Совершенствование режимов работы и уровня эксплуатации

Техническое перевооружение

Длительное, измеряемое десятками лет нахождение в эксплуатации теплоэнергетического оборудования приводит к тому, что в энергетике накапливается большое количество ТЭС, на которых удельные расходы топлива, удельная численность персонала, готовность оборудования к несению нагрузки, безотказность и ремонтопригодность значительно уступают новым образцам паротурбинных установок.

Обоснование необходимости технического перевооружения начинается с анализа технико-экономических показателей действующей ТЭС и с обследования физического состояния оборудования, зданий и сооружений. Оценка физического состояния производится прямым обследованием с привлечением средств диагностики котлов, турбин, вспомогательного оборудования, зданий и сооружений силами специализированных организаций и персонала ТЭС. Порядок обследования устанавливается нормативно-технической документацией, в которой определена обязательная номенклатура обследуемого оборудования, объемы обследований и сроки их выполнения, организация работ по обследованию. Полученные результаты оформляются специальными актами, которые направляются в проектную организацию, выполняющую проектирование технического перевооружения конкретных ТЭС.

Техническое перевооружение ТЭС производится по соответствующим планам. В план технического перевооружения включается комплекс мероприятий по повышению:

– технико-экономического уровня электростанции в целом,

– отдельной ее очереди,

– группы энергетических блоков или отдельных блоков,

– группы агрегатов и элементов тепловой схемы.

– уровня готовности оборудования к работе на основе внедрения передовой техники и технологии,

– автоматизации,

Планом технического перевооружения также предусматриваются:

– замена не сменяемых при капитальных ремонтах основных частей оборудования, отработавших ресурс или имеющих низкие технические характеристики,

– установка на существующих производственных площадках дополнительных машин и агрегатов,

– внедрение автоматизированных систем контроля и управления,

– применение других современных средств управления производством,

– переустройство природоохранных объектов и пр.

Техническое перевооружение ТЭС во многих случаях сложнее, чем строительство новой. Тем не менее оно является предпочтительным, поскольку при этом используются:

– имеющиеся многие освоенные инженерные сооружения (линии электропередачи, тепловые сети, топливные склады, водопровод, канализация, сеть железных, автомобильных дорог, газопроводов и пр.);

– имеющиеся квалифицированные кадры, так как эксплуатационный и ремонтный персонал ТЭС остается на месте;

– имеющийся жилой фонд и сфера соцкультбыта.

В совокупности все эти обстоятельства обеспечивают более низкую стоимость установленной мощности при техническом перевооружении ТЭС по сравнению с новым строительством.

Техническое перевооружение продлевает эксплуатацию ТЭС на 25–35 лет, поэтому оборудование, устанавливаемое взамен выработавшего ресурс, тепловая схема ТЭС, средства автоматизации и защит, связь и телемеханика должны при проектировании закладываться на уровне новейших достижений науки и техники. Должен также учитываться прогноз изменения условий эксплуатации, в частности вероятные изменения характеристик топлива и их видов, динамика электрических и тепловых нагрузок, вопросы экологии, потребности в возрастании комфортности труда. Все устанавливаемое новое оборудование, как правило, должно отвечать требованиям маневренности и допускать до 50 пусков в год из холодного состояния и ежедневные остановы на ночь; иметь высокие показатели по надежности и экономичности.

Варианты технического перевооружения оцениваются на основе двух критериев экономичности и надежности.

Критерий, обосновывающий необходимость технического перевооружения малоэкономичной ТЭС, определяется неравенством

Е_Н∙К_Н + И_Н – Е_Н∙К_М – И_М > 0 (2.2)

где Е_Н – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений; К_Н – капитальные вложения в строительство новой ТЭС как альтернатива действующей малоэкономичной; И_Н – ежегодные издержки производства на новой ТЭС; К_М– капитальные вложения в техническое перевооружение малоэкономичной действующей ТЭС; И_М – ежегодные издержки производства на малоэкономичной ТЭС после перевооружения.

