Энерегетическая программа СССР на длительную перспективу предусматривает дальнейшее развитие электроэнергетики при повышении технического уровня действующих и строящихся электростанций [1]. Выбор направления научно-технического прогресса на электростанциях в европейской части СССР связан, в частности, с необходимостью:

· совершенствования структуры энергетического баланса путем повышения доли ядерного горючего и твердого топлива и временного (на этапе в 10-15 лет) увеличения использования природного газа;
· существенного повышения маневренности оборудования тепловых электростанций (ТЭС), работающих на органическом топливе.

При решении этих задач следует учитывать два следующих обстоятельства.
1. Для нормального электроснабжения европейских районов страны требуется не только развитие атомной энергетики, но также сооружение высокоманевренных ТЭС, ГАЭС и одновременно поддержание работоспособности действующих ТЭС, использующих органическое топливо, доля которых в настоящее время превышает 70%. При этом необходимо повысить их роль в регулировании нагрузок электроэнергетических систем, что определяется практически полным исчерпанием в европейской части СССР и на Урале возможностей сооружения новых крупных ГЭС и относительно ограниченными (в основном по природным условиям) возможностями сооружения в центральных районах страны гидроаккумулирующих электростанций.
2. Задачи выбора направления модернизации и замены оборудования ТЭС, отработавшего свой ресурс, и создания для таких электростанций нового маневренного оборудования органически взаимосвязаны. Это происходит потому, что с ростом доли оборудования, демонтируемого или переводимого в холодный резерв, увеличиваются возможности для ввода нового маневренного оборудования, а при выборе пути модернизации установленного на ТЭС оборудования необходимо также в полной мере учитывать требования по обеспечению его высокой маневренности.
Энергетической программой СССР предусматривается демонтаж и модернизация на ТЭС устаревшего и малоэффективного оборудования общей мощностью 125-140 ГВт (55-60 ГВт на первом и 70-80 ГВт на втором этапах осуществления Программы). Принятие решения о выводе из работы энергетического оборудования ТЭС существенно осложняется из-за отсутствия четких критериев, позволяющих сделать технически и экономически обоснованный вывод о необходимости прекращения эксплуатации оборудования. Например, окончание нормативного срока службы исходя из реновационных отчислений не влечет за собой безусловного вывода оборудования и эксплуатации по причине морального износа. Более того, если в момент окончания нормативного срока службы будет установлено, что техническое состояние основных фондов электростанции удовлетворяет требованиям безопасной эксплуатации, то согласно действующим нормативам их эксплуатация будет продолжена на достаточно большой срок [2]. Этим в значительной мере определяется тот факт, что на ряде электростанций продолжается эксплуатация оборудования на давление 4,5 МПа и меньше со сроком службы более 40 лет. Следует отметить, что обновление основных фондов в электроэнергетике CCCР происходит почти втрое медленнее, чем в целом по промышленности. Сохранение этой ситуации и в дальнейшем могло бы привести к тому, что доля морально и физически изношенного оборудования непрерывно возрастала бы. При этом надо учесть следующее.
1. По имеющимся оценкам работа металла по критерию ползучести имеет расчетный ресурс 170-220 тыс. ч. По истечении указанного срока службы энергетическое оборудование ТЭС достигает предельного физического износа и, следовательно, должно быть выведено из эксплуатации не только как морально устаревшее и малоэффективное, но также и как ненадежное. Соответственно объем вывода из эксплуатации основного оборудования ТЭС на давление 13,0 и 24,0 МПа к 2000 г. должен быть равен вводу мощностей ТЭС в 60-70-е годы. Поэтому необходимо принять скорейшие меры по техническому перевооружению действующих тепловых электростанций.
