Совершенствование ремонта энергетического оборудования для обеспечения надежной его эксплуатации за пределами паркового ресурса и сроков службы

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Совершенствование ремонта энергетического оборудования для обеспечения надежной его эксплуатации за пределами паркового ресурса и сроков службы

Ю.П. Косинов, А.А. Романов, Ю.В. Трофимов

(ОАО "ЦКБ Энергоремонт", ОАО «"РАО ЕЭС России"»)

1. Постановка задач совершенствования ремонта объектов электроэнергетики

Основополагающие критерии совершенствования технического обслуживания и ремонта должны отвечать конечным целям энергопроизводства - обеспечению надежности энергоснабжения потребителей.

На уровне отдельных генерирующих компаний конечные цели соответственно дифференцируются. В связи с этим проявляется вторичная группа конечных целей энергопроизводства - обеспечение конкурентоспособности энергопрозводителей.

Все эти цели оказываются взаимосвязанными и составляют базу для формирования задач совершенствования ремонта объектов электроэнергетики без учета их государственной принадлежности и социально-экономического устройства.

К обеспечению первоочередных критериев совершенствования энергоремонтного производства следует отнести стремление к достижению более высоких показателей готовности энергоисточников к несению нагрузок.

Такие показатели в области теории надежности считаются комплексными. Несмотря на известное содержание приведенного термина, в сфере взаимоотношений энергопрозводителей и потребителей такое понятие принято использовать в качестве индикатора, способного влиять на рейтинг энергокомпаний при реализации акций и других ценных бумаг. В основном такие взаимоотношения приняты в странах Северной Америки.

К обеспечению более приземленных критериев совершенствования энергоремонтного производства следует отнести стремление к достижению более низких показателей ремонтной составляющей тарифов на электрическую и тепловую энергию. Последнее снижает условно-постоянную составляющую тарифов и также способствует повышению конкурентоспособности энергокомпаний.

Обозначенные критерии совершенствования технического обслуживания и ремонта, естественно, не могут считаться исчерпывающими, однако на их основе можно сформулировать некоторые предпосылки более конкретных задач в области отечественного энергопроизводства.

С начала 90-х годов в силу известных обстоятельств отечественная электроэнергетика вступила в фазу снижения энергопроизводства. Возникшие резервы в сочетании с ослаблением функций командно-административной системы обусловили ряд негативных проявлений. Они выразились в увеличении продолжительности простоев энергооборудования в различных видах ремонтов, а также в непредсказуемом росте затрат на техническое обслуживание и ремонт.

Внешние предпосылки снижения эффективности энергоремонта оказались хотя и существенными, но не доминирующими. Основу негативных процессов составили экономические и физические аспекты старения эксплуатируемого оборудования.

Возникшие негативные тенденции своевременно были изучены, и их последствия в значительной степени удалось преодолеть. Предложенный проект совершенствования энергоремонтного производства не нарушал существующую систему действующих государственных стандартов, нормативных документов Госгортехнадзора, правил технической эксплуатации и правил организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей. Его суть заключалась в организации перехода от ремонтных циклов в календарном исчислении к циклам такого же типа, но учитывающим ранее достигнутые наработки в межремонтных периодах по конкретным типам основного оборудования. Другие условия сохранились неизменными, включая выполнение капитальных и средних ремонтов одновременно по всем видам оборудования энергоблоков, что, естественно, не способствовало сокращению затрат на ремонт и простоев оборудования.

В результате внедрения разработанного проекта совершенствования энергоремонтного производства был осуществлен мягкий переход от жесткой системы регламентации ремонтных циклов к системе ремонтов, учитывающих достигнутую ранее наработку в пределах межремонтных периодов.

Несмотря на эмпирический подход к оценке межремонтных ресурсов был сделан первый шаг к изучению неформализованных процессов технического диагностирования энергооборудования ТЭС.

Указанные разработки были закреплены в руководящем документе РД 34.20.601-96 "Методические указания по совершенствованию системы технического обслуживания и ремонта энергоблоков и энергоустановок ТЭС на основе ремонтного цикла с назначенным межремонтным ресурсом".

