Поиск по сайту

О ресурсе энергетических объектов - Архивы 2001

Оглавление
Об использовании выносного заземлителя для плавки гололеда на ВЛ постоянным током
Автоматизированная система для оценки технического состояния электрооборудования
О ближнем резервировании на подстанциях с выключателем 110 кВ в цепи трансформатора
Влияние качества электрической энергии на уровень ее потерь
Применение устройств электрозащитного и противопожарного отключения АСТРО-УЗО
Состояние АЧР энергосистем и пути ее совершенствования
Приложение
Противоаварийная автоматика для энергосистем с большой удельной единичной мощностью
Система анализа показателей работы оборудования электростанций
Система для решения технологических задач ИАСУ ПЭС
Отечественные оперативно-информационные комплексы АСДУ
Компьютерные технологии и оперативный журнал диспетчера
Система для решения технологических задач службы линий
Информационное обеспечение автоматизированных систем управления распредсетями
Тренажеры оперативных переключений
О ресурсе энергетических объектов
Устройство дальнего резервирования отключения коротких замыканий
Области рационального применения ЛЭП высших классов напряжения в ЕЭС России
О ремонте высоковольтных герметичных вводов трансформаторов
Переходные соединительные муфты на 110 кВ
Результаты эксплуатации управляемого подмагничиванием трехфазного шунтирующего реактора
Системы возбуждения генераторов
Тепловизионный контроль генераторов и импульсное дефектографирование трансформаторов
Атлас ветров России
Итоги развития электроэнергетики Польши в 90-е годы
Энергокомпания Токио
Энергетика Южной Кореи

О ресурсе энергетических объектов

Кучеров Ю. Н., доктор техн. наук, Купченко В. А., Демкин В. В., инженеры

В последнее время в различных аналитических материалах по функционированию и развитию электроэнергетики присутствует мысль о скором выбытии из эксплуатации значительного числа энергетических мощностей из-за исчерпания ресурса работы оборудования. В докладе “О мерах по совершенствованию топливной политики в электроэнергетике”, рассмотренном на расширенном пленарном заседании Научно-технического совета РАО “ЕЭС России” 28/III 2000 г., отмечено, что в настоящее время исчерпало свой ресурс около 20% энергетического оборудования, а к 2015 г. в составе действующего парка доля такого оборудования возрастет до 60%.
Однако такой подход является упрощенным и содержит ряд неточностей. В первую очередь, это связано с различным толкованием специалистами аспектов надежности объекта и различной трактовкой соответствующих терминов и определений.
Главным фактором, препятствующим дальнейшему использованию оборудования (объекта), является достижение им предельного состояния - состояния, при котором дальнейшая эксплуатация оборудования (объекта) недопустима или нецелесообразна, либо восстановление работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно [1].
Отечественное энергомашиностроение использовало практику, принятую в военной промышленности, когда срок службы объекта определялся назначенным ресурсом - суммарной наработкой, при достижении которой эксплуатация объекта должна быть прекращена независимо от его технического состояния. Дальнейшая эксплуатация была возможна только после проведения восстановительных работ и назначения нового ресурса.
Учитывая тот факт, что в электроэнергетике использовалось единичное или мелкосерийное оборудование достаточно большой мощности и габаритов, проведение полномасштабных восстановительных работ объекта за пределами назначенного ресурса требовало значительных затрат.
Вместе с тем, недостаточное научное обоснование при назначении ресурса, завышенные коэффициенты запаса прочности, а также работа энергетического оборудования с фактическими параметрами (температура и давление пара), ниже расчетных, привели к тому, что при выработке назначенного ресурса и установленного срока службы техническое состояние оборудования было далеко от предельного состояния.
Чтобы не подвергать отрасль излишним финансовым и материальным затратам, было принято решение отойти от понятия назначенный ресурс и определять исходя из статистических наблюдений и обследований каждого вида оборудования (парка), так называемый, парковый ресурс.
Парковый ресурс (термин не гостовский, введен решением Минэнерго СССР от 28.05.85 [2]) - суммарная наработка однотипных по конструкции, маркам стали и условиям эксплуатации элементов теплосилового оборудования, которая обеспечивает их безаварийную работу при соблюдении требований эксплуатации и планово-предупредительных ремонтов (ППР). Парковый ресурс для ответственных элементов теплосилового оборудования, работающего в условиях избыточного давления и температур, близких к пределу ползучести металла, принимается в соответствии с типовой инструкцией [3], распространяющей свое действие на оборудование и элементы, работающие при номинальном давлении выше 3,9 МПа.
Парковый ресурс определяется для следующих элементов теплосилового оборудования:
паровых котлов, включая барабаны, поверхности нагрева, опускные трубопроводы, коллекторы, пароперепускные паропроводы;
крепежных деталей турбин и арматуры; паропроводов 1 и 2 категорий, не входящих в состав котла;
паровых турбин, элементы которых работают в условиях ползучести металла.
Парковый ресурс турбин различной мощности приведен в таблице.
Наименьший парковый ресурс в 100 тыс. ч имеют паровые турбины К-500-240 (АО ЛМЗ, ОАО “Турбоатом”), К-800-240, К-1200-240 (АО ЛМЗ), а также отдельные элементы трубопроводов из стали 12Х1МФ.
Парковый ресурс для большинства элементов не является предельным сроком эксплуатации.


