Управление ресурсом оборудования электростанций как инструмент прогнозирования развития электроэнергетики

А.П. Ливинский

Электроэнергетика, являясь базовой отраслью российской экономики, обеспечивает внутренние потребности народного хозяйства и населения в электроэнергии, а также экспорт электроэнергии в страны СНГ и дальнего зарубежья.

С целью максимально эффективного использования природных топливно-энергетических ресурсов и потенциала энергетического сектора для долгосрочного, стабильного обеспечения экономики и населения страны всеми видами энергии Правительство Российской Федерации утвердило Энергетическую стратегию России на период до 2020 года, которая предусматривает:

• - надежное энергоснабжение экономики и населения страны электроэнергией;
• - сохранение целостности и развитие Единой энергетической системы страны, ее интеграцию с другими энергообъединениями на Евразийском континенте;
• - повышение эффективности функционирования и обеспечение устойчивого развития электроэнергетики на базе новых, современных технологий;
• - снижение вредного воздействия на окружающую среду.

В нынешней редакции Энергетической стратегии приняты более умеренные уровни электропотребления, увеличены темпы развития нетрадиционных и возобновляемых источников энергии и в первую очередь гидроэнергетики, приняты более реальные вводы генерирующих мощностей и соответствующие им инвестиции.

В благоприятном варианте развитие электроэнергетики России ориентировано на сценарий, предполагающий форсированное проведение социально-экономических реформ с темпами роста производства валового внутреннего продукта до 5-6 % в год и соответствующим устойчивым ростом электропотребления 2,0-2,5 % в год (рис. 1). В результате потребление электроэнергии достигнет к 2020 г. в оптимистическом варианте 1290, в умеренном - 1145 млрд. кВтч.

С учетом прогнозируемых объемов спроса на электроэнергию при оптимистическом варианте суммарное производство (рис. 2) возрастет по сравнению с отчетным 2002 г. в 1,2 раза к 2010 г. (до 1070 млрд. кВтч) и более чем в 1,5 раза к 2020 г. (до 1365 млрд. кВтч); при умеренном варианте развития экономики соответственно в 1,14 (до 1015 млрд. кВтч) и в 1,36 раза (до 1215 млрд. кВтч).

Рис. 1.

Рис. 2. Производство электроэнергии на электростанциях России (при умеренном и оптимистическом вариантах)

Рис. 3.

Производственный потенциал электроэнергетики России (рис. 3) в настоящее время состоит из электростанций общей установленной мощностью около 215 млн. кВт, в том числе АЭС - 22 и ГЭС - 44 млн. кВт, остальное - теплоэнергетика и линии электропередачи всех классов напряжения общей протяженностью 2,5 млн. км. Более 90 % этого потенциала объединено в Единую энергетическую систему (ЕЭС) России, которая охватывает всю обжитую территорию страны от западных границ до Дальнего Востока.

По принятой Энергетической стратегии в структуре генерирующих мощностей существенных изменений не произойдет: основой электроэнергетики останутся тепловые электростанции; их доля сохранится на уровне 66-67 %, АЭС - 14 %, доля ГЭС практически не изменится (20 %).

В настоящее время основная доля (около 70 %) в структуре генерирующих мощностей приходится на тепловые электростанции, работающие на органическом топливе (рис. 4). Мощность ТЭС на 1.01.2003 г. составила около 147 млн. кВт. Почти 80 % генерирующих мощностей тепловых электростанций в европейской части России (включая Урал) работают на газе и мазуте. В восточной части России более 80 % работают на угле. В России действуют 36 тепловых электростанций мощностью 1000 МВт и более, в том числе 13 мощностью 2000 МВт и более. Мощность крупнейшей тепловой электростанции России - Сургутской ГРЭС-2 - 4800 МВт.

На тепловых электростанциях широко используются крупные энергоблоки 150-1200 МВт. Общее количество таких энергоблоков - 233 суммарной мощностью около 65000 МВт.

Рис. 4.

Значительную долю тепловых электростанций (порядка 50 % мощности) составляют ТЭЦ, которые распределены по всей территории страны.

Основная часть (более 80 %) оборудования ТЭС (котлы, турбины, генераторы) была введена в эксплуатацию в период с 1960 по 1985 год и к настоящему времени отработала от 20 до 45 лет (рис. 5). Поэтому старение энергооборудования становится ключевой проблемой современной электроэнергетики, которая в дальнейшем будет только усугубляться.

Начиная с 2005 года, произойдет нарастание объемов выработавшего парковый ресурс турбинного оборудования (рис. 6). Так, к 2010 г. 102 млн. кВт (43 %) действующего в настоящее время оборудования ТЭС и ГЭС выработает свой парковый ресурс, а к 2020 г. - 144 млн. кВт, что составит более 50 % установленной мощности.

Вывод из эксплуатации вырабатывающего парковый ресурс турбинного оборудования в условиях прогнозируемого спроса на электроэнергию и мощность приведет к образованию дефицита мощности в размере 70 ГВт на уровне 2005 года (30 % от потребности), который к 2010 году составит уже 124 ГВт (50 % от потребности) и к 2020 году - 211 ГВт (75 % от потребности в мощности) (рис. 7).

Рис. 5.

Рис. 6. Прогноз объемов турбинного оборудования, отрабатывающих парковый ресурс

Рис. 7. Динамика сбалансированности России по мощности

Рис. 8.

электроэнергетика турбинный оборудование

Обеспечение прироста потребности в генерирующей мощности возможно за счет следующих основных мероприятий:

продления срока эксплуатации действующих ГЭС, АЭС и значительного количества ТЭС с заменой только основных узлов и деталей;

достройки объектов, находящихся в высокой степени готовности;

сооружения новых объектов в дефицитных регионах;

модернизации и технического перевооружения ТЭС с использованием новых, перспективных технических решений.

Для обеспечения прогнозируемых уровней электро- и теплопотребления в оптимистическом и благоприятном вариантах вводы генерирующих мощностей на электростанциях России (с учетом необходимости замены и модернизации выработавшего свой ресурс оборудования) за период 2003-2020 гг. оцениваются примерно 177 млн. кВт (рис. 9), в том числе на ГЭС и ГАЭС - 11,2, на АЭС - 23, на ТЭС - 143 (из них ПГУ и ГТУ - 37 млн. кВт), из них вводы новых генерирующих мощностей - около 131,6 ГВт, объем замещения выработавшего ресурс оборудования за счет его технического перевооружения - 45,4 ГВт.

Рис. 9.

Рис. 10.

В умеренном варианте вводы оцениваются примерно 121 млн. кВт, в том числе на ГЭС и ГАЭС - 7, на АЭС - 17, на ТЭС - 97 (из них ПГУ и ГТУ - 31,5 млн. кВт).

Вместе с тем суммарные усредненные вводы по России в целом за пятилетку в период с 1991 по 2002 год составили всего лишь 7 ГВт.

Важным фактором развития электроэнергетики является возможность инвестиций для нового энергетического строительства и проведения технического перевооружения действующих электростанций и электрических сетей, включая полную замену оборудования, выработавшего парковый ресурс. Потребность электроэнергетики в инвестициях за период до 2020 года с учетом АЭС в зависимости от варианта развития оценивается в 140-205 млрд. долл. США, в том числе на генерацию 100-160 млрд. долл. (рис. 10). Обеспечение роста капитальных вложений в электроэнергетику с доведением их к 2005 году до 4,0 млрд. долл. в год и к 2010 году до 6,0 млрд. долл. в год (без учета АЭС) возможно за счет введения инвестиционной составляющей в тарифе на электрическую и тепловую энергию, создания благоприятных условий для привлечения иностранных и отечественных частных инвестиций за счет государственных гарантий, налоговых льгот, выделения прямых государственных инвестиций и т.д.

Вместе с тем в 2002 г. объем инвестиций в электроэнергетику с учетом АЭС составил 2,6 млрд. долл. В 2003 г. ожидаемый объем инвестиций составит 3,6 млрд. долл.

В целом суммарные инвестиции по Холдингу за пятилетний период с 1999 по 2003 год составили 9 млрд. долл. США или чуть более 4 % от потребности в инвестициях на период до 2020 года.

