Ресурс работы основного теплосилового оборудования ТЭС и оценка возможности его дальнейшей эксплуатации

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Старение оборудования тепловых электростанций на современном этапе становится одной из основных проблем отечественной энергетики. К 2005 г. проектный ресурс (100 тыс. ч) будет исчерпан на всех действующих в настоящее время электростанциях.

Проблема увеличения срока эксплуатации оборудования ТЭС стоит перед энергетиками страны уже около 30 лет. В середине 70-х годов срок эксплуатации головных энергоблоков, работающих при давлении пара 13-24 МПа, только превысил проектный (100 тыс. ч). За эти годы отраслевыми организациями: ВТИ и ОРГРЭС с привлечением предприятий и НИИ энергомашиностроения, институтов Академии Наук и вузов проведен комплекс научно-исследовательских работ и накоплен богатый материал, позволивший более чем в 2 раза увеличить проектный срок службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов. В этот период выработались определенные подходы к продлению срока службы оборудования, находящегося на разных стадиях исчерпания физических возможностей металла. Эти подходы нашли свое отражение в нормативных документах РАО "ЕЭС России" и Госгортехнадзора РФ и, в первую очередь, в "Типовой инструкции по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций" РД 10-577-03.

Существует несколько этапов продления срока службы энергетического оборудования:

1. Парковый ресурс;

2. Индивидуальный ресурс;

3. Эксплуатация сверх индивидуального ресурса.

Под парковым ресурсом понимается наработка однотипных по конструкции, материалам и условиям эксплуатации элементов теплоэнергетического оборудования, при которой обеспечивается их безаварийная работа при соблюдении стандартных требований, предъявляемых к контролю металла, эксплуатации и ремонту энергоустановок. теплоэнергетический ресурс безаварийный

Индивидуальный ресурс - назначенный ресурс конкретного объекта, определенный с учетом фактических свойств металла, геометрических размеров и условий его эксплуатации.

Понятия парковый и индивидуальный ресурс распространяются в основном на оборудование, работающее в условиях ползучести. Работоспособность остальных изнашиваемых элементов (из-за коррозии, эрозии, других видов износа) определяется по результатам периодических обследований их фактического состояния. Ее прогноз - краткосрочный, как правило, на один межремонтный период.

За рубежом, так же как и в России, уделяется большое внимание продлению ресурса энергооборудования, но там понятия "парковый ресурс" не существует. Решением о продлении срока эксплуатации конкретной энергоустановки начинают заниматься по мере исчерпания проектного ресурса. Эксплуатация большого количества однотипного оборудования позволила в отечественной энергетике решать проблему увеличения срока службы стареющего оборудования поэтапно. Введение понятия паркового ресурса в нашей стране позволило сократить затраты на исследование состояния и диагностику металла энергоустановок до исчерпания этого срока. Парковый ресурс для отдельных элементов котлов, турбин и паропроводов по результатам выполненных исследований составил от 70 до 300 тыс.ч.

Ресурс энергоустановки в целом принято приравнивать к ресурсу турбины, так как замена ее или ее наиболее дорогостоящих деталей (роторов, корпусов цилиндров) приведет к резкому росту единовременных затрат. Значения паркового ресурса турбин приведены в таблице 1.

Парковый ресурс оборудования не является предельным.

После достижения паркового ресурса проводится углубленное диагностирование конкретных узлов энергоустановок. Анализируются условия их эксплуатации, измеряются фактические размеры детали, исследуются структура, свойства и накопленная поврежденность в металле, проводятся его дефектоскопический контроль и расчетная оценка напряженного состояния и остаточного срока службы детали. По результатам выполненных исследований устанавливается индивидуальный ресурс элемента энергооборудования.

По результатам многолетнего комплексного исследования закономерностей деградации структуры и свойств применяемых материалов, анализа данных об износе и повреждаемости элементов оборудования при наработках до 300 тыс.ч и более, причинах их аварийных разрушений прогнозируется, что индивидуальный ресурс энергоустановок составит в среднем не менее 1,35-1,5 паркового ресурса. Это консервативная оценка.

