Энергетика требует перемен

Изношенность оборудования предприятий энергетики России уже стала притчей в языцех.

О современном техническом состоянии оборудования электростанций, о путях решения проблемы изношенности оборудования и других аспектах этой области мы попросили рассказать заместителя генерального директора по научной работе ОАО «НПО ЦКТИ», доктора технических наук, профессора Леонида Хоменка.

– Леонид Арсеньевич, как вы оцениваете современное техническое состояние оборудования электростанций по России?

– На электростанциях России работает в основном оборудование, изготовленное и введенное в эксплуатацию в середине прошлого столетия. Конструктивные решения, параметры и характеристики оборудования отражают уровень, достигнутый к указанному периоду. С конца 80 х годов XX века в связи с переходом экономики России на рыночные отношения замедлились темпы развития электроэнергетики, сократились объемы вводов генерирующих мощностей, обновление мощностей существенно сократилось, что обусловило старение генерирующего оборудования, работающего в настоящее время.

Средний возраст оборудования ТЭС составляет в настоящее время тридцать лет, при этом возрастная структура оборудования следующая (в процентах от установленной мощности): до тридцати лет – 41 процент; от тридцати одного года до пятидесяти лет – 52 процента; более пятидесяти лет – 7 процентов.

Средний возраст оборудования ГЭС составляет тридцать пять лет, возрастная структура: до тридцати лет – 22,3 процента; от тридцати одного до пятидесяти лет – 56,8; более пятидесяти лет – 20,9.

Около 60 процентов паровых турбин ТЭС выработали парковый ресурс; 50 процентов гидротурбин выработали нормативный срок службы.

Высокая степень изношенности оборудования электростанций приводит к снижению надежности и эффективности его работы. КПД ТЭС в России составляет 36,6 процента, в то время как в мире 39 41,5 процента; давление пара ТЭС в России – 25 МПа, в мире – 30 35 МПа; температура пара ТЭС в России – 545 550° С, в мире – 600 650 °С.

Улавливание вредных веществ на отечественных ТЭС не превышает 96 процентов, в ЕС – свыше 99 процентов. При этом установки по улавливанию оксидов серы и азота на ТЭС России отсутствуют.

Положение усложнится в предстоящие годы. По оценкам, практически все блоки к 2020 году исчерпают парковый ресурс, а возраст всех блоков мощностью 150 160 МВт и, по крайней мере, трети блоков 200 210 МВт превысит пятьдесят лет, что значительно превосходит парковый ресурс.

Приведенные данные свидетельствуют о том, что современное техническое состояние оборудования электростанций России может привести к лавинообразному обрушению отечественной электроэнергетики.

– Какие меры сейчас предпринимает менеджмент предприятий для решения проблемы изношенности оборудования? Ваши прогнозы дальнейшего развития ситуации.

– Необходимо отметить, что, несмотря на ограниченность финансовых ресурсов, выделяемых на разработку технических решений по совершенствованию оборудования электростанций, работы в этом направлении ведутся непрерывно. К настоящему времени оборудование всего номенклатурного ряда, разработанного и выпускаемого изначально энергомашиностроительными предприятиями, модернизируется с применением современных конструкторских решений, что обеспечивает улучшение технико-экономических показателей и показателей надежности. На предприятиях действуют инвестиционные программы, предусматривающие мероприятия по совершенствованию производства и совершенствованию продукции.

Вместе с тем необходимо констатировать существенное технологическое отставание отечественного оборудования от зарубежных аналогов в части создания и производства целого ряда важнейших новых видов, в том числе оборудования для энергоблоков суперкритического давления, котельных агрегатов с топками ЦКС, ПГУ с ВЦГ и др.

Во многом низкие темпы замены изношенного оборудования обуславливаются рассредоточением финансовых ресурсов. У разобщенных предприятий недостаточно финансовых средств на создание новой техники. В связи с этим необходимо образование единой управленческой структуры (по типу созданной Федеральной компании по управлению электросетевым комплексом Российской Федерации) для реализации инвестиционных программ по разработке, созданию и внедрению новых технологий и оборудования как для развития, так и для технического перевооружения производственной базы электроэнергетики.

