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:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 8 |

«СПИСОК ИСПОЛНИТЕЛЕЙ От ОАО «ЭНИН»: Генеральный директор Э.П. Волков Заведующий отделением В.А. Баринов Заведующий ...»

-- [ Страница 2 ] --

1. Суммарный объем вводов генерирующих мощностей по программе модернизации ТЭС в период с 2011 по 2020 гг. в зоне централизованного энергоснабжения России составляет 55163 МВт, в том числе на ТЭС ЕЭС России – 53183 МВт.

2. Суммарный объем вводов на ТЭС в зоне централизованного энергоснабжения в пе риод с 2011 по 2017 год определяется, главным образом, Схемой и программой развития ЕЭС и составляет порядка 35,8 ГВт.

3. Вводы мощности по договорам о предоставлении мощности (ДПМ) запланированы в размере 22,65 ГВт, причем, преимущественно (21,47 ГВт) в период 2011-2015 гг.

4. Доля вводов генерирующих мощностей на основе парогазовых и газотурбинных технологий составит порядка 77 %, или 42,7 ГВт.

5. В разрезе ОЭС наибольшие объемы ввода мощности в период с 2011 по 2020 гг. за планированы в ОЭС Урала (15 523 МВт).

6. Средний за весь период темп ввода мощности составляет 5,5 ГВт/год, в том числе по ДПМ – 3,25 ГВт/год.

Таблица 3.1.12 – Суммарные вводы мощности на ТЭС в зоне централизованного энергоснабжения в период с 2010 по 2020 гг. в разре зе ЕЭС России, ОЭС и изолированных районов, МВт (Инновационный вариант) Год ввода, вводимая мощность, МВт Энергообъединения 2011- 2016- 2011 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2015 2020 (факт) ЕЭС России, 2000 6984 3707 5092 7518 7525 3349 1604 5852 6793 5759 30826 23357 в т.ч.:

ОЭС Центра 700 1409 738 314 2184 836 60 0 585 2051 2340 5480 5036 ОЭС Средней Волги 110 261 121 690 845 458 951 240 965 480 670 2375 3306 ОЭС Урала 382 2842 1286 2461 1611 3589 662 501 800 477 1294 11789 3734 ОЭС Северо-Запада 605 1350 630 440 658 70 199 244 390 230 230 3148 1293 ОЭС Юга 59 1110 360 735 795 990 747 104 170 620 745 3990 2386 ОЭС Сибири 44 12 573 100 1315 1397 730 445 237 695 360 3397 2467 ОЭС Востока 100 0 0 353 110 185 0 70 2705 2240 120 648 5135 Изолированно работающие энергосистемы Востока 89 48 51 320 8 173 14 12 354 0 0 601 380 Россия (централизованная зона энергоснабжения) 2088 7032 3759 5412 7526 7698 3363 1616 6206 6793 5759 31427 23736 5783, из них 3600 экспорт 40000 31427 МВт 3990 5135, из них 3600 20000 экспорт 11789 5480 2011-2015 2016-2020 2011- ОЭС Центра ОЭС Средней Волги ОЭС Урала ОЭС Северо-Запада ОЭС Юга ОЭС Сибири ОЭС Востока Изолированные районы Востока Рисунок 3.1.11 – Вводы мощности на ТЭС в зоне централизованного энергоснабжения России в периоды 2011-2015 гг., 2016-2020 гг., 2011-2020 гг. в разрезе ОЭС и изолированных районов (Инновационный вариант) Таблица 3.1.13 – Структура вводимой мощности на ТЭС в зоне централизованного энергоснабжения в период до 2020 г., МВт (Инно вационный вариант) Тип ТЭЦ / Тип 2010 г.

Топливо уста- 2011 г. 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г. 2019 г. 2020 г. 2011-2020 гг.

КЭС ввода (факт) новки 25 294 0 26 145 183 0 14 0 0 150 газ ПСУ ТЭЦ НОВЫЕ 37 12 25 56 100 290 211 0 0 0 0 газ ПСУ ТЭЦ ЗАМЕНА 837 3522 1321 2065 3931 1230 1242 764 1155 1810 475 газ ПГУ ТЭЦ НОВЫЕ 180 110 180 0 0 0 0 0 330 440 1610 газ ПГУ ТЭЦ ЗАМЕНА 134 635 147 600 348 376 254 481 375 536 0 газ ГТУ ТЭЦ НОВЫЕ 0 19 0 240 0 154 32 0 310 77 264 газ ГТУ ТЭЦ ЗАМЕНА 8 0 247 120 230 240 0 185 237 295 240 уголь ПСУ ТЭЦ НОВЫЕ 12 0 0 0 55 55 0 0 0 65 0 уголь ПСУ ТЭЦ ЗАМЕНА 0 0 0 50 110 0 0 0 0 0 0 газ ПСУ КЭС НОВЫЕ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 газ ПСУ КЭС ЗАМЕНА 393 1616 1611 1228 1220 2240 1280 0 0 400 0 газ ПГУ КЭС НОВЫЕ 0 0 0 0 0 0 0 0 1420 1370 3020 газ ПГУ КЭС ЗАМЕНА 363 825 14 814 8 498 0 0 0 0 0 газ ГТУ КЭС НОВЫЕ 0 0 0 0 45 0 14 12 24 0 0 газ ГТУ КЭС ЗАМЕНА 0 0 214 214 1024 2122 330 160 2355 1800 0 уголь ПСУ КЭС НОВЫЕ 100 0 0 0 310 310 0 0 0 0 0 уголь ПСУ КЭС ЗАМЕНА ИТОГО вводы мощности (2011-2020 гг.) 2088 7032 3759 5412 7526 7698 3363 1616 6206 6793 5759 То же нарастающим итогом (2011-2020 гг.) 7032 10791 16203 23729 31427 34790 36406 42611 49404 60, Всего 55, Всего 55, Всего 55,2 Всего 55, уголь ПСУ 50,0 замена 11, 10,8 12, ТЭЦ 40,0 28, ГВт 30, новое строительство газ ПГУ и ГТУ и расширение 44, 20,0 42,7 (НСиР) 44, КЭС 26, 10, 0, по виду топлива по типу установки НСиР /замена КЭС/ТЭЦ газ уголь ПГУ и ГТУ ПСУ новое строительство и расширение замена КЭС ТЭЦ Рисунок 3.1.12 – Структура вводимой мощности на ТЭС в период с 2011 по 2020 гг., ГВт (Инновационный вариант) 3.1.3.2.2 Вводы генерирующего оборудования ТЭС России в период 2011-2020 г. (Традиционный вариант) В отличие от инновационного варианта вводов, в данном варианте объем вводов обо рудования на основе ПГУ и ГТУ на 6,1 ГВт меньше. Инновационный вариант базируется на замене (сверх Генсхемы) выработавшего ресурс газо-мазутного паротурбинного оборудова ния на оборудование на основе ПГУ и ГТУ. В традиционном варианте развития ТЭС, вместо этой замены предполагается реконструкция оборудования и продление его срока службы.

В период с 2011 по 2017 гг. перечень вводов генерирующего оборудования на ТЭС основывается на Схеме и программе развития ЕЭС. Объем вводов в период с 2011 по 2020 гг.

определялся исходя из объема вводов, предусмотренного базовым вариантом Генеральной схемы к 2020 году за вычетом 7,2 ГВт экспортных электростанций (Олон-Шибирской ТЭС 3600 МВт, Харанорской ТЭС-2 2400 МВт, Татауровской ГРЭС 1200 МВт). При этом были учтены замечания энергокомпаний по вводам генерирующих мощностей в рамках согласо вания проекта Программы.

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

В сводных таблицах 3.1.14 и 3.1.15, а также на рисунках 3.1.13 и 3.1.14 представлены основные параметры программы модернизации ТЭС по инновационному варианту развития в зоне централизованного энергоснабжения России в период с 2010 по 2020 год.

Традиционный вариант ввода генерирующих мощностей на ТЭС в период 2011 – 2020 гг. характеризуется следующими показателями:

1. Суммарный объем вводов генерирующих мощностей по программе модернизации ТЭС в период с 2011 по 2020 год в зоне централизованного энергоснабжения России состав ляет 49,5 ГВт, в том числе на ТЭС ЕЭС России – 48,4 ГВт.

2. Суммарный объем вводов на ТЭС в зоне централизованного энергоснабжения в период с 2011 по 2017 год определяется, главным образом, Схемой и программой развития ЕЭС и составляет порядка 35,9 ГВт.

3. Доля вводов генерирующих мощностей за счет строительства на новых площад ках и расширения действующих составляет 94 % за весь период, или 46,4 ГВт.

4. Доля вводов генерирующих мощностей на основе парогазовых и газотурбинных технологий составит порядка 74 % за весь период, или 36,6 ГВт.

5. В разрезе ОЭС наибольшие объемы ввода мощности в период с 2011 по 2020 годы запланированы в ОЭС Урала (14991 МВт);

следом идут ОЭС Центра (8155 МВт) и ОЭС Си бири (6434 МВт). Причем, в ОЭС Урала и ОЭС Центра основная доля вводимого оборудова ния приходится на оборудование на основе парогазовых и газотурбинных технологий: и 7468 МВт соответственно, а в ОЭС Сибири - на угольные ПСУ - 4248 МВт.

6. Средний за период 2011-2020 гг. темп ввода мощности составляет около ГВт/год, в том числе по ДПМ – 3,25 ГВт/год.

Таблица 3.1.14 – Суммарные вводы мощности на ТЭС в зоне централизованного энергоснабжения в период с 2010 по 2020 год в разрезе ЕЭС России, ОЭС и изолированных районов, МВт (традиционный вариант) Год ввода, вводимая мощность, МВт Энергообъединения 2011- 2011- 2016- 2011 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2017 2015 2020 (факт) ЕЭС России, 2000 6984 3707 5092 7518 7235 3035 1591 35162 3722 4695 4777 30536 17821 в т.ч.:

700 1409 738 314 2184 836 60 0 5540 1185 1105 325 5480 2675 ОЭС Центра 110 261 121 690 845 458 951 240 3566 160 270 1345 2375 2966 ОЭС Средней Волги 382 2842 1286 2461 1611 3589 675 488 12952 1249 152 637 11789 3202 ОЭС Урала 605 1350 630 440 658 70 199 244 3591 190 123 0 3148 756 ОЭС Северо-Запада 59 1110 360 735 795 700 420 104 4224 141 0 175 3700 840 ОЭС Юга 44 12 573 100 1315 1397 730 445 4572 347 1245 270 3397 3037 ОЭС Сибири 100 0 0 353 110 185 0 70 718 450 1800 2025 648 4345 ОЭС Востока Изолированно работаю 89 48 49 315 146 173 12 12 754 354 0 0 730 378 щие энергосистемы Россия (централизован ная зона энергоснабже- 2088 7032 3756 5407 7663 7408 3047 1603 35917 4076 4695 4777 31267 18199 ния) 4993, из них 3600 45000 экспорт 35000 МВт 4275, из них 3600 экспорт 2011-2017 2018-2020 2011- ОЭС Центра ОЭС Средней Волги ОЭС Урала ОЭС Северо-Запада ОЭС Юга ОЭС Сибири ОЭС Востока Изолированные районы Востока Рисунок 3.1.13 – Вводы мощности на ТЭС в зоне централизованного энергоснабжения России в периоды 2011-2017 гг., 2018-2020 гг., 2011-2020 гг. в разрезе ОЭС и изолированных районов (Традиционный вариант) Таблица 3.1.15 – Структура вводимой мощности на ТЭС в зоне централизованного энергоснабжения в период до 2020 г., МВт (Тра диционный вариант) Тип ТЭЦ / Топли- Тип 2010 г. 2011- 2011 уста- 2011 г. 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г. 2019 г. 2020 г.

