О ресурсе энергетических объектов

Нечаев В. В.

Авторами [1] поднят в статье весьма важный и актуальный вопрос о ресурсе оборудования, зданий и сооружений электростанций и раскрыт ряд сторон этой проблемы. В частности, проведен анализ отраслевой и стандартной (ГОСТ 27.002-89) терминологии в области ресурса, включая понятия предельного состояния, назначенного ресурса, паркового ресурса, индивидуального остаточного ресурса и срока службы; приведены показатели паркового ресурса паровых котлов и паровых турбин, элементы которых работают в условиях ползучести металла в соответствии с РД-10-262-98 и РД 153-34.1-17.421-98. Рассмотрены сроки службы оборудования, не имеющего таких элементов: турбогенераторов, гидрогенераторов, гидротурбин, трансформаторов, коммутационного электротехнического оборудования, кабелей, нормативные и реальные сроки службы зданий и сооружений, а также сроки амортизации, сделаны выводы.
Однако главный и, с нашей точки зрения, правильный посыл в начале статьи о том, что “мысль о скором выбытии из эксплуатации значительного числа энергетических мощностей из-за исчерпания ресурса работы оборудования” представляет собой такой подход, который “является упрощенным и содержит ряд неточностей”, требует своего развития, а п.1 выводов, в котором подчеркнуто, что к 2005 г. 85 млн. кВт выработают свой назначенный ресурс, хотя ранее в статье указывались причины, в силу которых “было принято решение отойти от понятия назначенный ресурс...”, противоречит этой тональности.
Ссылка авторов статьи на рассмотренный НТС РАО “ЕЭС России” доклад “О мерах по совершенствованию топливной политики в электроэнергетике на период до 2015 г.” создает впечатление, что именно НТС отмечает факт исчерпания ресурса 20% энергетического оборудования в настоящее время и его рост до 60% к 2015 г. Однако следует учесть, что упомянутый доклад, вынесенный на совместное рассмотрение НТС РАО “ЕЭС России” и Научного совета РАН по проблемам надежности и безопасности больших систем энергетики 28/Ш 2000 г., был подготовлен специально созданной рабочей группой, а в протоколе совместного заседания НТС и Научного совета РАН ни в констатирующей, ни в постановляющей части эти цифры не приводились.
Тем не менее было бы полбеды, если бы только в упомянутом докладе говорилось о лавинообразных темпах старения российской электроэнергетики. Этот тезис в течение ряда лет широко используется во многих, в том числе авторитетных отраслевых и межотраслевых научных работах и исследованиях. Можно привести некоторые примеры оценок и прогнозов крупномасштабного исчерпания ресурса генерирующих мощностей в отечественной электроэнергетике и его тяжелых возможных последствий.
Так, в итоговом докладе (июнь 1995 г.) “Совместное исследование альтернатив развития электроэнергетики. Инвестиционная программа для России”, подготовленном для Энергетического комитета совместной Российско-Американской комиссии по экономическому и техническому сотрудничеству и известном под аббревиатурой СИАРЭ, в частности, говорится (стр. 12):
“К 2010 г. тепловые электростанции мощностью около 80 млн. кВт полностью отработают свой расчетный ресурс. Эта мощность, примерно поровну распределенная между ТЭЦ и конденсационными ТЭС, составляет около 40% всей сегодняшней генерирующей мощности России. К 2000 г. истечет срок эксплуатации электростанций общей мощностью около 39 млн. кВт, из которых более 13 млн. кВт уже превысили предельный срок службы.
Результаты моделирования показывают, что на новые и реконструируемые тепловые электростанции придется 75 - 80% всего объема планируемых вводов генерирующих мощностей.
При высоком росте электропотребления к 2000 г. потребуются вводы новой и замещение выбывающей мощности в объеме примерно 28 млн. кВт, а при низком - 9 млн. кВт”.

