Экономика электроэнергетики
Главная   >>   Экономика электроэнергетики

Экономика электроэнергетики

Глава 12 ТЕХНИЧЕСКИЙ УРОВЕНЬ И СОСТОЯНИЕ ЭНЕРГЕТИКИ РОССИИ

12.1. Понятие о техническом уровне энергетики и теплоэнергетики

Технический уровень энергетики характеризуется способностью его генерирующих объектов (ТЭС, ТЭЦ, АЭС, ГЭС и других электростанций) и электрических сетей обеспечить потребителей в любой момент времени требуемым количеством электрической и тепловой энергии требуемого качества (нормированных частоты и напряжения для электроэнергии и нормированных температуры и давления для сетевой воды) при обеспечении высокой экономичности, надежности производства и максимальной безопасности работы оборудования с минимальным вредным влиянием на людей и окружающую среду. Потребителю необходима не электрическая и тепловая энергия вообще, а энергия вполне определенного качества. Ни один из видов генерирующих источников не является универсальным, ни один из них не готов работать легко, свободно, экономично и надежно в любых режимах. Например, гидротурбины ГЭС способны быстро изменять свою нагрузку, но вынуждены работать при максимальной и постоянной нагрузке весной (при переполняемых паводковыми водами водохранилищах). Энергоблоки АЭС не могут разгружаться без резкого снижения экономичности и надежности ниже 50...60 % номинальной мощности. Автономные ГТУ способны быстро и сравнительно безопасно для себя изменять электрическую нагрузку, но не должны долго работать из-за сравнительно низкой экономичности. ТЭЦ способны участвовать в регулировании электрической нагрузки лишь в узком диапазоне, так как во многих случаях эта нагрузка определяется требованиями потребителей тепловой энергии. Мощные паротурбинные энергоблоки не могут работать с частыми и быстрыми остановами без появления трещин в основных деталях. Таким образом, высокий технический уровень энергетики может быть обеспечен только при гармоничной структуре генерирующих мощностей: в энергосистеме должны быть и АЭС, вырабатывающие дешевую электроэнергию, но имеющие серьезные ограничения по диапазону и скорости изменения нагрузки, и ТЭЦ, отпускающие тепло и электроэнергию, количество которой зависит от потребностей в тепле, и мощные паротурбинные энергоблоки, и мобильные автономные ГТУ, покрывающие кратковременные пики нагрузки. Основным показателем технического уровня ТЭС и АЭС является экономичность. Связано это с тем, что в эксплуатационных издержках при производстве на ТЭС электрической и тепловой энергии стоимость топлива составляет 70...75 %, т.е. она является определяющей. Любые неполадки, вынужденные простои оборудования, технические ограничения мощности, старение и аварии сразу же сказываются на экономичности теплоэнергетических объектов, и поэтому ее уровень объективно отражает технический уровень теплоэнергетики. Установленная мощность всех электростанций России на 01.01.2001 г. составила 204,55 млн кВт, а мощность АЭС (по данным концерна «Росэнергоатом») --- 21,24 млн кВт. Установленная мощность ТЭС составляет почти 2/3 суммарной установленной мощности, доля ГЭС --- 21 %, а доля АЭС --- более 10 % (табл. 12.1). Производство электроэнергии примерно пропорционально установленной мощности (за исключением выработки на АЭС). С помощью теплового цикла (ТЭС и АЭС) вырабатывается 76,9 % электроэнергии. Треть мощностей составляют энергоблоки СКД с промежуточным перегревом на параметры пара 240 атм, 540°С/540°С (23,5 МПа, 540 °С/540°С). К ним относятся теплофикационные энергоблоки мощностью 250 МВт и конденсационные энергоблоки мощностью 300, 500, 800 и 1200 МВт (рис. 12.1).