2017 гг. 2020 гг.

КЭС во ввода (факт) новки ПСУ ТЭЦ газ 25 294 0 26 145 183 14 0 662 0 0 150 НОВЫЕ ПСУ ТЭЦ газ 37 12 25 56 100 190 95 16 494 12 123 0 ЗАМЕНА ПГУ ТЭЦ газ 837 3522 1321 2065 3931 1120 1015 764 13738 1775 925 960 НОВЫЕ ПГУ ТЭЦ газ 180 110 180 0 0 0 0 0 290 0 0 0 ЗАМЕНА ГТУ ТЭЦ газ 134 635 147 840 348 296 301 434 2999 711 415 350 НОВЫЕ ГТУ ТЭЦ газ 0 19 0 0 0 154 0 32 205 0 187 154 ЗАМЕНА ПСУ ТЭЦ уголь 8 0 247 120 230 240 0 185 1022 347 185 120 НОВЫЕ ПСУ ТЭЦ уголь 12 0 0 0 55 55 0 0 110 0 0 0 ЗАМЕНА ПСУ КЭС газ 0 0 0 50 110 0 0 0 160 0 0 0 НОВЫЕ ПСУ КЭС газ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ЗАМЕНА ПГУ КЭС газ 393 1616 1611 1228 1220 2240 1280 0 9195 268 400 0 НОВЫЕ ПГУ КЭС газ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 800 ЗАМЕНА ГТУ КЭС газ 362 825 12 809 146 498 0 0 2289 609 0 173 НОВЫЕ ГТУ КЭС газ 45 0 12 12 69 24 0 45 ЗАМЕНА ПСУ КЭС уголь 0 0 214 214 1024 2122 330 160 4063 330 2460 2025 НОВЫЕ ПСУ КЭС уголь 100 0 0 0 310 310 0 0 620 0 0 0 ЗАМЕНА ИТОГО вводы мощности 2088 7032 3756 5407 7663 7408 3047 1603 35917 4076 4695 4777 (2011-2020 гг.) То же нарастающим итогом 7032 10789 16196 23859 31267 34314 35917 39993 44689 (2011-2020 гг.) Всего 49, Всего 49,5 Всего 49,5 Всего 49, замена 3, уголь ПСУ 11,3 12, ТЭЦ 26, ГВт новое строительство и расширение газ (НСиР) 20000 ПГУ и ГТУ 38,2 46, 36, КЭС 23, по виду топлива по типу установки НСиР /замена КЭС/ТЭЦ газ уголь ПГУ и ГТУ ПСУ новое строительство и расширение замена КЭС ТЭЦ Рисунок 3.1.14 – Структура вводимой мощности на ТЭС в период с 2011 по 2020 гг., ГВт (Традиционный вариант) 3.1.3.3 Типовые проектные решения и унификация оборудования для модерни зации ТЭС При разработке подпрограммы был проанализирован мировой опыт развития энерге тических технологий и определены основные его тенденции (см. Приложения №№ 3, 4).

Приоритетом Подпрограммы является минимизация издержек производства электро энергии и тепловой энергии, предотвращение вредного воздействия электроэнергетики на окружающую среду, максимальная унификация создаваемых энергоблоков, использование типовых проектных решений на базе серийного отечественного (лицензионного) оборудова ния. С этой целью Подпрограммой определены технические и проектные решения для типо вых энергоблоков газовых и угольных ТЭС, проработаны соответствующие компоновочные решения и произведена оценка потребности в газовых турбинах для реализации Подпро граммы.

Подпрограммой предусматривается использование 4 типов мощных газовых турбин, а также 14 типов конденсационных и теплофикационных паровых турбин. Использование ти повых проектных решений позволит за счёт организации серийного производства сократить сроки изготовления основного энергетического оборудования на 30%, а его стоимость – не менее чем на 15%, что в масштабе отрасли позволит сэкономить значительные средства.

Состав основного оборудования для комплектации типоряда ПГУ представлен в таб лице 3.1.16.

Таблица 3.1.16 – Типоразмеры и турбинное оборудование унифицированных ПГУ Мощность ПГУ, МВт ГТЭ ПТ (КЭС) ПТ (ТЭЦ) 1 х ГТЭ-60…80 Т- 90… 2 х ГТЭ-60… 170… К-60 Т- 1 х ГТЭ-100… 170… 1 х ГТЭ-150…180 К-80 Т- 230… 2 х ГТЭ-100…130 К-110 Т- 1 х ГТЭ-270…300 Т- 400… К- 2 х ГТЭ-150…180 Т- 450… 2 х ГТЭ-270…350 К- 800… Турбинное оборудование для унифицированных ПГУ, МВт ГТЭ- : 60…80, 100…130, 150…180, 270… Паровая турбина К-: 60, 80, 110, 160, Паровая турбина Т-: 25, 50, 75, 100, 125, Типоряд унифицированных угольных энергоблоков представлен в таблице 3.1.17.

Таблица 3.1.17 – Типоразмеры унифицированных угольных ТЭС Типоразмер Тип паровой Минимальная Максимальная энергоблока, МВт турбины мощность, МВт мощность, МВт К- 225 215 К- 330 300 К- 660 600 К- 800 750 Оценка общей потребности электроэнергетики в мощных ГТ из указанного типоряда ПГУ в период 2011-2020 гг. представлена на рисунке 3.1.15.

2011-2015 гг. 2016-2020 гг. 2011-2020 гг.

ГТЭ 60…80 25 39 ГТЭ 100…130 2 0 ГТЭ 150…180 20 12 ГТЭ 270…350 23 19 32 25 10 ГТЭ 60…80 ГТЭ 100…130 ГТЭ 150…180 ГТЭ 270… 2011-2015 гг. 2016-2020 гг.

Рисунок 3.1.15 Оценка потребности в мощных газовых турбинах на 2011-2020 гг.

В Приложениях № 24а и № 24б представлены компоновочные решения для приведен ного выше типоряда унифицированных одновальных и многовальных ПГУ (КЭС и ТЭЦ).

Многовальные ПГУ создают больше возможностей для оптимизации компоновки:

легче избежать взаимного наложения (пересечения) паропроводов, воздухозаборного канала, конденсатора и каналов вывода электроэнергии. Одной из основных особенностей является то, что паропроводы не требуется трассировать параллельно оси ГТУ. Воздухозабор ГТУ мало влияет на общую компоновку, может осуществляться как сверху, так и сбоку. Располо жение котлов-утилизаторов относительно паровой турбины создаёт естественные условия для компенсации тепловых расширений паропроводов. Можно более свободно выбирать осевой, боковой или нижний выхлоп паровой турбины.

В одновальной ПГУ с расцепной муфтой или без неё возникают трудности с ремонтом ГТУ передвижным краном в связи с боковым расположением воздухозаборного устройства и подводом воздуха. Для обеспечения доступа крана к оборудованию с одной из сторон трассы паропроводов должны прокладываться со стороны воздухозабора. При использовании коз лового или мостового крана на ТЭС несколькими одновальными ПГУ каждый энергоблок должен оснащаться своим краном, тогда как в многовальной ПГУ все ГТУ и паровая турбина обслуживаются одним краном. В одновальной ПГУ с расцепной муфтой длина паропроводов оказывается наибольшей и может потребоваться устройство петель для компенсации их тем пературных расширений. В многовальной ПГУ с одной ГТУ длина критических паропрово дов существенно меньше.

Недостатком одновальной ПГУ с расцепной муфтой и центральным расположением турбогенератора является увеличение длины шин вывода мощности и увеличение ширины машзала в связи с их трассировкой;

увеличивается площадь ПГУ в плане и, соответственно, стоимость машзала. Для указанных ПГУ доступ к ротору турбогенератора при ремонтах тре бует смещения вбок всего турбогенератора, что увеличивает продолжительность и стоимость ремонтных работ. В Приложении № 24в представлен анализ основных достоинств и недос татков одно- и многовальных ПГУ, выполненный ведущими специалистами отрасли.

Первый этап реализации подпрограммы (2011-2020 гг.) имеет ту особенность, что аб солютное большинство контрактов на строительство новых ПГУ уже заключено и постав щики известны. Поставщиками газовых турбин, в основном, выступают иностранные компа нии. На этом этапе должна быть обеспечена разработка и освоение современного отечест венного оборудования для нужд электроэнергетики в рамках реализации утвержденной «Стратегии развития энергомашиностроения Российской Федерации на 2010-2020 годы и на перспективу до 2030 года». На втором и третьем этапах реализации подпрограммы (2021 2030гг.) потребности электроэнергетики удовлетворяются преимущественно отечественны ми энергомашиностроительными заводами базе серийного отечественного (лицензионного) оборудования. Объективно российские предприятия энергетического машиностроения в на стоящее время не готовы закрыть потребность электроэнергетики в некоторых видах генери рующего оборудования, в первую очередь в газовых турбинах средней и большой мощности.

Поэтому актуально создание совместных с ведущими зарубежными фирмами производств высокотехнологичного оборудования энергетического машиностроения с условием макси мальной их локализации на отечественных предприятиях. В качестве примера в Приложении № 5 представлена комплексная программа ОАО «Интер РАО ЕЭС» по строительству тепло фикационных энергоблоков ПГУ на базе газовых турбин 6FA General Electric на период до 2020 года.