В материалах Международной научно-практической конференции “Экология энергетики 2000” (18-20 октября 2000 г.), организованной РАО “ЕЭС России” и МЭИ, приводятся несколько иные цифры (стр. 16):“К 2000 г. достигли предельной наработки 30,9 млн. кВт (18%) мощности электростанций России, в том числе ТЭС - 9,6 млн. кВт (7,3%), ГЭС - 21,3 млн. кВт (49,6%)... В настоящее время величина мощности устаревшего оборудования составляет около 40 млн. кВт, к 2005 г. она достигнет 80 млн. кВт и к 2010 г. -115 млн. кВт”.
В [2, стр.9] отмечается, что “в электроэнергетике России лавинообразно развивается процесс старения оборудования”, а на стр. 44, где речь идет о техногенных угрозах энергетической безопасности, прямо говорится, что “в последнее время эти угрозы становятся все более реальными из-за значительного старения оборудования на электростанциях, в электрических и тепловых сетях...”.
При этом цифры, характеризующие значение мощностей оборудования, уже выработавшего ресурс, и их значение на перспективу существенно отличаются от значений, приведенных ранее:
“Мощность турбинного оборудования, выработавшего ресурс, в 1995 г. составляла 30,1 млн. кВт, в том числе на ТЭС - 15,5 млн. кВт (51,5%) и на ГЭС - 14,6 млн. кВт (48,5%). К концу 2000 г. она выросла на ТЭС еще на 8,6 млн. кВт, на ГЭС - на 5,8 млн. кВт. К 2005 г. выработают ресурс около 3,8 млн. кВт мощностей АЭС, а к 2010 г. их величина достигнет 8,4 млн. кВт, что составит 39% установленной мощности АЭС. В итоге суммарная мощность оборудования, выработавшего ресурс, на всех типах электростанций России в 2000 г. составила 40 млн. кВт, в 2005 г. - 83,8 млн. кВт, а в 2010 г. - 105,8 млн. кВт, что в 3,5 раза больше, чем в 1995 г... По состоянию на 01/1 1999 г. мощность турбинного оборудования ЕЭС России, отработавшего парковый ресурс, составила 31,1 млн. кВт, из них 54,2% - на ГЭС и 45,8% - на ТЭС”.
Об угрозе энергетической безопасности России говорится также и в [3], стр. 40:
“За последние годы в электроэнергетике России в значительной степени возрос и продолжает быстрыми темпами возрастать объем устаревшего оборудования, выработавшего свой проектный ресурс и требующего замены, модернизации и реконструкции. Дефицит инвестиций не позволяет осуществлять в необходимом объеме техническое перевооружение объектов электроэнергетики, что приводит к потере электроэнергетического потенциала страны и создает угрозу ее энергетической безопасности”.
В концепции технического перевооружения ТЭС РАО “ЕЭС России” и ОАО-энерго на период до 2015 г. ОАО “Институт Теплоэлектропроект” приводит следующие цифры выработки паркового ресурса мощностей ТЭС (иногда это мощности ТЭС, исчерпывающие парковый ресурс паровых турбин): до 2005 г. - 46,8 млн. кВт, до 2010 г. (включительно) - 70,6 млн. кВт и до 2015 г. - 845,7 млн. кВт. При этом делается следующее заключение:
“Как показывает анализ, ресурс части оборудования может быть продлен, однако по прогнозной оценке к 2010 г. около 40 млн. кВт, или 24% генерирующих мощностей, достигнут предельного состояния (по металлу) и дальнейшая их эксплуатация станет технически невозможной”.
Картину разнообразия цифр и понятий (в терминах различных видов ресурса) могут дополнить выдержки из важной работы ОАО “Институт Энергосетьпроект” “Корректировка Схемы развития ЕЭС и ОЭС России на период до 2010 г. с перспективой до 2005 г.” (краткий доклад):
“В 2000 г. достигли предельной наработки 34 млн. кВт, или 16% мощности электростанций России, в том числе ГЭС - 22 млн. кВт, ТЭС - 12 млн. кВт. В дальнейшем ситуация со старением основного энергетического оборудования будет ухудшаться: так, к 2005 г. 74 млн. кВт, а к 2010 г. 104 млн. кВт, или около 50% действующего в настоящее время оборудования ТЭС и ГЭС, выработают свой ресурс. К 2015 г. парковый ресурс выработают 125 млн. кВт мощностей ГЭС и ТЭС”.
В ряде работ исчерпание генерирующим оборудованием паркового ресурса изображается графически в виде выбытия из баланса соответствующих мощностей, например, рис. на стр. 3-8 доклада Энергосетьпроекта, где говорится, что “с учетом отработки генерирующим оборудованием паркового ресурса и ростом потребности в установленной мощности дефицит мощности в 2005 г. достигнет 87 млн. кВт, в 2010 г. 143 млн. кВт и в 2015 г. 197 млн. кВт”.
Даже из этого, далеко не полного перечня работ последних лет можно сделать вывод о том, что тезис об исчерпании физического ресурса генерирующих мощностей в отечественной электроэнергетике в последнее десятилетие стал отправной точкой и стратегической основой большинства построений и моделей ее перспективного развития. При этом специалистами высказывается мнение, что исчерпание паркового ресурса своего рода сигнал, последний этап перед проведением технического перевооружения, что к этому моменту на электростанции должен быть выбран вариант технического перевооружения, проведены необходимые НИОКР и проектно-конструкторские проработки и даже должно быть завезено оборудование. Это вызывает необходимость более внимательно рассмотреть, насколько указанный тезис обоснован с научной точки зрения и с точки зрения многолетней практики эксплуатации и ремонта оборудования электростанций.