2. В течение длительного периода новое отечественное оборудование для ТЭС создавалось в расчете преимущественно на базисный режим работы. Вместе с тем отечественный и зарубежный опыт показывает, что при широкомасштабном вводе в эксплуатацию новых более экономичных энергоблоков действующие мощности ТЭС постепенно вытесняются из базисной в переменную часть графика электрической нагрузки как менее экономичные. В то же время известно, что использование в переменном режиме оборудования, рассчитанного на базисный режим работы, ведет к снижению надежности и сроков службы его элементов, особенно толстостенных. Известно также, что в конце своего срока службы толстостенные элементы энергетического оборудования, в первую очередь рассчитанные на сверхкритические параметры пара, особенно требуют "щадящего" режима работы без колебаний температур и напряжений в металле, которые неизбежны при эксплуатации оборудования в переменной части графика нагрузки.
3. В последнее десятилетие в европейской части ЕЭЭС СССР возрос дефицит маневренных мощностей в связи с вводом в эксплуатацию АЭС, рассчитанных на базисный режим работы.
Необходимо иметь в виду, что до настоящего времени значительную часть суточной и недельной неравномерности электропотребления в европейской части страны покрывали ГЭС и блочные ТЭС, на которых осуществлялись мероприятия, направленные на расширение их маневренных характеристик. Эти источники покрытия неравномерностей графика нагрузки постепенно исчерпывают свои возможности. в то же время на тепловых электростанциях практически не вводится специализированное маневренное оборудование.
4. В структуре топливоснабжения ТЭС весьма значительна доля мазута, расход которого надо сократить, вытесняя его природным газом, а также увеличивая использование твердого топлива. Последнее возможно преимущественно путем вывода из эксплуатации оборудования, работающего на мазуте, и замены его новым, рассчитанным на твердое топливо, а также перевода мазутных ТЭС на работу на природном газе.
5. Увеличилась длительность сроков от технических предложений и проектирования нового прогрессивного энергетического оборудования до ввода его эксплуатацию и доведения его показателей до проектных. Так, предложение о создании маневренного энергоблока мощностью 500 МВт было выдвинуто в начале 70-х годов [3]. Однако до сих пор разработанные проекты специальных маневренных паротурбинных энергоблоков не реализованы [4]. Ожидаемые масштабы и близкие сроки физического износа оборудования определяют выбор направлений научно-технического прогресса на действующиx ТЭС.
Теоретически существует лишь один критерий решения данной задачи - критерий морального износа действующего оборудования (но не всей электростанции), определяемый следующим образом: оборудование, для которого справедливо приведенное ниже равенство, подлежат выводу из эксплуатации и замене на новое [7]

Р1 * Фс + fпс > (Р + Рн) * Фн + fп.н ,

где Фс - восстановительная стоимость существующего оборудования, руб [5, 8]; Фн - стоимость нового серийного оборудования, руб; Р - постоянные расходы (без реновации) в долях от стоимости основного оборудовання; Рн - реновационные отчисления плюс нормативный коэффициент эффективности капиталовложений Ен в долях стоимости нового оборудования; Р1 - затраты на капитальный ремонт в долях стоимости существующего оборудования; fпс , fп.н - переменная часть эксплуатационных расходов соответственно при существующем и новом оборудовании, руб.
Расчеты показывают, что в большинстве случаев оборудование ТЭС после 20 лет эксплуатации оказывается морально изношенным по приведенному выше критерию: его экономически целесообразно выводить из эксплуатации и заменять на новое. Это особенно характерно для европейских районов страны, в которых требуется повышать маневренность оборудования ТЭС и сокращать расход мазута. Однако задержка с развертыванием производства нового маневренного оборудования большой единичной мощности, предназначенного для замены морально изношенного оборудования ТЭС, не позволяет в настоящее время осуществлять замену малоэффективного действующего оборудования по приведенному критерию морального износа. Это вынуждает оценивать ожидаемые сроки службы оборудования по значительно более условному критерию физического износа.
Критерий физического износа в энергетике имеет свою специфику. В промышленности критерии физического и морального износа применяют преимущественно к оборудованию, поскольку в большинстве случаев новые агрегаты можно размещать в существующих зданиях. На электростанциях же, наоборот, новое более экономичное оборудование по своим габаритам требует, как правило, сооружения и новых зданий. Кроме того, особенность процесса физического износа оборудования ТЭС состоит в том, что для отдельных его элементов существенно различны ресурсы предельной наработки (от 100 до 300 тыс. ч). В данном случае под предельной наработкой понимается суммарное время работы элемента от начала эксплуатации до момента, когда его работа должна быть прекращена по условиям безопасной эксплуатации.