Под "мягким" переходом к ремонтам с назначенным межремонтным ресурсом следует понимать некоторое снижение уровня ранее практикуемого административного ресурса в осуществлении нововведений. Предполагалось, что энергообъединения должны самостоятельно принимать решения о внедрении предлагаемых усовершенствований. Здесь нашли свое отражение естественные ожидания ближайшего перехода отечественной электроэнергетики к рыночным отношениям.

Несмотря на не оправдавшиеся до настоящего времени знаковые ожидания, что обусловило лишь частичное внедрение разработанных мероприятий, в общем удалось стабилизировать показатели готовности ТЭС к несению нагрузок. Однако преодолеть рост затрат на техническое обслуживание и ремонт не представилось возможным.

Здесь в известной степени проявился основополагающий фактор командно-административной системы - планирование затрат от ранее достигнутых показателей. Возросли физические объемы - увеличились затраты. Если дополнительные физические объемы удается доказать, то ремонтная составляющая тарифов конечной продукции соответственно возрастает.

Дополнительные к типовым физические объемы ремонта принято относить к "сверхтиповым". Они характеризуются значительно большим содержанием используемых материалов, запасных частей и необходимых конструктивных элементов в виде заменяемых износившихся узлов и зачастую являются доминирующими в ценообразовании ремонтной составляющей тарифов.

В связи с этим не всегда представляется возможность установить устойчивые корреляционные связи между временными показателями простоев оборудования в ремонтах и адекватных им затратами.

Вместе с тем решение задач стабилизации ежегодных простоев оборудования во всех видах ремонтов оказалось достаточно прозрачным и коррелируемым. Увеличение простоев конкретного оборудования или групп оборудования в целом компенсировалось увеличением межремонтного периода, приводящего к сокращению доли оборудования, ежегодно выводимого в капитальные и средние ремонты.

В итоге показатели готовности энергоисточников к несению нагрузок оказались вне зависимости от известных данных о повышенных ремонтных затратах и обеспечили устойчивое функционирование электроэнергетики.

Последующие исследования показали, что только рыночные отношения в сфере энергопроизводства могут создать необходимые условия для стремления к снижению затрат на техническое обслуживание и ремонт объектов электроэнергетики.

Экономическим инструментом очередных ожиданий должны явиться конкурентные отношения среди энергокомпаний, а функциональным - переход на ремонты по техническому состоянию.

При разработке системы ремонтов по техническому состоянию следует учитывать, что отечественная электроэнергетика на стартовом этапе имеет показатели надежности, адекватные зарубежным аналогам, и любые нововведения должны быть достаточно исследованы и обоснованы с тем, чтобы не опорочить их достоинства.

Следует также обратить внимание на то, что наша электроэнергетика функционирует в необычном экономическом пространстве. Цены на материалы и изделия машиностроения приближены к мировым. Цены на топливо искусственно занижены по условиям внутреннего рынка в пропорциях, обратных мировым. Регулируемые тарифы на электрическую и тепловую энергию представляют собой концентрат экономических несоответствий. В таких условиях вряд ли следует рассчитывать на раскрытие каких-либо закономерностей, влияющих на изменение ремонтной составляющей себестоимости продукции.

В сложившейся ситуации представляется целесообразным в большей степени оперировать различного рода физическими величинами, количественными и качественными показателями, такими как показатели надежности, экономичности и др.

2. Стартовые условия дальнейшего совершенствования ремонтного обслуживания. Среднесрочный прогноз изменений отдельных характеристик состояния оборудования ТЭС

Оценивая современное состояние теплоэнергетики в области экономики ремонта можно отметить, что за 12 лет (с 1987 г.) удельные к установленной мощности затраты на ремонт в целом по ТЭС сократились на 24 %, а по ТЭС федерального уровня возросли на 2 %.

За этот же период удельные к приведенной выработке затраты на ремонт в целом по ТЭС увеличились на 27%, по энергоблочным ТЭС "АО-энерго" - на 23%, апо ТЭС федерального уровня - на 73 %.

