Развитие системы управления в теплоэнергетической отраслью в регионе
 Скачать 1.42 Mb.
|
|
Структура работы. Диссертация состоит из трех глав, 9 параграфов, 12 рисунков, 15 таблиц. 12 1 Теория развития энергетики как отрасли 1.1 История развития энергетики в России как в отрасли Сегодня потребность РФ в электроэнергии удовлетворяют электростанции, суммарной мощностью превышающие 215 млн. кВт. Свыше 20% составляют ГЭС, более 10% – АЭС и почти 70% – тепловые электростанции (ТЭС), работающие в основном на природном газе (63%) и твёрдом топливе (28%). В структуре отечественной энергетики значительное место занимают ТЭС на сверхкритические параметры пара с энергоблоками мощностью 250, 300, 500, 800 и 1200 мВт. Нужное количество электроэнергии определяется потребностью экономического сектора, включая и социальную его составляющую. В настоящее время эти потребности по секторам экономики распределяются примерно следующим образом: промышленность – 33%; коммунальный сектор – 37%; транспорт – 19%; сельское хозяйство – 3%; не топливные нужды – 8%. Главная задача состоит в том, чтобы, расходуя меньше энергии, получать более высокий результат и производительность. Есть несколько путей решения задачи: повышение эффективности использования первичных источников энергии, то есть увеличение КПД преобразования энергии; снижение прямых потерь на всех этапах; переход на менее энергоёмкие технологии; использование более эффективного оборудования при потреблении энергии. Электроэнергетика как отрасль промышленности берет свое начало в России в конце XIX в. Сначала электроэнергию добывали с помощью электрохимических источников (батарей), позже появились генераторы, которые начинали свое движение с помощью паровых поршней либо гидравлическими двигателями. На электростанциях малой мощности применялись двигатели внутреннего сгорания. Самым распространенным видам топлива были мазут и уголь. Электростанции возводились для обеспечения энергией объектов промышленных предприятий, и работали в 13 разных подстанциях друг от друга. Электроэнергия передавалась на малой протяжённости: электростанции соединялись с заводами линиями длиной не более 1–2 км. К тому же приходились использовать невысокие значения напряжения. Случаи передачи напряжения выше 10 кВ в России носили разовый характер (к 1913 г. длина таких высоковольтных линий составляла 109 км). [1] Не существовало общих стандартов передачи энергии по электрическим сетям: применялись постоянный, однофазный переменный, трехфазный переменный ток; частоты и напряжения в сетях различались. С 1890-х гг. появились центральные электростанции, дававшие освещение и транспорт в крупных городах. Самая большая из электростанций России до первой мировой войны была Московская тепловая электростанция (ТЭС мощностью 58 МВт). К 1913 году общая мощность электростанций России была равна 1,1 тыс. кВт, выработка электроэнергии — примерно 2 млрд. кВт. час, что является показателям одного энергоблока нынешний крупной электростанции. За время Первой мировой и Гражданской войны электроэнергетическое комплексы были частично разрушены. Важным этапом становления энергетики стал план ГОЭЛРО — государственный план электрификации России. В его сформированном виде в 1921 году план ГОЭЛРО выходил за рамки электроэнергетики и являлся комплексным стратегическим планом развития экономики страны на базе ее электрификации. План делился на несколько частей: Программа 1 — использование и реконструкция имеющихся электростанций; Программа 2 — строительство новых электростанций; Программа 3 — развитие экономики на основе электрификации на перспективу 10— 15 лет. [2] Главными принципами стратегии ГОЭЛРО являлись: объединение производства электроэнергии на крупнейших станциях с единым энергоснабжения потребителей; согласование строительства мощностей с развитием экономики данного региона; развитие электрических сетей; создание крупных энергосистем. Как говорилась ранее, станции чаще всего, были 14 расположены в непосредственной близости с потребителями, то в плане ГОЭЛРО строительство велось в крупнейших месторождениях источников энергии (топлива, лучших створов рек). Все станция строились для энергоснабжения потребителей на определенных территориях. В связи с этим станции получали название электроцентралей или государственных районных электростанций (ГРЭС). Нужда предоставление электроэнергии множеству потребителей требовала укрупнения мощностей. Некоторые станции, входившие в план ГОЭЛРО, имели отношения к крупнейшим в Европе (Шатурская ГРЭС мощностью 100 МВт, Каширская ГРЭС — 60 МВт), а ДнепроГЭС стал самой крупной на то время гидроэлектростанцией в мире (560 МВт). [3] Исходя из плана ГОЭЛРО опережение роста электроэнергетики в сравнении с другими отраслями (за 10—15 лет планировалось увеличить мощность электростанций в десять раз, при