Критерий демонтажа и замены малоэкономичных электростанций представляет неравенство:

Е_НК_Н–И_Д'>0 (2.3)

где И_Д' – ежегодные издержки производства малоэкономичной устаревшей ТЭС.

Необходимость технического перевооружения ТЭС по условиям надежности возникает при потенциальной опасности из-за необратимого разупрочнения базовых, не сменяемых при капитальных ремонтах деталей основного оборудования: барабанов, паровых котлов, корпусов ЦВД, ЦСД и роторов турбин, паропроводов свежего пара и горячего промежуточного перегрева, смежного оборудования, зданий и сооружений. Оно необходимо также в случае ненадежной работы систем золоулавливания и шлакоудаления, различных очистных устройств, если возникает недопустимое загрязнение окружающей среды.

Современные ТЭС и АЭС являются сложными техническими сооружениями. Протекающие на установленном оборудовании ТЭС и АЭС физические и химические процессы характеризуются многообразием параметров и показателей, которые необходимо непрерывно или периодически измерять, с тем, чтобы при отклонении от заданных значений и нормативов немедленно воздействовать на процессы и восстанавливать их нормальное течение. Ручное управление технологическими процессами из-за сложности оборудования, его габаритов и большого количества регулирующих органов на современных электростанциях практически невозможно. Оно может осуществляться с помощью или устройств автоматического регулирования, или автоматизированных систем управления (АСУ), или систем автоматизированного управления технологическими процессами (АСУ ТП). В последних двух вариантах в системах управления присутствует ЭВМ или группа ЭВМ. Их участие позволяет при выполнении диспетчерского задания выбирать такие варианты управления режимами работы, которые обеспечивают надежность оборудования при наибольшей его экономичности, т. е. обеспечивают оптимальный режим при заданных условиях.

Функции ЭВМ в системах регулирования различны. Так, информационная машина осуществляет регистрацию и выдачу контролируемых параметров, она может также выдавать эксплуатационном у персоналу технико-экономические показатели текущей работы для корректировки и улучшения режимов. Некоторые ЭВМ непосредственно управляют технологическими процессами и оптимизируют их как в пределах одного агрегата (котла, турбины), так и в целом энергоблока или паротурбинной установки с поперечной связью. ЭВМ, являясь частью системы регулирования, значительно повышает надежность оборудования, особенно при работе в переменных режимах. Создание оптимальных температурных условий для металла роторов и корпусных деталей турбин, коллекторов и барабанов котлов, арматуры и гибов паропроводов свежего пара при пусках и остановах увеличивает долговечность этих деталей в несколько раз и повышает вероятность безотказной работы на 20–30%. Выход из строя ЭВМ может привести не просто к остановке агрегата или энергоблока, но и вызвать их повреждение, поэтому к системам АСУ и АСУ ТП предъявляются специальные требования по надежности, которые регламентируются в НТД.

Следует иметь в виду, что уровень надежности автоматического регулирования зависит не только от ЭВМ, но и от остальных технических средств, с помощью которых регулируется процесс, включая уровень надежности используемых программных средств, а также от квалификации персонала и правильности его действий.

В качестве показателей надежности, характеризующих АСУ, НТД устанавливает:

– среднюю наработку системы на отказ;

– вероятность безотказной работы системы;

– параметр потока отказов системы;

– среднее время восстановления;

– вероятность восстановления в течение заданного времени;

– коэффициент готовности системы.

Применяются и некоторые другие показатели.

Перечисленные показатели надежности АСУ и АСУ ТП отличаются от показателей других технических средств и устройств тем, что они вычисляются для каждой выполняемой функции отдельно.

Порядок оценки надежности АСУ и АСУ ТП также имеет специфику. Ее выполняют по функциям и по аварийным ситуациям. При этом уровень надежности устанавливается на стадии проектирования с учетом свойств, входящих в нее компонентов:

– только комплекса технических средств АСУ;

– комплекса технических средств и программного обеспечения;

– комплекса технических средств и персонала АСУ;

– комплекса технических средств, программного обеспечения и персонала.

