ekonomika_promishlennosti / Uchebnoe posobie Ekonomika energetiki NDRogalev MEI 2005.pdf / Учебное пособие Экономика энергетики Н.Д.Рогалёв МЭИ 2005

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.

Таблица 12.4

Номенклатура, установленная мощность и выработка электроэнергии ТЭЦ с турбинами без промперегрева на начальное давление 130 атм на 01.01.2001 г.

261

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.

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 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 %) 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.

262

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 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).

263

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 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.

264

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.

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 столбец получен осреднением значений для всех ТЭС России. Точнее, эти значения получены делением расчетного суммарного количества условного топлива на суммарное количество электроэнергии, отпущенное всеми ТЭС.

·

Расходусловноотоплива

м

Рис. 12.5. Экономичность конденсационных электростанций России:

1 — газомазутные энергоблоки; 2 — пылеугольные энергоблоки

265

Поскольку расход топлива при выработке электрической и тепловой энергии на ТЭЦ распределяется между ними условно, то сам удельный расход является условной величиной ещё в большей степени, чем доля электроэнергии, выработанной на тепловом потреблении. Тем не менее, если способ разделения расхода топлива не изменяется из года в год, то получаемые расчетные значения правильно отражают тенденцию, изменения эффективности но не позволяют сравнить 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 начальное 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 некорректность 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, % 70

60,0

60

56,0

50,0

20

10

0

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

266

Таблица 12.6

Годы выпуска головных образцов паровых турбин

Еще болышие различия возникают при сравнении с парогазовыми технологиями. Первый введенный в эксплуатацию в России парогазовый 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, установленного на ТЭС России, существенно ниже современного, и последствия этого выражаются, прежде всего, в значительном пережоге топлива и соответственно в ухудшенных экономических показателях ТЭС.

Первой и главной причиной технического отставания является моральное старение работающего оборудования. Достаточно увидеть, что головные образцы паровых турбин типов Т-100-12,8, К-200-12,8, составляющие основу генерирующих теплоэнергетических мощностей, 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 принципе не может соответствовать современному.

Второй причиной низкого технического уровня оборудования является физическое старение из-за его длительной работы. Хотя при капитальных ремонтах происходит полное восстановление работоспособности оборудования, в процессе длительной работы возникает больший или меньший износ элементов турбины и вспомогательного оборудования. Возникает все больше отказов элементов энергетического 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.).

267

Третья причина — это устаревшая структура генерирующих мощностей с преобладанием установок относительно малой мощности на относительно низкие параметры пара с большим расходом топлива на собственные нужды, отсутствие современных парогазовых технологий, использующих природный газ и твердое топливо, преобладание доли базовых мощностей, затрудняющих рациональное покрытие переменной части графика нагрузок.

12.3. Электроэнергетика в энергетической стратегии России

Энергетическая стратегия России до 2020 г. формировалась под долгосрочную программу социально-экономического развития страны, 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 эффективности 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 решении удельная энергоемкость российской экономики в 2020 г. лишь достигнет сегодняшнего среднемирового показателя, но отнюдь не показателей лучших стран.

Первым и важнейшим средством повышения энергетической эффективности 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 радикальным расширением использования особых физических свойств электроэнергии.

268

Таблица 12.7

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

Следующим средством повышения энергетической эффективности должна стать массовая реализация сначала организационных, а затем и технологических мер энергосбережения, т.е. проведение целенаправленной энергосберегающей политики. Для этого Россия располагает 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 организационных 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 отведена 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 потенциала энергосбережения;

во-вторых, сегодня средний КПД электростанций (около 35 %) настолько ниже лучших технологических достижений (до 60 %), что в

269

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 технологический потенциал энергосбережения будет полностью реализован к 2015—2020 гг.

Осуществление намеченных объемов структурного и технологического энергосбережения приведет к тому, что только 1,4…1,6 % из более чем 5 %-го роста экономики придется обеспечивать увеличением потребления (и, следовательно, наращивания производства) энергоресурсов (см. рис. 12.7).

Иная картина складывается в потреблении электроэнергии, поскольку интенсификация ее экономии должна сопровождаться противоположным процессом — углублением электрификации. В советский период результирующая этих процессов приводила к тому, что в течение десятилетий на каждый 1 % роста экономики (ВВП) потребление 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 главной причиной этого можно считать замедление электрификации. Согласно Энергетической стратегии в ближайшее пятилетие это соотношение сохранится на уровне 0,5 %, а в последующий период углубление электрификации повысит его до 0,6 %.

* Первые значения — для низких цен топлива и замедленного развития экономики. Вторые значения — для высоких цен и благоприятного сценария развития экономики.

270