Для обеспечения надежности электроснабжения потребителей в балансах мощности и электроэнергии на период до 2020 года должна сохраняться значительная доля оборудования, отработавшего свой парковый ресурс (рис. 11): в период до 2010 года объем такого оборудования будет нарастать до 93 ГВт с последующим сокращением к 2020 году до 40 ГВт.

Рис. 11.

Обеспечение прогнозируемого спроса на электроэнергию и мощность требует сохранения работоспособности оборудования после достижения им паркового ресурса.

Это ставит задачу управления ресурсом оборудования электростанций на качественно новый уровень. Решение этой проблемы требует создания банка данных, позволяющего прогнозировать состояние оборудования, разработки системы мероприятий по сохранению работоспособности оборудования и контроля их выполнения, увязки предложений по продлению ресурса оборудования с перспективными балансами мощности и электроэнергии.

На рис. 12 показана сложившаяся к настоящему времени схема организации продления срока службы оборудования.

Рис. 12.

Под парковым ресурсом понимается наработка однотипных по конструкции, материалам и условиям эксплуатации элементов теплоэнергетического оборудования, при которой обеспечивается их безаварийная работа при соблюдении стандартных требований к контролю металла, эксплуатации и ремонту энергоустановок.

К настоящему времени произошел лавинообразный рост мощностей, отработавших парковый ресурс. Требуемые объемы замен оборудования и их узлов не обеспечивались соответствующим финансированием. Возникла необходимость уточнения значений паркового ресурса применительно к конкретному оборудованию путем проведения целого ряда исследований и мероприятий.

В связи с этим было предложено перейти на индивидуальный ресурс, т.е. назначенный ресурс конкретного объекта, определенный с учетом фактических свойств металла, геометрических размеров и условий его эксплуатации.

По истечении проектного срока службы оборудования с учетом ограничений, установленных нормативно-правовыми документами, проводится анализ его состояния, по результатам которого принимается решение о замене или продлении срока службы оборудования до выработки назначенного индивидуального ресурса, который определяется комплексом мер в рамках системы продления ресурса.

Действующая в электроэнергетике система продления срока службы оборудования основывается:

1. На Федеральных законах:

“О промышленной безопасности опасных производственных объектов”;

“О техническом регулировании”;

“О лицензировании отдельных видов деятельности”.

2. На Постановлениях Правительства Российской Федерации:

“О порядке и условиях применения технических устройств на опасном производственном объекте“;

“О порядке организации и осуществления производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте“;

“О мерах по обеспечению промышленной безопасности опасных производственных объектов на территории Российской Федерации“;

3. На нормативных документах Госгортехнадзора России:

“Общие правила промышленной безопасности для организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов“;

“Правила проведения экспертизы промышленной безопасности“;

“Положения о порядке продления срока безопасной эксплуатации техничес-

ких устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах“;

“Типовая инструкция по контролю металла и продлению срока службы ответственных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций“.

Подготовка решения о продлении срока службы с учётом всех вариантов требует серьёзного технико-экономического анализа на основании технического состояния электростанции и перспектив её развития (технического перевооружения).

В соответствии с требованиями Типовых инструкций... и Положений..., АО-энер-го и АО-электростанции самостоятельно или с привлечением организаций осуществляют контроль технического состояния оборудования и проводят исследования прочностных характеристик металла.

Подобные исследования, как правило, проводятся экспертными организациями (рис. 13). Их заключения вместе с решением АО-энерго и АО-электростанции

о продлении срока эксплуатации оборудования направляются, в соответствии

с Типовыми инструкциями..., в ОАО «РАО “ЕЭС России”». Департамент научно-технической политики и развития ОАО «РАО “ЕЭС России”» осуществляет с привлечением отраслевых научно-исследовательских организаций анализ представленных материалов, выносит заключение о возможности и сроках дальнейшей эксплуатации оборудования. На основании решения АО-энерго и АО-электростанции, заключения специализированной организации Департамент научно-технической политики и развития ОАО «РАО "ЕЭС России"» утверждает (или не утверждает, или утверждает с ограничениями) решение АО-энерго и АО-электростанции о возможности и сроках дальнейшей эксплуатации оборудования.

Рис. 13.

Утверждение ОАО «РАО “ЕЭС России”» решения АО-энерго и АО-электростанции является основанием для Госгортехнадзора России о регистрации заключения экспертизы промышленной безопасности и предоставления электростанции права на дальнейшую эксплуатацию оборудования.

Основные направления совершенствования организации работ по продлению срока службы оборудования (рис. 14) будут связаны:

• - с совершенствованием директивной (определяемой документами Госгортехнадзора России) части этих работ;
• - с приданием экономической заинтересованности в результатах этих работ, в том числе и работ по определению коммерческого ресурса и надёжности электростанции для различных организаций (СО-ЦДУ, АТС, заводы-изготовители оборудования и др.).

Для этого планируется совершенствовать организацию продления в следующем.

1. Контроль состояния металла и оборудования ТЭС поручается аккредитованным в Госгортехнадзоре России испытательным лабораториям и лабораториям неразрушающего контроля. Аккредитация должна проводится с учётом рекомендаций Департамента научно-технической политики и развития ОАО «РАО “ЕЭС России”», в дальнейшем через НП “ИНВЭЛ” (Некоммерческое партнерство «Инновации в электроэнергетике»).

Рис. 14.

• 2. Экспертная организация, рассматривающая материалы по продлению срока службы оборудования и делающая заключение относительно сроков эксплуатации, должна быть независимой и назначаться Департаментом научно-технической политики и развития ОАО «РАО "ЕЭС России"» и в дальнейшем НП “ИНВЭЛ”
• 3. Департамент научно-технической политики и развития ОАО «РАО "ЕЭС России"» (в дальнейшем НП “ИНВЭЛ”) должен организовать работу по оценке коммерческого срока и надёжности работы электростанций и определить постоянные организации, заинтересованные в такой информации.

Из представленных материалов видно, что в обозримом будущем в условиях недостатка инвестиций на новое строительство будет расти дефицит генерирующих мощностей. Основным источником его покрытия будет продление срока службы действующего оборудования. Для этого необходимо разработать организационный механизм управления ресурсом, который должен соответствовать новым реалиям, складывающимся в электроэнергетике в связи с ее реформированием. Важными организационными аспектами являются следующие:

совершенствование нормативно-технической документации, обеспечивающей надежную и безопасную эксплуатацию оборудования;

осуществление мониторинга повреждаемости оборудования, подготовка типовых технических и организационных решений по продлению срока службы оборудования (циркуляры, информационные письма);

создание базы данных по его эксплуатации;

снижение затрат на контроль и ремонт оборудования.

Все эти мероприятия позволят усовершенствовать механизм управления ресурсом и сделать его важным инструментом прогнозирования дальнейшего развития электроэнергетики.

Первые шаги в этом направлении уже сделаны. Так, по заданию ДНТПиР ОАО «РАО “ЕЭС России”» Институтом «Теплоэлектропроект» готовятся «Предложения по продлению ресурса оборудования тепловых электростанций сверх паркового», которые включают:

• - прогноз технического состояния тепловых электростанций, отрабатывающих парковый ресурс в период до 2008 года;
• - разработку постанционных предложений о технических мероприятиях, позволяющих продлить ресурс оборудования сверх паркового;
• - оценку финансовых затрат на реализацию мероприятий по продлению ресурса оборудования;
• - организацию управления ресурсом оборудования электростанций в условиях реформирования электроэнергетики.

В рамках данной работы было проведено исследование состояния оборудования всех семи регионов России с установленной мощностью 131,422 млн. кВт. Его результаты используются при разработке пятилетнего корпоративного баланса мощностей энергии на период 2004-2008 гг.

Как показал анализ, к 2008 г. индивидуальный ресурс будет исчерпан на оборудовании установленной мощностью 10,929 млн. кВт, что составляет 9,1 % от установленной мощности ТЭС Холдинга РАО «ЕЭС России». Это потребует значительных инвестиций в работы по продлению ресурса оборудования.

