CC BY
4
УДК 620.92
ОБГРУНТУВАНИЯ ПР1ОРИТЕТНИХ НАПРЯМ1В СТРУКТУРНО-ТЕХНОЛОГ1ЧНО1 МОДЕРН13АЦ11
СЕКТОРА ЕЛЕКТРОГЕНЕРАЦИ"
® 2018 кизим м. о., шшлевський в. в., М1лют1Н г. в.
УДК 620.92
Кизим М. О., Шшлевський В. В., Мшютш Г. В. Обфунтування прiоритетних напрямiв структурно-технологiчноi модершзацп сектора електрогенерацП'
У статт'1 об(рунтовано необхЯшсть структурно-технолог1чно1 модертзацП сектора електрогенерацП Украни з урахуванням перспективных на-прям/в технологмного розвитку сучасноi енергетики та виробничоi достатностi втчизняного енергетичного машинобудування. Запропоновано методичный шдюд до вибору прюритетних напрямiв структурно-технологiчнöi модершзацп сектора електрогенерацП Украни. Досл'джено струк-турнiзрушення у споживант електроенергПу краЫ. Проанал'зовано виробництво та споживання електроенергП у краЫ, особливостiрегулювання щодобових «полупкових» i «пкових» навантажень, а також сезонних коливань протягом року. Проанал'вовано способи покриття навантаження в об'еднанш енергетичнш систем'> Укртни (ОЕС), маневров'> якост'>рзнихвид'ю електростанцт, розпод'шення потужностей покриття навантажень в ОЕС за видами генерацП енергП. Здшснено пор'юняння основних рекомендованих i фактичних параметр'в сфери генерацП енергП за умов 2016 р. та доведено наявшсть суттевих невикористаних резерв'в генерацП електричноi енергП Об(рунтовано можливкть оnтимiзацii структури парку генерацП енерги. Визначено основн структуры! заходи щодо усунення проблем нацональноi сфери генерацП електричноi енергП. Розроблено пор'юняльну структурно-технолог'нну характеристику сфери генерацП електричноi енергП. Побудовано матрицю позицонування технологй генерацП електроенергП за приведеними експлуатацйними витратами та каттальними вкладеннями та матрицю спвставлення технологш з генерацП електроенергП за р'внем >х розвитку i р'внем розвитку ринку. Порвняно перспективн технолога тепловоi генерацП електроенергП до 2035 р. Об(рунтовано вибр перел'шу технологш генерацП електроенергП, якi доцльно впроваджувати на укранських електростан^ях.
Ключов слова: електрогенера^я, енергетика, структурно-технологiчна модершза^я, структурн зрушення, технологи генерацП електроенергП Рис.: 9. Табл.: 19. Формул: 4. Шбл.: 22.
Кизим Микола Олександрович - доктор економiчних наук, професор, член-кореспондент НАН Укра/ни, директор, Науково-дотдний центр шдустр'>-альних проблем розвитку НАН Украни (пров. 1нженерний, 1а, 2 пов, Хартв, 61166, Украина) E-mail: ndc_ipr@ukr.net
Штлевський Володимир Вкторович - кандидат економ'нних наук, зав'дувач в'дд'шу промисловоi полтики та енергетичноi безпеки, Науково-дотдний центр шдустр'шльних проблем розвитку НАН Украни (пров. 1нженерний, 1а, 2 пов., Хартв, 61166, Украна) E-mail: shpilevskyw@gmail.com
М'!лют'ш ГлбВолодимирович -здобувач, Науково-дотдний центр шдустр'шльних проблем розвитку НАНУкрани (пров. 1нженерний, 1а, 2 пов., Хартв, 61166, Украна) E-mail: ndc_ipr@ukr.net
УДК 620.92
Кизим Н. А., Шпилевский В. В., Милютин Г. В. Обоснование приоритетных направлений структурно-технологической модернизации сектора электрогенерации
В статье обоснована необходимость структурно-технологической модернизации сектора электрогенерации Украины с учетом перспективных направлений технологического развития современной энергетики и производственной достаточности отечественного энергетического машиностроения. Предложен методический подход к выбору приоритетных направлений структурно-технологической модернизации сектора электрогенерации Украины. Исследованы структурные сдвиги в потреблении электроэнергии в стране. Проанализированы производство и потребление электроэнергии в стране, особенности регулирования ежесуточных «полупиковых» и «пиковых» нагрузок, а также сезонных колебаний в течение года. Проанализированы способы покрытия нагрузки в объединенной энергетической системе Украины (ОЭС), маневровые качества различных видов электростанций, распределения мощностей покрытия нагрузок в ОЭС по видам генерации энергии. Проведено сравнение основных рекомендуемых и фактических параметров сферы генерации энергии по данным 2016 г., и доказано наличие существенных неиспользованных резервов генерации электрической энергии. Обоснована возможность оптимизации структуры парка генерации энергии. Определены основные структурные меры по устранению проблем национальной сферы генерации электрической энергии. Разработана сравнительная структурно-технологическая характеристика сферы генерации электрической энергии. Построены матрица позиционирования технологий
UDC 620.92
Kyzym M. O., Shpilevskyi V. V., Miliutin H. V.
The Substantiation of Priority Directions for the Structural and Technological Modernization of the Electricity Generation Sector
The article substantiates the necessity of the structural and technological modernization of the electricity generation sector of Ukraine in view of the promising directions of technological development of modern energy and the production sufficiency of domestic power engineering. A methodical approach to the selection of priority directions for structural and technological modernization of the Ukrainian electricity generation sector is proposed. The structural shifts in electricity consumption in the country are investigated. The production and consumption of electricity in the country, the specifics of regulation of daily «semi-peak« and «peak» loads, as well as seasonal fluctuations during the year are analyzed. The methods of base-load provision in the united energy system of Ukraine (UESj, the level of flexibility of various types of power plants, the distribution of capacities for base-load provision in the UES by types of energy generation are analyzed. Comparison of the main recommended and actual parameters of the energy generation sector based on the data of 2016 is made, and the existence of significant unused reserves of electric power generation is proved. The possibility for optimizing the structure of the energy generation fleet is justified. The main structural measures for eliminating the problems of the national generation of electric power are identified. A comparative structural and technological characteristic of the sphere of electric energy generation is developed. There constructed a matrix of the positioning of technologies for generation of electric power
генерации электроэнергии по приведенным эксплуатационным расходам и капитальным вложениям и матрица сопоставления технологий по генерации электроэнергии по уровню их развития и уровню развития рынка. Проведено сравнение перспективных технологий тепловой генерации электроэнергии до 2035 г. Обоснован выбор перечня технологий генерации электроэнергии, которые целесообразно внедрять на украинских электростанциях.
Ключевые слова: электрогенерация, энергетика, структурно-технологическая модернизация, структурные сдвиги, технологии генерации электроэнергии.
Рис.: 9. Табл.: 19. Формул: 4. Библ.: 22.
