Эксплуатации энергоблока

Практически приходится рассматривать схемы энергоснабжения с двумя или тремя вводами различных видов энергии в дом. Если будет установлено, что схема с двумя вводами по экономическим показателям равноценна или незначительно уступает схеме с тремя вводами, следует выбирать схему с меньшим количеством вводов по соображениям организации и эксплуатации энергетического хозяйства дома.

Эффективность эксплуатации энергетического оборудования во многом зависит от качества его обслуживания, выполнения всех требований правил технической эксплуатации, направленных на улучшение работоспособности и экономичности установок и энергосистемы в целом.

. Для определения степени влияния вероятных режимов эксплуатации энергетического оборудования на его оптимальные параметры рассмотрим основные из них.

На основе опыта эксплуатации энергетического оборудования на давление 60 и 130 кгс/см2 было решено в основу развития теплоэнергетики принять промежуточные параметры пара 90 кгс/см2 и 500° С. Через некоторое время температура пара была увеличена до 535° С, что улучшило экономические показатели тепловых электростанций.

районов прокладки газопроводов показывает, что транспорт газа осуществляется в условиях эксплуатации энергетического оборудования КС более сложных, чем в средних районах страны. Абсолютный минимум температур - 213 К, максимум — 313 К, т.е. интервал изменения температур равен 100 К. Следует отметить, что изменение температуры в течение суток может быть более. Такие резкие колебания температуры приводят к тому, что температура газа изменяется, газопровод начинает „тянуть", и при этом возникают опасные напряжения в стенках труб, которые могут привести к их разрыву. Газотурбинные установки при резком повышении температуры воздуха теряют мощность, и для обеспечения заданной поставки газа приходится эксплуатировать силовое оборудование с перегрузками, что отрицательно сказывается на надежности работы ГПА и газотранспортной системы в целом.

мой ГТУ. Такие периоды эксплуатации относятся к летним месяцам и для Западной Сибири длятся в течение 2—3,5 мес. В остальное время года эксплуатации энергетического оборудования КС температура атмосферного воздуха ниже расчетной. В этом случае номинальная мощность ГТУ достигается при температуре продуктов сгорания ниже паспортной, что строго учитывается в выборе режимов эксплуатации. Известно, что изменение температуры воздуха на всасывании в осевой компрессор на 20 К приводит к изменению температуры продуктов сгорания, для поддержания номинального режима — на 60—90 К. При температуре наружного воздуха 233 К это изменение достигает более 120 К. При очень низких температурах для поддержания нормальных условий эксплуатации воздух на всасывании в осевой компрессор приходится подогревать по двум причинам: высокая влажность воздуха обусловливает обледенение направляющего аппарата ОК и, как следствие, изменение геометрических размеров воздушного тракта, вызывающее помпажные явления; при снижении температуры продуктов сгорания происходит снижение эффективной мощности и к.п.д. установки, а номинальную мощность можно поддерживать лишь за счет увеличения температуры продуктов сгорания выше паспортных значений, что вызывает увеличение теплонапряженности камер сгорания (табл. 2) и достаточно частое их термическое разрушение и, как следствие, снижение надежности работы газотранспортной системы. Низкие температуры наружного воздуха оказывают существенное влияние и на термодинамические характеристики транспортируемого газа. В Западной Сибири грунт имеет температуру на глубине залегания газопровода ниже, чем в средней полосе страны и на юге. В связи с этим происходит более интенсивный теплообмен газопродуктов с окружающей средой. Опыт эксплуатации показал, что в зимний период времени на некоторых компрессорных станциях температура газа на входе оказывается ниже температуры грунта. Объясняется это низкой температурой HaL ружного воздуха и высоким давлением транспортируемого газа. Вследствие большого изменения абсолютного давления-по длине газопровода (для зоны Западной Сибири оно больше, чем для южных газопроводов) значительно проявляется эффект Джоуля—Томсона, и в результате происходит более интенсивное уменьшение температуры по длине газопровода. Это, в свою очередь, предъявляет повышенные требования к осушке и очистке транспортируемого газа. Эксплуатационному персоналу известно, что уменьшение температуры газа на 3 °С приводит к повышению производительности газопровода на 1 %• Отсюда следует, что для повышения производительности газопровода необходимо (что в условиях Западной Сибири относительно доступно) снижать температуру транспортируемого газа. Кроме того, средняя температура транспортируемого газа оказывает существенное влияние на надежность линейной части. Так, газопроводы, уложенные в слабонесущие грунты, при высоких температурах газа теряют устойчивость, что наиболее выражено в осенне-весенние паводки, их выпучивает, появляются гофры и арки отдельных участков. Повышение надежности линейной части обеспечивается снижением температуры транспортируемого газа в соответствующих системах охлаж-

Комплекс систем, коммуникаций, устройств и других мероприятий обеспечивает надежную работу ГПА и, в первую очередь, в экстремальных условиях эксплуатации энергетического оборудования КС Западной Сибири.