На период 2011-2020 гг. подпрограммой предусмотрен ввод новых мощностей с ис пользованием газовых турбин малой (до 17 МВт) и средней (20…50 МВт) мощности в объе ме 0,7 и 2 ГВт соответственно, в основном, на объектах так называемой распределенной ге нерации. Практически все турбины малой мощности – отечественного производства, хорошо зарекомендовавшие себя за годы эксплуатации. Турбины средней мощности в настоящее время импортируются. Оценка потребности в газовых турбинах малой и средней мощности на период 2011-2020 гг. представлена в таблицах 3.1.18 и 3.1.19.

Таблица 3.1.18 – Оценка потребности в ГТУ мощностью 17 МВт в 2011-2020 гг.

2 6 9 12 16- Единичная мощность, МВт Всего Количество «законтрактованных» ГТУ, шт. 6 5 24 17 1 Мощность «законтрактованных» ГТУ всего, 12 30 216 204 МВт Всего ГТУ, шт. 6 5 30 17 11 Мощность ГТУ ВСЕГО, МВт 12 30 270 204 180 Таблица 3.1.19 – Оценка потребности в ГТУ мощностью 20-50 МВт в 2011-2020 гг.

20-40 45- Единичная мощность, МВт Всего Количество «законтрактованных» ГТУ, шт. 5 25 Мощность «законтрактованных» ГТУ всего, МВт 131 1129 Всего ГТУ, шт. 17 34 Мощность ГТУ ВСЕГО, МВт 492 1544 В настоящее время в рамках технологической платформы «Малая распределённая энергетика» и создания инновационного кластера «Энергетическое машиностроение и дви гателестроение» на территории Ярославской области ведётся работа по формированию ор ганизационно-финансовых механизмов реализации проектов создания газовых турбин малой и средней мощности, когенерационных газопоршневых установок и др. оборудования. (При ложение № 24г). Приоритетами указанных программ является унификация оборудования для типовых проектных решений.

В Приложении № 25а представлены компоновочные решения унифицированных угольных ТЭС.

В качестве типовых проектных решений и унификации оборудования для угольных ТЭС Подпрограммой рассматриваются и предлагаются следующие решения.

Блоки 150-160 и 200-210 МВт на угле. В настоящее время на 5 угольных ТЭС эксплуа тируются 28 блоков мощностью 150-160 МВт, а на 10 ТЭС 35 блоков, мощностью 200- МВт. Возраст всех блоков 150-160 МВт и, по крайней мере, трети блоков 200-210 МВт к 2020 году превысит 50 лет, что значительно выше назначенного ресурса. Таким образом, це лесообразна модернизация практически всех электростанций с угольными блоками указан ной мощности.

В качестве типового решения модернизации блоков мощностью 150-160 и 200 210 МВт, предлагается типовой блок мощностью 225 МВт на базе разработанного для Хара норской ГРЭС. Детальное описание данного типового решения представлено в Приложении № 25б.

В состав указанного блока повышенной эффективности (БПЭ) входит следующее ос новное оборудование:

котельная установка Еп-630-13,8-565БТ (модель ТПЕ-216М) паропроизводи тельностью 630 т/ч производства ОАО «ЭМАльянс»;

турбинная установка типа К-225-12,8-3Р номинальной мощностью 225 МВт про изводства филиала ОАО «Силовые машины» «Ленинградский металлический завод».

Паровой котел ТПЕ-216М – это модернизированный вариант модели ТПЕ-216. КПД модернизированной модели ТПЕ-216М увеличен на 2,5 % и составляет 93 %, в полтора раза снижены выбросы токсичных оксидов азота, улучшены условия эксплуатации. Кардинально переработаны схемы пароперегревателей высокого и низкого давлений в связи с повышени ем температуры перегрева пара до 565° С и снижением гидравлического сопротивления в поверхностях конвективного пароперегревателя до 0,2 МПа. Для обеспечения надёжной ра боты котла с минимальными выбросами вредных веществ в атмосферу топочная камера кот ла должна быть оборудована малотоксичными горелками, а часть воздуха должна подаваться через сопла в верхней части топочной камеры. При сжигании бурых или высокореакционных каменных углей (марки Г, Д и ДГ) должно быть организовано тангенциальное – концентри ческое сжигание с расположением прямоточных горелок в несколько ярусов по высоте. При сжигании других каменных углей (СС и малореакционных углей марок Т и АШ) рекоменду ется использование вихревых малотоксичных горелок при установке их встречно, в несколь ко ярусов по высоте.

Блоки 300 МВт на угле. В настоящее время в России 27 угольных блоков К-300.

Возможны следующие варианты их модернизации:

- реконструкция отдельных узлов и элементов. Осуществляется на блоке №7 Ново черкасской ГРЭС.

- глубокая модернизация с заменой основного оборудования с использованием тради ционных улучшенных технологий. Осуществляется на блоке № 5 Рефтинской ГРЭС. В ре зультате происходит увеличение срока службы энергоблока более чем на 35 лет, повышение надежности, а также, снижение воздействия оборудования на окружающую среду. Данный проект - первый опыт глубокой реконструкции генерирующего оборудования такой мощно сти в российской энергетике.

В качестве типового решения по модернизации пылеугольных блоков мощностью 300 МВт, выработавших ресурс, с возможностью повышения параметров острого пара до 265 бар и 580 град. С может рассматриваться модернизация блока на Каширской ГРЭС, в состав которого входят паровая турбина К-300-240 ЛМЗ и прямоточный паровой котел П 50Р производства ОАО «Атомэнергомаш» (ОАО «ЗиО-Подольск»).

При техническом перевооружении угольных блоков мощностью 330 МВт и полной замене выработавшего свой ресурс котельного оборудования в условиях использования ши рокой гаммы низкокалорийных топлив наиболее эффективна может быть технология цирку лирующего кипящего слоя (ЦКС). В настоящее время идет сооружение блока № 9 мощно стью 330 МВт на Новочеркасской ГРЭС. Поставщиком котла является ОАО «ЭМАльянс» по инжинирингу и при значительной доле поставки компании «Фостер-Уиллер». План-график освоения данной технологии представлен в Подпрограмме 3.6 «Разработка и освоение инно вационных технологий и оборудования для модернизации электроэнергетики России». Опыт сооружения и пуска этого блока можно будет использовать для широкого внедрения техно логии ЦКС в России, имея ввиду, что эта технология вполне применима для замены более чем 200 котлов на ТЭС с поперечными связями.

Блоки 500 МВт на угле. В настоящее время в России 7 угольных блоков К-500.

Для энергоблоков 500 МВт необходимость замены одного из ответственных элемен тов паровой турбины после выработки паркового ресурса (100 тыс. ч) не является основани ем для вывода из эксплуатации (замены) турбины и энергоблока. Предельный срок эксплуа тации этих блоков при экономической целесообразности рекомендуется так же приурочивать к 50 годам. За этот срок потребуется замена роторов высокого и среднего давлений с проточ ной частью, сопловых аппаратов, стопорных клапанов, элементов парораспределения, рабо чих лопаток последних ступеней ЦНД, а так же некоторых высокотемпературных элементов, котлов и паропроводов.

Кроме того, возможна глубокая модернизация с заменой основного оборудования с использованием традиционных улучшенных технологий. В результате реконструкции мощ ность энергоблока возрастет на 40 МВт, срок службы будет продлен на 25 – 30 лет. В на стоящее время ОАО «Турбоатом» – производитель паровой турбины К-500-240 - осуществ ляет модернизацию турбины К-500-240-2 мощностью 500 МВт на втором блоке Экибастуз ской ГРЭС (Казахстан). «Турбоатом» предлагает заказчику турбину мощностью 540 МВт с установкой на существующий фундамент.

Блоки 800 МВт на угле. В настоящее время в России 2 угольных блока К-800.

В филиале ОАО «Э.ОН Россия» «Берёзовская ГРЭС» завершаются работы по модер низации энергоблоков №1, №2. Благодаря техническому перевооружению мощность энерго блоков увеличена на 50 МВт – до проектных 800 МВт. Далее возможна реконструкция от дельных узлов и элементов до полного исчерпания ресурса.

В настоящее время ЛМЗ активно работает над пакетом модернизации паровых турбин мощностью от 200 до 1200 МВт с улучшенными технико-экономическими показателями.

В обобщённом виде технические решения по обновлению угольных ТЭС (КЭС) пред ставлены в таблице 3.1.20.

На КЭС с блоками 150-200 МВт на твердом топливе рекомендуется осуществлять техперевооружение на базе модернизированных блоков, с повышением температуры пара и внедрением, при необходимости, котлов с ЦКС.

КЭС с блоками 300-500 МВт на твердом топливе рекомендуется заменять модернизи рованными блоками повышенной эффективности с повышением температуры пара до 565/565° С и блоками на базе суперсверхкритических параметров пара (Р = 30 МПа, tо/tm = 600/600° С).

Таблица 3.1.20 Технические решения по обновлению угольных ГРЭС Тип энергоблока К–800 К–500 К–300 К– Действующие блоки Мощность, МВт 800 500 300 Расчетный КПД, % 39,0 38,5 38,5 37, Расчетный удельный 315 319 319 расход условного топли ва, г/кВт·ч Выбросы, Золы 400–1000 400– 400–1000 400– мг/нм3, SO2 2000 2000 2000 NOx 700 1100 1100–1300 Перспективные энергоблоки Мощность, МВт 800–1000 550–660 350 Давление пара, МПа 28–30 28–30 28–30 14, Температура перегрето- 600 600 600 580–600 565– го пара, °С Тип угля Куз/КА ЭК КА/Куз низко- КА/Куз низко сортный сортный Способ сжигания Пылевое Пылевое Пылевое ЦКС Пылевое ЦКС КПД, % 46-44 46-44 45-42 42–40 42-41 41– Выбросы, Золы 50100* 50100* 50100 50100 50100 мг/нм3, SO2 200-400 200-400 200-400 200-400 200-400 200- NOx 200350** 200400 400 400 400 Примечания:

* – в зависимости от зольности топлива;

** – 200 мг/нм3 – для канско-ачинских углей (КАУ).

Особенности модернизации ТЭЦ и котельных, тепловых сетей Отсутствие в сфере теплоснабжения единой технической, структурно инвестиционной, организационной и технической политики создает значительную неопреде ленность как отчетных данных, так и количественных и качественных оценок перспективы развития теплоснабжения в стране.

Основная особенность ТЭЦ состоит в том, что она является частью системы тепло снабжения, и ее модернизация должна проводиться с учетом требований, предъявляемых к построению данных систем. В соответствии с Федеральным законом от 27.07.10 г. № 190-ФЗ «О теплоснабжении» решения по новому строительству, реконструкции и техническому пе ревооружению источников тепловой энергии и тепловых сетей определяются схемами теп лоснабжения поселений и городских округов, согласованными с иными программами разви тия сетей инженерно-технического обеспечения.

