Стартовые условия дальнейшего совершенствования ремонтного обслуживания.
Среднесрочный прогноз изменений отдельных характеристик состояния оборудования ТЭС
![Реферат: Стартовые условия дальнейшего совершенствования ремонтного обслуживания. Среднесрочный прогноз изменений отдельных характеристик состояния оборудования ТЭС](https://gugn.ru/work/6777302/cover.png)
В контексте стартовых условий дальнейшего совершенствования ремонтного обслуживания представляется целесообразным рассмотреть ряд факторов, опосредствованно характеризующих техническое состояние больших групп оборудования. Прогнозы их изменений составят базовую основу представлений о том, с каким оборудованием предстоит работать в перспективе. Приведенные данные свидетельствуют о неблагополучном… Читать ещё >
Стартовые условия дальнейшего совершенствования ремонтного обслуживания. Среднесрочный прогноз изменений отдельных характеристик состояния оборудования ТЭС (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
Оценивая современное состояние теплоэнергетики в области экономики ремонта можно отметить, что за 12 лет (с 1987 г.) удельные к установленной мощности затраты на ремонт в целом по ТЭС сократились на 24%, а по ТЭС федерального уровня возросли на 2%.
За этот же период удельные к приведенной выработке затраты на ремонт в целом по ТЭС увеличились на 27%, по энергоблочным ТЭС «АО-энерго» — на 23%, апо ТЭС федерального уровня — на 73%.
При этом количество часов использования установленной мощности сократилось в 1,48 раза.
За период с 1999 по 2001 г. удельные затраты на 1 кВт отремонтированной мощности ТЭС федерального уровня возросли в 3,53 раза.
Таблица 1 Сравнение показателей надежности отечественных энергоблоков и ТЭС США и Канады.
Показатель. | Страна. | Год. | Мощность энергоблока, МВт. | |||||
Коэффициент использования установленной мощности. | США и Канада. | 1986;1990. | 41,4. | 50,7. | 46,0. | 51,9. | 52,0. | 58,5. |
СССР. | 64,7. | 63,0. | 63,6. | 53,4. | 69,1. | 51,6. | ||
РФ. | 55,5. | 59,0. | 58,5. | 47,3. | 63,5. | 69,2. | ||
США и Канада. | 1989;1993. | 42,5. | 52,1. | 47,1. | 52,7. | 52,1. | 64,0. | |
РФ. | 47,1. | 46,3. | 44,3. | 38,4. | 49,4. | 30,0. | ||
47,0. | 45,8. | 42,7. | 39,8. | 48,1. | 22,1. | |||
50,4. | 46,7. | 40,1. | 49,1. | 52,8. | 38,9. | |||
43,2. | 46,7. | 38,9. | 47,5. | 54,9. | 62,6. | |||
Коэффициент технического использования (коэффициент готовности). | США и Канада. | 1986;1990. | 84,7. | 83,4. | 80,4. | 81,5. | 84,6. | 80,6. |
СССР. | 85,9. | 85,2. | 84,3. | 69,0. | 80,5. | 59,7. | ||
РФ. | 86,5. | 84,0. | 85,7. | 67,1. | 83,8. | 90,3. | ||
США и Канада. | 1989;1993. | 86,2. | 85,1. | 82,2. | 82,3. | 86,3. | 82,3. | |
РФ. | 84,7. | 82,1. | 84,1. | 62,1. | 83,1. | 83,0. | ||
85,2. | 81,6. | 85,0. | 67,6. | 84,2. | 63,2. | |||
84,0. | 83,6. | 85,2. | 80,0. | 78,8. | 75,2. | |||
88,7. | 84,0. | 86,6. | 77,9. | 81,7. | 88,2. | |||
Коэффициент неплановых простоев, %. | США и Канада. | 1986;1990. | 3,6. | 4,6. | 5,3. | 4,8. | 3,6. | 6,8. |
СССР. | 3,2. | 3,5. | 4,4. | 20,7. | 2,3. | 2,0. | ||
РФ. | 1,0. | 2,7. | 2,1. | 13,7. | 2,1. | 0,0. | ||
США и Канада. | 1989;1993. | 3,0. | 3,6. | 4,8. | 4,2. | 4,7. | 3,5. | |
