Что можно приготовить из кальмаров: быстро и вкусно

Решение «TRIM-Жизнь машины» предназначено для информационного сопровождения жизненного цикла машин и сложного оборудования. Решение позволяет определять экономические показатели техники в процессе ее эксплуатации, управлять сроком службы (ресурсом) каждой единицы техники с точки зрения экономической целесообразности ее эксплуатации, принимать обоснованные решения о списании (замене) или восстановительном ремонте, и на этой основе - управлять составом и структурой парка.

Методической основой решения «TRIM-Жизнь машины» является методика определения оптимального срока службы машин с учетом фактического режима их эксплуатации в конкретных условиях, разработанная партнером НПП «СпецТек», компанией НТЦ «Горное Дело».

Программной основой решения являются модули комплекса TRIM. Объединение методической базы и программного обеспечения в составе единого решения «TRIM-Жизнь машины» позволяет внедрить регламент списания и замены машин в практику управления эксплуатацией. Модули TRIM предоставляют необходимые для этого инструменты сбора, обработки, хранения и анализа информации.

Программное обеспечение

В состав решения «TRIM-Жизнь машины» входят следующие модули TRIM:

• TRIM-M - модуль «Техобслуживание»,
• TRIM-W - модуль «Склад»,
• TRIM-SP - модуль «Снабжение»,
• TRIM-D - модуль «Диспетчерский журнал»,
• TRIM-C - модуль «Каталог»,
• TRIM-DOC - модуль «Документооборот»,
• TRIM-A - модуль «Администратор».

Возможности TRIM позволяют пользователям в автоматизированном режиме выполнять:

• ведение учета объектов парка машин, списание,
• ведение основных данных по каждой единице техники (например, грузоподъемность, базовая стоимость, скорость, пробег за смену и т.д.),
• создание и ведение каталога запчастей и материалов, ведение структуры узлов и агрегатов, поиск запчастей по их изображениям на чертежах,
• учет и ведение регламентов проведения плановых работ по техническому обслуживанию и ремонту (ТОиР) и их нормативов (периодичность, стоимость, необходимые ресурсы, трудозатраты), их корректировка,
• учет и ведение цен (прайс-листов) на плановые запчасти и материалы,
• планирование работ по ТОиР, корректировка планов работ в отношении периодичности, длительности, состава работ,
• учет ремонтных работ по отказу,
• ведение журнала выполненных работ,
• учет затрат на работы (фактическая стоимость запчастей, материалов, затраты на сторонние организации, трудозатраты), расчет трудоемкости работ по ТОиР,
• ведение журнала эксплуатационных параметров (например, перевезенная горная масса, пробег, наработка узлов и т.д.),
• учет значений технических параметров,
• учет эксплуатационных состояний (на консервации, на линии, в простое и т.д.),
• анализ простоев, отказов, их последствий,
• ведение технической документации.

Методика

Определение экономически целесообразного срока эксплуатации осуществляется по критерию минимума удельных затрат (минимум отношения накопленных затрат на технический сервис и владение к объему выполненной работы), а также по рентабельности активов. Методика отражает фундаментальную связь между удельными затратами и сроком эксплуатации, график которой имеет минимум, и определяет порядок сбора и обработки данных о процессе эксплуатации.

Основная решаемая задача: на основе объективных данных, накопленных посредством TRIM, определить момент достижения минимума удельных затрат и довести этот факт до сведения соответствующих руководителей. В этот момент следует определить физический износ техники и взвесить альтернативы:

• прекратить эксплуатацию техники и заменить её,
• провести капитальный ремонт и продолжить эксплуатацию.

Методика предполагает наличие стартовой информации - статистических данных, полученных НТЦ «Горное дело» (ресурсы узлов и агрегатов, цены на их ремонт и замену, наработка на заданный период по данной модели самосвала и т.д.), или основанных на предшествовавшей эксплуатации техники. На этой основе «TRIM-Жизнь машины» рассчитывает прогнозные показатели. Далее пользователи вводят фактические данные, и результаты расчета автоматически корректируются.

Комплектность поставки

Решение «TRIM-Жизнь машины» поставляется на компакт-диске вместе с каждой единицей техники или как самостоятельный продукт. В поставку входят:

• программное обеспечение TRIM,
• база данных, наполненная информацией по типовой машине одной марки техники,
• документация - Руководство по инсталляции, настройке и восстановлению программного обеспечения, Руководство по эксплуатации «TRIM-Жизнь машины»,
• набор отчетов и выходных форм.

Минимальная (базовая) поставка решения рассчитана на трех пользователей.

А.А. Романов, К.Е. Березовский, В.М. Неуймин
(ОАО «РАО "ЕЭС России"»)

Состояние энергетического оборудования ТЭС

За последнее десятилетие в электроэнерге­тике России значительно увеличилось количество оборудо­вания, отработавшего расчётный ресурс и тре­бующего проведения работ для продления сроков его службы или модернизации (реконструкции), замены на новое оборудование (табл. 1).

Необходимость технического перевооруже­ния ТЭС определяют сроки службы эксплуати­руемого оборудования. Ежегодно на ТЭС выра­батывают парковый ресурс (ПР) до 5 млн. кВт установленных мощностей. Мощность турбин­ного оборудования ТЭС, вырабатывающего ПР в 2001–2010 гг., соста­вит 70,6 млн. кВт (450 турбоустановок высо­кого давления, 746 котлов с рабочим давлением свыше 10 МПа, паропроводов свежего пара и горячих ниток промперегрева общей массой свыше 20 тыс. т ).

Фактические затраты на техническое пере­вооружение ТЭС и тепловых сетей Холдинга «РАО "ЕЭС России"» в 2002 г. составили 15 млрд. руб., а на ремонт оборудования ~ 27,0 млрд. руб. (с 1987 по 1999 г. использование основного оборудо­вания ТЭС в год уменьшилось до 3900 ч, а удель­ные ремонтные затраты на приведенную выра­ботку (тыс. руб./млн. кВт×ч) выросли на 27 %). Особенно значительно увеличились (на 73 %) за­траты на ТЭС ОАО «РАО "ЕЭС России"» (за счет роста объе­мов сверхтиповых работ из-за нарас­тающего старения оборудования и значительного увеличения численности ремонтного персонала этих ТЭС ). Внедрение системы ремонта по "наработке" позволило увеличить межремонт­ный период энергоблочного оборудования элек­тростанций ОАО «РАО "ЕЭС России"» (электростанций федерального уровня) по сравнению с ремонтами "по календарю" в 1,6 раза.

Дефицит инвестиций, положение дел с раз­работкой перспективных образцов энергетиче­ского оборудования отечественного производ­ства, тарифная политика на энергоносители и железнодорожные грузоперевозки, формы раз­вития бизнеса в стране не способствуют осуще­ствлению в необходимом объёме технического перевооружения объектов электроэнергетики с ис­пользованием новых технологий. За послед­ние 10 лет ввод генерирующих мощностей в отрасли уменьшился в 4 раза. За 1991–2000 гг. было введено лишь 6443,5 тыс. кВт новых гене­рирующих мощностей ТЭС и лишь 6073,7 тыс. кВт реконструировано .

В большинстве экономически развитых стран мира решение о дальнейшей эксплуатации оборудования, отработавшего установленные сроки службы, принимается с учётом особенно­стей законодательства, уровня страховой за­щиты, обеспечения безопасности и, главное, экономической оценки целесообразности вы­полнения работ по продлению ресурса и ре­монту оборудования, его модернизации или за­мены .