фактическом росте промышленного производства не более в два раза) нужно было освоить новые виды энергии и соответственно внести корректировки в структуру энергобаланса. [3] Единое энергоснабжение и объединение электростанций потребовали развития инфраструктуры передачи электроэнергии и создания систем оперативно-диспетчерского управления. Электростанции крупных городов работали на общую сеть. К 1922 г. схожей сетью были охвачены семь электростанций Московского региона и пять электростанций в Ленинграде ( Санкт-Петербург). Первые подобные сети создавались на напряжения 20—35 кВ. К концу 1920-х гг. стандартом стали линии 110 кВ; первая из них — Каширская ГРЭС — Москва — введена в эксплантацию в 1922 г. На основе подобных линий вокруг больших городов начали создавать кольца с радиальными ответвлениями, примыкавшие к вновь построенным электростанциями. Длина линий напряжением более 10 кВ превысила 2000 км, т.е. выросла в несколько раз по сравнению с довоенным уровнем.[4] Для централизованного управления энергосистемами появлялись диспетчерские центры. Первые диспетчерские центры появились в 1926 г. в 15 Московской и Ленинградской энергосистемах, в 1930 г. — в Донецкой и Уральской [2]. Главная задача развития отрасли в плане ГОЭЛРО, было внедрение комбинированной системы выработки энергии, тепло энергии и теплоснабжения. План был успешно реализован, хоть и имели место задержки в реализации. В окончании реализации суммарная мощность электростанций в 1931 г. составила 4 млн. кВт, электроэнергии — 10,6 млрд. кВт.час, в сумме построено 30 электростанций. Следующий этап выполнения плана, до войны, реализовывались быстрыми шагами, электроэнергетика росла быстрыми темпами, отрасль крепла. В 1931 году после ввода новых станций, первый раз превысили 1 млн. кВт в год. В крупных районах промышленности рядом с ГРЭС сформировались мощные энергосистемы, к 1935 году, самые крупные системы имели мощность более 1 млрд. кВтч, каждая. Для роста мощностей и дальности передачи, начались, предъявляется новые требования к надежности, что заставило решать ряд вопросов связанных с научно-техническими проблем. Вначале внедрялись импортные технологии. И одновременно началось развитие отечественной научно-технологической мощности. С 1930 года началась разработка линий выдерживающие передачу в 380 кВ и больше. Внедрение систем автоматической безопасности, начало развиваться производство для электростанций [3]. В середине 1930 годов импортные комплектующие почти ушли из энергетики страны, развитие энергомашиностроения, что позволило наращивать мощности на станциях. Мощности ГРЭС были увеличены по сравнению с планом ГОЭЛРО, например Шатурской ГРЭС мощность увеличилась в три раза от планового с 44 до 200 МВт. Одновременно появились новые тенденции развития, заметно поменялась структура энергетического баланса, выросла доля гидроэнергетики. Появилась новая задача, переход на эффективные виды топлива, в 1930 году было утверждено о повышение использование угля вместо торфа. В это же время, началось развитие центрального теплоснабжения, и комбинированной выработки. Первые ТЭЦ 16 строились на промышленных комплексах (Москва, Ленинград, и др.). В конце 30х, получили утверждения на новые приоритетные развития отрасли: остановку в наращивание мощностей электростанций, разработка и строительства небольших тепловых станций, рост гидроэнергии и т.д. Но реализация плана не состоялась из-за войны [5]. Во время войны, мощность выработки электроэнергии сократилась более чем на 40%, были разрушены часть потенциала, линии передач вышли из строя. Но уже в военное время, началась реконструкция, линии передачи были восстановлены, и превысили в два раза что было, мощности вернулись к прежним значениям. В годы после войны произошли важные изменения в строительстве энергокомплексов, появились проекты серийного строительства и типового, начали тепловые электростанции начали, строятся я энергоблоками. В 1950 годах, так начали строиться большинство ТЭС, комбинирование производство в 50ых стало нормальным явлением, ТЭЦ достигли 1/3 суммарной мощности. Началось активное внедрение системы удаленного управления процессами производства и передачи электричества: аварийные устройства, подстанции ГЭС, средства связи. В годы до войны формировались новые региональные энергосистемы, в 1940 году, формируются новые региональные энергетические системы, начинается их объединение для параллельной работы [6]. Главный этап развития ГЭС и сети электропередач был в 1956 году, после введения в эксплуатацию линии электропередачи в 400-500 кВ, стало началом появление Единой энергосистемы СССР. В 1962 году подписано соглашение о разработке в Праге Единой Диспетчерской службы энергосистем Болгарии, СССР, Венгрии, ГДР, Польши, СССР, Румынии и Чехословакии. Этот договор привел к становлению величайшей на планете