Представляется целесообразным придать разрабатываемым плановым прогнозным материалам (Генеральная схема, Программа модернизации, приказы Минэнерго России) по развитию электроэнергетики России на ближайшие годы и на долгосрочную перспективу статус государственных плановых документов, на которые должны ориентироваться в своей производственной деятельности энергомашиностроительные предприятия.

– Какое влияние на решение проблемы изношенности оборудования оказывают государственные структуры?

– Надежное и эффективное энергоснабжение экономики является одной из конституционных обязанностей государства по обеспечению государственной безопасности и единства экономического пространства страны. Указанное положение Конституции РФ конкретизировано в федеральном законе «Об электроэнергетике» в виде принципов государственной политики в сфере электроэнергетики, принципов и методов государственного регулирования и контроля в электроэнергетике, а также принципов государственной инвестиционной политики в отрасли. В связи с этим государство призвано обеспечить:

∙ энергетическую безопасность страны и экологическую безопасность электроэнергетики;
∙ бесперебойное и надежное функционирование электроэнергетики в целях удовлетворения спроса на электроэнергию потребителей;
∙ защиту потребителей от необоснованного повышения цен на электроэнергию;
∙ формирование благоприятных условий для капиталовложений или государственных инвестиций в строительство объектов электроэнергетики в целях предотвращения возникновения дефицита электрической энергии.

Выполняя свои задачи, государство в последние годы издало ряд документов нормативно-методического и информационного характера, которые являются основой для разработки программ развития электроэнергетики. К таким документам относятся: указ президента Российской Федерации от 4 июня 2008 года № 889 «О некоторых мерах по повышению энергетической и экологической эффективности российской экономики»; энергетическая стратегия России до 2030 года; генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года с учетом перспективы до 2030 года; сценарные условия развития электроэнергетики на период до 2030 года; приказ Минэнерго России от 13 августа 2012 года № 387 «Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2012 2018 годы».

22 ноября 2012 года президентом России был подписан указ, направленный на развитие электросетевого комплекса страны, в соответствии с которым создается Федеральная компания по управлению электросетевым комплексом Российской Федерации. По мнению министра энергетики России Александра Новака, создание этой компании в первую очередь направлено на улучшение качества тех услуг, которые электросетевой комплекс оказывает потребителю. Эти меры направлены на повышение эффективности и снижение издержек, на сдерживание тарифов для конечных потребителей. Эти меры позволят также улучшить ситуацию, связанную с подключением к сетям конкретных промышленных предприятий, объектов малого и среднего бизнеса, населения.

В целях исполнения указов и решений президента и правительства разработана Программа модернизации электроэнергетики на период до 2020 года. Программа предполагает кардинальное обновление электроэнергетики России на базе отечественного и мирового опыта, преодоление нарастающего технологического отставания, морального и физического старения основных фондов, повышение надежности и эффективности электроснабжения и энергетической безопасности страны. В Программе должны быть решены задачи по замене технологий и оборудования при производстве, транспорте и распределении электроэнергии на наиболее передовые, соответствующие мировому уровню; по разработке новых технологий, в том числе прорывных; по созданию и реализации демонстрационных проектов по созданным новым технологиям.

Выполнение масштабных планов технологического обновления электроэнергетического комплекса России, стратегический характер задач технического перевооружения и модернизации производственной базы электроэнергетики страны предопределяют значимость их как важной составляющей государственной политики в области энергетики. Поэтому государственные структуры должны обеспечить не только централизованную разработку программ развития и модернизации энергетики в качестве государственной программы, но и активный контроль над ее реализацией в современной системе хозяйственных и имущественных отношений в электроэнергетике.

Государство должно играть ведущую роль в управлении инвестиционным процессом, в решении задачи модернизации электроэнергетики страны в соответствии с требованиями энергетической безопасности страны в целом и ее регионов. Это потребует значительных централизованных инвестиционных ресурсов, особенно в части инвестиционных проектов, где ограничены условия коммерческой привлекательности, требования рентабельности и финансовой устойчивости. Примером таких проектов могут явиться проекты, направленные на решение проблемы замены изношенного оборудования на базе современных технологий и оборудования.

– Существует ли законодательная и техническая база проверки состояния оборудования, проведения регламентных и ремонтных работ?

