Ce poți găti din calmar: rapid și gustos

Soluția „TRIM-Life of a Machine” este destinată sprijinirii informaționale ciclu de viață mașini și echipamente complexe. Soluția vă permite să determinați indicatori economici echipamentului în timpul funcționării acestuia, gestionați durata de viață (resursa) a fiecărei piese de echipament din punct de vedere fezabilitate economică funcționarea acestuia, luați decizii în cunoștință de cauză cu privire la anularea (înlocuirea) sau reparațiile de restaurare și, pe această bază, gestionați compoziția și structura flotei.

Baza metodologică a soluției „TRIM-Life of a Machine” este metodologia de determinare a duratei optime de viață a mașinilor, ținând cont de modul real de funcționare a acestora în condiții specifice, dezvoltată de partenerul întreprinderii de cercetare și producție SpetsTek. , Centrul Științific și Tehnic „Afaceri miniere”.

Baza software a soluției sunt modulele complexului TRIM. Combinând baza metodologică și software ca parte a unei singure soluții „TRIM-Machine Life” vă permite să introduceți reglementări pentru anularea și înlocuirea mașinilor în practica de management al operațiunii. Modulele TRIM oferă instrumentele necesare pentru colectarea, procesarea, stocarea și analizarea informațiilor.

Software

Soluția TRIM-Life of a Machine include următoarele module TRIM:

• TRIM-M - modul „Întreținere”,
• TRIM-W - modul „Depozit”,
• TRIM-SP - modulul „Alimentare”,
• TRIM-D - modul „Jurnal de expediere”,
• TRIM-C - modul „Catalog”,
• TRIM-DOC - modul de flux de documente,
• TRIM-A - Modulul „Administrator”.

Capacitățile TRIM permit utilizatorilor să efectueze automat:

• menținerea evidențelor activelor flotei de vehicule, anulări,
• menținerea datelor de bază pentru fiecare echipament (de exemplu, capacitatea de încărcare, costul de bază, viteza, kilometrajul pe schimb etc.);
• crearea și menținerea unui catalog de piese de schimb și materiale, menținerea structurii componentelor și ansamblurilor, căutarea pieselor de schimb după imaginile lor din desene,
• contabilitatea si mentinerea reglementarilor munca planificata De întreţinereși reparații (MRO) și standardele acestora (frecvență, cost, resursele necesare, costurile forței de muncă), ajustarea acestora,
• contabilizarea și menținerea prețurilor (liste de prețuri) pentru piesele de schimb și materialele planificate,
• planificarea lucrărilor de întreținere și reparații, ajustarea planurilor de lucru în ceea ce privește frecvența, durata, domeniul de activitate,
• contabilitate lucrari de reparatii la refuz,
• ținerea unui jurnal al lucrărilor finalizate,
• contabilizarea costurilor de lucru (costul real al pieselor de schimb, materiale, costuri pentru terți, costuri cu forța de muncă), calculul intensității forței de muncă a lucrărilor de întreținere și reparații,
• menținerea unui jurnal al parametrilor operaționali (de exemplu, masa de rocă transportată, kilometraj, orele de funcționare ale componentelor etc.),
• luând în considerare valorile parametrilor tehnici,
• contabilitatea stărilor operaționale (pe conservare, on-line, inactiv etc.),
• analiza timpilor de nefuncționare, a defecțiunilor, a consecințelor acestora,
• mentinerea documentatiei tehnice.

Metodologie

Determinarea duratei de viață fezabile din punct de vedere economic se efectuează în funcție de criteriul costurilor unitare minime (raportul minim dintre costurile acumulate pentru serviciul tehnic și proprietate și volumul lucrărilor efectuate), precum și prin rentabilitatea activelor. Metodologia reflectă relația fundamentală dintre costurile unitare și durata de viață, al cărei program are un minim și determină procedura de colectare și prelucrare a datelor privind procesul de operare.

Sarcina principală de rezolvat: pe baza datelor obiective acumulate prin TRIM, stabiliți momentul în care se realizează costurile unitare minime și aduceți acest fapt în atenția managerilor relevanți. În acest moment, trebuie determinată uzura fizică a echipamentului și cântărite alternativele:

• nu mai utilizați echipamentul și înlocuiți-l,
• executa renovare majorăși continuați funcționarea.

Metodologia presupune prezența informațiilor de pornire – date statistice obținute de Centrul Științific și Tehnic „Mineritul” (resurse de componente și ansambluri, prețuri pentru repararea și înlocuirea acestora, timpul de funcționare pe o anumită perioadă pentru un anumit model de autobasculante etc. .), sau pe baza funcționării anterioare a echipamentului. Pe această bază, TRIM-Life of a Machine calculează indicatorii de prognoză. Apoi, utilizatorii introduc date reale, iar rezultatele calculului sunt ajustate automat.

Conținutul livrării

Soluția TRIM-Life of a Machine este furnizată pe un CD împreună cu fiecare echipament sau ca produs independent. Livrarea include:

• software TRIM,
• o bază de date plină cu informații despre un vehicul tipic al unei mărci de echipamente,
• documentație - Ghid de instalare, configurare și recuperare pentru software, Manual de operare „TRIM-Life of a Machine”,
• un set de rapoarte și formulare de ieșire.

Livrarea minimă (de bază) a soluției este concepută pentru trei utilizatori.

A.A. Romanov, K.E. Berezovsky, V.M. Neuymin
(OAO RAO UES din Rusia)

Starea echipamentelor electrice ale centralelor termice

În ultimul deceniu, în industria rusă a energiei electrice s-a înregistrat o creștere semnificativă a cantității de echipamente care au ajuns la sfârșitul duratei de viață de proiectare și necesită lucrări pentru a-și prelungi durata de viață sau modernizare (reconstrucție) sau înlocuire cu echipamente noi. (Tabelul 1).

Nevoia de reechipare tehnică a centralelor termice este determinată de durata de viață a echipamentului în uz. În fiecare an, centralele termice produc o resursă de parc (PR) de până la 5 milioane kW de capacitate instalată. Capacitatea echipamentelor turbinelor centralelor termice generatoare de PR în perioada 2001–2010 va fi de 70,6 milioane kW (450 turbine de înaltă presiune, 746 cazane cu presiune de operare peste 10 MPa, conducte de abur proaspăt și linii de reîncălzire la cald cu o greutate totală de peste 10 MPa). 20 de mii de tone).

Costurile reale pentru reechiparea tehnică a centralelor termice și a rețelelor de încălzire ale RAO UES din Rusia Holding în 2002 s-au ridicat la 15 miliarde de ruble, iar pentru reparațiile echipamentelor ~ 27,0 miliarde de ruble. (din 1987 până în 1999, utilizarea echipamentelor principale ale centralelor termice pe an a scăzut la 3900 de ore, iar costurile specifice de reparație pentru producția redusă (mii ruble/milion kWh) au crescut cu 27%). Costurile centralelor termice ale JSC RAO UES din Rusia au crescut în mod deosebit semnificativ (cu 73%) (datorită creșterii volumului de muncă peste standard din cauza îmbătrânirii în creștere a echipamentelor și a unei creșteri semnificative a numărului de personal de reparații la aceste centrale termice). Introducerea unui sistem de reparații „timp de funcționare” a făcut posibilă creșterea perioadei de revizie a echipamentelor unităților de putere ale centralelor electrice ale JSC RAO UES din Rusia (centrale electrice la nivel federal) de 1,6 ori în comparație cu reparațiile „calendar”.

Lipsa investițiilor, starea de fapt cu dezvoltarea modelelor promițătoare de echipamente electrice produse pe plan intern, politica tarifară pentru resursele energetice și transportul feroviar de marfă și formele de dezvoltare a afacerilor în țară nu contribuie la nivelul necesar de re tehnică. -echiparea instalatiilor din industria energetica folosind noi tehnologii. În ultimii 10 ani, introducerea capacității de generare în industrie a scăzut de 4 ori. Pentru 1991–2000 Doar 6443,5 mii kW de capacitate nouă de generare a centralelor termice au fost puse în funcțiune și doar 6073,7 mii kW au fost reconstruiți.

În majoritatea țărilor dezvoltate economic ale lumii, decizia privind exploatarea ulterioară a echipamentelor care și-a atins durata de viață stabilită se ia ținând cont de specificul legislației, nivelul de acoperire a asigurării, asigurarea siguranței și, cel mai important, evaluare economică fezabilitatea efectuării lucrărilor de prelungire a duratei de viață și repararea echipamentelor, modernizarea sau înlocuirea acestuia.