В Российской Федерации в качестве основ­ного критерия, определяющего возможность эксплуатации оборудования сверх установлен­ного действующими стандартами срока, при­нимается безопасность его эксплуатации. При этом приоритетной задачей обеспечения безо­пасности признаётся исключение внезапных разрушений высоконагруженных элементов конструкций оборудования. Факторами, вызы­вающими такие разрушения, как правило, яв­ляются дефекты изготовления, нарушения усло­вий эксплуатации или достижение металлом предельной степени повреждения. С увеличе­нием продолжительности эксплуатации послед­ний из указанных факторов становится домини­рующим, в связи с чем основным при оп­ределении допустимых сроков безопасной экс­плуатации оборудования является достовер­ная оценка состояния металла и сварных соеди­нений. Принципы и методы расчёта оборудова­ния, используемые в 60–70-е годы прошлого столетия, опыт эксплуатации большинства эле­ментов оборудования при температурах пара ниже 540–545 ºС послужили основой для пере­хода от расчётного ресурса к парковому (нара­ботка однотипными по конструкции, исполни­тельным размерам, материалам и параметрам эксплуатации элементами теплоэнергетического оборудования, в пределах которой обеспечива­ется их безаварийная работа при соблюдении регламентированных требований по контролю, условиям эксплуатации и ремонту ). Вместе с тем, как показала практика, достижение метал­лом конструктивных элементов оборудования значений паркового ресурса не является препят­ствием для его дальнейшей эксплуатации (табл. 2) . Однако практика эксплуатации оборудования свидетельствует, что во многих энерго­системах (ОАО "Мосэнерго", ОАО "Кузбасс­энерго" и др.) оборудование из эксплуа­тации выводится до достижения значе­ний ПР, и практически делается это отнюдь не по состоянию металла конструк­тивных элементов тепломеханического обору­дования ТЭС .

Варианты обновления оборудования ТЭС и их сравнительная
эффективность

При выборе перспективной структуры гене­рирующих мощностей центральной становится проблема оценки эффективности разных спосо­бов технического перевооружения существую­щих ТЭС по сравнению с сооружением новых электростанций. Согласно разработанной в 2001 г. “Концепции технического перевооруже­ния ТЭС ОАО «РАО "ЕЭС России"» и АО-энерго на период до 2015 г.” при техническом перевоо­ружении ТЭС выходящее из эксплуатации обо­рудование рекомендуется:

· оборудование КЭС энергоблоков мощно­стью 300–500 МВт на природном газе замещать оборудованием на базе ПГУ-170–ПГУ-540, в состав которых входят энерге­тические газовые турбины ГТЭ-110, ГТЭ-150, ГТЭ-180;

· оборудование КЭС энергоблоков мощно­стью 800 МВт на газомазутном топливе модернизировать с повышением тем­пературы пара до 565/565 ºС или с переходом на суперсверхкритические параметры пара (р = 30 МПа, t o /t m = 600/600 ºС). В отдельных случаях возможна надстройка блока газотур­бинными установками;

· оборудование КЭС энергоблоков мощно­стью 300–500 МВт на твердом топливе заменять модернизированными энерго­блоками повышенной эффективности с ростом температуры пара до 565/565 ºС и энер­гоблоками на базе суперсверхкритических па­раметров пара (р = 30 МПа, t o /t m = 600/600 ºС). Для блоков 300 МВт возможна установка котлов с ЦКС;

· оборудование КЭС энергоблоков мощно­стью 150–200 МВт на твердом топливе технически перевооружать на базе модернизиро­ванных энергоблоков, с повышением темпера­туры пара и внедрением, при необходимости, котлов с ЦКС, а в дальнейшем ПГУ с КСД и с газификацией угля;

· оборудование КЭС, рассчитанное на пара­метры пара 8,8 МПа и ниже на природном газе или твердом топливе, заменять конденсационным оборудованием на базе про­грессивных технологий с установкой непосред­ственно на площадке рассматриваемой электро­станции или в энергосистеме;

· оборудование ТЭЦ, рассчитанное на пара­метры пара 8,8 МПа и ниже, на природном газе, а также на твердом топливе, расположенных в зоне действия магистральных газопроводов технически перевооружать по схеме ГТЭ+КУ, ПГУ-ТЭЦ.
Для замещения действую­щего оборудования указанных ТЭЦ приняты установки ПГУ-70, ГТЭ-110+КУ, ГТЭ-60+КУ, НК-37+КУ, ГТЭ-25+КУ, ГТЭ-16+КУ, ГТЭ-12+КУ, ГТЭ-6+КУ.

Угольные ТЭЦ с давлением пара 8,8 МПа и ниже, небольшой мощности, расположенные вне зоны магистральных газопроводов, выпол­няют локальные (местные) задачи по обеспече­нию теплом и электроэнергией потребителей. Они достаточно жестко регламентированы как по условиям энергопроизводства, так и топливообеспечения. Естественно, что для них не могут быть рекомендованы меро­приятия по повышению эффективности, приня­тые для крупных ТЭЦ: переход на высокие па­раметры, увеличение единичной мощности ус­тановок и т.д. Поэтому для принятия решений по техническому перевооружению ТЭЦ данного типа необ­ходимо на базе конкретных проработок опреде­лить перспективу их развития. Для этих станций становятся весьма актуальными разработка и создание высокоэффективных технологий для техперевооружения установок средней и не­большой мощности. В недале­кой перспективе (после 2005 г.) для них можно будет использовать ПГУ с КСД.

ТЭЦ с параметрами пара 12,8 МПа и выше на природном газе рекомендуются к техническому перево­оружению на базе модернизированного обору­дования. Использование ПГУ для обеспечения заданных тепловых нагрузок приводит, как пра­вило, к росту электрической мощности установок. В этой ситуации необходимо увели­чение расхода газа на электростанциях при его дефиците, поэтому реализация данного направления может ока­заться проблематичной. Исходя из этого, при­менение ПГУ-ТЭЦ для техперевооружения теп­лофикационных установок с давлением 12,8 МПа и более должно быть обосновано в каждом конкретном случае, в том числе дополнительно рассмотрено как альтернативный вариант:

· снижение выработки электроэнергии на КЭС, использующих природный газ (режимные вопросы, рыночные отношения);

· целесообразность увеличения электриче­ской мощности в пункте размещения ТЭЦ;

· результаты компоновочных проработок;

· изменение коэффициента теплофикации (a ТЭЦ);

· возможность выделения дополнительных ре­сурсов природного газа для
ПГУ-ТЭЦ, учиты­вая эффективность его использования;

· учет климатических особенностей.

В принципиальном плане не исключается проработка варианта надстройки существующих котлов газовыми турбинами, однако реализация данного направления в первую очередь должна быть подтверждена компоновочными возмож­ностями, т.е. конкретными проработками.

Техперевооружение угольных ТЭЦ с давле­нием пара 12,8 МПа и более ориентировано на вариант замены на модернизированное оборудо­вание. Стратегически же в перспективе следует ориентироваться на замену всего парка данного теплофикационного оборудования на наиболее экономичное и экологически чистое: ПГУ со сжиганием угля в кипящем слое под давлением (КСД) или с газификацией угля.