Поэтому возникает вопрос, к каким элементам оборудования следует относить критерий физического износа, на основании которого необходимо выводить из эксплуатации и демонтировать физически устаревшие агрегаты. Применение критерия физического износа в определенной мере индивидуально, поскольку оборудование отдельных электростанций может быть различным по качеству изготовления и по условиям его эксплуатации.
Для лучшего понимания критерия физического износа оборудования целесообразно уточнить ряд связанных с ним понятий.
Первоначальный (расчетный) срок службы оборудования соответствует расчетному ресурсу в 100 тыс. ч, т. е. в среднем 15 годам. По его истечении требуется первое обновление металла наиболее изношенных узлов. В настоящее время работы по первому обновлению металла практически осуществляются на всех видах основного оборудования ТЭС после 14-17 лет эксплуатации. В содержание этих работ может входить замена большинства поверхностей нагрева котлов, части лопаточного аппарата турбин, а также в зависимости от конкретных условий эксплуатации части гибов пароперепускных труб и других элементов. Объем металла, заменяемого при первом обновлении, определяется по результатам диагностики состояния элементов и узлов, работающих в режимах, способствующих возникновению и развитию процесса ползучести, окалинообразования, усталости, эрозии, коррозии, а также других процессов, вызывающих изменения структуры и механических свойств металла [6]. Однако для незаменяемой части металла не производится собственно восстановления ресурса (даже частичного). Вместо этого после наработки расчетного ресурса в 100 тыс. ч, ориентируясь на коэффициенты запаса прочности, заложенные при проектировании, и на результаты контроля, устанавливают вырабатываемые шаг за шагом (через каждые 25-50 тыс. ч) точно заранее неизвестные значения предельного ресурса до разрушения металла в отдельных элементах и узлах оборудования.
Это позволяет увеличить срок службы основного оборудования примерно вдвое (до 25-32 лет или до 170-220 тыс. ч наработки), что и характеризует реально достижимый срок службы. Однако при этом объемы работ по диагностике состояния металла и капитальным ремонтам, проводимых после первого обновления, и их стоимость возрастают в связи с необходимостью замены изношенных узлов оборудования, имеющих предельный ресурс 100-150 тыс. ч.
Предельный срок службы оборудования рассматривается как период, к концу которого наступает физический износ уже "незаменяемых" узлов оборудования ТЭС. К ним могут быть отнесены o узлы и отдельные элементы, которые нецелесообразно воспроизводить из-за их технической отсталости (например, узлы котло- и турбоагрегатов на начальное давление пара, меньшее или равное 4,5 МПа), а также узлы и элементы, составляющие основу конструкции оборудования (например, барабаны котлов, корпусные узлы турбин, паропроводы и т. п.). По результатам проведенного анализа состояния металла, проработавшего 100-150 тыс. ч, даже в наиболее благоприятных случаях ожидаемый предельный ресурс "незаменяемых" узлов не превышает 270-300 тыс. ч, что соответствует предельному сроку службы 40-45 лет. С понятием предельного срока службы непосредственно связано понятие и содержание второго обновления металла (модернизации) оборудования. Его назначение состоит в продлении примерно на 10-15 лет (от реально достижимого до предельного) срока службы оборудования путем замены большой части его элементов, в том числе и ранее незаменявшихся узлов. При этом может потребоваться замена всех паропроводов высокого давления с рабочей температурой свыше 450 °С, роторов и даже корпусов турбин. К моменту второго обновления металла может возникнуть необходимость также повторной замены обогреваемых частей поверхностей нагрева и части лопаток турбин. Основными недостатками этих мероприятий являются: большие затраты труда, времени и средств на подобное обновление и на связанный с этим рост затрат па капитальные ремонты, а также на диагностику состояния металла и недостаточная надежность прогнозирования продления срока службы; невозможность устранения некоторых видов дефектов при ремонте, т. е. без комплектной замены; необходимость существенных производственных мощностей для изготовления комплектов запасных узлов на предприятиях Минэнерго СССР и в других отраслях, соизмеримых с мощностями энергомашиностроения по производству оборудования для строящихся электростанций.