Подпрограммой модернизации определены типовые технические решения, рассчи танные на базовый вариант тепловых нагрузок ТЭЦ, сложившийся на начало 2010 г. Дина мика теплопотребления за последние 10 лет в зонах действия источников централизованного теплоснабжения ЕЭС России, изменение структуры теплопотребления в сторону увеличения доли жилищно-коммунальных нагрузок свыше 50 %, а также применение энергосберегаю щих технологий в промышленности указывают на отсутствие тенденций к существенному росту тепловых нагрузок. Ожидается незначительный их прирост за счет перевода на ТЭЦ тепловых нагрузок с малоэффективных котельных, находящихся в зонах действия ТЭЦ. Са ми котельные, используя существующую инженерную инфраструктуру, при модернизации системы энергоснабжения должны быть реконструированы в резервно-пиковые источники.

Покрытие тепловых нагрузок территорий массового жилищного строительства долж но рассматриваться при разработке схем теплоснабжения за счет присоединения к сущест вующим либо строительства новых источников теплоснабжения.

При включении планов модернизации ТЭЦ в разрабатываемые схемы тепло-, газо снабжения необходимо предусматривать перевод угольных ТЭЦ на газ.

При включении планов модернизации котельных в разрабатываемые схемы тепло-, газо-, электроснабжения необходимо предусматривать надстройку котельных газотурбин ными установками.

Повышение эффективности существующих ТЭЦ при проведении модернизации мо жет быть обеспечено как повышением начальных параметров паротурбинных установок, так и применением новых типов оборудования – ГТУ и ПГУ.

Учитывая недостаток свободных площадей, наиболее рациональным является вариант размещения на территории ТЭЦ замещающего на время реконструкции теплофикационного ПГУ (ГТУ) энергоблока в отдельно стоящем здании, с опережающими темпами строительст ва. Мощность замещающего энергоблока необходимо выбирать исходя из двух основных ус ловий:

в соответствии с нормами проектирования при отключении самого мощного энер гоблока (по любым причинам) оставшееся в работе теплофикационное оборудование должно обеспечивать отпуск тепловой энергии в размере 70 % от отпуска тепловой энергии при рас четной температуре наружного воздуха;

обеспечение максимальных технико-экономических показателей работы энерго блока в течение всего срока эксплуатации.

Выработавшие ресурс паротурбинные установки с начальными параметрами пара ме нее 9 МПа и здания главных корпусов должны быть демонтированы, освободившаяся терри тория – подготовлена под новое строительство ПГУ (ГТУ) энергоблоков.

Особо остро проблема модернизации устаревающего оборудования стоит для ТЭЦ. К 2020 г. преодолели бы 50-летний порог эксплуатации 810 паровых турбин, в т.ч.: ПР-6-35 – 30 шт.;

ПТ-12-35 – 17 шт.;

ПТ-25/30-90/10 – 73 шт.;

ПТ-50-130 – 24 шт.;

ПТ-60-130 – 36 шт.;

ПТ-60-90 – 30 шт.;

Р-50-130 – 36 шт.;

Р-6-35 – 46 шт.;

Т-100-130 – 29 шт.;

Т-50-130 – 31 шт.

ТЭЦ с параметрами пара 13 МПа и выше на природном газе рекомендуются к техпе ревооружению на базе модернизированного оборудования. Использование ПГУ при обеспе чении заданных тепловых нагрузок приводит, как правило, к увеличению электрической мощности установок. В этой ситуации необходимо увеличение расхода газа на электростан циях. В случае недостатка природного газа реализация данного направления может оказаться проблематичной. Исходя из этого, применение ПГУ-ТЭЦ для техперевооружения теплофи кационных установок с давлением 13 МПа и более должно быть обосновано в каждом кон кретном случае, в том числе с учетом изучения последствий следующих мероприятий:

снижение выработки электроэнергии на КЭС, использующих природный газ (ре жимные вопросы, рыночные отношения);

целесообразность увеличения электрической мощности в пункте размещения ТЭЦ;

результаты компоновочных проработок;

изменение коэффициента теплофикации (ТЭЦ);

возможность выделения дополнительных ресурсов природного газа для ПГУ-ТЭЦ, учитывая эффективность его использования;

учет климатических особенностей.

В принципиальном плане не исключается проработка варианта надстройки сущест вующих котлов газовыми турбинами, однако, реализация данного направления в первую очередь должна быть подтверждена компоновочными возможностями, т.е. конкретными проработками.

Следует выделить особо турбины Т-250-240. Общее количество установок – 22 шт, из них 19 эксплуатируются в Мосэнерго (ТГК-3). Установки обладают хорошими технико экономическими характеристиками, ресурс продлен до 300 000 час. На перспективу до г. демонтаж этих установок не планируется. Комплекс мер по модернизации турбоагрегатов типа Т-250, Т-100, (а также турбин ВПТ-25, ПР-25, ПТ-50/60, ПТ-135 и Т-50) производства ЗАО «Уральский турбинный завод» приведен в составе предложений завода в Подпрограмму (см. Приложения №№ 17, 18).

При модернизации котельных, работающих на газе, предлагается применение газо поршневых (ГПА) и газотурбинных установок. Для мелких котельных, с постоянной тепло вой нагрузкой до 4-6 Гкал/ч рекомендуется установка модульных ГПА в контейнерном ис полнении электрической мощностью 1 МВт. Удельная стоимость 1 кВт установленной мощ ности ГПА - 600-800 долл. Такие проекты уже существуют, их надо только привязывать к реальной площадке. Они работают без постоянного присутствия обслуживающего персона ла.

Как правило, предлагается тепловая схема с утилизацией тепловой энергии после ГТУ в простых водогрейных котлах. Эта схема позволяет минимизировать затраты при модерни зации без существенных переделок существующей инфраструктуры предприятия. Сбросная схема, как резко уменьшающая долю выработки на тепловом потреблении, должна быть ис ключена из перечня типовых проектов.

Применение паровых котлов после ГТУ, а тем более паровой турбины, резко услож няющее проект и тепловую схему, на первом этапе может рассматриваться как опция, тре бующая дополнительных капитальных вложений и лишь по настоятельному требованию за казчика. На последующих этапах, когда тепловой рынок в основном будет охвачен когенера ционными установками и потребуется дальнейшее наращивание электрических мощностей, возможно потребуется установка паровых турбин.

Важным преимуществом таких проектов является возможность их реализации в ко роткие сроки (1-1,5 года) силами местных энергоремонтных, энергомонтажных и строитель ных предприятий без привлечения значительна количества специалистов и рабочих, как это го требовали и требуют традиционные электростанции даже малой мощности. При этом удельная стоимость 1 кВт установленной мощности может колебаться в пределах 400 - долл.

Реально действующие установки на 4, 10, 16 и 25 МВт уже имеются (см. таблицу 3.1.21), они могут поставляться в модульном варианте, количество обслуживающего персо нала минимальное - один, два человека в смену.

Таблица 3.1.21 – Предлагаемые типовые проекты ГТУ при модернизации сущест вующих котельных Единичная Круглогодич ђэф, ђкит, мощность ная тепловая Схема утилизации Исполнение % % ГТУ, МВт нагр., Гкал/ч 25 75-80 Простой водогрейный утилизатор Модульное 4 6- 25 75-80 Простой водогрейный утилизатор Модульное 10 15- 30-33 75-80 Простой водогрейный утилизатор Модульное 16 25- 34-36 75-80 Простой водогрейный утилизатор Модульное 25 30- Основными задачами модернизации тепловых сетей России являются:

снижение степени физического износа, уровня частоты аварий тепловых сетей и потерь тепловой энергии в них путем срочной замены трубопроводов;

снижение уровня затрат на эксплуатацию тепловых сетей;

повышение надежности теплоснабжения потребителей за счет восстановления проектных гидравлических режимов тепловых сетей;

восстановление профессионального обучения персонала в объемах, необходимых для эксплуатации тепловых сетей, особенно на объектах систем теплоснабжения небольших поселений.

Ниже представлены основные технические требования, выдвигаемые при модерниза ции тепловых сетей России. Детально предложения приведены в Приложении № 26.

Основные требования, выдвигаемые к трубопроводам тепловых сетей – трубопрово ды должны быть:

стойкими к наружной и внутренней коррозии;

герметичными и иметь высокую механическую прочность (при заданном диапазо не изменения давления и температуры теплоносителя в тепловой сети);

долговечными, т.е. срок службы трубопроводов должен быть соизмерим со сроком службы зданий (при минимальном количестве капитальных ремонтов);

безопасными для жизни и здоровья человека и не должны наносить ущерба окру жающей среде;

электро- и пожаробезопасными.

Материал и детали трубопроводов должны иметь:

высокие теплоизолирующие свойства;

малый коэффициент температурных деформаций (малый коэффициент линейного расширения);

простые, надежные и герметичные соединения;

невысокую стоимость (цену), минимальные затраты на монтаж, эксплуатацию и демонтаж и доступные цены на рынке;

удобные и простые условия хранения, транспортировки, монтажа, обслуживания и демонтажа.

При модернизации тепловых сетей предпочтение отдается индустриальным полно сборным конструкциям.

Для магистральных трубопроводов - предварительно изолированные пенополиурета ном (ППУ) трубопроводы с системой оперативного дистанционного контроля.

Для тепловых сетей диаметром до 400 мм – трубопроводы в ППУ-, ППМ-изоляции.

Для трубопроводов отопления (после ЦТП) – гибкие трубы КАСАФЛЕКС Для трубопроводов горячего водоснабжения – гибкие трубы ИЗОПРОФЛЕКС Производители труб в индустриальной изоляции (более 100 предприятий) находятся практически во всех федеральных округах России.

Суммарная производственная мощность – более 10 тыс. км труб в год.

Загрузка производственных мощностей – от 30 до 60%.

Системы предварительно изолированных ППУ трубопроводов в полной комплектации, го товые к монтажу для бесканальной прокладки и в оцинкованной оболочке для надземной прокладки.

Вышеупомянутые системы трубопроводов позволяют:

• увеличить срок службы теплотрасс до 30-40 лет;

• снизить тепловые потери при транспортировке до 2%, что существенно сократит расход топлива и электроэнергии (при диаметре труб 1020 мм - 0,106% на 1 км;

при диаметре труб 530 мм 0,217% на 1 км;

при диаметре труб 219 мм 0,08% на 1 км;

падение температуры соответственно при 1020 мм — 0,05о С/км;

при диаметре труб 530 мм — 0,12о С/км;

при 219 мм — 0,46о С/км;

• снизить капитальные затраты на 15-20%, эксплуатационные - в 9 раз, ремонтные - в 3 раза;

• уменьшить время прокладки теплотрассы в 3-4 раза;

• исключить аварийность теплотрасс, благодаря обязательной установке системы оперативного дистанционного контроля за увлажнением тепловой изоляции (СОДК).

