушки, коромысла и т. д. Основная причина повреждения арматуры - коррозия. При наличии в атмосфере агрессивных компонентов процесс коррозии ускоряется. Арматура может также разрушаться за счет сплавления при перекрытии гирлянды изоляторов.
Предисловие1. Общая часть
2. Организация эксплуатации ВЛ
2.1. Общие положения
2.2. Планирование работ на ВЛ и оформление технической документации
3. Техническое обслуживание ВЛ
3.1. Общие положения
3.2. Характерные неисправности на ВЛ
3.3. Осмотры ВЛ
3.4. Проверка расстояний от проводов (тросов) до поверхности земли, различных объектов, измерение стрел провеса
3.5. Проверка положения опор
3.6. Проверка антикоррозионного покрытия металлических опор и подножников
3.7. Проверка загнивания древесины опор
3.8. Проверка состояния проводов, грозозащитных тросов, контактных соединений
3.9. Проверка состояния подвесок и арматуры
3.10. Проверка заземляющих устройств опор, трубчатых разрядников, защитных промежутков
3.11. Наблюдение за образованием гололеда
3.12. Охрана ВЛ
3.13. Оформление результатов осмотров, проверок и измерений
4. Технические требования, допуски и нормы отбраковки элементов ВЛ
4.1. Общие положения
4.2. Трасса ВЛ
4.3. Допустимые расстояния от элементов ВЛ до поверхности земли и до различных сооружений
4.4. Фундаменты и подножники
4.5. Опоры
4.6. Оттяжки опор
4.7. Провода, грозозащитные тросы и их соединения
4.8. Заземляющие устройства
4.9. Трубчатые разрядники и защитные промежутки
4.10. Линейная арматура
4.11. Линейная изоляция
5. Капитальный ремонт ВЛ
5.1. Общие положения
5.2. Работы на трассе ВЛ
5.3. Ремонт железобетонных опор, приставок, свай и фундаментов
5.4. Ремонт металлических опор
5.5. Ремонт деревянных опор
5.6. Ремонт проводов, грозозащитных тросов и контактных соединений
5.7. Ремонт изолирующих подвесок, арматуры, чистка (обмыв) изоляции
5.8. Борьба с гололедом
5.9. Восстановление обозначений, предупредительных плакатов и сигнальных знаков
5.10. Оформление работ по капитальному ремонту
6. Аварийно-восстановительные работы на ВЛ
7. Меры безопасности при эксплуатации ВЛ
8. Приемка ВЛ в эксплуатацию
8.1. Наблюдение за ВЛ в период строительства
8.2. Приемка ВЛ в эксплуатацию
9. Техническое перевооружение, реконструкция и модернизация ВЛ
Приложение 1 Нормативы комплектования автотранспортными средствами, спецмеханизмами и тракторами производственных подразделений для технического обслуживания и ремонта электрических сетей
Приложение 2 Табели комплектования предприятий электрических сетей средствами малой механизации, приспособлениями, такелажным оборудованием, ручным инструментом и приборами для ремонта и технического обслуживания воздушных линий электропередачи напряжением 35-750 кВ
Приложение 3 Нормы расхода материалов на техническое обслуживание и ремонт воздушных линий электропередачи напряжением 35-750 кВ
Приложение 4 Перечень нормативно-технических документов по ВЛ 35 KB и выше
Приложение 5 Рекомендуемые формы документации по ВЛ (основные)
Приложение 6 Сроки проверки и замены неисправных подвесных изоляторов на ВЛ 35-750 KB
Приложение 7 Метод расчета механической прочности древесины опор ВЛ при внутреннем загнивании
Приложение 8 Основные характеристики ВЛ 35 - 800 KB и их элементов
Приложение 9 Допустимые расстояния от проводов и грозозащитных тросов до различных объектов
Приложение 10 Распределение напряжений по подвесным фарфоровым изоляторам гирлянд ВЛ 35 - 500 KB
Единицы физических величин
В. Ф. Резинских, А.Г. Тумановский
ОАО «Всероссийский дважды ордена Трудового Красного Знамени теплотехнический научно-исследовательский институт», Москва
АННОТАЦИЯ
Представлены некоторые из наиболее значимых малозатратных технических предложений ОАО «ВТИ», направленные на повышение надежности и эффективности эксплуатации установленного оборудования ТЭС.