Особенно большой объем работ по продлению ресурса оборудования и затрат приходится на ОЭС Урала, одного из самых энергонапряженных регионов России. За период 2004-2008 гг. стоимость мероприятий по продлению ресурса по этому региону составит 6567,7 млн. руб., объем продлеваемой мощности 5034 МВт, причем пик требуемых инвестиций придется на 2007-2008 гг.

В целом на ТЭС России за период 2004-2008 гг. потребуется провести комплекс мероприятий, обеспечивающих продление ресурса оборудования, на общую сумму, с учетом НДС, 19,58 млрд. руб. (в текущих ценах). При этом удельная стоимость продлеваемой мощности составит 1792,1 руб./кВт (58,8 долл/кВт).

При прогнозировании балансов мощности на более длительный период (10-15-20 лет) следует провести дополнительные исследования, чтобы определить характер изменения затрат на продление ресурса оборудования тепловых электростанций.

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 (табл. 1).

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

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.

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. кВт×ч) 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 ). 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 .

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 .

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 ºС 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 ). Вместе с тем, как показала практика, достижение метал­лом конструктивных элементов оборудования значений паркового ресурса не является препят­ствием для его дальнейшей эксплуатации (табл. 2) . 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 .

Таблица 2 Значения ПР и экспертно-прогнозируемого ИР турбин ТЭС Завод-изготовитель Давление свежего пара, МПа Мощность, МВт Парковый ресурс, тыс. ч Количество пусков Экспертно-прогнози­руемый ИР после исчер­пания ПР, тыс. ч (лет) ОАО "ТМЗ" 8,8 и менее 12,8–23,6 50 и менее 50–250 130 (18) 80 (11) 8,8 и менее 12,8–23,6 24 100 и менее 50–300 500–1200 270 220 100 900 600 300 130 (18) 80 (11) 50 (7) ОАО "Турбо‑ атом" 8,8 и менее 12,8 23,6 23,6 50 и менее 160 300 500 270 200 170 100 900 600 450 300 130 (18) 70 (10) 60 (8) 50 (7)

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 . 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 ). 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) .

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 ºС или с переходом на суперсверхкритические параметры пара (р = 30 МПа, t o /t m = 600/600 ºС). 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 ºС и энер­гоблоками на базе суперсверхкритических па­раметров пара (р = 30 МПа, t o /t m = 600/600 ºС). 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 (a 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 , схемы развития отрасли , 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 бóльших, 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 использоватьсяпреиму­щественно 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 .

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 1,5÷1,0 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 .

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.

стр. 1

стр. 2

стр. 3

стр. 4

стр. 5

стр. 6

стр. 7

стр. 8

стр. 9

стр. 10

стр. 11

стр. 12

стр. 13

стр. 14

стр. 15

стр. 16

стр. 17

стр. 18

стр. 19

1 д к 1» л. »ъ иля е-я г ж с. v

11 о ЭКОЛОI И Ч F.CКОМУ.

ТЕХ1ЮЛОГ1ИИГС1СОМУ и АТОМНОМУ НАДЗОРУ (Р(КТГ.Х1Г^Шзр)

У.ИНИ(^|Р<^0ДО11^И^П^ИПГЛ0Н ФГЛГР"ЦИИ

ЗАРЕГИСТРИРОВАНО

"" гистрщи^"й *

^ л. /у 4 /;, f J?/ /S,

ЬолерилыпЛх норм тттп

Об > |верж,геннн федерал ьных-норм и привил

в области использовании атомной энергии «Требовании к управлению ресурсом оборудовании и трубопроводов атомных станций. Основные положении»

В соответствии со статьей 6 Федерального закона от 21 ноября 1995 г. -V 170-ФЗ «Об использовании атомной энергии» (Собрание законодательства Российской Федерации. 1995, X® 48, ст. 4552; 1997, № 7, ст. 808; 2001, X® 29. сг. 2949; 2002. X® 1. ст. 2; X® 13. ст. 1180; 2003, X® 46, ст. 4436; 2004, X? 35, ст. 3607; 2006, X® 52, ст. 5498; 2007, X® 7, С т. 834; № 49. ст. 6079; 2008, X® 29, ст. 3418; X® 30. ст. 3616; 2009, № 1, ст. 17; X® 52, ст. 6450; 2011. № 29. ст. 4281; X? 30, ст. 4590, ст. 4596; Х« 45, ст. 6333; X® 48, ст. 6732; № 49, ст. 7025; 2012, X* 26. ст. 3446; 2013, X® 27, ст. 3451), подпунктом 5.2.2.1 пункта 5 Положения о Федеральной службе но экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июля 2004 г. X® 401 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, № 32. ст. 3348; 2006, № 5. ст. 544; № 23, ст. 2527; X® 52. ст. 5587; 2008, А® 22, ст. 2581; № 46. ст. 5337; 2009. X® 6, ст. 738; X» 33, ст. 4081; № 49, ст. 5976; 2010, X* 9. ст. 960; X® 26, ст. 3350; № 38, ст. 4835; 2011, № 6, ст. 888; X? 14. ст. 1935; X? 41, ст. 5750; № 50, ст. 7385; 2012, .V® 29, ст. 4123; X» 42, ст. 5726; 2013, X® 12, ст. 1343; X® 45, ст. 5822; 2014, X® 2. ст. 108; X® 35, ст. 4773; 2015, X® 2, ст. 491; X® 4, ст. 661), п р и к аз ы в а ю:

Утвердить прилагаемые федеральные нормы и правила в области использования атомной энергии «Требования к управлению ресурсом оборудования и трубопроводов атомных станций. Основные положения» (НП-096-15).

Л.В. Алёшин

Руководитель

УТВЕРЖДЕНЫ приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому _ и атомному надзору от « #» о2QSS г. № У/о

Федеральные нормы и правила в области использования атомной энергии «Требования к управлению ресурсом оборудования и трубопроводов атомных станций. Основные положения»

I. Назначение и область применения

1. Настоящие федеральные нормы и правила в области использования атомной энергии «Требования к управлению ресурсом оборудования и трубопроводов атомных станций. Основные положения» (НП-096-15) (далее -Основные положения) разработаны в соответствии со статьей 6 Федерального закона от 21 ноября 1995 г. № 170-ФЗ «Об использовании атомной энергии» (Собрание законодательства Российской Федерации, 1995, № 48, ст. 4552; 1997, № 7, ст. 808; 2001, № 29, ст. 2949; 2002, № 1, ст. 2; № 13, ст. 1180; 2003, № 46, ст. 4436; 2004, № 35, ст. 3607; 2006, № 52, ст. 5498; 2007, № 7, ст. 834; № 49, ст. 6079; 2008, № 29, ст. 3418; № 30, ст. 3616; 2009, № 1, ст. 17; № 52, ст. 6450; 2011, № 29, ст. 4281; № 30, ст. 4590, ст. 4596; № 45, ст. 6333; № 48, ст. 6732; № 49, ст. 7025; 2012, № 26, ст. 3446; 2013, № 27, ст. 3451), постановлением Правительства Российской Федерации от 1 декабря 1997 г. № 1511 «Об утверждении Положения о разработке и утверждении федеральных норм и правил в области использования атомной энергии» (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, № 49, ст. 5600; 1999, № 27, ст. 3380; 2000, № 28, ст. 2981; 2002, № 4, ст. 325; № 44, ст. 4392; 2003, № 40, ст. 3899; 2005, № 23, ст. 2278; 2006, № 50, ст. 5346; 2007, № и, ст. 1692; № 46, ст. 5583; 2008, № 15, ст. 1549; 2012, № 51, ст. 7203).

2. Настоящие Основные положения устанавливают требования к управлению ресурсом оборудования и трубопроводов атомных станций, отнесенных в проектах блоков атомных станций (далее - АС) в соответствии с федеральными нормами и правилами в области использования атомной энергии к элементам 1, 2 и 3 классов безопасности.

3. Настоящие Основные положения применяются при проектировании, конструировании, производстве, сооружении (включая монтаж, наладку, ввод в эксплуатацию), эксплуатации (в том числе и при продлении срока службы), реконструкции (модернизации), ремонте и выводе блока АС из эксплуатации.

4. Используемые термины и определения приведены в приложении № 1 к настоящим Основным положениям.