Кизим Николай Александрович - доктор экономических наук, профессор, член-корреспондент НАН Украины, директор, Научно-исследовательский центр индустриальных проблем развития НАН Украины (пер. Инженерный, 1а, 2 эт., Харьков, 61166, Украина) E-mail: ndc_ipr@ukr.net
Шпилевский Владимир Викторович - кандидат экономических наук, заведующий отделом промышленной политики и энергетической безопасности, Научно-исследовательский центр индустриальных проблем развития НАН Украины (пер. Инженерный, 1а, 2 эт., Харьков, 61166, Украина) E-mail: shpilevskyw@gmail.com
Милютин Глеб Владимирович - соискатель, Научно-исследовательский центр индустриальных проблем развития НАН Украины (пер. Инженерный, 1а, 2 эт., Харьков, 61166, Украина) E-mail: ndc_ipr@ukr.net
Сучасш тенденци розвитку нацюнально! економь ки, обтяжеш сустльними та полiтично-територiальними ускладненнями, визначають послаблення енергетично1 безпеки краши, яке проявляеться у зростанш зовшшньо1 енергетично! залежносй, енергоемност сусшльного ви-робництва i сфери життезабезпечення, морального та фь зичного зносу виробничих потужностей сфери енергопе-ретворення тощо.
Анамз широкого кола робгг вггчизняних i закор-донних науковц1в показав наявшсть розбiжностей у на-прямах енергетичного розвитку розвинених краш свггу та Украши та дозволив виявити негативш наслiдки структурного устрою 11 енергетичного сектора, що, враховуючи надзвичайну важливiсть проблеми енергетично'1 безпеки для вйх кра'1н свiту, дозволяе говорити про необх^шсть структурно-технолопчно1 модершзаци сектора електро-генераци Украши з урахуванням перспективних напрямiв технологiчного розвитку сучасно'1 енергетики та виробни-чо'1 достатностi вiтчизняного енергетичного машинобуду-вання для забезпечення цього процесу.
Метою ще! роботи стало обгрунтування прюри-тетних напрям1в структурно-технолопчно1 модершзаци сектора електрогенераци Украши з урахуванням змш у на-цiональнiй економiцi та тенденцш розвитку сучасно'1 енер-гетики .
Виклад основних результате дослiдження. Грун-туючись на проведеному аналiзi, а також низщ робiт вь тчизняних i закордонних науковцiв [1-6], пропонуеться та-кий методичний пiдхiд до вибору прюритетних напрямкiв структурно-технолойчно1 модершзаци сектора електрогенераци Украши (рис. 1).
by the adjusted operating expenses and capital investments as well as a matrix of comparison of technologies for generation of electric power by level of their development and level of market development. Comparison of advanced technologies for thermal generation of electric power until 2035 is made. There justified the choice of the list of technologies for electric power generation, which are expedient to introduce at Ukrainian power stations.
Keywords: electricity generation, power engineering, structural and technological modernization, structural shifts, electricity generation technologies.
Fig.: 9. Tbl.: 19. Formulae: 4. Bibl.: 22.
Kyzym Mykola O. - Doctor of Sciences (Economics), Professor, Corresponding Member of NAS of Ukraine, Director, Research Centre of Industrial Problems of Development of NAS of Ukraine (2 floor 1a Inzhenernyi Ln., Kharkiv, 61166, Ukraine) E-mail: ndc_ipr@ukr.net
Shpilevskyi Volodymyr V. - Candidate of Sciences (Economics), Head of Department of Industrial Policy and Energy Security, Research Centre of Industrial Problems of Development of NAS of Ukraine (2 floor 1a Inzhenernyi Ln., Kharkiv, 61166, Ukraine) E-mail: shpilevskyvv@gmail.com
Miliutin Hlib V. - Applicant, Research Centre of Industrial Problems of Development of NAS of Ukraine (2 floor 1a Inzhenernyi Ln., Kharkiv, 61166, Ukraine)
E-mail: ndc_ipr@ukr.net
Результата досл^жень перших етапш цього методичного шдходу, а саме аналiз структурних змш в еконо-мщ Украши та и енергоемносп та структурних зрушень в енергетичному секторi краши докладно наведено в роботах [7; 8]. В межах цього досл^ження розглянемо третш етап. Для цього спочатку досмдимо структурш зрушення у споживанш електроенерги у краМ.
Динамку попиту на електроенергш в УкраШ i змшу и структури в 2000-2016 рр. наведено в табл. 1.
Як видно з табл. 1, попит на електроенергш в УкраМ з 2000 по 2010 рр. спочатку зрк на 118,2 %, а попм до 2016 р. зменшився на 11,8 %. Найбкьшу питому вагу у споживанш електроенерги в краш займав сектор економши, попм на-селення ^ нарешп, комунально-побутова сфера. При цьому питома вага економжи у загальному споживанш електроенерги в УкраШ зменшилась з 65,7 % у 2000 р. до 51,1 % у 2016 р., населення - збкьшилась на 3,9 % i комунально-побутово! сфери - збкьшилась на 5,0 % [11].
Розрахунки структурних зрушень у споживанш електроенерги у краШ були наведеш в попередньому досль дженш [11] та показали, що за весь досл^жуваний перюд штегральний коефщент структурного зрушення у споживанш електроенергй в краМ склав величину 0,1183 ^вень структурного зрушення е низьким). Загалом досл^ження попиту на електроенергш та и виробництва в краШ показало наявшсть суттевого надлишку потужностей з генера-ци електроенергй, при цьому значна !х частка е морально та фiзично зношеною. ^м того, вiдмiчено посилення проблеми регулювання «шкових» i «нашвшкових» перюд1в у споживанш електроенерги як протягом року, так i кожного дня через недостатшсть «маневрених» потужностей.
Порiвняльно-еволюцiйний аналiз форсайт-прогнозiв структурно-технологiчного розвитку свгговоТ та украТнськоТ енергетики
2
3
Оцшка структурних зрушень у споживанш електроенерги в краТн
Розрахунки потреби в потужностях генераци електроенерги в краТн та Тх структурi
Визначення об'£ктiв генерацГТ електроенерги, як не пiдлягають модернiзацiТ
Обгрунтування технолога, якi пiдлягають впровадженню на об'£ктах генерацГТ електроенерги, якi не тдлягають модернiзацiТ
Рис. 1. Методичний пщхщ до вибору прiоритетних напря1^в структурно-технолопчноТ модершзаци
сектора електрогенерацп Украши
Таблиця 1
Динамка споживання електроенерги в УкраТш в 2000-2016 рр. [9; 10]
Споживач1 електроенерги Р1к
2000 2005 2010 2015 2016
млн кВт-год % млн кВт-год % млн кВт-год % млн кВт-год % млн кВт-год %
Eкономiка (крiм КПС) 74557 65,7 78485 63,8 78164 58,3 61097,1 51,5 61118,1 51,7
Комунально-побутова сфера (КПС) 8811 7,8 18555 15,1 19231 14,3 15194,9 12,8 15190,7 12,8
Населення 30123 26,5 26064 21,1 36740 27,4 36480,0 30,7 35917,3 30,4
lншi непромисловi споживачi - - - - - - 5954,9 5,0 6031,9 5,1
Всього споживання 113491 100 123104 100 134135 100 118726,9 118258,0
Проанамзуемо виробництво та споживання електроенерги в Украшь На рис. 2 наведено графш виробництва та споживання електроенерги за мкяцями 2016 р.