Необходимость развития производственной базы для изготовления комплектных запасных узлов и дефицит трудовых ресурсов нужно считать наиболее серьезными факторами, ограничивающими возможные сроки эксплуатации оборудования действующих ТЭС. Комплектное изготовление запасных узлов для действующего оборудования ТЭС на предприятиях министерств-изготовителей до последнего времени осуществляется эпизодически, преимущественно сверх основной производственной программы. Запасные части к оборудованию, снятому с производства, относятся к группе изделий, не подлежащих аттестации и снижающих долю продукции высшей категории качества (от общего объема выпускаемой продукции).
Принципиальным решением задачи возмещения генерирующей мощности ТЭС, выбывающей вследствие морального и физического износа основного оборудования, может быть проведение реконструкции тепловых электростанций путем установки нового прогрессивного оборудования по возможности на площадках существующих ТЭС (или вблизи них). Этот путь требует больших затрат по сравнению с проведением обновления металла. Однако такое решение позволяет восстановить ресурс генерирующих мощностей на 170-200 тыс. ч, а также дает возможность сочетать обновление техники в электроэнергетике с разрешением не только общеэнергетических, но и социальных вопросов сохранения кадров эксплуатационного персонала действующих ТЭС. При этом не исключается возможность вывода из эксплуатации изношенного оборудования электростанций без демонтажа путем перевода в состояние длительной консервации с высвобождением эксплуатационного персонала.
Важнейшее значение имеет правильный выбор типа нового энергетического оборудования, предназначенного для установки на тепловых электростанциях взамен выводимого из работы оборудования, отработавшего свой предельный ресурс (реально достижимый срок службы без второго обновления металла). Необходима установка специализированного маневренного оборудования на органическом топливе. Согласно современным требованиям такое оборудование должно работать в полупиковом и пиковом режимах, т. е. 14-16 ч в сутки с ежесуточным остановом, причем полное нагружение должно осуществляться за время, не превышающее 1 ч.
В настоящее время ведется обсуждение следующих возможных типов маневренного оборудования; которое принципиально может быть установлено на действующих блочных КЭС.
1. Конденсационные энергоблоки единичной мощностью 210 МВт на начальные параметры пара 13 МПа, 565/565 °С с малогабаритным котлом и усовершенствованной паровой турбиной. Сооружение таких энергоблоков на площадках действующих ТЭС позволяет сократить сроки замены оборудования и уменьшить капиталовложения на 10-15 % по сравнению с показателями при сооружении новых ТЭС. Основным недостатком этого предложения является использование малогабаритного котла с жидким шлакоудалением, что не обеспечивает главного требования - работы в маневренном режиме. В связи с этим, по нашему мнению, данный тип оборудования, как не отвечающий основному требованию высокой маневренности, не может быть рекомендован для электростанций европейской части страны.
2. Конденсационные энергоблоки единичной мощностью 500 МВт на начальные параметры 13 МПа, 540/540 °С с котлом, рассчитанным на сжигание твердого топлива (эстонских сланцев, кузнецких углей низкокачественных донецких углей), а также некоторая часть таких блоков на природном газе. Число часов использования установленной мощности составит около 4000-4500 в год. К 1990 г. следует начать их серийный ввод в эксплуатацию в электроэнергетических системах Северо-Запада, Юга и Центра.
3. Газотурбинные энергетические установки. В настоящее время освоены в производстве и эксплуатации двухвальные газотурбинные агрегаты мощностью 100 МВт и начальной температурой 750°С (типа ГТЭ-100-750). Более перспективным является создание и внедрение одновальных газотурбинных энергетических установок мощностью 150-200 МВт с начальной температурой 950-1100°С. Спроектирована газовая турбина типа ГТЭ-150-1100 ПО ЛМЗ. Использование таких агрегатов позволит достичь в маневренном режиме к. п. д. до 32%. Их сооружение требует относительно невысоких удельных капиталовложений, особенно при установке в существующих корпусах тепловых электростанций после демонтажа турбоагрегатов типов К-160-130, -210-130 и К-300-240, отработавших свой предельный ресурс.
