Современная теплоэнергетика
Главная   >>   Современная теплоэнергетика

Современная теплоэнергетика

9.2. Номенклатура генерирующих теплоэнергетических мощностей и структура выработки электроэнергии

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. Из табл. 9.1 видно, что установленная мощность ТЭС составляет почти 2/3 суммарной установленной мощности, доля ГЭС — 21 %, а доля АЭС — более 10 %. В табл. 9.1 приведены также данные по производству электроэнергии, которые примерно пропорциональны установленной мощности (за исключением выработки на АЭС). С помощью теплового цикла (ТЭС и АЭС) вырабатывается 76,9 % электроэнергии.

Поскольку предметом нашего изучения в основном является теплоэнергетика, т.е. ТЭС, работающие на органическом топливе, то нам необходимо отметить два значения: установленная мощность ТЭС составляет 131,42 млн кВт, а выработка электроэнергии ими — 534,57 млрд кВт·ч. К ним мы будем относить все данные последующего анализа.

На рис. 9.1 с точностью до 1 % показана структура теплоэнергетических мощностей и выработка электроэнергии ТЭС России, которые практически совпадают.

Треть мощностей составляют энергоблоки СКД с промежуточным перегревом на параметры пара 240 ат, 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.

Другая треть мощностей и выработки электроэнергии обеспечивается теплофикационными турбоустановками на начальное давление 130 ат (12,8 МПа) и начальную температуру 540 °С. Эти турбоустановки не имеют промежуточного перегрева пара. Они оснащены турбинами ТМЗ типов Т-175-12,8, Т-100-12,8, Т-50-12,8, ПТ-135-12,8, ПТ-50-12,8, Р-100-12,8, Р-70-12,8, Р-40-12,8 и ЛМЗ типов ПТ-80-12,8, ПТ-60-12,8 и Р-50-12,8.

Оставшаяся часть установленной мощности и выработки электроэнергии распределяется между:

  • энергоблоками на начальное давление 130 ат (12,8 МПа) с промежуточным перегревом пара с турбинами ЛМЗ типа Т-180-12,8 и К-200-12,8 и турбинами ХТЗ типа К-150-12,8;
  • устаревшими турбоустановками без промежуточного перегрева пара на начальное давление 90 ат (8,8 МПа);
  • прочими турбоустановками.

Видно, что доля устаревшего оборудования и выработка электроэнергии весьма значительна (соответственно 12 и 11 %), и это не может не снижать общие показатели работы ТЭС.

В табл. 9.2 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 лучшими в нашей теплоэнергетике.

В табл. 9.3 представлена номенклатура по энергоблокам с промежуточным перегревом пара на начальное давление 130 ат (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 ат без промежуточного перегрева пара представлены в табл. 9.4. Оборудование этого класса вырабатывает столько же электроэнергии, сколько и энергоблоки СКД (см. рис. 9.1, однако для этого требуется 524 турбины, а не 119 (см. табл. 9.2). В значительной степени это определяется потребностями в тепловой энергии (производственный пар или сетевая вода), которые диктуют и электрическую мощность. Однако важно то, что ТЭЦ только рассматриваемого типа, выполняя свою роль источников тепловой энергии, обеспечивают очень высокий процент выработки электроэнергии.

В табл. 9.5 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, которые обеспечивают 8,51 % выработки электроэнергии.

Из табл. 9.2—9.5 можно извлечь интересную информацию (рис. 9.2) об удельном весе оборудования различного типа. Именно она позволяет наметить пути модернизации нашей энергетики.

Наибольшую установленную мощность (16,99 %) имеют энергоблоки с турбинами типа К-300-23,5 в количестве 76 шт., из которых 49 турбин ЛМЗ работает на газомазутных ТЭС, а 27 турбин ХТЗ — на пылеугольных ТЭС, в основном, Сибири.

Почти такая же доля установленной мощности (16,27 %) турбин типа Т, установленных на ТЭЦ без промежуточного перегрева на начальное давление 130 ат (12,8 МПа). Из суммарной мощности этих турбин в 42,4 млн кВт (см. табл. 9.4) 16,6 млн кВт имеют 166 турбин типа Т-100-12,8 ТМЗ мощностью 100—110 МВт.

Третье место по установленной мощности (11,84 %) занимают энерго­блоки с турбинами типа К-200-12,8 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 ат (12,8 МПа). В основном, это турбины типов ПТ-60-12,8 ЛМЗ (116 турбин мощностью 6,96 кВт), ПТ-80-12,8 ЛМЗ (50 турбин суммарной мощностью 4 млн кВт), ПТ-135-12,8 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-800-23,5 ЛМЗ, 12 из которых работает на газомазутном топливе, а 2 — на угле.

В номенклатуре ТЭС России практически отсутствуют 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 ПГУ: суммарная установленная мощность составляет 470 МВт, выработка — 1,95 млрд кВт·ч, а сами они относятся к устаревшим типам (см. лекцию 8). Здесь необходимо отметить, что ПГУ-450 Северо-Западной ТЭЦ была введена в опытно-промышленную эксплуатацию 22 декабря 2000 пив рассматриваемую статистику не вошла.