Таблица 1. Значения паркового ресурса паровых турбин

Вероятнее всего срок надежной эксплуатации большей части оборудования превысит эти значения. Но для макрооценок планируемых на перспективу затрат для отрасли такая оценка представляется правильной.

Следует иметь в виду, что в пределах индивидуального ресурса затраты на продление срока эксплуатации оборудования увеличиваются сравнительно мало. Потребуются некоторые затраты на диагностику оборудования, отработавшего парковый ресурс, и замену некоторых деталей, не обеспечивающих в достаточной степени требования эксплуатационной надежности. Прогнозируется, что эти затраты не превысят 10-20 % стоимости нового оборудования. За пределами индивидуального ресурса затраты, связанные с поддержанием работоспособности тепломеханического оборудования, будут возрастать ускоренными темпами. Сначала будут увеличиваться затраты, связанные с контролем металла, а затем - и с ремонтом или заменой изношенных деталей.

Применением специальных ремонтно-восстановительных или технологических операций можно увеличить физические возможности металла ответственных узлов. Достаточно хорошо исследованы и уже широко внедряются в энергетике такие мероприятия, как восстановительная термическая обработка деталей, работающих в условиях ползучести, периодическое снятие поврежденного поверхностного слоя металла в зонах концентрации напряжений, ремонт изношенных деталей с применением сварочных технологий, защитных покрытий. С помощью этих операций можно относительно недорого продлить до широкомасштабного перевооружения электростанции срок службы отдельных быстро изнашиваемых деталей.

Если не рассматривать другие аспекты, то продление срока эксплуатации энергоустановки в целом может осуществляться до бесконечности. Замена изношенных деталей новыми также может служить мероприятием по продлению ресурса оборудования.

Однако этот путь имеет существенные недостатки. Такой способ реновации фактически закладывает отставание в развитии отрасли: оборудование морально устаревает, увеличиваются расходы на его обслуживание и ремонты, не используются представляемые применением новых технологий и оборудования возможности снижения затрат на топливо и сокращения обслуживающего и ремонтного персонала. Чем позднее начнется техническое перевооружение отрасли, тем дороже оно обойдется. Понимая все это, следует разумно увязывать продление ресурса оборудования с техническим перевооружением ТЭС.

Целесообразен дифференцированный подход к продлению ресурса оборудования разных энергоустановок как этапу технического перевооружения энергетики.

Предлагается рассматривать три группы оборудования:

- группа А - энергоблоки мощностью 500, 800 и 1200 МВт;

- группа В - энергоустановки мощностью до 300 МВт включительно, эксплуатирующиеся при параметрах пара 13-24 МПа, 540-560єС;

- группа С - энергоустановки, эксплуатирующиеся при параметрах пара 9 МПа и ниже и 510єС и ниже.

Группа А.

В значительной степени возможность увеличения паркового ресурса по сравнению с проектным более чем в 2 раза для энергоблоков мощностью 300 МВт и менее была связана с директивным снижением в начале 70-х годов расчетной температуры свежего пара и пара горячего промперегрева с 565 до 545єС. Энергоблоки мощностью 500-1200 МВт изначально проектировались на ресурс 100 тыс. ч при температуре пара 545єС. При проектировании использовались уточненные методы расчета на прочность и новые знания о поведении сталей в процессе их длительной эксплуатации. Из-за отсутствия запасов парковый ресурс для этих энергоблоков оказался близким к проектному. Несмотря на более молодой возраст, из-за повышенных напряжений оборудование блоков 500, 800 и 1200 МВт изнашивается быстрее, чем энергоустановок группы В.

Анализ состояния оборудования блоков группы А показал, что относительно скоро при наработках блоков от 120 до 180 тыс. ч потребуется замена большого количества дорогостоящих элементов теплосилового оборудования (паропроводов свежего пара и пара горячего промперегрева, роторов высокого и среднего давления турбины, некоторых коллекторов котла вместе с трубами поверхностей нагрева, а возможно и блоков клапанов парораспределения, крепежа и других изношенных деталей). Скорее всего различные детали выработают свой ресурс не одновременно. Однако разница во времени потери работоспособности металла основных элементов не составит более 2-6 лет. Замена каждого из этих элементов потребует больших материальных затрат и времени.