Такой подробный анализ уровня надежности систем автоматического регулирования при разработке проекта должен обеспечивать высокое качество системы в эксплуатации, что, в свою очередь, создает условия надежной и экономичной эксплуатации ТЭС и АЭС. Практика подтверждает это положение.

Уровень надежности энергоблоков, оцененный по отказам из-за нарушений в работе систем регулирования, за последние годы повышается. При этом число отказов основного оборудования из-за неисправностей элементов автоматики примерно на 30% меньше, чем из-за ошибочных действий персонала при производстве переключений.

Недостаточная надежность систем автоматики вызывается не только еще низким качеством их изготовления, но и тем, что освоение и наладка регуляторов на действующих электростанциях нередко затягиваются на несколько лет. Так, автоматические регуляторы котельных установок за 3–5 лет работы освоены на 65%, турбинных установок – на 85%, водоподготовительного оборудования – на 40%. Основные причины недоиспользования систем автоматического регулирования заключаются в ненадежной работе и частых отказах регулирующих органов, элементов электрических схем, исполнительных механизмов, а также неподготовленностью отдельных агрегатов к автоматизации.

Исключительную роль в системе автоматического регулирования выполняют средства измерений и защиты, поэтому все устройства тепловой автоматики, предназначенные для измерений теплотехнических, физических, дозиметрических, химических и механических параметров, информационные и управляющие вычислительные машины должны содержаться в исправности и постоянно находиться в работе. В целях повышения надежности устройств тепловой автоматики, средства защиты и измерений обеспечиваются резервным электрическим питанием с автоматическим и ручным переключением. Наличие напряжения контролируется с помощью звуковой и световой сигнализации. Состояние резервного питания периодически проверяется по специальному графику.

Для предупреждения повреждений коммуникаций автоматического регулирования, защит и измерений запрещается в одном и том же кабеле использовать силовые и управляющие цепи. В этих же целях места прокладки импульсных линий и кабелей через стены, разделяющие помещения разных категорий обслуживания, а также вводов их в щиты герметизируются. Особое значение придается защите систем автоматического регулирования, защит и измерений от вредного воздействия влажности, вибрации, радиации, запыленности, электрических и магнитных полей, которые в местах установки приборов и аппаратуры не должны превышать величин, устанавливаемых в НТД. Например, температура в местах установки щитов шкафного типа должна быть не выше 45°С, а в местах установки шкафов ЭВМ и логических устройств – равной (25±5)°С. Учитывая особую ответственность систем защит на АЭС, электрическое присоединение кабелей к приборам и аппаратуре, находящимся в помещениях с радиоактивным воздействием, осуществляют с использованием быстросоединительных штепсельных разъемов.

Для предотвращения ошибочных действий эксплуатационного и ремонтного персонала при ручных переключениях на панелях, пультах и на местах установки аппаратуры первичные измерительные преобразователи, запорная арматура и другие элементы автоматического регулирования имеют надписи, объясняющие их назначение.

Немало случаев отказов в работе основного оборудования происходит из-за сбоев в работе автоматического регулирования, вызванных недостаточной плотностью герметических систем, несоответствием проектных и фактических характеристик исполнительных органов, большими люфтами в сочленениях. Все это требует неотложной разработки более совершенных исполнительных механизмов, осуществляющих непосредственное регулирование процессов. Техническое обслуживание и ремонт устройств тепловой автоматики и измерений па ТЭС и АЭС выполняют специализированные группы или цехи тепловой автоматики и измерений (ЦТАИ). Они же контролируют ремонт и принимают в эксплуатацию ряд исполнительных механизмов, обслуживаемых персоналом производственных цехов.

Средства измерений в системах автоматического регулирования являются метрологически контролируемыми, за их состоянием осуществляется ведомственный контроль. Сроки проверки устанавливаются НТД в зависимости от вида и назначения приборов или аппаратуры.

Технологические защиты остаются включенными в течение всего времени работы оборудования, на котором они установлены. Вывод их из работы допускается только в строго определенных случаях и только по распоряжению ответственных за эксплуатацию ТЭС или АЭС должностных лиц. Известны случаи, когда необоснованное отключение защит приводило к тяжелым авариям и разрушению оборудования.

