Рогалёв Н.Д. (ред.) Экономика энергетики

Подождите немного. Документ загружается.

261

Таблица 12.3

Номенклатура, установленная мощность и выработка электроэнергии энергоблоками

с промежуточным перегревом пара на начальное давление 130 атм (12,8 МПа)

ТЭС России на 01.01.2001 г.

Установленная

мощность

Выработка элек-

троэнергии

Мощность энергоблока,

МВт

Количество установ-

ленных энергоблоков

МВт % млн кВт·ч %

Конденсационные:

200

150

15 560

3640

11,84

2,77

63 395

13 530

1186

2,53

Итого 100 19 200 14,61 76 925 14,39

Теплофикационные:

180

3240

2,46

17 907

3,35

Итого 118 22 440 17,07 94 832 17,74

Таблица 12.4

Номенклатура, установленная мощность и выработка электроэнергии ТЭЦ

с турбинами без промперегрева на начальное давление 130 атм на 01.01.2001 г.

Установленная

мощность

Выработка элек-

троэнергии

Тип турбин

Количество

турбин

МВт %

млрд

кВт·ч

Теплофикационные турбины типа Т

мощностью 50…185 МВт

220 21 380 16,27 — —

Турбины с противодавлением

мощностью 40…100 МВт

99 5620 4,28 — —

Турбины с двумя регулируемыми

отборами пара мощностью

50…140 МВт

205 15 400 11,72 — —

Итого 524 42 400 32,27 170,406 31,88

262

Таблица 12.5

Номенклатура, установленная мощность и выработка электроэнергии устаревшим

оборудованием на начальное давление 90 атм (8,8 МПа)

электростанциями России на 01.01.2001 г.

Установленная

мощность

Выработка элек-

троэнергии

Оборудование

Количество

турбин

МВт %

млн

кВт·ч

Конденсационные турбины

мощностью 25…100 МВт

71 4565 3,47 15 093 2,82

Турбины типа Т мощностью

25…100 МВт

75 4155 3,16

Турбины типа ПТ, П и ПР

мощностью 9…80 МВт

171 5644 4,29 45 500 8,51

Турбины с противодавлением

малой мощности

62 1393 1,06

Итого 379 15 767 11,98 60 593 11,33

ТЭЦ рассматриваемого типа, выполняя свою роль источников теп-

ловой энергии, обеспечивают очень высокий процент выработки

электроэнергии.

В табл. 12.5 приведены данные по номенклатуре устаревших тур-

бин, введенных в эксплуатацию еще в 40—50-е годы прошлого столе-

тия. Среди них конденсационные турбины мощностью до 100 МВт, а

также 308 теплофикационных турбин, обеспечивающих 8,51 % выра-

ботки электроэнергии.

Структура установленной мощности представлена на рис.12.2.

Наибольшую установленную мощность (16,99 %) имеют энерго-

блоки с турбинами типа К-300-240 в количестве 76 шт., из которых

49 турбин ЛМЗ работают на газомазутных ТЭС, а 27 турбин ХТЗ —

на пылеугольных ТЭС в основном в Сибири.

Почти такая же доля установленной мощности (16,27 %) прихо-

дится на турбины типа Т на ТЭЦ без промежуточного перегрева на

начальное давление 130 атм (12,8 МПа). Из суммарной мощности

этих турбин 42,4 млн кВт (см. табл. 12.4) 16,6 млн кВт имеют

166 турбин типа Т-100-130 ТМЗ мощностью 100…110 МВт.

263

Рис. 12.2. Доля установленных мощностей различного типа на ТЭС России:

1 — энергоблоки с турбинами типа К-300-23,5; 2 — ТЭС с турбинами типа Т на 130 атм;

3 — энергоблоки с турбинами типа К-200-12,8; 4 — ТЭС с турбинами типа ПТ на 130 атм;

5 — энергоблоки с турбинами К-800-23,5

Третье место по установленной мощности (11,84 %) занимают

энергоблоки с турбинами типа К-200-130 мощностью 200…215 МВт.

Из 76 энергоблоков с этими турбинами 38 — газомазутные и 38 —

пылеугольные.

Почти такую же установленную мощность (11,72 %) имеют теп-

лофикационные турбины типа ПТ на 130 атм (12,8 МПа). В основном

это турбины типов ПТ-60-130ЛМЗ (116 турбин мощностью 6,96 кВт),

ПТ-80-130 ЛМЗ (50 турбин суммарной мощностью 4 млн кВт),

ПТ-135-130 ТМЗ (24 турбины суммарной мощностью 3,24 млн кВт).