Наведений на рис. 2 графж св^чить про суттевi се-зоннi коливання, як споживання, так i виробництва елек-трично1 енергп у крашь Сезоннi коливання споживання електрично1 енергп мають доволi широкий дiапазон. Так, у 2016 рощ мшмальний р1вень споживання електроенерги спостериався у червнi (8720,2 млн кВт-год), а максималь-ний - у грудш (15718, млн кВт-год), при цьому ширина дiа-пазону сезонних коливань складала 6997,8 млн кВт-год, або
80,2 % в1д мшмального рiвня. Треба зазначити, що з кож-ним роком рiвень сезонних коливань зростае [12].
^м сезонних коливань, умови виробництва електроенерги визначаються часовою нерiвномiрнiстю и споживання протягом доби, що викликае нерiвномiрнiсть на-вантаження на об'еднану енергетичну систему (ОЕС) в щ-лому i сферу генераци зокрема.
На рис. 3 наведено споживання електроенерги в УкраМ у робочi дш.
Як видно з рис. 3, у середньодобовому споживанш електроенерги у робочi дш Йчня можна спостерiгати «по-
Млн кВт-год 16000 -,
15000 -14000 -
13000 -12000 - / «Г V s" W
11000 -10000 -9000 - «S <v o>v
8000 . 1 i i i
о»
%
0.V
jy л' £
^ „-<# „е^ .„е^ „ç^ „ç^ „eV^ „с„eVP „А-г^ „е^
О* ^ ^ ^ ^ ^ Се^е ^ ^ ^
Рис. 2. Графш виробництва та споживання електричноТ енергп в УкраТш за мкяцями 2016 року: 1 - виробництво електричноТ енергп; 2 - споживання (нетто) електричноТ енергп
"1 Моць
Споживання, % 130
125
120
115
110
105
101,
100
2 4 6 8 10 12 Рис. 3. Середне споживання електроенергп
лутковий» nepioA, коли споживання до шчного складае 125,5 %, i «пiковий» перiод - 129,0 %.
Дослдимо, яким чином здшснюеться в YKpaÏHÎ ре-гулювання щодобових «полупiкових» i «пiкових» наванта-жень, а також сезонних коливань протягом року.
Регулювання покриття навантажень в Об'еднанш енергетичнiй системi (ОЕС) УкраТни здшснюеться в^по-вiдно до положень нормативного документа СОУ-Н ЕЕ ЯЕК 04.156:2009 «Основш вимоги щодо регулювання час-тоти та потужностi в ОЕС УкраТни» (затверджений наказом Мшютерства палива та енергетики УкраТни вк 24.03.2009 № 158), який визначае:
■ первинне регулювання частоти - процес змши активно! потужност енергоблоив, агрегапв та електростанцiй в цкому тд впливом ди системи регулювання турбш, котлiв, реакторiв, систем гру-пового регулювання активно! потужност (ГРАП) ГЕС, а також регулюючого ефекту навантаження, викликаного змшою частоти в ОЕС внасл^ок ви-
108,00
14 16 18 20 22 в УкраТш по годинам у робоч1 дш у с1чн1 [12]
24
Години
никнення небалансу потужност в ОЕС, спрямо-ваний на зменшення цiеï змши, що закiнчуеться встановленням квазiстатичного балансу потуж-ностi при новому значенш частоти; нормоване первинне регулювання частоти (НПРЧ) - органiзована частина первинного регулювання, здшснювана в щлях забезпечення гарантовано'Т якостi первинного регулювання i тдвищення надiйностi ОЕС енергоблоками (агрегатами) видкених електростанцiй, на яких заплановаш i постiйно тдтримуються резерви первинного регулювання та забезпечення ïx ефек-тивного використання;
вторинне регулювання частоти та потужност -процес змши активно! потужност видiлениx елек-тростанцш для компенсащ'Т небалансу потужнос-ri, що виник внаслiдок лiквiдацiï перевантаження транзитних зв'язив, вiдновлення частоти та зада-них зовнiшнix перетокiв та вкновлення резервш
первинно'1 регулюючо'1 потужностi, витрачених пiд час Д11 первинного регулювання. Вторинне регулювання здiйснюeться зазвичай автоматично пiд дieю централiзованоl системи автоматичного регулювання частоти i потужностi (САРЧП), а за в^сутносп автоматизованих систем регулювання - оперативно (вручну);
■ третинне регулювання - оперативна або автоматична змша потужност (робочих точок) спещаль-но видкених енергоблокiв (агрегапв), електро-станцiй третинного регулювання i споживачш-регуляторiв (головним чином, шляхом змши графiкiв навантаження) з метою в^новлення вторинного резерву в мiру його вичерпання, а та-кож для здшснення оперативно! корекцп режиму в шших цiлях. На енергоблоках (агрегатах), елек-тростанцiях третинного регулювання перюдично передаються всi вiдхилення в^ планового режиму, спочатку сприйнят електростанцiями первинного, а попм вторинного регулювання.
Для забезпечення ОЕС Украши первинним регу-люванням прийнят такi величини первинного резерву для ОЕС Украши залежно вiд режиму ц роботи (п. 5.3.3.8 СОУ-Н ЕЕ ЯЕК 04.156:2009):
■ в iзольованому режимi роботи - 1000 МВт. У цьо-му режимi ця величина може бути загальним об-
сягом pe3epBiB первинного та вторинного регулювання;
■ у режимi паралельно'1 роботи з ENTSO-E -±190 МВт;
■ у режимi паралельно'1 роботи з крашами СНД i Балтп - ±160 МВт [13].
Для забезпечення регулювання частоти та потуж-ност в ОЕС заявами генеруючих компанiй (ГК) до первинного (НПРЧ) та вторинного (САРЧП) регулювання можуть бути залучеш 28 енергоблоив теплових елек-тростанцш, якi були реконструйованi, або каттально вiдремонтованi. Перелiк, потужнiсть i iншi характеристики цих енергоблоив наведено у табл. 2 (складено за даними [9]).
Даш, наведен в табл. 2, св^чать, що встановлена по-тужнiсть енергетичних блокш теплових електростанцiй, якi беруть участь у регулюванш покриття навантаження в ОЕС, перевищуе прийняту нормативними документами величину первинного резерву бкьше шж у 4 рази.
Первинний резерв регулювання потужност забез-печуе лише змшну складову покриття навантаження ОЕС, загальна ж величина цього покриття значно бкьша. Зважа-ючи на це, проведемо оцшку загально'1 величини навантаження ОЕС за il складовими.
Для визначення величин навантажень ОЕС у перюди максимального та мшмального споживання електрично'1
Таблиця 2
Потужност генераци, що забезпечують регулювання покриття навантаження в ОЕС [9]
Енергокомпашя Електростанц1я № енергоблоку Потужнкть енергоблоку, мВт Поточний стан енергоблоку Участь у регулюванш (тип регулювання)
Трипiльська 2 325 н.д. НПРЧ
ПАТ «Центренерго» Bуглегiрська 1 300 н.д. НПРЧ
4 300 н.д.