1. ВВЕДЕНИЕ
Одной из основных задач института является обеспечение надежной и эффективной эксплуатации действующего оборудования. Еще длительное время будет эксплуатироваться установленное на электростанциях в 60-80-е годы прошлого века оборудование. Несмотря на солидный возраст ещё не исчерпаны в полной мере ресурсы по повышению его надежности и эффективности эксплуатации. Ниже приводится описание некоторых быстроокупаемых технических решений, разработанных ОАО «ВТИ», которые позволят генерирующим компаниям более эффективно эксплуатировать тепломеханическое оборудование ТЭС.
2. ОПТИМИЗАЦИЯ ГРАФИКОВ РЕМОНТОВ ОБОРУДОВАНИЯ ТЭС
Значительная часть затрат, связанных с производством тепловой и электрической энергии ложится на ремонт тепломеханического оборудования. При проведении ремонтов преследуются две цели: сохранение на приемлемом уровне надежности оборудования и его экономичности. Сроки проведения ремонтов и их объемы регламентируются отраслевыми нормативными документами, которые устанавливают единые требования к типовому оборудованию без учета его технического состояния. Как правило, эти требования носят консервативный характер. Для конкретного оборудования имеется возможность сокращения ремонтных работ и/или смещения сроков ремонтов. В то же время не исключена ситуация, когда для оборудования, отработавшего назначенный ресурс сроки и объемы ремонтов, предписанные системой планово-предупредительных ремонтов, уже не будут обеспечивать надежность и эффективность его эксплуатации. В этом случае потребуется сокращение межремонтного ресурса и увеличения объема ремонтных работ.
Целью данной работы является оптимизация затрат генерирующей компании при эксплуатации тепломеханического оборудования ТЭС на проведение ремонтов.
Для реализации указанной цели решаются следующие задачи:
Оценка технического состояния оборудования энергоустановок ТЭС по данным об отказах оборудования, результатов диагностики и выполненных ремонтах;
Технический аудит энергоустановок с прогнозом деградации показателей их работы в межремонтный период;
Оценка рисков, связанных с изменением регламента контроля металла и ремонта оборудования;
Экономическое обоснование перехода на новый регламент ремонта тепломеханического оборудования;
Разработка нормативных документов по контролю металла основных элементов котлов, турбин и трубопроводов и регламенту их ремонтов.
На сегодня имеющийся в ОАО «ВТИ» опыт проведения данной работы на ряде электростанций на энергоблоках мощностью 200-800 МВт пока позволил увеличить ресурс между капитальными ремонтами до 50 тыс.ч.
3. МОДЕРНИЗАЦИЯ ГАЗО-МАЗУТНЫХ БЛОКОВ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПАРОГАЗОВОЙ ТЕХНОЛОГИИ
В связи с выработкой ресурса работы блоков перспективным представляется их модернизация, которая может быть выполнена путем:
Демонтажа и замены на ИГУ;
Модернизации по парогазовому циклу. Чтобы данная модернизация была максимально
эффективна, ОАО «ВТИ» предлагает выполнение данного проекта в следующей последовательности:
1) разработка инвестиционного проекта;
2) разработка технических требований на оборудование;
3) оптимизация тепловой и пусковой схем и алгоритма управления;
4) совершенствование водоподготовки и водно-химических режимов;
5) разработка природоохранных мероприятий;
6) пуско-наладочные и гарантийные испытания.
4. РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСА МЕРОПРИЯТИЙ ДЛЯ ПЕРЕВОДА ДЕЙСТВУЮЩИХ КОТЛОВ НА СЖИГАНИЕ НЕПРОЕКТНЫХ ТОПЛИВ
В связи с хозяйственными изменениями в стране многие электростанции вынуждены использовать непроектные топлива.