Наконец, пятое место по установленной мощности (8,46 %) зани-

мают энергоблоки 800 МВт с 14 турбинами К-800-240 ЛМЗ, 12 из ко-

торых работает на газомазутном топливе, а 2 — на угле.

В номенклатуре ТЭС России практически отсутствуют газо-

турбинные установки (ГТУ). Их суммарная установленная мощность

составляет всего 1394 МВт (примерно 1 %), а выработка —

1,462 млрд кВт·ч (менее 0,3 %). Аналогичная ситуация и с парогазо-

вой установкой (ПГУ): суммарная установленная мощность составля-

ет 470 МВт, выработка — 1,95 млрд кВт·ч, а сами они относятся к

устаревшим типам. Исключение составляет ПГУ-450 Северо-

Западной ТЭЦ, которая была введена в опытно-промышленную экс-

плуатацию 22 декабря 2000 г.

Значительная доля оборудования ТЭС и электрических сетей в

энергетике России, отслужившего свой расчетный срок службы, —

это главная проблема отечественной энергетики. Опасность лавино-

образного выхода из строя оборудования электростанций из-за его

старения заставляет самым серьезным образом отнестись к этой про-

блеме (рис. 12.3).

264

Рис. 12.3. Распределение генерирующих мощностей ТЭС России по периодам ввода в

эксплуатацию

Рис. 12.4. Распределение энергоблоков мощностыо 150…1200 МВт по наработке

До 1970 г. введено в эксплуатацию 38 % генерирующего оборудо-

вания (это оборудование реально введено в эксплуатацию в период

1945—1970 гг., хотя есть и более старое). Далее, две трети установ-

ленного оборудования имеют возраст не менее 20 лет.

По данным РАО «ЕЭС России», 17 % работающего генерирующе-

го оборудования уже выработало свой ресурс. Расчетный ресурс (на-

работка) — наработка турбины, которая гарантируется заводом-

изготовителем и при достижении которой должен быть рассмотрен

вопрос о ее дальнейшей эксплуатации.

Парковый ресурс — наработка однотипных по конструкции и ус-

ловиям эксплуатации объектов, при которой не происходит отказов

работоспособности.

265

Распределение энергоблоков мощностью от 150 до 1200 МВт по

наработкам, которое дает общее представление о «возрасте» этой

большой группы оборудования, охватывающей примерно 29 % гене-

рирующего оборудования ТЭС, показано на рис.12.4. Из рисунка вид-

но, что только 18 % этого оборудования имеют наработку меньше

расчетной, равной 100 тыс. ч. Это означает, что 82 % оборудования

должно быть уделено особое внимание, чтобы исключить вероятность

возникновения катастроф и избежать их последствий.

12.2. Экономичность электростанций

Экономичность оборудования конденсационных электростанций

России в виде диаграммы представлена на рис. 12.5. Над столбцами

указаны значения удельного расхода условного топлива, в скобках —

КПД нетто, в рамках — осредненные значения удельного расхода для

суммарного количества энергоблоков каждого типа. Последний стол-

бец получен осреднением значений для всех ТЭС России. Точнее, эти

значения получены делением расчетного суммарного количества ус-

ловного топлива на суммарное количество электроэнергии, отпущен-

ное всеми ТЭС.



Расходусловноотоплива

Рис. 12.5. Экономичность конденсационных электростанций России:

1 — газомазутные энергоблоки; 2 — пылеугольные энергоблоки

266

Поскольку расход топлива при выработке электрической и тепло-

вой энергии на ТЭЦ распределяется между ними условно, то сам

удельный расход является условной величиной ещё в большей степе-

ни, чем доля электроэнергии, выработанной на тепловом потребле-

нии. Тем не менее, если способ разделения расхода топлива не изме-

няется из года в год, то получаемые расчетные значения правильно

отражают тенденцию, изменения эффективности но не позволяют срав-

нить точно с другими странами, где доля теплофикации другая (или ее

нет совсем). Из рис. 12.5 видно, что экономичность энергоблоков,

спроектированных даже на одинаковые параметры (1200, 800 и 300

МВт), зависит от мощности: чем больше мощность, тем выше КПД.

Недопустимо низким является КПД конденсационных ТЭС на на-

чальное давление 90 атм (8,8 МПа), он составляет всего 26,9 %.

Оценку технического уровня ТЭС проведем сравнением КПД

(рис. 12.6). Лучшие пылеугольные энергоблоки ТЭС западных стран

имеют КПД на уровне 45 %. Даже если учесть некоторую некоррект-

ность сравнения средних показателей группы энергоблоков России и

лучших западных ТЭЦ, разница в КПД составит не менее 5 % (абс.),

что дает разницу в расходе топлива в 10…12 %.