3anopi3bKa 1 325 реконструщя 2012 рт НПРЧ
3 325 реконструщя 2014 рт
^Bopi3bKa 3 300 реконструщя 2013 рт НПРЧ
3 185 капремонт 2013 рт
4 195 капремонт 2014 рт
5 215 реконструкцiя 2016 рiк
ПАТ «ДТЕК Днтро-енерго» 6 195 капремонт 2015 рт
7 206 реконструкцiя 2012 рiк
Бурштинська 8 195 капремонт 2009 рт НПРЧ, САРЧП
9 195 капремонт 2016 рт
10 195 знаходиться на рекон-
струкци
11 195 капремонт 2011 рт
12 195 капремонт 2012 рт
Добротвiрська 8 160 реконструкцiя 2014 рiк НПРЧ, САРЧП
Усього: Х Х 4006 Х Х
енерги використаемо данi офiцiйних замiрiв, проведених у зимовий (04.01.2016) та литой (12.06.2016) замiрнi днi [9]. ïх аналiз показав, що у зимовий замiрний день мiнiмальна величина покриття навантаження в ОЕС склала 18,6 гВт, максимальна - 24,6 гВт; у литой замiрний день мшмальна величина покриття навантаження в ОЕС склала 12,6 гВт, максимальна - 15,5 гВт.
Виходячи з даних фактш можна стверджувати, що:
■ мшмальне навантаження в ОЕС в^пов^ае його мшмальнш рiчнiй величинi (мшмальне навантаження у лiтнiй замiрний день);
■ максимальне навантаження в ОЕС в^пов^ае його максимальнiй рiчнiй величинi (максимальне навантаження у зимовий замiрний день);
■ навантаження в ОЕС у дiапазонi м1ж його макси-мальним i мiнiмальним значенням е змшним;
■ змiнна частина навантаження в ОЕС е неоднор^-ною, осккьки формуеться пiд впливом сезонних i добових коливань, при цьому сезонш коливання мають природу закономiрних плавних змiн протя-гом цкого року, а добових - закономiрних рiзких змiн протягом кожно'1 доби.
Таким чином, данi щодо навантаження в ОЕС пови-нш характеризувати '¿х сезоннi та добовi коливання, осиль-ки саме вони е вих^ною точкою визначення складу (струк-тури) потужностей '¿х покриття. Зважаючи на це, дiапазон (величину) навантаження на ОЕС пропонуеться подкити на таи складовк
■ постшне навантаження, яке доршнюе мiнiмальнiй рiчнiй величинi (12,6 гВт);
■ дiапазон сезонного коливання навантаження, що дорiвнюе рiзницi мiж мiнiмальною величиною навантаження в зимовий замiрний день i мшмаль-ною величиною в литой замiрний день (18,6 -12,6 = 6,0 гВт) ;
■ дiапазон добового коливання навантаження, доршнюе рiзницi мiж максимальною i мшмальною величиною навантаження в зимовий замiрний день (24,6 - 18,6 = 6,0 гВт).
Зважаючи на вищевикладене, дiапазон навантаження в ОЕС можна подати у виглядi (табл. 3).
Таблиця 3
Дiапазон навантаження в ОЕС у 2016 роцi
№ Вид навантаження в ОЕС Величина навантаження, гВт
1 Постшне (базове) навантаження 12,6
2 Дiапазон сезонного коливання на-вантаження 6,0
3 Дiапазон добового коливання навантаження 6,0
4 Максимальне (птове) навантаження (ряд. 1 + ряд. 2 + ряд. 3) 24,6
Способи покриття навантаження в ОЕС значною мiрою залежать вiд наявно'1 номенклатури ППЕР, що ви-
Таблиця 4
Характеристика маневрових якостей електростанцш
Тип електростанцн Д1апазон регулювання, % в1д встановленоУ потужносл Час набору повного навантаження, хвилин
з холодного стану з гарячого стану
Атомы 70 390-660 60
ТЕС з енергетичними блоками 200-300 Мвт 30-50 120-180 20-40
ТЕС газотурбшш 100 15-30 0,5
ГЕС традицшного типу 80-100 1-2 0,25-0,5
ГАЕС 200-220 1-2 0,25-0,5
користовуються у генераци енерги та стабiльностi рiзних видiв навантаження. Бiльш стабiльнi види навантаження не е вибагливими до мобкьност потужностей '¿х покриття, i, навпаки, нестабкьш навантаження вимагають бiльш маневрених потужностей. Зважаючи на це, визна-чимо основнi способи покриття рiзних видiв навантажень в ОЕС.
Характеристику маневрових якостей рiзних видiв електростанцiй наведено в табл. 4 у порядку '¿х зростання.
Враховуючи маневровi якостi рiзних типш електро-станцiй (способiв генераци), найбкьш доцкьне розподi-лення покриття навантажень в ОЕС буде мати такий ви-гляд (табл. 5).
Забезпечення покриття навантаження в ОЕС Украь ни забезпечуеться встановленими потужностями генераци
енерги за прийнятими в генеруючих компашях графжами.
Структуру розподкення потужностей покриття навантажень у ОЕС краши наведено у табл. 6.
Наведет у табл. 6 дат дозволяють стверджувати, що найбкьша частка покриття навантаження у ОЕС краши (51,2 %) повинна здшснюватись за рахунок низькомо-бкьних потужностей базово'1 генераци енерги, а саме найбкьш потужних енергетичних блоив АЕС (44,4 %) та ТЕС (6,5 %). Сезонш коливання навантаження слд покривати за рахунок потужностей генераци середньо'1 мобкьнос-тi, а саме енергетичних блокш середньо'1 потужностi ТЕС (24,4 %). Добовi коливання навантаження сл^ покривати за рахунок високомобiльних потужностей генерацй, а саме малопотужних енергетичних блоив ТЕС (16,3 %) та електростанцш впчизняного пдрокомплексу (8,1%).
Таблиця 5
Розподiлення потужностей покриття навантажень в ОЕС за видами генераци енергп
Вид навантаження в ОЕС Потужшсть покриття навантаження за видами ЕС, гВт
АЕС ТЕС/ТЕЦ ГЕС/ГАЕС Усього
1. Постшне (базове) навантаження 11,0 1,6 12,6
2. Дiапазон сезонного коливання навантаження 6,0 6,0
3. Дiапазон добового коливання навантаження 4,0 2,0 6,0
Максимальне (птове) навантаження (ряд. 1 + ряд. 2 + ряд. 3) 11,0 11,6 2,0 24,6
Таблиця 6
Структура розподшення потужностей покриття навантажень у ОЕС УкраТни за видами генерацм енергп, гВт
Показник АЕС ТЕС/ТЕЦ ГЕС/ГАЕС Усього
Потужносп базово'Т генераци енергп 44,7 6,5 51,2
Компенсацшш потужносп сезонних коливань 24,4 24,4
Компенсацшш потужносп добових коливань 16,3 8,1 24,4
Усього: 44,7 47,2 8,1 100,0
Покриття навантаження у ОЕС краши прямо зале-жить bîa наявност встановлених потужностей генераци енергп та штенсивносп ïx використання. KpiM покриття завантаження в ОЕС, щ ж параметри визначають i величину виробництва електрично'1 енерги за технолопями генераци, а отже, можуть вважатись за основш (базов^.
Взаемозалежшсть основних параметрiв генераци електроенергп може бути описана такими формулами:
R =
W
К,вп
Q = WxFtxKet
(1) (2)
де
W - встановлена потужшсть генераци енергп, гВт; R - навантаження в системi, гВт; Q - виробництво енергп, млрд кВт-год; Ft - календарний фонд часу роботи обладнання ^ч-ний), годин;
Квт- коефiцieнт використання встановлено! потуж-ност (КВВП);
к -5.
