Диссертация (1152600), страница 15
Текст из файла (страница 15)
был запланирован капитальный ремонт ТЭС,реакторов АЭС и гидроагрегатов ГЭС с установленной суммарной мощностью332 МВт, фактический же объем выполненных работ за этот период составил 567МВт, что уже на 70% больше запланированного.При этом наибольший объем ввода генерирующих мощностей в 2018 г.запланирован в России в объединенных энергосистемах Юга (5041,7 МВт),Центра (4323,4 МВт) и Северо-Запада (4727,2 МВт) (Рисунок 12).В частности, на объектах атомной энергетики за период 2018-2024 гг..предусматривается ввод новых генерирующих мощностей в ОЭС Северо-Запада3596,4 МВт.; в ОЭС Центра 3705,4 МВт.; в ОЭС Юга 1100 МВт.Вводновыхгенерирующихмощностейнагидроэлектростанцияхэнергосистемы России в период 2018-2024 гг..
запланирован в объеме 462,4 МВт.В частности, в ОЭС Юга – двух крупных гидроагрегатов по 171 МВт. каждый,89одного малого мощностью 70,6 МВт.; в ОЭС Северо-Запада – так же одногомалого установленной мощностью 49,8 МВт.На ТЭЦ за аналогичный период планируется ввести в строй энергоблокиустановленной мощностью свыше 200 МВт. каждый в ОЭС Центра, в ОЭС Юга иОЭС Урала.7500МВт62636000915363450026862885300026942406705017959701500935229911958601815159959125119920182019АЭС2020ТЭС65538002021ГЭС+ГАЭС34410602022252454125520232024ВЭС, СЭЗРисунок 12 – Структура вводимых мощностей электрогенерации напредприятиях энергетического комплекса России в 2018 - 2024 годахИсточник: [151]Помимо традиционных источников генерации энергии, в структуреэнергосистемы России происходит ввод возобновляемых источников энергии, вчастности за счет ветровых электростанций (2366,1 МВт.) и солнечныхэдектростанций (1400 МВт.). Ветровые запланированы к строительству в ОЭССеверо-Запада, ОЭС Юга, ОЭС Средней Волги.
Солнечные электростанции – вОЭС Юга, ОЭС Урала и ОЭС Сибири [25, с.278].90Общий прирост мощностей в энергосистеме России в результатемероприятий по модернизации существующего оборудования (без учета вновьвведенного) позволит увеличить установленную мощность энергосистемы странына 545,4 МВт до 2024 г.На территории России есть регионы с большим дефицитом генерирующихобъектов,непокрывающихсобственныепотребноститерриторийвэлектроэнергии. На этих территориях необходимо в кратчайшие сроки возводитьобъекты электрогенерации и подключать их к линиям высоковольтных сетей ОЭСЮга для балансировки потребления электроэнергии в пиковые сезоны и в случаевозникновения аварийных ситуаций. В частности, прогнозируемое увеличениепотребления энергомощностей Юго-западного энергорайона Краснодарского краяпо оценкам экспертов составит свыше 1200 МВт (с 2017 по 2024 годы).Для ликвидации дефицита установленной мощности в ОЭС Юга и созданияустойчивой модели электроснабжения потребителей в Краснодарском крае,Республике Крым и других южных Субъектов Федерации будут введены в стройследующие энергомощности: Ростовская АЭС - 1100 МВт.; Таврическая ТЭС 470 МВт.; Балаклавская ТЭС - 470 МВт.; Сакская ПГУ - 122 МВт.; ЗарамагскаяГЭС - 342 МВт.; Кирилловская МГТЭС - 22,5 МВт.; Грозненская ТЭС - 360 МВт.[12, с.
197].Несмотря на обширные планы по вводу новых энергомощностей, степеньизноса зданий, машин и оборудования в сфере производства и распределенияэлектроэнергии, газа и воды в Российской Федерации на сегодняшний день всееще чрезвычайно большая (Показана на рисунке 13). Исходя из графика видно,что степень износа основных фондов в данном секторе экономики превышает40%, хотя со временем наблюдается постепенное снижение показателя за счетобновления и модернизации машин и оборудования, а так же ввода в строй новыхагрегатов.9160%50%40%30%20%10%0%20042005200620072008200920102011201220132014201520162017годаРисунок 13 – Степень износа основных фондов в сфере производства ираспределения электроэнергии, газа и воды в Российской Федерации на конец2017 г.Источник: [151]На сегодняшний средний срок эксплуатации оборудования и агрегатов напредприятиях гидроэнергетики превышает 35 лет. Срок службы в 30-40 летнаблюдается у тех производственных фондов, что были введены в строй еще всоветское время во второй половине 80-х годов.
Тогда ежегодные новые вводыгенерации достигали 8-10 ГВт. За последние 10 лет ежегодный ввод новыхэнергомощностей в структуре российской энергосистемы не превышает значениев 1 ГВт.Масштабы реального износа основных фондов в отрасли определяются впервую очередь нормативными значениями, которые ложатся в основуамортизационныхвозможностямиотчислений.безотказнойЗначенияработыиэтихнормативовусталостьюобоснованыматериалов.Однакофактическое использование основных фондов в электроэнергетике существенноотличается от нормативного, как показывает статистика, и может достигать 45-50лет эксплуатации.92При этом существует рад факторов, препятствующих снятию 100% отноминальной (установленной) мощности с энергоустановок.