В 2002 г. ОАО «РАО "ЕЭС России"» в развитие поименованной работы завершило разработку "Программы обновления оборудования ТЭС на период до 2010 г. и прогнозной оценки до 2015 г.". Разработка "Программы" в том числе включает в себя анализ и обобщение многочис­ленных рекомендаций на уровне стратегии раз­вития энергетики , схемы развития отрасли , концепции технического перевооружения ТЭС на период до 2015 г., возможностей отече­ственных заводов-изготовите­лей, предложений федеральной и региональных энергетических организаций. При этом перечень мероприятий по обновлению объектов, потребность в матери­альных ресурсах, сроки выполнения работ и эффективность реализации "Программы" оцениваются на основании принципиальных (укрупнённых) проработок по ТЭС – представи­телям, которые выбираются путём анализа общей информации о состоянии и ха­рактеристиках рассматриваемых ТЭС. "Про­грамма" будет являться исходным документом для формирования инвестиционной и научно-технической политики обновления объектов электроэнергетики на рассматриваемый период. В "Программе" предлагаются следующие мероприятия по обновлению оборудования:

· замена всего выработавшего индивидуаль­ный ресурс тепломеханического оборудования принципиально новой техникой ($ 16352,1 млн.);

· замена всего вырабатывающего индивиду­альный ресурс тепломеханического оборудова­ния модернизированным оборудованием заво­дской поставки ($ 12105,6 млн.);

· восстановление работоспособности вырабо­тавшего индивидуальный ресурс тепломехани­ческого оборудования за счёт замены отдельных элементов конструкций (вынужденное решение) ($ 8470,9 млн.).

Стратегическим направлением является пол­номасштабное техническое перевооружение, основанное на современных технологиях (пре­имущественно отечественных). Оно потребует бóльших, чем при продлении ресурса оборудо­вания первоначальных инвестиций, однако в последующие годы позволит компенсировать понесенные затраты за счёт снижения удельного расхода топлива и затрат на ремонт оборудования. Задачей ближайших лет является внедрение головных образцов оборудования нового поколения (ПГУ на базе крупных ГТУ, котлов с ЦКС, энергоблоков на суперсверхкри­тические параметры пара). Имеющиеся в настоящее время инвестиционные, технологиче­ские, кадровые и организационные ресурсы, по всей видимости, будут использоватьсяпреиму­щественно для продления коммерческого срока службы действующего оборудования за счёт замены базовых узлов, элементов конструкций и модернизации оборудования и в меньшей сте­пени для создания заделов на будущее. Проблема обновления касается также и категорий вспомо­гательного оборудования электростан­ций, их зданий и сооружений, электрических и тепло­вых сетей .

По оценке ИНЭИ РАН коммерческой эффек­тивности вариантов обновления ТЭС ежегодно на протяжении всего расчётного периода прово­дилось сопоставление двух финансовых пото­ков: выручки от реализации электроэнергии и затрат на её производство. Затем эти ежегодные сальдо с помощью коэффици­ента дисконтирования приводились к сегодняш­нему уровню цен и суммировались за весь расчётный период. Итоговая сумма отражала чис­тый дисконтированный доход, получаемый в результате реализации каждого из вариантов обновления. Коммерческая эффективно­сть рассчитывалась в прогнозных ценах. Были определены предельные тарифы на электроэнергию, при которых возможно самофинансирование инвестиций в каждом из трёх вариантов обнов­ления. Поскольку эффективность обновления определяется соотношением достигаемой эко­номии затрат на топливо и размера дополни­тельных инвестиций, то эти показатели отдельно были проконтролированы по каждому варианту обновления. Результаты расчётов показали, что максимальный расход топлива характерен для варианта, в котором работы по восстановлению ресурса оборудования не обеспечивают повы­шения его экономичности. Самым экономичным (экономится ~7 млн. т усл. топл./год) является наи­более прогрессив­ный вариант, связанный с максимальным вне­дрением новой техники. Сэкономленным топли­вом можно обеспечить как предлагаемое расши­рение существующих ТЭС, так и сооружение новых ПГУ, в результате чего к 2010 г. мощ­ность применяемых в электроэнергетике ПГУ и ГТУ могла бы быть доведена до 12–13 млн. кВт. Значительная экономия топлива в варианте с внедрением новой техники достигается ценой дополнительных инвестиций, в 1,5÷1,0 раза превышающих инвестиции в варианте, связанном с простым восстановлением ресурса оборудова­ния, что существенно осложняет реализацию прогрессивного варианта.

В соответствии с принятым критерием (мак­симум чистого дисконтированного дохода) са­мый оптимистический вариант, связанный с максимальным внедрением нового и модернизированного обо­рудования, является самым эффективным, в то время как реализация варианта обновления, свя­занного с восстановлением ресурса оборудова­ния, неэффективна (чистый дисконтированный доход меньше 0).

Для финансирования обновления за счёт собственных средств наименьший рост тарифов наблюдается при варианте обновления, связанном с восстановлением ресурса оборудования (к 2010 г. ~ в 2 раза выше сегодняшнего уровня). В менее эффективных вариантах обновления самофинансирование инвестиций возможно лишь за счёт роста тарифов на электроэнергию в 3,0–3,5 раза.

Анализ схем финансирования показал, что ре­ализовать прогрессивные варианты обновле­ния можно лишь при льготных условиях привлечения средств, характеризующихся боль­шими сроками возврата капитала (более 10 лет) и невысокими процентными ставками (5–10 %/год). В варианте обновления, связанном с восстановлением ресурса оборудования, из-за роста топливных затрат себестоимость произ­водства электроэнергии превышает выручку от её продажи, поэтому возникают трудности с погашением обязательств даже по льготным кредитам (для полного расчёта с кредиторами придётся обращаться за новыми займами, сум­марный размер которых за период в десятки раз превышает саму потребность в инвести­циях).

Таким образом, результаты сравнения вари­антов обновления ТЭС, оборудование которых выработает к 2010 г. индивидуальный ресурс, показывают, что при прогнозируемых технико-экономических показателях каждого из спосо­бов обновления самым эффективным, а потому и первоочередным инвестиционным решением является замена паротурбинных энергоблоков на газе парогазовыми или газотурбинными ус­тановками, а для оборудования на угле –модернизированными паротурбинными уста­новками. Преимуществами такого способа обновления как работы по восстановлению ре­сурса являются его относительная дешевизна и скорость осуществления, однако с экономиче­ской точки зрения реализация такого обновле­ния неэффективна и закладывает отставание в развитии электроэнергетики. Работа по сопос­тавлению вариантов обновления требует даль­нейшей детализации.

ОАО «РАО "ЕЭС России"» подготовлена пред­варительная программа строительства электро­станций на период до 2010 г. [инвестиционный цикл для технического перевооружения (нового строительства) ТЭС составляет в среднем 4–5 (7–10) лет], с 2002 г. возобновлена практика вы­пуска приказов по вводам мощностей на объек­тах технического перевооружения. Проводимая в отрасли работа по выбору вариантов обновле­ния находящегося в эксплуатации оборудования позволит в определённой мере скорректировать разрабатываемые балансы энергии и мощности на период 2003–2007, 2004–2008 и после­дующие годы, учитывающие помимо всего про­чего и реальные финансовые возможности ак­ционерных обществ электроэнергетики.

Проблема обновления оборудования ТЭС страны накапливалась годами и сегодня требует незамедлительного принятия мер, в том числе на государственном уровне.