II. Общие положения

5. Действие настоящих Основных положений распространяется на управление ресурсом следующих оборудования и трубопроводов АС:

все единицы оборудования и трубопроводов, отнесенные в проекте блока АС к элементам 1 класса безопасности;

все единицы оборудования единичного и мелкосерийного производства и референтные единицы трубопроводов и оборудования АС, отнесенные в проекте блока АС к элементам 2 класса безопасности;

отдельные, отнесенные в проекте блока АС к элементам 3 класса безопасности, единицы оборудования и трубопроводов в порядке, установленном эксплуатирующей организацией по согласованию с разработчиками проектов реакторных установок (далее - РУ) и АС.

6. В проекте блока АС для оборудования и трубопроводов должны быть обоснованы и назначены сроки их службы.

7. В конструкторской (проектной) документации на оборудование и трубопроводы АС должны быть установлены и обоснованы ресурсные

характеристики и критерии оценки ресурса. Для оборудования и трубопроводов АС, сконструированных до ввода настоящих Основных положений в действие, а также в случаях прекращения деятельности разработчика оборудования или трубопроводов, обоснование и установление ресурсных характеристик оборудования и трубопроводов АС должны быть выполнены эксплуатирующей организацией.

8. Управление ресурсом оборудования и трубопроводов АС должно основываться на:

а) соблюдении требований федеральных норм и правил в области использования атомной энергии, нормативных и руководящих документов, инструкций по изготовлению, монтажу, наладке, эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту, оценке технического состояния и остаточного ресурса оборудования и трубопроводов АС;

б) поддержании оборудования и трубопроводов АС в исправном (работоспособном) состоянии путем своевременного выявления повреждений, осуществления профилактических мер (обследований, ремонтов), замены выработавших ресурс оборудования и трубопроводов АС;

в) установлении механизмов образования и развития дефектов, способных привести к разрушению или отказам оборудования и трубопроводов АС;

г) выявлении доминирующих (определяющих) механизмов старения, деградации и повреждений оборудования и трубопроводов АС;

д) постоянном совершенствовании мониторинга процессов старения, деградации и повреждений оборудования и трубопроводов АС;

е) результатах контроля технического состояния и оценки выработанного и остаточного ресурса оборудования и грубопроводов АС по результатам контроля;

ж) смягчении (ослаблении) процессов старения, деградации и повреждений оборудования и трубопроводов посредством технического обслуживания, ремонта, модернизации, использования щадящих режимов

эксплуатации, замены (при исчерпании ресурса и невозможности или нецелесообразности ремонта);

з) разработке и актуализации программы управления ресурсом оборудования и трубопроводов АС.

9. Эксплуатирующая организация должна обеспечить разработку и согласование с разработчиками проектов РУ и АС программы управления ресурсом оборудования и трубопроводов АС на стадии их эксплуатации и осуществлять ее выполнение.

10. Программа управления ресурсом оборудования и трубопроводов на основе установленных конструкторскими (проектными) организациями критериев оценки ресурса должна быть ориентирована на предупреждение повреждений оборудования и трубопроводов АС из-за деградации и негативных эффектов старения конструкционных материалов и самих конструкций при их эксплуатации.

11. Программа управления ресурсом оборудования и трубопроводов АС должна содержать:

а) перечень оборудования и трубопроводов АС, ресурс которых подлежит управлению, а ресурсные характеристики мониторингу, с указанием контролируемых параметров для каждой единицы оборудования и трубопроводов;

б) способы мониторинга процессов накопления повреждений в материалах и элементах конструкций оборудования и трубопроводов АС вследствие старения, коррозии, усталости, радиационного, температурного, механического и иных воздействий, влияющих на механизмы старения, деградации и отказов оборудования и трубопроводов АС;

в) порядок учета технического состояния оборудования и трубопроводов АС, фактических характеристик материалов, параметров нагружения и условий эксплуатации и порядок корректировки рабочих

программ эксплуатационного контроля технического состояния оборудования и трубопроводов АС;

г) порядок принятия и реализации мер, направленных на устранение или смягчение повреждающих факторов;

д) порядок учета выработанного и оценки остаточного ресурса оборудования и трубопроводов АС;

е) порядок корректировки регламента технического обслуживания и ремонта (далее - ТОиР) с целью упреждения необратимых проявлений механизмов старения и деградации оборудования и трубопроводов АС.

12. Рабочие программы эксплуатационного неразрушающего контроля состояния металла оборудования и трубопроводов АС и регламенты технического обслуживания и ремонта оборудования и трубопроводов АС должны учитывать положения программы управления ресурсом оборудования и трубопроводов АС.

13. Эксплуатирующая организация должна обеспечивать сбор, обработку, анализ, систематизацию и хранение информации в течение всего срока службы оборудования и трубопроводов и вести базу данных по повреждениям, их накоплению и развитию, механизмам старения, отказам и нарушениям в работе, а также по режимам работы, включая переходные режимы и аварийные ситуации, в соответствии с программой управления ресурсом оборудования и трубопроводов АС.

III. Подготовительные мероприятия к управлению ресурсом оборудования и трубопроводов атомных станций при проектировании

и конструировании

14. На стадии проектирования и конструирования оборудования и трубопроводов АС разработчиками проектов АС и РУ должна быть разработана методология управления ресурсом оборудования и трубопроводов АС в виде комплекса организационных и технических мер, основанных на прогнозировании механизмов повреждения конструкционных материалов

оборудования и трубопроводов АС, мониторинге ресурсных характеристик и выявлении доминирующих механизмов старения и деградации на стадии эксплуатации, периодической оценке фактического состояния оборудования и трубопроводов АС и их остаточного ресурса, корректирующих мерах по устранению или ослаблению механизмов старения и деградации, формулировании требований к базам данных, обеспечивающих выполнение программы управления ресурсом оборудования и трубопроводов АС.

15. Конструкторскими (проектными) организациями должны быть предусмотрены меры и средства для поддержания значений ресурсных характеристик в пределах, обеспечивающих назначенный срок службы оборудования и трубопроводов АС.

16. При выборе материалов оборудования и трубопроводов АС должны учитываться механизмы повреждения и деградации материалов (мало- и многоцикловая усталость, общая и локальная коррозия, межкристаллитное и транскристаллитное растрескивание, охрупчивание, термическое старение, деформационные и радиационные повреждения, эрозия, износ, изменение физических свойств), проявление которых возможно в течение проектного срока службы оборудования и трубопроводов АС, а для незаменяемых оборудования и трубопроводов АС - в течение срока эксплуатации АС.

17. В случаях, если незаменяемые оборудование и трубопроводы АС должны функционировать при выводе АС из эксплуатации, должны быть дополнительно учтены механизмы повреждения в период времени, включающий вывод АС из эксплуатации. Остаточный ресурс таких оборудования и трубопроводов АС должен быть достаточным для обеспечения вывода АС из эксплуатации.

18. Для вновь проектируемых АС в конструкторской (проектной) документации на оборудование и трубопроводы АС должны быть определены перечень незаменяемых оборудования и трубопроводов АС, методы и

средства мониторинга параметров и процессов, влияющих на ресурсные характеристики оборудования и трубопроводов АС.

19. Для оборудования и трубопроводов АС вновь проектируемых блоков АС конструкторская (проектная) документация на оборудование и трубопроводы АС должна содержать:

а) перечень проектных режимов, включая режимы нормальной эксплуатации (пуск, стационарный режим, изменение мощности реактора, останов), режимы нарушений нормальной эксплуатации и проектные аварии;

б) расчетное количество повторений всех проектных режимов за назначенный срок службы оборудования и трубопроводов АС;

в) условия эксплуатации и нагрузки на оборудование и

трубопроводы АС;

г) перечень потенциальных механизмов повреждений и деградации

материалов оборудования и трубопроводов АС, которые могут влиять на их работоспособность в процессе эксплуатации (мало- и многоцикловая усталость, общая и локальная коррозия, межкристаллитное и

транскристаллитное растрескивание, охрупчивание под воздействием температуры, нейтронного или ионизирующего излучения, термическое старение, ползучесть, деформационные повреждения, эрозия, износ, образование и рост трещин с учетом влияния среды и ползучести, изменение физических свойств);

д) результаты расчетов прочности и ресурса оборудования и трубопроводов АС, обоснования срока их эксплуатации. Ресурс незаменяемых оборудования и трубопроводов АС должен быть обеспечен на срок службы блока АС и на период вывода блока АС из эксплуатации.