Так, в частности наэто может влиять вывод части основных фондов из эксплуатации длякапитального ремонта, технического перевооружения и модернизации. Илинизкие значения потребления мощности со стороны клиентов. Так жефактическая загрузка энергоустановок может отличаться от установленной навеличину резервной мощности, которая используется в периоды пиковыхнагрузок (как правило, порядка 9% от установленной мощности) [117, с. 115].Замена оборудования в энергосистеме России из-за неэффективной работымеханизмов корпоративногомониторинга иконтроляможетзаменятьсямероприятиями по технологическому аудиту.
В результате оценки определяетсястепень текущего износа и период, в течение которого данный ресурс может ещеиспользоваться без ощутимых потерь в качестве и эффективности. Однако дляпродления срока службы объекта основных фондов нередко требуется проведениекапитального ремонта, что, в некоторых случаях, сопоставимо с приобретением истроительствомновыхосновныхпроизводственныхфондов.Оценкиповозможному продлению сроков работы зданий, сооружений и оборудования вэнергокомпаниях России в целом по отрасли не проводилось, что затрудняетопределениеэкономическойэффективностиотраслевыхинвестиционныхпрограмм и делает актуальным вопрос разработки и внедрения инструментариякорпоративного мониторинга в части основных фондов.Полная замена всего оборудования на новое – достаточно капиталоемкийпроект, который не всегда технологически и экономически обоснованный.
Принормальных параметрах работы оборудования срок его использования можетбыть намного выше нормативного, в то время как замена всего паркаизношенного оборудования и модернизация морально устаревшего потребуетдополнительных источников финансирования, которые неминуемо отразятся натарифахзаэлектроэнергиюдляконечныхпользователей.Иповыситсебестоимость продукции в таких критически значимых отраслях экономики какметаллургия и машиностроение.93Более того, как показывает нам рисунок 14, ситуация с обновлением ивыбытием основных фондов в электроэнергетике не такая тяжелая, как во многихдругих отраслях российской экономики и мероприятия по техническомуперевооружению и модернизации в энергосистеме России требуют взвешенногоподхода и четкого обоснования.87,16,676,36,25,76543,943,42,832,83,43,22,52,121,10,9111,61,410,70,32,81,412,91,10,80,40,60ABCDEFКоэффициент обновления основныхфондов (в сопоставимых ценах)Коэффициент выбытия основныхфондов (в сопоставимых ценах)GHIJKLMNOA - Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйствоB - Рыболовство, рыбоводствоC - Добыча полезных ископаемыхD - Обрабатывающие производстваE - Производство и распределение электроэнергии, газа и водыF - СтроительствоG - Оптовая и розничная торговля; ремонт автотранспортных средств,мотоциклов, бытовых изделий и предметов личного пользованияH - Гостиницы и рестораныI - Транспорт и связьJ - Финансовая деятельностьK - Операции с недвижимым имуществом, аренда и предоставление услугL - Государственное управление и обеспечение военной безопасности;социальное страхованиеM - ОбразованиеN - Здравоохранение и предоставление социальных услугРисунок 14 – Показатели обновления и выбытия основных фондов поосновным отраслям промышленности в России на начало 2018 г.Источник: [117, с.
144]Тем не менее, существуют доводы ряда ученых за постепенную реновациюв отрасли, связанную с тем, что существующая технология выработкиэлектроэнергии или электроэнергии и тепла за счет сжигания газа попаротурбинному циклу обеспечивают КПД не выше 38-39% в первом случае и 42-9446% во втором. Что признано неэффективным во многих развитых странах ивзамен сжигания газа по паротурбинному циклу предлагается оснащатьэнергопредприятия технологиями парогазового цикла, что поднимет КПД до 5355% и 65-75% соответственно. Строительство газотурбинной надстройки вкотельных так же повышает их КПД до 75% [111, с. 45].
Сказанноесвидетельствует, в том числе, и о наличии системных проблем в механизмахкорпоративного управления энергетической отрасли.Другая проблема для совершенствования российской энергосистемысостоит в малом использовании контрольно-измерительных приборов учетапотребления тепла у потребителей, что в зимний период часто приводит к егоперерасходу и повышенным утечкам в теплосетях.Перечень основных проблемотрасли представлен на рисунке 15.Основные проблемыэлектроэнергетикиЗначительныйизнос основныхфондовНехваткаинвестиций вотраслиНеплатежи заэлектроэнергиюНеэффективнаятарифнаяполитикаНеобходимостьреформированияэлектроэнергетикиРисунок 15 – Основные проблемы электроэнергетики в РоссииИсточник: [140]По данным ПАО «Россети», основные проблемы в электросетях натерритории Российской Федерации заключаются в следующем [140]:951) относительно большие потери электроэнергии в сетях относительнозарубежных энергокомпаний (8,26% у российских компаний против 7,5% узарубежных);2) высокий удельный вес устаревшего оборудования со сверхнормативнымсроком службы (по магистральным сетям: 56% для линий электропередач и 61%для подстанций; по распределительным сетям: 61% для линий электропередач и42% для подстанций);3) относительно высокие удельные операционные издержки (при передачеэлектроэнергии до конечных потребителей – на 40% выше, чем у зарубежныханалогичных электросетевых компаний);4) относительно высокие удельные капитальные издержки (в среднем в 2раза выше, чем у зарубежных электросетевых компаний в аналогичныхклиматических условиях).Исходя из вышесказанного, мы полагаем, что в системе корпоративногомониторинга необходимо формировать перечень показателей, направленных надиагностику состояния технологического оборудования и факторов, влияющих наэффективность его использования.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