Завод-изготовитель

Давление
свежего
пара,
МПа

Мощность
турбины,
МВт

Число турбин, шт.

Парковый ресурс турбины

тыс. ч

лет

число пусков

АО ТМЗ

9 и менее

50 и менее

102

270

30

900

13-24

50 - 250

288

220

25

600

АО ЛМЗ

9 и менее

100 и менее

186

270

30

900

13-24

50 - 300

236

220

25

600

24

500 - 1200

22

100

11

300

ОАО
“Турбоатом”

9 и менее

50 и менее

31

270

30

900

13

160

31

200

22

600

24

300

25

170

20

450

24

500

7

100

11

300

Парковый ресурс, порядок, периодичность и объемы эксплуатационного контроля металла в пределах паркового ресурса, определение мест проведения контроля, критерии оценки работоспособности элементов теплоэнергетического оборудования и порядок продления сроков сверх паркового ресурса регламентирует [3].
Объект, который исчерпал свой парковый ресурс, требует индивидуального обследования специализированной организацией, как правило, ведомственной принадлежности, с целью определения возможности его дальнейшей эксплуатации.
Дальнейшее увеличение ресурса работы, как правило, может быть осуществлено на основе: расчетов индивидуального остаточного ресурса - суммарной наработки объекта от момента контроля его технического состояния до перехода в предельное состояние или до момента следующего обследования;
анализа опыта эксплуатации и результатов контроля металла данного оборудования за весь срок службы;
результатов индивидуального контроля металла после исчерпания индивидуального ресурса.
Следует отметить, что понятие “ресурс” относится к объектам, имеющим в своем составе ответственные элементы, которые являются потенциальными источниками опасности, т.е. представляют угрозу для жизни и здоровья людей и окружающей природной среды.
В иных случаях на объекты (прочее оборудование, здания и сооружения) распространяется термин “срок службы”. Срок службы - это суммарная календарная продолжительность эксплуатации от начала эксплуатации объекта или ее возобновление после ремонта до перехода в предельное состояние [1].
Срок службы устанавливается государственными стандартами и составляет:
для машин электрических вращающихся, турбогенераторов - 30 лет (ГОСТ 533-85);
для турбин гидравлических вертикальных, выпущенных до 01/II 1991 г., - не менее 30 лет, выпущенных с 01/I 1991 г., - не менее 40 лет (ГОСТ 27807-88);
для гидрогенераторов электрических гидротурбинных (гидрогенераторов) - не менее 40 лет (ГОСТ 5616-81);
для систем возбуждения турбогенераторов, гидрогенераторов и синхронных компенсаторов - не менее 25 лет (ГОСТ 21558-88);
для двигателей трехфазных асинхронных напряжением свыше 1000 В - не менее 20 лет (ГОСТ 9630-80);
для трансформаторов силовых - не менее 25 лет (ГОСТ 11677-85);
для трансформаторов тока - 25 лет (ГОСТ 7746-89);
для трансформаторов напряжения - не менее 25 лет (ГОСТ 1983-77);
для выключателей переменного тока на напряжение свыше 1000 В - не менее 25 лет (ГОСТ 687-78);
для изоляторов линейных подвесных стержневых полимерных - не менее 25 лет (ГОСТ 2885690);
для шинопроводов магистральных и распределительных переменного тока на напряжение до 1000 В - не менее 20 лет (ГОСТ 6815-79);
для кабелей маслонаполненных на переменное напряжение 110 - 500 кВ - не менее 35 лет и 25 лет - на напряжение 380 и 500 кВ (ГОСТ 16441-78);
для кабелей силовых для стационарной прокладки - 30 лет (с резиновой изоляцией - 25 лет) (ГОСТ 24183-80);
для муфт силовых кабелей - не менее 30 лет (ГОСТ 13781.0-86) и т.д.
Для оборудования, не имеющего специфических условий эксплуатации, срок службы зависит только от видов этого оборудования. Однако срок службы зачастую не является технической характеристикой объекта, а совмещен с понятием “срок амортизации”. Срок амортизации — это экономическая категория, показывающая, какая часть издержек должна быть отнесена на себестоимость продукции в виде амортизационных отчислений, чтобы сформировать средства на полную замену производственных сооружений или оборудования за рассматриваемый период (простое воспроизводство).
Назначение срока амортизации часто подвержено конъюнктурным соображениям. В развитых зарубежных странах, где цена на топливно-энергетические ресурсы высока, моральное старение энергетического оборудования происходит быстрее физического износа. Поэтому и срок службы составляет 12 - 15 лет. В российской энергетике при низкой цене на топливо и высоких затратах на оборудование и строительно-монтажные работы срок амортизации может быть достаточно велик (хотя применяются и нормативы ускоренной амортизации). В условиях острого недостатка финансирования на модернизацию и техническое переоснащение объекта может оказаться безальтернативной работа с пониженной эффективностью на морально устаревшем оборудовании.
При этом возрастает роль достоверной оценки технического состояния объекта и достаточность мероприятий по его восстановлению.
Так, например, нормативные сроки службы зданий и сооружений без учета специфики эксплуатации [5] составляют:
здание главного корпуса ТЭС - 60 лет; железобетонные резервуары для хранения нефтепродуктов - 50 лет;
дымовые трубы железобетонные - 50 лет; башенные градирни железобетонные - 36 лет; дымовые трубы металлические - 25 лет; башенные градирни металлические - 25 лет; металлические резервуары для жидкого топлива - 25 лет.
Реальные сроки службы зданий и сооружений ТЭС значительно выше и зависят от качества ремонтно-эксплуатационного обслуживания, а также от их конструктивных особенностей.
Предельный фактический срок службы отдельных конструктивных элементов главного корпуса ТЭС по данным многолетних наблюдений составляет:
фундаменты главного корпуса - 100 лет; железобетонные каркасы зданий - 80 лет; металлические каркасы зданий - 70 лет; стены кирпичные - 70 лет; фундаменты оборудования - 70 лет; перекрытия, воспринимающие статические нагрузки, - 70 лет;
перекрытия, воспринимающие динамические нагрузки, - 50 лет;
стены железобетонные (стеновые панели) - 50 лет;
покрытия с железобетонными крупноразмерными плитами - 50 лет;
покрытия с железобетонными мелкоразмерными плитами - 35 лет;
покрытия с применением металлического профилированного настила (облегченные кровли) - 35 лет;
стены металлические (панели) - 35 лет.
Анализ результатов оценки состояния главных корпусов ТЭС России, проведенный ОРГРЭС, позволяет сделать вывод о возможности их использования до 2015 г. при проведении соответствующей реконструкции. При этом общий износ главных корпусов будет составлять не более 60%. Потребуется замена значительной части ограждающих конструкций (стеновых панелей и плит кровли) в связи с их неремонтопригодностью, частичный демонтаж фундаментов турбоагрегатов. Более 200 дымовых железобетонных труб и 40 градирен, достигнув к 2015 г. срока эксплуатации более 50 лет, если не будут реконструированы до 2010 г., также окажутся неремонтопригодными из- за потери прочностных качеств бетонных стволов труб и оболочек градирен.
Срок службы гидротехнических сооружений гидравлических электростанций определяется в 100 лет, а основного силового оборудования ГЭС - в соответствии с ГОСТ 27807-88 и ГОСТ 5616-81.
Таким образом, степень надежности зданий и сооружений и работы оборудования зависит исключительно от текущего технического состояния объекта. Техническое состояние может быть восстановлено вплоть до исходного за счет проведения регулярных ремонтно-восстановительных работ. Эти работы могут проводиться в плановом порядке - до настоящего времени в энергетике действует система планово-предупредительных ремонтов.
Более прогрессивным является система ремонтов только того оборудования (объекта), техническое состояние которого близко к предельному, однако для реальной оценки текущего состояния необходима достоверная диагностика. Поэтому на сегодняшний день важнейшей задачей в области повышения безопасности и надежности энергетических объектов является создание целостной системы диагностики технического состояния объекта, включающей в себя не только технические средства, но также методологическое и программное обеспечение.

