авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |   ...   | 8 |
-- [ Страница 1 ] --

СПИСОК ИСПОЛНИТЕЛЕЙ

От ОАО «ЭНИН»:

Генеральный директор Э.П. Волков

Заведующий отделением В.А. Баринов

Заведующий

отделением А.Ф. Гаврилов

Заведующий лабораторией М.И. Сапаров

Заместитель заведующего отделением А.С. Маневич

От ИНЭИ РАН:

Директор А.А. Макаров

Заведующая лабораторией А.С. Макарова Заведующий лабораторией Ф.В. Веселов От филиала ОАО «Инженерный центр ЕЭС» - «Институт Теплоэлектропроект»:

Директор И.А. Михайлов Заместитель главного инженера Е.А. Гетманов Заместитель начальника технического отдела И.И. Шабанов Начальник тепломеханического отдела Ю.Д. Егоров Главный специалист Н.А. Ермайкина Главный специалист А.С. Гагарин От ОАО «ВТИ»:

Президент Г.Г. Ольховский Первый заместитель генерального директора А.Г. Тумановский Заведующий отделением А.Н. Тугов Ведущий научный сотрудник В.Р. Котлер От РНЦ «Курчатовский институт»:

Директор М.В. Ковальчук Директор отделения П.Н. Алексеев Начальник отдела С.А. Субботин От ОАО «ВНИПИэнергопром»:

Генеральный директор В.Г. Семенов Главный инженер Л.А. Тутыхин Начальник отдела Ю.Ю. Бурдыга От ИСЭМ СО РАН:

Директор Н.И. Воропай Заведующий лабораторией А.М. Клер От ОАО «НИИПТ»:

Заместитель генерального директора Л.А. Кощеев Заместитель генерального директора А.С.Герасимов Ведущий научный сотрудник В.А. Шлайфштейн Заведующий лабораторией М.И. Мазуров Заведующий НИО-2 Л.Л. Владимирский От ОАО «Институт «Энергосетьпроект»:

Заместитель генерального директора В.И. Чемоданов Директор по развитию ЕЭС и ЕНЭС Н.В. Бобылева ПРОЕКТ Программа «Модернизация электроэнергетики России на период до 2020 года»

ПАСПОРТ ПРОГРАММЫ «Модернизация электроэнергетики России на период до 2020 года»

Ответственный Министерство энергетики Российской Федерации исполнитель программы Соисполнители Министерство промышленности и торговли программы Российской Федерации Министерство экономического развития Российской Федерации Министерство регионального развития Российской Федерации Министерство образования и науки Российской Федерации Министерство финансов Российской Федерации Федеральная служба государственной статистики Федеральная служба по тарифам Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии Государственные корпорации: Росатом, Ростехнологии, Роснано, Внеш экономбанк Энергокомпании с государственным участием:

ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС», ООО «Газпром энергохолдинг», ОАО «РАО ЭС Востока», ОАО «РусГидро», ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «Холдинг МРСК»

Энергомашиностроительные компании:

ОАО «ЭМАльянс», ОАО «Силовые машины», ЗАО «Уральский турбин ный завод», ОАО «Атомэнергомаш», НПО «Сатурн», Группа компаний «НОВАЭМ» (ОАО «Сибэнергомаш») Электромашиностроительные компании:

ООО «Тольяттинский трансформатор», ЗАО «Энергомаш (Екатеринбург) Уралэлектротяжмаш», ОАО «ПК ХК «Электрозавод», АББ Россия, ОАО ВО «Электроаппарат», «НПП «ЭКРА», ОАО «ВНИИР», ОАО «Севкабель-Холдинг», ЗАО «АББ Москабель», Группа компаний «Мос кабельмет».

Подпрограммы «Модернизация тепловых электростанций на период до 2020 г.»

Программы «Модернизация гидроэнергетического комплекса на период до 2020 г.»

«Модернизация атомных электростанций на период до 2020 г.»

«Развитие возобновляемых источников энергии на период до 2020 г.»

«Модернизация электросетевого комплекса на период до 2020 г.»

«Разработка и освоение инновационных технологий и оборудования для модернизации электроэнергетики России»

Цели Програм- Кардинальное обновление электроэнергетики России на базе отечествен мы ного и мирового опыта, преодоление нарастающего технологического отставания, морального и физического старения основных фондов, по вышение надёжности энергоснабжения и энергетической безопасности страны и на этой основе снижение роста тарифов на электрическую и те пловую энергию.

Задачи Про- Замена технологий и оборудования при производстве, транспорте и рас граммы пределении электроэнергии на наиболее передовые, соответствующие мировому уровню;

разработка новых технологий, в том числе и прорывных, по всем направ лениям электроэнергетической отрасли;

подготовка и реализация демонстрационных проектов по созданным но вым технологиям;

создание эффективной системы управления функционированием и раз витием ЕЭС и электроэнергетики страны в целом, обеспечивающей ми нимизацию затрат и, соответственно, тарифов на электрическую и тепло вую энергию.

повышение проектного показателя балансовой надежности;

Целевые инди снижение доли износа основного оборудования;

каторы и пока повышение КПД электростанций;

затели Про уменьшение потерь в электрических сетях.

граммы Сроки и этапы 2011-2020 годы, в том числе:

I этап 2011-2015 годы;

реализации II этап 2016-2020 годы.

Программы Ожидаемые ре- Повышение проектного показателя балансовой надежности с 0,996 до зультаты реали- 0,9991.

зации Програм мы Вывод из эксплуатации (демонтаж, консервация) физически изношенно го и морально устаревшего оборудования – 26 405 МВт, в том числе:

ТЭС – 22 655 МВт;

АЭС – 3 750 МВт.

Новые вводы мощности на электростанциях – 83 301 МВт, в том числе:

ТЭС – 62 363* МВт, в том числе ГТУ 5 500 МВт;

АЭС – 9 952 МВт;

ГЭС – 7 924 МВт;

ВИЭ – 3 062 МВт.

*с учетом экспортно ориентированных ТЭС ОЭС Сибири (7200 МВт) Увеличение установленной мощности газовых ТЭС с применением пере довых технологий на основе ГТУ с 6 600 МВт до 50 900 МВт.

КПД новых газовых ТЭС (ПГУ) не менее 50 %.

КПД новых угольных ТЭС не менее 38 %.

КПД новых и модернизированных АЭС не менее 34 %.

Снижение удельного расхода топлива на отпуск электроэнергии от ТЭС с 332,7 до 300 г у.т./кВт·ч Снижение потерь в ЕНЭС с 4,8 до 4,0 %, в распределительных сетях – Проектный показатель балансовой надежности – нормативный показатель, характеризующий веро ятность бездефицитной работы энергосистемы за расчетный период времени, принимаемый при про ектировании энергосистемы.

с 8,9 до 6,5 %.

Оптимизация структуры и состава генерирующих мощностей, включая увеличение доли маневренных ГТУ Реализация демонстрационных проектов разработки и освоения про рывных технологий для обеспечения модернизации электроэнергетики России:

Создание угольного энергоблока на суперсверхкритические пара метры пара;

Создание первой отечественной энергетической установки с ком бинированным парогазовым циклом и газификацией угля;

Создание отечественных котлов с циркулирующим кипящим сло ем;

Создание высокоэффективного теплофикационного блока на по вышенные параметры пара с минимальными выбросами вредных веществ в атмосферу;

Создание базового устройства для управляемых (гибких) линий электропередач переменного тока (FACTS) второго поколения – на основе полностью управляемых приборов силовой электрони ки;

Сооружение Забайкальского и Амурского преобразовательных комплексов несинхронного объединения ОЭС Сибири и ОЭС Вос тока;

Создание управляемого устройства продольной компенсации;

Создание фазоповоротного устройства для ЛЭП;

Внедрение асинхронизированных компенсаторов реактивной мощности (АСК 2 100 Мвар);

Разработка и сооружение на основе высокотемпературных сверх проводниковых материалов (ВТСП) кабельной линии длиной 1500 м, 20 кВ, 1500 А;

Разработка и сооружение ВТСП трансформатора мощностью до 1000 кВА с магнитопроводом из аморфной и наноструктуриро ванной стали;

Разработка и сооружение ВТСП токоограничивающего устройст ва;

Строительство ВЭС установленной мощностью 105 МВт в Крас нодарском крае;

Сооружение опытно-промышленных Старогрозненской и Даге станской ГеоТЭС мощностью по 10 МВт;

Сооружение Северной приливной электростанции мощностью 12 МВт;

Разработка автономных источников электроснабжения на базе квартальных тепловых станций с использованием низкопотенци ального тепла обратной воды;

Реализация технологической платформы «Интеллектуальная энер гетическая система России».

Объёмы финан- Всего – 8 226 млрд руб., в том числе:

генерирующие мощности 4 950 млрд руб.;

сирования электрические сети 3 276 млрд руб.

Программы Содержание Общая характеристика состояния электроэнергетики России. Актуальность и основания для разработки Программы модернизации электроэнергетики России..................................................................................................................................... Цель, основные задачи, целевые показатели (индикаторы) и капиталовложения для реализации Программы................................................................. Подпрограммы Программы модернизации электроэнергетики России на период до 2020 года........................................................................................................ 3.1 Подпрограмма «Модернизация тепловых электростанций на период до 2020 года»................................................................................................................. 3.2 Подпрограмма «Модернизация гидроэнергетического комплекса на период до 2020 года»................................................................................................................. 3.3 Подпрограмма «Модернизация атомных электростанций на период до 2020 года»................................................................................................................. 3.4 Подпрограмма «Развитие возобновляемых источников энергии на период до 2020 года»............................................................................................................... 3.5 Подпрограмма «Модернизация электросетевого комплекса на период до 2020 года»............................................................................................................... 3.6 Подпрограмма «Разработка и освоение инновационных технологий и оборудования для модернизации электроэнергетики России».............................. Механизмы реализации и эффективность Программы модернизации электроэнергетики............................................................................................................. 4.1 Рекомендуемые механизмы реализации Программы модернизации электроэнергетики...................................................................................................... 4.2 Методические положения определения эффективности Программы модернизации электроэнергетики............................................................................ 4.3 Формирование альтернативных вариантов развития электроэнергетики в период до 2020 года................................................................................................. 4.4 Оценка эффективности Программы модернизации электроэнергетики............... 4.5 Модернизация нормативно-правовой базы электроэнергетики………………….. 4.6 Мониторинг и контроль реализации Программы модернизации электроэнергетики России на период до 2020 года...…………………………………………………… Перечень приложений к программе «Модернизация электроэнергетики России на период до 2020 года»…………………………………………………………………. 1. Общая характеристика состояния электроэнергетики России. Актуальность и основания для разработки Программы модернизации электроэнергетики России Основу потенциала российской электроэнергетики в настоящее время составляют бо лее 700 электростанций общей мощностью 227,5 ГВт и линии электропередачи всех классов напряжений протяженностью более 2,5 млн. км. В структуре генерирующих мощностей электростанций России преобладают тепловые электростанции, доля которых в установлен ной мощности составляет 68,4 %, доля атомных электростанций – 10,7%, доля гидравличе ских станций – 20,9 %. Около 80 % генерирующих мощностей тепловых электростанций в Европейской части России работают на газе и мазуте, в то время как в Восточной части Рос сии более 80 % генерирующих мощностей тепловых электростанций используют уголь.