ÎN Federația Rusă ca principal criteriu de determinare a posibilităţii de operare a echipamentelor peste cel stabilit standardele actuale termenul, siguranța funcționării acestuia este acceptată. În același timp, sarcina prioritară de asigurare a siguranței este eliminarea distrugerii bruște a elementelor foarte încărcate ale structurilor echipamentelor. Factorii care provoacă o astfel de distrugere sunt, de regulă, defecte de fabricație, încălcări ale condițiilor de funcționare sau metalul care atinge gradul maxim de deteriorare. Odată cu creșterea duratei de funcționare, ultimul dintre acești factori devine dominant și, prin urmare, principalul lucru în determinarea perioadelor permise de funcționare în siguranță a echipamentului este o evaluare fiabilă a stării metalului și a îmbinărilor sudate. Principiile și metodele de calculare a echipamentelor utilizate în anii 60–70 ai secolului trecut, experiența de operare a majorității elementelor echipamentelor la temperaturi sub 540–545 ºС au servit drept bază pentru tranziția de la durata de viață de proiect la viața de parc (operare timp de același tip în proiectare, dimensiuni de proiectare, materiale și parametri de funcționare a elementelor echipamentelor de energie termică, în cadrul cărora funcționarea lor fără probleme este asigurată sub rezerva cerințelor reglementate de control, condiții de funcționare și reparații). În același timp, așa cum a arătat practica, metalul elementelor structurale ale echipamentelor care ating valorile resurselor parcului nu reprezintă un obstacol în calea funcționării sale ulterioare (Tabelul 2). Practica exploatării echipamentelor arată însă că în multe sisteme energetice (JSC Mosenergo, JSC Kuzbassenergo etc.) echipamentele sunt scoase din funcțiune înainte de a atinge valorile PR, iar în practică acest lucru nu se face pe baza stării metalului de elementele structurale ale echipamentelor termomecanice ale centralelor termice.

Opțiuni pentru modernizarea echipamentelor TPP și compararea acestora
eficienţă

La alegerea unei structuri promițătoare a capacităților de generare, problema centrală devine evaluarea eficacității diferitelor metode de reechipare tehnică a centralelor termice existente în comparație cu construcția de noi centrale electrice. Conform „Conceptului de reechipare tehnică a centralelor termice ale JSC RAO UES din Rusia” și JSC-energo pentru perioada până în 2015, dezvoltat în 2001. La reechiparea tehnic a centralelor termice, se recomandă ca echipamentele care ies din funcțiune să fie:

· echipamentele unităților de putere CES cu o capacitate de 300–500 MW pe gaze naturale ar trebui înlocuite cu echipamente bazate pe PGU-170–PGU-540, care includ turbinele de putere cu gaz GTE-110, GTE-150, GTE-180;

· modernizarea echipamentelor unităților de putere IES cu o capacitate de 800 MW utilizând combustibil gazos și ulei prin creșterea temperaturii aburului la 565/565 ºС sau prin trecerea la parametrii aburului supersupercritic ( r= 30 MPa, t o/ t m = 600/600 ºС). În unele cazuri, este posibil să adăugați unități cu turbine cu gaz la unitate;

· înlocuirea echipamentelor unităților de putere IES cu o capacitate de 300–500 MW folosind combustibil solid cu unități de putere modernizate eficienta crescuta cu o creștere a temperaturii aburului la 565/565 ºС și unități de putere bazate pe parametrii de abur super-supercritici ( r= 30 MPa, t o/ t m = 600/600 ºС). Pentru unitățile de 300 MW este posibilă instalarea cazanelor cu CFB;

· echipamentele unităților de putere IES cu o capacitate de 150–200 MW pe combustibil solid să fie reechipate tehnic pe baza unor unități de putere modernizate, cu creșterea temperaturii aburului și introducerea, dacă este cazul, a cazanelor cu CFB, iar in viitor unitati CCGT cu CSD si cu gazeificare carbune;

· Echipamentele IES proiectate pentru parametri de abur de 8,8 MPa și mai mici care utilizează gaze naturale sau combustibil solid ar trebui înlocuite cu echipamente de condensare bazate pe tehnologii avansate și instalate direct pe amplasamentul centralei în cauză sau în sistemul electric;

· Echipamente de cogenerare proiectate pentru parametrii de abur de 8,8 MPa și mai mici, folosind gaze naturale, precum și combustibil solid, situate în zona de operare gazoductele principale reechipați tehnic conform schemei GTE+KU, CCGT-CHP.
Pentru a înlocui echipamentele existente ale acestor centrale termice, PGU-70, GTE-110+KU, GTE-60+KU, NK-37+KU, GTE-25+KU, GTE-16+KU, GTE-12+KU , GTE- 6+KU.

Centralele termice pe cărbune cu o presiune a aburului de 8,8 MPa și mai mică, de putere mică, situate în afara zonei conductelor principale de gaze, îndeplinesc sarcini locale de furnizare de căldură și energie electrică consumatorilor. Sunt reglementate destul de strict atât în ​​ceea ce privește producția de energie, cât și furnizarea de combustibil. Desigur, măsurile de îmbunătățire a eficienței luate pentru centralele termice mari nu le pot fi recomandate: trecerea la parametri înalți, creșterea capacității unitare a instalațiilor etc. Prin urmare, să ia decizii cu privire la reechiparea tehnică a centralelor termice de acest tip Este necesar să se determine perspectivele dezvoltării lor pe baza unor studii specifice. Pentru aceste stații devine foarte relevantă dezvoltarea și crearea de tehnologii de înaltă eficiență pentru reechiparea tehnică a centralelor medii și mici. În viitorul apropiat (după 2005), va fi posibilă utilizarea unităților CCGT cu un amplificator de presiune pentru ele.

Centralele de cogenerare cu parametri de abur de 12,8 MPa și mai mari care utilizează gaze naturale sunt recomandate pentru reechiparea tehnică pe baza echipamentelor modernizate. Utilizarea unităților CCGT pentru a furniza sarcini termice specificate duce, de regulă, la o creștere a puterii electrice a instalațiilor. În această situație, este necesară creșterea consumului de gaz la centralele electrice atunci când există o lipsă de gaz, astfel încât implementarea acestei direcții poate fi problematică. Pe baza acestui fapt, utilizarea CCGT-CHP pentru reechiparea tehnică a centralelor termice cu o presiune de 12,8 MPa sau mai mare ar trebui justificată în fiecare caz specific, inclusiv considerată suplimentar ca o opțiune alternativă:

· reducerea producției de energie electrică la CPP care utilizează gaze naturale (probleme de regim, relații de piață);

· fezabilitatea creșterii puterii electrice la amplasamentul centralei termice;

· rezultatele studiilor de amenajare;

· modificarea coeficientului de încălzire (a CHP);

· posibilitatea alocarii unor resurse suplimentare de gaze naturale pt
CCGT-CHP, ținând cont de eficiența utilizării acestuia;

· luarea în considerare a caracteristicilor climatice.

În principiu, dezvoltarea opțiunii de adăugare a turbinelor cu gaz la cazanele existente nu este exclusă, cu toate acestea, implementarea acestei direcții trebuie în primul rând confirmată de capacitățile de amenajare, adică. studii specifice.

Reechiparea tehnică a centralelor termice pe cărbune cu o presiune a aburului de 12,8 MPa și mai mult se concentrează pe opțiunea de înlocuire a acesteia cu echipamente modernizate. Strategic, pe viitor, ar trebui să se concentreze pe înlocuirea întregului parc al acestui echipament de încălzire cu cel mai economic și mai ecologic: CCGT cu ardere a cărbunelui în pat fluidizat sub presiune (FBC) sau cu gazeificare a cărbunelui.