При этом количество часов использования установленной мощности сократилось в 1,48 раза.

За период с 1999 по 2001 г. удельные затраты на 1 кВт отремонтированной мощности ТЭС федерального уровня возросли в 3,53 раза.

Таблица 1 Сравнение показателей надежности отечественных энергоблоков и ТЭС США и Канады

Примечание: Данные об энергетике США и Канады взяты из обзора "North American Electric Reliability Council" (NERC) // Generating Unit Statistics 1986-1990 и Generating Unit Statistics 1989-1993.

Приведенные данные свидетельствуют о неблагополучном состоянии экономических показателей ремонтной деятельности. Часть из них может быть отнесена к существующей командно-административной форме и затратным методам управления, а часть - к прогрессирующему старению оборудования. Четко разделить эти составляющие не представляется возможным.

Рис. 1 Распределение турбин, котлов и генераторов по пятилетним возрастным группам, в % от установленной мощности в целом по Холдингу «"РАО ЕЭС России"»

Однако с точки зрения показателей надежности и безотказности работы оборудования ТЭС аналогичных тенденций не наблюдается. Об этом свидетельствуют ретроспективные показатели безотказности работы энергоблоков ТЭС. В приведенных ниже данных показатели надежности отечественных энергоблоков сравнивались с североамериканскими. Для их формирования использовались ежегодно публикуемые ОАО "Фирма ОРГРЭС" обзоры "Анализ работы энергетических блоков мощностью 150-1200 МВт".

Рис. 2 Прогноз возрастной структуры турбин при сохранении количества вводов на уровне 1996-2000 гг.

Из приведенных данных следует, что показатели технического использования (готовность к несению нагрузок) отечественных энергоблоков в 1994-1995 гг. снизились, а затем восстановились. Это явилось результатом увеличения межремонтного периода на базе перехода на межремонтный ресурс несмотря на то, что простои оборудования в ремонтах существенно увеличились, но количество ремонтируемых мощностей сократилось.

Таким образом, теплоэнергетика располагает определенным потенциалом для улучшения показателей надежности и снижения издержек энергоремонтного производства. К последним следует отнести недоиспользуемый межремонтный ресурс.

В контексте стартовых условий дальнейшего совершенствования ремонтного обслуживания представляется целесообразным рассмотреть ряд факторов, опосредствованно характеризующих техническое состояние больших групп оборудования. Прогнозы их изменений составят базовую основу представлений о том, с каким оборудованием предстоит работать в перспективе.

К таким факторам следует отнести:

· интегральные показатели возрастной структуры основного оборудования;

· исчерпание:

- сроков амортизации оборудования;

- сроков службы оборудования;

- паркового ресурса жаропрочных узлов;

- индивидуального ресурса соответствующих узлов.

К наиболее информативным критериям интегральной оценки состояния энергооборудования относится его возрастная структура. В ней в неявной форме содержится информация о фактическом и ретроспективном состоянии с учетом различного вида ранее произведенных операций в виде демонтажа, замены и вводов нового оборудования.

Сформированная на начало 2002 г. такая структура по основному оборудованию ТЭС Холдинга приведена ниже. Из данных гистограммы видно, что различные виды оборудования имеют и различный возраст. Это говорит о том, что какие-то виды оборудования заменялись: турбины - по исчерпании ресурса, генераторы - по исчерпании срока службы и фактическому техническому состоянию. Паровые котлы менее всего подвергались заменам.

Наглядность такого представления позволяет осуществлять прогнозы любой длительности. Так, если количество вводов турбин сохранится на уровне 1996-2000 гг., то можно себе представить в перспективе долю устаревшего оборудования.

В качестве других критериев интегральной оценки состояния оборудования могут быть рассмотрены в динамике процессы достижения оборудованием предельных сроков службы, устанавливаемых стандартами, исчерпания паркового и индивидуального ресурса.