Основная часть электростанций страны объединена в Единую энергосистему России (ЕЭС), в составе которой работают семь объединенных энергосистем: ОЭС Центра, Средней Волги, Урала, Северо-Запада, Юга, Сибири, Востока, в которые входят 69 энергосистем.

Установленная мощность электростанций ЕЭС России на конец 2010 г. составила 214,9 млн кВт или почти 95% всей установленной мощности электростанций страны.

Параллельно с ЕЭС России работают энергосистемы Белоруссии, Эстонии, Латвии, Литвы, Грузии, Азербайджана, Казахстана, Украины, Молдавии и Монголии. Через энерго систему Казахстана параллельно с ЕЭС России работают энергосистемы стран Центральной Азии. Через вставку постоянного тока ЕЭС России соединена с энергосистемой Финляндии, входящей в энергообъединение НОРДЕЛ. Параллельно с энергосистемой Норвегии работают отдельные генераторы ГЭС Кольской энергосистемы. От электрических сетей России осуще ствляется электроснабжение ряда выделенных районов Китая.

Объединение энергосистем в рамках ЕЭС России позволяет снизить требования к ре зервной мощности, повысить экономичность работы энергосистем, облегчить покрытие пе ременной части графиков нагрузки и тем самым получить существенный экономический эф фект.

Протяженность электрических сетей России напряжением 110 кВ и выше на начало 2011 г. составила свыше 457 тыс. км, в том числе 0,95 тыс. км ВЛ 1150 кВ, 3 тыс. км ВЛ 750 кВ, 39,4 тыс. км ВЛ 500 кВ, 10,8 тыс. км ВЛ 330 кВ и 99,1 тыс. км ВЛ 220 кВ.

В 2009 г. завершен процесс реформирования отрасли, в результате которого было ли квидировано ОАО РАО «ЕЭС России», и создана на его базе группа независимых компаний, включая 6 оптовых генерирующих компаний (ОГК), 14 территориальных генерирующих компаний (ТГК), Федеральную сетевую компанию Единой энергетической системы (ОАО «ФСК ЕЭС»), гидрогенерирующую компанию (ОАО «РусГидро»), Системный оператор Единой энергетической системы (ОАО «СО ЕЭС»), ОАО «Холдинг МРСК» для управления распределительными электрическими сетями, ОАО «РАО Энергетические системы Востока»

для управления электроэнергетикой Дальнего Востока, ОАО «Интер РАО ЕЭС» для осуще ствления экспорта-импорта электроэнергии, энергосбытовые компании, а также ряд науч ных, проектных, сервисных и ремонтных организаций. Сформирована коммерческая инфра структура оптового рынка электроэнергии и мощности – учрежден коммерческий оператор оптового рынка ОАО «Администратор торговой системы» (ОАО «АТС») и создана саморе гулируемая организация, объединяющая субъектов электроэнергетики и крупных потребите лей электрической и тепловой энергии (НП «Совет рынка»);

создана единая генерирующая компания, владеющая и управляющая атомными электростанциями (ОАО «Концерн Энерго атом»).

Укрупненная структура электроэнергетики России по состоянию на 01.01.2011 приве дена на рисунке 1.1.

Рис. 1.1 Укрупненная структура электроэнергетики России по состоянию на 01.01.2011 г.

Актуальность разработки Программы обусловлена тем, что, с 1991 г. более чем в 1, раза увеличились относительные потери электроэнергии в электрических сетях на ее транс порт;

более чем в 1,5 раза выросла удельная численность персонала в отрасли;

более чем в 2,5 раза снизилась эффективность использования капитальных вложений. В 5 раз сократился ввод генерирующих мощностей по сравнению с вводами 60-80-х годов прошлого столетия.

Существенно выросли в последние годы тарифы на электрическую энергию. Они приблизи лись к тарифам в США и других странах притом, что цена на природный газ для электро станций в России пока значительно ниже. Вместе с тем, намечается дальнейшее повышение цен на электроэнергию. В целом можно констатировать, что после распада СССР сущест венно снизились экономическая эффективность функционирования и темпы развития элек троэнергетики в России.

Основными причинами снижения экономической эффективности функционирования электроэнергетики являются:

отсталые энергетические технологии, используемые на газовых и угольных электростанциях и в электрических сетях;

использование морально и физически устаревшего энергооборудования на элек тростанциях и в электрических сетях;

отсутствие в настоящее время оптимальной системы управления отраслью в ус ловиях образования многочисленных собственников электроэнергетических объектов;

резкое сокращение научно-технического потенциала отрасли;

существенное сокращение строительного потенциала;

сокращение потенциала в отраслях отечественного энергомашиностроения и электромашиностроения.

Нормативно – методической и информационной основой для разработки Программы модернизации электроэнергетики до 2020 года являются следующие документы:

Указ Президента Российской Федерации от 4 июня 2008 г. № 889 «О некоторых мерах по повышению энергетической и экологической эффективности российской экономи ки».

Перечень поручений Президента Российской Федерации по модернизации и энергоэффективности в ТЭК от 29 марта 2010 года.

Протокол заседания Правительства РФ от 03.06.2010 № 24, п.5.

Энергетическая стратегия России на период до 2030 г. Утверждена распоряже нием Правительства РФ от 13.11.2009 г. № 1715-р.

Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2030 года, одоб ренная на заседании Правительства Российской Федерации 03.06.2010 года, далее – Гене ральная схема.

Постановление Правительства РФ от 13 апреля 2010 г. № 238 «Об определении ценовых параметров торговли мощностью на оптовом рынке электрической энергии (мощ ности) переходного периода (с изменениями от 12 октября и 27 декабря 2010 г.).

Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2010 2016 годы и на 2011 – 2017 годы.

Государственная программа Российской Федерации «Энергосбережение и по вышение энергетической эффективности на период до 2020 года», утверждена распоряжени ем Правительства РФ от 27 декабря 2010 г. № 2446-р.

Сценарные условия развития электроэнергетики на период до 2030 года.

Функционирование и развитие электроэнергетики РФ в 2009 году (подготовлено Минэнерго России 2011 г.).

Программы модернизации энергокомпаний на период до 2020 г. (ответы на письма-запросы Минэнерго России от 26.04.2010 № АШ-3389/09 и от 13.08.2010 № 09-1107).

Информация энергокомпаний для составления Прогнозного баланса электро энергетики с учетом прогнозных условий развития электроэнергетики (ответы на письмо запрос Минэнерго России от 27.10.2010 № АШ-9330/09).

Материалы компаний о состоянии разработки, освоения и производства энерге тического оборудования (ответы на письмо-запрос ОАО «ЭНИН» от 15.11.2010 № 01 8/0202/434-ЭВ) Материалы Межведомственной рабочей группы по вопросам определения дол госрочной потребности в энергетическом оборудовании.

Материалы заседаний секций и комиссий НП «НТС ЕЭС».

2. Цель, основные задачи, целевые показатели и (индикаторы) капиталовложения для реализации Программы Модернизация отрасли «электроэнергетика» – комплекс организационно-технических мер и механизмов их реализации, направленных на повышение надежности энергоснабжения и энергетической безопасности1 страны, повышение энергетической и экологической эффек тивности работы объектов электроэнергетики, обеспечивающих в совокупности снижение темпов роста и стабилизацию тарифов на электрическую и тепловую энергию.

Модернизация электроэнергетики России включает:

- модернизацию (обновление) отдельных узлов и отдельного оборудования на су ществующих электростанциях и обоснованное продление ресурса эксплуатируемого обору дования и отдельных элементов электростанций;

- замену отдельного оборудования новыми современными образцами;

- замену устаревших технологий и оборудования энергетических блоков целиком на новые, наиболее совершенные на сегодняшний день в существующих производственных корпусах;

- строительство новых энергетических мощностей на новых площадках для заме щения выводимых из эксплуатации старых мощностей и для покрытия растущих потребно стей в электроэнергии и тепле;

Энергетическая безопасность – одна из важнейших составляющих национальной безопасности страны.

Она трактуется как защищенность граждан и государства в целом от угроз дефицита всех видов энергии и энер горесурсов, возникающих из-за воздействия негативных природных, техногенных, управленческих, социально экономических, внутри- и внешнеполитических факторов.

- разработку и создание новых технологий и оборудования с целью образования фундамента для будущего развития электроэнергетики страны.

Целью Программы является кардинальное обновление электроэнергетики России на базе отечественного и мирового опыта, преодоление нарастающего технологического отста вания, морального и физического старения основных фондов, повышение надежности энер госнабжения и энергетической безопасности страны и на этой основе снижение роста тари фов на электрическую и тепловую энергию.

Основные задачи:

замена технологий и оборудования при производстве, транспорте и распределе нии электроэнергии на наиболее передовые, адекватные мировому уровню;

разработка новых технологий, в том числе «прорывных», по всем направлениям электроэнергетической отрасли;

подготовка и реализация демонстрационных проектов по созданным новым тех нологиям;

модернизация отдельных узлов и оборудования электростанций и электрических сетей;

оптимизация структуры генерирующих мощностей, включая увеличение доли ма невренных ГТУ;

создание эффективной системы управления функционированием и развитием ЕЭС и электроэнергетики страны в целом, обеспечивающей минимизацию затрат и, соответ ственно, тарифов на электрическую и тепловую энергию.

Главным при реализации процесса модернизации электроэнергетики является исполь зование серийного отечественного (лицензионного) оборудования и типовых проектов для снижения сроков проведения модернизации и сокращения финансовых средств на ее осуще ствление.