În 2002, JSC RAO UES din Rusia, în dezvoltarea lucrărilor menționate mai sus, a finalizat dezvoltarea „programului de reînnoire a echipamentelor TPP pentru perioada până în 2010 și evaluarea prognozelor până în 2015”. Dezvoltarea „Programului” include, de asemenea, analiza și sinteza a numeroase recomandări la nivelul strategiei de dezvoltare energetică, schema de dezvoltare a industriei, conceptul de reechipare tehnică a centralelor termice pentru perioada până în 2015, capacitățile fabricilor autohtone, propuneri ale organizațiilor energetice federale și regionale. În același timp, lista măsurilor de actualizare a facilităților, nevoia de resurse materiale, calendarul lucrărilor și eficacitatea implementării „Programului” sunt evaluate pe baza unor studii fundamentale (mărginite) asupra TPP-urilor - reprezentanți care sunt selectate prin analiza informațiilor generale despre starea și caracteristicile TPP-urilor luate în considerare. „Programul” va fi documentul sursă pentru formarea politicii investiționale, științifice și tehnice pentru reînnoirea instalațiilor de energie electrică pentru perioada analizată. „Programul” oferă următoarele activități de modernizare a echipamentelor:

· înlocuirea tuturor echipamentelor termomecanice care și-au epuizat viața individuală cu echipamente fundamental noi (16 352,1 milioane USD);

· înlocuirea tuturor echipamentelor termo-mecanice care generează o resursă individuală cu echipamente modernizate livrate în fabrică (12.105,6 milioane USD);

· restabilirea performantelor echipamentelor termomecanice care si-au epuizat durata de viata individuala prin inlocuirea elementelor structurale individuale (hotarare fortata) (8.470,9 milioane USD).

Direcția strategică este reechiparea tehnică la scară largă, bazată pe tehnologii moderne (în principal casnice). Va necesita investiții inițiale mai mari decât la prelungirea duratei de viață a echipamentelor, dar în anii următori va face posibilă compensarea costurilor suportate prin reducerea consumului specific de combustibil și a costurilor de reparare a echipamentelor. Sarcina următorilor câțiva ani este de a introduce modelele emblematice ale unei noi generații de echipamente (unități CCG bazate pe turbine mari cu gaz, cazane CFB, unități de putere pentru parametrii de abur super-supercritici). Investițiile, resursele tehnologice, umane și organizaționale disponibile în prezent vor fi, cel mai probabil, utilizate în primul rând pentru a prelungi durata de viață comercială a echipamentelor existente prin înlocuirea componentelor de bază, elementelor structurale și modernizarea echipamentelor și, într-o măsură mai mică, pentru a crea rezerve pentru viitor. Problema reactualizării vizează și categoriile de echipamente auxiliare ale centralelor electrice, clădirile și structurile acestora, rețelele electrice și termice.

Conform evaluării ERI RAS a eficacității comerciale a opțiunilor de reînnoire a TPP, două fluxuri financiare au fost comparate anual pe parcursul întregii perioade de calcul: veniturile din vânzarea de energie electrică și costurile producției acesteia. Aceste solduri anuale au fost apoi reduse la nivelul prețurilor de astăzi folosind un factor de actualizare și însumate pentru întreaga perioadă contabilă. Suma finală a reflectat valoarea actuală netă a fiecărei opțiuni de upgrade. Eficiența comercială a fost calculată în prețurile prognozate. Au fost stabilite tarife maxime la energie electrică la care este posibilă autofinanțarea investițiilor în fiecare dintre cele trei opțiuni de reînnoire. Deoarece eficiența modernizării este determinată de raportul dintre economiile de combustibil realizate și valoarea investițiilor suplimentare, acești indicatori au fost monitorizați separat pentru fiecare opțiune de modernizare. Rezultatele calculului au arătat că consumul maxim de combustibil este tipic pentru opțiunea în care lucrările de restabilire a duratei de viață a echipamentului nu asigură o creștere a eficienței acestuia. Cea mai economică (se economisesc aproximativ 7 milioane de tone de combustibil convențional pe an) este cea mai progresivă opțiune asociată cu implementarea maximă tehnologie nouă. Combustibilul economisit poate fi utilizat pentru a asigura atât extinderea propusă a centralelor termice existente, cât și construcția de noi centrale electrice cu ciclu combinat, drept urmare până în 2010 capacitatea centralelor cu ciclu combinat și turbine cu gaz utilizate în industria energiei electrice ar putea fi a crescut la 12–13 milioane kW. Economii semnificative de combustibil în opțiunea cu introducerea de noi echipamente sunt realizate cu costul investițiilor suplimentare, de 1,5–1,0 ori mai mari decât investițiile în opțiunea asociată cu simpla restabilire a duratei de viață a echipamentului, ceea ce complică semnificativ implementarea opțiunii progresive.

În conformitate cu criteriul acceptat (valoarea actuală netă maximă), opțiunea cea mai optimistă, asociată cu introducerea maximă a echipamentelor noi și modernizate, este cea mai eficientă, în timp ce implementarea opțiunii de upgrade asociată refacerii resurselor de echipamente este ineficientă ( valoarea actuală netă este mai mică de 0).

Pentru a finanța renovarea cu fonduri proprii, cea mai mică creștere a tarifelor se observă pentru opțiunea de reînnoire asociată cu restabilirea duratei de viață a echipamentelor (până în 2010, de ~2 ori mai mare decât nivelul actual). În opțiunile de renovare mai puțin eficiente, autofinanțarea investițiilor este posibilă doar datorită creșterii tarifelor la energie electrică de 3,0–3,5 ori.

O analiză a schemelor de finanțare a arătat că opțiunile de renovare progresivă pot fi implementate doar în condiții preferențiale pentru strângerea de fonduri, caracterizate prin termene lungi de rambursare a capitalului (mai mult de 10 ani) și rate scăzute ale dobânzii (5–10%/an). În opțiunea de actualizare asociată cu restabilirea duratei de viață a echipamentului, din cauza creșterii costurilor cu combustibilul, costul producției de energie electrică depășește veniturile din vânzarea acestuia, astfel încât apar dificultăți în rambursarea obligațiilor chiar și în cazul împrumuturilor nefavorabile (pentru a plăti integral în afara creditorilor, va trebui să solicitați noi împrumuturi, a căror valoare totală pe o perioadă de zeci de ori mai mare decât nevoia de investiție).

Astfel, rezultatele unei comparații a opțiunilor de modernizare a centralelor termice, al căror echipament își va epuiza resursele individuale până în 2010, arată că, având în vedere indicatorii tehnici și economici proiectați ai fiecăreia dintre metodele de modernizare, cele mai eficiente și, prin urmare, decizia de investiție prioritară este înlocuirea turbinelor cu abur pe gaz cu instalații cu ciclu combinat sau turbine cu gaz, iar pentru echipamentele pe cărbune - turbine cu abur modernizate. Avantajele acestei metode de reînnoire ca lucrări de refacere a resurselor sunt relativ ieftinitatea și viteza de implementare, cu toate acestea, din punct de vedere economic, implementarea unei astfel de reînnoiri este ineficientă și creează un decalaj în dezvoltarea industriei energiei electrice. Lucrările privind compararea opțiunilor de actualizare necesită detalii suplimentare.

SA RAO UES din Rusia a pregătit un program preliminar de construcție a centralelor electrice pentru perioada până în 2010 [ciclul de investiții pentru reechiparea tehnică (construcții noi) a centralelor termice este în medie de 4–5 (7–10) ani] , din 2002 a fost reluată practica de emitere a ordinelor de punere în funcțiune a capacităților la instalațiile de reechipare tehnică. Munca desfășurată în industrie pentru selectarea opțiunilor de modernizare a echipamentelor aflate în uz va permite, într-o anumită măsură, ajustarea bilanțurilor energetice și energetice dezvoltate pentru perioada 2003–2007, 2004–2008 și anii următori, ținând cont, între alte lucruri, capacitățile financiare reale ale societăților pe acțiuni din industria energiei electrice.

Problema reactualizării echipamentelor termocentralelor din țară se acumulează de ani de zile și necesită astăzi acțiuni imediate, inclusiv la nivel de stat.

Dezvoltat de OAO RAO UES din Rusia „Programul de reînnoire a centralei termice pentru perioada până în 2010 și evaluarea prognozelor până în 2015”. poate servi drept bază pentru crearea unui „Program de dezvoltare a sectoarelor de combustibil și energie”, care definește o abordare unificată, coordonată a formării unei politici tarifare pe termen lung, care să permită implementarea unei dezvoltări economice sănătoase și interconectate. a sectoarelor de combustibil și energie, inginerie energetică și alte industrii.