ввп '
F,
(3)
де Ff - корисний фонд часу роботи обладнання ^чний), годин.
Зважаючи на вищенаведену характеристику взаемо-залежностi параметрiв генераци енерги, загальна величина
ïï встановлено'1 потужностi може бути розрахована за формулою:
W = -
К..
(4)
Вiдповiдно до наведено! формули для визначення ве-личини встановлено'1 потужностi генераци енергп необхк-но вiдповiднi дат табл. 8 подкити на вкповкш рекомен-дованi значення коефiцieнта використання встановлено'1 потужносп (табл. 7).
Розрахунковi величини необхкно! встановлено'1 потужносп генераци електрично'1 енерги наведено у табл. 8.
Наведеш розрахунковi величини необхкно! встановлено'1 потужностi генераци електрично'1 енергп е орiенти-ром при формуванш перспективно'' технолопчно'1 струк-тури генераци електрично'1 енерги на базi фактичних встановлених потужностей. Фактична технолопчна структура встановлено'1 потужносп генераци електрично'1 енерги свiдчить, що як 11 загальна величина, так i величини 11 скла-дових перевищують '1х розрахунковi значення. Порiвняль-ну характеристику основних рекомендованих i фактичних параметрiв сфери генераци енергп наведено у табл. 9.
Наведеш у табл. 9 даш свкчать про наявшсть сутте-вих невикористаних резервiв генераци електрично'1 енерги
Таблиця 7
Рекомендован значення коефщieнта використання встановленоТ потужностi для рiзних технолопй
генерацм електричноТ енергп [14; 15]
Вид технологи (електростанцн) Рекомендоване значення КВВП, % Походження рекомендацп i джерело шформацн
АЕС 85,8 Рекомендацп шституту проблем безпеки АЕС НАН УкраТни
ТЕС 63,5 За даними US Energy Information Administration (EIA), на 2009 рт середы фактичш КВВП по США [eia.gov]
ГЕС 39, 8 За даними US Energy Information Administration (EIA), на 2009 рт середы фактичш КВВП по США [eia.gov]
Таблиця 8
Розрахунковi величини необхiдноï встановленоТ потужностi генераци електричноТ енерги
Показник АЕС ТЕС/ТЕЦ ГЕС/ГАЕС Усього
Потужносп базово'Т генерацП' енерги 12,8 2,5 15,3
Kомпенсацiйнi потужностi сезонних коливань 9,3 9,3
Компенсацшш потужностi добових коливань 6,3 5,0 11,3
Усього: 12,8 18,1 5,0 36,0
Таблиця 9
Порiвняння основних рекомендованих i фактичних параметрiв сфери генераци енерги за умов 2016 року
Показник АЕС ТЕС/ТЕЦ ГЕС/ГАЕС НДЕ Усього
Рекомендована величина встановленоТ потужносп генерацП', гВт 12,8 18,1 5,0 36,0
Рекомендована величина КВВП, % 85,8 63,5 39,8 33,9 85,8
Фактична величина встановленоТ потужносп генераци, гВт 13,8 34,3 6,2 1 55,3
Фактична величина КВВП, % 72,5 22,5 12,9 18,3 33,8
Вщхилення фактичноТ величини встановленоТ потужносп вщ рекомендовано!', % +7,8 +89,4 +23,4 +53,8
Вщхилення фактичноТ величини КВВП вщ рекомендовано!', % -13,3 -41,0 -26,9 -15,6 -52,0
в краш, а саме атомно'1 - 7,8 %, теплово'1 - 89,4 %, пдрав-лiчноï - 23,4 %. Фактична потужшсть генераци на основi нетрадицiйних джерел енерги складае 1,8 % в^ загально'1 встановлено'1 величини, що значно нижче наявних резер-вiв, а отже, не е визначальним у виробництвi електрично'1 енерги. Крiм цього, нетрадицiйнi джерела енерги е роз-осередженими та нестабкьними, що суттево ускладнюе 1х застосування у сферах як базово'1, так i компенсацiйноï генераци.
Наявшсть суттевих резервiв встановлено'1 потужносп створюе можливiсть оптимiзацiï структури парку генераци енерги, яка нав^ь без проведення заходш iз тех-нолопчноТ модернiзацiï та технiчного оновлення потужностей генераци здатна забезпечити суттеве тдвищення господарсько'1 ефективностi нацiонального енергетичного сектора.
Другим важливим напрямом тдвищення ефектив-ност нацiонального енергетичного сектора е проведення технолопчноТ модернiзацiï та техтчного оновлення сфери генераци енерги, яи здатнi забезпечити вирiшення проблем i усунення обумовлених ними негативних наслоив у способи, охарактеризованi в табл. 10.
Наведет в табл. 10 в^омосй св^чать, що клю-човим заходом забезпечення можливостей проведення структурно-технолопчноТ модернiзацiï нацiонального енергетичного сектора е створення резерву потужностей для компенсаци тимчасово виведених на капiтальний ремонт i реконструкщю об'ектш генераци. Створення резерву потужностей електрогенераци також важливе з огляду на можливкть збкьшення споживання електрично'1 енерги в майбутньому, передбаченого Енергетичною стратегь ею Украши на перюд до 2035 року: «Безпека, енергоефек-тивнiсть, конкурентоспроможнiсть» [15]. Наявнi фактичн
резерви потужностi електрогенераци створюють сприят-ливi умови для маневрування ними. Особливо значн фак-тичнi резерви потужностей належать до парку теплово'1 генераци.
Вищенаведен рекомендованi структура та величини встановлено'1 потужностi е результатом розрахунив, якi проводились без урахування необх^ност створення резерву потужностей. Виходячи з цього положення об-Грунтування структури i величин необх^ноТ потужностi генераци слд визначати на основi фактичних параметрш сфери генераци енерги з урахуванням необх^носп 1х оптимiзацiï, тобто наближення 1х значень до розрахунко-во'1 величини з урахуванням створення резервiв генераци згаданого призначення. Максимальну норму резервш встановлено'1 потужносп електрогенераци визначимо за таких умов:
■ бкьшють об'ектш парку електрогенераци пере-вищили проектн термiни експлуатаци (за виклю-ченням 7 атомних блокш з 15);
■ нормативний термiн техшчноТ реконструкци енергетичних блокш базово'1 генераци складае 7 роив, зв^си норма резерву складе близько 30 % в1д установлено! потужносп всього парку генераци.
Цю процедуру обГрунтування структури встановлено'1 потужносп й основних параметрiв сфери генераци електрично'1 енерги за умов 2016 року наведемо у табл. 11.
Дат, наведет у табл. 14, св^чать, що загальна величина встановлено'1 потужносп може бути зменшена з 55,3 гВт до 40,7 гВт, тобто на 26,4 %. Зменшення загально'1 величини встановлено'1 потужностi доцкьно провести ткьки за рахунок скорочення парку теплово'1 генераци, яке складе 42,6 % (при перевищенн розрахунково'1 величини на 47,2 %).