Другая треть мощностей и выработки электроэнергии обеспечивается теплофикационными турбоустановками на начальное давление 130 атм (12,8 МПа) и начальную температуру 540 °С. Эти турбоустановки не имеют промежуточного перегрева пара. Они оснащены турбинами ТМЗ типов Т-175-130, Т-100-130, Т-50-130, ПТ-135-130, ПТ-50-130, Р-100-130, Р-70-130, Р-40-130 и ЛМЗ типов ПТ-80-130, ПТ-60-130 и Р-50-130. Оставшаяся часть установленной мощности и выработки электроэнергии распределяется между:
• энергоблоками на начальное давление 130 атм (12,8 МПа) с промежуточным перегревом пара с турбинами ЛМЗ типа Т-180-130 и К-200-130 и турбинами ХТЗ типа К-150-130;
• устаревшими турбоустановками без промежуточного перегрева пара на начальное давление 90 атм (8,8 МПа).
Видно, что доля устаревшего оборудования и выработки электроэнергии на нем весьма значительна (соответственно 12 и 11 %), и это не может не снижать общие показатели работы ТЭС. 
В табл. 12.2 представлены данные по энергоблокам СКД, установленным на ТЭС России. Конденсационные энергоблоки СКД составляют 29 % по мощности и 28 % по выработке электроэнергии. Большая часть установленной мощности и выработки электроэнергии обеспечивается 76 энергоблоками мощностью 300 МВт. Почти 10 % электроэнергии вырабатывается энергоблоками мощностью 800 МВт, которые наравне с энергоблоком мощностью 1200 МВт являются одними из лучших в нашей теплоэнергетике. В табл. 12.3 представлена номенклатура энергоблоков с промежуточным перегревом пара на начальное давление 130 атм (12,8 МПа). Примерно из 17 % установленной мощности и выработки электроэнергии 12 % обеспечивается энергоблоками мощностью 200 МВт, которые никак нельзя отнести к современным ни по уровню мощности, ни по уровню экономичности.
Аналогичные данные для ТЭЦ на начальное давление 130 атм без промежуточного перегрева пара представлены в табл. 12.4. Оборудование этого класса вырабатывает столько же электроэнергии, сколько и энергоблоки СКД (см. рис.12.1), однако для этого требуется 524 турбины, а не 119 (см. табл. 12.2). В значительной степени это определяется потребностями в тепловой энергии (производственный пар или сетевая вода), которые диктуют и объем выработки электрической мощности.

ТЭЦ рассматриваемого типа, выполняя свою роль источников тепловой энергии, обеспечивают очень высокий процент выработки электроэнергии. В табл. 12.5 приведены данные по номенклатуре устаревших турбин, введенных в эксплуатацию еще в 40---50-е годы прошлого столетия. Среди них конденсационные турбины мощностью до 100 МВт, а также 308 теплофикационных турбин, обеспечивающих 8,51 % выработки электроэнергии. Структура установленной мощности представлена на рис.12.2. Наибольшую установленную мощность (16,99 %) имеют энергоблоки 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 %) приходится 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.

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 теплофикационные 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 %) занимают энергоблоки 800 МВт с 14 турбинами К-800-240 ЛМЗ, 12 из которых работает на газомазутном топливе, а 2 --- на угле. В номенклатуре ТЭС России практически отсутствуют газотурбинные 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 парогазовой установкой (ПГУ): суммарная установленная мощность составляет 470 МВт, выработка --- 1,95 млрд кВт·ч, а сами они относятся к устаревшим типам. Исключение составляет ПГУ-450 СевероЗападной ТЭЦ, которая была введена в опытно-промышленную эксплуатацию 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 лавинообразного выхода из строя оборудования электростанций из-за его старения заставляет самым серьезным образом отнестись к этой проблеме (рис. 12.3).

До 1970 г. введено в эксплуатацию 38 % генерирующего оборудования (это оборудование реально введено в эксплуатацию в период 1945---1970 гг., хотя есть и более старое). Далее, две трети установленного оборудования имеют возраст не менее 20 лет. По данным РАО «ЕЭС России», 17 % работающего генерирующего оборудования уже выработало свой ресурс. Расчетный ресурс (наработка) - наработка турбины, которая гарантируется заводомизготовителем и при достижении которой должен быть рассмотрен вопрос о ее дальнейшей эксплуатации.
Парковый ресурс - наработка однотипных по конструкции и условиям эксплуатации объектов, при которой не происходит отказов работоспособности.

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, показано на рис.12.4. Из рисунка видно, 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.



Мастерские по ремонту стиральных машин в Краснодаре.