Программа модернизации отрасли электроэнергетики

Потребность в установленной мощности на территории ОЭС определяется суммой максимума нагрузки, нормируемого расчетного резерва мощности, сальдо экспорта-импорта мощности и ограничений на использование мощности всех типов электростанций в период максимума нагрузки в осенне-зимний период (условно рабочий день последней недели декабря каждого года прогнозируемого периода) для условий среднемноголетней температуры.

Среди перечисленных факторов, определяющих потребность в установленной мощности электростанций, основным является годовой максимум нагрузки. Для ОЭС европейской части страны и ОЭС Сибири, работающих параллельно, совмещенный максимум определяется суммой нагрузок ОЭС в час совмещенного годового максимума нагрузки ЕЭС России, а для ОЭС Востока и изолированных районов – их собственными годовыми максимумами нагрузки.

Максимальная нагрузка ЕЭС России в 2010 году зафиксирована 17 декабря в размере 150, 0 млн кВт. Максимум нагрузки в зоне централизованного электроснабжения России в 2010 году оценивается в размере 153, 0 млн кВт.

Величина совмещенного максимума нагрузки ОЭС существенно зависит

от режима электропотребления на соответствующей территории, а также от степени совмещения максимумов нагрузки отдельных ОЭС в час прохождения годового максимума нагрузки ЕЭС России. В целом за период до 2030 года ожидается уплотнение режимов электропотребления за счёт более интенсивного производства в летнее, а также в вечернее и ночное время.

В соответствии с Генеральной схемой к 2015 году максимальная нагрузка в зоне централизованного электроснабжения России составит

порядка 170 и 174 млн кВт для базового и максимального вариантов соответственно. Среднегодовой прирост значений максимума нагрузки за период 2010-2015 годы составит соответственно - 1, 7 – 2, 2%%.

В период 2016 – 2020 годы рост максимума нагрузки будет происходить более высокими темпами, что соответствует темпам прироста спроса на электроэнергию. К 2020 году значения максимальной нагрузки в зоне централизованного электроснабжения России ожидаются на уровне 194 и 208 млн кВт или 2, 7 и 3, 6%% среднегодового прироста соответственно для базового и максимального вариантов электропотребления.

В период 2021 – 2030 годы среднегодовые приросты максимумов нагрузки ожидаются в меньших размерах, что обусловлено в том числе широкомасштабнымвнедрением мероприятий по энергосбережению и энергоэффективности в производстве и потреблении электроэнергии. Максимальная электрическая нагрузка в зоне централизованного электроснабжения России в 2030 году ожидается на уровне 232 – 276 млн кВт соответственно для базового и максимального вариантов электропотребления.

В целом за период 2010 – 2030 годы. среднегодовые приросты нагрузки в зоне централизованного электроснабжения оцениваются в размере порядка 2, 0 и 2, 9%% соответственно для базового и максимального вариантов электропотребления.

Значительное влияние на потребность в установленной мощности

электростанций оказывает величина резерва мощности, необходимого для

обеспечения надежности функционирования ОЭС и ЕЭС России. Величины

нормируемого расчетного резерва мощности в период до 2030 года по ОЭС России определены в соответствии с Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем, утвержденными приказом Минэнерго России от 30.06.2003 № 281, и составляют от максимума нагрузки:

- по европейской секции ЕЭС России – 17%,

- по ОЭС Сибири – 12%,

- по ОЭС Востока – 22%.

Суммарный резерв европейской секции ЕЭС России распределяется

по входящим в ее состав объединенным энергосистемам в следующих долях:

ОЭС Северо-Запада – 0, 15

ОЭС Центра – 0, 32

ОЭС Юга – 0, 10

ОЭС Средней Волги – 0, 11

ОЭС Урала – 0, 32.

Абсолютная величина резерва мощности в зоне централизованного

электроснабжения России в целом в 2015 году оценивается в размере 28, 2-48

28, 9 млн кВт и в 2030 году увеличивается до 38, 3-45, 2 млн кВт соответственно для базового и максимального вариантов электропотребления.

Предлагаемые в настоящих Сценарных условиях мероприятия по развитию генерирующих мощностей базируются на материалах Генеральной схемы с учетом принятых Правительством Российской Федерации уточнений по перечню объектов, на которых будет осуществляться поставка мощности по договорам на предоставление мощности (распоряжения Правительства Российской Федерации от 11.08.2010 № 1334-р и от 05.10.2010 № 1685-р), а также ожидаемых объемов ввода генерирующих мощностей в 2011 году и инвестиционной программы на 2012-2014 годы.

Поставленные Президентом и Правительством Российской Федерации задачи повышения эффективности работы электроэнергетики определили принятые в Генеральной схеме подходы и направления реконструкции и обновления генерирующего оборудования электрических станций. Генеральная схема предусматривает следующие направления демонтажа и технического перевооружения электростанций по типам генерации, не зависящие от рассматриваемых вариантов роста электропотребления:

Тепловые электростанции. Технически по тепловым электростанциям может быть обеспечено практически непрерывное продление сроков эксплуатации за счет замены отдельных узлов и элементов оборудования. Однако экономически это мероприятие для ТЭС на угле и газе с разными начальными параметрами пара и типами оборудования далеко не всегда эффективно.