3.1.4 Ресурсное и нормативно-методическое обеспечение подпрограммы 3.1.4.1 Проектирование ТЭС По состоянию на 1 января 2010 г. проектирование ТЭС осуществляет свыше 10 ком паний, в том числе, ОАО «Институт Теплоэлектропроект», ОАО «Инженерный центр ЕЭС»

(«Нижегородский Теплоэлектропроект», «Инженерный Центр «Сети», «Институт Энерго монтажпроект»), ОАО «Зарубежэнергопроект», ЗАО «ТЭПИНЖИНИРИНГ», ОАО «Инже нерный центр энергетики Урала», «Е4-СибКОТЭС», ОАО «СевЗап НТЦ», ОАО «Южный инженерный центр энергетики», Группа «Интертехэлектро - Новая генерация», ОАО «СибНТЦ».

Для оценки потребности в проектировании с целью обеспечения Подпрограммы мо дернизации ТЭС можно принять, что каждый вводимый блок требует разработки одного проекта. Сопоставляя объемы вводов по пятилетиям и прогнозируемую потребность во вво де основного оборудования, потребуется разработка в год около 15-ти проектов блоков с ус редненной мощностью блока, равной 350 МВт. В период 2010-2020 гг. мощность 350 МВт, как для ПГУ, так и для пылеугольных блоков, является приемлемой.

Согласно оценке, производственная мощность проектных институтов (инжиниринго вых компаний) составляет от 2 до 5 проектов в год и потребность в проектировании меро приятий Подпрограммы модернизации ТЭС может быть удовлетворена силами отечествен ных проектных организаций.

3.1.4.2 Строительство и монтаж ТЭС Строительство ТЭС, по состоянию на 1 января 2010 г., выполняют следующие компа нии: ОАО «Энергостройинвест-Холдинг», Группа Е4, Компания «Новая Генерация», Хол динговая Корпорация «Энергосток-сервисстрой», Российская энергостроительная компания ЗАО «РЭСК», Группа компаний RMC (Russian Maintenance Corporation), Группа «КВАРЦ», ЗАО «Энергокаскад» и др.

Большей частью это холдинговые компании, которые имеют филиалы во всех регио нах России. Эти компании обладают достаточным опытом работы на объектах теплоэнерге тики. Ряд компаний реализуют проекты по комплексному оснащению и строительству «под ключ» объектов энергетики, включая инженерное и проектное сопровождение, строительст во, поставки оборудования, монтаж и наладку, ввод объектов в эксплуатацию.

Имеющийся строительный потенциал – по нашим оценкам – способен реализовать планы модернизации отрасли на 2010-2015 гг., с учетом участия зарубежных специалистов, привлекаемых при строительстве объектов с импортируемым оборудованием. Однако, чтобы на последующих этапах обеспечить в полной мере реализацию Подпрограммы необходимо уделить особое внимание подготовке квалифицированных строительных кадров на регио нальном уровне.

3.1.4.3 Производство энергетического оборудования для ТЭС Энергетическое оборудование для ТЭС производят следующие энергомашинострои тельные компании: ОАО «Силовые машины», ОАО «ЭМАльянс», ОАО НПО «Сатурн», Уральский турбинный завод (УТЗ), ОАО «Атомэнергомаш», НОВАЭМ (Сибэнергомаш), ЗАО «РЭМКО» и др.

ОАО «Силовые машины» серийно выпускает ГТУ мощностью 160 МВт, с их исполь зованием построены и успешно эксплуатируются 8 энергоблоков теплофикационных ПГУ мощностью по 450 МВт. Развивается сотрудничество между ОАО «Силовые машины» и Siemens. Логичным развитием сотрудничества в рамках лицензионного соглашения по ГТУ SGT 5-200E мощностью 165 МВт в рамках СП «Интертурбо» стало приобретения у Siemens лицензии на производство, продажу и сервисное обслуживание газовой турбины SGT 5 4000F мощностью 285 МВт. Планируется запустить производство этих турбин на мощностях ОАО «Ленинградский металлический завод».

ОАО «ЭМАльянс» обладает технологией проектирования и изготовления котлов для крупных энергоблоков (мощностью до 1200 МВт) на сверхкритические параметры пара ( МПа, 565/565°С) и котлов-утилизаторов для парогазовых установок любой мощности. За ключено соглашение с мировым лидером в области разработки и производства котлов утилизаторов – американской компанией NOOTER/ERIKSEN на проектирование, изготовле ние, поставку и установку систем утилизации тепловой энергии на основе самых современ ных технологий.

ОАО «Атомэнергомаш» обладает технологией проектирования и изготовления котлов для крупных энергоблоков (мощностью до 800 МВт) на сверхкритические параметры пара и котлов-утилизаторов для парогазовых установок любой мощности, выпускаемых на основе соглашения с одним из мировых лидеров в области разработки и производства котлов утилизаторов голландской компанией КEM. (37.1) ЗАО «Уральский турбинный завод» - производитель паровых турбин. В настоящий момент номенклатура продукции завода представлена паровыми турбинами от 30 до МВт. В ближайшие годы ЗАО «УТЗ» планирует направлять инвестиции на модернизацию производственных мощностей для производства паровых турбин.

Исходя из требований энергетической безопасности российской электроэнергетики, осуществляется государственная поддержка отечественного энергетического машинострое ния. Приказом Минпромторга России 22 февраля 2011 г. № 206 утверждена «Стратегия раз вития энергомашиностроения Российской Федерации на 2010 - 2020 годы и на перспективу до 2030 года» (см. Приложение № 6);

реализуется подпрограмма «Развитие силовой электро техники и энергетического машиностроения на 2012-2016 годы» в составе федеральной це левой программы «Национальная технологическая база» (см. Приложение № 7). Речь идёт о реализации проектов создания и освоения технологий и оборудования (газовых турбин, кот лов ЦКС, энергоблоков с ССКП и др.) с участием ведущих отечественных компаний (ОАО «Силовые машины», ОАО «ЭМАльянс», НПО «Сатурн», ЗАО «УТЗ», ОАО «Атомэнерго маш» и др.). Предложения энергомашиностроительных заводов в Подпрограмму представ лены в Приложениях №№ 8-23.

Цель Стратегии: обеспечить максимально возможный уровень оснащения российской электроэнергетики отечественным энергетическим оборудованием, отвечающим современ ным технологическим, техническим, экономическим, экологическим и иным требованиям.

Для достижения этой цели должны быть решены следующие задачи:

• Промышленное освоение усовершенствованных газотурбинных установок и па рогазовых установок на природном газе с повышением их коэффициента полезного действия до 60 % и освоение ГТУ больших мощностей;

• Промышленное освоение передовых технологий производства котлов утилизаторов для ПГУ;

• Промышленное освоение производства котлов с циркулирующим кипящим слоем мощностью до 330 МВт;

• Продление межремонтного ресурса «горячих» деталей ГТУ до 30 тыс. ч для по вышения готовности и снижения затрат на капитальный ремонт;

• Промышленное применение ПГУ с внутрицикловой газификацией угля и КПД нетто на уровне 50 %.

• Промышленное освоение паросиловых угольных энергоблоков на параметры пара 30 МПа, 600-620° С.

С учетом перспектив развития энергомашиностроительного комплекса на период до 2020 года можно утверждать, что отечественные производители могут обеспечить реализа цию Подпрограммы модернизации ТЭС. Однако ключевым фактором, определяющим эко номическую эффективность реализации Подпрограммы, является стоимость энергетического оборудования.

Одним из важных направлений деятельности является локализация производства ино странного оборудования на территории Российской Федерации:

газовых турбин мощностью 77МВт на базе модели 6FA GE;

малых паровых турбин мощностью до 100 МВт для работы за ГТУ 6FA;

турбин и генераторов с числом оборотов 1500 в мин. по технологии ARABELLAETM для АЭС и ТЭС.

Реализация комплекса этих мер позволит, начиная с 2016 года, удовлетворять потреб ности электроэнергетики преимущественно отечественными энергомашиностроительными заводами.

3.1.4.4 Диагностика и ремонт оборудования и сооружений ТЭС По состоянию на 1 января 2010 г. свыше 40 организаций, объединяющие в своем со ставе десятки предприятий и фирм, осуществляют свою деятельность в сфере оказания ре монтных и сервисных услуг энергетическим компаниям на всей территории России.

В отрасли действует Комиссия Минэнерго РФ по осуществлению мониторинга прове дения организациями электроэнергетики ремонтов и технического состояния генерирующих объектов. По итогам ее работы сформулированы предложения (см. Приложение № 24д), ко торые в контексте Подпрограммы модернизации ТЭС направлены на:

воссоздание полноценной информационно-аналитической системы в электроэнер гетике страны;

создание единого отраслевого реестра ремонтных организаций;

создание крупных ремонтно-сервисных компаний, способных выполнять ком плексные капитальные и средние ремонты оборудования электростанций с гарантийным и послегарантийным техническим обслуживанием по прямым договорам с производителями оборудования;

восстановление утраченной компетенции собственного ремонтного персонала энергокомпаний для обеспечения возможностей осуществления определенных работ и услуг, таких как энергоаудит, сертификация, техническое обслуживание и освидетельствование оборудования, профилактика, ремонтные работы, инжиниринг и др. с обучением его совре менным методам выполнения работ с применением современных материалов и технологий, обеспечением объемами работ, усилением материально-технической базы и др.

3.1.4.5 Испытательные центры и стенды По состоянию на 1 января 2010 г. наиболее значимыми испытательными центрами и стендами являются: испытательный центр ВТИ, испытательный центр энергетического обо рудования НПО ЦКТИ, ОАО «Испытательный стенд Ивановской ГРЭС», испытательная ла боратория тепловых сетей ОАО «ВНИПИэнергопром», испытательный Центр теплоизоляци онных материалов и конструкций ОАО «Фирма Энергозащита».

В электроэнергетике назрела необходимость создания ряда государственных испыта тельных центров, обеспечивающих в соответствии с международными и отечественными критериями полный цикл испытаний энергетического и электротехнического оборудования, обладающих правом аккредитации испытательных центров на местах. Необходимо создать систему сертификации оборудования, используемого в электроэнергетике.

