Номенклатура, установленная мощность и выработка электроэнергии тэц с турбинами без промперегрева на начальное давление на 130 атм. На 1.01.2001 г.

Суммарная установленная мощность — 131,422 млн. кВт

Суммарная выработка электроэнергии 534,573 млрд. кВт-ч

Тип турбин	Количество турбин	Установленная мощность		Выработка электроэнергии
		МВт	%	млрд. кВт-ч	%
Теплофикационные турбины типа Т мощностью 50 — 185 МВт	220	21 380	16,27	—	—
Турбины с противодавлением мощностью 40— 100МВт	99	5620	4,28	—	—
Турбины с двумя регулируемыми отборами пара мощностью 50 — 140 МВт	205	15400	11,72	—	—
Итого	524	42400	32,27	170,406	31,88

Таблица 12.5

Номенклатура, установленная мощность и выработка электроэнергии устаревшим оборудованием на начальное давление 90 атм. (8,8 мПа) электростанциями России на 1.01.2001 г.

Суммарная установленная мощность — 131,422 млн. кВт

Суммарная выработка электроэнергии 534,573 млрд. кВт-ч

Оборудование	Количество турбин	Установленная мощность		Выработка электроэнергии
		МВт	%	Млн. кВт-ч	%
Конденсационные турбины мощностью 25 — 100 МВт	71	4565	3,47	15093	2,82
Турбины типа Т мощностью 25— 100МВт	75	4155	3,16	45 500
Турбины типа ПТ, П и ПР мощностью 9 — 80 МВт	171	5644	4,29		8,51
Турбины с противодавлением малой мощности	62	1393	1,06
Итого	379	15767	11,98	60593	11,33

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, которые обеспечивают 8,51 % выработки электроэнергии.

Структура установленной мощности выглядит следующим образом (рис.12.2):

А

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 ат; 5 — энергоблоки с турбинами типа К-200-12,8; 4 — ТЭС с турбинами типа ПТ на 130 ат; 5 — энергоблоки с турбинами К-800-23,5

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, Сибири.

Почти такая же доля установленной мощности (16,27 %) турбин типа Т, установленных на ТЭЦ без промежуточного перегрева на начальное давление 130 атм. (12,8 МПа). Из суммарной мощности этих турбин в 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 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. Исключение составляет ПГУ-450 Северо-западной 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).

А

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

38 % генерирующего оборудования введено в эксплуатацию до 1970 г. (это оборудование реально введено в эксплуатацию в период 1945—1970 гг., хотя есть и более старое). Далее 2/3 установленного оборудования имеют возраст не менее 20 лет.

РАО «ЕЭС России» говорят, что 17 % работающего генерирующего оборудования уже выработало свой ресурс.

Расчетный ресурс (наработка) – наработка турбины, которая гарантируется заводом-изготовителем и при достижении которой должен быть рассмотрен вопрос о её дальнейшей эксплуатации.

Парковый ресурс – наработка однотипных по конструкции и условиям эксплуатации объектов, при которой не происходит отказов работоспособности.

На рис. 12.4 показано распределение энергоблоков мощностью от 150 до 1200 МВт по наработкам, которое дает общее представление о «возрасте» этой болышой группы оборудования, охватывающей примерно

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

29 % генерирующего оборудования ТЭС. Видно, что только 18 % этого оборудования имеют наработку меньше расчетной, равной 100 тыс. ч. Это означает, что к 82 % оборудования должно быть уделено особое внимание, обеспечивающее исключение катастрофических последствий.