За последние 150 лет энергетика мира выросла в 35 раз и прошла три этапа развития так, что длительность этапов последовательно уменьшалась (70, 50 и 30 лет), удваивались цены на топливо и замедлялся рост энергопотребления (в 4,8, 4,2 и 1,6 раза), а в конце каждого этапа наблюдался кризисный спад спроса на энергию (Рисунок 1.1).
Примечание: т н.э. - тонна нефтяного эквивалента = 41,868 ГДж
Текущее замедление глобального энергопотребления говорит о том, что мировая энергетика находится в очередной переходной точке. Анализ полученных в Прогнозе результатов укрепляет мнение о наступлении следующего (четвертого) этапа развития мировой энергетики, характеризующегося умеренным ростом энергопотребления.
2. Понятие о техническом уровне энергетики и теплоэнергетики
Технический уровень современной энергетики характеризуется способностью его генерирующих объектов (ТЭС, ТЭЦ, АЭС, ГЭС и др. электростанций) и электрических сетей обеспечить потребителей в любой момент времени требуемым количеством электрической и тепловой энергии, требуемого качества (нормированных частоты и напряжения для электроэнергии и требуемых температуры и давления для сетевой воды и пара различных технологических потребителей) при обеспечении высокой экономичности, надежности производства и максимальной безопасности работы оборудования с минимальным вредным влиянием на население и окружающую среду.
Потребителю необходима не электрическая и тепловая энергия вообще, а вполне определенного качества. Комплекс единой энергетической системы (ЕЭС) России включает в себя около 600 тепловых и более 100 гидроэлектростанций. Ни один из видов источников генерации энергии не является универсальным в том смысле, что он готов работать экономично и надежно в любых режимах и условиях. Например, гидротурбины ГЭС способны быстро изменять свою нагрузку, но вынуждены работать при максимальной и постоянной нагрузке весной (при переполняемых паводковыми водами водохранилищах). Энергоблоки АЭС не могут разгружаться без резкого снижения экономичности и надежности ниже 50-60% номинальной мощности. Автономные ГТУ способны быстро и сравнительно безопасно для себя изменять электрическую нагрузку, но не должны длительное время работать из-за сравнительно низкой экономичности. ТЭЦ способны участвовать в регулировании электрической нагрузки лишь в узком диапазоне, так как во многих случаях эта нагрузка определяется требованиями потребителей тепловой энергии. Мощные паротурбинные энергоблоки не могут работать с частыми и быстрыми остановками без появления трещин в основных термонапряженных деталях. Таким образом, высокий технический уровень энергетики может быть обеспечен только при оптимальной структуре генерирующих мощностей: в энергосистемах должны быть и АЭС, вырабатывающие дешевую электроэнергию, но имеющие ограничения по диапазону и скорости изменения нагрузки, и ТЭЦ, отпускающие тепло и электроэнергию, количество которой зависит от тепловых потребностей, и мощные паротурбинные энергоблоки, и мобильные автономные ГТУ, покрывающие кратковременные пики нагрузки в утренние и вечерние часы.
|
|
Основным показателем технического уровня ТЭС и АЭС является экономичность. Связано это с тем, что в эксплуатационных издержках при производстве на ТЭС электрической и тепловой энергии стоимость топлива составляет до 70—75 %, т.е. она является определяющей. Любые неполадки, вынужденные простои оборудования, технические ограничения мощности, старение и аварии сразу же сказываются на экономичности теплоэнергетических объектов, и поэтому ее уровень объективно отражает и технический уровень теплоэнергетики.
|
|
Установленная мощность всех электростанций России на 01.01.2017 г. составила 236,34 млн. кВт, а мощность АЭС (по данным концерна «Росэнергоатом») — 21,24 млн. кВт. Установленная мощность ТЭС составляет почти 2/3 суммарной установленной мощности, доля ГЭС — 21%, а доля АЭС — более 10 % (таблица 1).
Структура установленной мощности ТЭС ЕЭС России:
энергоблоки -43,67 %
КЭС - 1,79 %
ГТУ - 3,82 %
ПГУ - 13,48 %
ТЭЦ -36,76 %
Прочее - 0,46 %.
