Глава 12(разв.энергетики) (995090), страница 2

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 2)

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.

12.2. Экономичность электростанций.

На рис. 12.5 показана экономичность оборудования конденсационных электростанций России. Числа над столбцами дают значения удельного расхода условного топлива, значения в скобках — КПД нетто, значения в рамках — осредненные значения удельного расхода для суммарного количества энергоблоков каждого типа. Последний столбец получен осреднением для ТЭС всей России. Точнее, они получены делением расчетного суммарного количества условного топлива на суммарное количество электроэнергии, отпущенного всеми ТЭС, которое затрачено для этой цели.

А

Рис. 12. 5. Экономичность конденсационных электростанций России:

1- газомазутные энергоблоки; 2- пылеугольные энергоблоки.

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 больше доля электроэнергии, выработанной на тепловом потреблении. Тем не менее, если способ разделения экономии топлива не изменяется из года в год, то получаемые расчетные значения правильно отражают тенденцию, 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), который составляет 26,9 %.

Оценку технического уровня ТЭС проведем сравнением КПД (рис. 12.7). 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 %.

Еще болышее отличие возникает при сравнении с парогазовыми технологиями. Первый в России введенный в эксплуатацию парогазовый блок ПГУ-450Т на Северо-Западной ТЭЦ г. Санкт-Петербурга в конденсационном режиме имеет КПД на уровне 50 %.

Рис. 12.7. 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

Таблица 12.6

Годы выпуска головных образцов паровых турбин

«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.

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 (см. рис. 12.6) были изготовлены на рубеже 50— 60-х годов прошлого столетия. 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.

Другой причиной низкого технического уровня является физическое старение из-за его длительной работы. Хотя при капитальных ремонтах происходит полное восстановление работоспособности оборудования, в процессе длительной работы возникает больший или мёньший 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.).

Третья причина — 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 готовым к разного рода неприятностям.

Рассматривая широчайший круг актуальных вопросов долгосрочного развития энергетики страны, Энергетическая стратегия вместе с тем выделила три ключевые задачи, на решение которых направлены все усилия и которые концентрируют суть энергетической политики страны.

Первая задача — коренное повышение энергетической эффективности экономии. Энергоемкость валового внутреннего продукта (ВВП) сократилась 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.

Характеристики

Список файлов книги