Созданные в последние годы в ряде районов союзных и автономных республик межхозяйственные производственно-эксплуатационные объединения «Сельхозэнерго» для технической эксплуатации энергетического и электротехнического оборудования и установок, принадлежащих колхозам, совхозам и другим предприятиям, включая внутрихозяйственные электросети, охватывают все большее количество совхозов, колхозов и других сельскохозяйственных организаций. В одиннадцатой пятилетке предусматривается дальнейшее развитие и создание новых объединений «Сельхозэнерго».

Систематическое наблюдение за графиками нагрузки и правильное их построение обеспечивают повышение энергетических показателей при эксплуатации энергетического хозяйства промышленных предприятий (см. табл. П6).

Вторым важным технико-экономическим показателем являются эксплуатационные расходы (издержки), необходимые для эксплуатации энергетического оборудования и сетей в течение одного года:

Управление электрохозяйством предприятия в целом наравне с прочими видами энергохозяйства (пар, сжатый воздух, газ, водоснабжение, канализация и т.д.) на крупных и средних предприятиях по системе как децентрализованного, так и централизованного управления возглавляется главным энергетиком предприятия, который подчинен непосредственно главному инженеру предприятия; на крупных предприятиях он также является заместителем главного инженера по всем вопросам эксплуатации энергетического оборудования и рационального использования энергетических ресурсов. Однако есть отдельные предприятия, на которых главный энергетик подчинен главному механику предприятия. Это мелкие и частично средние предприятия. На таких предприятиях обычно нет должности главного энергетика и электрохозяйство возглавляет главный механик, а обязанности главного энергетика выполняет заместитель главного механика по электрохозяйству. На мелких предприятиях все объекты энергохозяйства обычно эксплуатируются только энергоцехом, начальник которого подчинен главному механику. Схема такого управления энергохозяйством на мелких предприятиях приведена на 1.2.

Амортизационные отчисления предназначены для проведения капитальных ремонтов в течение срока эксплуатации энергетического оборудования и для восстановления (реновации) его первоначальной стоимости.

СВО-7 предназначена для очистки части дезактивирующего потока петель КМПЦ от растворенных примесей, а также загрязнений, переходящих в раствор при травлении контура в виде грубодисперс-ных примесей. По технологии, составу оборудования и месту включения в КМПЦ установка СВО-7 аналогична СВО-1, поэтому при переходных режимах эксплуатации энергоблока (давлении в контуре менее 1,6 мПа) СВО-7 можно использовать для дополнительной байпасной очистки воды КМПЦ.

В среднем в расчете на 1 год нормальной эксплуатации энергоблока с реактором ВВР-440 образуется 200 м ТРО, для энергоблока с ВВЭР-1000 — 300 м3, для энергоблока с РБМК-1000 — 500 м3 и для энергоблока с БН-600 — 300 м3 ТРО [53].

Прекращение эксплуатации энергоблока

Срок эксплуатации энергоблока с реактором ВВЭР прежде всего определяется ресурсом корпуса реактора. Исчерпание этого ресурса происходит из-за радиационного охрупчивания металла корпуса и его сварных швов под действием излучения. Пластические свойства металла корпуса восстанавливают его высокотемпературным отжигом.

Все виды перечисленных исследований будут иметь в своей основе анализ «истории» эксплуатации энергоблока, включая базы данных по эксплуатации основного оборудования энергоблока и его систем, трубопроводов, конструкций и сооружений; по циклам их нагружения и ресурсным характеристикам, техобслуживанию, ремонтам и модернизациям.

На основании обследований должно быть выполнено расчетное обоснование безопасной эксплуатации оборудования энергоблока на период предполагаемого продления срока службы. Разрабатываются перечень мероприятий, которые должны быть реализованы для получения разрешения на продление эксплуатации энергоблока, специальная конструкторская и технологическая документация; проводится модификация регламента эксплуатации и технического обслуживания; внедряются дополнительные системы контроля и оценки технического состояния оборудования.

Помимо окончания проектного (или продленного) срока службы основанием для прекращения эксплуатации ядерного энергоблока могут служить предъявление дополнительных (по сравнению с проектными) требований по обеспечению надежности и безопасности оборудования, систем и строительных конструкций, выявление экономической нецелесообразности продолжения эксплуатации энергоблока, специальные решения компетентных органов, авария на энергоблоке, обусловившая невозможность возобновления его эксплуатации.

вывод из эксплуатации энергоблока АЭС, как правило, проводится после исчерпания проектного (или продленного) ресурса работы или в случае технической невозможности обеспечения дальнейшей безопасной эксплуатации блока;

Останов ядерного энергоблока. Суть данного этапа состоит в прекращении эксплуатации энергоблока и переводе его в ядернобезопасное состояние.

Демонтаж современного ядерного энергоблока может длиться 5—10 лет. Общая продолжительность процесса вывода из эксплуатации энергоблока АЭС России согласно [30] составит 40—45 лет.

Таблица 7.13. Нормы качества продувочной воды парогенераторов «из солевого отсека» при эксплуатации энергоблока на энергетических уровнях мощности более 35 % NH0„ [21]