20. В конструкторской (проектной) документации на оборудование и трубопроводы АС должны учитываться накопленный опыт эксплуатации блоков АС, а также опыт изготовления, монтажа, ввода в эксплуатацию.

эксплуатации и вывода из эксплуатации оборудования и трубопроводов АС и результаты научных исследований.

21. Для вновь проектируемых блоков АС в конструкторской (проектной) документации на оборудование и трубопроводы АС должны быть предусмотрены системы и(или) способы контроля необходимых параметров, определяющих ресурс оборудования и трубопроводов АС в течение всего срока их службы, из следующего перечня:

температура:

скорость разогрева или расхолаживания;

градиенты температур по толщине стенки;

давление и скорость повышения или сброса давления теплоносителя или рабочих сред;

вибрационные характеристики;

температура и влажность в помещении, в котором расположено оборудование и(или) трубопроводы;

интенсивность освещенности;

степень окисления смазки;

скорость потока теплоносителя или рабочих сред;

количество циклов нагружения;

изменения толщин стенок;

радиационное воздействие;

интенсивность электромагнитного поля в местах расположения оборудования и(или) трубопроводов;

перемещения контрольных точек оборудования и трубопроводов АС при разогреве или расхолаживании, а также при внешних и(или) внутренних воздействиях;

характеристики внешних воздействий;

выходные сигналы электронных блоков.

Для сооружаемых и находящихся в эксплуатации АС должен быть установлен порядок дооснащения оборудования и трубопроводов АС системами и(или) способами контроля необходимых параметров из приведенного выше перечня.

22. Устанавливаемые при конструировании толщины стенок оборудования и трубопроводов АС должны учитывать возникающие при эксплуатации процессы коррозии, эрозии, износа, а также результаты прогнозирования изменения механических характеристик материалов вследствие старения к концу срока службы оборудования и трубопроводов АС.

23. В конструкторской (проектной) документации на оборудование и трубопроводы АС должна быть предусмотрена возможность их осмотра, технического обслуживания, ремонта, периодического контроля и замены (за исключением незаменяемого оборудования и трубопроводов АС) в процессе эксплуатации.

24. Конструкции и компоновка оборудования и трубопроводов АС не должны препятствовать осуществлению контроля, проверок, испытаний, отбора проб с целью подтверждения прогнозируемых значений и скоростей изменений ресурсных характеристик, связанных с механизмами старения и деградации конструкционных материалов во время эксплуатации оборудования и трубопроводов АС.

25. Конструкторскими (проектными) организациями должны быть разработаны методы оценки и прогнозирования остаточного ресурса оборудования и трубопроводов АС. В проектах РУ и АС должны быть предусмотрены методы и технические средства эксплуатационного контроля и диагностирования состояния оборудования и трубопроводов АС, технического обслуживания и ремонта, позволяющие при эксплуатации своевременно

На правах рукописи

УДК 621.039.586

ГУЛИНА ОЛЬГА МИХАЙЛОВНА

ФИЗИКО-СТАТИСТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ УПРАВЛЕНИЯ РЕСУРСОМ ОБОРУДОВАНИЯ ВТОРОГО КОНТУРА АТОМНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Специальность 05.14.03 – ядерные энергетические установки, включая проектирование, эксплуатацию и вывод из эксплуатации

А В Т О Р Е Ф Е Р А Т

диссертации на соискание ученой степени

доктора технических наук

Обнинск - 2009

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Обнинский государственный технический университет атомной энергетики »

Официальные оппоненты доктор технических наук Давиденко

Николай Никифорович

доктор технических наук Горбатых

Валерий Павлович

доктор технических наук Гашенко

Владимир Александрович

Ведущая организация

Защита состоится « 23 » _09_ 2009г. в _14 _час_00 __мин. на заседании диссертационного совета Д 212.176.01 при Обнинском государственном техническом университете атомной энергетики Калужская обл ., г. Обнинск, Студгородок, 1, ИАТЭ, зал заседаний Ученого совета.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Обнинского государственного технического университета атомной энергетики.

Ученый секретарь

диссертационного совета Д 212.176.01

д. ф.-м. н., профессор

Общая характеристика работы

Диссертационная работа направлена на решение проблемы эффективного управления сроком службы оборудования второго контура атомных электростанций.

Актуальность работы. Безопасность АЭС в значительной степени определяется надежной работой системы генерации пара и системы внешнего охлаждения, состоящей из конденсаторов паровых турбин и системы регенерации.

Безопасная эксплуатация энергоблоков АЭС и мероприятия по продлению срока службы невозможны без тщательного соблюдения норм и правил эксплуатации и обслуживания, анализа действенности тех или иных управляющих воздействий, развития методов вероятностного прогнозирования ресурсных характеристик оборудования, а также внедрения современных процедур обработки данных контроля. Этим вопросам посвящены обзоры, работы, и др.

Но на работу энергоблока кроме условия безопасности накладывается и условие экономической эффективности эксплуатации. Эти проблемы рассматриваются и развиваются в работах, и др. Экономичность производства электроэнергии в значительной степени зависит от времени простоя блока, связанного с проведением профилактики или с устранением причин отказов оборудования АЭС. Классификация оборудования, важного с точки зрения влияния на безопасность, выполненная в разных странах, развивающих ядерную энергетику, обозначила основные типы оборудования, которые следует учитывать при принятии решения о продлении срока службы. Эти вопросы содержательно рассмотрены в документах МАГАТЭ, в работах, и др. Влияние выбранного оборудования на коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) энергоблока (ЭБ) обусловлено простоями из-за ненадежности этого оборудования. Одной из основных задач в связи с этим является прогнозирование характеристик надежности оборудования и оценка эффективности управляющих мероприятий на основе моделей процессов старения, ограничивающих его ресурс. В большом числе работ, посвященных развитию теоретических моделей этих процессов, представленные модели достаточно сложны и содержат большое количество специфических данных, что затрудняет использование таких моделей при прогнозировании ресурса. Как правило, для прогнозирования используется статистическая информация об отказах и наработках.

Актуальной в настоящее время является проблема оптимизации срока службы энергоблока с учетом эффектов старения металла оборудования и стоимости мероприятий модернизации. Особенностью задачи оптимизации срока службы ЭБ является то, что это задача индивидуального прогнозирования, поэтому требуется организовать сбор и обработку исходной информации, обосновать выбор экономического критерия, сформулировать принцип оптимизации с учетом экономической обстановки в течение эксплуатации конкретного ЭБ.

Оборудование второго контура в этом плане играет особую роль, т. к. оно подвержено разным процессам старения, работает в различных условиях, назначенный ресурс, как правило, соизмерим с ресурсом блока, замена имеет достаточно высокую стоимость.

Процессы старения материалов оборудования второго контура, как и вообще оборудования АЭС, объективны, и для своевременного эффективного управления ресурсом требуется проведение наблюдений и анализа технического состояния оборудования во время эксплуатации и широкого использования программ диагностики и неразрушающего контроля. Данные наблюдений должны быть своевременно и качественно обработаны и использованы при прогнозировании ресурсных характеристик оборудования.

Поэтому необходимость разработки подходов, методик и алгоритмов постановки и решения задачи оптимизации срока службы ЭБ, разработки методов прогнозирования ресурса с учетом различных факторов, природы процесса старения и его вероятностного характера, а также применения вычислительных процедур, позволяющих получить эффективные оценки, определяет актуальность диссертационной работы.

Объект исследования – оборудование второго контура АЭС.

Предметом исследования является оценка ресурсных характеристик оборудования второго контура АЭС.

Цель и задачи исследования – разработка теоретических основ и прикладных моделей оценки, прогнозирования и управления сроком службы оборудования второго контура АЭС на основе статистической обработки данных по эксплуатации и учете механизмов процессов старения.

Для достижения этой цели решаются следующие задачи.