Проверка функционирования и исправности обязательна при простое оборудования более 3-х суток или при проведении ремонтных работ вне зависимости от продолжительности простоя.

Важным условием надежности и сохранности оборудования является правильность действия персонала ТЭС и АЭС в экстремальных условиях. При нормальных режимах функции управления принимают на себя системы автоматического регулирования и защит. Но многообразие действующих факторов и их сочетаний в ряде случаев требует оперативного вмешательства в работу вахтенного персонала. В этом случае от быстроты и точности принимаемых решений, воздействующих на технологический процесс работы оборудования, зависят характер и тяжесть последствий. С целью выработки навыков по принятию правильных и быстрых решений при необычных режимных условиях производится учебно-тренировочная работа с персоналом ТЭС и АЭС. Дежурный персонал электростанций до назначения на самостоятельную работу проходит длительную подготовку, в которую включены изучение конструкции оборудования, получение теоретических знаний о происходящих при эксплуатации на конкретном оборудовании физических и химических процессах, приобретение практических навыков обслуживания оборудования на рабочем месте, изучение должностных инструкций. Для приобретения практических навыков используются обязанности дежурного по месту работы в качестве дублера. После этого, до начала самостоятельной работы, производится комиссионная проверка полученных знаний и приобретенных практических навыков.

Для работающего в эксплуатации и на ремонтах персонала ТЭС и АЭС установлено обязательное производственное обучение, в том числе курсовое обучение, техническая и экономическая учеба, инструктаж различного назначения, противоаварийные и противопожарные тренировки.

Рабочие и инженерно-технический персонал всех структурных подразделений ТЭС и АЭС проходят в строго определенные сроки периодическую проверку знаний должностных инструкций, правил технической эксплуатации и правил техники безопасности. Знания Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей, Правил ядерной безопасности атомных электростанций и должностных инструкций проверяются один раз в два года, а Правил техники безопасности и Правил радиационной безопасности атомных электростанций – один раз в год.

К уровню знаний предъявляются высокие требования: если при проверке окажется, что проверяемое лицо плохо усвоило предусмотренный программой материал, назначается повторная проверка, как правило, через месяц. Неудовлетворительная оценка при повторной проверке обязывает администрацию электростанции в установленном законом порядке расторгнуть трудовой договор с проверяемым лицом вследствие его недостаточной квалификации.

Для большей эффективности производственного обучения на электростанциях создаются технический кабинет, кабинет по технике безопасности и техническая библиотека, оснащенные необходимой литературой, наглядными пособиями и макетами. На атомных электростанциях и сложных ТЭС необходимо еще устанавливать специальные тренажеры, которые позволяют имитировать значительное количество возможных аварийных ситуаций.

По устройству современный энергетический тренажер представляет собой сложную техническую систему, в которую включены ЭВМ и различные элементы электроники. Внешняя, приборная, часть аналогична пульту управления энергетического блока или станции в целом и оснащена соответствующей мнемонической схемой со световой и звуковой сигнализацией. Как и на действующем оборудовании, у оператора имеется дисплейное изображение характеристик протекающих процессов. Специальные программы, заложенные в ЭВМ, имитируют экстремальные ситуации, создают с помощью звуковой и световой сигнализации на приборах пульта управления обстановку, аналогичную аварийной. Оператор, располагаясь на пульте управления в качестве соответствующего должностного лица, должен, руководствуясь указаниями должностных инструкций, манипулировать пусковыми кнопками и переключателями на щите управления и восстановить нормальный технологический процесс в заданное по условиям тренировки время. При решении некоторых тренировочных задач предусматривается устранение экстремальной ситуации только действиями оператора, а в других случаях работа выполняется одновременно ЭВМ и оператором. Набор тренировочных задач составляется на основании опыта эксплуатации и прогноза изменений условий эксплуатации и состояния оборудования и имеет целью научить дежурный персонал при ликвидации чрезвычайных ситуаций действовать быстро, безошибочно и без растерянности.