Разработанная ОАО «РАО "ЕЭС России"» "Программа обновления ТЭС на период до 2010 г. и прогнозной оценки до 2015 г." может послужить основой для создания "Программы развития отраслей ТЭК", определяющей единый согласованный подход к формированию долго­срочной тарифной политики, позволяющей осуществление экономически обоснованного и взаимоувязанного развития отраслей ТЭК, энер­гетического машиностроения, других отраслей промышленности .

Существующий в стране и ожидаемый на перспективу до 2010 г. уровень энергопотребле­ния может быть надёжно обеспечен при ежегод­ном вводе и модернизации находящихся в экс­плуатации генерирующих мощностей, внедре­нии мероприятий по восстановлению работо­способности эксплуатирующегося обо­рудования в течение 2001–2010 гг. на уровне 2,2 млн. кВт. Учитывая, что производственный цикл для нового строительства и технического перевооружения объектов электроэнергетики составляет в среднем соответственно 7 лет и 4 года, должны быть созданы соответствующие заделы по подготовке технико-экономических обоснований, проектов, строительных заделов на соответствующую перспективу.

Литература

1. Нечаев В.В. О ресурсе энергетических объектов // Электрические станции. – 2002. – № 6.

2. Проблемы технического перевооружения энергопредприятий «РАО "ЕЭС России"» и пути их решения / А.Н. Ремезов, А.А. Романов, Ю.П. Коси­нов, С.Э. Бржезянский // Электрические станции. – 2000. – № 1.

3. Вагнер А.А. Реформирование энергоре­монтного производства // Энергетик. – 2002. – № 9.

4. РД 10-262–98 (РД 153-34.1-17.421–95). Типо­вая инструкция по контролю металла и продлению сроков службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций. – М.: СПО "ОРГРЭС", 1999.

5. Тумановский А.Г., Резинских В.Ф. Стратегия продления ресурса и технического перевооружения тепловых электростанций // Тепло­энергетика. – 2002. – № 6.

6. Энергетическая стратегия России на пе­риод до 2020 г. (Утверждена Распоряжением Пра­вительства Российской Федерации от 28.08.2003 г. № 1234 р).

7. Развитие генерирующих мощностей в ус­ловиях топливообеспечения электрических станций в период до 2020 г. / В.И. Чемоданов, Н.В. Бобылёва, Н.Г. Челнокова и др. // Электрические станции. – 2002. – № 6.

8. Неуймин В.М. Проблемы технического перевооружения ТЭС. Пути их решения // Сб. докла­дов научно-технической конференции "Повышение качества регулирования частоты в ЕЭС". – М.: ВВЦ, 16–17 декабря 2002 г.

9. Неуймин В.М. Состояние оборудования ТЭС и направления его обновления // Новое в Рос­сийской электроэнергетике. – 2003. – № 9.

10. Попов А.Б., Перевалова Е.К., Сверчков А.Ю. Проблема продления ресурса теплоэнергетического оборудования ТЭС // Тепло­энергетика. – 2003. – № 4.

11. Зубченко А.С., Рабинович В.П. Ситуация в энергомашиностроении угрожает безо­пасности России // ТЭК. – 2003. – № 1.

12. Неуймин В.М. Пути обновления обору­дования ТЭС // Сб. материалов V съезда Союза УИСП С-Петербурга. – Союз УИСП, 2003.

13. Неуймин В.М. Управление ресурсом оборудования ТЭС путём реализации программы его обновления // Сб. докладов Международной научно-технической конференции по актуальным проблемам надёжности технологических, энергетических и транспортных машин. – Самара: СГТУ, 25–27 ноября 2003 г.

А.П. Ливинский
(ОАО «РАО "ЕЭС России"», Россия)

Электроэнергетика, являясь базовой отраслью российской экономики, обеспечивает внутренние потребности народного хозяйства и населения в электроэнергии, а также экспорт электроэнергии в страны СНГ и дальнего зарубежья.

С целью максимально эффективного использования природных топливно-энергетических ресурсов и потенциала энергетического сектора для долгосрочного, стабильного обеспечения экономики и населения страны всеми видами энергии Правительство Российской Федерации утвердило Энергетическую стратегию России на период до 2020 года, которая предусматривает:

Надежное энергоснабжение экономики и населения страны электроэнергией;

Сохранение целостности и развитие Единой энергетической системы страны, ее интеграцию с другими энергообъединениями на Евразийском континенте;

Повышение эффективности функционирования и обеспечение устойчивого развития электроэнергетики на базе новых, современных технологий;

Снижение вредного воздействия на окружающую среду.

В нынешней редакции Энергетической стратегии приняты более умеренные уровни электропотребления, увеличены темпы развития нетрадиционных и возобновляемых источников энергии и в первую очередь гидроэнергетики, приняты
более реальные вводы генерирующих мощностей и соответствующие им инвестиции.

В благоприятном варианте развитие электроэнергетики России ориентировано на сценарий, предполагающий форсированное проведение социально-экономи-ческих реформ с темпами роста производства валового внутреннего продукта до 5-6 % в год и соответствующим устойчивым ростом электропотребления 2,0-2,5 % в год (рис. 1). В результате потребление электроэнергии достигнет к 2020 г. в оптимистическом варианте 1290, в умеренном - 1145 млрд. кВт×ч.

С учетом прогнозируемых объемов спроса на электроэнергию при оптимистическом варианте суммарное производство (рис. 2) возрастет по сравнению с отчетным 2002 г. в 1,2 раза к 2010 г. (до 1070 млрд. кВт×ч) и более чем в 1,5 раза
к 2020 г. (до 1365 млрд. кВт×ч); при умеренном варианте развития экономики соответственно в 1,14 (до 1015 млрд. кВт×ч) и в 1,36 раза (до 1215 млрд. кВт×ч).

Рис. 1. Прогноз уровней электропотребления в соответствии с Энергетической стратегией
России на период до 2020 года

Рис. 2. Производство электроэнергии на электростанциях России (при умеренном и оптимисти-ческом вариантах)

Рис. 3. Установленная мощность электростанций России (при умеренном и оптимистическом вариантах)

Производственный потенциал электроэнергетики России (рис. 3) в настоящее время состоит из электростанций общей установленной мощностью около
215 млн. кВт, в том числе АЭС - 22 и ГЭС - 44 млн. кВт, остальное - теплоэнергетика и линии электропередачи всех классов напряжения общей протяженностью 2,5 млн. км. Более 90 % этого потенциала объединено в Единую энергетическую систему (ЕЭС) России, которая охватывает всю обжитую территорию страны от западных границ до Дальнего Востока.

По принятой Энергетической стратегии в структуре генерирующих мощностей существенных изменений не произойдет: основой электроэнергетики останутся тепловые электростанции; их доля сохранится на уровне 66-67 %, АЭС - 14 %, доля ГЭС практически не изменится (20 %).

В настоящее время основная доля (около 70 %) в структуре генерирующих мощностей приходится на тепловые электростанции, работающие на органическом топливе (рис. 4). Мощность ТЭС на 1.01.2003 г. составила около 147 млн. кВт. Почти 80 % генерирующих мощностей тепловых электростанций в европейской части России (включая Урал) работают на газе и мазуте. В восточной части России более 80 % работают на угле. В России действуют 36 тепловых электростанций мощностью 1000 МВт и более, в том числе 13 мощностью 2000 МВт и более. Мощность крупнейшей тепловой электростанции России - Сургутской ГРЭС-2 - 4800 МВт.