При переводе действующих котлов на сжигание непроектного топлива возникают проблемы, которые могут быть успешно преодолены только при
комплексном их решении: разработке мероприятий по подготовке топлива к сжиганию (топливоподача, сушильно-мельничные системы), организации сжигания в топке котла, очистке дымовых газов от вредных выбросов с обеспечением надежности работы оборудования и достижением требуемых норм по экологическим и экономическим показателям
В результате реализации этих мероприятий удается обеспечить работоспособность котлов, снижение вредных выбросов до требуемых норм, повышение надежности и экономичности работы конкретных котлов.
5. РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ КОМПЛЕКСНОГО МЕТОДА СНИЖЕНИЯ ВЫБРОСОВ ОКСИДОВ АЗОТА ДЛЯ КОТЛОВ, РАБОТАЮЩИХ НА УГЛЕ И ПРИРОДНОМ ГАЗЕ
Во многих энергосистемах Европейской части России и Урала пылеугольные котлы в течение весенне-летнего и осеннего периода работают на природном газе и только 2-3 месяца вынуждены сжигать твердое топливо. Для таких котлов по экономическим соображениям нерационально сооружать установки по очистке дымовых газов от NOX даже в тех случаях, когда загазованность атмосферы от других источников высока.
Значительного снижения выбросов можно достичь путем трехступенчатого сжигания с восстановлением NOX за счет создания в топке локальной восстановительной зоны.
ОАО «ВТИ» предлагает реализацию проекта, позволяющего при минимальных затратах силами энергосистем снизить при сжигании угля выбросы ΝΟΧ на 75 %.
6. РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО СНИЖЕНИЮ ГАЗОВОЙ КОРРОЗИИ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА КОТЛОВ
При эксплуатации котлов на высокосернистых твердых, жидких и газообразных топливах наблюдается коррозия экранов топочных камер, пароперегревателей, экономайзеров и хвостовых поверхностей нагрева. Основное соединение, вызывающее коррозию топочных экранов (сероводород), образуется в зоне активного горения при недостатке окислителя. Ликвидация образования H2S в факеле многократно снижает скорость коррозии.
Пароперегреватели могут подвергаться интенсивной высокотемпературной газовой коррозии вследствие аэродинамической неравномерности потока горячих газов и гидродинамической неравномерности расхода среды через отдельные змеевики. Хвостовые поверхности нагрева подвергаются сернистой коррозии, скорость которой определяется температурой металла и концентрацией паров серной кислоты в газах
Предлагается снизить скорость коррозии экранов за счет:
Интенсификации смешения пылегазовых потоков в объеме топочной камеры и на выходе из горелок;
Оптимизации коэффициента избытка воздуха горелок;
Рационального выбора температур в зоне активного горения;
пароперегревателей за счет:
Устранения неравномерностей потоков газов с внешней поверхности труб и расхода пароводяной среды между отдельными змеевиками - с внутренней;
воздухоподогревателей за счет:
Рационального выбора температуры металла, его качества, пассивных защит (эмалирование и др.)
7. РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО СНИЖЕНИЮ ШЛАКОВАНИЯ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА НА УГОЛЬНЫХ КОТЛАХ
Шлакование поверхностей нагрева является распространенной проблемой угольных котлов. ОАО «ВТИ» разработал рекомендации по снижению шлакования поверхностей нагрева на угольных котлах.
Снижение шлакования экранов и конвективных поверхностей нагрева достигается за счет интенсификации воспламенения частиц угольной пыли на выходе из горелок, оптимизации температурного режима в зоне активного горения, ликвидации зон с восстановительной газовой средой. Интенсивность шлакования и прочность отложений может быть снижена в 2-5 раз.
8. РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ НА КОТЛАХ ДЕЙСТВУЮЩИХ БЛОКОВ СКД ПОЛНОПРОХОДНЫХ ИЛИ ВСТРОЕННЫХ СЕПАРАТОРОВ С ВЕРХНИМ ВЫХОДОМ ПАРА, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИХ ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ ПАРОПЕРЕГРЕВАТЕЛЬНЫХ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА В РЕЖИМАХ ПУСКА
Установлено, что при существующих встроенных сепараторах котлов блоков СКД, имеет место заброс воды в пароперегревательные поверхности нагрева, что резко снижает их надежность. При применении полнопроходных сепараторов существенно упрощается пусковой узел с ликвидацией сложной арматуры. (ВЗ; Др-1 и Др-3).
Для конкретных объектов предлагается разработать новые конструкции сепараторов (полнопроходных и встроенных с верхним выходом пара). При применении полнопроходных сепараторов будут усовершенствованы гидравлические схемы па-рогенерирующей части тракта для ведения пусков на скользящем давлении во всем тракте.
9. ВНЕДРЕНИЕ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ С БЛОКАМИ СКД МОЩНОСТЬЮ 300-800 МВТ РЕЖИМОВ ПУСКОВ НА СКОЛЬЗЯЩЕМ ДАВЛЕНИИ ВО ВСЕМ ПАРОВОДЯНОМ ТРАКТЕ КОТЛОВ
Пуски блоков СКД 300 и 800 МВт на скользящем давлении во всем тракте котлов из различных тепловых состояний в отличие от пусков по типо-
вой инструкции показали, например, на блоках 800 МВт с котлами ТПП-804 следующие основные преимущества: повышение надежности, сокращение времени пуска из различных тепловых состояний и упрощение пусковых операций, экономия топлива, возможность пусков блоков «собственным» паром
ОАО «ВТИ» предлагает разработку новых типовых эксплуатационных инструкций при внедрении режимов пуска на скользящем давлении во всем тракте котлов, а также графиков-заданий для оптимизации таких пусков из различных тепловых состояний.
10. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СИСТЕМ ОЧИСТКИ ОХЛАЖДАЮЩЕЙ ВОДЫ И ШАРИКОВОЙ ОЧИСТКИ КОНДЕНСАТОРНЫХ ТРУБОК
Существующие конструкции самоотмывающегося автоматизированного фильтра, шарикоулавли-вающего устройства, разгрузочных камер и другого оборудования имеют недостатки, обнаруженные в процессе эксплуатации, что отрицательно сказывается на надежности их работы.
ОАО «ВТИ» предлагает разработку и внедрение усовершенствованных конструктивных элементов оборудования шариковой очистки с использованием гидропривода для фильтра; разработку рабочей документации, авторский надзор за изготовлением и монтажом.
11. ТИПОВЫЕ РЕШЕНИЯ ПО УВЕЛИЧЕНИЮ РАСПОЛАГАЕМОЙ ТЕПЛОВОЙ НАГРУЗКИ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ТУРБИН ЗА СЧЕТ СНИЖЕНИЯ ПОТЕРЬ ТЕПЛА В КОНДЕНСАТОРЕ
При работе теплофикационных турбин с полностью закрытыми регулирующими диафрагмами для обеспечения допустимого теплового состояния предусматривается определенный вентиляционный пропуск пара в ЧНД, проектная величина которого составляет 20-30 т/ч. В случае охлаждения конденсатора циркводой тепло этого пара полностью теряется. Предлагается комплекс мероприятий, позволяющий увеличить располагаемую тепловую нагрузку турбин мощностью 50-185 МВт за счет снижения в 5-10 раз этого пропуска пара. Комплекс мероприятий включает в себя модернизацию регулирующих диафрагм с целью их уплотнения и установку новой системы охлаждения выхлопной части. Эти мероприятия прошли апробацию на ряде турбин. Внедрение их увеличивает располагаемую тепловую нагрузку на 7-10 Гкал/ч и позволяет получить экономию топлива не менее 1 τ у. т/ ч. При этом экономический эффект достигается без снижения надежности, маневренности и располагаемой электрической мощности
ОАО «ВТИ» готов разработать техническую документация по уплотнению регулирующей диафрагмы и системе охлаждения для теплофикационных турбин мощностью 50-185 МВт, а также организовать ее внедрение.