КПД, %

36,0

40,9

36,8

45,0

50,0

56,0

60,0

123 765

Рис. 12.6. Сравнение экономичности энергоблоков ТЭС России и Запада:

1 — средний КПД по ТЭС России; 2 — КПД газомазутного энергоблока 800 МВт

Нижневартовской ГРЭС; 3 — средний КПД пылеугольных энергоблоков 500 МВт

Рефтинской ГРЭС; 4 — средний КПД зарубежных пылеугольных энергоблоков нового

поколения на повышенные параметры пара; 5 — КПД ПГУ-450Т Северо-Западной ТЭЦ при

работе в конденсационном режиме; 6 — «стандартная» западная ПГУ утилизационного

типа; 7 — перспективные западные ПГУ

1 2 3 4 5 6 7

267

Таблица 12.6

Годы выпуска головных образцов паровых турбин

Турбина Год выпуска

Т-100-130

К-300-240

К-200-130

К-800-240 на 90 атм (8,8 МПа)

Т-250-240

К-1200-240

1961

1958

1970 (1975, 1982)

1945—1950

1972

1978

Еще болышие различия возникают при сравнении с парогазовыми

технологиями. Первый введенный в эксплуатацию в России парогазо-

вый блок ПГУ-450Т на Северо-Западной ТЭЦ в Санкт-Петербурге в

конденсационном режиме имеет КПД на уровне 50 %.

«Стандартная» ПГУ, вводимая на Западе, имеет КПД на уровне

56 %, и в ближайшем будущем он достигнет 60 %.

Таким образом, сегодня технический уровень оборудования, уста-

новленного на ТЭС России, существенно ниже современного, и по-

следствия этого выражаются, прежде всего, в значительном пережоге

топлива и соответственно в ухудшенных экономических показателях

ТЭС.

Первой и главной причиной технического отставания является мо-

ральное старение работающего оборудования. Достаточно увидеть,

что головные образцы паровых турбин типов Т-100-12,8, К-200-12,8,

составляющие основу генерирующих теплоэнергетических мощно-

стей, были изготовлены на рубеже 50—60-х годов прошлого столетия

(см. табл. 12.6). Их проектирование началось сразу же после Великой

Отечественной войны. Уровень проектирования и изготовления в те

годы, естественно, значительно отличался от современного. Хотя ряд

турбин этого типа модернизирован, их технический уровень в прин-

ципе не может соответствовать современному.

Второй причиной низкого технического уровня оборудования яв-

ляется физическое старение из-за его длительной работы. Хотя при

капитальных ремонтах происходит полное восстановление работо-

способности оборудования, в процессе длительной работы возникает

больший или меньший износ элементов турбины и вспомогательного

оборудования. Возникает все больше отказов элементов энергетиче-

ского оборудования, ухудшаются характеристики их надежности. В

конечном счете это приводит к уменьшению абсолютного КПД ТЭС и

ТЭЦ в зависимости от срока службы на 1…2 % (абс.).

268

Третья причина — это устаревшая структура генерирующих мощ-

ностей с преобладанием установок относительно малой мощности на

относительно низкие параметры пара с большим расходом топлива на

собственные нужды, отсутствие современных парогазовых техноло-

гий, использующих природный газ и твердое топливо, преобладание

доли базовых мощностей, затрудняющих рациональное покрытие пе-

ременной части графика нагрузок.

12.3. Электроэнергетика в энергетической стратегии

России

Энергетическая стратегия России до 2020 г. формировалась под

долгосрочную программу социально-экономического развития стра-

ны, причем основной сценарий соответствовал ежегодному росту

экономики в среднем на 5…5,5 % за 20-летний период. Наряду с этим

проработан и менее оптимистичный (пониженный) сценарий с тем,

чтобы быть готовыми к разного рода неприятностям.

Рассматривая широчайший круг актуальных вопросов долгосрочного

развития энергетики страны, Энергетическая стратегия, вместе с тем,

выделяет три ключевые задачи, на решение которых направлены все

усилия и которые концентрируют суть энергетической политики страны.

Первая задача — коренное повышение энергетической эффектив-

ности экономики. Энергоемкость валового внутреннего продукта

(ВВП) сократится на 30…33 % в период до 2010 г. и еще на 30 % в

последующие годы (рис. 12.8). Очень амбициозная задача, но из-за

нашей энергетической расточительности даже при ее успешном ре-

шении удельная энергоемкость российской экономики в 2020 г. лишь

достигнет сегодняшнего среднемирового показателя, но отнюдь не

показателей лучших стран.