На тепловых электростанциях широко используются крупные энергоблоки
150-1200 МВт. Общее количество таких энергоблоков - 233 суммарной мощностью около 65000 МВт.

Значительную долю тепловых электростанций (порядка 50 % мощности) составляют ТЭЦ, которые распределены по всей территории страны.

Основная часть (более 80 %) оборудования ТЭС (котлы, турбины, генераторы) была введена в эксплуатацию в период с 1960 по 1985 год и к настоящему времени отработала от 20 до 45 лет (рис. 5). Поэтому старение энергооборудования становится ключевой проблемой современной электроэнергетики, которая в дальнейшем будет только усугубляться.

Начиная с 2005 года, произойдет нарастание объемов выработавшего парковый ресурс турбинного оборудования (рис. 6). Так, к 2010 г. 102 млн. кВт (43 %) действующего в настоящее время оборудования ТЭС и ГЭС выработает свой парковый ресурс, а к 2020 г. - 144 млн. кВт, что составит более 50 % установленной мощности.

Вывод из эксплуатации вырабатывающего парковый ресурс турбинного оборудования в условиях прогнозируемого спроса на электроэнергию и мощность приведет к образованию дефицита мощности в размере 70 ГВт на уровне 2005 года (30 % от потребности), который к 2010 году составит уже 124 ГВт (50 % от потребности) и к 2020 году - 211 ГВт (75 % от потребности в мощности) (рис. 7).

Рис. 5. Возрастная структура установленного турбинного оборудования на ТЭС России

Рис. 6. Прогноз объемов турбинного оборудования, отрабатывающих парковый ресурс

Рис. 7. Динамика сбалансированности России по мощности

Рис. 8. Основные направления покрытия прогнозируемого дефицита мощности

Обеспечение прироста потребности в генерирующей мощности возможно за счет следующих основных мероприятий:

² продления срока эксплуатации действующих ГЭС, АЭС и значительного количества ТЭС с заменой только основных узлов и деталей;

² достройки объектов, находящихся в высокой степени готовности;

² сооружения новых объектов в дефицитных регионах;

² модернизации и технического перевооружения ТЭС с использованием новых, перспективных технических решений.

Для обеспечения прогнозируемых уровней электро- и теплопотребления в оптимистическом и благоприятном вариантах вводы генерирующих мощностей на электростанциях России (с учетом необходимости замены и модернизации выработавшего свой ресурс оборудования) за период 2003-2020 гг. оцениваются примерно 177 млн. кВт (рис. 9), в том числе на ГЭС и ГАЭС - 11,2, на АЭС - 23, на ТЭС - 143 (из них ПГУ и ГТУ - 37 млн. кВт), из них вводы новых генерирующих мощностей - около 131,6 ГВт, объем замещения выработавшего ресурс оборудования за счет его технического перевооружения - 45,4 ГВт.

Одной из наиболее важных проблем, возникающих при создании интеллектуальных энергетических систем Smart Grid , является необходимость проведе­ния оперативной диагностики состояния всего ком­плекса энергетического оборудования и планирова­ние сервисного и ремонтного обслуживания.

В отличие от стандартной постановки в структуре Smart Grid предполагается использование расширен­ной целевой функции для работы такой системы. Эта целевая функция работы системы диагностического мониторинга включает в себя несколько новых понятий.

Определение технического состояния целой груп­пы электротехнического оборудования, связанного в единую технологическую цепочку по производству, передаче или распределению электрической энергии. Такие технологические цепочки обычно сосредоточены в узлах энергосистемы. При этом наиболее важным ди­агностическим термином является не понятие техниче­ского состояния каждого электротехнического устрой­ства, а понятие «слабого звена всей технологической цепочки». Именно знание оборудования, обладающего наименьшим остаточным ресурсом, позволяет мини­мизировать затраты на поддержание работоспособно­сти комплекса оборудования, какие бы теории управле­ния жизнью оборудования ни использовались. Именно такая информация позволит правильно просчитать ри­ски выхода оборудования из строя, оптимизируя соот­ношение между затратами и возможными потерями.

Определение технического состояния (остаточно­го ресурса) пути транзита электрической энергии между узлами энергосистемы. В состав пути транзита можно включать различное оборудование, но обычно это сово­купность воздушных и кабельных линий, дополненная со­ответствующими трансформаторами. Здесь тоже очень важно знание «слабого звена», нуждающегося в перво­очередном вложении материальных ресурсов, предна­значенных для ремонта и модернизации. Для оценки тех­нического состояния путей транзита важным является понимание соотношения остаточного ресурса и несущей способности цепи передачи электрической энергии. До­статочно часто, при небольшой нагрузке, можно эксплу­атировать цепь транзита практически без материальных вложений, тогда как увеличение нагрузки линий обычно требует повышенных эксплуатационных затрат. Здесь наиболее важным параметром является не просто техни­ческое состояние линий, а потенциальная возможность этих линий передавать заданное количество энергии.

«Верхним уровнем» работы диагностических си­стем в структуре Smart Grid является некая векторная матрица технологических возможностей узлов энер­госистемы и путей транзита. Каждый вектор этой ма­трицы комплексно описывает технологическое состо­яние какой-то части Smart Grid, узла или пути транзита, характеризуя как его остаточный ресурс, так и его по­тенциальную технологическую нагрузку. Понятно, что эти параметры связаны между собой и в совокупно­сти дают некоторую сложную поверхность, описыва­ющую технологические возможности элемента Smart Grid. Зная технологическое состояние всех элементов Smart Grid, можно составлять пути обеспечения энер­гией всех потребителей, минимизируя как затраты на эксплуатацию, так и стоимость возможных рисков, возникающих при комплексной работе всей системы. Здесь важным является правильное суммирование векторов состояния путей транзита и преобразования энергии, от точки генерации до точки потребления, с целью получения оптимального пути (путей).

Основные понятия и определения

Наиболее важным параметром, при помощи кото­рого можно наиболее точно описать текущее техниче­ское состояние электротехнического оборудования, является понятие остаточного ресурса. Это самое простое и в то же время самое сложное понятие в те­ории управления жизнью оборудования. Все дело в том, что каждая область знаний, даже каждый специ­алист по-своему определяют этот термин.

В данной работе не будем касаться этого вопроса, так же как и не будем обсуждать проблемы способов и точности при определении остаточного ресурса. Это предмет отдельного и серьезного обсуждения. Бу­дем считать, что нам удалось определить остаточный ресурс оборудования и сделать это при помощи экс­пертной части систем мониторинга, причем достаточ­но корректно и точно.

Значение остаточного ресурса, определенное си­стемой диагностического мониторинга в текущий мо­мент, в процессе дальнейшей эксплуатации оборудо­вания будет изменяться, обычно уменьшаться (рис. 1).

В формуле, описывающей изменение остаточного ресурса, все параметры влияния можно свести в два обобщенных коэффициента:

- k 1(t ) - сумма технических и технологических про­цессов в оборудовании, приводящих к снижению оста­точного ресурса электротехнического оборудования;

- k 2( f ) - сумма технических и финансовых воздей­ствий на оборудование, приводящих к повышению его остаточного ресурса.

Из приведенной формулы (см. рис. 1) хорошо вид­но, что для управления остаточным ресурсом необхо­димо использовать второе слагаемое, замедляющее снижение, а, может быть, даже повышающее значение остаточного ресурса в процессе эксплуатации. Кор­ректное изменение второго слагаемого в формуле по­зволяет добиваться необходимого закона изменения остаточного ресурса, дает возможность управления жизнью оборудования.