Целесообразно поэтому на этих энергоблоках при наработках 15030 тыс. ч провести генеральную реконструкцию, во время которой следует не только заменить изношенные элементы, но и улучшить технико-экономические показатели блоков. Как вариант для газовых (газомазутных) блоков надо, например, рассматривать установку газотурбинных надстроек, с помощью которых возможно повышение мощности блока 800 МВт до 1050-1100 МВт, а его КПД - до 49-50 %.

Очевидно, что в течение обозримого времени блоки группы А сохранят свою высокую технико-экономическую эффективность. Поэтому реконструктивные мероприятия на электростанциях с этими блоками должны быть ориентированы на продолжительный последующий период их работы - по крайней мере, еще на 200 тыс. ч. При сохранении нынешних конструкции и материалов ответственных узлов решить эту задачу не представляется возможным.

Восстановление работоспособности блоков группы А должно сопровождаться заменой материалов ответственных элементов котлов, турбин и паропроводов более перспективными. Одновременно на этих блоках целесообразно внедрить современные конструкторские разработки и технологические решения, направленные на повышение экономичности, надежности и ресурса оборудования, современные автоматизированные системы управления технологическими процессами и диагностики.

Группа В.

Опыт продления ресурса ответственных элементов энергоустановок этой группы позволяет прогнозировать срок их надежной эксплуатации без существенного увеличения затрат на диагностику и замену изношенных узлов в среднем примерно до 300 тыс.ч. После этого следует ожидать потерю работоспособности и необходимость замены дорогостоящих узлов и деталей.

Выбор пути технического перевооружения с использованием новейших технологий (ГТУ-ТЭЦ и ПГУ на газе, паровые энергоблоки повышенной экономичности на суперкритические параметры пара, котлы с циркулирующим кипящим слоем или с кипящим слоем под давлением, ПГУ с газификацией на угле) или заменой изношенного оборудования аналогичным должен осуществляться на экономической основе.

Важную роль при принятии решения будут играть все более ужесточающиеся со временем природоохранные требования, которые, безусловно, придется выполнять.

Группа С.

Энергоустановки этой группы, особенно на ГРЭС, морально устарели уже давно. Внедрение на них специальных технических решений, направленных на продление ресурса, нецелесообразно. Их следует выводить из эксплуатации при наработках более 400 тыс.ч. До истечения этого срока значительных затрат на поддержание их работоспособности не потребуется.

При острой необходимости в тепловой нагрузке можно рассматривать преобразование ТЭЦ, на которых установлено это оборудование, в котельные, чтобы потребность в электроэнергии покрывали более экономичные энергоустановки.

В зависимости от местных потребностей или условий возможны, конечно, варианты сооружения на площадках этих ТЭС ПГУ, в которых в принципе может использоваться часть имеющегося оборудования.

При выводе из эксплуатации данного оборудования потребуется его замещение современным на той же площадке или строительство новой электростанции.

Учитывая возрастающие темпы потребления электрической и тепловой энергии, кроме технического перевооружения и замещения установленной мощности, потребуется ее расширение и строительство новых ТЭС.

Во всех случаях выбор пути технического перевооружения электростанций должен опираться на результаты обследования ее состояния, технико-экономическое обоснование, учитывающее социальные и природоохранные аспекты. Обследование должно распространяться не только на теплосиловое оборудование, но также и на здания, строительные конструкции, вспомогательное оборудование, электрическую часть, КИП, автоматику и др.

Технико-экономическое обоснование перевооружения должно ориентироваться на минимум затрат за новый срок службы. Обязательно рассматривать в нем конкурентоспособность на рынке электроэнергии и тепла и использование новейших технологий.

Инициативой в выборе путей технического перевооружения должен владеть собственник энергопредприятия. К решению проблемы должны привлекаться специализированные научно-исследовательские организации и энергомашиностроительные предприятия, профессионально ею занимающиеся.

Подготовку к техническому перевооружению электростанций следует начинать заблаговременно. Расширенное обследование и техническое диагностирование теплосилового оборудования ТЭС, как правило, приурочивается к выработке паркового ресурса турбины. К этому времени уместно подготовить технические решения по перевооружению энергопредприятия. По результатам обследования, определившись с окончательным вариантом перевооружения и сроками его возможной реализации, можно будет разрабатывать мероприятия по обеспечению надежной эксплуатации оборудования до достижения этих сроков. В большинстве случаев весь комплекс подготовительных работ можно будет провести в течение времени выработки индивидуального ресурса оборудования.