Таблиця 11
ОбГрунтування структури встановленоТ потужносп й основних параметрiв сфери генераци електричноТ енерги за умов 2016 року
Таблиця 10
Основш структурш заходи щодо усунення проблем нацюнальноТ сфери генераци електричноТ енерги
Проблема Негативш наслiдки Структуры заходи щодо усунення проблем та Тх негативних наслiдкiв
1. Фiзична застарiлiсть потужностей генераци 1. Наднормативн витрати на утримання основних засобГв 1. Капггальний ремонт i виведення з експлуа-таци
2. Технолопчна вщсталГсть парку генераци 2. Низька ефективнiсть процеав енерго-перетворення 2. Технологiчнa реконструкцiя i техшчне онов-лення парку генераци
3. Нерозвинешсть мобiльного сегменту парку генераци 3. Знaчнi технологiчнi втрати ППЕР 3. Виведення з сегмента базово'Т генераци i зо-середження енергетичних блогав середньо'Т i мало'Т потужносп в сегментах сезонно'Т i добо-во'Т компенсaцiйноï генераци, розвиток децен-трaлiзaцiï i локaлiзaцiï генераци енерги
4. Надлишкова загальна потужшсть парку генераци 4. Наднормативн виробничi витрати 4. Скорочення парку генераци за рахунок виведення надлишкових зношених потужностей
5. Нерацюнальне теритсральне розмiщення потужностей генераци 5. Висок втрати енерги при транспорту-вaннi та розподiленнi 5. Наближення об'ветв генераци до споживaчiв
6. Створення резерву потужностей для компенсаци тимчасово виведених на капггальний ремонт i реконструщю об'£ктГв генерацРГ
Показник АЕС ТЕС/ТЕЦ ГЕС/ГАЕС НДЕ Усього
Фактична величина встановленоТ потужнос-т генераци, гВт 13,8 34,3 6,2 1,0 55,3
Рекомендована величина встановленоТ потужносп генераци, гВт 12,8 18,1 5,0 36,0
Величина ближча до оптимально!' з ураху-ванням забезпечення необхщного резерву фактична рекомендована та два блоки резерву по 800 мВт фактична фактична Х
Прийнята величина встановленоТ потужнос-т генерацГТ, усього, гВт 13,8 19,7 6,2 1,0 40,7
у тому чиш:
■ базово'Т 13,8 4,1 1,0 18,9
■ компенсацисезоннихколивань 7,8 7,8
■ компенсацидобовихколивань 7,8 6,2 14,0
Генерацт електричноТ енергп, млрд кВт-год 87,6 67,5 7,0 1,6 163,7
Очтуваний КВВП, % 72,5 39,0 12,9 18,3 45,9
Розраxунковi й обгрунтоваш параметри, а також структура сфери генераци енерги мае суттевi вкмшност вiд фактичних, що наочно видно з рис. 4.
Наведеш на рис. 4 дат свкчать, що проведення щ-леспрямованоТ структурно! модершзацп сфери генерацп енергп дозволить вивiльнити значну кiлькiсть застарких потужностей генераци енергп та тдвищити iнтенсивнiсть використання працездатних потужностей. Зважаючи на ви-щевикладене та поточну економiчну ситуацiю в краïнi, для якоТ характерна нестача коштiв на проведення подiбниx за-
xодiв, структурну модернiзацiю енергетики слiд обмежити реструктуризащею потужностей тепловоТ генераци.
Загальну характеристику теплово'1 генерацп електрично'1 енергп наведено у табл. 12.
Теплова енергетика краши у 2016 рощ спожила на виробництво електрично'1 енергп 16178 тис. т.н.е. оргашч-ного палива, або 42,5 % вк загальноТ величини ППЕР, по-ставлених на щ цiлi. При цьому частка теплово'1 генераци в загальному виробництвi електроенергп склала 41,5 %, що свкчить про дещо меншу ефективнiсть процесу енерго-
Потужнкть, гВт
60 50 40 30 20 10
4^ 55,3 1,0 6,2
3 '
34,3
36,0
13,8
5,0 18,1
12,8
40,7 1,0
6,2
19,7
13,8
Частка, % 100,0 90,0 80,0 70,0 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0
Фактична Розрахункова Прийнята Технолопчний склад генераци енергГГ
0,0
1,8 11,2
62,0
25,0
14,0
54,7
35,6
2,5 15,2
48,4
33,9
Фактична Розрахункова Прийнята Технолопчна структура генерацГГ енергГГ
Рис. 4. Порiвняльна структурно-технологiчна характеристика сфери генерацГГ електрично'Г енергГГ:
1 - атомна генера^я; 2 - теплова генера^я; 3 - гiдравлiчна генерацiя; 4 - нетрадицшна генерацiя
Таблиця 12
Загальна характеристика теплово'Г генерацГГ електрично'Г енергГГ
2
0
Показник ТЕС ТЕЦ Разом
Постачання оргаычного палива на генерацю електрично'Г енергГГ, усього, тис. т.н.е. 14864 1314 16178
у т. ч.
вугтля 14700 569 15269
природний газ 164 745 909
Виробництво електроенергп, млрд кВт-год 60,9 6,6 67,5
Встановлена електрична потужшсть, гВт 30,9 3,4 34,3
Фактичний КВВП, % 22,5 22,2 22,5
перетворення, шж за бкьшктю iнших технологiй. 90,2 % теплово! генераци електрично! енерги вироблялось ТЕС, а 9,8 % - ТЕЦ.
За результатами обгрунтування (див. табл. 11) вста-новлена потужшсть теплово! генераци повинна складати 19,7 гВт, з яких 16,3 гВт (82,7 %) припадае на ТЕС i 3,4 гВт (17,3 %) на ТЕЦ.
Розподкення встановлено! потужностi за призна-ченням проведено з метою виконання таких умов.
Потужност ТЕС повиннi покривати частину:
■ нестот потужностей базово! генераци у iншi способи;
■ навантаження енергосистеми у дiапазонi сезон-них коливань;
■ навантаження енергосистеми у дiапазонi добових коливань.
Розподкення встановлено! потужностi теплово! генераци за напрямами покриття навантаження в ОЕС приведено у табл. 13.
Для визначення напрямiв структурно! модершза-ци сфери теплово! генераци енерги проведемо докладний аналiз встановлених потужностей з метою визначення об'екпв, що пiдлягають включенню до реструктуризовано-го парку генераци.
Структуру парку теплово! генераци за ознакою по-тужностi об'ектав наведено в табл. 14.
Зважаючи на те, що маневрешсть енергетичних бло-к1в знаходиться у зворотнiй залежност до 1х потужностi, за даними табл. 16 та 17 складемо схему розподкення парку генераци ТЕС за напрямами покриття навантажень (табл. 15).
Наведет у табл. 15 даш св^чать, що найбкьш пер-спективними електростанщями за ознаками можливост покриття рiзних напрям1в навантажень ОЕС е:
■ за широтою покриття повного дiапазону покриття навантажень - Запорiзька ТЕС;
■ за напрямом покриття дiапазону постшного навантаження (крiм Запорiзькоl ТЕС) - Вуглепрська ТЕС;
■ за напрямом покриття дiапазону сезонних коли-вань (крiм Запорiзькоl ТЕС) - Придншровська, Змивська i Трипкьська ТЕС;
■ за напрямом покриття дiапазону сезонних коли-вань можуть розглядатись ва ТЕС, але серед них особо слд визначити Бурштинську ТЕС, яка е основним регулятором перетоив з европейською енергосистемою.