Идеальным подходом к управлению остаточным ресурсом отдельного агрегата является использова­ние его математического описания, представляющего собой многопараметрический вектор, каждая проек­ция которого отражает ту или иную сторону техниче­ского состояния высоковольтного оборудования, или управляющего воздействия на него.

Минимально допустимое значение остаточного ре­сурса, ниже которого в процессе эксплуатации он не должен опускаться, может быть определено при помо­щи двух аналитических моделей.

1. Величина минимального значения остаточного ресурса, определенная из условия выполнения обо­рудованием паспортных технических функций, опре­деленных с заданным коэффициентом надежности. Этот параметр можно обозначить «TMR» - «Technical Minimum of Recourse».

2. Величина минимального значения остаточно­го ресурса, определенная из условия минимизации финансовых рисков эксплуатации оборудования с учетом возможных затрат на устранение послед­ствий аварийного останова оборудования. Этот па­раметр можно обозначить «FMR» - «Financial Mini­mum of Recourse».

He будем заниматься сравнением этих параме­тров, это очень большой и сложный вопрос. Скажем только одно, параметр «TMR» для нас более прием­лем, чем «FMR» в силу своей простоты и «понятности».

Анализ остаточного ресурса комплексов электротехнического оборудования

Обратимся к вопросу оценки остаточного ресур­са комплексов электротехнического оборудования. Рассмотрим, например, особенности оптимального управления остаточным ресурсом высоковольтной цепи энергоблока станции, состоящего из генерато­ра Gen, трансформатора Тг-г и выключателя Вг-г. Все эти три объекта имели на момент проведения диа­гностики разный остаточный ресурс. Системы диа­гностического мониторинга, установленные на каж­дом объекте, не только определили величину этого параметра, но и спрогнозировали различные законы изменения остаточных ресурсов отдельных агрега­тов.

Какие же затраты на какие объекты, минимальные по объему, нужны для поддержания заданного оста­точного ресурса всего блока, всей технологической цепи? Имея данный объем экспертной информации, это можно определить достаточно просто.

О пти­мальные сроки и объемы целевых финансовых вло­жений, необходимых для обеспечения необходимого запаса по остаточному ресурсу элементов энергобло­ка станции. Эти финансовые ресурсы должны обеспе­чить устойчивую работу оборудования в течение за­данного интервала времени.

Финансовые затраты, примерно в середине прогнозируемого периода экс­плуатации в первую очередь необходимы для обслу­живания блочного трансформатора. Именно остаточ­ный ресурс трансформатора первым опустится ниже линии минимально допустимого остаточного ресурса. В дальнейшем будет необходимо провести работы с генератором, и на последнем этапе эксплуатации не­обходимо провести работы с выключателем. С точки зрения объема затрат, наибольшие вложения нужны в генератор в поддержание его остаточного ресурса на необходимом уровне.

Вполне очевидно, что при помощи такого целевого подхода можно существенно оптимизировать затра­ты на поддержание остаточного ресурса электротех­нического оборудования, входящего в общую техно­логическую цепь. При этом экономические затраты будут строго направленными и оптимальными по сво­ему объему.

Остаточный ресурс каждого варианта пути тран­зита определяется «слабым звеном», выбираемым из значений ресурса узлов и линий передачи энергии.

Это также дает возможность целенаправленно управ­лять остаточным ресурсом всего пути, исходя из ми­нимума экономических затрат и обеспечения макси­мальной надежности работы транзита.

Пути транзита энергии из одной точки в другую обычно инвариантны - это значительно увеличивает сложность формирования модели управления финан­совыми вложениями. Однако в некоторых случаях это дает возможность также минимизировать затраты, оп­тимально используя уже имеющиеся ресурсы.

Очевидно, что при совместном анализе несколь­ких путей транзита необходимо комплексно учиты­вать, что вложение средств, предназначенное для поддержания остаточного ресурса оборудования, связано с его планируемой нагрузкой. Это еще «одна проекция» комплексного вектора остаточного ресур­са оборудования.

Примеры систем диагностического мониторинга для Smart Grid

Не все диагностические системы, именуемые раз­работчиками «системами мониторинга энергетиче­ского оборудования», могут быть использованы при реализации концепции Smart Grid . Они должны соот­ветствовать определенным техническим и алгоритми­ческим требованиям.

Итогом работы систем диагностического мо­ниторинга должно быть конкретное заключение о техническом состоянии контролируемого объекта, о величине остаточного ресурса, а не набор цифр и гра­фиков, какого бы подробного объема он не был.

Итоговая информация от отдельных систем должна быть легко объединяема в заключение более высокого уровня. Для этого все системы должны иметь одинаковую идеологическую концепцию, т. е. постав­лены одним изготовителем или одним интегратором.

Стоимость (поставки) каждой отдельной подси­стемы мониторинга должна быть умеренной, не более 2 - 3% стоимости контролируемого оборудования. Внедрение более дорогих систем для Smart Grid мало­вероятно.

Фирмой « DIMRUS » за последнее время разработа­ны, испытываются и серийно производятся 16 типов систем диагностического мониторинга, охватывающих практически полный комплекс высоковольтного обору­дования. Рассмотрим перечень этих систем, примени­тельно к типам высоковольтного оборудования, кратко указывая на особенности применения каждой системы.

Управление ресурсом оборудования электростанций как инструмент прогнозирования развития электроэнергетики

А.П. Ливинский

Электроэнергетика, являясь базовой отраслью российской экономики, обеспечивает внутренние потребности народного хозяйства и населения в электроэнергии, а также экспорт электроэнергии в страны СНГ и дальнего зарубежья.

С целью максимально эффективного использования природных топливно-энергетических ресурсов и потенциала энергетического сектора для долгосрочного, стабильного обеспечения экономики и населения страны всеми видами энергии Правительство Российской Федерации утвердило Энергетическую стратегию России на период до 2020 года, которая предусматривает:

• - надежное энергоснабжение экономики и населения страны электроэнергией;
• - сохранение целостности и развитие Единой энергетической системы страны, ее интеграцию с другими энергообъединениями на Евразийском континенте;
• - повышение эффективности функционирования и обеспечение устойчивого развития электроэнергетики на базе новых, современных технологий;
• - снижение вредного воздействия на окружающую среду.

В нынешней редакции Энергетической стратегии приняты более умеренные уровни электропотребления, увеличены темпы развития нетрадиционных и возобновляемых источников энергии и в первую очередь гидроэнергетики, приняты более реальные вводы генерирующих мощностей и соответствующие им инвестиции.

В благоприятном варианте развитие электроэнергетики России ориентировано на сценарий, предполагающий форсированное проведение социально-экономических реформ с темпами роста производства валового внутреннего продукта до 5-6 % в год и соответствующим устойчивым ростом электропотребления 2,0-2,5 % в год (рис. 1). В результате потребление электроэнергии достигнет к 2020 г. в оптимистическом варианте 1290, в умеренном - 1145 млрд. кВтч.

С учетом прогнозируемых объемов спроса на электроэнергию при оптимистическом варианте суммарное производство (рис. 2) возрастет по сравнению с отчетным 2002 г. в 1,2 раза к 2010 г. (до 1070 млрд. кВтч) и более чем в 1,5 раза к 2020 г. (до 1365 млрд. кВтч); при умеренном варианте развития экономики соответственно в 1,14 (до 1015 млрд. кВтч) и в 1,36 раза (до 1215 млрд. кВтч).