Первым и важнейшим средством повышения энергетической эф-

фективности является структурная перестройка экономики (рис. 12.9).

Россия не осилит 5 %-е темпы роста при сохранении современной

тяжелой, энергоемкой структуры экономики. Необходимо развивать

высокотехнологичные отрасли и сферу услуг с тем, чтобы из 5…5,5 %

среднегодового роста ВВП почти половину (2,3…2,7 %) обеспечивать

за счет структурной перестройки экономики. Это колоссальная задача

для всей экономики страны, и ее решение напрямую связано с ради-

кальным расширением использования особых физических свойств

электроэнергии.

269

Таблица 12.7

Потенциал организационно-технологических мер экономии энергоресурсов (2000 г.)

Всего

Отрасль

Электроэнер-

гия, млрд

кВт·ч

Централизован-

ное тепло,

млн Гкал

Топливо,

млн т у.т.

млн т у.т. %

Топливно-

энергетический ком-

плекс

29…35 70…80 99…110 120…135 33…31

В том числе элек-

троэнергетика и

теплоснабжение

23…28 67…76 70…77 90…100 25…23

Промышленность и

строительство

110…135 150…190 49…63 110…140 31…37

Транспорт 7…11 — 22…26 23…30 6…7

Сельское хозяйство 4…5 5 9…11 12…15 3

Коммунально-

бытовой сектор

70…74 120…135 51…60 95…110 27…26

Итого 220…260 345…410 230…270 360…430 100

Следующим средством повышения энергетической эффективности

должна стать массовая реализация сначала организационных, а затем

и технологических мер энергосбережения, т.е. проведение целена-

правленной энергосберегающей политики. Для этого Россия распола-

гает большим потенциалом. В табл. 12.7 дана его экспертная оценка

по состоянию производственной базы экономики к началу 2000 г.

Реализация освоенных в отечественной и мировой практике орга-

низационных и технологических мер экономии энергоресурсов дает

возможность уменьшить современный их расход в стране на

40…45 %, или на 360…430 млн т у.т. в год. Большая роль в этом от-

ведена электроэнергетике:

во-первых, потенциал экономии электроэнергии в целом по России

составляет более четверти ее современного потребления, что с учетом

расхода топлива на ее производство составляет 20 % общего потен-

циала энергосбережения;

во-вторых, сегодня средний КПД электростанций (около 35 %) на-

столько ниже лучших технологических достижений (до 60 %), что в

270

самом производстве электроэнергии возможности экономии топлива

достигают 25 % общего потенциала энергосбережения.

Таким образом, в сумме совершенствование электроэнергетики

призвано реализовать до 45 % всех организационно-технологических

мер экономии энергоресурсов.

В табл. 12.8 предусмотрено, что существующий ныне технологи-

ческий потенциал энергосбережения будет полностью реализован к

2015—2020 гг.

Осуществление намеченных объемов структурного и технологиче-

ского энергосбережения приведет к тому, что только 1,4…1,6 % из

более чем 5 %-го роста экономики придется обеспечивать увеличени-

ем потребления (и, следовательно, наращивания производства) энер-

горесурсов (см. рис. 12.7).

Иная картина складывается в потреблении электроэнергии, по-

скольку интенсификация ее экономии должна сопровождаться проти-

воположным процессом — углублением электрификации. В совет-

ский период результирующая этих процессов приводила к тому, что в

течение десятилетий на каждый 1 % роста экономики (ВВП) потреб-

ление электроэнергии увеличивалось тоже на 1 %. В переходные 90-е

годы это соотношение изменилось и на каждый 1 % снижения ВВП

электропотребление падало в среднем только на 0,5 %. С началом

подъема экономики в 1999—2001 гг. на 1 % роста ВВП приходилось

только 0,35…0,45 % увеличения потребления электроэнергии, и глав-

ной причиной этого можно считать замедление электрификации. Со-

гласно Энергетической стратегии в ближайшее пятилетие это соот-

ношение сохранится на уровне 0,5 %, а в последующий период углуб-

ление электрификации повысит его до 0,6 %.

Таблица 12.8

Прогноз экономии энергии* (относительно 2000 г.)

Годы

Первичные энергоресурсы (всего),

млн т у.т.

В том числе электроэнергия,

млрд кВт·ч

2005 38—50 25—35

2010 95—140 100—145

2015 185—270 185—275

2020 335—460 285—430

* Первые значения — для низких цен топлива и замедленного развития экономики.

Вторые значения — для высоких цен и благоприятного сценария развития экономики.