Основные состояния объектов теплоэнергетики

ВВЕДЕНИЕ
В настоящее время топливно-энергетический комплекс России переживает очень сложное состояние, связанное с мировым кризисом, низкими инвестициями в энергетику, старением энергетического оборудования и общим падением промышленного производства.
Тепловые электростанции (ТЭС), призванные решать проблемы тепла и электроснабжения, были построены в середине прошлого века и давно выработали свой ресурс.
Статистика: 76% всех ТЭС имеют возраст более 30 лет, 90% всех действующих турбин имеют возраст более 15 – 20 лет.
Высокая доля изношенного оборудования ведет к снижению показателей эффективности отечественной энергетики, которые уступают зарубежным мировым аналогам. Энергоемкость отечественного производства в 2-3 раза превышает удельную энергоемкость экономик развитых стран, при этом удельный расход топлива на выработку 1 квт*ч в нашей стране не оправданно велик, и требует снижения до приемлемых величин – с 360 до 280 грамм условного топлива. Перечисленные недостатки приводят к энергодефициту, который является естественным ограничителем экономического роста страны.
Основной целью данного реферата является рассмотреть вопрос, касающийся основного состояния объектов теплоэнергетики.
Для достижения цели мы решим следующие задачи: рассмотрим основные понятия, связанные с объектами теплоэнергетики, более подробно рассмотрим регулирование безопасности на данных объектах, рассмотрим методы реновации ТЭС и проблемы продления ресурса, а также выделим основные состояния объектов теплоэнергетики.
1 ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ, СВЯЗАННЫЕ С ОБЪЕКТАМИ ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКИ
1.1 Регулирование безопасности на объектах
Объекты теплоэнергетики, использующие паровые и жидкостные котлы, работающие с высокотемпературными органическими и неорганическими теплоносителями, относятся к объектам повышенной опасности, учитывая используемое на них оборудование. Правила безопасности четко прописаны в ФЗ 116 и обязательны к исполнению.
Направлены правила на обеспечение необходимого уровня безопасности, предупреждение несчастных случаев, травматизма на объектах, где работают агрегаты под давлением 0,07 МПа.
Уровень безопасности на объекте будет напрямую зависеть от ответственности руководителя, сотрудников, а также полного обеспечения мер по указанным пунктам.
Ремонтные работы ведутся по строго установленному плану на начало года и могут включать не предусмотренные вмешательства в работу оборудования, если возникает ситуация, когда эксплуатация агрегата становится небезопасной для обслуживающего персонала. В списке в первую очередь указаны объекты, требующие немедленного переоснащения и те, нормативный срок работы которых закончился. Далее по списку указываются агрегаты по степени износа.
Старое оборудование со временем требует переоснащения, внедрение автоматизированных, современных устройств в значительной степени влияет на уровень безопасности на объектах теплоэнергетики. После переоборудования обязательно проводится экспертиза промышленной безопасности, а также испытания на соответствие установленного оборудования техническим показателям давления, температуры и так далее.
В случае, когда оборудование прошло испытание ультразвуком или иным методом дефектоскопии нет необходимости повторно подвергать его проверке. Повторное проведение необходимо будет, если в первом случае были выявлены недостатки, затем устранены.
Сосуды с наличие изоляционного или защитного покрытия должны подвергаться проверке до нанесения этого слоя, если это наружный кожух, то до его установки.
По правилам безопасности при проведении испытаний барабанных котлов, пароперегревателей и экономайзеров давление должно быть на уровне того, что присутствует в барабане, если его нет, то оно должно быть равно давлению питательной воды на входе.
Для обеспечения требуемого уровня безопасности также важно производить контроль качества монтажа, который подтверждается удостоверением. Именно этот документ является главным доказательством его соответствия требованиям ТРТС032/2013.
На правах руководящего низшего звена ответственный может отстранить сотрудника от обслуживания за нарушение инструкций или если у него нет достаточного опыта и знаний.
Что касается обслуживания котлов, то допускаются к нему рабочие не младше 18 лет, аттестованные и получившие удостоверение. Речь не идет об индивидуальной подготовке сотрудников, обучение обязательно проводится в специальных заведениях, имеющих разрешение от Ростехнадзора.
Работающий персонал регулярно должен проверяться на наличие знаний и не реже одного раза в год. Внеплановая проверка проводится если человек переходит работать в другую организацию, необходимо обслуживание другого типа котла, при переводе котла на иной вид топлива, по решению контролирующего органа.
Строгий контроль и соблюдение всех пунктов позволяет говорить о высоком уровне промышленной безопасности на объекте. Строго запрещен допуск персонала к самостоятельному обслуживанию без соответствующего приказа, более того, проводить работы не предусмотренные инструкцией.
Чтобы котлы нормально функционировали по правилам промышленной безопасности нельзя оставлять их в рабочем состоянии без присмотра.