Целевые показатели Программы модернизации электроэнергетики России на пе риод до 2020 г., полученные на основе интеграции всех подпрограмм и системного согласо вания их параметров, а также сроков их реализации применительно к условиям базового сце нария Генеральной схемы, представлены в таблице 2.1 и включают в себя в том числе:

1) ожидаемые результаты реализации Программы:

повышение проектного показателя балансовой надежности с 0,996 до 0, вывод из эксплуатации (демонтаж, консервация) физически изношенного и мо рально устаревшего оборудования 26 405 МВт, в том числе:

ТЭС – 22 655 МВт;

АЭС – 3 750 МВт;

вводы мощности на электростанциях – 83 301 МВт, в том числе:

ТЭС – 62 363 МВт;

АЭС – 9 952 МВт;

ГЭС – 7 924 МВт;

ВИЭ – 3 062 МВт;

увеличение установленной мощности газовых ТЭС с применением передовых технологий на основе ГТУ с 6600 до 50 900 МВт;

КПД новых газовых ТЭС (ПГУ) не менее 50 %;

КПД новых угольных ТЭС не менее 38 %;

КПД новых и модернизированных АЭС не менее 34 %;

снижение удельного расхода топлива на отпуск электроэнергии от ТЭС с 332,7 до 300 г у.т./кВт·ч;

снижение потерь в ЕНЭС с 4,8 до 4,0 %, в распределительных сетях – с 8,9 до 6,5 %;

оптимизация структуры и состава генерирующих мощностей, включая увеличение доли маневренных ГТУ;

реализация демонстрационных проектов разработки и освоения ряда прорывных технологий для обеспечения модернизации электроэнергетики России.

2) объёмы финансирования Программы (в ценах 2010 г.), всего – 8 226 млрд руб., в том числе:

генерирующие мощности 4 950 млрд руб.;

электрические сети 3 276 млрд руб.

Таблица 2.1 Целевые показатели Программы модернизации электроэнергетики Рос сии на период до 2020 г.

Индикаторы (показатели) 2011-2020 гг.

Увеличение проектного показателя балансовой надежности с 0,996 до 0, Вывод из эксплуатации (демонтаж, консервация) физически изношенного и 26 морально устаревшего оборудования, МВт, всего в том числе: ТЭС 22 АЭС 3 Новые вводы мощности на электростанциях, МВт, всего 83 в том числе: ТЭС 62 363* АЭС 9 ГЭС 7 ВИЭ 3 Установленная мощность газовых ТЭС, с применением передовых техно- в 2010 г. – 6 логий на основе ГТУ, МВт в 2020 г. – 50 КПД новых газовых ТЭС (ПГУ), % не менее КПД новых угольных ТЭС, % не менее КПД новых и модернизированных АЭС, % не менее Средний эксплуатационный удельный расход топлива на отпуск электро- снижение с 332, энергии от ТЭС, г у.т./кВт·ч до Потери в ЕНЭС, % снижение с 4,8 до 4, Потери в распределительных сетях, % снижение с 8,9 до 6, Капитальные вложения в генерирующие мощности, млрд руб., всего 4 в том числе: ТЭС 2 АЭС 1 ГЭС ВИЭ Капитальные вложения в электрические сети, млрд руб., всего 3 в том числе: в ЕНЭС 1 в распределительные сети 1 в том числе в новое строительство, всего 1 в том числе: в ЕНЭС 1 в распределительные сети в том числе в реконструкцию и техническое перевооружение электриче- 1 ских сетей млрд руб., всего в том числе: в ЕНЭС в распределительные сети Ввод новых электросетевых объектов в ЕНЭС:

ЛЭП напряжением 220 кВ и выше, тыс. км 48, трансформаторная мощность, тыс. МВА 126, В распределительной электрической сети ЛЭП 0,4-220 кВ, тыс.км 95, трансформаторной мощности, тыс. МВА 60, Реконструкция оборудования:

ЛЭП ЕНЭС, тыс. км 8, трансформаторная мощность, тыс. МВА 115, В распределительной электрической сети:

ЛЭП 0,4-220 кВ, тыс.км 156, трансформаторная мощность, тыс. МВА 79, *с учетом экспортно ориентированных ТЭС ОЭС Сибири (7200 МВт) 3 Подпрограммы Программы модернизации электроэнергетики России на период до 2020 года 3.1 Подпрограмма «Модернизация тепловых электростанций на период до 2020 года»

Паспорт подпрограммы «Модернизация тепловых электростанций на период до 2020 года»

Ответственный Министерство энергетики Российской Федерации исполнитель Соисполнители Энергокомпании подпрограммы Цель подпрограммы Повышение энергетической и экологической эффективности ТЭС Задачи вывод из эксплуатации физически и морально устаревшего оборудо подпрограммы вания;

внедрение наилучших доступных технологий и оборудования при строительстве новых, расширении,1 техническом перевооружении2 и реконструкции3 действующих ТЭС;

освоение инновационных4 технологий на действующих ТЭС и демонстрационных установках;

использование типовых проектных решений модернизации ТЭС.

Этапы и сроки 2011-2020 годы, в том числе:

I этап 2011-2015 годы;

реализации II этап 2016-2020 годы подпрограммы Ожидаемые - вывод из эксплуатации (демонтаж, консервация) в период 2011 2020 гг. 22655 МВт установленной мощности физически из результаты реализации ношенного и морально устаревшего оборудования, в т.ч.:

по виду топлива: 16402 МВт на природном газе;

подпрограммы 6105 МВт на угле;

148 МВт на дизтопливе;

по типу оборудования: 11204 МВт конденсационные;

11452 МВт теплофикационные.

- ввод 55163 МВт новых мощностей в период 2011-2020 гг., в т.ч.:

по виду топлива: 44356 МВт на природном газе;

10807 МВт на угле;

44004 МВт новое строительство и расширение;

по типу ввода:

11159 МВт реконструкция и техническое пере Новое строительство и расширение действующих объектов электроэнергетики – комплекс работ по строительству новых и расширению действующих объектов, осуществляемый на вновь отведенных земельных участках и с использованием ранее отведенных площадей, соответственно.

Техническое перевооружение объектов электроэнергетики – комплекс мероприятий (преимуществен но инновационного характера) по замещению морально устаревшего и физически изношенного оборудования на действующих объектах электроэнергетики установками нового поколения с принципиальным изменением характеристик и параметров технических схем и состава оборудования, либо на установки подобного же типа, но с существенно улучшенными характеристиками.

Реконструкция объектов электроэнергетики – комплекс мероприятий по замене отдельных элементов основного оборудования, замене или установке нового вспомогательного оборудования, переводу работы дей ствующего оборудования на другие параметры, режимы и виды топлива.

Инновация – это совокупность технических, производственных и коммерческих мероприятий, приво дящих к появлению на рынке новых и улучшенных промышленных процессов и оборудования;

конечный ре зультат инновационной деятельности, получивший воплощение в виде нового или усовершенствованного про дукта, внедренного на рынке, нового или усовершенствованного технологического процесса, используемого в практической деятельности, либо в новом подходе к социальным услугам вооружение - увеличение суммарной установленной мощности газовых ТЭС на основе передовых технологий (ПГУ и ГТУ) с 6600 МВт (2010 г.) до 50 900 МВт (2020 г.);

- КПД новых угольных ТЭС на отпуск электроэнергии - не менее 38%;

- КПД новых газовых ТЭС (ПГУ) на отпуск электроэнергии - не менее 50%;

- снижение среднего эксплуатационного удельного расхода топли ва на отпуск электроэнергии от ТЭС с 332,7 до 300 г у.т./кВт·ч.

Объёмы инвестиций На всю подпрограмму требуется 2 881 млрд руб. в ценах 2010 г., на реализацию Из них: за период 2011-2015 гг. – 1 271 млрд руб., подпрограммы 2016-2020 гг. – 1 610 млрд руб.

3.1.1 Характеристика теплоэнергетики России по состоянию на 01.01. 3.1.1.1 Характеристика ТЭС России по состоянию на 01.01. По состоянию на 1 января 2010 г. установленная мощность тепловых электростанций России составила 155,4 млн кВт, в том числе:

мощность ТЭС централизованной зоны энергоснабжения 146,4 млн кВт;

мощность ТЭС ЕЭС России - 144,0 млн кВт;

мощность ТЭС изолированно работающих энергосистем 2,45 млн кВт.

Структуры генерирующих мощностей ТЭС с разбивкой по ОЭС и по видам топлива представлены в таблицах 3.1.1 и 3.1.2 соответственно. На рисунках 3.1.1(а) и 3.1.1(б) пред ставлены структуры генерирующих мощностей КЭС и ТЭЦ.

Возрастная структура основного оборудования Высокий физический износ и старение оборудования являются одними из ключевых проблем отрасли, т.к., в сочетании с другими факторами, предопределяют низкие экономи ческие показатели работы оборудования. Возрастная структура турбинного оборудования ТЭС России по состоянию на 01.01.2010 г. представлена в таблице 3.1.3 и на рисунках 3.1.2 и 3.1.3. Преобладают агрегаты, продолжительность эксплуатации которых превышает 30 лет.

Доля суммарной установленной мощности турбоагрегатов моложе 30 лет составляет 37,8%.

До сих пор работают агрегаты старше 60 (и даже 70!) лет. В эксплуатации находится генерирующих установок на давление 9 МПа и ниже суммарной электрической мощностью 22,9 ГВт. Принципиальной разницы между возрастными структурами КЭС и ТЭЦ нет.

Использование топлива на тепловых электростанциях По данным Росстата в 2009 г. электростанциями и источниками централизованного теплоснабжения на отпуск электрической и тепловой энергии было израсходовано 300,5 млн т у.т. органического топлива, в т.ч. нефтетоплива 6,7 млн т у.т., газа 208,4 млн т у.т., угля 76,0 млн т у.т., прочих видов топлива (торф, дрова и др.) 9,3 млн т у.т.

Удельные расходы топлива по группам установленного оборудования ТЭС Удельные расходы условного топлива на отпуск электрической и тепловой энергии по группам оборудования тепловых электростанций приведены в таблице 3.1.4. Наиболее эко номичным видом установленного оборудования тепловых электростанций являются парога зовые установки с удельным расходом условного топлива на электроэнергию 243,1 г/кВт·ч в 2009 г. Доля выработки электроэнергии парогазовыми установками постепенно растет. В 2009 г. она составила 3,4 % от общей выработки электроэнергии на ТЭС. Достаточно низкие удельные расходы условного топлива имеют также теплофикационные энергоблоки ТЭЦ на давление пара 24 и 13 МПа с промежуточным перегревом пара. В 2009 г. их удельные расхо ды условного топлива на отпуск электроэнергии составили 271,7 и 288,1 г/кВт·ч соответст венно.