Такие данные приведены ниже, как и исчерпание сроков амортизации, характеризующее возможности привлечения собственных средств для проведения технического перевооружения. Приведенные данные не содержат поправок, связанных с переоценкой основных фондов, проведенной в 2002 г. Несмотря на существенное увеличение стоимости основных фондов, размер амортизационных отчислений не стал достаточным для осуществления масштабного обновления генерирующих мощностей. Тем не менее только на 2003 г. в результате технического перевооружения планируется ввод 852,9 МВт и продление срока службы турбинного оборудования за счет замены базовых узлов 1205,3 МВт. Это примерно столько же, сколько было выполнено за пятилетку (1996-2000 гг.).

Ухудшение возрастной структуры приводит к росту общих затрат на ремонт и соответственно росту себестоимости производимой продукции.

Рис. 3 Прогноз достижения сроков амортизации основных фондов, паркового ресурса и сроков службы энергообъектов ТЭС в % от установленной мощности

Таблица 2

Согласно приведенным данным, уже в 2000 г. теплоэнергетика России несла повышенные затраты на ремонт в связи с исчерпанием срока амортизации 40% мощности установленного оборудования. Сорокалетнего срока службы в 2000 г. достигло оборудование энергоустановок, что составило 10,97% от установленной мощности, а в 2020 г. эта величина возрастет до 71%, т.е. увеличится в 7 раз. Несколько больше возрастут мощности турбинного оборудования, достигшего исчерпания паркового ресурса. И, начиная с 2005 г., будет набирать темп исчерпание индивидуального ресурса турбинного оборудования, приводящее к наиболее высоким затратам.

Такой представляется перспектива состояния оборудования ТЭС.

3. Основные элементы стратегии ремонта ТЭС по техническому состоянию оборудования

Наличие потенциальных возможностей снижения затрат на ремонт оборудования ТЭС и способов воздействия на готовность к несению нагрузок предопределяют основные направления совершенствования существующей системы ремонта на основе технического диагностирования оборудования.

Конечной целью такого перехода является создание принципиально новой системы технического обслуживания и ремонта оборудования (СТОиР).

Основные принципы такой системы могут быть сформулированы в следующем виде:

Система ТОиР, обеспечивающая поддержание работоспособности и восстановление исправности энергоблоков и энергоустановок, восстановление ресурсов оборудования и его составных частей и основанная на ремонтах по техническому состоянию.

Осуществляется непрерывный и периодический контроль технического состояния по эксплуатационным параметрам для выявления неисправности и отказов оборудования. Энергоустановки оснащаются АСТД.

Проводится регламентное техническое диагностирование с циклами и объемами, установленными НТД.

Сроки начала ремонта, номенклатура работ и объемы определяются на основе прогнозов технического состояния оборудования.

В разрабатываемой системе ремонтного обслуживания предполагается осуществить переход от статистических эмпирических оценок технического состояния оборудования к объективным на базе автоматизированных систем технического диагностирования (АСТД).

АСТД и другие системы технического диагностирования должны быть ориентированы на прогнозирование:

- потенциально необоснованных выводов в капитальные и средние ремонты энергоблоков и энергоустановок;

- номенклатуры и объемов работ в составе всех видов ремонта;

- внезапных остановов энергоблоков и энергоустановок, связанных с потерей работоспособности.

Система ТОиР должна обеспечиваться АСТД, нормативно-технической документацией (НТД), ремонтной документацией, информационно-вычислительными системами (ИВС) ремонтного обслуживания, а также специализированным персоналом и соответствующими материалами.

4. Пути решения проблем перехода на систему ремонта ТЭС по техническому состоянию оборудования

Построение модели перехода к ремонтам энергоблоков и энергоустановок по техническому состоянию сопряжено с соответствующей адаптацией ремонтных воздействий к условиям функционирования систем технического диагностирования.

По своему определению техническое диагностирование лежит в основе некоторых поддающихся контролю процессов функционирования объектов техники. В этот процесс включены: контроль технического состояния, поиск места и определение причин отказа (неисправности), прогнозирование технического состояния.