Nivelul consumului de energie existent în țară și preconizat pentru viitor până în 2010 poate fi asigurat în mod fiabil prin punerea în funcțiune și modernizarea anuală a capacităților de generare în exploatare, precum și introducerea măsurilor de restabilire a operabilității echipamentelor de exploatare în perioada 2001–2010. la nivelul de 2,2 milioane kW. Având în vedere că ciclul de producție pentru construcții noi și reechiparea tehnică a instalațiilor de energie electrică este în medie de 7 ani, respectiv 4 ani, trebuie să se creeze bazele adecvate pentru pregătirea studiilor de fezabilitate, proiectelor și bazei de construcție pentru viitorul corespunzător.

Literatură

1. Nechaev V.V. Despre resursa instalațiilor energetice // Statii electrice. – 2002. – № 6.

2. Probleme de reechipare tehnică a întreprinderilor energetice „RAO UES din Rusia” și modalități de rezolvare a acestora / A.N. Remezov, A.A. Romanov, Yu.P. Kosinov, S.E. Brzhezyansky // Stații electrice. – 2000. – Nr. 1.

3. Vagner A.A. Reformarea producției de reparații energetice // Energetik. – 2002. – Nr. 9.

4. RD 10-262–98 (RD 153-34.1-17.421–95). Instrucțiuni standard pentru controlul metalelor și extinderea duratei de viață a principalelor elemente ale cazanelor, turbinelor și conductelor centralelor termice. – M.: SPO „ORGRES”, 1999.

5. Tumanovsky A.G., Rezinskikh V.F. Strategie de prelungire a duratei de viață și reechipare tehnică a centralelor termice // Ingineria energiei termice. – 2002. – Nr. 6.

6. Strategia energetică a Rusiei pentru perioada până în 2020 (Aprobată prin Ordinul Guvernului Federației Ruse din 28 august 2003 nr. 1234 r).

7. Dezvoltarea capacităților de generare în ceea ce privește alimentarea cu combustibil a stațiilor electrice în perioada până în 2020 / V.I. Chemodanov, N.V. Bobyleva, N.G. Chelnokova și alții // Stații electrice. – 2002. – Nr. 6.

8. Neuimin V.M. Probleme de reechipare tehnică a centralelor termice. Modalități de a le rezolva // Sat. rapoarte ale conferinței științifice și tehnice „Îmbunătățirea calității reglementării frecvenței în Sistemul Energetic Unificat”. – M.: Centrul de expoziții All-Russian, 16–17 decembrie 2002.

9. Neuimin V.M. Starea echipamentelor TPP și indicații pentru renovarea acestuia // Nou în industria rusă de energie electrică. – 2003. – Nr. 9.

10. Popov A.B., Perevalova E.K., Sverchkov A.Yu. Problema prelungirii duratei de viață a echipamentelor termoenergetice ale centralelor termice // Ingineria energiei termice. – 2003. – Nr. 4.

11. Zubcenko A.S., Rabinovici V.P. Situația în inginerie energetică amenință securitatea Rusiei // Complexul de combustibil și energie. – 2003. – Nr. 1.

12. Neuimin V.M. Modalități de actualizare a echipamentelor centralei termice // Sat. materiale ale celui de-al V-lea Congres al Uniunii UISP din Sankt Petersburg. – Uniunea UISP, 2003.

13. Neuimin V.M. Gestionarea resursei echipamentelor centralei termice prin implementarea unui program de reînnoire a acesteia // Sat. rapoarte ale Conferinței internaționale științifice și tehnice privind problemele actuale fiabilitatea mașinilor tehnologice, energetice și de transport. – Samara: SSTU, 25–27 noiembrie 2003

A.P. Livinsky
(OAO RAO UES din Rusia, Rusia)

Industria energiei electrice, fiind un sector de bază al economiei ruse, răspunde nevoilor interne ale economiei naționale și ale populației de energie electrică, precum și exportul de energie electrică în țările CSI și țările non-CSI.

Pentru a folosi cât mai eficient combustibilul natural și resursele energetice și potențialul sectorului energetic pentru aprovizionarea stabilă și pe termen lung a economiei și populației țării cu toate tipurile de energie, Guvernul Federației Ruse a aprobat Energie. Strategia Rusiei pentru perioada până în 2020, care prevede:

Aprovizionarea de încredere cu energie a economiei și a populației țării;

Păstrarea integrității și dezvoltării Sistemului Energetic Unificat al țării, integrarea acestuia cu alte asociații energetice de pe continentul eurasiatic;

Îmbunătățirea eficienței operaționale și asigurarea dezvoltare durabilă industria energiei electrice bazată pe noi, tehnologii moderne;

Reducerea efectelor nocive asupra mediului.

În versiunea actuală a Strategiei Energetice, au fost adoptate niveluri mai moderate de consum de energie electrică, a crescut ritmul de dezvoltare a surselor de energie netradițională și regenerabilă și, în primul rând, a hidroenergiei,
punerea în funcțiune mai realistă a capacităților de generare și investițiile corespunzătoare.

Într-un scenariu favorabil, dezvoltarea industriei ruse de energie electrică se concentrează pe un scenariu care presupune implementarea accelerată a reformelor socio-economice cu o rată de creștere a producției brute. produs intern până la 5-6% pe an și o creștere constantă corespunzătoare a consumului de energie de 2,0-2,5% pe an (Fig. 1). Ca urmare, consumul de energie electrică va ajunge la 1290 miliarde kWh până în 2020 în scenariul optimist și 1145 miliarde kWh în scenariul moderat.

Luând în considerare volumele proiectate de cerere de energie electrică, în scenariul optimist, producția totală (Fig. 2) va crește față de anul de raportare 2002 de 1,2 ori până în 2010 (până la 1070 miliarde kWh) și de peste 1,5 ori.
până în 2020 (până la 1365 miliarde kWh); cu o versiune moderată a dezvoltării economice, respectiv, de 1,14 (până la 1015 miliarde kWh) și de 1,36 ori (până la 1215 miliarde kWh).

Orez. 1. Prognoza nivelurilor consumului de energie electrică în conformitate cu Strategia Energetică
Rusia pentru perioada până în 2020

Orez. 2. Producția de energie electrică la centralele rusești (cu opțiuni moderate și optimiste)

Orez. 3. Capacitatea instalată a centralelor electrice din Rusia (cu opțiuni moderate și optimiste)

Potential de productie Industria rusă de energie electrică (Fig. 3) constă în prezent din centrale electrice cu o capacitate totală instalată de aproximativ
215 milioane kW, inclusiv centrale nucleare - 22 și centrale hidroelectrice - 44 milioane kW, restul este energie termică și linii de transport de energie electrică de toate clasele de tensiune cu o lungime totală de 2,5 milioane km. Peste 90% din acest potențial este combinat într-un singur sistem energetic(UES) al Rusiei, care acoperă întreg teritoriul locuit al țării de la granițele de vest până la Orientul Îndepărtat.

Conform Strategiei Energetice adoptate, nu vor exista modificări semnificative în structura capacităților de generare: centralele termice vor rămâne baza industriei de energie electrică; ponderea acestora va rămâne la nivelul de 66-67%, centralele nucleare - 14%, ponderea hidrocentralelor va rămâne practic neschimbată (20%).

În prezent, ponderea principală (aproximativ 70%) în structura capacităților de generare revine centralelor termice care funcționează pe combustibil organic(Fig. 4). Capacitatea centralelor termice la 1 ianuarie 2003 era de aproximativ 147 milioane kW. Aproape 80% din capacitatea de generare a centralelor termice din partea europeană a Rusiei (inclusiv Uralii) funcționează cu gaz și păcură. În partea de est a Rusiei, peste 80% ard cărbune. În Rusia există 36 de centrale termice cu o capacitate de 1000 MW sau mai mult, inclusiv 13 cu o capacitate de 2000 MW sau mai mult. Capacitatea celei mai mari centrale termice din Rusia - Surgutskaya GRES-2 - este de 4800 MW.

Unitățile mari de putere sunt utilizate pe scară largă în centralele termice
150-1200 MW. Cantitatea totala Există 233 de astfel de unități de putere cu o capacitate totală de aproximativ 65.000 MW.

O pondere semnificativă a centralelor termice (aproximativ 50% din capacitate) sunt centrale termice, care sunt distribuite pe întreg teritoriul țării.

Cea mai mare parte (mai mult de 80%) a echipamentelor TPP (cazane, turbine, generatoare) a fost pusă în funcțiune în perioada 1960-1985 și acum a funcționat timp de 20 până la 45 de ani (Fig. 5). Prin urmare, îmbătrânirea echipamentelor electrice devine o problemă cheie în industria modernă a energiei electrice, care nu se va agrava decât în ​​viitor.