В ряде энергосистем и электростанций установлены системы автоматической диагностики, оценивающие состояние поверхностей нагрева котлов с помощью ЭВМ. Это позволяет внедрить прогрессивное экономическое стимулирование дежурного и ремонтного персонала, который получает дополнительную оплату, если число отказов в работе поверхностного нагрева сокращается. Для этого дежурный персонал старается обеспечить такие режимы горения, чтобы толщина стенок труб в межремонтный период не достигла опасной величины, при которой может произойти их разрыв. В свою очередь, ремонтный персонал в период плановых остановов котла заменяет все трубы, которые по толщине стенки не могут гарантировать безаварийную работу в период до следующего планового останова. Внедрение такой системы контроля и оплаты снизило число отказов на поверхностях нагрева до 30%.

Важным показателем надежности является готовность оборудования ТЭС и АЭС к работе в заданное время. На электростанциях введена выплата премии за повышение коэффициента готовности по сравнению с его нормативным значением, установленным отраслевой НТД. Имеются и другие выплаты за повышение надежности эксплуатации. Однако, несмотря на все меры, принимаемые для предотвращения отказов по вине эксплуатационного персонала, их число остается значительным. Например, довольно частыми причинами отказов являются высокотемпературная коррозия на котлах из-за несоблюдения оптимальных топочных режимов с подсветкой факела мазутом при сжигании низкокалорийных углей, несвоевременные микропромывки, нарушение теплообмена из-за неполной очистки труб от заносов продуктами сгорания. К числу тяжелых относятся аварии на главных паропроводах и паропроводах горячего промежуточного перегрева, вызванные неправильной эксплуатацией опорно-подвесной системы и нарушениями режимов прогрева на пусках, что приводит к перенапряжениям сварных соединений, гибов, тройников и нередко к разрушению. На турбинах ошибки при переключениях в системе регенерации приводят к забросам воды в проточную часть и полному ее разрушению. К тяжелым авариям приводят также упуски воды в котлах с естественной циркуляцией.

Вместе с тем внедрение новейших средств автоматизации, защит и измерений с помощью ЭВМ и микропроцессорной техники, широкое использование современных тренажеров для тренировок эксплуатационного персонала, использование экономических рычагов, реконструкция и модернизация оборудования позволяют непрерывно и ощутимо повышать надежность эксплуатации ТЭС и АЭС.

Контрольные вопросы:

1. Что необходимо для надежной работы энергетического оборудования?

2. Кто несет ответственность за состояние ТЭС и АЭС?

3. Перечислите обязанности энергопредприятий.

4. Кем выполняются техническое обслуживание и все ремонтные работы?

5. В каком документе регистрируются выполняемые работы на ТЭС и АЭС?

6. На чем основываются при назначении объемов и периодичности плановых ремонтов?

7. Что такое капитальный ремонт?

8. Что такое средний ремонт?

9. Дайте определение текущему ремонту?

10. Дайте определение неплановому ремонту?

11. Какие меры предпринимаются при обнаружении трещин на поверхностях корпусов?

12. В чем отличия среднего ремонта от капитального?

13. Какова цель ремонта?

14. Для каких целей проводится инструментальная диагностика?

15. Какие элементы котла подвергаются периодическому контролю?

16. Есть ли отличия в периодичности диагностики паропроводов с температурой рабочей среды более 500°С из прямых труб и из труб с наличием гибов? Если есть, то в чем они состоят?

17. Через какой период контролируются гибы необогреваемых трубопроводов?

18. Через какой период контролируются сварные швы?

19. Вследствие чего в работе котлов возникает наибольшая часть отказов?

20. Какие меры предпринимаются, если обнаруживается, что фактическая толщина стенки трубы оказывается меньше расчетной?

21. Почему средние и текущие ремонты имеют одну и ту же продолжительность, а капитальные – разную?

22. Дайте определение модернизации.

23. Дайте определение реконструкции.

24. Запишите условие целесообразности проведения модернизации.

25. Какие организации выполняют реконструкцию и модернизацию?

26. Почему предпочтительнее технически перевооружить станцию строительству новой?