В общем случае техническое диагностирование обеспечивается методами и средствами, включаемыми в системы технического диагностирования (контроля технического состояния), в структуру которых входят диагностическое обеспечение, средства технического диагностирования (контроля технического состояния). Диагностические модели формируются на основе диагностических (контролируемых) параметров, включаемых в алгоритмы технического диагностирования (контроля технического состояния), и реализуются в автоматизированных или в автоматических системах технического диагностирования (контроля технического состояния) (АСКТС, АСТД).

Адаптация технического диагностирования к условиям электроэнергетики сопряжена с соответствующей трансформацией содержания отдельных понятий. Это связано с особенностями отрасли, осуществляющей непрерывное производство нескладируемого продукта - электрической и тепловой энергии.

Особенности электроэнергетики не исчерпываются принципами энергопроизводства и свойствами производимой продукции. Они дополняются особыми требованиями к обеспечению безопасности энергопроизводства.

Эти требования установлены в "Правилах устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов, сосудов, работающих под давлением, трубопроводов пара и горячей воды" Госгортехнадзора РФ, а также отраслевых эксплуатационных и ремонтных руководящих документах, включая "Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей", "Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей".

Совокупность задач технического диагностирования и специфическая их направленность в области ремонтных воздействий в условиях планово-предупредительного ремонта не была востребована.

Отдельные локальные диагностические системы разрабатывались применительно к контролю функционирования некоторых типов энергоустановок и могли использоваться в АСУТП энергоблоков.

В новой постановке, ориентированной на проблемы ремонтного обслуживания, потребуются изучение и разработка как локальных систем контроля технического состояния оборудования (СКТС), так и систем технического диагностирования (СТД), их автоматизация и адаптация к информационно-вычислительным системам ремонта, которые также подлежат соответствующей разработке.

Таким образом, разработка комплекса мероприятий перехода на систему ремонта по техническому состоянию оборудования на базе комплексной диагностики по своей сути сводится к созданию новых систем технического обслуживания и ремонта оборудования ТЭС.

5. Стадии осуществления перехода на систему ремонта ТЭС по техническому состоянию оборудования

На основе изучения степени развития в отечественной электроэнергетике технической диагностики, теории надежности и существующей системы планово-предупредительного ремонта и ее модификаций изначально предполагается осуществить переход к ремонтам по техническому состоянию в две стадии, включая переходной период.

Необходимость введения переходного периода обусловлена неготовностью отрасли к прямому достижению поставленной цели из-за отсутствия научного задела, должного уровня разработок и реальных внедрений автоматизированных систем диагностирования.

В переходном периоде предполагается выполнить соответствующие разработки и опытное внедрение автоматизированных систем диагностирования по наиболее значимым элементам составных частей энергоблоков с последующим расширением объектов воздействия на менее значимые. Одновременно в этом же периоде предполагается разработать основополагающие документы ремонтного обслуживания.

Критерии значимости элементов составных частей энергоблоков должны определяться экономическими показателями на базе соответствующих издержек, обусловленных типовыми объемами ремонтных и восстановительных работ, возникающих при гипотетических аварийных ситуациях, связанных с критичностью отказа.

Продолжительность переходного периода будет корреспондироваться с темпами развития автоматизированных и автоматических систем диагностирования, а также их совершенствованием, включая соответствующие разработки на остановленном оборудовании.

Исходя из выше изложенных предпосылок могут быть сформулированы основные понятия, термины и определения, а также принципы построения действующей, переходной и проектируемой систем технического обслуживания и ремонта энергоблоков и энергоустановок ТЭС.

При этом должны быть использованы основополагающие документы:

· Система технического обслуживания и ремонта техники. Термины и определения. ГОСТ 18322-78 [СТ СЭВ 5151-85];

· Техническая диагностика. Термины и определения. ГОСТ 20911-89;

· Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения. ГОСТ 27.002-89.

Принципы построения таких систем изложены в матрице "Отличительные признаки действующей, переходной и проектируемой системы технического обслуживания и ремонта энергоблоков и энергоустановок ТЭС" (см. приложение).

ремонт теплоэлектростанция прогноз

Приложение

Отличительные признаки действующей, переходной и проектируемой системы технического обслуживания и ремонта

Размещено на Allbest.ru