12. РАЗРАБОТКА РЕЖИМНЫХ И КОНСТРУКЦИОННЫХ МЕРОПРИЯТИЙ ПО СНИЖЕНИЮ ЭРОЗИОННОГО ИЗНОСА ЧНД ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ТУРБИН
Входные кромки рабочих лопаток частей низкого давления (ЧНД) подвергаются значительному эрозионному износу не только в последних, но и в первых ступенях ЧНД. Этот износ связан с особенностями работы в переменных режимах первой ступени ЧНД, имеющей регулирующую поворотную диафрагму. Действительный процесс в ней существенно отличается от процесса дросселирования, что приводит к увеличению теплового перепада на ступень и, как следствие, к повышению степени влажности в ступенях ЧНД. Анализ реальных режимов работы турбин на конкретной ТЭЦ (по давлению в нижнем отборе, тепловой нагрузке, степени открытия диафрагмы и др.) позволяет организовать такие режимы и конкретные мероприятия, при внедрении которых снижается весовое количество влаги в ступенях ЧНД разных турбин, что обеспечивает более надежную и долговечную работу
ОАО «ВТИ» готово провести анализ режимов работы турбины и разработать рекомендации по их оптимизации, а также подготовить техническую документацию по конструкционным мероприятиям.
13. АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА КОНТРОЛЯ ВИБРАЦИИ И ДИАГНОСТИКИ (АСКВД) ТУРБОАГРЕГАТОВ, ВКЛЮЧАЯ АРМ ПО ВИБРАЦИОННОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ ВРАЩАЮЩЕГОСЯ ОБОРУДОВАНИЯ
Разработана и внедрена на ряде ТЭС АСКВД, обеспечивающая выполнение всех требований ПТЭ и ГОСТов по контролю вибрационного состояния турбоагрегатов. Используя сетевые технологии, в составе АСКВД реализованы АРМ по вибрационному обслуживанию и контролю оборудования. Многолетний опыт эксплуатации на семи турбоагрегатах Конаковской ГРЭС подтвердила эффективность использования АСКВД для выявления развивающихся дефектов, предотвращения аварийных ситуаций, проведения виброналадочных работ.
ОАО «ВТИ» готово поставить системы, сдать АСКВД и АРМ в эксплуатацию «под ключ» на базе имеющейся штатной виброаппаратуры или в комплекте в новой; провести адаптацию системы к действующему оборудованию (программ мониторинга, диагностики, балансировки, анализа архивных данных и др.); выполнять сервисное обслуживание системы и ее техническое сопровождение, обучение персонала.
14. ВНЕДРЕНИЕ ВОССТАНОВИТЕЛЬНОЙ ТЕРМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ ПАРОПРОВОДОВ
Замена паропровода, исчерпавшего свой ресурс, является весьма дорогостоящей и трудоемкой операцией. Вовремя и правильно проведенная восстановительная термообработка (ВТО) может полно-
стью восстановить ресурс металла паропровода. ОАО «ВТИ» имеет многолетний положительный опыт проведения ВТО.
В рамках проведения данной работы ОАО «ВТИ» готово выполнить определение целесообразности и режимов проведения ВТО, организацию ВТО, определение ресурса восстановленного паропровода. Восстановительная термообработка увеличивает ресурс паропровода примерно в два раза.
15. РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ ПРОТИВОЭРОЗИОННЫХ ЗАЩИТНЫХ ПОКРЫТИЙ ДЛЯ ЛОПАТОЧНОГО АППАРАТА ПАРОВЫХ ТУРБИН
Эрозионный износ входных и выходных кромок лопаток последних ступеней конденсационных и теплофикационных турбин является основной причиной для преждевременного выхода их из строя и последующей замены новыми. Существующие методы защиты входных кромок лопаток ненадёжны. Титановые лопатки в виду специфических свойств титановых сплавов вообще не имеют защиты от эрозионного воздействия паро-капельного потока.