Рис. 1.

Рис. 2. Производство электроэнергии на электростанциях России (при умеренном и оптимистическом вариантах)

Рис. 3.

Производственный потенциал электроэнергетики России (рис. 3) в настоящее время состоит из электростанций общей установленной мощностью около 215 млн. кВт, в том числе АЭС - 22 и ГЭС - 44 млн. кВт, остальное - теплоэнергетика и линии электропередачи всех классов напряжения общей протяженностью 2,5 млн. км. Более 90 % этого потенциала объединено в Единую энергетическую систему (ЕЭС) России, которая охватывает всю обжитую территорию страны от западных границ до Дальнего Востока.

По принятой Энергетической стратегии в структуре генерирующих мощностей существенных изменений не произойдет: основой электроэнергетики останутся тепловые электростанции; их доля сохранится на уровне 66-67 %, АЭС - 14 %, доля ГЭС практически не изменится (20 %).

В настоящее время основная доля (около 70 %) в структуре генерирующих мощностей приходится на тепловые электростанции, работающие на органическом топливе (рис. 4). Мощность ТЭС на 1.01.2003 г. составила около 147 млн. кВт. Почти 80 % генерирующих мощностей тепловых электростанций в европейской части России (включая Урал) работают на газе и мазуте. В восточной части России более 80 % работают на угле. В России действуют 36 тепловых электростанций мощностью 1000 МВт и более, в том числе 13 мощностью 2000 МВт и более. Мощность крупнейшей тепловой электростанции России - Сургутской ГРЭС-2 - 4800 МВт.

На тепловых электростанциях широко используются крупные энергоблоки 150-1200 МВт. Общее количество таких энергоблоков - 233 суммарной мощностью около 65000 МВт.

Рис. 4.

Значительную долю тепловых электростанций (порядка 50 % мощности) составляют ТЭЦ, которые распределены по всей территории страны.

Основная часть (более 80 %) оборудования ТЭС (котлы, турбины, генераторы) была введена в эксплуатацию в период с 1960 по 1985 год и к настоящему времени отработала от 20 до 45 лет (рис. 5). Поэтому старение энергооборудования становится ключевой проблемой современной электроэнергетики, которая в дальнейшем будет только усугубляться.

Начиная с 2005 года, произойдет нарастание объемов выработавшего парковый ресурс турбинного оборудования (рис. 6). Так, к 2010 г. 102 млн. кВт (43 %) действующего в настоящее время оборудования ТЭС и ГЭС выработает свой парковый ресурс, а к 2020 г. - 144 млн. кВт, что составит более 50 % установленной мощности.

Вывод из эксплуатации вырабатывающего парковый ресурс турбинного оборудования в условиях прогнозируемого спроса на электроэнергию и мощность приведет к образованию дефицита мощности в размере 70 ГВт на уровне 2005 года (30 % от потребности), который к 2010 году составит уже 124 ГВт (50 % от потребности) и к 2020 году - 211 ГВт (75 % от потребности в мощности) (рис. 7).

Рис. 5.

Рис. 6. Прогноз объемов турбинного оборудования, отрабатывающих парковый ресурс

Рис. 7. Динамика сбалансированности России по мощности

Рис. 8.

электроэнергетика турбинный оборудование

Обеспечение прироста потребности в генерирующей мощности возможно за счет следующих основных мероприятий:

продления срока эксплуатации действующих ГЭС, АЭС и значительного количества ТЭС с заменой только основных узлов и деталей;

достройки объектов, находящихся в высокой степени готовности;

сооружения новых объектов в дефицитных регионах;

модернизации и технического перевооружения ТЭС с использованием новых, перспективных технических решений.

Для обеспечения прогнозируемых уровней электро- и теплопотребления в оптимистическом и благоприятном вариантах вводы генерирующих мощностей на электростанциях России (с учетом необходимости замены и модернизации выработавшего свой ресурс оборудования) за период 2003-2020 гг. оцениваются примерно 177 млн. кВт (рис. 9), в том числе на ГЭС и ГАЭС - 11,2, на АЭС - 23, на ТЭС - 143 (из них ПГУ и ГТУ - 37 млн. кВт), из них вводы новых генерирующих мощностей - около 131,6 ГВт, объем замещения выработавшего ресурс оборудования за счет его технического перевооружения - 45,4 ГВт.

Рис. 9.

Рис. 10.

В умеренном варианте вводы оцениваются примерно 121 млн. кВт, в том числе на ГЭС и ГАЭС - 7, на АЭС - 17, на ТЭС - 97 (из них ПГУ и ГТУ - 31,5 млн. кВт).

Вместе с тем суммарные усредненные вводы по России в целом за пятилетку в период с 1991 по 2002 год составили всего лишь 7 ГВт.

Важным фактором развития электроэнергетики является возможность инвестиций для нового энергетического строительства и проведения технического перевооружения действующих электростанций и электрических сетей, включая полную замену оборудования, выработавшего парковый ресурс. Потребность электроэнергетики в инвестициях за период до 2020 года с учетом АЭС в зависимости от варианта развития оценивается в 140-205 млрд. долл. США, в том числе на генерацию 100-160 млрд. долл. (рис. 10). Обеспечение роста капитальных вложений в электроэнергетику с доведением их к 2005 году до 4,0 млрд. долл. в год и к 2010 году до 6,0 млрд. долл. в год (без учета АЭС) возможно за счет введения инвестиционной составляющей в тарифе на электрическую и тепловую энергию, создания благоприятных условий для привлечения иностранных и отечественных частных инвестиций за счет государственных гарантий, налоговых льгот, выделения прямых государственных инвестиций и т.д.

Вместе с тем в 2002 г. объем инвестиций в электроэнергетику с учетом АЭС составил 2,6 млрд. долл. В 2003 г. ожидаемый объем инвестиций составит 3,6 млрд. долл.

В целом суммарные инвестиции по Холдингу за пятилетний период с 1999 по 2003 год составили 9 млрд. долл. США или чуть более 4 % от потребности в инвестициях на период до 2020 года.

Для обеспечения надежности электроснабжения потребителей в балансах мощности и электроэнергии на период до 2020 года должна сохраняться значительная доля оборудования, отработавшего свой парковый ресурс (рис. 11): в период до 2010 года объем такого оборудования будет нарастать до 93 ГВт с последующим сокращением к 2020 году до 40 ГВт.

Рис. 11.

Обеспечение прогнозируемого спроса на электроэнергию и мощность требует сохранения работоспособности оборудования после достижения им паркового ресурса.

Это ставит задачу управления ресурсом оборудования электростанций на качественно новый уровень. Решение этой проблемы требует создания банка данных, позволяющего прогнозировать состояние оборудования, разработки системы мероприятий по сохранению работоспособности оборудования и контроля их выполнения, увязки предложений по продлению ресурса оборудования с перспективными балансами мощности и электроэнергии.

На рис. 12 показана сложившаяся к настоящему времени схема организации продления срока службы оборудования.

Рис. 12.

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 к контролю металла, эксплуатации и ремонту энергоустановок.

К настоящему времени произошел лавинообразный рост мощностей, отработавших парковый ресурс. Требуемые объемы замен оборудования и их узлов не обеспечивались соответствующим финансированием. Возникла необходимость уточнения значений паркового ресурса применительно к конкретному оборудованию путем проведения целого ряда исследований и мероприятий.