Можно было бы рассматривать как способ увеличения ресурса оборудования снижение параметров пара. Но снижение параметров пара на время выработки индивидуального ресурса как стратегическое решение считаем неверным. Оно нанесет экономический ущерб всему народному хозяйству страны. Будут снижены КПД и мощность энергоустановок. Скорее всего эти убытки будут внесены в тариф. Срок исчерпания индивидуального ресурса отодвинется на несколько лет, что будет способствовать дальнейшей деградации энергомашиностроительных заводов и расслаблению энергетиков. К исчерпанию нового срока ситуация радикальным образом не изменится и полученный выигрыш во времени не будет должным образом использован. Снижение параметров пара может быть применено как крайняя мера в каком-то конкретном случае, когда для обеспечения надежной эксплуатации оборудования потребуется замена изношенных деталей, а их приобретение задерживается или срок восстановительного ремонта энергоустановки по каким-то соображениям надо сместить.

Предлагается рассмотреть два варианта подхода к началу технического перевооружения тепловых электростанций:

1. Проводить замену оборудования после выработки паркового ресурса;

2. Эту операцию осуществлять после выработки индивидуального ресурса.

Перевооружение электростанций после выработки паркового ресурса теплосилового оборудования.

Перевооружение многих отраслей промышленности проводится по первому варианту при исчерпании паркового ресурса. По этому варианту не потребовались бы затраты на диагностирование оборудования. Затраты на замену изношенных узлов и деталей также были бы незначительные. В энергетике этот вариант целесообразно было бы осуществлять при благоприятном финансовом положении страны.

Уже к 2000 г. на тепловых электростанциях России парковый ресурс выработали 14,8 млн. кВт, что составляет примерно 11 % установленной мощности. До 2015 г. по данному варианту потребуется заменить или модернизировать уже 85,2 млн. кВт (65 %). При этом к моменту выработки паркового ресурса не только должен быть выбран вариант технического перевооружения, проведены необходимые научно-исследовательские и проектно-конструкторские проработки, изготовлены технические устройства, но и на электростанцию должно уже быть завезено оборудование. Продолжительность этих работ составляет не менее 5-7 лет. С учетом возможностей машиностроительных заводов и продолжительности периода от проектирования до изготовления нового оборудования можно говорить о том, что время для технического перевооружения электростанций по данному варианту упущено.

Перевооружение электростанций после выработки индивидуального ресурса теплосилового оборудования.

По опыту обследования индивидуальный ресурс тепломеханического оборудования электростанций групп А и С в среднем превысит парковый в 1,5 раза, а группы В - в 1,35 раза. Это позволяет для разных энергоустановок при втором варианте по сравнению с первым на 7-12 лет отсрочить начало перевооружения ТЭС.

Таким образом, по второму варианту к 2015 г. потребуется заменить в 2 раза меньше установленной мощности, чем по первому. Но даже по этому варианту к 2005 г. надо быть готовым перевооружить 5,3 млн. кВт установленной мощности, что уже становится проблематичным. Работы по техническому перевооружению этих энергоустановок до сих пор практически не велись. Потребуется принимать непопулярные технические решения для обеспечения надежности эксплуатации оборудования за пределами индивидуального ресурса или заменять его аналогичным морально устаревшим.

По мнению ВТИ, подготовку к техническому перевооружению электростанции следует начинать после выработки паркового ресурса турбины, а осуществлять перевооружение - в период времени, ограниченный ее индивидуальным ресурсом, который по прогнозам, как отмечено выше, составляет 1,35-1,5 паркового ресурса. Этот вариант перевооружения представляется наиболее предпочтительным. Искусственное продление срока службы энергоустановок сверх индивидуального ресурса перечисленными выше способами в конечном счете будет приводить к нарастающему удорожанию электрической и тепловой энергии, снижению надежности и безопасности эксплуатации энергоустановок и ставить под угрозу бесперебойное энергообеспечение страны.

Размещено на Allbest.ru