РФ. | 0,9. | 2,9. | 2,0. | 9,8. | 2,2. | 0,0. | ||
1,3. | 3,0. | 2,7. | 9,6. | 2,4. | 10,3. | |||
2,0. | 3,8. | 1,2. | 6,3. | 2,7. | 0,2. | |||
1,5. | 2,7. | 0,9. | 5,0. | 3,3. | 0,4. | |||
Коэффициент плановых простоев в ремонте, %. | США и Канада. | 1986;1990. | 11,7. | 11,9. | 14,3. | 13,6. | 11,8. | 12,5. |
СССР. | 10,8. | 11,2. | 11,3. | 10,3. | 17,2. | 38,3. | ||
РФ. | 12,5. | 13,3. | 12,2. | 19,2. | 14,1. | 9,7. | ||
США и Канада. | 1989;1993. | 10,8. | 11,3. | 13,0. | 13,5. | 9,0. | 14,2. | |
РФ. | 14,4. | 15,0. | 13,9. | 28,1. | 14,7. | 17,0. | ||
13,5. | 15,4. | 12,3. | 22,8. | 13,4. | 26,5. | |||
10,2. | 12,4. | 13,3. | 13,6. | 18,7. | 24,6. | |||
10,0. | 12,9. | 12,6. | 17,4. | 15,2. | 11,4. | |||
Коэффициент простоев в резерве, %. | США и Канада. | 1989;1993. | 25,4. | 13,7. | 13,2. | 10,9. | 17,1. | 3,0. |
РФ. | 27,8. | 24,0. | 22,8. | 15,4. | 17,3. | 42,6. | ||
27,5. | 23,3. | 25,6. | 18,4. | 24,3. | 33,6. | |||
28,4. | 23,6. | 29,3. | 21,8. | 13,6. | 23,2. | |||
33,0. | 22,5. | 31,9. | 18,6. | 9,1. | 7,3. |
Примечание: Данные об энергетике США и Канады взяты из обзора «North American Electric Reliability Council» (NERC) // Generating Unit Statistics 1986;1990 и Generating Unit Statistics 1989;1993.
Приведенные данные свидетельствуют о неблагополучном состоянии экономических показателей ремонтной деятельности. Часть из них может быть отнесена к существующей командно-административной форме и затратным методам управления, а часть — к прогрессирующему старению оборудования. Четко разделить эти составляющие не представляется возможным.
![Распределение турбин, котлов и генераторов по пятилетним возрастным группам, в % от установленной мощности в целом по Холдингу «.](/img/s/9/42/1730342_1.jpg)
Рис. 1 Распределение турбин, котлов и генераторов по пятилетним возрастным группам, в % от установленной мощности в целом по Холдингу «» РАО ЕЭС России" «
Однако с точки зрения показателей надежности и безотказности работы оборудования ТЭС аналогичных тенденций не наблюдается. Об этом свидетельствуют ретроспективные показатели безотказности работы энергоблоков ТЭС. В приведенных ниже данных показатели надежности отечественных энергоблоков сравнивались с североамериканскими. Для их формирования использовались ежегодно публикуемые ОАО «Фирма ОРГРЭС» обзоры «Анализ работы энергетических блоков мощностью 150−1200 МВт» .
![Прогноз возрастной структуры турбин при сохранении количества вводов на уровне 1996;2000 гг.](/img/s/9/42/1730342_2.png)
Рис. 2 Прогноз возрастной структуры турбин при сохранении количества вводов на уровне 1996;2000 гг.
Из приведенных данных следует, что показатели технического использования (готовность к несению нагрузок) отечественных энергоблоков в 1994;1995 гг. снизились, а затем восстановились. Это явилось результатом увеличения межремонтного периода на базе перехода на межремонтный ресурс несмотря на то, что простои оборудования в ремонтах существенно увеличились, но количество ремонтируемых мощностей сократилось.
Таким образом, теплоэнергетика располагает определенным потенциалом для улучшения показателей надежности и снижения издержек энергоремонтного производства. К последним следует отнести недоиспользуемый межремонтный ресурс.