1. Анализ и систематизация данных эксплуатации с точки зрения воздействия физических процессов на процессы старения материалов оборудования второго контура и обоснование применения физико-статистических моделей для индивидуальной оценки, прогнозирования и управления сроком службы оборудования второго контура АЭС.

2. Разработка методов прогнозирования ресурсных характеристик оборудования второго контура в условиях накопления повреждений от действия различных процессов старения материала с учетом их вероятностного характера.

3. Разработка методов и алгоритмов оптимизации срока службы энергоблока на основе экономического критерия, учитывающего разновременность затрат и результатов, характеристики надежности оборудования блока и стоимость ремонтов и замен оборудования в течение эксплуатации.

4. Разработка методов решения задачи достижения предельного состояния элементами оборудования АЭС.

5. Оптимизация объемов и периодичности контроля технического состояния оборудования второго контура АЭС, подверженного эрозионно-коррозионному износу.

6. Разработка метода прогнозирования интенсивности процесса ЭКИ элементов оборудования АЭС, изготовленных из перлитных сталей, на основе теории нейронных сетей.

Методы исследований. Работа базируется на использовании и развитии методов безопасной эксплуатации АЭС, теории надежности, теории вероятностей и математической статистики, с использованием которых проведены:

· анализ действующих факторов, ограничивающих ресурс оборудования АЭС;

· анализ статистических данных о работоспособности оборудования АЭС;

Научная новизна работы состоит в том, что, в отличие от существующих подходов к определению срока службы энергоблока, предложенная концепция использует постановку задачи с учетом эффектов старения оборудования АЭС, а также в том, что разработаны методы прогнозирования ресурсных характеристик оборудования, использующие модели физических процессов старения, больший объем информации о параметрах эксплуатации и проведенных мероприятиях по управлению сроком службы оборудования второго контура атомных электростанций. При разработке методов оценки и прогнозирования ресурсных характеристик получен ряд новых теоретических результатов:

Значимость факторов, определяющих интенсивность процессов старения в материале, необходимая для управления ресурсом конкретного оборудования АЭС;

- вероятностная модель прогнозирования ресурса теплообменных трубок парогенератора на основе методов линейного и нелинейного суммирования повреждений с учетом параметров эксплуатации и вида основного процесса старения;

Асимптотические методы решения задачи достижения элементами оборудования предельного состояния: в модели каплеударной эрозии в условиях двухфазных потоков теплоносителя, в методах суммирования повреждений в задаче оценки ресурса ТОТ ПГ;

Метод прогнозирования ресурса трубчатки парогенератора на основе линейной стохастической фильтрации Калмана, позволяющий учесть большой объем эксплуатационных данных, данных контроля и результатов исследований на основе математических моделей процессов повреждения и проводимых профилактических мероприятий, что приводит, в отличие от известных методов, к повышению достоверности прогноза и возможности качественно управлять ресурсом трубчатки на основе сформулированного принципа оптимального управления;

Метод оптимизации объемов и периодичности контроля толщин элементов оборудования АЭС, подверженных эрозионно-коррозионному износу, базирующийся на предложенной методике обработки данных контроля и определении элементов, принадлежащих группе риска по ЭКИ, расчете допустимых толщин стенок и ранжировании элементов по степени износа и скорости ЭКИ, основанный на впервые выполненном анализе большого числа замеров на Кольской, Калининской, Балаковской, Нововоронежской, Смоленской АЭС;

Нейросетевая модель оценки и прогнозирования работоспособности элементов оборудования, подверженного эрозионно-коррозионному износу, на базе наблюдаемых параметров, определяющих интенсивность процесса ЭКИ, и данных контроля, которая в отличие от существующих статистических и эмпирических моделей позволяет оценить взаимное влияние всех факторов, выделить существенные свойства поступающей информации и, в конечном итоге, улучшить точность прогноза без определения всех зависимостей между множеством факторов, обуславливающих процесс ЭКИ;

Метод оптимизации срока службы энергоблока на основе экономического критерия, учитывающего разновременность затрат и результатов, характеристики надежности оборудования блока и стоимость ремонтов и замен оборудования в течение эксплуатации.

Достоверность научных положений подтверждается строгим обоснованием моделей, описывающих процессы работоспособности оборудования второго контура с корректной формулировкой определений предельных состояний оборудования, методов и положений, а также соответствием ряда результатов эксплуатационным данным.

Положения, выносимые на защиту

1. Значимость факторов, влияющих на процессы старения металлов и необходимых для индивидуального применения физико-статистических моделей оценки и управления сроком службы оборудования второго контура.

2. Физико-статистические модели оценки, прогнозирования и управления ресурсом оборудования второго контура АЭС, основанные на методе суммирования повреждений, вызванных различными процессами старения, для проведения вариационных расчетов и обоснования значений параметров, позволяющих управлять ресурсом оборудования.

3. Асимптотические методы решения задач оценки ресурсных характеристик элементов оборудования АЭС, основанные на Центральной Предельной Теореме (ЦПТ), и их применение к накопленному в материале оборудования повреждению в условиях каплеударной эрозии гибов трубопроводов с двухфазным теплоносителем и в условиях коррозионного растрескивания под напряжением теплообменных трубок парогенератора.

4. Метод прогнозирования ресурса трубчатки парогенераторов атомных электростанций на основе теории стохастической фильтрации.

5. Метод оптимизации объемов и периодичности толщинометрии элементов оборудования АЭС с учетом их категорийности по скорости ЭКИ.

6. Нейросетевая модель обобщенного учета факторов эксплуатации для прогнозирования скорости ЭКИ в элементах оборудования атомных электростанций.

7. Метод оптимального управления сроком службы энергоблока с учетом разновременности затрат и результатов.

Практическая ценность результатов работы заключается в том, что на основе указанных выше теоретических положений и методов разработаны алгоритмы и инженерные методики, позволяющие обосновать значения технологических параметров для управления ресурсом оборудования. Проведенные по разработанным методам расчеты позволили получить оценку ресурсных показателей оборудования второго контура АЭС с реакторами ВВЭР-1000, ВВЭР-440 и РБМК-1000 Кольской, Смоленской, Калининской, Балаковской АЭС и выработать рекомендации по управлению ими.

Область применения результатов – управление ресурсом трубчатки ПГ, теплообменных конденсаторных трубок, элементов трубопроводов, изготовленных из перлитных сталей.

Апробация и внедрение результатов

Работа выполнена в рамках тем концерна «Энергоатом»

Диагностика, ресурс оборудования, парогенераторы, качество. Технико-экономическое обоснование замены медьсодержащего оборудования КПТ для головного блока ВВЭР-1000 (энергоблок №3 БлкАЭС),

Фундаментальные проблемы вывода из эксплуатации ядерных энергетических установок,

Доработка «Норм допустимых толщин элементов трубопроводов из углеродистых сталей АС» РД ЭО » и «Разработка руководящего документа по оценке технического состояния элементов оборудования и трубопроводов, подверженных эрозионно-коррозионному износу»;

Комплексная программа мероприятий по предупреждению разрушений и повышению эксплуатационной эрозионно-коррозионной стойкости трубопроводов АЭС. № АЭС ПРГ-550 КО7 концерна «Энергоатом» на тему «Расчетно-экспериментальное обоснование объемов и периодичности контроля эрозионно-коррозионного износа трубопроводов энергоблоков АЭС с РУ ВВЭР-1000»,

Обработка и анализ результатов толщинометрии элементов трубопроводов 1-3-го блоков Смоленской АЭС.

Материалы диссертации докладывались и обсуждались на следующих международных и всероссийских конференциях:

1. Системные проблемы надежности, математического моделирования и информационных технологий , Москва-Сочи, 1997, 1998.

2. Безопасность АЭС и подготовка кадров, Обнинск, 1998, 1999, 2001, 2003, 2005, 2007

3. 7th International Conference on Nuclear Engineering. Tokyo, Japan, April 19-23, 1999 ICONE -7.

4. Контроль и диагностика трубопроводов, Москва, 2001.

5. PSAM 7 ESREL 04 International Conference on Probabilistic Safety Assessment and Management, Berlin, 2004.

6. Математические идеи и их приложение к современным проблемам естествознания, Обнинск, 2006.