Первое, что бросается в глаза, это недопустимый разброс количественных оценок мощностей оборудования, вырабатывающего ресурс. Если хотя бы часть их свести вместе, то получится следующая картина, табл. 1.
Этот факт уже вызывает сомнения в правомерности принимать за основу любую из приведенных в табл. 1 цифр.
Второе - это разночтения в терминологии. В выдержках, приведенных ранее, и других работах (в том числе [4]) говорится о “предельной наработке”, “устаревшем оборудовании”, “предельном сроке службы”, “предельной наработке”, “морально устаревшем оборудовании” и просто “устаревшем оборудовании”. Приводятся данные по “мощности турбинного оборудования, выработавшего ресурс”, “выработке ресурса”, “выработке паркового ресурса”, “о выработке проектного ресурса”, о “предельном состоянии” и “парковом ресурсе”.
В методическом отношении достаточно сложно обеспечить необходимую точность прогноза объемов оборудования, вырабатывающего даже парковый ресурс, если учесть трудности прогнозирования условий его эксплуатации на 10-15 лет вперед. Эта сложность возрастает при индивидуальном ресурсе, так как его величина назначается по результатам инструментальной оценки фактического состояния узлов оборудования после исчерпания ими паркового ресурса. И уже совсем невозможно оценить сроки эксплуатации после исчерпания индивидуального ресурса, что не исключается, например, в “Проекте программы развития и концепции технического перевооружения гидроэнергетики России на период до 2015 г.” (разработка РАО “ЕЭС России”, ассоциации Гидропроект, ОАО “Институт Гидропроект”, ОАО Энергосетьпроект, ОАО Ленгидропроект, 2000 г.).
Несмотря на эти методические трудности главным препятствием, ставящим под сомнение саму возможность использования в расчетах перспективных балансов оценок генерирующих мощностей, исчерпывающих те или иные виды ресурса, является вопрос о том, насколько правомерно распространять ресурсные критерии, относящиеся к узлам и элементам оборудования, на само оборудование - котельные и турбинные установки и тем более на энергоблоки и электростанции в целом.
Основополагающий в этом отношении документ [5] как в самом своем названии, так и в содержании касается лишь основных элементов котлов, турбин и трубопроводов ТЭС, но никак не котельных и турбинных установок в целом. В разделах “Методы, объемы и сроки проведения контроля состояния металла и сварных соединений энергооборудования”, “Основные методические положения по проведению контроля металла” и “Критерии оценки состояния металла” рассматриваются группы таких элементов и узлов в пределах котлов и турбин. Общим правилом является указание паркового ресурса именно для элементов и узлов. Вряд ли оправданным отступлением от этого правила является указание паркового ресурса для турбин в целом (§ 2.2), так как последующие разделы [5] оперируют только с элементами и узлами турбин.
Служебные функции паркового ресурса при назначенных уровнях наработок применительно как к элементам котлов, так и к элементам турбин являются достаточно скромными. Так, из 16 позиций элементов турбин, для которых в [5] установлены периодичность, объем и методы контроля, лишь для 4 позиций используется показатель паркового ресурса. В остальных случаях периодичность проведения контроля определяется интервалами последовательных наработок 25, 50 или 100 тыс.ч, или числом 150, 300 пусков.
Согласно [6] продлен срок эксплуатации многих роторов турбин мощностью до 800 МВт включительно с параметрами пара на выходе 13 - 14 МПа и 530 - 550°С до 300 тыс. ч, что значительно превышает парковый ресурс этих турбин, установленный в зависимости от завода-изготовителя на уровне 100, 170 или 220 тыс. ч, и тем самым свидетельствует о значительных запасах, принятых при назначении паркового ресурса.

Таблица 1
Оценки мощности оборудования, вырабатывающего ресурс на ТЭС и ГЭС по годам по различным источникам, ГВт

* Не является суммой предыдущих позиций.

Ретроспективная динамика последовательного уточнения ресурса металла элементов и узлов турбинного оборудования 13 - 24 МПа, 540 - 560°С (цилиндры, роторы ВД и СД, стопорные, регулирующие клапаны и др.): I - назначение второго индивидуального ресурса; II - выполнение мероприятий по восстановлению свойств металла до исходного состояния и продление ресурса; III - замена элемента или узла на новый