Для выбору придатних до подальшого використання енергоблоив також необх^но оцiнити !х фiзичний стан. Цю оцшку проведемо на основi результатiв аналiзу висна-ження паркового ресурсу енергоблоив ТЕС. Нормативнi значення паркового ресурсу турбш виробництва колиш-нього СРСР наведено у табл. 16.
Таблиця 13
Розподшення встановленоТ потужносп тепловоТ генерацм за напрямами покриття навантаження в ОЕС
Показник Покриття навантаження в ОЕС за рахунок
ТЕС ТЕЦ Усього за рахунок тепловоТ генераци
Прийнята величина встановленоТ потужносп генераци, усього, гВт 16,3 3,4 19,7
у тому чиш покриття:
■ базово'Т 1,6 2,5 4,1
■ покриття сезонних коливань 6,9 0,9 7,8
■ покриття добових коливань 7,8 7,8
Таблиця 14
Структура парку тепловоТ генерацм за ознакою потужносп енергобломв
Енергетична компашя, електростанщя Кшьккть енергетичних бломв
Усього у тому чиЫ за дiапазонами потужносп
до 150 151-300 301-500 вище 500
Запорвька TEC 7 2 2 3
Криворвька ТЕС 10 10
Приднтровська ТЕС 8 4 3 1
Слов'янська TEC 1 1
Вуглепрська ТЕС 7 4 3
Змивська TEC 10 9 1
Триптьська TEC 6 5 1
Бурштинська ТЕС 12 12
ДобротвГрська ТЕС 4 4
Ладижинська ТЕС 6 6
Луганська ТЕС 8 1 7
КурахГвська ТЕС 7 7
Усього: 86 9 65 5 7
Таблиця 15
Розподшення парку генерацм ТЕС за напрямами покриття навантажень в ОЕС
Енергетична компашя, електростанщя Кшьккть енергетичних бломв
Усього у тому чиЫ за напрямами навантажень в ОЕС
добовi коливання сезонш коливання послйш
Запорвька TEC 7 2 2 3
Криворвька ТЕС 10 10
Приднтровська ТЕС 8 7 1
Слов'янська TEC 1 1
Вуглепрська ТЕС 7 4 3
Змивська TEC 10 9 1
Триптьська TEC 6 5 1
Бурштинська ТЕС 12 12
ДобротвГрська ТЕС 4 4
Ладижинська ТЕС 6 6
Луганська ТЕС 8 8
КурахГвська ТЕС 7 7
Усього: 86 74 5 7
Таблиця 16
Значення паркового ресурсу парових турбш [12]
Завод-виробник Тиск св1жо'Т пари, МПа Потужнкть, Парковий ресурс
МВт напрацювання, тис. год кшьккть пуск1в
АТ "ТМЗ" 9 и менше 13-24 50 и менше 50-250 270 220 900 600
9 i менше 100 i менше 270 900
АТ "ЛМЗ" 13-24 50-300 220 600
24 500-1200 100 300
9 i менше 50 i менше 270 900
ВАТ "Турбоатом" 13 24 160 300 200 170 600 450
24 500 100 300
У табл. 17 наведено данi щодо перевищення фактичного напрацювання i кiлькостi пускш над нормативними значеннями.
Наведенi в табл. 17 даш свiдчать про значне перевищення рекомендованого (нормативного) ресурсу напрацювання, яке по рiзним електростанщям знаходиться у дiапазонi 7,7-52,6 %, а також виснаження ресурсу пусив по бкьшш ккькост електростанцiй, виняток з яких скла-дають ткьки Запорiзька та Криворiзька ТЕС. Найменший, тобто для умов Украши ще прийнятний рiвень перевищення ресурсу пускш у 28,2 % спостериаеться на Ладижин-ськш ТЕС.
Зважаючи на результати аналiзу технiко-виробничих можливостей i фiзичного стану ТЕС ГК, можна констату-вати що найбкьш перспективними в плаш формування ра-щонально! структури теплово! генераци можна визначити 7 електростанцш з 12 розглянутих, це: Запор!зька ТЕС; Вуг-легiрська ТЕС; Придншровська ТЕС; Змiiвська ТЕС; Три-тльська ТЕС; Ладижинська ТЕС; Бурштинська ТЕС.
Розподкення встановлено! потужност1 електростан-цш за напрямами покриття навантажень у ОЕС проведемо
з урахуванням в1дпов1дност1 маневреностi та Ф1зичного стану енергетичних блокш (табл. 18).
Наведенi даш св^чать, що для забезпечення елек-трично! генераци ТЕС ГК достатньо 60 енергетичних блокш з загальною встановленою потужн1стю 16,3 гВт.
Таким чином, з наявно! встановлено! потужност ТЕС ГК - 30,9 гВт можна вивкьнити 13,6 гВт, або 44,0 %. При цьому сл1д зауважити, що 61льш1сть встановлених по-тужностей, що рекомендовано до включення до реструктуризовано! сфери теплово! генераци, мають значний стутнь морального та Ф1зичного зносу, а отже, потребують техно-лопчно! модершзаци.
Зг1дно з проведеним на баз! щлого ряду джерел [1621] порiвняльно-еволюцiйним аналiзом форсайт-прогнозш структурно-технологiчного розвитку сватово! енергети-ки було вобрано 16 перспективних технологiй генераци електроенерги з метою !х упровадження на електростанщ-ях Украши, як1 тдлягають модернiзацii, або нового будш-ництва. До цих технологш вiднесемо таи:
■ 1и - Ти - традицшш вуг1льн1 ТЕС (спалювання кускового вугкля);
Таблиця 17
Перевищення фактичного напрацювання i кiлькостi пускiв турбш над Тх нормативними значеннями
Назва електростанцп Перевищення рекомендованого значення,%
напрацювання кшьккть пуск1в
Запорiзька ТЕС 27,5 -13,6
Kриворiзька ТЕС 14,1 -27,7
Придшпровська ТЕС 35,4 139,8
Слов'янська ТЕС н. Д. н. Д.
Вуглепрська ТЕС 18,1 н. Д.
Змпвська ТЕС 30,4 н. Д.
Трипiльська ТЕС 14,1 н. Д.