Особое внимание на объектах теплоэнергетики уделяется манометрам, которые должны устанавливаться в строгом соответствии с требованиями и быть исправными

. Также проверяют качество работы запорной арматуры, насосов, клапанов и систем автоматического сигнализирования.
1.2 Методы реновации ТЭС и проблема продления ресурса
«Моральное» и «физическое» старение энергетического оборудования, срок службы которого рассчитан не менее чем на 40 лет, — вполне естественный процесс. Грамотные эксплуатация и техническое обслуживание позволяют обеспечить его нормальное «физическое» состояние в течение этого срока. Тем не менее, несмотря на то, что теплоэнергетика является очень инерционной отраслью промышленности, энергетическое оборудование постоянно совершенствуется. Это приводит к «моральному» старению: устаревший объект имеет существенно больший расход топлива на выработку электроэнергии, худшие показатели надежности, меньшую маневренность, чем усовершенствованные энергоблоки. И тогда появляются две возможности.
Первая возможность — это продолжение эксплуатации при принятой системе ремонтов и технического обслуживания, постепенно сокращая время его работы, т.е. постепенно переводя его из работы в базовой части графика нагрузки сначала в полупиковую, а затем — и в пиковую. Чем значительнее «моральное» старение, тем меньшее время должно работать неэкономичное оборудование (при том же календарном сроке службы в 40 лет). По существу почти таким путем развивалась энергетика СССР в доперестроечные годы советской власти: ежегодно вводилось 8—10 млн кВт новых мощностей, которые частично заменяли списанное не по «физическому», а по «моральному» возрасту оборудование (хотя при этом всегда находились «физические» причины для списания), а частично служили естественному развитию теплоэнергетики. Естественно, что такая схема функционирования теплоэнергетики требует больших средств, мощной энергомашиностроительной и строительной промышленности.
Вторая возможность — это постоянная реновация энергетических объектов, направленная на повышение технико-экономических показателей. Это при том же календарном сроке службы продлевает «активную» жизнь стареющих электростанций, позволяет сократить затраты средств на ввод новых более экономичных мощностей.
Наиболее выгодной является реновация паровых турбин. Усовершенствование проточной части турбины, сокращение паразитных протечек в ней, уменьшение потерь трения в подшипниках и другие мероприятия (Зарубежные классические паротурбинные энергоблоки нового поколения) сразу же повышают мощность турбины без дополнительных затрат топлива. В большинстве случаев такая реновация позволяет сохранить не только всю инфраструктуру ТЭС (техническое водо- и топливоснабжение, котельную установку и систему регенерации) и системы контроля и автоматики, но и фундамент турбоагрегата. Все это обеспечивает малые затраты на реновацию.
Реновация другого оборудования ТЭС менее эффективна с точки зрения экономичности: как отмечалось выше, экономия теплоты приводит к вдвое меньшей экономии топлива (затрат на выработку электроэнергии). Конечно, при этом могут решаться не менее важные проблемы: уменьшение вредных выбросов в окружающую среду, повышение надежности и т.д.
Абсолютно бессмысленной, а если быть строгим — весьма малоэффективной является замена устаревшего оборудования на идентичное. Его технико-экономические показатели остаются на прежнем уровне, а «физическое» состояние не имеет, как мы увидим ниже, серьезных преимуществ перед списанным оборудованием (хотя, как правило, при заменах именно на него и ссылаются).
Структура генерирующих теплоэнергетических мощностей России в настоящее время уникальна. До конца 70-х годов она развивалась очень динамично и ни в чем не уступала, а во многом даже опережала теплоэнергетику западных стран. Однако, начиная с середины 70-х годов, односторонняя ориентация на преимущественное строительство АЭС и последующее его замораживание, практически полное прекращение вложения инвестиций в теплоэнергетику и энергомашиностроение в последующие годы привели к консервации энергетического оборудования на техническом уровне начала 80-х годов (см. табл. 9.6 выпуска головных образцов турбин). При нормальном развитии нашей теплоэнергетики в эти годы следовало развернуть широкий фронт работ по созданию жаропрочных материалов и технологий для энергоблоков нового поколения, и тогда сейчас мы имели бы структуру генерирующих теплоэнергетических мощностей совершенно другого уровня.
Сегодня в России практически все конденсационные теплоэнергетические мощности морально устарели. Исключение составляют 14 энергоблоков 800 МВт и энергоблок 1200 МВт, у которых экономичность находится на уровне 40 %. Несколько лучшая ситуация с теплофикационным оборудованием: энергоблоки 250 и 180 МВт, ТЭС с турбинами ТМЗ (Т-175/185-12,8 и ПТ-135/145-12,8) можно считать вполне современными, хотя и они требуют реновации с целью увеличения выработки электроэнергии на тепловом потреблении.
Таким образом, подавляющая часть парка генерирующих мощностей (примерно 100—110 млн кВт) требует либо замены, либо реновации. Это задача гигантского масштаба и в условиях, когда нет инвестиций для реализации очевидного проекта энергоблока 525 МВт на ССКП на Мордовской ГРЭС (см