В связи с этим было предложено перейти на индивидуальный ресурс, т.е. назначенный ресурс конкретного объекта, определенный с учетом фактических свойств металла, геометрических размеров и условий его эксплуатации.

По истечении проектного срока службы оборудования с учетом ограничений, установленных нормативно-правовыми документами, проводится анализ его состояния, по результатам которого принимается решение о замене или продлении срока службы оборудования до выработки назначенного индивидуального ресурса, который определяется комплексом мер в рамках системы продления ресурса.

Действующая в электроэнергетике система продления срока службы оборудования основывается:

1. На Федеральных законах:

“О промышленной безопасности опасных производственных объектов”;

“О техническом регулировании”;

“О лицензировании отдельных видов деятельности”.

2. На Постановлениях Правительства Российской Федерации:

“О порядке и условиях применения технических устройств на опасном производственном объекте“;

“О порядке организации и осуществления производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте“;

“О мерах по обеспечению промышленной безопасности опасных производственных объектов на территории Российской Федерации“;

3. На нормативных документах Госгортехнадзора России:

“Общие правила промышленной безопасности для организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов“;

“Правила проведения экспертизы промышленной безопасности“;

“Положения о порядке продления срока безопасной эксплуатации техничес-

ких устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах“;

“Типовая инструкция по контролю металла и продлению срока службы ответственных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций“.

Подготовка решения о продлении срока службы с учётом всех вариантов требует серьёзного технико-экономического анализа на основании технического состояния электростанции и перспектив её развития (технического перевооружения).

В соответствии с требованиями Типовых инструкций... и Положений..., АО-энер-го и АО-электростанции самостоятельно или с привлечением организаций осуществляют контроль технического состояния оборудования и проводят исследования прочностных характеристик металла.

Подобные исследования, как правило, проводятся экспертными организациями (рис. 13). Их заключения вместе с решением АО-энерго и АО-электростанции

о продлении срока эксплуатации оборудования направляются, в соответствии

с Типовыми инструкциями..., в ОАО «РАО “ЕЭС России”». Департамент научно-технической политики и развития ОАО «РАО “ЕЭС России”» осуществляет с привлечением отраслевых научно-исследовательских организаций анализ представленных материалов, выносит заключение о возможности и сроках дальнейшей эксплуатации оборудования. На основании решения АО-энерго и АО-электростанции, заключения специализированной организации Департамент научно-технической политики и развития ОАО «РАО "ЕЭС России"» утверждает (или не утверждает, или утверждает с ограничениями) решение АО-энерго и АО-электростанции о возможности и сроках дальнейшей эксплуатации оборудования.

Рис. 13.

Утверждение ОАО «РАО “ЕЭС России”» решения АО-энерго и АО-электростанции является основанием для Госгортехнадзора России о регистрации заключения экспертизы промышленной безопасности и предоставления электростанции права на дальнейшую эксплуатацию оборудования.

Основные направления совершенствования организации работ по продлению срока службы оборудования (рис. 14) будут связаны:

• - с совершенствованием директивной (определяемой документами Госгортехнадзора России) части этих работ;
• - с приданием экономической заинтересованности в результатах этих работ, в том числе и работ по определению коммерческого ресурса и надёжности электростанции для различных организаций (СО-ЦДУ, АТС, заводы-изготовители оборудования и др.).

Для этого планируется совершенствовать организацию продления в следующем.

1. Контроль состояния металла и оборудования ТЭС поручается аккредитованным в Госгортехнадзоре России испытательным лабораториям и лабораториям неразрушающего контроля. Аккредитация должна проводится с учётом рекомендаций Департамента научно-технической политики и развития ОАО «РАО “ЕЭС России”», в дальнейшем через НП “ИНВЭЛ” (Некоммерческое партнерство «Инновации в электроэнергетике»).

Рис. 14.

• 2. Экспертная организация, рассматривающая материалы по продлению срока службы оборудования и делающая заключение относительно сроков эксплуатации, должна быть независимой и назначаться Департаментом научно-технической политики и развития ОАО «РАО "ЕЭС России"» и в дальнейшем НП “ИНВЭЛ”
• 3. Департамент научно-технической политики и развития ОАО «РАО "ЕЭС России"» (в дальнейшем НП “ИНВЭЛ”) должен организовать работу по оценке коммерческого срока и надёжности работы электростанций и определить постоянные организации, заинтересованные в такой информации.

Из представленных материалов видно, что в обозримом будущем в условиях недостатка инвестиций на новое строительство будет расти дефицит генерирующих мощностей. Основным источником его покрытия будет продление срока службы действующего оборудования. Для этого необходимо разработать организационный механизм управления ресурсом, который должен соответствовать новым реалиям, складывающимся в электроэнергетике в связи с ее реформированием. Важными организационными аспектами являются следующие:

совершенствование нормативно-технической документации, обеспечивающей надежную и безопасную эксплуатацию оборудования;

осуществление мониторинга повреждаемости оборудования, подготовка типовых технических и организационных решений по продлению срока службы оборудования (циркуляры, информационные письма);

создание базы данных по его эксплуатации;

снижение затрат на контроль и ремонт оборудования.

Все эти мероприятия позволят усовершенствовать механизм управления ресурсом и сделать его важным инструментом прогнозирования дальнейшего развития электроэнергетики.

Первые шаги в этом направлении уже сделаны. Так, по заданию ДНТПиР ОАО «РАО “ЕЭС России”» Институтом «Теплоэлектропроект» готовятся «Предложения по продлению ресурса оборудования тепловых электростанций сверх паркового», которые включают:

• - прогноз технического состояния тепловых электростанций, отрабатывающих парковый ресурс в период до 2008 года;
• - разработку постанционных предложений о технических мероприятиях, позволяющих продлить ресурс оборудования сверх паркового;
• - оценку финансовых затрат на реализацию мероприятий по продлению ресурса оборудования;
• - организацию управления ресурсом оборудования электростанций в условиях реформирования электроэнергетики.

В рамках данной работы было проведено исследование состояния оборудования всех семи регионов России с установленной мощностью 131,422 млн. кВт. Его результаты используются при разработке пятилетнего корпоративного баланса мощностей энергии на период 2004-2008 гг.

Как показал анализ, к 2008 г. индивидуальный ресурс будет исчерпан на оборудовании установленной мощностью 10,929 млн. кВт, что составляет 9,1 % от установленной мощности ТЭС Холдинга РАО «ЕЭС России». Это потребует значительных инвестиций в работы по продлению ресурса оборудования.

Особенно большой объем работ по продлению ресурса оборудования и затрат приходится на ОЭС Урала, одного из самых энергонапряженных регионов России. За период 2004-2008 гг. стоимость мероприятий по продлению ресурса по этому региону составит 6567,7 млн. руб., объем продлеваемой мощности 5034 МВт, причем пик требуемых инвестиций придется на 2007-2008 гг.

В целом на ТЭС России за период 2004-2008 гг. потребуется провести комплекс мероприятий, обеспечивающих продление ресурса оборудования, на общую сумму, с учетом НДС, 19,58 млрд. руб. (в текущих ценах). При этом удельная стоимость продлеваемой мощности составит 1792,1 руб./кВт (58,8 долл/кВт).

При прогнозировании балансов мощности на более длительный период (10-15-20 лет) следует провести дополнительные исследования, чтобы определить характер изменения затрат на продление ресурса оборудования тепловых электростанций.