энергосистемы «Мир». После запуска первой атомной электростанции, появился новый виток развития энергетики, что заметно изменило структуру энергобаланса и систему энергетике в стане. Атомная энергетика стала масштабироваться до 17 промышленных масштабов, после ввода в эксплуатацию двух энергоблоков с водяными реакторами, максимальная мощность составила 365 МВт, а мощность всех атомных станций была больше 1 ГВт. В 1970-80 годы, произошли сдвиги. В 1960 году, началась замена оборудования в тепловой энергетики, внедрялись новые технологии, что позволила снизить расход топлива для производства, был виден прирост мощности тепловых сетей. Началось изменение в структуре топливного баланса, если ранее использовали уголь, то больший удельный вес стал занимать мазут. В период развития атомной энергетики с 1970 до 1980, АЭС стали важными элементами ЕЭС для европейской части страны, и это стало возможно благодаря росту единичной мощности станции типа АЭС, а также благодаря линиям передачи сверхвысокого напряжения, которые позволяли передавать столь мощную энергию. В этот период также началось освоение атомных реакторов на быстрых нейтронах. В 1980 году, впервые был запущен блок на быстрых нейтронах на Белоярской АЭС, что дало прироста мощности до 4,78%, позже мощность станции увеличилась в 3 раза. Столь высокие темпы развития атомной энергетики позволили достичь десятой части мирового производства энергии. Экономическая эффективность была гораздо по сравнению со строительством типичных для того времени ТЭС. Но существовал серьезный минус утилизации отработанных отходов (ядерное топливо), этот вопрос все еще не решен [7]. После аварии на Чернобыльской АЭС, рост мощностей во всем мире приостановился. К сожалению развитие значимых для экономики нетрадиционных источников энергии, не получило должного развития, были единичные случи запуска подобных установок, по сравнению с другими странами. План ГОЭРЛО стал самым важным этапом нашей страны в становлении СССР в минимальные сроки один из самых развитых промышленных стан мира. План сформировал практически всю экономику страны на тот момент, и по сегодняшний день в значительной мере определяет развитие экономики в 18 нашей стране. Выполнение плана ГОЭРЛО стало возможным по ряду причин и факторов: промышленный потенциал, высокой уровень научно-технической школы, экономика и власть находилась в одних руках, ментальная предрасположенность к доверию к верховным правителям. Реализация плана показали свою эффективность планирования в условиях жесткой централизованной власти и плана развития системы на десятилетия вперед. Согласно энергетической стратегии России 2030 года, произойдут изменения структуры общей мощности, станет больше автономных электростанций за счет ввода новых мощностей, снизится доля тепловых электростанций работающих на газе. Тепловые электростанции еще долгое время будут оставаться самым важным генерирующим тепло в стране, эффективность всего будет определять технический уровень основного оборудования. 1.2 Анализ рынка тепловой энергетики в России В данное время рынок тепловой энергетики плотно связан с иными видами энергетических рынков, за счет своих технологических особенностей. Развитие всей отрасли определяется «Энергетической стратегией России на период до 2020» целью данной стратегии является создание новых ориентиров развития энергетического сектора в рамках перехода экономики на инновационный путь развития. Стратегия направлена на корректировку программ корректировку программ социально-экономического развития, энергетических стратегий и программ субъектов Российской Федерации, комплексных программ по энергетическому освоению регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока, Северо-Западного региона России, полуострова Ямал и континентального шельфа Российской Федерации, корректировки программ по крупным инвестиционным проектам в энергетическом секторе. Стратегия основывается на фундаментальном анализе тенденций развития энергетики, с учетом изменении экономики как внутри страны, так и в мировой 19 экономики. Также стратегия направлена на решение основных проблем энергетического комплекса: − износ основных фондов топливно-энергетического комплекса (в электроэнергетике и газовой промышленности - почти 60 процентов, в нефтеперерабатывающей промышленности - 80 процентов; − высокая степень износа основных фондов топливно- энергетического комплекса); − низкая степень инвестирования в развитие отраслей топливно- энергетического комплекса. Электроэнергия является взаимозаменяемой для тепловой энергии. Изменения на любом из рынков энергетики, повлияют на все другие рынки, в особенности, если один рынок регулируемой, а другой нет. Рынок тепловой энергии имеет тесную взаимосвязь с потребителем и производителем, чем на иных рынках энергетики. На рынке тепловой