Începând cu anul 2005, va avea loc o creștere a volumului echipamentelor turbinelor care și-au epuizat durata de viață (Fig. 6). Astfel, până în 2010, 102 milioane kW (43%) din echipamentele aflate în funcțiune în prezent ale centralelor termice și hidrocentralelor își vor epuiza resursele parcului, iar până în 2020 - 144 milioane kW, ceea ce se va ridica la peste 50% din energia instalată. capacitate.

Dezafectarea echipamentelor turbinelor generatoare de resurse din parc în condițiile cererii prognozate de energie electrică și energie va duce la formarea unui deficit de putere de 70 GW la nivelul anului 2005 (30% din cerere), care până în 2010 se va ridica deja la 124. GW (50% din cerere) și până în 2020 - 211 GW (75% din cererea de energie) (Fig. 7).

Orez. 5. Structura de vârstă a echipamentelor turbine instalate la centralele termice rusești

Orez. 6. Prognoza volumului echipamentului cu turbine care își epuizează durata de viață a flotei

Orez. 7. Dinamica echilibrului de putere al Rusiei

Orez. 8. Principalele direcții de acoperire a deficitului de energie proiectat

Asigurarea creșterii cererii de capacitate de generare este posibilă prin următoarele activități principale:

² extinderea duratei de viață a hidrocentralelor existente, centralelor nucleare și a unui număr semnificativ de centrale termice prin înlocuirea doar a componentelor și pieselor principale;

- finalizarea instalațiilor care se află într-un grad ridicat de pregătire;

- construirea de noi dotări în regiunile cu deficit;

- modernizarea și reechiparea tehnică a centralelor termice folosind soluții tehnice noi, promițătoare.

Pentru a asigura nivelurile prognozate de consum de energie electrică și căldură în scenarii optimiste și favorabile, punerea în funcțiune a capacităților de generare la centralele electrice din Rusia (ținând cont de necesitatea înlocuirii și modernizarii echipamentelor care și-au epuizat durata de viață) pentru perioada 2003-2020 . sunt estimate aproximativ 177 milioane kW (Fig. 9), inclusiv la CNE și PSPP - 11,2, la CNE - 23, la termocentrale - 143 (din care CCGT și GTU - 37 milioane kW), din care punerea în funcțiune a noi capacități de generare. - aproximativ 131,6 GW, volumul de înlocuire a echipamentelor uzate din cauza reechipării sale tehnice - 45,4 GW.

Una dintre cele mai importante probleme care apar la crearea sistemelor energetice inteligente Rețea inteligentă, este necesitatea de a efectua diagnostice operaționale ale stării întregului complex de echipamente electrice și planificarea serviciilor și reparațiilor.

Spre deosebire de setarea standard din structură Rețea inteligentă Se presupune că o funcție obiectiv extinsă va fi utilizată pentru a opera un astfel de sistem. Această funcție țintă a sistemului de monitorizare a diagnosticului include câteva concepte noi.

Definiţie stare tehnica un întreg grup de echipamente electrice conectate într-un singur lanț tehnologic pentru producție, transport sau distribuție energie electrica. Astfel de lanțuri tehnologice sunt de obicei concentrate în nodurile sistemului de alimentare. În acest caz, cel mai important termen de diagnosticare nu este conceptul de stare tehnică a fiecărui dispozitiv electric, ci conceptul de „veriga slabă a întregului lanț tehnologic”. Cunoașterea echipamentului care are cea mai mică viață reziduală este cea care face posibilă reducerea la minimum a costurilor de menținere a operabilității complexului de echipamente, indiferent de teoriile de management al vieții echipamentelor utilizate. Aceste informații vă vor permite să calculați corect riscurile de defecțiune a echipamentelor, optimizând raportul dintre costuri și posibilele pierderi.

Determinarea stării tehnice (resursei reziduale) a traseului de tranzit al energiei electrice între nodurile sistemului energetic. Ruta de tranzit poate include diverse echipamente, dar de obicei este o colecție de linii aeriene și de cablu, completate de transformatoare adecvate. Și aici este foarte important să cunoaștem „veriga slabă” care necesită investiții prioritare de resurse materiale destinate reparației și modernizării. Pentru a evalua starea tehnică a rutelor de tranzit, este important să înțelegem relația dintre resursa reziduală și capacitatea portantă a lanțului de transport al energiei electrice. Destul de des, cu o sarcină mică, este posibil să operați un lanț de tranzit fără investiții materiale, în timp ce creșterea încărcăturii pe linie necesită de obicei costuri de operare crescute. Aici cel mai important parametru nu este doar starea tehnică a liniilor, ci și capacitatea potențială a acestor linii de a transmite o anumită cantitate de energie.

„Nivelul superior” al funcționării sistemelor de diagnosticare în structura Smart Grid este o anumită matrice vectorială a capabilităților tehnologice ale nodurilor sistemului energetic și ale rutelor de tranzit. Fiecare vector al acestei matrice descrie în mod cuprinzător starea tehnologică a unei părți a rețelei inteligente, a nodului sau a rutei de tranzit, caracterizând atât resursa reziduală, cât și sarcina tehnologică potențială.

Este clar că acești parametri sunt interconectați și împreună oferă o suprafață complexă care descrie capacitățile tehnologice ale elementului Smart Grid.

Cunoscând starea tehnologică a tuturor elementelor Smart Grid, este posibil să se creeze modalități de furnizare a energiei tuturor consumatorilor, minimizând atât costurile de operare, cât și costul eventualelor riscuri care apar în timpul funcționării complexe a întregului sistem. Ceea ce este important aici este însumarea corectă a vectorilor de stare ai căilor de tranzit și de conversie a energiei, de la punctul de generare până la punctul de consum, pentru a obține calea/căile optime. Concepte de bază și definiții Cel mai important parametru, cu ajutorul căruia starea tehnică actuală a echipamentelor electrice poate fi descrisă cel mai precis, este conceptul de resursă reziduală. Acesta este cel mai simplu și, în același timp, cel mai mult

concept complex

în teoria managementului vieţii echipamentelor. Chestia este că fiecare domeniu de cunoaștere, chiar și fiecare specialist, definește acest termen în felul său.

În această lucrare nu vom atinge această problemă, la fel cum nu vom discuta problemele metodelor și acurateței în determinarea resursei reziduale. Acesta este un subiect pentru o discuție separată și serioasă. Vom presupune că am putut determina durata de viață rămasă a echipamentului și să facem acest lucru cu ajutorul părții experte a sistemelor de monitorizare și destul de corect și precis.

- Valoarea resursei reziduale determinată de sistemul de monitorizare de diagnosticare în momentul actual se va modifica în timpul funcționării ulterioare a echipamentului, de obicei în scădere (Fig. 1). În formula care descrie modificarea resursei reziduale, toți parametrii de influență pot fi reduși în doi coeficienți generalizați:

- k 1(t)- suma proceselor tehnice si tehnologice din echipamente care conduc la scaderea duratei de viata reziduale a echipamentelor electrice; k 2(

Din formula de mai sus (vezi Fig. 1) se vede clar că pentru gestionarea resursei reziduale este necesar să se folosească al doilea termen, care încetinește scăderea și poate chiar crește valoarea resursei reziduale în timpul funcționării. Modificarea corectă a celui de-al doilea termen în formulă face posibilă realizarea legii necesare pentru modificarea resursei reziduale și face posibilă controlul duratei de viață a echipamentului.

Abordarea ideală pentru gestionarea resursei reziduale a unei unități individuale este de a folosi descrierea sa matematică, care este un vector multi-parametri, fiecare proiecție reflectă unul sau altul aspect al stării tehnice a echipamentelor de înaltă tensiune sau acțiunea de control. pe el.

Valoarea minimă admisă a resursei reziduale, sub care nu ar trebui să scadă în timpul funcționării, poate fi determinată folosind două modele analitice.

1. Valoarea valorii minime a resursei reziduale, determinată din condiția ca echipamentul să îndeplinească funcțiile tehnice certificate, determinată cu un factor de fiabilitate dat. Acest parametru poate fi desemnat „TMR” - „Recurs minim tehnic”.