На 01.01. 2017 г. выработка электроэнергии составила 1048,5 млрд. кВт×ч, (потребление – 1026,9млрд.кВт×ч), в том числе:
На ТЭС – 58,6 %;
ГЭС – 17%;
АЭС – 18,7%;
ВЭС – 4,77×10-4 %;
СЭС – 6,84×10-3 %.
Выработка электростанциями промышленных предприятий:
5,68%,
в том числе:
ТЭС – 5,66 %,
АЭС - 0,02 %.
Введены новые мощности, а также мощности модернизируемого действующего оборудования суммарно 4600,4 МВт, выведено из эксплуатации генерирующее оборудование мощностью 3752,7 МВт.
Сегодня технический уровень оборудования, установленного на ТЭС России, существенно ниже современного, и последствия этого выражаются, прежде всего, в значительном пережогетоплива и соответственно в ухудшенных экономических показателяхТЭС.
|
|
Первой и главной причиной технического отставания является моральное старение работающего оборудования. Достаточно сказать, что головныеобразцы паровых турбин типов Т-100-12,8,К-200-12,8, составляющие основу генерирующих теплоэнергетических мощностей, были изготовлены на рубеже 50-60-х годов прошлого столетия. Их проектирование началось сразу же после ВеликойОтечественной войны. Уровень проектирования и изготовления в те годы значительно отличался от современного. Хотя рядтурбин этого типа модернизирован, их технический уровень в принципе не может соответствовать современному.
Второй причиной низкого технического уровня оборудования является физическое старение из-за его длительной работы. Хотя при капитальных ремонтах происходит полное восстановление работоспособности оборудования, в процессе длительной работы возникает больший или меньший износ элементов турбины и вспомогательногооборудования. Возникает все больше отказов элементов энергетического оборудования, ухудшаются характеристики их надежности. Вконечном счете это приводит к уменьшению абсолютного КПД ТЭС иТЭЦ в зависимости от срока службы на 1...2 % (абс.).
Третья причина - это устаревшая структура генерирующих мощностей с преобладанием установок относительно малой мощности наотносительно низкие параметры пара с большим расходом топлива насобственные нужды, отсутствие современных парогазовых технологий, использующих природный газ и твердое топливо, преобладание доли базовых мощностей, затрудняющих рациональное покрытие переменной части графика нагрузок.
Необходимо отметить, что наш машиностроительный комплекс не отвечает требованиям сегодняшнего дня: практически нет газовых турбин большой мощности (свыше 150 МВт), по сути отсутствуют паровые котлы, конкурентоспособные с зарубежными по производительности и экологии; практически все электротехническое оборудование для «умных сетей» мы закупаем за границей. За последние 15-20 лет нет существенных сдвигов в отечественном машиностроении.
Но низкая эффективность не только в этом. Отсутствие реальной управляемости подрывает устои отечественной энергетики. Речь идет о централизованном теплоснабжении. Износ в сетях приводит к большим тепловым потерям — более 16%. Выработанная на источниках генерации тепловая энергия не доходит до потребителя в необходимом объеме. Потребитель для решения этой задачи переходит на строительство собственных котельных, уходя от централизованного теплоснабжения. В этом случае снижается выработка электроэнергии на тепловом потреблении. Оборудование становится не полностью загруженным, продажа тепла и электроэнергии на источнике сокращается, что приводит к росту тарифов, так как на потребителя, который остался закрепленным к источнику, «весят» все установленное оборудование.
Следует отметить, что за последние 20 лет к старым проблемам в энергетике (износ энергетического оборудования, громадные потери в тепловых и электрических сетях, неэффективное использование топлива) добавились новые. Это снижение надежности за счет потери единого ответственного в лице энергосистемы, куда входила и генерация, и передача тепла и электроэнергии; резкий рост использования зарубежного оборудования (зачастую не имеющего спроса в собственных странах по причине устаревших технологий и серьезного вовлечения в энергетику возобновляемой энергии); отсутствие опыта работы существующей энергосистемы в принципиально новых условиях хозяйствования и управления.