К низкоэкономичным группам оборудования относится оборудование, работающее на средних и низких параметрах пара, а также несерийное оборудование. Это группы с высоки ми удельными расходами топлива на отпуск электроэнергии. Доля выработки электроэнер гии этим оборудованием в 2009 г. составила 11,0 %.

Таблица 3.1.1 Структура установленной мощности ТЭС централизованной зоны энергоснабжения на 01.01. Энергообъединения Установленная в том числе:

мощность всех Энергоблоки Прочее конден- Теплофика- ГТУ, ПГУ Прочее обору ТЭС конденсационные сационное обо- ционное обору- дование дование (не и теплофи- рудование кационные блочное) % % % % % МВт МВт МВт МВт МВт МВт ЕЭС РОССИИ 143967,5 65462,0 45,5 3371,3 2,3 68581,9 47,6 6230,0 4,3 322,3 0, ОЭС Центра 35554,8 19550,0 54,99 75,0 0,21 12573,2 35,36 3226,4 9,1 130,2 0, Средней Волги 15589,5 2200,0 14,1 111,1 0,7 13026,2 83,6 252,2 1, Урала 40272,6 24526,0 60,9 750,0 1,9 14469,9 35,9 494,9 1,2 31,8 0, Северо-Запада 12348,6 3790,0 30,7 567,0 4,6 6210,7 50,3 1672,0 13,5 108,9 0, Юга 9844,4 5911,0 60,04 79,2 0,80 3463,2 35,18 391,0 4,0 0,0 0, Сибири 24507,0 8220,0 33,5 1157,5 4,7 14994,7 61,2 88,5 0,4 46,3 0, Востока 5850,6 1265,0 21,6 631,5 10,8 3844,0 65,7 105,0 1,8 5,1 0, Изолированно 2450,7 0 0 632 25,8% 852 34,8% 373,0 15,2 593,69 24, работающие энергосистемы Камчатского края 535,7 110,0 20,5 359,0 67,0 66,69 12, Магаданской области 320,00 200,0 62,5 99,0 30,9 21 6, Чукотского автоном- 147,10 22,0 15,0 82,0 55,7 43,1 29, ного округа Сахалинской области 676,0 300,0 44,4 300,0 44,4 53,0 7,8 23,0 3, Республика Саха 771,9 12,0 1,6 320,0 41,5 439,9 57, Якутия Мощность ТЭС 146418,2 65462,0 44,7 4003,3 2,7 69433,9 47,4 6603 4,5 915,9 0, централизованной зоны энергоснабже ния России Таблица 3.1.2 Структура генерирующих мощностей ТЭС России по видам топлива (централизованная зона энергоснабжения) на 01.01.2010 г.

газ + жидкое топливо твердое топливо Установленная Кол- Установленная Установленная мощность, Кол-во, Кол-во, во, ед. мощность, мощность, МВт ед. ед.

МВт МВт 146418 2194 100331 1573 46087 ТЭС ВСЕГО ПСУ 24 МПа 44795 123 32634 88 12161 ПСУ 13 МПа 70742 701 48199 500 22543 ПСУ 9 МПа 17101 445 8101 257 8999 ПСУ менее 9 МПа 5802 565 3854 383 1949 ГТ + ПГУ 6603 154 6603 154 - 64325 482 39855 330 24470 КЭС ПСУ 24 МПа 38771 99 26610 64 12161 ПСУ 13 МПа 19515 103 10345 53 9170 ПСУ 9 МПа 3781 64 810 16 2971 ПСУ менее 9 МПа 223 27 56 8 168 ГТ + ПГУ 1644 50 1644 50 - 82093 1712 60476 1243 21617 ТЭЦ ПСУ 24 МПа 6024 24 6024 24 - ПСУ 13 МПа 51227 598 37854 447 13373 ПСУ 9 МПа 13319 381 7291 241 6028 ПСУ менее 9 МПа 5579 538 3798 375 1781 ГТ + ПГУ 4959 104 4959 104 - Примечание * В таблице не приведены данные по дизельэлектростанциям (ДЭС), газопоршневым агрегатам (ГПА), детандергенераторным агрегатам (ДГА) и др.

Структура установленной мощности ТЭЦ Структура установленной мощности КЭС 62,6% 60,5% 16,3% 30,4% 7,4% 0,5% 1,4% 2,4% 5,9% 6,8% 0,3% 5,6% ПСУ 24 МПа ПСУ 13 МПа ПСУ 9 МПа ПСУ 24 МПа ПСУ 13 МПа ПСУ 9 МПа ПСУ менее 9 МПа ГТ + ПГУ Прочие ПСУ менее 9 МПа ГТ + ПГУ Прочие б) а) Рисунок 3.1.1 Структура генерирующих мощностей ТЭС России: а) КЭС;

б) ТЭЦ.

44 ТЭЦ (уголь) ТЭЦ (газ + жидкое) КЭС (уголь) КЭС (газ + жидкое) 34 33 10 835 10 10 1 свыше 70 лет от 70 до 60 лет от 60 до 50 лет от 50 до 40 лет от 40 до 30 лет от 30 до 20 лет от 20 до 10 лет менее 10 лет Рисунок 3.1.2 Возрастная структура генерирующих мощностей ТЭС России, МВт ТЭЦ (уголь) ТЭЦ (газ + жидкое) КЭС (уголь) КЭС (газ + жидкое) свыше 70 лет от 70 до 60 лет от 60 до 50 лет от 50 до 40 лет от 40 до 30 лет от 30 до 20 лет от 20 до 10 лет менее 10 лет Рисунок 3.1.3 Возрастная структура генерирующих мощностей ТЭС России, ед.

Таблица 3.1.3 – Возрастная структура турбоагрегатов России по состоянию на 01.01.2010 г.

свыше 70 от 70 до 60 от 60 до 50 от 50 до 40 от 40 до 30 от 30 до 20 от 20 до 10 менее Установленная Кол мощность, МВт во, шт. лет лет лет лет лет лет лет лет 146418 2194 587 / 38* 1053 / 51 10307 / 319 34759 / 524 44406 / 449 33820 / 303 10835 / 234 10640 / ТЭС ВСЕГО 64325 482 18 / 3 167 / 9 3024 / 49 17855 / 96 22809 / 117 13562 / 78 3528 / 38 3351 / КЭС КЭС (газ + жидкое), 39855 330 6/2 160 / 8 237 / 8 10396 / 50 14495 / 79 10801 / 69 1508 / 28 2049 / в т.ч.:

ПСУ 24 МПа 26610 64 0/0 0/0 0/0 6600 / 22 9200 / 26 9210 / 14 800 / 1 800 / ПСУ 13 МПа 10345 53 0/0 0/0 0/0 3660 / 21 4770 / 23 1270 / 6 645 / 3 0/ ПСУ 9 МПа 810 16 0/0 124 / 3 221 / 5 110 / 2 275 / 4 55 / 1 0/0 25 / ПСУ менее 9 МПа 56 8 6/2 34 / 3 16 / 3 0/0 0/0 0/0 0/0 0/ ГТ + ПГУ 1644 50 0/0 0/0 0/0 0/0 218 / 5 180 / 15 0/0 1146 / КЭС (уголь), 24470 152 12 / 1 7/1 2787 / 41 7459 / 46 8314 / 38 2761 / 9 2015 / 10 1115 / в т.ч.:

ПСУ 24 МПа 12161 35 0/0 0/0 0/0 4019 / 14 5784 / 16 1500 / 2 0/0 858 / ПСУ 13 МПа 9170 50 0/0 0/0 870 / 6 2795 / 16 2020 / 11 1255 / 6 2015 / 10 215 / ПСУ 9 МПа 2971 48 0/0 0/0 1862 / 30 582 / 9 485 / 7 0/0 0/0 42 / ПСУ менее 9 МПа 168 19 12 / 1 7/1 55 / 5 63 / 7 25 / 4 6/1 0/0 0/ 82093 1712 570 / 35 885 / 42 7283 / 270 16904 / 428 21597 / 332 20258 / 225 7308 / 196 7289 / ТЭЦ ТЭЦ (газ + жидкое), 60476 1243 477 / 30 766 / 33 4395 / 194 11534 / 300 17455 / 237 14572 / 164 5524 / 144 5773 / в т.ч.:

ПСУ 24 МПа 6024 24 0/0 0/0 0/0 554 / 2 2470 / 10 2750 / 11 250 / 1 0/ ПСУ 13 МПа 37854 447 0/0 0/0 414 / 7 7907 / 128 13638 / 157 11112 / 104 2978 / 30 1805 / ПСУ 9 МПа 7291 241 0/0 369 / 8 3237 / 114 2043 / 62 563 / 19 120 / 4 607 / 22 354 / ПСУ менее 9 МПа 3798 375 441 / 29 398 / 25 738 / 72 703 / 98 338 / 41 235 / 28 421 / 41 525 / ГТ + ПГУ 4959 104 0/0 0/0 0/0 0/0 341 / 6 350 / 16 908 / 22 3361 / ТЭЦ (уголь), 21617 469 93 / 5 119 / 9 2888 / 76 5370 / 128 4142 / 95 5686 / 61 1784 / 52 1536 / в т.ч.:

ПСУ 24 МПа - - -/- -/- -/- -/- -/- -/- -/- -/ ПСУ 13 МПа 13373 151 0/0 0/0 0/0 3465 / 53 3048 / 41 5480 / 45 700 / 7 680 / ПСУ 9 МПа 6028 140 33 / 1 40553 2659 / 61 1613 / 36 823 / 19 117 / 5 291 / 6 483 / ПСУ менее 9 МПа 1781 163 60 / 4 109 / 8 230 / 15 266 / 36 261 / 34 87 / 10 396 / 29 373 / Примечания * В числителе - установленная мощность, МВт;

в знаменателе – количество, ед. ** В таблице не приведены данные по дизельэлектростанциям (ДЭС), газопоршневым агрегатам (ГПА), детандергенераторным агрегатам (ДГА) и др.

Таблица 3.1.4 Распределение среднегодовой установленной мощности, коэффициента ее использования, удельных расходов условного топлива на отпуск электроэнергии и тепловой энергии по группам оборудования тепловых электростанций в 2009 г.