Выводы

  1. В РАО “ЕЭС России” проведена оценка старения теплосилового оборудования. Считается, что к 2005 г. 85 млн. кВт выработают свой назначенный ресурс.
  2. Для получения представления о фактическом техническом состоянии оборудования необходимо организовать работу с целью прогноза достижения предельного состояния каждым ответственным элементом по каждому типу оборудования.
  3. Необходимо провести ранжирование ответственных элементов по возможности продления ресурса, оценить затраты, связанные с продлением ресурса или заменой отдельных элементов, которые позволили бы обеспечить безопасную эксплуатацию объекта в целом.
  4. К работе целесообразно привлечь отраслевые институты, имеющие соответствующие аккредитацию и лицензии.
  5. Конечной целью является повышение безопасности и надежности функционирования энергетических объектов за счет перехода на более действенную систему ремонтно-восстановительных работ - ремонту по техническому состоянию.

Список литературы

  1. ГОСТ 27.002-89. Надежность в технике. Основные понятия, термины и определения.
  2. Указание об определении понятий нового строительства, расширения, реконструкции и технического перевооружения действующих предприятий и сооружений по отрасли “Электроэнергетика” Минэнерго СССР от 28.05.85.
  3. РД 153-34.1-17.421-98. Типовая инструкция по контролю и продлению срока службы металла основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций.
  4. Анализ работы энергетических блоков мощностью 150 - 1200 МВт за 1998 год. М.: ОРГРЭС, 1999.
  5. Единые нормы амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов народного хозяйства СССР. М.,1992.


 
« Аппараты распределительных устройств низкого напряжения   Безрельсовая перевозка трансформаторов »
Карта сайта + все метки | Контакты
© Электроэнергетика При перепечатке и цитировании активная гиперссылка на сайт обязательна.