Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Управление ресурсом оборудования путём реализации "Программы обновления ТЭС"

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 [1, 2, 5, 8, 9, 12, 13] (табл. 1).

Необходимость технического перевооружения ТЭС определяют сроки службы эксплуатируемого оборудования. Ежегодно на ТЭС вырабатывают парковый ресурс (ПР) [4] 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 [2]).

Если принять за критерий вывода в демонтаж оборудования значение ПР, то для поддержания производственных мощностей электроэнергетики в работоспособном состоянии в этом случае только до 2005 г. потребовалось бы ежегодно вводить по 6-8 млн. кВт генерирующих мощностей. В 2001-2005 и 2006-2010 гг. выработают ПР соответственно также 25912 км (24 %) и 17267 км (16 %) паропроводов свежего пара и горячих ниток промперегрева. Кроме того, в 2001-2005 гг.

предусматривается заменить 148 трансформаторов (9625 МВА), в 2006-2010 гг. - 168 трансформаторов (1542 МВА). Элементы котельного оборудования, турбогенераторов, требующие замены, обновляются в течение ремонтных кампаний. Объёмы капитальных вложений в объекты технического перевооружения ТЭС (обновление, продление сроков службы генерирующего оборудования) составили бы при этом: в 2001-2005 гг. $ 26,6 млрд., в 2006-2010 гг. - $ 12,8 млрд.

теплоэлектростанция обновление оборудование техника

Таблица 1 Состав энергетического оборудования ТЭС

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. кВтч) 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 [3]). 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 [9].

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 [10].

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 єС 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 [4]). Вместе с тем, как показала практика, достижение металлом конструктивных элементов оборудования значений паркового ресурса не является препятствием для его дальнейшей эксплуатации (табл. 2) [4]. 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 [8, 9].

Таблица 2. Значения ПР и экспертно-прогнозируемого ИР турбин ТЭС

В то же время эксплуатация энергооборудования после достижения значений ПР требует дополнительных затрат на обеспечение контроля за его состоянием. Достижение металлом конструктивных элементов оборудования значений ПР является сигналом к проведению в последующем работ по восстановлению ресурса наиболее напряжённых элементов и продлению сроков их службы, замены оборудования. С целью определения возможности и условий дальнейшей эксплуатации оборудования проводится детальная диагностика его сборочных единиц и деталей. Переход к эксплуатации оборудования после отработки ПР на индивидуальный ресурс (ИР) связан с дальнейшей его эксплуатацией в зоне повышенного риска, что характеризуется ухудшением технических характеристик и ростом затрат на ремонт [2, 3, 5]. Эксплуатация оборудования в зоне ИР будет способствовать накоплению проблем в электроэнергетике, поскольку позволяет при условно "малых" затратах использовать устаревшее оборудование, что сопровождается снижением эксплуатационных параметров и увеличением отрицательного воздействия на окружающую среду. Само по себе решение о продлении ПР через назначение ИР экономически не оправдано и является вынужденной мерой. Поэтому назначение ИР не может рассматриваться в качестве эффективного направления для решения проблемы продления сроков эксплуатации оборудования ТЭС. Прогнозируется, что с 2001 по 2010 гг. ИР выработает оборудование ТЭС суммарной мощностью ~22 млн. кВт (требуется ежегодная замена оборудования суммарной мощностью 2,2 млн. кВт [8, 9, 12, 13]). Энергостроительные предприятия, предприятия энергетического машиностроения страны при наличии заказов от электроэнергетиков в состоянии качественно выполнить такую задачу (восстановить работоспособность оборудования энергоблоков, заменить оборудование модернизированным заводской поставки) [9, 11].

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 єС или с переходом на суперсверхкритические параметры пара (р = 30 МПа, t_o/t_m = 600/600 єС). 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 єС и энергоблоками на базе суперсверхкритических параметров пара (р = 30 МПа, t_o/t_m = 600/600 єС). 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 (_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 [6], схемы развития отрасли [7], 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 бульших, 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 использоваться преимущественно 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 [8, 9, 12, 13].

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 1,5ч1,0 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 [8,9,12,13].

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.

Размещено на Allbest.ru