Группа Среднегодовая Коэффициент Удельный расход Удельный расход оборудования установленная использования условного топлива условного топли мощность в установленной на отпуск электро- ва на отпуск теп 2009 г., МВт мощности в энергии в 2009 г, ловой энергии в 2009 г., % 2009 г., кг/Гкал г/кВт·ч * Блок 1200К 1200 44,6 302, Блоки 800К 11900 70,3 312,0 159, Блоки 500К 3370 48,0 350,6 177, Блоки 300К 22046 41,0 344,0 177, Блоки 200К 15455 51,6 350,0 176, Блоки 150К 4060 48,0 372,5 173, Блоки 300Т** 554 81,0 300,3 154, Блоки 200Т** 1118 89,3 318,8 148, ** Блоки 150Т 1149 66,1 383,2 174, КЭС-90 3211 40,2 467,4 188, ТЭЦ-240 5220 62,3 271,7 132, ТЭЦ-130 43617 48,4 322,0 140, ТЭЦ-130ПП*** 3596 63,8 288,1 137, ТЭЦ-90 12105 39,9 399,6 150, ПГУ 3866 60,7 243,1 137, ГТУ 2141 20,6 361,0 132, Прочее обору 3363 31,4 394,7 156, дование Примечания:

* Конденсационные энергоблоки.

** Энергоблоки с регулируемым отбором пара.

*** Теплофикационные энергоблоки с промперегревом 3.1.1.2 Характеристика системы теплоснабжения России Российская система централизованного теплоснабжения является самой большой в ми ре. На долю России приходится до 45 % мирового централизованного производства тепловой энергии. Система теплоснабжения состоит из 50 тысяч локальных систем теплоснабжения, об служиваемых 17 тысячами предприятий. Тепловая энергия вырабатывается на 526 ТЭЦ (ТЭЦ общего пользования и ТЭЦ промышленных предприятий) и 72144 единиц котельных. Также тепловая энергия производится на 12 млн единиц индивидуальных теплогенераторов и тепло утилизационных установок (ТУУ). От источников теплоснабжения (ТЭЦ, котельных) тепловая энергия передается по сетям протяженностью 172 тыс. км (в двухтрубном исчислении) для млн потребителей (абонентов). В Российской Федерации централизованным теплоснабжением для нужд отопления обеспечено до 81 % жилищного фонда, а горячей водой из систем центра лизованного горячего водоснабжения – до 64% населения России. В организациях, занимаю щихся строительством, эксплуатацией, ремонтом, наладкой и контролем систем теплоснаб жения и теплопотребления, работает около 2 млн человек.

На производство тепловой энергии для систем теплоснабжения расходуется до 255 млн т у.т, или 33 % от всего потребления первичной энергии в России. На цели произ водства тепловой энергии ежегодно расходуется до 190 млрд. м3 природного газа, что состав ляет 41 % от суммарного потребления газа в Российской Федерации. В топливном балансе систем теплоснабжения доля природного газа достигает 50 %.

В городах с расчетной тепловой нагрузкой более 500 Гкал/час функционируют, в ос новном, сверхкрупные5 и крупные6 централизованные теплофикационные системы тепло снабжения (на базе ТЭЦ общего пользования). Их доля в суммарной тепловой нагрузке по требителей тепловой энергии составляет около 70 % (таблица 3.1.5).

Таблица 3.1.5 – Структура тепловых нагрузок в городах России Суммарная расчетная теп Менее 100 100- 500 Более 500-1000 1000- ловая нагрузка, Гкал/ч Количество городов 2345 528 95 74 Доля в суммарной тепло- 12% 18% 10% 21% 39% вой нагрузке На территориях России с незначительной плотностью населения, функционируют средние7 и малые8 системы теплоснабжения на базе небольших и, как правило, малоэффек тивных муниципальных или промышленных котельных. На долю таких систем приходится до 30 % производимой тепловой энергии и более 35 % бюджетных средств, направляемых на финансирование систем теплоснабжения и их подготовку к зиме.

На 01.01.2010 производство тепловой энергии стабилизовалось на уровне 2000 млн Гкал в год. Начиная с 90-х годов ХХ века, ТЭЦ постепенно теряли свою нишу на рынке теп ловой энергии. Причинами этого явились падение промышленного производства в Россий ской Федерации и неверная тарифная политика, которая не давала преимуществ ТЭЦ перед котельными.

Наибольшее количество систем теплоснабжения России имеют тепловую мощность до 10 Гкал/ч (рисунок 3.1.4).

потребление тепловой энергии более 10 млн Гкал в год потребление тепловой энергии от 2 до 10 млн Гкал в год потребление тепловой энергии от 0,5 до 2 млн Гкал в год потребление тепловой энергии менее 0,5 млн Гкал в год Рисунок 3.1.4 Количество и тепловая мощность систем теплоснабжения в России ТЭЦ и котельные К началу ХХI века ТЭЦ потеряли примерно 30 % своей прежней ниши на рынке теп ловой энергии. Возрождение промышленности в России после 2000 года не позволило вер нуть ТЭЦ эту часть рынка (занятую автономными котельными и индивидуальными котлоаг регатами). По этой причине практически на всех ТЭЦ и крупных котельных (за очень редким исключением) отмечается значительный избыток располагаемых тепловых мощностей – до 20 % и более. Значительный избыток тепловых мощностей ТЭЦ и крупных котельных нега тивно отражается на общих экономических показателях источников централизованного теп лоснабжения и уменьшает их конкурентоспособность по сравнению с автономными котель ными и индивидуальными котлоагрегатами.

Физический износ котельного и турбинного оборудования ТЭЦ, в среднем по России, превысил 60 %. Из-за физического износа и старения оборудования значительное количество энергоблоков ТЭЦ в ближайшие годы будет работать в повышенной зоне риска возникнове ния аварий.

Физический износ энергетического оборудования большинства котельных России достигает 68 %. В наиболее плохом техническом состоянии находятся муниципальные ко тельные, принятые от обанкротившихся промышленных предприятий и организаций. Ко тельные, работающие на газе, с котлами единичной мощностью более 4 Гкал/ч имеют доста точно высокий КПД (до 87-90 %). Значительно хуже показатели котельных, оборудованных котлами малой мощности.

Наихудшие, с точки зрения экономичности, являются котельные, работающие на уг ле: их КПД составляет 65-75 %. Это обстоятельство определяется низкими техническими ха рактеристиками угольных котлоагрегатов, отсутствием водоподготовки (химической очист ки воды и деаэрации), плохим качеством угля и отсутствием предварительной его обработки, низким техническим уровнем эксплуатационного персонала.

Основные проблемы функционирования российских котельных и ТЭЦ:

Высокий физический износ и старение оборудования котельных и ТЭЦ;

Существенный избыток тепловых мощностей источников теплоснабжения;

Невысокие КПД котлоагрегатов и, как следствие, высокие удельные расходы топ лива на производство тепловой энергии;

Низкая насыщенность приборным учетом потребления топлива и(или) отпуска те пловой энергии в котельных.

Нарушение сроков и регламентов проведения работ по наладке режимов котлов.

Нарушение качества топлива, вызывающее отказы в работе котлов.

Низкий уровень автоматизации котельных (отсутствие автоматики или примене ние непрофильной автоматики).

Отсутствие (или низкое качество) водоподготовки в котельных.

Высокая стоимость топлива для котельных и ТЭЦ.

Нехватка и недостаточная квалификация обслуживающего персонала котельных.

Тепловые сети Около 50 % всех эксплуатационных затрат в системах теплоснабжения России могут быть отнесены на обслуживание тепловых сетей. Протяженность тепловых сетей, нуждаю щихся в ремонте и реконструкции - 45021 км (26 % от суммарной протяженности всех теп ловых сетей в России). Протяженность ветхих тепловых сетей, (имеющих 100 % физический износ) - 32329 км (19 %).

Для систем теплоснабжения, попавших в зону высокой эффективности централизо ванного теплоснабжения, доля затрат на транспорт тепловой энергии не превышает 30-35 % от суммарных затрат в системах теплоснабжения. Техническое состояние тепловых сетей многих населенных пунктов неудовлетворительно: теплогидроизоляция отсутствует, в осен не-весенний период тепловые сети затапливаются водой, что приводит к увеличению потерь и повышению расхода топлива;

отсутствие подготовки воды на котельных приводит к значи тельной коррозии и снижению долговечности. Отложение соединений железа на стенках трубопроводов приводит к уменьшению пропускной способности тепловых сетей, перерас ходу топлива и электроэнергии. Многие сети гидравлически разрегулированы, так как мно гие элементы системы тепловых сетей не соответствуют расчетным данным (диаметры рас пределительных сетей) или отсутствуют совсем (дроссельные шайбы).

Все вышеперечисленные факторы способствуют физическому износу тепловых сетей и уменьшению их срока службы. Реальный срок службы тепловых сетей не превышает 8- лет (при нормативном сроке службы - 25 лет).

Основные проблемы функционирования тепловых сетей Российской Федерации:

Высокий уровень фактических потерь тепловой энергии в тепловых сетях (за счет значительного физического износа и роста увеличения доли тепловых сетей, нуждающихся в срочной замене).

Заниженный (по сравнению с фактическим) уровень потерь тепловой энергии в тепловых сетях, включаемый в тарифы на тепловую энергию. Этот фактор существенно за нижает экономическую эффективность расходов на реконструкцию тепловых сетей;

Высокий уровень затрат на эксплуатацию тепловых сетей (до 50 % всех затрат в системах теплоснабжения России).

Значительная степень физического износа тепловых сетей и, как следствие, пре вышение в ряде населенных пунктов России критического уровня частоты аварий и инци дентов.

Нарушение гидравлических режимов тепловых сетей (гидравлическое разрегули рование тепловых сетей) и сопутствующие этому фактору «недотопы» и «перетопы» зданий.

Нехватка и недостаточная квалификация персонала для эксплуатации тепловых сетей, особенно на объектах систем теплоснабжения небольших поселений.

3.1.2 Целевые показатели (индикаторы) подпрограммы Индикаторы (показатели) 2011-2020 гг.

Вывод из эксплуатации (демонтаж, кон- 22 655, в т.ч.:

сервация) физически изношенного и мо- по виду топлива:

16 402 на природном газе;

рально устаревшего оборудования, МВт 6 105 на угле;

148 на дизтопливе;

по типу оборудования:

11 204 конденсационные;

11 452 теплофикационные.

Новые вводы мощности на электростанци- 55163, в т.ч.:

ях, МВт по виду топлива:

44356 на природном газе;

10807 на угле;

по типу ввода:

44004 новое строительство и расшире ние;

11159 техническое перевооружение и реконструкция.