ОАО «ВТИ» разработал и успешно применяет в течение около 10 лет технологию нанесения противоэрозионных защитных покрытий на стальные и титановые лопатки паровых турбин, основанную на технологии электроискрового легирования. Технология позволяет восстанавливать лопатки без разлопачивания ротора в сроки проведения капитального ремонта турбины.
Накопленный к настоящему времени опыт ВТИ позволяет увеличить ресурс лопаток последних ступеней не менее, чем в 2 раза. В настоящий период времени в эксплуатации находятся более 20 000 лопаток последних ступеней турбин К-200-130 ЛМЗ, К-300-240 ХТГЗ, К-300-240 ЛМЗ, К-220-44 ХТГЗ, К-800-240 ЛМЗ Ставропольской ГРЭС, Костромской ГРЭС, Рязанской ГРЭС, Березовской ГРЭС-1, ГРЭС-24, Заинской ГРЭС, Ириклинской ГРЭС, Кольской АЭС и др.
16. ОБСЛЕДОВАНИЕ ДЕЙСТВУЮЩИХ ВПУ С РАЗРАБОТКОЙ ПРЕДЛОЖЕНИЙ ПО ОПТИМИЗАЦИИ ИХ РАБОТЫ И ПРОВЕДЕНИИ НАЛАДОЧНЫХ РАБОТ
Условия работы ВПУ многих ТЭС значительно изменились, появились на рынке новые материалы, реагенты, ионообменные смолы. Внедрение их позволяет получить значительный экономический эффект без реконструкции ВПУ.
Специалисты ОАО «ВТИ» выполняют обследование ВПУ, разрабатывают малозатратные мероприятия по оптимизации работы ВПУ и оказывают помощь при их внедрении. Результатами проведенных мероприятий становятся новые режимные карты работы оборудования, пересмотренные инструкции по эксплуатации.
17. ПРОВЕДЕНИЕ ПАРОВОДОКИСЛОРОДНЫХ ОЧИСТОК, ПАССИВАЦИИ И КОНСЕРВАЦИИ ПАРОВЫХ КОТЛОВ, ТУРБИН И ИНОГО ТЕПЛОМЕХАНИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ТЭС
Применение пароводокислородных обработок энергетических котлов и энергоблоков в целом позволяет решить одновременно проблемы частичной очистки поверхностей нагрева и проточной части турбин, пассивации и консервации оборудования практически без применения химических реагентов.
ОАО «ВТИ» разработаны методические указания (МУ) по применению этой технологии как для предпусковых очисток оборудования, так и для эксплуатационных. В связи с тем, что характер эксплуатационных отложений может быть чрезвычайно разнообразным, технологию и схему обработки необходимо выбирать применительно к каждому объекту. Для конкретного объекта разрабатываются технологический регламент и технологическая схема. Оказывается техническая помощь при внедрении технологии.
18. РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ КОНСЕРВАЦИИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПРИ ДЛИТЕЛЬНЫХ ПРОСТОЯХ
ОАО «ВТИ» предлагает способы консервации энергетических и водогрейных котлов пленкообразующими ингибиторами коррозии или воздухом.
Консервация пленкообразующими ингибиторами
Достоинства консервации этими ингибиторами заключается в следующем:
консервация проводится при комнатной температуре;
консервирующий раствор может использоваться повторно, т.е. оборудование может консервироваться по очереди одним и тем же раствором ингибитора, что дает существенную экономию;
после создания защитной пленки консервирующий раствор может быть слит (это дает возможность проводить ремонт или замену оборудования) или оставлен до окончания срока консервации.