– Проверка состояния оборудования, регламентные и ремонтные работы на энергообъектах проводятся, как правило, согласно основополагающему документу «Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей». В этом документе определено, что за техническое состояние оборудования, выполнение запланированных объектов ремонтных работ, их качество и сроки, обеспеченность запасными частями и материалами отвечает собственник энергообъекта. Объемы технического обслуживания и планового ремонта оборудования оговариваются в правилах организации, выполняющей эти работы, и в технико-экономических нормативах планово-предупредительного ремонта энергоблоков.

А вот продолжительность и периодичность всех видов ремонта устанавливаются правилами организации технического обслуживания и ремонта оборудования и нормативами на ремонт данного вида оборудования (котлы, турбины, парогенераторы, генераторы и т. д.). Здесь уместно отметить, что, к сожалению, в настоящее время и объемы ремонта, и их периодичность и качество не всегда выполняются в силу недостаточности финансирования этих работ со стороны собственников энергообъектов.

– Какие существуют способы и методы продления сроков между регламентными и ремонтными работами, увеличения сроков эксплуатации оборудования?

– Увеличение межремонтного периода эксплуатации энергетического оборудования, повышение его долговечности представляют собой сложный комплекс взаимосвязанных вопросов, решение которых требует как выполнения поисковых научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ, так и разработки технических мероприятий, обеспечивающих увеличение ресурса работы прежде всего действующего оборудования, с использованием этих мероприятий и при проектировании нового.

Для действующего оборудования необходимо оценить степень его износа с экономической оценкой целесообразности его замены. Оценка степени износа оборудования производится на основании результатов исследования металла, эксплуатационного контроля его состояния (вибрационного, теплового и т. д.) и результатов уточненных расчетов. На основании результатов вышеприведенных работ дается заключение о замене оборудования или его дальнейшей эксплуатации с внедрением мероприятий по продлению ресурса (заварка дефектов, правка и проточка роторов, введение их охлаждения, замена отдельных узлов и т. д.).

При этом особенностью оборудования котлов и трубопроводов является то, что это оборудование представляет собой массу однотипных деталей, таких, как прямые трубы, гибы, коллекторы, работающих в широком диапазоне нагружающих факторов (температуры, давления, внешних нагрузок). При этом требования, предъявляемые к надежности и безопасности работы оборудования, очень велики ввиду тяжелых последствий, возникающих при разрушении элементов, нагруженных внутренним давлением. Следует также сказать, что для стареющего оборудования возникновение отказов неизбежно, речь может идти только об их количестве, характере разрушения и возможности их предупреждения. Количество отказов связано с уровнем и характером разброса свойств материалов, особенностями эксплуатации и возможными дефектами металла. В настоящее время оценить вероятное количество отказов в силу ограниченности статистических данных не представляется возможным, а работы по их сбору и анализу практически прекращены. Характер разрушений, возможности своевременного обнаружения, оценка оставшегося ресурса связаны с характеристиками материалов и системой контроля металла, определяемой нормативными документами.

Что касается проблемы продления ресурса турбинного оборудования, то здесь необходимо отметить, что современная паровая турбина представляет собой сложный агрегат, разные элементы которого имеют существенно различный ресурс. Наиболее значительное ограничение ресурса, обусловленное длительным действием высокой температуры, имеет место в частях высокого и среднего давления, где ресурс лимитируют такие высоконагруженные элементы, как цельнокованые роторы, рабочие лопатки и их хвостовики, диафрагмы, стенки корпусов и клапанных коробок, шпильки фланцевых соединений и др. Фактическое исчерпание ресурса имеет различный характер. Например, исчерпание ресурса диафрагм обусловлено накоплением значительных остаточных прогибов, величина которых нормирована, ресурс роторов определяется преимущественно исчерпанием длительной прочности материала, ресурс шпилек связан прежде всего с их релаксационной стойкостью и т. д.

В настоящее время большое значение приобрела проблема ресурса цельнокованых роторов частей высокого и среднего давления. Эти роторы, длительное время находящиеся в эксплуатации под воздействием статических нагрузок и многократных циклических нагружений при пусках, остановах и разгружениях, накапливают повреждаемость в виде деформации ползучести. Снижение скорости ползучести и, следовательно, повреждаемости можно осуществить за счет снижения температуры пара, омывающего высокотемпературные участки роторов. Как показывают расчеты и длительный опыт промышленной эксплуатации, снижение температуры пара, омывающего роторы высокого и среднего давления паровых турбин, на 60 80 °С приводит к увеличению ресурса до 350 400 тысяч часов, то есть почти в два раза.