Установленная мощность газовых ТЭС на 2010 г. 6 основе передовых технологий (ПГУ и 2020 г. 50 ГТУ), МВт КПД новых угольных ТЭС, % не менее КПД новых газовых ТЭС (ПГУ), % не менее Средний эксплуатационный удельный рас- снижение с 332,7 до ход топлива на отпуск электроэнергии, г у.т./кВт·ч 3.1.3 Основные мероприятия подпрограммы В программе модернизации предусмотрено 2 варианта развития ТЭС до 2020 года:

инновационный и традиционный. Инновационный вариант базируется на замене (сверх Генсхемы) выработавшего ресурс газо-мазутного паротурбинного оборудования на оборудо вание на основе ПГУ и ГТУ. В традиционном варианте развития ТЭС вместо этой замены предполагается техническое перевооружение и реконструкция оборудования с продлением срока его службы.

Основные подходы к продлению срока службы оборудования отражены в ряде норма тивных документов и, в первую очередь, в «Типовой инструкции по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций» РД 10-577-03. Существует несколько этапов продления срока службы энер гетического оборудования: парковый ресурс, индивидуальный ресурс, эксплуатация сверх индивидуального ресурса.

Под парковым ресурсом понимается наработка однотипных по конструкции, материа лам и условиям эксплуатации элементов теплоэнергетического оборудования, при которой обеспечивается их безаварийная работа при соблюдении стандартных требований, предъяв ляемых к контролю металла, эксплуатации и ремонту энергоустановок.


Индивидуальный ресурс - назначенный ресурс конкретного объекта, определенный с учетом фактических свойств металла, геометрических размеров и условий его эксплуатации.

Понятия парковый и индивидуальный ресурс распространяются в основном на обору дование, работающее в условиях ползучести. Работоспособность остальных изнашиваемых элементов (из-за коррозии, эрозии, других видов износа) определяется по результатам пе риодических обследований их фактического состояния. Ее прогноз - краткосрочный, как правило, на один межремонтный период.

За рубежом, так же как и в России, уделяется большое внимание продлению ресурса энергооборудования, но там понятия «парковый ресурс» не существует. Решением о продле нии срока эксплуатации конкретной энергоустановки начинают заниматься по мере исчерпа ния проектного ресурса. Эксплуатация большого количества однотипного оборудования по зволила в отечественной энергетике решать проблему увеличения срока службы стареющего оборудования поэтапно. Введение понятия паркового ресурса в нашей стране позволило со кратить затраты на исследование состояния и диагностику металла энергоустановок до ис черпания этого срока. Парковый ресурс для отдельных элементов котлов, турбин и паропро водов по результатам выполненных исследований составил от 70 до 300 тыс.ч.

Ресурс энергоустановки в целом принято приравнивать к ресурсу турбины, так как замена ее или ее наиболее дорогостоящих деталей (роторов, корпусов цилиндров) приведет к резкому росту единовременных затрат. Значения паркового ресурса турбин приведены в таб лице 3.1.6. Парковый ресурс оборудования не является предельным.

Таблица 3.1.6 Значения паркового ресурса паровых турбин Парковый ресурс Завод- Давление свежего Мощность, изготовитель пара, МПа МВт наработка, тыс.ч количество пусков 50 и менее 270 9 и менее 13- АО «ТМЗ» 50-250 220 9 и менее 270 100 и менее 220 АО «ЛМЗ» 13-24 50- 100 500- 9 и менее 50 и менее 270 13 160 200 ОАО «Турбоатом» 24 300 170 24 500 100 После достижения паркового ресурса проводится углубленное диагностирование кон кретных узлов энергоустановок. Анализируются условия их эксплуатации, измеряются фак тические размеры детали, исследуются структура, свойства и накопленная поврежденность в металле, проводятся его дефектоскопический контроль и расчетная оценка напряженного состояния и остаточного срока службы детали. По результатам выполненных исследований устанавливается индивидуальный ресурс элемента энергооборудования.

По результатам многолетнего комплексного исследования закономерностей деграда ции структуры и свойств применяемых материалов, анализа данных об износе и повреждае мости элементов оборудования при наработках до 300 тыс.ч и более, причинах их аварийных разрушений прогнозируется, что индивидуальный ресурс энергоустановок составит в сред нем не менее 1,35-1,5 паркового ресурса. Это консервативная оценка. Вероятнее всего срок надежной эксплуатации большей части оборудования превысит эти значения. Но для макро оценок планируемых на перспективу затрат для отрасли такая оценка представляется пра вильной.

Следует иметь в виду, что в пределах индивидуального ресурса затраты на продление срока эксплуатации оборудования увеличиваются сравнительно мало. Потребуются некото рые затраты на диагностику оборудования, отработавшего парковый ресурс, и замену неко торых деталей, не обеспечивающих в достаточной степени требования эксплуатационной надежности. Прогнозируется, что эти затраты не превысят 10-20 % стоимости нового обору дования. За пределами индивидуального ресурса затраты, связанные с поддержанием рабо тоспособности тепломеханического оборудования, будут возрастать ускоренными темпами.

Сначала будут увеличиваться затраты, связанные с контролем металла, а затем - и с ремон том или заменой изношенных деталей.

Применением специальных ремонтно-восстановительных или технологических опе раций можно увеличить физические возможности металла ответственных узлов. Достаточно хорошо исследованы и уже широко внедряются в энергетике такие мероприятия, как восста новительная термическая обработка деталей, работающих в условиях ползучести, периоди ческое снятие поврежденного поверхностного слоя металла в зонах концентрации напряже ний, ремонт изношенных деталей с применением сварочных технологий, защитных покры тий. С помощью этих операций можно относительно недорого продлить до широкомасштаб ного перевооружения электростанции срок службы отдельных быстро изнашиваемых дета лей.

Если не рассматривать другие аспекты, то продление срока эксплуатации энергоуста новки в целом может осуществляться до бесконечности. Замена изношенных деталей новы ми также может служить мероприятием по продлению ресурса оборудования.

Однако этот путь имеет существенные недостатки. Такой способ реновации фактиче ски закладывает отставание в развитии отрасли: оборудование морально устаревает, увели чиваются расходы на его обслуживание и ремонты, не используются представляемые приме нением новых технологий и оборудования возможности снижения затрат на топливо и со кращения обслуживающего и ремонтного персонала. Чем позднее начнется техническое пе ревооружение отрасли, тем дороже оно обойдется. Понимая все это, следует разумно увязы вать продление ресурса оборудования с техническим перевооружением ТЭС.

Целесообразен дифференцированный подход к продлению ресурса оборудования раз ных энергоустановок как этапу технического перевооружения энергетики.

Предлагается рассматривать три группы оборудования:

группа А энергоблоки мощностью 500, 800 и 1200 МВт;

группа В энергоустановки мощностью до 300 МВт включительно, эксплуатирую щиеся при параметрах пара 13-24 МПа, 540-560 °С;

группа С энергоустановки, эксплуатирующиеся при параметрах пара 9 МПа, 510°С и ниже.

Группа А (от 500 МВт и выше) Анализ состояния оборудования блоков группы А показал, что при наработках блоков от 120 до 180 тыс. ч потребуется замена большого количества дорогостоящих элементов теп лосилового оборудования (паропроводов свежего пара и пара горячего промперегрева, рото ров высокого и среднего давления турбины, некоторых коллекторов котла вместе с трубами поверхностей нагрева, а возможно и блоков клапанов парораспределения, крепежа и других изношенных деталей). Скорее всего различные детали выработают свой ресурс не одновре менно. Однако разница во времени потери работоспособности металла основных элементов не составит более 2-6 лет. Замена каждого из этих элементов потребует больших материаль ных затрат и времени.

Целесообразно поэтому на этих энергоблоках при наработках 150±30 тыс. ч провести генеральную реконструкцию, во время которой следует не только заменить изношенные элементы, но и улучшить технико-экономические показатели блоков. Как вариант для газо вых (газомазутных) блоков надо, например, рассматривать установку газотурбинных над строек, с помощью которых возможно повышение мощности блока 800 МВт до 1050- МВт, а его КПД - до 49-50 %.

Очевидно, что в течение обозримого времени блоки группы А сохранят свою высо кую технико-экономическую эффективность. Поэтому реконструктивные мероприятия на электростанциях с этими блоками должны быть ориентированы на продолжительный после дующий период их работы - по крайней мере, еще на 200 тыс. ч. При сохранении нынешних конструкции и материалов ответственных узлов решить эту задачу не представляется воз можным.

Восстановление работоспособности блоков группы А должно сопровождаться заме ной материалов ответственных элементов котлов, турбин и паропроводов более перспектив ными. Одновременно на этих блоках целесообразно внедрить современные конструкторские разработки и технологические решения, направленные на повышение экономичности, на дежности и ресурса оборудования, современные автоматизированные системы управления технологическими процессами и диагностики.

Группа В (до 300 МВт) Опыт продления ресурса ответственных элементов энергоустановок этой группы по зволяет прогнозировать срок их надежной эксплуатации без существенного увеличения за трат на диагностику и замену изношенных узлов в среднем примерно до 300 тыс.ч. После этого следует ожидать потерю работоспособности и необходимость замены дорогостоящих узлов и деталей. Выбор пути технического перевооружения с использованием новейших технологий (ГТУ-ТЭЦ и ПГУ на газе, паровые энергоблоки повышенной экономичности на суперкритические параметры пара, котлы с циркулирующим кипящим слоем или с кипящим слоем под давлением, ПГУ с газификацией на угле) или заменой изношенного оборудования аналогичным должен осуществляться на экономической основе.

Важную роль при принятии решения будут играть все более ужесточающиеся со вре менем природоохранные требования, которые, безусловно, придется выполнять.

Группа С Энергоустановки этой группы, особенно на ГРЭС, морально устарели уже давно.

Внедрение на них специальных технических решений, направленных на продление ресурса, нецелесообразно. Их следует выводить из эксплуатации при наработках более 400 тыс.ч. До истечения этого срока значительных затрат нам поддержание их работоспособности не по требуется. Во всех случаях выбор пути технического перевооружения электростанций дол жен опираться на результаты обследования ее состояния, технико-экономическое обоснова ние, учитывающее социальные и природоохранные аспекты. Обследование должно распро страняться не только на теплосиловое оборудование, но также и на здания, строительные конструкции, вспомогательное оборудование, электрическую часть, КИП, автоматику и др.