2. Valoarea valorii minime a resursei reziduale, determinată din condiția minimizării riscurilor financiare ale exploatării echipamentului, ținând cont de eventualele costuri ale eliminării consecințelor unei opriri de urgență a echipamentului. Acest parametru poate fi desemnat „FMR” - „Minimul financiar de recurs”.

Nu vom compara acești parametri; aceasta este o întrebare foarte mare și complexă. Să spunem doar un lucru: parametrul „TMR” este mai acceptabil pentru noi decât „FMR” datorită simplității și „înțelegerii”.

Analiza duratei reziduale a complexelor de echipamente electrice

Să ne întoarcem la problema evaluării duratei reziduale a complexelor de echipamente electrice. Să luăm în considerare, de exemplu, caracteristicile controlului optim al resursei reziduale a circuitului de înaltă tensiune al unei unități de alimentare a stației, constând dintr-un generator Gen, un transformator Tg-g și un comutator Bg-g.

Ce costuri pentru ce obiecte, de volum minim, sunt necesare pentru a menține resursa reziduală dată a întregii unități, a întregului lanț tehnologic? Având această cantitate de informații de specialitate, acest lucru poate fi determinat destul de simplu.

DESPRE momentul optim și volumele de investiții financiare vizate necesare pentru asigurarea rezervei necesare pentru durata de viață reziduală a elementelor unității de alimentare a stației. Aceste resurse financiare trebuie să asigure funcționarea stabilă a echipamentului pentru o anumită perioadă de timp.

Financiar costurile, aproximativ la mijlocul perioadei de funcționare prognozate, sunt necesare în primul rând pentru întreținerea transformatorului bloc. Durata reziduală a transformatorului este cea care va scădea primul sub linia duratei reziduale minime admisibile. În viitor, va fi necesar să se efectueze lucrări la generator, iar în ultima etapă de funcționare este necesar să se efectueze lucrări la comutator. În ceea ce privește costul, cea mai mare investiție este necesară în generator pentru a-și menține resursa reziduală la nivelul necesar.

Este destul de evident că, cu ajutorul unei astfel de abordări direcționate, este posibil să se optimizeze semnificativ costurile de menținere a duratei de viață reziduale a echipamentelor electrice incluse în lanțul tehnologic general. În acest caz, costurile economice vor fi strict vizate și optime ca volum.

Resursa reziduală a fiecărei opțiuni de rută de tranzit este determinată de „veriga slabă” selectată dintre valorile resurselor nodurilor și liniilor de transport de energie.

Acest lucru face, de asemenea, posibilă gestionarea intenționată a resursei rămase a întregului traseu, pe baza unui minim de costuri economice și asigurând fiabilitatea maximă a operațiunii de tranzit.

Căile de tranzit energetic de la un punct la altul sunt de obicei invariante - acest lucru crește semnificativ complexitatea formării unui model de management al investițiilor financiare. Cu toate acestea, în unele cazuri, acest lucru face posibilă și reducerea la minimum a costurilor prin utilizarea optimă a resurselor existente.

Evident, atunci când se analizează în comun mai multe rute de tranzit, este necesar să se țină seama în mod cuprinzător de faptul că investiția de fonduri destinate menținerii duratei reziduale a echipamentului este legată de sarcina planificată a acestuia. Aceasta este o altă „o singură proiecție” a vectorului complex al duratei reziduale a echipamentului.

Exemple de sisteme de monitorizare diagnostic pt Inteligent Grilă

Nu toate sisteme de diagnosticare, numit de dezvoltatori „sisteme de monitorizare pentru echipamente de putere”, poate fi folosit în implementarea conceptului Rețea inteligentă. Acestea trebuie să îndeplinească anumite cerințe tehnice și algoritmice.

Rezultatul muncii sistemelor de monitorizare a diagnosticului ar trebui să fie o concluzie specifică despre starea tehnică a obiectului monitorizat, despre cantitatea de resurse rămase și nu un set de numere și grafice, indiferent cât de detaliat ar fi acesta.

Informațiile rezultate din sistemele individuale ar trebui combinate cu ușurință pentru a produce mai multe nivel înalt. Pentru a face acest lucru, toate sistemele trebuie să aibă același concept ideologic, adică trebuie să fie furnizate de un producător sau de un integrator.

Costul (furnizarea) fiecărui subsistem de monitorizare individual ar trebui să fie moderat, nu mai mult de 2 - 3% din costul echipamentului monitorizat. Introducerea unor sisteme mai scumpe pt Rețea inteligentă este puțin probabilă.

Compania „DIMRUS” pentru în ultima vreme Au fost dezvoltate, testate și produse în serie 16 tipuri de sisteme de monitorizare a diagnosticului, acoperind aproape întreaga gamă de echipamente de înaltă tensiune. Să luăm în considerare lista acestor sisteme în raport cu tipurile de echipamente de înaltă tensiune, indicând pe scurt caracteristicile de aplicare ale fiecărui sistem.

Managementul resurselor echipamentelor centralei electrice ca instrument de prognoză a dezvoltării industriei energiei electrice

A.P. Livinsky

Industria energiei electrice, fiind un sector de bază al economiei ruse, răspunde nevoilor interne ale economiei naționale și ale populației de energie electrică, precum și exportul de energie electrică în țările CSI și țările non-CSI.

Pentru a folosi cât mai eficient combustibilul natural și resursele energetice și potențialul sectorului energetic pentru aprovizionarea stabilă și pe termen lung a economiei și populației țării cu toate tipurile de energie, Guvernul Federației Ruse a aprobat Energie. Strategia Rusiei pentru perioada până în 2020, care prevede:

• - alimentare fiabilă cu energie a economiei și a populației țării;
• - menținerea integrității și dezvoltării Sistemului Energetic Unificat al țării, integrarea acestuia cu alte asociații energetice de pe continentul eurasiatic;
• - creșterea eficienței operaționale și asigurarea dezvoltării durabile a industriei energiei electrice bazată pe tehnologii noi, moderne;
• - reducerea efectelor nocive asupra mediului.

În versiunea actuală a Strategiei Energetice, au fost adoptate niveluri mai moderate de consum de energie electrică, a crescut ritmul de dezvoltare a surselor de energie netradițională și regenerabilă, în primul rând hidroenergetică, punerea în funcțiune mai realistă a capacităților de generare și investițiile corespunzătoare. fost adoptat.

Într-un scenariu favorabil, dezvoltarea industriei de energie electrică din Rusia este axată pe un scenariu care presupune implementarea accelerată a reformelor socio-economice cu o rată de creștere a producției de produs intern brut de până la 5-6% pe an și o durată corespunzătoare. creșterea consumului de energie electrică cu 2,0-2,5% pe an (Fig. 1). Ca urmare, consumul de energie electrică va ajunge la 1290 miliarde kWh până în 2020 în scenariul optimist și 1145 miliarde kWh în scenariul moderat.

Luând în considerare volumele proiectate de cerere de energie electrică, în scenariul optimist, producția totală (Fig. 2) va crește față de anul de raportare 2002 de 1,2 ori până în 2010 (până la 1070 miliarde kWh) și de peste 1,5 ori până în 2020 (până la 1365 miliarde kWh); cu o versiune moderată a dezvoltării economice, respectiv, de 1,14 (până la 1015 miliarde kWh) și de 1,36 ori (până la 1215 miliarde kWh).

Orez. 1.

Orez. 2. Producția de energie electrică la centralele rusești (cu opțiuni moderate și optimiste)

Orez. 3.

Potențialul de producție al industriei de energie electrică din Rusia (Fig. 3) constă în prezent din centrale electrice cu o capacitate totală instalată de aproximativ 215 milioane kW, inclusiv centrale nucleare - 22 și centrale hidroelectrice - 44 milioane kW, restul este energie termică. linii de inginerie și transport de energie electrică de toate clasele de tensiune cu o lungime totală de 2,5 milioane km. Peste 90% din acest potențial este unit în Sistemul Energetic Unificat (UES) al Rusiei, care acoperă întreg teritoriul locuit al țării de la granițele de vest până la Orientul Îndepărtat.

Conform Strategiei Energetice adoptate, nu vor exista modificări semnificative în structura capacităților de generare: centralele termice vor rămâne baza industriei de energie electrică; ponderea acestora va rămâne la nivelul de 66-67%, centralele nucleare - 14%, ponderea hidrocentralelor va rămâne practic neschimbată (20%).