Газотурбинные установки должны, как правило, устанавливаться на электростанциях, работающих в настоящее время на газе и мазуте, и эксплуатироваться в полупиковой и пиковой части графика нагрузок, что сократит потребность в дефицитном углеводородном топливе. При установке ГТУ на ТЭЦ должна предусматриваться утилизация отработавших газов после турбин для нужд теплоснабжения, для чего необходима разработка соответствующих теплофикационных ГТУ.
4. Парогазовые установки. В настоящее время в стране эксплуатируются два типа парогазовых установок: (с высоконапорным парогенератором (блок ПГУ-200 на Невинномысской ГРЭС) и со сбросом газов после газовых турбин в топку парового котла (блоки ПГУ-250 на Молдавской ГРЭС). Имеются проработки по созданию и внедрению маневренных .парогазовых установок единичной мощностью 800 МВт, рассчитанных для работы на природном газе, в составе двух газовых турбин ГТЭ-150-1100 и паровой турбины К-500-130 с котлом-утилизатором. Они могут иметь число часов использования устаноленной мощности 4000-4500 в год при удельных расходax топлива 275 г/(кВт*ч).
5. МГД электростанции. Головной энергоблок с МГД-генератором общей мощностью 500 МВт, предназначенный для работы на природном газе и мазуте, сооружается в настоящее время на Рязанской ГРЭС. Он должен быть введен в эксплуатацию в XII пятилетке. Решение о широком строительстве МГД-электростанций может быть принято после накопления опыта эксплуатации на сооружаемом энергоблоке.
Вопрос о выборе и размещении нового маневренного оборудования взамен выводимого из эксплуатации морально и физически устаревшего должен осуществляться путем конкретных проработок. Так например, проведенный анализ возможностей реконструкции действующих газомазутных ТЭС с энергоблоками 160, 210 и 300 МВт показывает (в сравнении с вариантом второго обновления металла оборудования этих энергоблоков) высокую технико-экономическую эффективность (12-20%) их комбинированной замены на высокоманевренные газовые турбины типа ГТЭ-150-1100 и базисные энергоблоки АЭС. Эта рекомендация основана на том, что газомазутные КЭС несут около 60 % полупиковой и 40 % базисной нагрузки. Последняя полноценно может быть заменена АЭС. Удельные приведенные затраты по варианту обновления составляют 2,50-3,0 коп/(кВт-ч), а по варианту комбинированной замены на ГТУ+АЭС - 2,12-2,35 коп/(кВт-ч).
Несомненные преимущества варианта ГТУ+АЭС состоят в следующем: сокращение почти в 2,5 раза расхода органического топлива; достижение высокого уровня маневренности оборудования; повышение производительности труда, особенно с учетом снижения численности персонала, занятого на всех видах ремонтов; снижение металлоемкости. Недостаток этого варианта -.существенно (в 3 раза) большие капиталовложения. Однако если учесть, что вариант ГТУ+АЭС, требуя меньшего расхода органического топлива, дает экономию капиталовложений на добычу и магистральный транспорт газа, то окажется, что интегрально в этом варианте общие капиталовложения примерно на 10 % меньше. При сравнении вариантов, даже если считать их примерно равноэкономичными или предполагать, что вариант второго обновления металла действующих газомазутных КЭС был бы даже несколько экономичнее, вариант пиковых и полупиковых ГТУ+АЭС является более предпочтительным (с учетом других его преимуществ).
Как ясно из изложенного, задержка со своевременным производством маневренного оборудования требуемых характеристик для замены морально и физически изношенного оборудования ТЭС усложнила решение проблемы технического их перевооружения. Основные направления решения поставленной задачи могут быть следующие.
1. Вывод из эксплуатации на первом этапе осуществления Энергетической программы устаревшего оборудования с начальным давлением 4,5 МПа и ниже, а также оборудования конденсационных ТЭС с начальным давлением 9 МПа.