Для обеспечения Подпрограммы модернизации ТЭС представляется актуальным:

предусмотреть бюджетное финансирование работ по созданию ряда независимых государственных испытательных центров (например, в Центральном и Сибирском Феде ральных округах), обеспечивающих в соответствии с международными требованиями пол ный цикл испытаний энергетического и электротехнического оборудования, а также обла дающих правом аккредитации других испытательных центров.

оказать (при необходимости) государственную поддержку ранее существовавшим испытательным центрам с целью замены и модернизации физически изношенного испыта тельного оборудования и стендов, а также создания на территории России сети испытатель ных центров, специализирующихся на отдельных видах испытаний с участием государст венного капитала.

3.1.4.6 Кадровое обеспечение В связи с модернизацией энергетической отрасли одним из ключевых вопросов явля ется подготовка и трудоустройство специалистов. Для обеспечения Подпрограммы модерни зации ТЭС потребуются высококвалифицированные инженерные кадры. В настоящее время выпускники специализированных вузов и факультетов в 50 % случаев не работают по своей специальности;

из оставшихся в течение первых трех лет не менее половины находят дру гую, более высокооплачиваемую работу.

Стратегический приоритет кадровой политики Минэнерго России - формирование не обходимых условий и механизмов повышения эффективности профессионального образова ния.

Учебно-методическое объединение в области энергетики, в которое входят более университетов и институтов, возглавляет Московский энергетический институт (техниче ский университет).

Основные направления подготовки в МЭИ связаны с базовыми отраслями энергетики, такими как тепловая энергетика и теплотехника, электроэнергетика и электротехника, ядер ная энергетика и теплофизика, энергомашиностроение.

На сегодняшний день в МЭИ обучается более 14 тысяч студентов. Подготовка ведется по 26 энергетическим специальностям. Второй вуз России по числу энергетических специ альностей Санкт-Петербургский государственный политехнический университет, где их 20. Затем по числу специальностей следуют Ивановский и Казанский энергетические уни верситеты.


Корпоративный энергетический университет (КЭУ) единый координационный, ме тодический и информационный центр по обучению, развитию, оценке и подбору персонала.

КЭУ имеет разветвленную сеть региональных образовательных организаций, расположен ных во всех регионах РФ.

Корпоративный энергетический университет организован в целях профессиональной переподготовки и повышения квалификации персонала энергетических компаний в связи с необходимостью устранения наметившегося разрыва между современными требованиями к персоналу и уровнем профессиональной подготовки специалистов и рабочих отрасли.

В декабре 2010 года при поддержке Министерства энергетики Российской Федерации состоялась конференция «Кадровое обеспечение современной энергетики», основной целью которой явилась разработка подходов к решению проблем формирования кадрового потен циала и регулирования социально-трудовых отношений в энергетике.

Одним из пунктов решения конференции стало предложение о возврате к системе рас пределения выпускников, которые получили образование за счет государственного бюджета, и отработке ими на профильных предприятиях не менее трех лет, как это было ранее. Кроме того, решено активнее развивать систему договорных отношений по подготовке кадров меж ду высшими учебными заведениями и энергетическими предприятиями.

Наиболее важными проблемами кадрового обеспечения современной электроэнерге тики являются:

дефицит квалифицированных рабочих кадров, инженерно-технического персона ла и недостаточный уровень их профессионализма для работы в современных условиях;

серьезные проблемы в подготовке рабочих в системе начального профессиональ ного образования, отсутствие системной переподготовки кадров в части овладения новыми техноло гиями;

нехватка подготовленных специалистов среднего и высшего звена в области кад рового обеспечения ввода новой генерации, инновационного и инвестиционного менедж мента, управления проектами, маркетинга, энерготрейдинга, юридического обеспечения и других областей знаний, связанных с работой электроэнергетических компаний в условиях рынка;

повышение квалификации специалистов в области электроэнергетики.

В данной области накопилось большое количество проблем. Главная из них – сверх высокая величина штатного коэффициента в российской электроэнергетике, который на по рядок превышает таковой в США. Необходима постановка специальной работы по нормиро ванию штатного коэффициента в целом по электроэнергетике и по отдельным подотраслям (генерация, ЕНЭС, распределительные сети, ремонт, монтаж и т.д.). В свою очередь это свя зано с нормированием персонала по отдельным службам, категориям работников, требова ниями к ним, в частности, воссозданию института инженеров-энергетиков с изменением программ их подготовки в вузах, подготовки работников-техников и рабочих и т.д.

3.1.4.7 Нормативно-методическая база Реестр действующих в отрасли НТД насчитывает более 2000 документов. Однако, действующие нормативные документы не в полной мере учитывают сложившуюся структу ру электроэнергетики, а именно наличие независимых генерирующих, сетевых и сбытовых энергетических компаний. Представляется целесообразным в первоочередном порядке раз работать «Концепцию нормативного обеспечения функционирования и развития электро энергетики Российской Федерации», так как в составе отраслевых нормативных правовых документов в области электроэнергетики нет документа (сборника документов), регламенти рующего технологические и иные нормы функционирования и развития электроэнергетики России как единого технологического комплекса.

Приказом Минэнерго России от 02.04.2010 г. № 137 «О совершенствовании норма тивно-технических документов и принципов технического регулирования в электроэнерге тике» создана рабочая группа, руководитель которой утвердил «Перечень основных дейст вующих отраслевых нормативно-технических документов, устанавливающих требования к работе объектов электроэнергетики в составе электроэнергетической системы», также при веденный в Приложении № 45.

В разделе 4.5 изложена подробная информация о состоянии нормативно-правовой ба зе в отрасли и представлен перечень документов, требующих разработки и актуализации для обеспечения процесса модернизации электроэнергетики. Одним из первоочередных таких документов является «Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций» (взамен ВНТП-81).

3.1.5 Экологическая оценка последствий реализации подпрограммы Соблюдение экологических норм и требований является обязательным условием ус тойчивого развития отрасли, а экологическая оценка важным инструментом для учёта эко лого-экономических рисков и ограничений которые могут повлиять на выбор структуры, мощности и размещение источников энергии.

В рамках экологической оценки «Подпрограммы модернизации ТЭС» были рассмот рены три уровня экологических ограничений глобальный, региональный и локальный.

Глобальный уровень это ограничение выбросов парниковых газов. Региональный уровень это ограничения, которые вытекают из обязательств по международным соглашениям в области охраны окружающей среды. Локальный уровень это природоохранные требования, соблюдение которых обеспечивает сохранение природной среды, охрану животного мира и сохранение биоразнообразия в районе расположения объектов электроэнергетики. Кроме действующих природоохранных требований, рассмотрены экологические ограничения, свя занные с намечаемыми изменениями в природоохранном законодательстве страны, приняти ем новых обязательств в рамках международных конвенций и участия России в междуна родных организациях.

При проведении экологической оценки мы исходили из того, что при реализации Под программы будут соблюдаться основные принципы экологической политики энергопред приятий и технической политики в области экологии электроэнергетики, в том числе:

использование типовых технических и технологических мероприятий, направлен ных на обеспечение экологической безопасности объектов электроэнергетики;

дифференцированный подход к действующим и проектируемым объектам элек троэнергетики;

использование «наилучших доступных технологий» при строительстве новых и реконструкции действующих энергопредприятий;

сочетание общесистемных и технологических природоохранных мер.

При проведении экологической оценки было принято, что в период 2011-2020 гг.

вновь вводимые, прошедшие техническое перевооружение и реконструкцию ТЭС удовле творяют требованиям ГОСТа Р 50831-95 «Установки котельные. Тепломеханическое обору дование. Общие технические требования». Это означает, что все ТЭС, работающие на твер дом, жидком и газообразном топливах, будут обеспечены комплексом технологических ме тодов подавления окислов азота. Новые энергоблоки, сжигающие твердое топливо, будут оборудованы современными золоуловителями со степенью очистки дымовых газов на уров не не менее 98%, а в ряде регионов с повышенной антропогенной нагрузкой предусматрива ется оснащение их специальным серо- и азотоочистным оборудованием.

Результаты экологической оценки Подпрограммы свидетельствуют, что в период 2011-2020 гг. по отрасли в целом прогнозируется улучшение удельных показателей выбросов летучей золы, сернистого ангидрида и оксидов азота. Повышение экологической эффектив ности работы ТЭС обеспечивается за счет ввода нового более экономически эффективного оборудования, технического перевооружения и реконструкции действующих ТЭС, вывода из эксплуатации морально и физически устаревшего оборудования.

Выброс парниковых газов предприятиями отрасли в период 2011-2020 годы не превы сит уровня 1990 г. равного 788 млн т СО2 принятого за базовый.

Основные эколого-экономические риски для ТЭС связаны с экологическими ограни чениями, которые могут быть приняты РФ в рамках ратификации ряда международных кон венций по охране окружающей среды и протоколов к ним, а также правоприменения норм Федерального Закона «О внесении изменений в отдельные законодательные акты Россий ской Федерации (в части совершенствования системы нормирования на окружающую среду и введения мер экономического стимулирования хозяйствующих субъектов для внедрения наилучших технологий)». 7 октября 2011 года законопроект принят Государственной Думой в первом чтении. (2.24) Минприроды России, как основной разработчик этого закона, предполагает в качестве основы для установления технологических показателей НДТ взять данные соответствующих Европейских справочников BREF и адаптировать их к условиям России. Применительно к ТЭС таким документом является Европейский справочник (Reference Document on Best Available Techniques for Large Combustion Plants - BREF LCP) НДТ для крупных топливос жигаюших установок.

Правоприменения данного Закона могут существенно повлиять на деятельность энер гетических компаний, так как потребуют значительных инвестиций для достижения и обес печения технологических показателей, соответствующих НДТ.Проект федерального закона содержит административные и экономические меры по переходу на НДТ.

Административные меры включают в себя:

- с 2012 до 2014 года - разработку всей необходимой документации и подготовку соот ветствующих нормативных актов;

- с 2015 года вводится запрет на проектирование новых предприятий, не соответст вующих НДТ;

- с 2016 года вводится запрет на ввод в эксплуатацию новых объектов, чьи выбросы и сбросы не соответствуют НДТ, за исключением тех предприятий, которые проектировались до изменения законодательства;

- с 2021 года вводимые административные ограничения будут касаться существующих предприятий. При этом, если существующие предприятия до 2020 года начали программу модернизации, то им предоставляется ещё пятилетний период для её завершения.


Экономические меры по переходу на НДТ включают в себя:

- плата за негативное воздействие может быть полностью зачтена в счет затрат на эти мероприятия, а после внедрения НДТ ставка платы устанавливается равной нулю;

- возмещение затрат на уплату процентов по инвестиционным кредитам;

- отнесение платы в пределах норматива - к себестоимости, а за сверхнормативное воз действие – к прибыли предприятия;

- введение возможности применения ускоренной амортизации для оборудования, рабо тающего на принципах НДТ.