В контексте стартовых условий дальнейшего совершенствования ремонтного обслуживания представляется целесообразным рассмотреть ряд факторов, опосредствованно характеризующих техническое состояние больших групп оборудования. Прогнозы их изменений составят базовую основу представлений о том, с каким оборудованием предстоит работать в перспективе.
К таким факторам следует отнести:
- · интегральные показатели возрастной структуры основного оборудования;
- · исчерпание:
- — сроков амортизации оборудования;
- — сроков службы оборудования;
- — паркового ресурса жаропрочных узлов;
- — индивидуального ресурса соответствующих узлов.
К наиболее информативным критериям интегральной оценки состояния энергооборудования относится его возрастная структура. В ней в неявной форме содержится информация о фактическом и ретроспективном состоянии с учетом различного вида ранее произведенных операций в виде демонтажа, замены и вводов нового оборудования.
Сформированная на начало 2002 г. такая структура по основному оборудованию ТЭС Холдинга приведена ниже. Из данных гистограммы видно, что различные виды оборудования имеют и различный возраст. Это говорит о том, что какие-то виды оборудования заменялись: турбины — по исчерпании ресурса, генераторы — по исчерпании срока службы и фактическому техническому состоянию. Паровые котлы менее всего подвергались заменам.
Наглядность такого представления позволяет осуществлять прогнозы любой длительности. Так, если количество вводов турбин сохранится на уровне 1996;2000 гг., то можно себе представить в перспективе долю устаревшего оборудования.
В качестве других критериев интегральной оценки состояния оборудования могут быть рассмотрены в динамике процессы достижения оборудованием предельных сроков службы, устанавливаемых стандартами, исчерпания паркового и индивидуального ресурса.
Такие данные приведены ниже, как и исчерпание сроков амортизации, характеризующее возможности привлечения собственных средств для проведения технического перевооружения. Приведенные данные не содержат поправок, связанных с переоценкой основных фондов, проведенной в 2002 г. Несмотря на существенное увеличение стоимости основных фондов, размер амортизационных отчислений не стал достаточным для осуществления масштабного обновления генерирующих мощностей. Тем не менее только на 2003 г. в результате технического перевооружения планируется ввод 852,9 МВт и продление срока службы турбинного оборудования за счет замены базовых узлов 1205,3 МВт. Это примерно столько же, сколько было выполнено за пятилетку (1996;2000 гг.).
Ухудшение возрастной структуры приводит к росту общих затрат на ремонт и соответственно росту себестоимости производимой продукции.
![Прогноз достижения сроков амортизации основных фондов, паркового ресурса и сроков службы энергообъектов ТЭС в % от установленной мощности.](/img/s/9/42/1730342_3.png)
Рис. 3 Прогноз достижения сроков амортизации основных фондов, паркового ресурса и сроков службы энергообъектов ТЭС в % от установленной мощности
Таблица 2.
Показатель. | 2000 г. | 2005 г. | 2010 г. | 2015 г. | 2020 г. |
МВт. | |||||
Исчерпание: | |||||
срока амортизации (30 лет). | |||||
срока службы (40 лет). | |||||
паркового ресурса. | |||||
индивидуального ресурса. | |||||
% от установленной мощности. | |||||
Исчерпание: | |||||
срока амортизации (30 лет). | 40,19. | 55,55. | 70,21. | 82,69. | 93,93. |
срока службы (40 лет). | 10,97. | 22,88. | 38,3. | 54,89. | |
паркового ресурса. | 10,8. | 35,8. | 53,7. | 64,4. | |
индивидуального ресурса. | 0,5. | 4,5. | 17,2. | 29,8. | 39,0. |
Согласно приведенным данным, уже в 2000 г. теплоэнергетика России несла повышенные затраты на ремонт в связи с исчерпанием срока амортизации 40% мощности установленного оборудования. Сорокалетнего срока службы в 2000 г. достигло оборудование энергоустановок, что составило 10,97% от установленной мощности, а в 2020 г. эта величина возрастет до 71%, т. е. увеличится в 7 раз. Несколько больше возрастут мощности турбинного оборудования, достигшего исчерпания паркового ресурса. И, начиная с 2005 г., будет набирать темп исчерпание индивидуального ресурса турбинного оборудования, приводящее к наиболее высоким затратам.
Такой представляется перспектива состояния оборудования ТЭС.