27. Запишите критерий, обосновывающий необходимость технического перевооружения малоэкономичной ТЭС.

28. Запишите критерий демонтажа и замены малоэкономичных электростанций.

29. Для чего на ТЭС и АЭС нужны АСУ и АСУ ТП?

30. Каков порядок оценки надежности АСУ и АСУ ТП?

31. В чем причины недостаточной надежности систем автоматики?

32. Для чего и какие надписи делают на элементах автоматического регулирования?

33. Что последствия будут, если при проверке окажется, что проверяемое лицо плохо усвоило предусмотренный программой материал?

34. Поясните, в чем суть прогрессивной оплаты труда персонала, зависящей от числа отказов оборудования станции.

2.4. Контрольные задания:

1. Для выполнения данного задания Вам потребуются знания из курсов «Основы теории горения натуральных топлив», «Паровые котлы» и знания, приобретенные при изучении главы 2. В результате Вы достигнете поставленных целей № 1, 2, 3, 4, 7, 15, 16, 17, 24.

Задание: Поясните, какие меры, обеспечивающие надежную и безопасную работу котла, Вы предприняли при проектировании курсового проекта, рассчитываемого на курсах «Основы теории горения натуральных топлив», «Паровые котлы».

2. Для выполнения задания потребуются знания из параграфа 2.1. В результате Вы достигнете целей №1, 3, 5, 7, 17, 19, 27.

Условие: При проектировании котла, работающего на топливе с большой абразивностью золы, встал вопрос об обеспечении надежной работы экономайзера. Это возможно обеспечить следующим образом:

а) принять минимальные шаги труб экономайзера;

б) выбрать мембранное изготовление экономайзера с защитными накладками на гибах;

в) применить легированную сталь 12Х1МФ для изготовления экономайзера;

Задание: Определите, какой из предложенных вариантов решения проблемы верен и целесообразен.

3. Для выполнения задания потребуются знания из параграфа 2.3. В результате Вы достигнете целей № 12, 21, 29.

Условие: На Куйбышевском НПЗ находился котел БКЗ-75-39 ГМА (Е-75-3,9-440 ГМ) работающий на природном газе. Этот котел, дающий 75 тонн/час, перестал удовлетворять потребности завода и были произведены следующие действия для получения паропроизводительности 100 тонн/час:

– заменено сжигаемое топливо с природного газа на смесь природного и топливного газов;

– третичное дутье;

– заменили пароперегреватель на пароперегреватель большего размера;

– сделали экраны газоплотными;

– экранировали газоход, тем самым обеспечив его газоплотность

– применили рециркуляцию газов;

– поменяли горелки и вид их расположения;

– заменили поверхностный пароохладитель пароохладителем с «собственным» конденсатом;

Задание: Определите, модернизацией или реконструкцией являлись предпринятые меры по отношению к данному котлу.

4. Для выполнения задания потребуются знания из параграфа 3.3.

Поясните, к какому виду ремонта относятся следующие случаи:

а) замена изношенных лопаток турбины на новые;

б) замена сальников редуктора насоса;

в) замена изношенных поверхностей нагрева;

г) замена барабана.

5. Проанализируйте разделы 3.2 и 3.3 и ответь на поставленный вопросы: В чем преимущество блочного исполнения элементов котлов, надежнее ли такое исполнение, какие элементы, исполненные в блочном исполнении, Вы знаете?

6. Проанализируйте раздел 3.2 и ответьте на вопрос: Каким видом сварки осуществляют следующие операции:

а) сварка опускных труб;

б) сварка труб пароперегревателей;

в) сварка металлических листов между собой;

г) сварка панелей топочной камеры.

7. Почему при проектировании хвостовых поверхностей нагрева при сжигании сернистых мазутов, вызывающих сернистую коррозию, предпочтение отдается регенеративным воздухоподогревателям, как самому надежному и безотказному оборудованию? Рекуперативные же стараются не использовать.

8. Какие проектируются приспособления на котле, обеспечивающие его надежную и безопасную работу. Перечислите их.