7. Безопасность, эффективность и экономика атомной энергетики, Москва, 2004, 2006.

8. MMR 2007 International Conference on Mathematical Methods in Reliability. Glasgow, Great Britain, 2007.

9. Проблемы материаловедения при проектировании, изготовлении и эксплуатации оборудования, Санкт-Петербург, 2008.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 57 научных работ , в том числе 20 статей в научно-технических журналах, 15 статей в сборниках, 22 - в трудах конференций.

В диссертации поставлены методологические вопросы прогнозирования ресурса оборудования второго контура АЭС, разработаны методы на основе физико-статистического подхода и предложены эффективные вычислительные процедуры для расчета ресурсных характеристик.

Диссертация состоит из 6 разделов, введения, заключения, списка литературы из 169 наименований, пяти приложений – всего 344 с.

В первой главе рассмотрены основные проблемы, связанные с ненадежностью оборудования второго контура: основные механизмы повреждения, критерии предельного состояния, экономические проблемы , связанные с заменами оборудования. Проведен анализ факторов , ограничивающих ресурс оборудования (показатели водно-химического режима (ВХР) и их динамика, зависимости ресурса от факторов эксплуатации), показан индивидуальный характер старения оборудования в пределах одного блока и на разных АЭС, выполнена оценка технического состояния конденсатора БлкАЭС аналоговым методом. Оценка ресурса выполнена по критерию допустимого глушения 10 % конденсаторных трубок с «нехваткой металла» более 70 % (рис. 1). По оси ординат – доля отбракованных труб от общего количества в %, по оси абсцисс – время проведения ППР минус 1990. Погрешность оценок учтена с помощью доверительного интервала , где - величина доверительного интервала (ДИ), β - доверительная вероятность (β=0,95), n - число измерений (размер выборки), - квантиль распределения Стьюдента, Дисперсия" href="/text/category/dispersiya/" rel="bookmark">дисперсия , . При n =3 когда квантиль t 3, 0,95 равна 2,35, аhttps://pandia.ru/text/78/197/images/image002_31.gif" width="29 height=29" height="29">=0,97.

https://pandia.ru/text/78/197/images/image010_22.gif" width="431" height="269 src=">

Пересечение верхней границы ДИ с допустимым уровнем (в данном случае 10%) дает нижнюю границу ресурса. В приведенном случае нижняя граница ресурса отличается от средней примерно на полгода.

Отмечены закономерности и особенности старения теплообменных трубок (ТОТ) ПГ на различных блоках и разных АЭС. К закономерностям, проявляющимся на ТОТ ПГ в течение эксплуатации, можно отнести старение материала под действием повреждающих факторов, проявляющееся в виде роста дефектов, в основном, под отложениями продуктов коррозии. Основными механизмами повреждений теплообменных трубок ПГ являются язвы, питтинг и коррозионное растрескивание под напряжением. На эти механизмы деградации приходится 68-85% повреждений ТОТ от общего количества повреждений. Зарождению и развитию повреждений ТОТ способствует наличие отложений продуктов коррозии на внешней поверхности ТОТ. Загрязненность поверхности также ухудшает теплообмен между первым и вторым контурами, что уменьшает паропроизводительность. Основные зависимости выявлены между числом заглушенных ТОТ и количеством железа и меди в отложениях, средней удельной загрязненностью поверхности, местоположением ТОТ в сборке. Приведены соответствующие аппроксимации и оценки. Например, зависимость числа заглушенных ТОТ (ЗТОТ) от средней удельной загрязнённости достаточно хорошо описывается линейной функцией (рис. 2).

а)

Рисунок 2. Эмпирическая зависимость количества заглушенных ТОТ от средней удельной загрязнённости для 1ПГ-1 (а) и 1ПГ-3 (б) КлнАЭС.

Индивидуальными являются: интенсивность старения, распределение числа заглушенных ТОТ по высоте трубной решетки, проведенные профилактические мероприятия и их периодичность, техническое состояние оборудования КПТ и их материалы, ВХР, критерии глушения и т. д..gif" width="129 height=38" height="38">.

Зная допустимый уровень загрязненности ТОТ для данного ПГ (критерий предельного состояния), можно оценить время до первого выхода процесса роста загрязненности за допустимый предел. Однако прогноз на основании среднего тренда не является консервативной оценкой. Поэтому необходимо оценить погрешность полученных оценок, построив доверительный интервал.

https://pandia.ru/text/78/197/images/image019_16.gif" width="337" height="232 src=">

Рисунок 3. Аппроксимация загрязненности для 1ПГ-3 КлнАЭС

Расчет с различными начальными значениями остаточной средней удельной загрязненности дает следующие значения нижней границы 95%-ного ДИ для времени выхода за допустимые пределы, указанные в табл. 1.

Таблица 1

Значения межпромывочного периода при различных значениях остаточной загрязненности для 1ПГ-3

Начальное значение, г/м2	Допустимый уровень d , г/м2	Межпромывочный период, тыс. ч

Приведен анализ статистического и физико-статистического подходов к оценке остаточного ресурса оборудования, приведен обзор моделей расчета ресурсных характеристик элементов, проведен анализ эффективности различных мероприятий по управлению ресурсом, что определяет значимость действующих факторов.

Во второй главе рассмотрены основные проблемы, связанные с оптимизацией срока службы ЭБ АС: выбор экономического критерия, ранжирование оборудования, разработка модели потока платежей и т. д.; приведено решение задачи обнаружения разладки в наблюдаемом случайном процессе, связанное с началом старения.

Критерии принятия решения «продление срока службы – вывод из эксплуатации» определяются ежегодными затратами на содержание АЭС, модернизацию и замену оборудования, и количеством выработанной за этот период электроэнергии. При этом гарантирование надлежащих условий безопасности является абсолютным требованием при эксплуатации любой АЭС независимо от ее возраста. Выбор показателя ЧДД (чистый дисконтированный доход) в качестве оптимизационного критерия является логичным и методически обоснованным. Этот интегральный критерий осуществляет соизмерение разновременных показателей путем дисконтирования
, учитывает как экономическую, так и техническую составляющие. Являясь интегральным, т. е. учитывающим всю историю эксплуатации блока, ЧДД отражает истинное соотношение между вложениями в производство электроэнергии (затратами) и стоимостью произведенной электроэнергии (результатом).

Чистый дисконтированный доход определяется как сумма текущих эффектов за весь расчетный период, приведенная к начальному шагу. Математическая постановка задачи определения срока службы по выбранному критерию выглядит следующим образом:

https://pandia.ru/text/78/197/images/image021_16.gif" width="169" height="51">

Q (Т )<QN ,

где k – время в годах (может быть меньше единицы), N – горизонт расчета; CFk – эффект (поток платежей), достигаемый на k -м шаге; ik – коэффициент дисконтирования на шаге k ; Q (T ) – уровень безопасности энергоблока, выражается числом инцидентов в год и в общем случае зависит от времени; QN – нормативный уровень безопасности.

Разработаны основные подходы к созданию процедуры оценки срока службы ЭБ АС – экспресс-метод, основанный на учете интегральных затрат, позволяющий получить оценку срока службы (СС), принимая во внимание как экономическую составляющую эксплуатации, так и техническое состояние ЭБ – и метод оценки СС отдельного оборудования, разработанный в виде марковской модели, включающей стоимости ремонтов, замен оборудования, его характеристики надежности, изменяющиеся в течение эксплуатации, а также стоимость простоя, связанного с обслуживанием данного оборудования. Решение о прекращении эксплуатации блока принимается на основе анализа информации об оборудовании, включенном в группу критических элементов, т. е. важных с точки зрения безопасности.

Формула для вычисления стоимости эксплуатации энергоблока (n типов оборудования) имеет вид

PW (t ) – вероятность того, что оборудование находится в работоспособном состоянии;

CWF – стоимость замененного оборудования или его части,

CFW – стоимость восстановительных работ;

λi (t ) - частота отказов оборудования;

μi - интенсивность восстановления после отказа.

CW =С E × N ×Dt , где N – мощность блока, CE – ежегодный тариф на электроэнергию.