Расчеты по оптимизации структуры генерирующих мощностей, проведенные в рамках разработки Генеральной схемы, показали целесообразность вывода из эксплуатации оборудования электростанций на газе на параметры пара 9 МПа и ниже. Однако для принятия окончательных решений по выводу из эксплуатации неэффективного оборудования требуется детальная проработка возможности обеспечения электрических режимов в местах нагрузки (энергоузлах) и покрытия тепловой нагрузки после демонтажа теплофикационного турбинного оборудования на параметры пара 9 МПа и ниже.

Вместе с тем приказом Минэнерго России от 07.09.2010 № 430 определены критерии технических характеристик (параметров) генерирующего оборудования для участия в конкурентном отборе мощности; предполагается, что в дальнейшем, по мере развития рынка мощности, критерии отбора могут ужесточаться с целью обеспечения повышения эффективности функционирования электроэнергетики.

В Генеральной схеме объем демонтажа генерирующего оборудования в период до 2020 года учтен в соответствии с поступившими от энергетических компаний предложений с учетом проведенной оптимизации структуры установленной мощности. До 2020 года принято к демонтажу 12, 2 млн кВт.

За 2020 годом объем демонтажа определен исходя из технико-экономических оценок целесообразности замены неэффективного оборудования и целевых установок по выводу из эксплуатации ПСУ на газе с высокими удельными расходами топлива.

В частности, в период 2021—2030 годов:

- 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. Замена генерирующей

мощности демонтируемого оборудования осуществляется как на действующих площадках, так и за счет установки оборудования на новых площадках. Всего в период 2021—2030 гг. принято к демонтажу 0, 9 млн кВт теплофикационного оборудования и 0, 5 млн кВт конденсационного оборудования на газе с параметрами пара 9 МПа и ниже;

- рекомендуется к демонтажу и замене около 80% оставшегося в эксплуатации конденсационного (6, 6 млн кВт), а также более 30 % теплофикационного оборудования (9, 9 млн кВт), работающего на газе, с начальными параметрами пара 13 МПа;

- рекомендуются к замене не менее 50 % газовых конденсационных и

теплофикационных энергоблоков с начальными параметрами пара 240 МПа

единичной мощностью 250 МВт и выше в суммарном объеме 17, 8 млн кВт.

В рассматриваемый период рекомендовано продление сроков эксплуатации действующего оборудования на угле во всех районах. Это связано с большей эффективностью продления сроков эксплуатации, чем замены на новые блоки всех типов оборудования на угле. Эффективность продления определяется как большой капиталоемкостью оборудования на угле, так и меньшей разницей в КПД новых и действующих энергоблоков.

Таким образом, суммарный объем, рекомендуемый Генеральной схемой к выводу из эксплуатации в период 2010-2030 годы независимо от варианта

прогнозируемого электропотребления, составляет 67, 7 млн кВт, в том числе на АЭС 16, 5 млн кВт и на ТЭС  – 51, 2 млн кВт (таблица 1.3).

Таблица 1.3

Рекомендации по демонтажу оборудования в период 2010-2030 годы для базового и максимального вариантов электропотребления, млн кВт

	2010-2015 годы	2016-2020 годы	2012-2025 годы	2026-2030 годы	2010-2030 годы
Всего по зоне централизованного электроснабжения, в т.ч.:	7, 7	9, 6	23, 3	27, 1	67, 7
АЭС	0, 2	3, 8	4, 6	7, 9	16, 5
ТЭС	7, 5	5, 8	18, 7	19, 2	51, 2

 

Вместе с тем в Генеральной схеме отмечается, что предложенный объем

демонтажа генерирующего оборудования не обеспечивает активное обновление мощности на ТЭС. При благоприятных условиях развития электроэнергетики (значительный приток инвестиций в отрасль, большой ежегодный объем ввода мощности на электростанциях и др.) объем демонтажа генерирующего оборудования на ТЭС должен быть удвоен и доведен до 101, 8 млн кВт. В этом варианте рекомендуется демонтаж всего оборудования ТЭС сроком службы старше 50 лет, прежде всего работающих на газе с начальными параметрами пара 9 МПа и ниже.

Для обеспечения замещения демонтируемого оборудования в варианте

активного обновления электроэнергетики дополнительно к рекомендуемым

Генеральной схемой объемам ввода генерирующих мощностей на ТЭС в базовом и максимальном вариантах электропотребления потребуется ввод мощности в размерепорядка 10 млн кВт в период до 2020 года и 41, 6 млн кВт – в период 2021—2030 годы.

Замену выводимого из эксплуатации оборудования рекомендуется проводить на новых или действующих площадках, с заменой паросилового конденсационного оборудования крупными экономичными ПГУ единичной мощностью 800, 500 и 400 МВт, а теплофикационных ПСУ – на ПГУ-ТЭЦ и ГТУ-ТЭЦ включая, при необходимости, распределенные когенерационные

установки малой мощности. В период после 2021 года при замене оборудования, работающего на угле, предполагается использование технологии газификации твердого топлива.

   Технический прогресс создает новые виды средств труда, совершен­ствует действующие, т. е. расширяет возможности основных фондов. Значит, технический прогресс — основное направление повышения фондоотдачи. Именно технический прогресс органически связан с вложением капитальных средств и определяет возможности увеличения эффективности их использо-

вания. Технический прогресс создает новые средства труда, но после их создания и внедрения необходима их рациональная эксплуатация как экстенсивная, так и интенсивная. Эффективность использования созданных основных фондов зависит от качества управления ими, ко­торое обусловлено комплексом организационно-технических мероп­риятий по совершенствованию работы не только собственно основных фондов, но и производства в целом.

 

 

⇐ Предыдущая123456789Следующая ⇒

Поделиться: