Официальный сайт — mrsk-1.ru Координаты: (G) (O) (Я)
Ставропольская ГРЭС — тепловая электростанция России. Находится в пгт Солнечнодольск Ставропольского края.
Загрузка электростанции позволяет осуществлять экспортные поставки электроэнергии за рубеж: в Грузию и в Азербайджан. При этом гарантируется поддержание перетоков в системообразующей электрической сети Объединенной энергосистемы Юга на допустимых уровнях.
Входит в состав Оптовой генерирующей компании № 2 (ОАО «ОГК-2»).
Филиалы и представительства
Ставропольская ГРЭС
Общие сведения: Является одним из крупнейших узлов противоаварийной автоматики в ОЭС Юга. Расположена в поселке Солнечнодольск, в северной части Ставропольского края.
Операционная зона: Филиал АО «СО ЕЭС» Северокавказское РДУ.
История строительства: Подготовительные работы были начаты в 1971 году, а уже в декабре 1974 года был введен в эксплуатацию первый энергоблок мощностью 300 МВт. В 1975 году включили второй энергоблок, а в 1976 году были введены в эксплуатацию сразу два блока (третий и четвертый). С 1978 по 1983 год были построены и введены в эксплуатацию еще 4 энергоблока (вторая очередь). Таким образом СтГРЭС достигла проектной мощности — 2400 МВт.
Согласно проекту, до 1984 года Ставропольская ГРЭС работала только на мазуте, однако было принято решение перевести станцию на газ. Для этого был протянут многокилометровый магистральный газопровод, смонтированы два газорегуляторных пункта, подводящие газопроводы к котлам, заменены горелки на газомазутные. Сегодня основным топливом Ставропольской ГРЭС является газ.
Ставропольская ГРЭС входила в состав АО «Ставропольэнерго», а с 1993 года преобразована в открытое акционерное ОАО «Ставропольская ГРЭС». С 24 декабря 2004 года Ставропольская ГРЭС входит в состав ПАО «ОГК-2».
Установленная мощность: 2423 МВт Среднегодовая выработка: 9800 млн.кВт*ч Используемое топливо: газ (резервное топливо – мазут).
Современная диагностика
Существует достаточно большое количество методов диагностики и прогноза состояния узлов и машин, не говоря уж о количестве видов контроля и диагностических параметров. Но возможность и глубина прогноза оказываются разными при решении диагностических задач для разных групп оборудования. Следовательно, существенно различаются используемые технические средства для разных типов машин.
Турбоагрегаты – аварийная защита и краткосрочный прогноз работоспособности
Такой комплексный подход к выбору диагностических параметров связан как с общей спецификой турбоагрегатов – сложностью конструкции и большими габаритами машины, сложностью переходных режимов работы, так и с «индивидуальностью» конкретной машины.
Вышеизложенные обстоятельства обуславливают эффективность применения комплексных стационарных систем диагностики и одновременно ограничивают возможности прогноза областью мониторинга изменения рабочих параметров и предупреждением аварийных ситуаций. Причем состояние узлов и агрегата в большинстве случаев определяет опытный специалист, хорошо знающий свойства динамики паровых турбоагрегатов. В его функции входит оценка динамики развития дефектов и краткосрочный прогноз состояния агрегата по характеристикам трендов, представляемых стационарными системами контроля и диагностики.
Вспомогательное оборудование ТЭС – превентивная диагностика и долгосрочный прогноз
Если первая упомянутая причина в обосновании не нуждается, для оценки весомости второй рассмотрим материалы анализа экономической эффективности диагностических работ, проведенного в 2001 г. по заказу АО «Ленэнерго» отделом диагностического обслуживания Ассоциации ВАСТ.
Как отмечено в представленных данных, расходы на ремонт и обслуживание вспомогательного оборудования почти в два раза больше аналогичных расходов по основному оборудованию. Этот факт объясняется в основном количеством позиций вспомогательного оборудования, а также большим числом внеплановых ремонтов в связи с отсутствием работ по контролю и диагностике этих машин.
Задача снижения расходов на эксплуатацию вспомогательного оборудования неразрывно связана с диагностикой и прогнозированием состояния узлов машин. При этом подход, применимый к турбоагрегатам, малоэффективен для вспомогательного оборудования как в связи с большим парком агрегатов, так и в связи с типовой конструкцией данных машин.
Эти два обстоятельства позволяют использовать существующие разработки по автоматизированной групповой диагностике и долгосрочному прогнозу состояния узлов вращающегося оборудования. Такая диагностика строится на базе статистических данных о признаках и скорости развития дефектов, полученных в результате многолетних практических исследований оборудования различного типа.
Таким образом, большинство методик прогнозирования состояния роторного оборудования ТЭС базируются на двух основных подходах:
– Определение текущего состояния и при наличии статистической базы по скорости развития выявленных дефектов – вычисление безаварийного интервала работы. Этот подход используется в современных портативных системах превентивной диагностики типовых узлов и машин.
Способ решения многих задач
Например, специалисты Ставропольской ГРЭС, имея в распоряжении одну систему мониторинга и диагностики, проводят превентивную диагностику и прогнозируют состояние 80 агрегатов: ПТН и ПЭН – по 8 шт., ДРГ, ДВ, ДС, ЦЭН – по 16 шт. За период с мая 2001 года по май 2002 года на оборудовании СтГРЭС было обнаружено 7 опасных дефектов, которые были подтверждены в период проведения капитального и аварийного ремонтов.
С 2000 года группой вибродиагностики и балансировки ГРЭС проводится наработка практического опыта для организации комплексной системы обслуживания всех роторных машин предприятия, позволяющей применять совместно различные системы технического обслуживания к разным группам агрегатов, исходя из специфики их конструкции и условий эксплуатации, а также их значимости в технологическом процессе.
В 2003 году главным инженером станции разработан и утвержден проект «Перевод части роторных машин на обслуживание по фактическому состоянию», основная цель которого – снижение материальных затрат на техническое обслуживание вращающегося оборудования.
На первом этапе проекта основной задачей является перевод дымососов рециркуляции газов (ДРГ) энергоблоков № 1‑8 группы «А» из системы ППР на систему обслуживания по фактическому состоянию (ОФС) на основании данных мониторинга и диагностики технического состояния машин по вибрации.
Ответственным исполнителем проекта является ГВИБ, выполняющая важные функции. Во‑первых, осуществляет сбор, обработку и хранение оперативной информации о техническом состоянии оборудования, включающей информацию о степени износа оборудования в данный момент времени и информацию о прогнозируемом времени выхода из строя узлов оборудования. И, во‑вторых, выдает заключения о необходимости ремонта агрегатов по фактическому состоянию.
Диагностическими технологиями для выполнения проекта являются вибрационный мониторинг и диагностика на базе переносной системы мониторинга и диагностики роторных машин, включающей виброанализатор СД-12М и пакет программ DREAM for Windows производства ВАСТ.
Достижение основной цели проекта обеспечивается следующими производственными действиями. В отношении механизмов ДРГ № 1‑8 группы «А» (на основании анализа ремонтов 1998‑2001 гг.): отменяют систему ППР, включающую в себя ежегодные текущие или капитальные ремонты по схеме – К-Т-К-Т и т. д.; ремонт механизмов выполняют на основании информации о фактическом состоянии узлов оборудования. В отношении электродвигателей ДРГ № 1‑8 группы «А» (на основании анализа ремонтов за 1992‑2001 гг.): исключают из системы ППР текущие ремонты; выполняют только капитальные ремонты с периодичностью 1 раз в три года; в межремонтный период выполняют техническое обслуживание на основании информации о фактическом состоянии узлов оборудования.
В перспективе будет наработан опыт на ДРГ по системе ОФС. Кроме того, по результатам проведенного эксперимента планируется принять решение о расширении парка роторных машин, обслуживаемых по фактическому техническому состоянию, а также разработать технические и организационные мероприятия для реализации этого решения.
1. Electric Power Research Institute (EPRI) Issues, Palo Alto, 1998.
2. MIMOSA 1st European Conference Proceedings. Birmingham, 1998.
3. Повышение эффективности эксплуатации паротурбинных установок ТЭС и АЭС. Том 2. Диагностика паровых турбин/Л.А. Хоменок, А.Н. Ремезов, И.А. Ковалев и др. Под ред. Л.А. Хоменока – СПб.: Изд. ПЭИпк, 2002.
4. Урьев Е.В. и др. Концепция и реализация систем технической диагностики энергетического оборудования. В сб.: Проблемы вибрации, виброналадки, вибромониторинга и диагностики оборудования электрических станций.//Под общ. ред. А. В. Салимона – М.: ВТИ, 2001.
5. А. С. 1049771 (СССР). Устройство для вибрационной диагностики кинематических пар трения в механизмах/Авт. А.А. Александров, А.В. Барков. – Заявл. 17.06.82, № 3454725. – Опубл. в БИ, 1983, № 39.
6. А. С. 1065789 (СССР). Способ косвенного определения эксцентриситета воздушного зазора электрической машины/Авт. А.А. Александров, Е.Н. Атрашкевич, А.В. Барков и др. – Заявл. 11.02.82, № 3423052. – Опубл. в БИ, 1984, № 1.
7. Вибрация и вибродиагностика судового электрооборудования/Александров А.А., Барков А.В., Баркова Н.А., Шафранский В.А. – Л.: Судостроение, 1986.
8. Барков А.В., Баркова Н.А., Азовцев А.Ю. Мониторинг и диагностика роторных машин по вибрации. – СПб.: Изд. СПбГМТУ, 2000.
Смотрите и читайте нас в
Маневренность, компактность, экологичность
ТЭС «Международная» – знаковый объект не только в энергетической системе Москвы и России; опыт ТЭС часто оказывается уникален и в мировом масштабе.
В чем именно? Об этом специалист компании ExxonMobil по работе с энергетическими предприятиями Денис Лещинский поговорил с руководством и сотрудниками ТЭС.
– Владимир Васильевич, среди специалистов вашу станцию иначе как уникальной не называют. Чем, на ваш взгляд, действительно примечательна ТЭС?
Владимир Карпов: – Как главный инженер, об уникальности нашего объекта я могу сказать много. Во-первых, есть, пожалуй, всего один континент, который не поставил нам оборудование, – это Австралия. В остальном мы используем оборудование лучших американских и латиноамериканских, азиатских и европейских производителей. Последние представлены почти в полном объеме. К примеру, литые токопроводы мы закупали в Бельгии, суховоздушные градирни – это сразу Англия и Бразилия. Примеров много. Для нас очень важно, чтобы оборудование не только показывало отличные эксплуатационные качества, но и было компактным. Площадь станции – всего 3 гектара при мощности в 240 мегаватт. Я бы сказал, что это самая плотная застройка в мире, если говорить об электростанциях.
Второе, что я могу отметить, – это большая маневренность станции. Мы можем менять нагрузку в районе 50 % в течение 20 минут. На других станциях это невозможно. Наконец, мы находимся в центре города, при этом вырабатывая не только электроэнергию, но и тепловую энергию. Но по своим экологическим показателям мы даже не приближаемся к тем границам, которые обозначены в Киотском протоколе. А для центра города это важно.
Владимир Карпов. – Станция работает на газе. Это магистральный газ, и здесь у нас проблем нет. По воде работаем от городского водопровода, при этом все циклы использования закольцованы. Мы потребляем очень мало воды. Сбросы в сети Москвы минимальны.
Как я уже говорил, станция очень компактна. Поэтому даже на стадии проектирования предусматривался только склад с ГСМ в мелкой таре. То есть этого объема хватает только на доливку. В остальном наш поставщик, официальный дистрибьютор Mobil, осуществляет доставку смазочных материалов непосредственно к моменту замены масла в том или ином оборудовании. Помимо того что для нас это просто удобно, это еще и повышает показатели пожарной безопасности.
Повторюсь, центр города – это большая ответственность. Мы постоянно учитываем это в своей работе. Например, мы не производим никакого шумового загрязнения. Все технологические выбросы оснащены шумоглушителями. За этим осуществляется строгий контроль, в том числе со стороны экологов.
– Владимир Васильевич, вы начали переходить на смазочные материалы Mobil в 2015 году. С чем было связано это решение?
Владимир Карпов. – Мы использовали предыдущее масло с 2007 года. В 2013‑2014 году мы увидели: буквально, это было видно невооруженным глазом, что на ряде узлов появляются отложения. В первую очередь на тех, которые мало нагружены. Например, пусковой электродвигатель. По сути, он участвует только в пуске турбины, а во время ее работы простаивает. На нем мы впервые и заметили отложения. При этом по лабораторным анализам масло все еще сохраняло свои эксплуатационные характеристики, что было довольно странно.
Мы решили посмотреть на то, какая будет динамика. Для этого заменили часть шлангов на прозрачные, чтобы непосредственно видеть процесс работы масла. И на шлангах, и на подшипниках появились отложения. Наконец, открыли и стали смотреть маслобак. И вот в нем уже были замечены действительно серьезные лаковые отложения. Их удаление нам в итоге стоило больших трудов.
Характерно, что даже сам производитель не смог выявить причины образования отложений. То есть дело, скорее всего, было именно в масле. Тогда нами и было принято решение переходить на другие смазочные материалы.
Если же говорить о том, почему именно Mobil, то ключевым фактором стало то, что мы получили рекомендацию непосредственно от производителя – компании Siemens. Вопрос перехода на Mobil согласовывался в том числе с немцами напрямую, и мы получили их одобрение. Интересно, что до этого турбины работали на масле другого производителя, которое шло вместе с оборудованием.