3.1.3.1 Демонтаж генерирующего оборудования 3.1.3.1.1 Демонтаж генерирующего оборудования ТЭС России в период 2011-2020 г. (Инновационный вариант) В таблице 3.1.7 показаны объемы оборудования, достигающего своих предельных сроков службы (экспертно прогнозируемого индивидуального ресурса ЭПИРа) и по кото рому необходимо принимать решения о его дальнейшем демонтаже, продлении или реконст рукции. Показаны рекомендованные объемы демонтажа для Программы модернизации (Ин новационный вариант). Из этой таблицы видно, что по угольным энергоблокам с параметра ми пара 24 МПа принималось решение об их продлении, так как их замена возможна только на аналогичное модернизированное оборудование, что дает относительно небольшую эко номию топлива при относительно значительных затратах. Для газомазутных энергоблоков с параметрами пара 24 МПа определена эффективность замены его на относительно недорогое парогазовое оборудование с существенно более высокой экономичностью. При этом демон таж таких энергоблоков принят достаточно осторожно (около 27 % от всех энергоблоков для КЭС и 18 % для ТЭЦ), срок эксплуатации существенно большей их части все-таки продлева ется.

В таблице 3.1.8 приведены основные показатели плана-графика демонтажа генери рующего оборудования в период 2011-2020 гг. зоны централизованного энергоснабжения РФ в целом. В таблице 3.1.9 приведен объем демонтажа генерирующего оборудования в период 2010-2020 гг. зоны централизованного энергоснабжения РФ в разрезе ОЭС. На рисунках 3.1.5-3.1.7 проиллюстрированы основные параметры плана-графика демонтажа генерирую щего оборудования в период 2011-2020 гг. зоны централизованного энергоснабжения РФ в целом.

Инновационный сценарий демонтажа в период 2011-2020 гг. характеризуется сле дующими показателями:

общий объем демонтажа может составить около 22,7 ГВт;

при этом около 7,0 ГВт, или свыше 31 %, демонтируемой мощности приходится на 2011-2015 гг.;

демонтируется, в основном, паросиловое оборудование около 98 % от общего объема демонтажа;

объем демонтажа оборудования работающего на газе в 2,7 раза превышает объем демонтажа оборудования, работающего на угле (16,4 ГВт против 6,1 ГВт);

объем демонтажа оборудования, работающего по теплофикационному циклу не значительно (на 0,3 ГВт) превышает объем демонтажа конденсационного оборудования (11,5 ГВт против 11,2 ГВт).

рекомендуются к демонтажу и замене на парогазовые и газотурбинные установки конденсационные и теплофикационные агрегаты с начальными параметрами пара 9 МПа и ниже, работающие на газе, при этом демонтируются только те установки, по которым реше ны вопросы замещения электро- и теплоснабжения. Всего принято к демонтажу 3754 МВт теплофикационного оборудования и 215 МВт конденсационного оборудования на газе с параметрами пара 9 МПа и ниже;

рекомендуется к демонтажу и замене 3,3 ГВт конденсационного, а также 4,4 ГВт теплофикационного оборудования, работающего на газе, с начальными параметрами пара 13 МПа;

рекомендуются к замене около 4,5 ГВт газовых конденсационных и теплофика ционных энергоблоков с начальными параметрами пара 24 МПа.

рекомендуется к демонтажу и замене 3,1 ГВт конденсационных и 3,0 ГВт тепло фикационных установок работающих на угле или, соответственно, 12,8 % и 13,7 % от нахо дящихся в эксплуатации. Для остальных установок, сжигающих уголь, в рассматриваемый период рекомендовано продление сроков эксплуатации и замена отдельных узлов и элемен тов оборудования во всех районах страны. Это связано с большей эффективностью продле ния сроков эксплуатации, чем замены на новые блоки всех типов оборудования на угле. Эф фективность продления определяется как большой капиталоемкостью оборудования на угле, так и меньшей (по сравнению с ПГУ) разницей в КПД новых и действующих энергоблоков.

Важно при этом не допустить снижения надежности работы оборудования (за счет повыше ния объема ремонтов).

Таблица 3.1.7 Объемы оборудования, достигающего своих предельных сроков службы (ЭПИРа) и рекомендуемые объемы демонтажа для Программы модернизации (Ин новационный вариант) в период с 2011 по 2020 гг. для ТЭС, работающих в составе ЕЭС Рос сии, МВт Тип демонтируе- Вид Давление пара Достигает ЭПИРа Рекомендуемый де мого оборудова- топлива перед турбиной, демонтаж в период с монтаж в период с ния МПа 2011 по 2020 гг. 2011 по 2020 гг.

ЕЭС России 51832 КЭС, всего 30265 КЭС ПСУ газ/мазут всего 21744 24 15550 13 5810 9 и менее 384 уголь всего 8521 24 3793 13 2620 9 и менее 1052 КЭС (ПГУ, ГТУ) газ 170 ТЭЦ, всего 21385 ТЭЦ ПСУ газ/мазут всего 12656 24 1527 13 8381 9 и менее 2673 уголь всего 8729 24 720 13 4076 9 и менее 3933 ТЭЦ-ГТУ газ 12 Таблица 3.1.8 Демонтаж генерирующего оборудования ТЭС централизованной зоны энергоснабжения России в период с 2010 по 2020 гг., МВт (Инновационный вариант) Тип станции Вид топ- Давление Факт Прогноз лива перед 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2011- 2016- 2011 турбиной, 2015* 2020* 2020* МПа ТЭС, демонтаж 825 978 786 943 1694 2422 2497 2244 3395 2837 4285 7049 15607 всего КЭС, всего 25 264 100 494 778 940 1339 1819 1855 3083 1819 9385 КЭС ПСУ газ/мазут всего 28 600 1160 1719 1485 2673 28 7637 24 600 600 600 900 1500 4200 13 560 1060 560 1070 3250 9 и менее 28 59 25 103 28 187 уголь всего 25 264 100 482 702 340 179 100 200 410 1583 1529 24 264 264 13 340 340 140 0 410 680 550 9 и менее 25 100 142 362 200 179 100 200 639 979 КЭС (ГТУ, ПГУ) газ 12 48 170 60 218 КЭС прочие диз. топл. 147 1 ТЭЦ, всего 800 714 786 843 1200 1644 1557 905 1576 982 1202 5230 6222 ТЭЦ ПСУ газ/мазут всего 688 714 706 555 824 1033 1046 424 1276 897 942 3862 4585 24 277 277 13 397 415 368 230 248 340 543 85 871 640 677 1601 2816 9 и менее 291 299 338 325 576 693 503 339 128 257 265 2262 1492 уголь всего 50 80 288 376 600 511 481 300 85 260 1356 1637 13 60 50 55 105 100 100 50 50 85 270 385 9 и менее 50 20 238 321 495 411 381 250 35 175 1086 1252 ТЭЦ-ГТУ газ 63 12 12 Примечание Сводные данные по пятилетиям и за 10 лет приведены с учетом демонтажа в изолированных районах Дальнего Востока.

Таблица 3.1.9 Демонтаж генерирующего оборудования ТЭС зоны централизованного энергоснабжения в разрезе ОЭС за период с 2010 по 2020 годы, МВт (Инновационный вариант) Тип станции Факт Прогноз 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2011- 2016- 2011 2015 2020 ЕЭС России, в том числе: 825 978 786 943 1694 2422 2497 2244 3395 2837 4285 6823 15258 ОЭС Северо-Запада 100 156 139 150 160 122 190 22 305 445 799 Центра 71 50 91 92 200 348 703 642 684 659 1467 781 4155 Юга 6 328 18 50 130 175 18 229 350 970 900 701 2467 Средней Волги 130 578 306 194 225 214 383 230 638 490 453 1517 2194 Урала 505 22 195 407 390 763 1043 790 1403 506 866 1777 4608 Сибири 13 20 200 531 626 50 72 103 85 294 1377 604 Востока 79 146 140 159 28 105 225 432 Изолированные районы Дальнего Востока 226 349 Зона централизованного энергоснабжения 825 978 786 943 1694 2422 2497 2244 3395 2837 4285 7049 15607 России 5000 2011-2015 2016-2020 2011- КЭС, всего ТЭЦ, всего Рисунок 3.1.5 Демонтаж генерирующего оборудования ТЭС централизованной зоны энергоснабжения в период с 2011 по 2020 гг. в разрезе КЭС/ТЭЦ, МВт (Инновационный вариант) 2011-2015 2016-2020 2011- 24 МПа 13 МПа 9 и менее МПа Рисунок 3.1.6 Демонтаж генерирующего оборудования ТЭС централизованной зоны энергоснабжения в период с 2011 по 2020 гг. по давлению пара перед турбиной, МВт (Инновационный вариант) 2011-2015 2016-2020 2011- газ/мазут уголь Рисунок 3.1.7 Демонтаж генерирующего оборудования ТЭС централизованной зоны энергоснабжения в период с 2011 по 2020 гг. по виду сжигаемого топлива, МВт (Инновационный вариант) План-график демонтажа генерирующего оборудования на период 2011-2020 гг. по Инновационному варианту, содержащий полный перечень ТЭС, установленную мощность выводимого оборудования, а также сроки вывода, представлен в Приложении № 1а. Данный план график согласован с энергокомпаниями в рамках запроса Минэнерго РФ (№ АШ-11619/09 от 29.11.2011) 3.1.3.1.2 Демонтаж генерирующего оборудования ТЭС России в период 2011-2020 г. (Традиционный вариант) В основу традиционного варианта демонтажа генерирующего оборудования ТЭС Рос сии заложены следующие принципы:

В период 2011-2017 гг. демонтаж генерирующего оборудования полностью соот ветствует «Схеме и программе развития ЕЭС России на 2011-2017 годы»

6967 МВт.

В период 2018-2020 гг. объем демонтажа генерирующего оборудования опреде лялся таким образом, чтобы суммарная выводимая мощность в период 2011-2020 гг. равня лась 12500 МВт (что соответствует объему демонтажа, установленному в «Генеральной схе ме размещения объектов электроэнергетики на период до 2030 года), т.е. он равен 5530 МВт.

При этом перечень демонтируемого оборудования сформирован на основе предложений ОАО «СО ЕЭС» и включает в себя оборудование ТЭС, не соответствующее минимальным техническим требованиям для участия в КОМ.

План-график был спроектирован с учетом замечаний и предложений энергоком паний в рамках согласования проекта Программы и, в результате общий объем демонтажа в период 2011-2020 гг. составил не 12500 МВт, а 13411 МВт.

В таблице 3.1.10 представлены обобщенные данные плана-графика демонтажа гене рирующего оборудования в зоне централизованного энергоснабжения РФ в целом в период 2010-2020 гг. В таблице 3.1.11 приведен объем демонтажа генерирующего оборудования зо ны централизованного энергоснабжения РФ в разрезе ОЭС в период 2010-2020 гг. На рисун ках 3.1.8-3.1.10 проиллюстрированы основные параметры плана-графика демонтажа генери рующего оборудования ТЭС зоны централизованного энергоснабжения РФ в целом в период 2010-2020 гг.

Таким образом, традиционный вариант демонтажа в период 2011-2020 гг. характери зуется следующими показателями:

общий объем демонтажа составляет 13,4 ГВт;

при этом 6,6 ГВт, или около 49 %, демонтируемой мощности приходится на этап 2011-2015 гг.;

демонтируется, в основном, паросиловое оборудование 99,5 % от общего объе ма демонтажа;

объем демонтажа оборудования, работающего на газе, незначительно (на 588 МВт) превышает объем демонтажа оборудования, работающего на угле (7000 МВт про тив 6411 МВт);

объем демонтажа конденсационного оборудования значительно (в 3,5 раза) меньше объема демонтажа оборудования, работающего по теплофикационному циклу (2, ГВт против 10,5 ГВт).

принято к демонтажу 3941 МВт теплофикационного оборудования и 315 МВт конденсационного оборудования на газе с параметрами пара 9 МПа и ниже;

рекомендуется к демонтажу 2672 МВт теплофикационного 820 МВт конденсаци онного оборудования, работающего на газе, с начальными параметрами пара 13 МПа;

рекомендуется к демонтажу и замене 2,6 ГВт конденсационных и 3,8 ГВт тепло фикационных установок работающих на угле или, соответственно, 10,5 % и 15,7 % от нахо дящихся в эксплуатации.

Таким образом, при традиционном варианте предполагается демонтировать только устаревшее низкоэкономичное генерирующее оборудование.

План-график демонтажа генерирующего оборудования на период 2011-2020 гг. по Традиционному варианту, содержащий полный перечень ТЭС, установленную мощность выводимого оборудования, а также сроки вывода, представлен в Приложении № 1в.

Таблица 3.1.10 Демонтаж генерирующего оборудования ТЭС централизованной зоны энергоснабжения России в период с 2010 по 2020 гг., МВт (Традиционный вариант) Тип станции Вид топ- Давление Факт Прогноз лива перед 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2011-2015 2016-2020 2011 турбиной, МПа ТЭС, демонтаж 825 978 786 943 1614 2247 1563 628 1501 1408 1743 6568 6843 всего КЭС, всего 25 264 100 494 778 240 179 159 331 409 1636 1318 КЭС ПСУ газ/мазут всего 28 106 131 50 28 287 9 28 106 131 50 28 287 и менее уголь всего 25 264 100 482 702 240 179 53 200 359 1548 1031 24 264 0 264 13 340 340 140 0 680 140 9 25 100 142 362 100 179 53 200 359 604 891 и менее КЭС (ГТУ) газ 12 48 60 ТЭЦ, всего 800 714 786 843 1120 1469 1323 449 1342 1077 1334 4932 5525 ТЭЦ ПСУ газ/мазут всего 688 714 706 555 744 858 900 214 907 396 619 3577 3036 13 397 415 368 230 168 260 473 453 55 250 1441 1231 9 291 299 338 325 576 598 427 214 454 341 369 2136 1805 и менее уголь всего 50 80 288 376 600 423 235 435 681 715 1344 2489 13 60 50 55 105 100 100 50 0 60 270 310 9 50 20 238 321 495 323 135 385 681 655 1074 2179 и менее ТЭЦ-ГТУ газ 63 12 12 Таблица 3.1.11 Демонтаж генерирующего оборудования ТЭС зоны централизованного энергоснабжения в разрезе ОЭС за период с 2010 по 2020 годы, МВт (Традиционный вариант) Тип станции Факт Прогноз 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2011- 2016- 2011 2015 2020 ЕЭС России, в том числе: 825 978 786 943 1614 2247 1563 628 1501 1408 1743 6568 6843 ОЭС Северо-Запада 100 156 139 150 160 86 142 79 149 445 616 Центра 71 50 91 92 200 348 343 12 572 158 126 781 1211 Юга 6 328 18 50 50 18 129 20 446 167 Средней Волги 130 578 306 194 225 214 313 185 186 230 1517 914 Урала 505 22 185 407 390 763 539 192 196 120 912 1767 1959 Сибири 13 20 200 531 626 50 50 386 865 326 1377 1677 Востока 79 146 140 159 225 299 Зона централизованного энергоснабже- 825 978 786 943 1614 2247 1563 628 1501 1408 1743 6568 6843 ния России 1500 978 1000 786 800 786 264 240 179 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 факт КЭС, всего ТЭЦ, всего Рисунок 3.1.8 Демонтаж генерирующего оборудования ТЭС централизованной зоны энерго снабжения в разрезе КЭС/ТЭЦ в период с 2011 по 2020 гг., МВт (Традиционный вариант) 1000 365 100 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 факт 13 МПа 9 и менее МПа Рисунок 3.1.9 Демонтаж генерирующего оборудования ТЭС централизованной зоны энерго снабжения по давлению пара перед турбиной в период с 2011 по 2020 гг., МВт (Традиционный вариант) 663 1000 500 946 900 750 714 706 555 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 факт газ/мазут уголь Рисунок 3.1.10 Демонтаж генерирующего оборудования ТЭЦ централизованной зоны энерго снабжения по виду сжигаемого топлива в период с 2011 по 2020 гг., МВт (Традиционный вариант) 3.1.3.2 Вводы генерирующего оборудования В программе модернизации, как указано выше, предусмотрено 2 варианта развития ТЭС:

инновационный и традиционный. Инновационный вариант базируется на замене (сверх Генс хемы) выработавшего ресурс газо-мазутного паротурбинного оборудования на оборудование на основе ПГУ и ГТУ. В традиционном варианте развития ТЭС, вместо этой замены предполагает ся реконструкция оборудования и продление его срока службы. В традиционном варианте объ ем вводов оборудования на основе ПГУ и ГТУ меньше, чем в инновационном на 6,1 ГВт.

3.1.3.2.1 Вводы генерирующего оборудования ТЭС России в период 2011-2020 г. (Инновационный вариант) В качестве исходных данных по вводам генерирующих мощностей для обоих вариантов развития ТЭС были использованы следующие материалы и документы:

Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2030 года, одобренная на заседании Правительства Российской Федерации 03.06.2010 года, далее – Гене ральная схема и Сценарные условия развития электроэнергетики на период до года (базовый вариант электропотребления);

Схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2011- годы (утверждена приказом Минэнерго России от 29 августа 2011 г. № 380);

Перечень генерирующих объектов, с использованием которых будет осуществляться поставка мощности по договорам о предоставлении мощности (утвержден распоряжением Пра вительства РФ от 11 августа 2010 г. №3 1334-р);

Отчет о функционировании ЕЭС России в 2010 году, подготовленный ОАО «СО ЕЭС»;

Материалы энергокомпаний, предоставленные по запросу Минэнерго России (пись мо № АШ-9330/09 от 27.10.2010 года) для разработки Прогнозного баланса электроэнергетики на период 2011-2020 годов и перспективу до 2030 г.;

Основой для составления перечня вводов генерирующих мощностей на ТЭС послужил базовый вариант Генеральной схемы, который был скорректирован на основе анализа отчетных данных за 2010 год (отчет ОАО «СО ЕЭС»), выполненной работы «Схема и программа разви тия Единой энергетической системы России на 2011-2017 годы», подписанных ДПМ, а также предложений и замечаний энергокомпаний.

Перечень вводов был составлен на основании вышеперечисленных документов с учетом балансовой необходимости в электроэнергии для ЕЭС России в целом.

В соответствии со Сценарными условиями развития электроэнергетики в Программе мо дернизации запланировано строительство 1 экспортной электростанции на востоке страны сум марной мощностью 3,6 ГВт (Ерковецкая ТЭС, ОЭС Востока).

Инновационный вариант вводов генерирующих мощностей на ТЭС сформирован для более интенсивного использования прогрессивных технологий по сравнению с Генеральной схемой. Углубление модернизации генерирующих мощностей достигается при этом увеличени ем демонтажа устаревшего оборудования действующих газо-мазутных паротурбинных ТЭС в период 2016 – 2020 гг. с его компенсацией вводами новых мощностей ТЭС на базе парогазовых и газотурбинных технологий.

При этом по ТЭЦ принято допущение, что дополнительно демонтируемые в рассматри ваемом инновационном варианте теплофикационные мощности заменяются новым, более про грессивным оборудованием на тех же площадках. Однако, определение окончательного состава демонтируемых агрегатов на конкретных ТЭЦ и вариантов их замещения требует дополнитель ной проработки с уточнением перспективных тепловых нагрузок в рамках разработки Схем те плоснабжения городов, которые должны быть выполнены в ближайшие годы. На данном же этапе при отсутствии разработанных схем теплоснабжения по большинству городов страны ис пользование такого подхода является допустимым. Очень важно для каждого района опреде лить оптимальные значения ТЭЦ и тщательно просчитать режимные параметры, определяя в зависимости от графика нагрузки целесообразность работы ТЭЦ в конденсационном режиме летом.

План-график вводов генерирующего оборудования на ТЭС в зоне централизованного энергоснабжения в период с 2010 по 2020 гг. по инновационному варианту развития представ лен в Приложении № 2а.

В сводных таблицах 3.1.12 и 3.1.13, а также на рисунках 3.1.11 и 3.1.12 представлены ос новные параметры программы модернизации ТЭС по инновационному варианту развития в зо не централизованного энергоснабжения России в период с 2010 по 2020 год. Вводы мощности представлены в разрезе ОЭС, ТЭЦ/КЭС, ПГУ/ГТУ/ПСУ, по типу топлива, а также по типу вво да: НОВЫЕ и ЗАМЕНА.

К типу «НОВЫЕ» относится новое строительство, осуществляемое на вновь отведенных земельных участках, а также строительство новых блоков либо на существующей площадке, либо с использованием примыкающих отведенных земель. ЗАМЕНА – это комплекс мероприя тий (преимущественно инновационного характера) по замещению морально устаревшего и фи зически изношенного оборудования на действующих электростанциях установками нового по коления с принципиальным изменением характеристик и параметров технических схем и со става оборудования (ПГУ, ГТУ), либо на установки подобного же типа, но с существенно улучшенными характеристиками. По своей сути замена (или техническое перевооружение) представляет собой строительство замещающих производственных мощностей по сокращенно му циклу строительства с использованием или частичным переустройством пригодных для дальнейшей эксплуатации вспомогательного оборудования, строительных конструкций, зданий, сооружений и других элементов инфраструктуры в пределах действующих объектов.

Обобщенные данные по вводу генерирующих мощностей на ТЭС в период 2011 – гг.:



Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |   ...   | 8 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.