În prezent, ponderea principală (aproximativ 70%) în structura capacităților de generare o reprezintă centralele termice care funcționează pe combustibili fosili (Fig. 4). Capacitatea centralelor termice la 1 ianuarie 2003 era de aproximativ 147 milioane kW. Aproape 80% din capacitatea de generare a centralelor termice din partea europeană a Rusiei (inclusiv Uralii) funcționează cu gaz și păcură. În partea de est a Rusiei, peste 80% ard cărbune. În Rusia există 36 de centrale termice cu o capacitate de 1000 MW sau mai mult, inclusiv 13 cu o capacitate de 2000 MW sau mai mult. Capacitatea celei mai mari centrale termice din Rusia - Surgutskaya GRES-2 - este de 4800 MW.

Unitățile mari de putere de 150-1200 MW sunt utilizate pe scară largă la centralele termice. Numărul total de astfel de unități de putere este de 233, cu o capacitate totală de aproximativ 65.000 MW.

Orez. 4.

O pondere semnificativă a centralelor termice (aproximativ 50% din capacitate) sunt centrale termice, care sunt distribuite pe întreg teritoriul țării.

Cea mai mare parte (mai mult de 80%) a echipamentelor TPP (cazane, turbine, generatoare) a fost pusă în funcțiune în perioada 1960-1985 și acum a funcționat timp de 20 până la 45 de ani (Fig. 5). Prin urmare, îmbătrânirea echipamentelor electrice devine o problemă cheie în industria modernă a energiei electrice, care nu se va agrava decât în ​​viitor.

Începând cu anul 2005, va avea loc o creștere a volumului echipamentelor turbinelor care și-au epuizat durata de viață (Fig. 6). Astfel, până în 2010, 102 milioane kW (43%) din echipamentele aflate în funcțiune în prezent ale centralelor termice și hidrocentralelor își vor epuiza resursele parcului, iar până în 2020 - 144 milioane kW, ceea ce se va ridica la peste 50% din energia instalată. capacitate.

Dezafectarea echipamentelor turbinelor generatoare de resurse din parc în condițiile cererii prognozate de energie electrică și energie va duce la formarea unui deficit de putere de 70 GW la nivelul anului 2005 (30% din cerere), care până în 2010 se va ridica deja la 124. GW (50% din cerere) și până în 2020 - 211 GW (75% din cererea de energie) (Fig. 7).

Orez. 5.

Orez. 6. Prognoza volumului echipamentului cu turbine care își epuizează durata de viață a flotei

Orez. 7. Dinamica echilibrului de putere al Rusiei

Orez. 8.

echipamente cu turbine electrice

Asigurarea creșterii cererii de capacitate de generare este posibilă prin următoarele activități principale:

extinderea duratei de viață a hidrocentralelor existente, centralelor nucleare și a unui număr semnificativ de centrale termice prin înlocuirea doar a componentelor și pieselor principale;

finalizarea instalațiilor care sunt într-un grad ridicat de pregătire;

construirea de noi instalații în regiunile cu deficit;

modernizarea și reechiparea tehnică a centralelor termice folosind soluții tehnice noi, promițătoare.

Pentru a asigura nivelurile prognozate de consum de energie electrică și căldură în scenarii optimiste și favorabile, punerea în funcțiune a capacităților de generare la centralele electrice din Rusia (ținând cont de necesitatea înlocuirii și modernizarii echipamentelor care și-au epuizat durata de viață) pentru perioada 2003-2020 . sunt estimate aproximativ 177 milioane kW (Fig. 9), inclusiv la CNE și PSPP - 11,2, la CNE - 23, la termocentrale - 143 (din care CCGT și GTU - 37 milioane kW), din care punerea în funcțiune a noi capacități de generare. - aproximativ 131,6 GW, volumul de înlocuire a echipamentelor uzate din cauza reechipării sale tehnice - 45,4 GW.

Orez. 9.

Orez. 10.

În versiunea moderată, puterile de intrare sunt estimate la aproximativ 121 milioane kW, inclusiv 7 la CHE și PSPP, 17 la CNE, 97 la TPP (din care CCGT și GTU - 31,5 milioane kW).

În același timp, punerea în funcțiune medie totală în întreaga Rusie în perioada de cinci ani din 1991 până în 2002 s-a ridicat la doar 7 GW.

Un factor important în dezvoltarea industriei energiei electrice este posibilitatea investițiilor pentru construcția de energie nouă și reechiparea tehnică a centralelor electrice și rețelelor electrice existente, inclusiv înlocuirea completă a echipamentelor care și-au epuizat durata de viață. Nevoile de investiții ale industriei de energie electrică pentru perioada de până în 2020, ținând cont de centralele nucleare, în funcție de opțiunea de dezvoltare, sunt estimate la 140-205 miliarde de dolari SUA, inclusiv 100-160 de miliarde de dolari SUA pentru generare (Fig. 10). Asigurarea creșterii investitii de capitalîn industria energiei electrice, aducându-le la 4,0 miliarde USD pe an până în 2005 și la 6,0 miliarde USD pe an până în 2010 (excluzând centralele nucleare), eventual prin introducerea unei componente de investiții în tariful pentru energia electrică și termică, creând condiții favorabile pentru atragerea investițiilor private străine și interne prin garanții guvernamentale, stimulente fiscale, alocare de investiții publice directe etc.

Totodată, în 2002, volumul investiţiilor în industria energiei electrice, inclusiv în centralele nucleare, s-a ridicat la 2,6 miliarde de dolari. În 2003, volumul de investiţii preconizat va fi de 3,6 miliarde de dolari.

În general, investițiile totale în Holding pentru perioada de cinci ani din 1999 până în 2003 s-au ridicat la 9 miliarde USD, sau puțin peste 4% din necesarul de investiții pentru perioada până în 2020.

Pentru a asigura fiabilitatea alimentării cu energie electrică a consumatorilor, o pondere semnificativă a echipamentelor care și-au epuizat durata de viață trebuie reținută în bilanțele de putere și energie electrică pentru perioada până în 2020 (Fig. 11): în perioada până în 2010, volumul de astfel de echipamente vor crește la 93 GW cu o reducere ulterioară până în 2020 până la 40 GW.

Orez. 11.

Asigurarea cererii estimate de energie electrică și energie necesită menținerea funcționalității echipamentului după ce acesta își atinge durata de viață.

Acest lucru pune sarcina de a gestiona resursele echipamentelor centralei electrice la un nivel ridicat de calitate. nou nivel. Rezolvarea acestei probleme necesită crearea unei bănci de date care să permită prezicerea stării echipamentelor, dezvoltarea unui sistem de măsuri pentru menținerea operabilității echipamentelor și controlul implementării acestora și legarea propunerilor de prelungire a duratei de viață a echipamentelor. echipamente cu balanțe viitoare de putere și electricitate.

În fig. Figura 12 prezintă schema actuală de organizare a prelungirii duratei de viață a echipamentelor.

Orez. 12.

Resursa parcului este înțeleasă ca timpul de funcționare a elementelor echipamentelor termice de același tip în proiectare, materiale și condiții de funcționare, care asigură funcționarea lor fără probleme, respectând în același timp cerințele standard pentru inspecția metalelor, exploatarea și repararea centralelor electrice.

Până în prezent, a existat o creștere a capacității asemănătoare unei avalanșe care și-a epuizat resursele parcului. Volumele necesare de înlocuire a echipamentelor și componentelor acestora nu au fost asigurate cu finanțare adecvată. A fost nevoie de clarificarea valorilor resursei parcului în raport cu echipamentele specifice printr-o serie de studii și activități.

În acest sens, s-a propus trecerea la o resursă individuală, adică. resursa atribuită unui obiect specific, determinată luând în considerare proprietățile reale ale metalului, dimensiunile geometrice și condițiile de funcționare.

La expirarea duratei de viață de proiectare a echipamentului, ținând cont de limitările stabilite prin documentele de reglementare, se efectuează o analiză a stării acestuia, pe baza rezultatelor căreia se ia decizia de înlocuire sau prelungire a duratei de viață a echipamentului. până la epuizarea resursei individuale alocate, care este determinată de un set de măsuri în cadrul sistemului de extindere a resurselor.

Sistemul actual din industria energiei electrice pentru prelungirea duratei de viață a echipamentelor se bazează pe:

1. Cu privire la legile federale:

„Despre siguranța industrială a periculoaselor facilitati de productie”;

„Cu privire la reglementarea tehnică”;

„Despre licențiere specii individuale activități.”