В случае с Mobil важным шагом вперед стало то, что с самого начала мы работаем в тесном контакте не только с дистрибьютором, но и с экспертами самой компании ExxonMobil. К примеру, при переходе на масла Mobil в турбинах необходимо было провести промывку. К нам специально приезжал технический специалист Mobil, который на месте анализировал ситуацию, разрабатывал рекомендации по процессу. Наша лаборатория работает в постоянном взаимодействии с лабораторией ExxonMobil. Мы ежегодно проводим контроль характеристик масла. Таким образом, продукт получает полную поддержку.
– Евгений Вячеславович, Александр Михайлович, расскажите, пожалуйста, об оборудовании, в котором эксплуатируется масло.
Александр Ерошев. – Мы эксплуатируем 4 газотурбинные установки SGT-800 и 2 паровые установки SST-700 производства фирмы Siemens. Емкость маслосистем газовых и паровых турбин составляет 12 000 литров и 10 400 литров соответственно. Во всех турбинах мы используем масло Mobil DTE 846. Требуемое для газовых турбин давление газа 27 бар достигается за счет работы 3 компрессорных установок ELT-321‑1600 производства фирмы Eltacon (Нидерланды) и 3 компрессорных установок EGSI-S-350 / 1600WA производства фирмы «ENERPROJECT SA» (Швейцария). Для работы каждой установки необходимо 1000 литров. На данный момент три из них работают на Mobil Glygoyle-11. Не исключено, что со временем мы можем перейти на продукты Mobil и в других трех. Безусловно, было бы удобнее работать с одним типом масла. Но здесь мы в первую очередь смотрим на рекомендации производителя оборудования.
Евгений Флотский. – При этом мы, конечно, анализируем и затраты на покупку смазочных материалов, что говорить, продукт недешевый. Например, в редукторах суховоздушной градирни нами используется масло Mobil SHC 630. Некоторое время назад мы занимались подбором его аналога, с целью снижения затрат. Кроме того, хотелось соответствовать духу времени – импортозамещению. Поэтому рассматривали отечественных производителей. Не получилось. Для сравнения, у используемого нами масла температура замерзания минус 36 градусов, а у ближайшего аналога – минус 23 градуса. Нас это не устроило.
– Можно ли говорить об улучшении эксплуатационных качеств оборудования, состоянии маслосистем после перехода на Mobil?
Александр Ерошев. – Цели, которые мы ставили, были достигнуты. Лакообразования нет. Шламообразования не наблюдается. Состояние самого оборудования нас тоже устраивает.
Евгений Флотский. – В газовых турбинах мы эксплуатируем масло Mobil уже около трех лет. Осмотры оборудования маслосистемы (редуктор, маослопроводы и т. д.), выполняемые нами при проведении плановых ремонтов, замечаний, связанных с состоянием масла, не выявили. Все это время ведется анализ свойств масла. для этих целей у нас существует собственная лаборатория, но об этом подробнее может рассказать Ирина Станиславовна.
– Ирина Станиславовна, расскажите, пожалуйста, о лаборатории предприятия.
Ирина Ершова. – Начать следует с того, что наша лаборатория занимается не только смазочными материалами. Мы анализируем газ, воздух рабочей зоны и водно-химический режим. То есть нами изучается вся вода, которая проходит по конденсатно-питательному тракту. Но если говорить именно о маслах, то для этого существует отдельное подразделение лаборатории. Елена Владимировна, Елена Андреевна, расскажите о своей работе.
Елена Уланова. – На данный момент мы проводим 14 видов исследований масла: на вязкость, класс чистоты, определение кислотного числа, влажности и т. п. Кроме того, ведем собственную статистику и учет потребляемого масла, своеобразную картотеку. Благодаря тому что мы регулярно отбираем пробы и фиксируем результаты исследований в системе, мы сегодня можем детально увидеть всю динамику по смазочным материалам на всех видах оборудования за последние годы.
Ирина Ершова. – Это, конечно, не предел. И мы постоянно стремимся к тому, чтобы расширять наш исследовательский потенциал. Но при внедрении нового метода анализа сталкиваешься сразу с несколькими проблемами. Во-первых, все оборудование крайне дорогостоящее. Во-вторых, представители производителя оборудования сами часто не владеют в должной мере методологией настройки этого оборудования.
У нас был случай, когда специалист пришел настраивать нам новый прибор. Сумбурно показал, как он подключается к компьютеру, как используется горелка, и ушел.