2. Проведение на первом этапе осуществления Энергетической программы второго обновления металла следующих типов основного оборудования, отработавшего реально достижимый срок службы: конденсационного с начальным давлением 13 МПа, работающего на твердом топливе, и 24 МПа на твердом топливе и газе; теплофикационного с начальным давлением 13 МПа, а в некоторых случаях теплофикационного с начальным давлением 9 МПа, когда нецелесообразно их превращение в котельные различного типа.
3. Форсированные разработки и освоение производства рациональных типов специализированного маневренного оборудования для существующих и новых ТЭС, чтобы иметь возможность на втором этапе осуществления Энергетической программы своевременно выводить из эксплуатации морально изношенное оборудование с заменой его на технически прогрессивное. При достаточно устойчивом снабжении ТЭС европейских районов природным газом большой экономический эффект может дать развертывание производства газовых -турбин единичной мощностью 150-200 МВт с начальной температурой 950-1100°С, в том числе теплофикационного типа, для установки взамен выводимых из эксплуатации газомазутных энергоблоков 160, 210 и 300 МВт и соответствующего оборудования ТЭЦ. Необходимо форсировать серийное производство указанных типов газовых турбин.
При этом надо иметь ввиду, что при выводе действующего оборудования из эксплуатации по критериям морального или физического износа нецелесообразно, как правило. воспроизводить для целей второго обновления металла морально изношенное оборудование, например, на начальное давление пара 9 МПа и ниже, мощностью менее 150 МВт и т.п., а также создавать специальные ремонтные заводы.
Возрастающие масштабы "старения" энергетического оборудования тепловых электростанций требуют учета этого фактора при планировании развития электроэнергетики.
При таких оценках нельзя не учитывать роль АЭС. Во-первых, не менее 1/3 всей мощности существующих энергоблоков ТЭС на 24 МПа эксплуатируются в базисном режиме. Поэтому фактически в заменяющем их новом оборудовании на специальные маневренные блоки на органическом топливе будет приходиться лишь около 2/3 мощности, а на новые АЭС - 1/3. Во-вторых, в перспективе в конце 90-х - начале 2000 годов в нарастающих масштабах срок службы АЭС будет достигать 30-лет. Поэтому встанет вопрос о том, как и когда выводить из эксплуатации АЭС, отработавшие свой расчетный ресурс, как подходить к выбору и продолжительности и целесообразности предельного срока эксплуатации АЭС. В этом направлении необходимо расширение проведения научно-исследовательских и проектных проаботок в организациях Академии Наук СССР, Минэнерго СССР, Минэнергомаша и др.

Список литературы

  1. Основные положения Энергетической программы СССР на длительную перспективу. - М.: Политиздат, 1984.
  2. Нормы амортизационных отчислений по основным фондам народного хозяйства СССР и положение о порядке планирования, начисления и использования амортизационных отчислений в народном хозяйстве. - М.: Экономика, 1974.
  3. Мелентьев Л.А., Лаврененко К.Д. О выборе эффективного оборудования для работы в переменной части графика нагрузки электроэнергетических систем. - "Теплоэнергетика", 1984, № 3, с.2-6.
  4. Разработка перспективных конструкций и анализ маневренных характеристик полупиковых паровых турбин мощностью 500 МВт и выше / В.К. Рыжков, Н.А. Сорокин, С.Г. Волынский и др. _- "Теплоэнергетика", 1977, № 10, с.2-7.
  5. Народное хозяйство СССР в 1972 году. _- М.: Статистика, 1973, с.61.
  6. Инструкция по наблюдению за металлом котлов, турбин и паропроводов. _- М.: ПО "Союзтехэнерго", 1982.
  7. Методика определения экономической эффективности внедрения новой техники, механизации и автоматизации производственных процессов в промышленности / Под ред. Т.С. Хачатурова. _- М.: Изд. АН СССР, 1962. - 47 с.
  8. Лебединский И.Л. Основные производственные фонды в промышленности. - Л.: Лениздат, 1979. - 200 с.