2. Conform Decretelor Guvernului Federației Ruse:

„Despre procedura și condițiile de utilizare dispozitive tehnice la o instalație de producție periculoasă”;

„Cu privire la procedura de organizare și implementare controlul producției pentru respectarea cerințelor de siguranță industrială la o instalație de producție periculoasă”;

„Cu privire la măsurile de asigurare a siguranței industriale a instalațiilor de producție periculoase de pe teritoriul Federației Ruse”;

3. Pornit documente de reglementare Gosgortekhnadzor al Rusiei:

„Reguli generale de securitate industrială pentru organizațiile care își desfășoară activitatea în domeniul securității industriale a instalațiilor de producție periculoase”;

„Reguli pentru efectuarea examinărilor de securitate industrială”;

„Regulament privind procedura de prelungire a perioadei de funcționare în siguranță a tehnicii

orice dispozitive, echipamente și structuri din instalațiile de producție periculoase”;

„Instrucțiuni standard pentru controlul metalelor și extinderea duratei de viață a elementelor critice ale cazanelor, turbinelor și conductelor centralelor termice.”

Pregătirea unei decizii privind prelungirea duratei de viață, luând în considerare toate opțiunile, necesită o analiză tehnică și economică serioasă bazată pe starea tehnică a centralei și perspectivele de dezvoltare a acesteia (reechipare tehnică).

În conformitate cu cerințele Instrucțiunilor și Reglementărilor Standard..., JSC-energo și JSC-centrale electrice, independent sau cu implicarea organizațiilor, monitorizează starea tehnică a echipamentelor și efectuează cercetări privind caracteristicile de rezistență ale metal.

Astfel de studii sunt de obicei efectuate de organizații de experți (Fig. 13). Concluziile lor împreună cu decizia JSC-energo și JSC-centrala

despre prelungirea duratei de viață a echipamentelor sunt trimise în conformitate cu

cu Instrucțiuni Standard..., în OJSC RAO UES din Rusia. Departamentul de politică științifică și tehnică și dezvoltare al OJSC RAO UES din Rusia, cu implicarea organizațiilor de cercetare din industrie, analizează materialele prezentate și face o concluzie cu privire la posibilitatea și momentul de funcționare ulterioară a echipamentului. Pe baza deciziei JSC-energo și JSC-centrale, încheierea unei organizații specializate, Departamentul de Politică Științifică și Tehnică și Dezvoltare al JSC RAO UES din Rusia aprobă (sau nu aprobă, sau aprobă cu restricții) decizia a JSC-energo și JSC-centrale cu privire la posibilitatea și condițiile de funcționare ulterioară a echipamentului.

Orez. 13.

Aprobarea de către JSC RAO UES din Rusia a deciziei JSC-energo și JSC-centrala electrică este baza pentru ca Gosgortechnadzorul Rusiei să înregistreze încheierea examinării de siguranță industrială și să acorde centralei electrice dreptul de a opera în continuare echipamentul .

Principalele direcții pentru îmbunătățirea organizării muncii pentru a prelungi durata de viață a echipamentelor (Fig. 14) vor fi legate de:

• - odată cu îmbunătățirea directivei (determinată de documentele Gosgortekhnadzor al Rusiei) o parte din aceste lucrări;
• - acordarea interesului economic asupra rezultatelor acestor lucrări, inclusiv lucrările de determinare a resursei comerciale și a fiabilității centralei pentru diverse organizații (CO-CDC, centrală telefonică automată, fabrici de echipamente etc.).

Pentru a realiza acest lucru, se preconizează îmbunătățirea organizării extinderii în următorii ani.

1. Monitorizarea stării metalelor și a echipamentelor centralelor termice este încredințată laboratoarelor de testare și laboratoarelor de încercări nedistructive acreditate de Gosgortekhnadzor al Rusiei. Acreditarea ar trebui să fie efectuată ținând cont de recomandările Departamentului de Politică Științifică și Tehnică și Dezvoltare al OJSC RAO UES din Rusia, ulterior prin NP INVEL ( Parteneriat non-profit„Inovații în industria energiei electrice”).

Orez. 14.

• 2. Organizația de experți care analizează materialele privind prelungirea duratei de viață a echipamentelor și face o concluzie cu privire la durata de viață trebuie să fie independentă și desemnată de Departamentul de Politică Științifică și Tehnică și Dezvoltare al OJSC RAO UES din Rusia și, ulterior, de NP INVEL
• 3. Departamentul de politică științifică și tehnică și dezvoltare al JSC RAO UES din Rusia (denumit în continuare NP INVEL) trebuie să organizeze lucrări pentru a evalua viața comercială și fiabilitatea centralelor electrice și să identifice organizațiile permanente interesate de astfel de informații.

Din materialele prezentate reiese că în viitorul previzibil, având în vedere lipsa investițiilor în construcții noi, deficitul de capacitate de generare va crește. Principala sursă de acoperire va fi extinderea duratei de viață a echipamentelor existente. Pentru aceasta este necesar să se dezvolte mecanism organizatoric managementul resurselor, care trebuie să corespundă noilor realități apărute în industria energiei electrice în legătură cu reforma acesteia. Important aspecte organizatorice sunt urmatoarele:

îmbunătățirea documentației tehnice și de reglementare asigurând fiabilitatea și operare sigură echipamente;

monitorizarea deteriorării echipamentelor, pregătirea standardelor tehnice și decizii organizatorice privind prelungirea duratei de viață a echipamentelor (circulare, scrisori de informare);

crearea unei baze de date privind funcționarea acesteia;

reducerea costurilor pentru monitorizarea și repararea echipamentelor.

Toate aceste activități vor îmbunătăți mecanismul de gestionare a resurselor și vor face din acesta un instrument important de prognoză. dezvoltare ulterioară industria energiei electrice.

Primii pași în această direcție au fost deja făcuți. Astfel, la instrucțiunile DNTPiR OJSC RAO UES din Rusia, Institutul Teploelektroproekt pregătește „Propuneri pentru prelungirea duratei de viață a echipamentelor centralei termice dincolo de capacitatea parcului”, care includ:

• - prognoza stării tehnice a centralelor termice care își epuizează resursele parcului în perioada până în 2008;
• - elaborarea propunerilor de stații privind măsurile tehnice de prelungire a duratei de viață a echipamentelor dincolo de parc;
• - evaluarea costurilor financiare pentru implementarea măsurilor de prelungire a duratei de viață a echipamentelor;
• - organizarea managementului resurselor echipamentelor centralelor electrice în contextul reformării industriei energiei electrice.

Ca parte a acestei lucrări, a fost efectuat un studiu al stării echipamentelor din toate cele șapte regiuni ale Rusiei, cu o capacitate instalată de 131,422 milioane kW. Rezultatele sale sunt utilizate în dezvoltarea unui bilanț al capacității energetice corporative pe cinci ani pentru perioada 2004-2008.

După cum a arătat analiza, până în 2008 resursa individuală va fi epuizată pe echipamente cu o capacitate instalată de 10,929 milioane kW, ceea ce reprezintă 9,1% din capacitatea instalată a centralelor termice ale RAO UES din Rusia Holding. Acest lucru va necesita investiții semnificative în muncă pentru a prelungi durata de viață a echipamentului.

O cantitate deosebit de mare de muncă pentru extinderea duratei de viață și a costurilor echipamentului revine UES din Urali, una dintre regiunile cele mai consumatoare de energie din Rusia. Pentru perioada 2004-2008. costul măsurilor de extindere a resursei în această regiune va fi de 6567,7 milioane de ruble, volumul capacității extinse va fi de 5034 MW, iar vârful investițiilor necesare va avea loc în 2007-2008.

În general, la centralele termice din Rusia pentru perioada 2004-2008. Va fi necesar să se realizeze un set de măsuri pentru a asigura prelungirea duratei de viață a echipamentelor, pentru o sumă totală, inclusiv TVA, de 19,58 miliarde de ruble. (la preturile curente). În același timp, costul specific al capacității extinse va fi de 1.792,1 ruble/kW (58,8 dolari/kW).

Atunci când se prognozează balanțe de putere pentru o perioadă mai lungă (10-15-20 de ani), trebuie efectuate cercetări suplimentare pentru a determina natura modificărilor costurilor pentru prelungirea duratei de viață a echipamentelor centralei termice.