В целях стимулирования субъектов хозяйственной и иной деятельности к проведению мероприятий по снижению негативного воздействия на окружающую среду и внедрению наилучших доступных технологий при исчислении размера платы за негативное воздействие на окружающую среду к ставкам платы применяются стимулирующие коэффициенты.

В течение трех лет со дня вступления в силу законопроекта при исчислении размера платы за негативное воздействие на окружающую среду к ставкам платы применяются ко эффициенты (с 01.01.2013г.):

- 1 - за объемы (массы) выбросов, сбросов загрязняющих веществ в пределах нормати вов допустимых выбросов, сбросов загрязняющих веществ;

- 5 - за объемы (массы) выбросов, сбросов загрязняющих веществ в пределах временно разрешенных выбросов, сбросов загрязняющих веществ на период реализации плана меро приятий по охране окружающей среды;

- 25 - за объемы (массы) выбросов, сбросов загрязняющих веществ, превышающие ус тановленные разрешениями объемы (массы) выбросов, сбросов загрязняющих веществ.

По истечению 3 лет с момента вступления закона в силу при исчислении размера пла ты за негативное воздействие на окружающую среду к ставкам платы применяются следую щие коэффициенты (вводятся с 01.01.2016г.):

- 0 - за объемы (массы) выбросов, сбросов загрязняющих веществ в пределах техноло гических нормативов после реализации программы внедрения наилучших доступных техно логий;

- 1 - за объемы (массы) выбросов, сбросов загрязняющих веществ в пределах нормати вов допустимых выбросов, сбросов загрязняющих веществ;

- 25 - за объемы (массы) выбросов, сбросов загрязняющих веществ в пределах времен но разрешенных выбросов, сбросов загрязняющих веществ на период реализации преду смотренного плана мероприятий по охране окружающей среды, программы внедрения наи лучших доступных технологий (вместо 5, применяемых в настоящее время);

- 100 - за объемы (массы) выбросов, сбросов загрязняющих веществ, превышающие разрешенные объемы (массы) выбросов, сбросов загрязняющих веществ (вместо 25, приме няемых в настоящее время).

В настоящее время готовится проект нового Гётеборгского протокола к Конвенции «О трансграничном загрязнении воздуха на большие расстояния», действие которого будет рас пространяться на Европейскую территорию России. Протокол будет содержать экологиче ские требования по валовым и удельным выбросам NОx, SO2 и твёрдых частиц. Подписание и ратификация Протокола потребует дополнительных мер по газоочистке и/или внедрения более эффективных и, соответственно, более дорогостоящих природоохранных технологий.

Ниже в таблицах 3.1.22-3.1.27 и на рисунках 3.1.16-3.1.18 приведены сравнительные данные показателей удельных выбросов загрязняющих веществ содержащиеся в трех доку ментах:

Европейском справочнике (Reference Document on Best Available Techniques for Large Combustion Plants - BREF LCP), ГОСТе Р 50831-95 «Установки котельные. Тепломеханическое оборудование.

Общие технические требования»;

Проекте изменений в Гетеборгскогий протокол.

Таблица 3.1.22 Удельный выброс SO2 при сжигании твердого топлива, мг/м ГОСТ Предложения по изменению Тепловая НДТ (LCP) Р 50831-95* Гетеборгского протокола мощность, Технология Новое обору- Действующее Новое обору- Новое обору- Действующее МВт дование оборудование дование дование оборудование Пылевидное 400 уголь;

400 уголь;

200-400 200- сжигание 300 торф;

300 торф;

50- Сжигание в 200 биомасса 200 биомасса 150-400 150- кипящем слое 1200-1400** Пылевидное сжигание 100- Сжигание в кипящем слое Пылевидное 200 уголь;

250 уголь;

сжигание 300 торф;

300 торф;

200-249 100-200 100-250 950-1050** Сжигание в 200 биомасса 200 биомасса кипящем слое Пылевидное сжигание 250- Сжигание в кипящем слое Пылевидное 20-150 20-200 сжигание 300 Сжигание в 100-200 100-200 кипящем слое Примечание: * ГОСТ Р 50831-95 не устанавливает значения удельных выбросов SO2 для технологии сжига ния топлива в кипящем слое.

** Для первой цифры приведенное содержание серы Sпр 0,045 %кг/МДж и менее, для второй более 0,045 %кг/МДж Таблица 3.1.23 Удельный выброс SO2 при сжигании жидкого топлива, мг/м ГОСТ Предложения по изменению Ге Тепловая НДТ (LCP) Р 50831-95 теборгского протокола мощность, Новое оборудо- Действующее Новое обору- Новое оборудо- Действующее МВт вание оборудование дование вание оборудование 50-99 100-350 100-350 350 1200-1400** 100- 100-200 100-250 200 200-249 950-1050** 250- 150 300 50-150 50-200 (200 как вари- (1700 как ва ант) риант) Примечание: *Линейное уменьшение.

** Для первого числа приведенное содержание серы Sпр равно 0,045 %кг/МДж и менее, для второго более 0,045 %кг/МДж Таблица 3.1.24 Удельный выброс NОx при сжигании твердого топлива, мг/м ГОСТ Предложения по изменению Тепловая НДТ (LCP) Р 50831-95* Гетеборгского протокола мощность, Технология Новое обору- Действующее Новое обору- Новое обору- Действующее МВт дование оборудование дование дование оборудование 300 ка Пылевидное 300 камен 90-450 90- сжигание менный ный уголь;

уголь;

400 бурый 450 бурый 50- уголь;

Сжигание в 200-300 200-300 уголь;

250 торф, кипящем слое 250 торф, 300-470** биомасса биомасса Пылевидное 200 уголь;

90-200 90- 200 уголь, сжигание 250 торф, 100- торф, биомасса Сжигание в 100-200 100-200 биомасса кипящем слое Пылевидное 50-200 50- 150 уголь, 200 уголь, сжигание 300 300-350** торф, биомасса торф, биомасса Сжигание в 50-150 50- кипящем слое Примечание: * ГОСТ Р 50831-95 не устанавливает значения удельных выбросов NOx для технологии сжи гания топлива в кипящем слое.

** Первое значение для бурого угля, второе для каменного, шлакоудаление твердое для обеих значений.

Таблица 3.1.25 Удельный выброс NОx при сжигании жидкого топлива, мг/м Тепловая ГОСТ Предложения по изменению Ге НДТ (LCP) мощность, Р 50831-95 теборгского протокола МВт Новое оборудо- Действующее Новое обору- Новое оборудо- Действующее вание оборудование дование вание оборудование 50-99 150-250 150-300 300 100-300 150-200 150-250 150 300 50-150 50-200 100 Таблица 3.1.26 Удельный выброс NОx при сжигании газообразного топлива, мг/м Тепловая НДТ (LCP) ГОСТ Предложения по изменению Ге мощность, Р 50831-95* теборгского протокола МВт Новое оборудо- Действующее Новое оборудо- Новое оборудо- Действующее вание оборудование вание вание оборудование Газовые котлы 100 50-300 50-100 50- 200** 300** 100 300 50-100 50- 200** 300** ГТУ 50-300 20-50 50- 50 300 20-50 50- ПГУ без дожига в котле-утилизаторе 50-300 20-50 20- 50 300 20-50 20- ПГУ с дожигом в котле-утилизаторе 50-300 20-50 20-90 50 120** 300 20-50 20- 150-200*** Примечание: * ГОСТ Р 50831-95 не устанавливает значения удельных выбросов NOx для ГТУ и ПГУ.

** Другое газообразное топливо. Значения удельных выбросов при сжигании при родного газа звездочкой (*) не помечены.

*** В случае установок, эксплуатируемых менее 1500 часов в год, первая цифра для природного газа, вторая для другого газообразного топлива.

Таблица 3.1.27 Удельный выброс твердых частиц при сжигании твердого топлива, мг/м ГОСТ Предложения по изменению Гете Тепловая НДТ (LCP) Р 50831-95 боргского протокола мощность, Новое оборудо- Действующее Новое обору- Новое оборудо- Действующее МВт вание оборудование дование вание оборудование 20 уголь, 30 уголь, торф, 50-99 5-20 5- торф, биомасса биомасса 150* 25 уголь;

150-250** 20 уголь, 20 торф, био 250*** 100-300 5-20 5- торф, биомасса масса 10 уголь;

50* 20 уголь, торф, 20 торф, 300 5-20 5-20 50-150** биомасса 150*** биомасса Примечания: * Значение удельного выброса твердых частиц для топлива с приведенным со держанием золы Aпр менее 0,6 %кг/МДж.

** Диапазон значений удельного выброса твердых частиц для топлива с приве денным содержанием золы Aпр 0,6-2,5 %кг/МДж.

*** Значение удельного выброса твердых частиц для топлива с приведенным содержанием золы Aпр более 2,5 %кг/МДж.

Рисунок 3.1. Рисунок 3.1. Рисунок 3.1. Сравнительный анализ действующего российского законодательства (ГОСТ Р 50831 95), рекомендательных требований изложенных в справочнике НДТ для крупных топливос жигающих установок и проекта Гётеборгского протокола показал, что требования дейст вующего российского законодательства по выбросам твердых частиц сернистого ангидрида и окислов азота менее жесткие, чем рекомендательные требования НДТ и Гётеборгского про токола от 3 до 10 раз для угольных ТЭС, для ТЭС сжигающих газообразное топливо это от личие менее существенно для удельных выбросов NOx оно составляет от 1,2 до 2,5 раз.

Проект федерального закона № 584587-5 «О внесении изменений в отдельные законо дательные акты Российской Федерации в части совершенствования нормирования в области охраны окружающей среды и введения мер экономического стимулирования хозяйствующих субъектов для внедрения наилучших технологий» вызывает серьезную критику у энергети ков (НП «Совет производителей энергии») и Российского союза промышленников и пред принимателей (РСПП).