Продлению ресурса способствует также оснащение турбоагрегатов комплексными автоматизированными системами диагностики, которые, как отмечалось выше, широко внедряются на электростанциях в РФ и за рубежом. Перечень мероприятий можно было бы продолжить.

– Появились ли в последние пять лет инновационные способы диагностики и ремонта оборудования?

– За последние годы в российской энергетике появились новые отечественные диагностические системы, которые имеют важное значение при эксплуатации стареющего оборудования.

Разработкой таких систем занимались и занимаются многие научные организации, а также энергомашиностроительные предприятия. Но наиболее совершенными являются автоматические диагностические системы, созданные в ОАО «НПО ЦКТИ». В качестве базовой концепции при их создании использован подход, основанный на принципе «безопасной эксплуатации по техническому состоянию», согласно которому оценка технического состояния объекта осуществляется по параметрам технического состояния, обеспечивающим его надежную и безопасную эксплуатацию, а остаточный ресурс – по определяющим параметрам технического состояния. В настоящее время диагностический комплекс ОАО «НПО ЦКТИ» включает следующие диагностические системы: диагностика вибрационного состояния турбоагрегата «ВИДАС»; система диагностики рабочих лопаток «БАПАС»; диагностическая система контроля и управления термонапряженным состоянием основных узлов турбоагрегата «МЕНТОР»; диагностика состояния поверхности нагрева котла; диагностическая система контроля осевых и радиальных зазоров в проточных частях цилиндров паровых турбин.

Эти системы прошли успешную промышленную апробацию на турбоагрегатах различной мощности, а системами «ВИДАС», «БАПАС», «МЕНТОР» и контроля состояния поверхностей нагрева котлов оснащены многие турбоагрегаты и котлы мощностью 200 1000 МВт ТЭС и АЭС, как в нашей стране, так и зарубежных электростанций (Греция, Иран, Казахстан, Украина, Белоруссия и др.). Для гидротурбин у нас также созданы системы вибромониторинга и диагностики основных узлов гидрогенераторов, которые используются на ряде крупных ГЭС (Саяно-Шушенская, Братская, Бурейская, Круонисская, Усть-Каменогорская и др.)

– Каковы пути дальнейшего развития способов и методов диагностики и ремонта оборудования?

– Если говорить о дальнейшем развитии способов и методов диагностики и ремонта оборудования, то здесь следует отметить необходимость создания комплексных автоматизированных систем диагностики энергоблоков ТЭС, АЭС, ГЭС, которыми должны оснащаться как новые, так и действующие энергоблоки. Для последних определение остаточного ресурса или установление (назначение) нового ресурса должны осуществляться согласно установленным с помощью диагностических систем закономерностям изменения определяющих параметров. Представительный комплексный диагностический контроль открывает возможность перехода на ремонт «по состоянию оборудования», что позволит существенно сократить затраты по сравнению с выполнением ремонтов «по регламенту» и тем самым сократить издержки производства.

ОАО «НПО ЦКТИ» разработаны и широко используются при ремонте энергооборудования уникальные сварочные технологии, с помощью которых осуществляется восстановление эродированных входных кромок рабочих лопаток последних ступеней ЦНД турбин ТЭС и АЭС. По этой технологии отремонтировано более девяноста ступеней (около десяти тысяч лопаток). Турбины с такими лопатками имеют наработки по два-три межремонтных периода и продолжают успешно эксплуатироваться. С использованием наших сварочных технологий осуществляется ремонт корпусов цилиндров паровых турбин, диафрагм, иногда и роторов ВД и СД.

Все разработки, о которых шла речь, выполнены в ОАО «НПО ЦКТИ» за счет собственных ресурсов в рамках инновационных программ объединения. Конечно же, результаты могли быть и более значимыми для отрасли, если бы эти работы велись в рамках государственных программ, но, к сожалению, таких программ ни в Минэнерго, ни в Минпромторге нет.