энергии более выражена взаимозависимость между производителем и потребителем, чем на других энергетических рынках. Ход производства и потребления имеет равных промежуток времени, сейчас уже внедряются технологии экономической эффективности, которые позволяют иметь запас тепловой энергии, но срок хранения имеет маленький интервал. Поэтому потребительский выбор определяет выбор технологии для работы теплоснабжения и централизованных систем [10]. В Российской федерации имеется самая крупная в мире система централизованного теплоснабжения. В данной системе находится около 70% населения, или больше 100 млн. человек, это составляет 82% жилого фонда. Порядка 88% мощностей теплоснабжения находятся в городах. Главными потребителями являются население и промышленность — 39% и 38% [20]. В России мало развита конкуренция на рынки тепловой энергии, в 2015 году 17 тысяч предприятий осуществляли теплоснабжение. Мощность всех источников составляет 861 тыс. Гкал/час, доля ТЭЦ имеет 45% производства в общем объём. [20] Наибольшей объём мощности был введен в эксплуатацию в 20 70- 80х годах, возраст ТЭЦ составляет порядка 40 лет. В России 80% находится в суровых климатических условиях, что требует серьезного отопительного фонда. В России около 80% территории расположено в суровых климатических условиях, следовательно, требуется отопление жилищного, общественного и производственного фондов для обеспечения жизнедеятельности населения и нормального функционирования экономики. В таблице 1 и 2 представлена характеристика спроса и предложения на тепловую энергию в 2015 году. Таблица 1 – Характеристики спроса на тепловую энергию Наименование показателя Единица измерения Значение показателя Доля спроса на тепловую энергию % 80 Продолжительность отопительного периода, месяцев месяцы 5–10 Количество СЦТ, единицы 50 000 Объем производства тепловой энергии млн. Гкал 1292,8 Оборот рынка тепловой энергии млрд евро 20,9 Отапливаемая площадь зданий млн м2 31143 Протяженность тепловых сетей тыс. Км 168,3 Доля населения, подключенного к СЦТ % 70 Доля основных групп потребителей в структуре спроса: промышленность % 38,2 население % 39,1 коммерческий и общественный сектора % 12,6 21 Таблица 2 – Характеристики предложения на тепловую энергию Наименование показателя Единица измерения Значение показателя Количество предприятий осуществляющих теплоснабжение единицы 17 000 Колиичечество ТЭЦ единицы 15864 Доля ТЭЦ в структуре производства Электрическая энерегия % 66 Тепловая энергия в СЦТ % 45 Потери тепловой энергии в сетях % 30–40 Структура топливной корзины Уголь % 22 Природный газ % 70 Нефтепродукты % 7 Биотопливо % 0 Отходы % 0 ВИЭ % 0 Прочие % 1 С 2000 по 2015 год, увеличилось потребление электрическая, это происходило за счет ввода новых мощностей, большая часть которых являются ТЭЦ. Несмотря на уменьшение потребления тепловой энергии, и ее избытка в ТЭЦ, оббьем мощностей вырос. Вслед за этим, начались увеличиваться затраты на содержание ТЭЦ, котельных и тепловых сетей, а также потери при частичной загрузки мощностей. Реформирование рынка энергетики без аналитики и взаимосвязи с существующим рынком, привело к снижению конкурентоспособности ТЭЦ. Отрасль стала мало привлекательной для инвесторов, собственные средства генераций, не позволяли модернизировать ТЭЦ, котельные и тепловые сети. Каждый год инвестиции составляют порядка 40 млрд. рублей, что составляет малую часть нужных инвестиций, нужно примерно 250 млрд. рублей в год. На данный момент 31% ТЭЦ и 68% тепловых сетей используются с превышением срока службы. В связи с ростом долгой эксплантации тепловой 22 сетей, и износа оборудования ТЭЦ, котельных, стало причиной аварий в системах теплоснабжения из-за этого увеличились затраты на содержание. Затраты на тепло имеют большое влияние как на экономику, так и на отдельных агентов. Если рассмотреть рынок тепловой энергии как отрасль, то он является самым большим рынков в России, оборот рынка тепловой энергетики достигает 1,5 трлн. рублей. Плата за услуги теплоснабжения составляет значительную часть в структуре платежей, 50% приходятся на жилищно-коммунальные услуги, 15-20% муниципальные образования субъектов РФ. Ограниченность платежеспособности отдельных групп населения за теплоснабжения, дает негативный эффект, что ведет установление тарифа ниже фактического уровня затрат. В конечном итоге бюджетные организации и население не в состоянии оплачивать тарифы в полной мере, часть расходов переходит к промышленным предприятиям, часть затрат возмещаются бюджетами разных уровней. Ежегодный объем субсидии из бюджетной системы в сферу теплоснабжения составляет 150 млрд. руб. (без учета субсидий за жилищно-коммунальные услуги). Ситуация усугубляется низкой платежной дисциплиной – так, накопленные неплатежи в системе теплоснабжения составляют более 180 млрд. руб [11]. |