НП «Совет производителей энергии», который объединяет 70% энергогенерирующих компаний страны, выражает крайнюю озабоченность возможными последствиями для энер гокомпаний законопроекта и отмечает следующее:

необходимость использования НДТ при строительстве новых предприятий вполне оправдана и реализуема. Что касается подавляющего большинства предприятий, работаю щих на протяжении десятилетий на изношенном и устаревшем оборудовании, требования законопроекта создают серьезный риск войти в стадию банкротства, либо привести к росту себестоимости продукции;

увеличение платы за сверхнормативное воздействие по расчетам компаний членов НП «Совет производителей энергии» приведет к значительному росту тарифов на электро- и теплоэнергию для конечного потребителя не менее 30% по разным регионам страны. При этом необходимо учитывать, что модернизация предприятий электроэнергети ки, которую призваны стимулировать штрафные санкции, потребует дополнительных средств, которые также будут заложены в тарифе для конечного потребителя. Искусственное ограничение роста тарифов для населения во избежание социальной напряженности приве дет к росту финансовой нагрузки на промышленные предприятия и росту цен на продукцию народного потребления.

НП «Совет производителей энергии» считает целесообразным доработать законопро ект в части категорирования объектов, определения критериев отнесения технологий к НДТ, сроков разработки справочников и введения повышающих коэффициентов к платам за нега тивное воздействие, процедур получения экспертиз.

По мнению отраслевого бизнес сообщества целесообразно принять действительно стимулирующие меры для компаний, внедряющих экологически эффективные технологии – использование механизма федеральных целевых программ, субсидирования процентных ста вок и прочих для целей модернизации, налоговые послабления.

Форсированное принятие законопроекта может не только оказать заметное влияние на социальную ситуацию в стране, подорвать финансовое состояние предприятий энергетики, но и не привести к снижению негативного воздействия на окружающую среду.

Позиция РСПП по проекту данного закона следующая: необходима тщательная дора ботка его текста в целях устранения всех его недостатков, выработка понятной, прозрачной и выполнимой последовательности введения его положений в силу, проведение серии общест венных обсуждений и финансово-экономической экспертизы проекта для определения ре альных затрат государства и субъектов экономической деятельности на достижение его це лей.

Учитывая, что в течение 2012-2014 гг.предполагается разработка 13 Постановлений Правительства Российской Федерации и 11 приказов Минприроды России в целях право применения указанного закона, представляется актуальным выполнить комплекс работ по разработке нормативно-методических документов по наилучшим доступным технологиям для ТЭС России, включая:

1. разработку методологии идентификации НДТ в электроэнергетике России.

2. разработку, согласование и апробацию проектов Постановлений Правительства Рос сийской Федерации и совместных приказов Минприроды и Минэнерго России по ор ганизационным и финансово- экономическим механизмам стимулирования внедрения НДТ в электроэнергетике России.

3. разработку справочного документа «НДТ для ТЭС России».

4. разработку реестра «НДТ для новых и действующих ТЭС России».

3.2 Подпрограмма «Модернизация гидроэнергетического комплекса на период до 2020 года»

Паспорт подпрограммы «Модернизация гидроэнергетического комплекса на период до 2020 года»

Ответственный исполнитель ОАО «РусГидро»;

подпрограммы ОАО «ЭНИН»

Соисполнители подпрограммы Мероприятия по модернизации (техническому перевооружению) действующих ГЭС:

ОАО «ТГК-1»;

ОАО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго»;

ОАО «Башкирэнерго»;

ОАО «Иркутскэнерго»;

ОАО «Красноярская ГЭС»;

ОАО «Норильско-Таймырская ЭК»;

ОАО «Генерирующая компания»

Программно-целевые Программа комплексной модернизации генерирующих объектов инструменты подпрограммы группы ОАО «РусГидро» на период 2011-2025 гг.;

Инвестиционные программы энергокомпаний;

Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2030 года, одобренная на заседании Правительства Российской Федерации 03.06.2010 года;

Схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2011-2017 гг. Утверждена приказом Минэнерго России № 380 от 29.08.2011 г.

Цели подпрограммы Модернизация и замена устаревшего и изношенного оборудования ГЭС Задачи подпрограммы Мероприятия, реализуемые в рамках подпрограммы, позволят повысить надежность и безопасность эксплуатации ГЭС;

увеличить мощность и выработку ГЭС;

обеспечить значительное обновление парка оборудования;

снизить эксплуатационные затраты на ГЭС.

Целевые индикаторы, Ввод в эксплуатацию дополнительных генерирующих мощностей показатели и ожидаемые в объеме 7,9 ГВт к 2020 г., в т.ч. – за счет реконструкции результаты подпрограммы действующих ГЭС – 0,9 ГВт, на строящихся ГЭС – 5,1 ГВт, на ГЭС-новостройках – 1,9 ГВт.

Прирост годовой выработки электроэнергии к 2020 г. – 22,3 ТВт·ч, в т.ч. за счет реконструкции действующих ГЭС – 1,87 ТВт·ч, на строящихся ГЭС – 15,3 ТВт·ч, на ГЭС/ГАЭС новостройках – 5,1 ТВт·ч.

Средний по всему парку гидрогенерирующего оборудования физический износ к 2020 г. снизится по отношению к 2010 г.: по турбинам – на 27 %, по генераторам – на 10 %.

Первый этап 2011-2015 гг.;

Этапы и сроки реализации подпрограммы Второй этап 2016-2020 гг.

Всего 552 в том числе на:

Объемы капитальных вложений в реализацию модернизацию ГЭС 288;

подпрограммы, млрд руб. строящиеся и новые ГЭС/ГАЭС – 264.

3.2.1 Основные показатели гидроэнергетического комплекса на 01.01.2010 и целевые показатели (индикаторы) модернизации генерирующих мощностей на ГЭС до 2020 г.

На 1 января 2010 г. гидроэнергетический комплекс России — это 86 гидроэлектростанций (кроме малых ГЭС) с 456 гидроагрегатами общей установленной мощностью 46,7 млн кВт и среднемноголетней проектной выработкой электроэнергии 180 млрд кВт·ч. Из них станции с единичной мощностью 1 млн кВт и выше: 12 гидроэлектростанций, 150 гидроагрегатов, суммарная установленная мощность 29 млн кВт.

Распределение действующих ГЭС России по установленной мощности, единичной мощности гидроагрегатов и генерирующим энергетическим компаниям приведено в таблицах 3.2.1 и 3.2.2.

Таблица 3.2.1 Распределение действующих ГЭС России по установленной мощности и единичной мощности гидроагрегатов (без малых ГЭС) Количество ГЭС/агрегатов Суммарная мощность Показатели шт. МВт % % по установленной мощности ГЭС менее 100 МВт 43 50 2117 от 100 МВт до 500 МВт 23 27 5024 от 500 МВт до 1000 МВт 8 9 5670 от 1000 МВт до 2000 МВт 5 6 6158 от 2000 МВт до 3000 МВт 3 3 6933 от 3000 МВт до 4000 МВт 1 1 3840 от 4000 МВт до 5000 МВт 1 1 4530 свыше 5000 МВт 2 2 12400 всего 86 100 46672 по единичной мощности агрегатов менее 10 МВт 37 8 250 от 10 МВт до 50 МВт 174 38 4910 от 50 МВт до 100 МВт 105 23 7499 от 100 МВт до 200 МВт 68 15 8903 от 200 МВт до 300 МВт 44 10 10700 свыше 300 МВт 28 6 14410 всего 456 100 46672 Структура установленной мощности ГЭС России с учетом Загорской ГАЭС по энергокомпаниям представлена на рис. 3.2.1.

В структуре установленных мощностей наибольшую долю (53 %) занимает ОАО «РусГидро» с установленной мощностью по состоянию на 01.01.2011 - 26,07 ГВт.

Таблица 3.2.2 Распределение действующих ГЭС России по генерирующим энергетическим компаниям (без малых ГЭС) Генерирующие компании Число ГЭС, Суммарная Число агрегатов, шт. установленная шт.

мощность, млн кВт ОАО «РусГидро» 35 26,1 ОАО «ТГК-1» 33 2,9 ОАО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго» 4 0,3 ОАО «Иркутскэнерго» 3 9,0 ОАО «Красноярская ГЭС» 1 6,0 ОАО «Генерирующая компания» 1 1,2 Прочие компании 10 2,4 86 47,9 Итого 5% 3% 13% 53% 19% 1% 6% ОАО "РусГидро" ОАО "ТГК-1" ОАО "ТГК-8" Иркутскэнерго ОАО "Красноярская ГЭС" ОАО "Генерирующая компания" Прочие компании Рисунок 3.2.1 Структура установленной мощности ГЭС по энергокомпаниям России 6% 4% 11% 13% 12% 50% 4% - ОЭС Северо-Запада - ОЭС Центра - ОЭС Средней Волги - ОЭС Юга - ОЭС Урала - ОЭС Сибири - ОЭС Востока и изолированные районы Рисунок 3.2.2 Структура установленной мощности ГЭС по ОЭС России Из рисунка 3.2.2 видно, что наибольшая доля (50 %) установленной мощности ГЭС находится в ОЭС Сибири.

На 1 января 2010 г. 144 гидроагрегата на 53 гидроэлектростанциях достигли 40-летнего нормативного рубежа эксплуатации. К 2020 г. почти 50 % имеющихся мощностей будут эксплуатироваться свыше нормативного срока (таблица 3.2.3).

Таблица 3.2.3 Сводные данные о возрастной структуре гидросилового оборудования действующих ГЭС на 01.01. Агрегаты со сроком Число агрегатов Суммарная мощность агрегатов службы шт. МВт % % до 30 лет 252 55 27901 от 31 до 40 лет 60 13 9150 от 41 до 50 лет 56 12 5316 от 51 до 60 лет 70 15 3862 от 61 до 70 лет 9 2 292 свыше 70 лет 9 2 151 всего 456 100 46672 Распределением возрастной структуры гидросилового оборудования ГЭС по региональным энергосистемам приведено в Приложении № 27.

Сводные данные о снижении физического износа гидросилового оборудования действующих ГЭС в результате реализации мероприятий подпрограммы приведены в таблице 3.2.4.

Таблица 3.2.4 Средний срок эксплуатации оборудования действующих ГЭС на 31.12.2020 с учетом и без учета реализации мероприятий подпрограммы (без малых, восстанавливаемых и строящихся ГЭС) Гидросиловое Средний срок эксплуатации оборудования (рассчитан по числу агрегатов), оборудование лет на 01.01.2010 на 31.12.2020 без учета на 31.12.2020 после мероприятий выполнения мероприятий Турбины 33 43 Генераторы 30 40 Подробные данные о возрастной структуре гидросилового оборудования (турбины, генераторы) действующих ГЭС на расчетном этапе 2020 г. при отсутствии и после выполнения предлагаемых мероприятий приведены в Приложении № 28.

В качестве показателей реализации подпрограммы для действующих ГЭС на 2020 г. по отношению к уровню 2010 г. установлены следующие:

приросты установленной мощности (в результате увеличения единичной мощности и перемаркировки агрегатов) (таблица 3.2.5);



Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 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.