Главная   >>   Современная теплоэнергетика

Современная теплоэнергетика

9.3. Возрастной состав оборудования ТЭС и ТЭЦ России

Значительная доля оборудования ТЭС и электрических сетей в энергетике России, отслужившего свой расчетный срок службы, — это главная проблема энергетики России. Опасность лавинообразного выхода из строя оборудования электростанций из-за его старения заставляет самым серьезным образом отнестись к этой проблеме (см. лекцию 12). Здесь мы рассмотрим ее истоки — возрастной состав оборудования.

Достаточно ясное представление о «возрасте» генерирующего оборудования дает гистограмма, представленная на рис. 9.3. Видно, что 38 % генерирующего оборудования введено в эксплуатацию до 1970 г. (это оборудование реально введено в эксплуатацию в период 1945—1970 гг., хотя есть и более старое). Далее 2/3 установленного оборудования имеют возраст не менее 20 лет.

Конечно, «возраст» (как и у человека) не определяет однозначно состояние оборудования, однако оценки РАО «ЕЭС России» говорят, что 17 % работающего генерирующего оборудования уже выработало свой ресурс.

Рассмотрим возрастной состав конкретного оборудования ТЭС, в первую очередь паровых турбин в порядке их долей в выработке электроэнергии, представленных в табл. 9.2—9.5 и на рис. 9.2.

На рис. 9.4 показано распределение энергоблоков мощностью от 150 до 1200 МВт по наработкам, которое дает общее представление о «воз­расте» этой большой группы оборудования, охватывающей примерно 29 % генерирующего оборудования ТЭС. Видно, что только 18 % этого оборудования имеют наработку менее расчетной, равной 105ч. Это означает, что к 82 % оборудования должно быть уделено особое внимание, обеспечивающее исключение катастрофических последствий.

Основную долю мощности энергоблоков обеспечивают энергоблоки с турбинами К-300-23,5 (см. рис. 9.2), данные по наработке которых представлены на рис. 9.5. Видно, что из 77 турбин все, кроме одной, имеют наработку, превосходящую расчетную, а 30 турбин — даже парковую. Только 46 турбин могут считаться относительно благополучными, так как они пока еще не достигли паркового ресурса, но превзошли все-таки расчетную наработку.

Аналогичное распределение по наработке для турбин ЛМЗ типа К-200-12,8 представлено на рис. 9.6. Только 15 турбин из 75 имеют наработку меньше расчетной, а 26 — превышают парковую.

На рис. 9.7 представлено распределение по наработкам для теплофи­кационных турбин на начальное давление 130 ат (12,8 МПа), т.е. тех, которые обеспечивают более 16 % выработки электроэнергии (см. рис. 9.2). Видно, что почти треть турбин имеет наработку, превышающую расчетную, а 14,7 % — превышающей ее более чем вдвое.

Особо следует сказать об энергоблоках мощностью 800 МВт, обеспечивающих 8,5 % выработки электроэнергии (см. рис. 9.2). Они являются хорошей иллюстрацией того, что ни календарный срок работы, ни даже наработка не являются параметрами, однозначно определяющими предельное состояние. Энергоблоки 800 МВт — «молоды» по сравнению с оборудованием, рассмотренным выше. Энергоблоки 200 и 300 МВт были спроектированы для работы с начальной температурой и температурой промперегрева 565 °С, а затем сразу же после изготовления эти температуры были снижены до 540 °С для обеспечения надежности паропроводов. Это создало резерв долговечности и в дальнейшем обеспечило парковый ресурс в 220 тыс. ч для турбин ЛМЗ и 170 тыс. ч для турбин ХТЗ. Турбины для энергоблоков 800 МВт проектировались сразу же на температуры свежего и вторично перегретого пара 540 °С. Поэтому их расчетный ресурс в 100 тыс. ч может оказаться весьма близким к парковому. Это покажет ближайшее будущее.