Полученная формула для оценки стоимости эксплуатации энергоблока позволяет оптимизировать его срок службы, принимая во внимание все остальные аспекты эксплуатации.

Для применения этого подхода существенным является вопрос отбора оборудования, его ранжирования по продолжительности простоев, стоимость и значимость мероприятий по управлению ресурсом конкретного оборудования.

Одной из наиболее типичных задач при диагностике технического состояния различного оборудования АЭС является решение задачи о раннем распознавании неисправности оборудования на основе анализа изменения контролируемого параметра. Эффективность системы контроля в существенной степени зависит от алгоритма обработки информации о состоянии контролируемого оборудования. Для получения максимально достоверного решения о наличии разладки процесса предлагается анализировать не сам исходный случайный низкочастотный процесс ξt , а функцию от него:

Весовой коэффициент" href="/text/category/vesovoj_koyeffitcient/" rel="bookmark">весовые коэффициенты . После этого можно подсчитать число пересечений процессом ηt постоянного уровня S на скользящем интервале времени . Поставлена задача оптимизации уровня для обнаружения разладки; впервые получено аналитическое решение для совместной плотности распределения огибающей первого рода и ее производной; впервые аналитически получено выражение для математического ожидания числа пересечений N для первой производной измеряемого случайного процесса https://pandia.ru/text/78/197/images/image026_2.jpg" width="408" height="224">

Рисунок 4. Графическое отображение целевой функции

Третий раздел посвящен вопросам прогнозирования ресурса оборудования второго контура методами суммирования повреждений. Рассмотрены критерии предельного состояния и модели накопления повреждений в материале оборудования конденсатно-питательного тракта.

Старение материала того или иного оборудования АЭС сопровождается накоплением повреждений в материале оборудования, что приводит к сокращению остаточного ресурса. Модель оценки остаточного ресурса разработана на основе метода суммирования повреждения, предложенного в работах

Относительный возраст металла (т. е. накопленные квазистатические повреждения от длительного воздействия медленно меняющихся напряжений, температуры и коррозионной среды) можно определить как сумму отношений продолжительностей работы оборудования в известных условиях ti к рассчитанному максимальному времени наработки до отказа этого оборудования в аналогичных условиях τ i :

где каждое отдельное повреждение соответствует работе оборудования в течение некоторого времени ti с известными эксплуатационными параметрами, от которых зависит время до разрушения τi , а ω(t ) - относительный возраст металла, обусловленный работой на нескольких режимах (где n - число режимов к моменту времени t )

Тогда вероятность безотказной работы (ВБР) можно определить как вероятность невыхода ω(t ) за уровень d =1, т. е. ω(0)=0, а ω(τ )=1.

Для различных процессов старения введена вероятностная мера повреждения. Для тонкостенного оборудования, к которому относятся и теплообменные трубки ПГ, характерны нелинейные эффекты накопления повреждений. Модели нелинейного суммирования повреждений для оценки остаточного ресурса построены на основе работ.

Большинство задач оценки ресурсных характеристик относятся к задаче пересечения уровня стохастическим процессом накопления повреждений. Предложен асимптотический подход к расчету вероятности безотказной работы на основе ЦПТ. Метод применен к накопленному повреждению в гибах паропроводов с двухфазным теплоносителем вследствие каплеударной эрозии и в теплообменных трубках парогенератора в условиях коррозионного растрескивания под напряжением.

Модель каплеударной эрозии построена на основе феноменологического подхода, когда повреждающее воздействие от капель влаги в двухфазном потоке приводит к эрозионному повреждению поверхности в весьма малом объеме. Интенсивность этого процесса зависит от скорости потока, давления, температуры, влажности пара, свойств материала. Микроповреждение, вызванное ударным воздействием одной капли, является, в общем случае, случайной величиной.

Решение «TRIM-Жизнь машины» предназначено для информационного сопровождения жизненного цикла машин и сложного оборудования. Решение позволяет определять экономические показатели техники в процессе ее эксплуатации, управлять сроком службы (ресурсом) каждой единицы техники с точки зрения экономической целесообразности ее эксплуатации, принимать обоснованные решения о списании (замене) или восстановительном ремонте, и на этой основе - управлять составом и структурой парка.

Методической основой решения «TRIM-Жизнь машины» является методика определения оптимального срока службы машин с учетом фактического режима их эксплуатации в конкретных условиях, разработанная партнером НПП «СпецТек», компанией НТЦ «Горное Дело».

Программной основой решения являются модули комплекса TRIM. Объединение методической базы и программного обеспечения в составе единого решения «TRIM-Жизнь машины» позволяет внедрить регламент списания и замены машин в практику управления эксплуатацией. Модули TRIM предоставляют необходимые для этого инструменты сбора, обработки, хранения и анализа информации.

Программное обеспечение

В состав решения «TRIM-Жизнь машины» входят следующие модули TRIM:

• TRIM-M - модуль «Техобслуживание»,
• TRIM-W - модуль «Склад»,
• TRIM-SP - модуль «Снабжение»,
• TRIM-D - модуль «Диспетчерский журнал»,
• TRIM-C - модуль «Каталог»,
• TRIM-DOC - модуль «Документооборот»,
• TRIM-A - модуль «Администратор».

Возможности TRIM позволяют пользователям в автоматизированном режиме выполнять:

• ведение учета объектов парка машин, списание,
• ведение основных данных по каждой единице техники (например, грузоподъемность, базовая стоимость, скорость, пробег за смену и т.д.),
• создание и ведение каталога запчастей и материалов, ведение структуры узлов и агрегатов, поиск запчастей по их изображениям на чертежах,
• учет и ведение регламентов проведения плановых работ по техническому обслуживанию и ремонту (ТОиР) и их нормативов (периодичность, стоимость, необходимые ресурсы, трудозатраты), их корректировка,
• учет и ведение цен (прайс-листов) на плановые запчасти и материалы,
• планирование работ по ТОиР, корректировка планов работ в отношении периодичности, длительности, состава работ,
• учет ремонтных работ по отказу,
• ведение журнала выполненных работ,
• учет затрат на работы (фактическая стоимость запчастей, материалов, затраты на сторонние организации, трудозатраты), расчет трудоемкости работ по ТОиР,
• ведение журнала эксплуатационных параметров (например, перевезенная горная масса, пробег, наработка узлов и т.д.),
• учет значений технических параметров,
• учет эксплуатационных состояний (на консервации, на линии, в простое и т.д.),
• анализ простоев, отказов, их последствий,
• ведение технической документации.

Методика

Определение экономически целесообразного срока эксплуатации осуществляется по критерию минимума удельных затрат (минимум отношения накопленных затрат на технический сервис и владение к объему выполненной работы), а также по рентабельности активов. Методика отражает фундаментальную связь между удельными затратами и сроком эксплуатации, график которой имеет минимум, и определяет порядок сбора и обработки данных о процессе эксплуатации.

Основная решаемая задача: на основе объективных данных, накопленных посредством TRIM, определить момент достижения минимума удельных затрат и довести этот факт до сведения соответствующих руководителей. В этот момент следует определить физический износ техники и взвесить альтернативы:

• прекратить эксплуатацию техники и заменить её,
• провести капитальный ремонт и продолжить эксплуатацию.

Методика предполагает наличие стартовой информации - статистических данных, полученных НТЦ «Горное дело» (ресурсы узлов и агрегатов, цены на их ремонт и замену, наработка на заданный период по данной модели самосвала и т.д.), или основанных на предшествовавшей эксплуатации техники. На этой основе «TRIM-Жизнь машины» рассчитывает прогнозные показатели. Далее пользователи вводят фактические данные, и результаты расчета автоматически корректируются.

Комплектность поставки

Решение «TRIM-Жизнь машины» поставляется на компакт-диске вместе с каждой единицей техники или как самостоятельный продукт. В поставку входят:

• программное обеспечение TRIM,
• база данных, наполненная информацией по типовой машине одной марки техники,
• документация - Руководство по инсталляции, настройке и восстановлению программного обеспечения, Руководство по эксплуатации «TRIM-Жизнь машины»,
• набор отчетов и выходных форм.

Минимальная (базовая) поставка решения рассчитана на трех пользователей.