Первый же анализ показал какое‑то совершенно безумное содержание железа. Лаборатория работает с 2009 года, и у нас достаточно опыта, чтобы понимать, что это абсолютно неадекватная картина. Мы начали выяснять, в чем дело, пытаться спросить у этого специалиста, но он ответил только: «Ничего не знаю». Конечно, мы в итоге разобрались самостоятельно и с помощью коллег. Энергетика – небольшой и дружный мир. Но сам случай очень показателен.
– С какими еще трудностями приходится сталкиваться в работе?
Елена Титова. – Надо сказать, что анализ масел – это сейчас вообще очень непростая задача. У каждого производителя, в том числе импортного, есть собственная методология анализа, свои рекомендации. При этом если мы работаем по ГОСТу, то для зарубежных компаний эта система неактуальна.
Раньше были ПТЭ (Правила технической эксплуатации), в которых было всего несколько наименований масел и четко прописывалось, какие присадки в них входят. А сейчас ничего подобного уже не существует.
Когда мы перешли на масла Mobil, стало несколько легче. В том числе потому, что есть постоянный контакт с производителем, с его техническими специалистами. Мы в любой момент можем снять трубку и позвонить, чтобы проконсультироваться. Есть непосредственно закрепленный за нами технический специалист.
Кроме того, мы с самого начала получили рекомендации по анализу, договорились о контроле масел со стороны ExxonMobil. Для нас это было довольно принципиально.
Ирина Станиславовна уже говорила о расширении исследовательского потенциала. Можно сказать, что мы его расширили, начав работать с Mobil. Нам не приходится самостоятельно закупать то или иное оборудование, которым располагает производитель, дополнительно обучать сотрудников. Даже схожие исследования часто выполняются нами по разным методикам, что в итоге дает двойную уверенность в результате.
Например, мы делаем «стабильность против окисления» в АПСМ. А их лаборатория выполняет это же исследование во вращающемся сосуде (тест RPVOT).
Ирина Ершова. – Да, мы действительно можем сравнить показатели, которые получают независимо друг от друга две лаборатории. Это нам позволило выработать собственную инструкцию, собственную систему оценки.
Мы смотрели на те показатели, которые прописывает Siemens, смотрели на то, что есть в ГОСТе, и на аналогичные показатели Mobil. Каждый пункт мы прорабатывали в сторону ужесточения требований. В итоге получили собственные высокие критерии оценки. На данный момент эксплуатируемое масло им соответствует. Приятно, что во всей нашей работе мы действительно находим поддержку со стороны ExxonMobil. Даже в денежном отношении ребята часто делают больше того, что предусмотрено изначально.
Мы ни разу не столкнулись с подходом «утром деньги, вечером стулья». Все прекрасно понимают, что бывают срочные вопросы, срочная необходимость в консультации, проверке. Да и в целом: это всегда чувствуется, когда работаешь с людьми, увлеченными своим делом.
– Спасибо вам за беседу!
Денис Лещинский: – Нам было очень приятно, что предприятие обратилось к нам, зная наш опыт в области индустриальных смазочных материалов.
Совместно с дистрибьютором и сотрудниками станции разработана и успешно внедрена программа мониторинга состояния смазочных материалов и эксплуатируемого оборудования. На регулярной основе проводятся технические совещания, на которых обсуждаются достигнутые результаты и ставятся следующие цели. Периодически проводятся семинары для повышения уровня знаний сотрудников предприятия.
На сегодняшний день в арсенале нашей компании есть весь набор масел, удобный сервис и полный анализ данных. Мы рады, что у энергетических компаний есть возможность оценить наше предложение в полной мере.
Мы очень благодарны руководству ТЭС «Международная» за то, что наши продукты были выбраны для смазывания оборудования одной из самых современных и передовых электростанций в Российской Федерации.
Собственники, руководство и показатели деятельности
Установленная мощность электростанции составляет 2 400 МВт.
Тепловая мощность станции —
крупная Конденсационная электростанция, строящаяся вблизи поселка Новотроицк Ставропольского края РСФСР. Проектная мощность 3600 Мвт (1-я очередь — 4 энергоблока мощностью по 300 Мвт, 2-я — 3 энергоблока по 800 Мвт). Топливом служит природный газ (в качестве резерва предусмотрен мазут). Водоснабжение прямоточно-оборотное на базе Новотроицкого водохранилища. Строительство начато в 1971, первые блоки введены в 1975. Электроэнергия предназначена для покрытия электрических нагрузок в объединённой энергосистеме Северного Кавказа, а избыток будет передаваться по линиям электропередачи напряжением 330 и 500 кв в Единую энергетическую систему СССР.
Большая советская энциклопедия. — М.: Советская энциклопедия.
.