ОАО «ВТИ» предлагает консервацию энергетических котлов малотоксичными ингибиторами коррозии Н-М-1 и Д-Щ и консервацию водогрейных котлов нетоксичным ингибитором Минкор-12.
Срок защитного действия ингибиторов при сливе растворов составляет 6 месяцев, при нахождении раствора ингибитора в объеме на все время консервации - до двух лет.
Консервация воздухом
Данная технология позволяет:
консервировать оборудование с первых суток останова;
защищать внутренние поверхности от атмосферной коррозии безреагентным методом на длительный период простоя;
осуществлять текущие ремонтные работы на законсервированном оборудовании;
сокращать время восстановления водно-химического режима до норм ПТЭ при пуске после простоя.
ОАО «ВТИ» предлагает вентиляционные возду-хоосушительные установки типа ВОУ и вентиляционные осушительно-нагревательные установки типа БОНУ, предназначенные для консервации котлов и турбин, а также свои услуги при проведении консервации.
19. РАЗРАБОТКА НОРМАТИВОВ ПРЕДЕЛЬНО ДОПУСТИМЫХ И ВРЕМЕННО СОГЛАСОВАННЫХ ВЫБРОСОВ (ПДВ И ВСВ) ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ ДЛЯ ТЭС
ОАО «ВТИ» много лет разрабатывает проекты ПДВ для ТЭС с проведением инвентаризации выбросов загрязняющих веществ и согласованием в органах Роспотребнадзора и Ростехнадзора.
Реконструкция и модернизация оборудования ТЭС сопровождается экологическим обоснованием и корректировкой действующих документов по нормированию выбросов загрязняющих веществ. Кроме того, возможна корректировка границ СЗЗ, если по экологическим показателям с учетом ввода нового оборудования это необходимо. При корректировке тома ПДВ устанавливаются нормативы удельных выбросов загрязняющих веществ в атмосферу по методике, разработанной ВТИ и рекомендованной МПР к применению в 2009 г.
Введение нового более эффективного золоулавливающего оборудования позволяет во многих случаях обосновать уменьшение коэффициента оседания золы в атмосфере и скорректировать норматив ПДВ в сторону его увеличения без нарушения природоохранных требований. Это особенно актуально в связи с увеличением доли твердого топлива в структуре топливного баланса.
20. ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПО МАЛОЗАТРАТНОЙ МОДЕРНИЗАЦИИ ЭЛЕКТРОФИЛЬТРОВ ДЕЙСТВУЮЩИХ ТЭС
Установленные на угольных ТЭС электрофильтры морально и физически устаревших типов ПГД, ДГПН, ПГД, ПГДС с высотой электродов до 7,5 м к настоящему времени выработали ресурс, имеют недостаточные габариты для обеспечения нормативных выбросов летучей золы в атмосферу и нуждаются в существенной реконструкции с целью многократно снизить выбросы летучей золы. Более новые аппараты типов УГЗ, ЭГА, ЭГБ и ЭГД с высотой электродов 9-12 м, как правило, также не обеспечивают проектных показателей очистки и нуждаются в модернизации, которая обеспечит снижение выбросов летучей золы в 2-3 раза. В связи с этим необходима разработка технических решений, позволяющих без увеличения габаритов, при умеренных затратах снизить выбросы золы и повысить надежность работы аппаратов. К таким решениям можно отнести:
Установку приставки микросекундного разряда к агрегатам питания;
Установку системы автоматического контроля и оптимизации режимов электропитания и отряхивания электродов;
Установку автоматизированной системы выгрузки золы.
Результатом работы будет техническая документация по модернизации электрофильтров; комплектация, поставка и наладка оборудования. Ожидается снижение выбросов летучей золы в 2-3 раза и расхода воды на гидрозолоудаление в 2 раза.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Представленные технические решения не исчерпывают всего пакета предложений ОАО «ВТИ», направленного на повышение надежности и эффективности эксплуатации установленного оборудования ТЭС. Мы готовы внимательно изучать пожелания заказчиков и находить оптимальные решения по обозначенным проблемам.