Бурштинська ТЕС 33,5 132,3
Добротвiрська ТЕС 52,6 205,8
Ладижинська ТЕС 7,7 28,2
Луганська ТЕС 31,6 146,4
Kурахiвська ТЕС 15,8 277,4
Таблиця 18
Розподшення встановлено'Г потужностi електростанцш за напрямами покриття навантажень ОЕС
Покриття навантажень у ОЕС обраними для формування ново!' структури сфери теплово'Г генерацГГ енергетичними блоками ТЕС
Електрична станц1я добових коливань сезонних коливань послйного навантаження
№ блоку потужшсть, мВт № блоку потужшсть, мВт № блоку потужшсть, мВт
1 325 6 800
3anopi3bKa TEC 3 325 7 800
5
1 282 2 300
5 282 3 300
6 282 4 300
Kриворiзька ТЕС 7 282
8 282
9 282
10 300
5 215 11 195
Бурштинська ТЕС 7 206 12 195
9 195
10 195
8 150 11 310
Приднтровсыка ТЕС 9 150 12 285
10 150 13 285
1 300
Bуглегiрська ТЕС 2 300
3 300
4 300
1 175 7 290
2 175
3 180 9 280
Змпвсыка TEC 4 180 10 290
5 185
6 185
8 325
4 300 2 325
Триптысыка TEC 5 300 1 300
6 300 3 300
4 300 1 300
Ладижинсыка ТЕС 5 300 2 300
6 300 3 300
4 210 3 200
5 222
KypaxiBCbKa ТЕС 6 225
7 225
8 225
9 225
Усыого: Х 7790 Х 6905 Х 1600
■ 2и - ТРи - спалювання пиловидного вугiлля;
■ 3и - ШС - ультранадкритичне спалювання пиловидного вугглля;
■ 4и - ЮСС - комбiнований цикл з штегрованою газифiкацiею вугглля;
■ 5С - ОССТ - газотурбiнна електрогенеращя вiд-критого циклу;
■ 6С - СССТ - газотурбiнна електрогенерацiя ком-бшованого циклу;
■ 7В - 8Б - спалювання бiомаси;
■ 8В - ВВРВ - пiролiз бюмаси в киплячому шарi;
■ 9В - СВ - газифiкацiя бюмаси;
■ СОЯ - ЯИ - ядерш реактори 3 поколiння;
■ 11Г - ВГЕС - велик ГЕС;
■ 12Г - МГЕС - мам ГЕС;
■ 13С - СБ - сонячш батаре!;
■ 14С - СК - сонячнi концентратори;
■ 15В - КУ - континентальнi вiтряки;
■ 16В - иУ - вГтряки на узбережжi.
Здiйснимо вибiр технологш генераци електроенергГ!, якi доцiльно впроваджувати на укра!нських електростан-цiях. Вибiр технологiй будемо здiйснювати з урахуванням таких критерпв: капiтальних витрат на створення потуж-ностей з генераци електроенергГ!;
■ витрат на обслуговування встановлених потуж-ностей з генераци електроенергГ!;
■ приведених витрат потужностей з генераци елек-троенергГ!;
■ ргвня розвитку технологiй з генераци електро-енергГ! i ринку !х впровадження.
На рис. 5 наведено розподгл технологiй генераци електроенергГ! за приведеними каттальними витратами.
Як видно з рис. 5, найбiльшi приведет каттальш вкладення на впровадження потребують таи технологи: сонячш батаре! (СБ) - 4,22 дол./МВт, сонячнi концентратори (СК) - 1,67 дол./МВт, вггряки на узбережжi (иУ) -
Технологи
СБ СК
иу
КУ
ев
РВК МГЕС иБС ЯВ ВГЕС БВ ЮСС
три ти
ССвТ ОСвТ
............................................................I 4,22
ХУУУУУУУУУУУУУУУУУУУУУУУ1 1,67
\ллллллллллллл 0,94
-ЛЛЛЛЛЛЛХЯ 0,63
■,ЛЛЛЛЛЛЛ1 0,51
ХХХХХХЦ 0,46
уууууууууууу1
хххххххха 0,64
чххххх1 0,43
лулулулулул-1 0,41
УУУУУ\ 0,39
хххх1 0,32
^АЛЛ^ 0,29
0,27
523 0,11 "Я 0,08
-1-1-1-1-
0 12 3 4
Приведем капггальн вкладення, дол./кВт-год
Рис. 5. Дiаграма розподiлу технологiй генераци електроенергп за приведеними капiтальними вкладеннями
0,94 дол./МВт та континентальш вГтряки ((КУ) - 0,87 дол./ МВт, а найменшк газотурбiнна електрогенерацiя комбь нованого циклу (СССТ) - 0,08 дол./МВт та комбшова-ний цикл з штегрованою газифшащею вуплля (ОССТ) -0,11 дол./МВт.
На рис. 6 наведено дiаграму розподглу технологш генераци електроенергГ! за приведеними витратами на обслуговування встановлено! потужность
Як видно з рис. 6, найбiльшi приведенi витрати на обслуговування встановлено! потужност потребують такi технологи: вГтряки на узбережжi (иУ) - 0,0212 дол./кВт-г; сонячш концентратори (СК) - 0,0173 дол./кВт-г; газифь кащя бiомаси (СВ) - 0,0165 дол./кВт-г; а найменшк газо-турбiнна електрогенеращя вГдкритого циклу (ОССТ) -0,0013 дол./кВт-г; традицшш вуггльш ТЕС (Ти) -
0,0014 дол./кВт-г г газотурбшна електрогенеращя комбь нованого циклу (СССТ) - 0,017 дол./кВт-г.
На рис. 7 наведено розподгл технологш генераци електроенергГ! за приведеними витратами.
Як видно з рис. 7, найбГльшГ приведен витрати ма-ють таю технологи генераци електроенергГ!: сонячнГ бата-ре! (СБ) - 0,518 дол./кВт-г, сонячш концентратори (СК) -0,218 дол./кВт-г, а найменшк газотурбшна електрогенеращя вГдкритого циклу (ООСТ) - 0,036 дол./кВт-г та газотурбшна електрогенеращя комбшованого циклу (СССТ) -0,037 дол./кВт-г.
Здшснимо позицГонування технологГй генераци елек-троенергГ! за приведеними експлуатацшними витратами та каттальними вкладеннями у такш матриц (рис. 8).
Технологи
иу
СК
ев
ВВРВ СБ ЯВ БВ КУ иБС ЮСС ВГЕС МГЕС
три
ССвТ
ти
ОСвТ
лллллллллллллллллллллллллллллллллллллллллллаллллллллллллл1
.хххххххххххххххххххххххххххххххххххххххххххххх1
^wwwwwwwwwwwwчлллллллллллллллллл/^
ууууууууууууууууууууууууууууууууууууу^!
КЛЛЛЛЛЛЛЛЛЛЛЛЛЛЛЛЛЛЛЛЛЛЛЛЛЛЛЛ1 0,0109
^ууууууууууууууууууучл
0,0212
0,0173
0,0165
0,0140
0,0111
0,0076
хххххххххххххххххххх1 0,0076
-ххххххххххххх-1 °,°053
vWvWvWvWv^ 0,0049
КХХХХХХХХИ 0,0038
ххххххххх^ 0,0038
ЛЛЛЛЛЛЛ/^Т! 0,0037
УУУЦ 0,0017
,ххх1 0,0014
ТУУ1 0-0013
0,000
0,005
0,010
0,015
—I-1
0,020 0,025
Приведет витрати на обслуговування, дол./кВт-год
Рис. 6. Дiаграма розподшу технологiй генерацп електроенергп за приведеними витратами на обслуговування встановленоТ
потужностi
Технологи
СБ СК ББРБ
иу
вБ КВ иБС ББ ЮСС
три ти
МГЕС ЯВ ВГЕС ССвТ ОСвТ
.аааааааааааааал 0,136
/уууууууууууууу1 0,134
■^ууууууууууууу! 0,125
<хххххххххххх 0,112
УУУУУУУУУУ^ 0,098
дг
ХХХХХХХХХХХХХХХХХХХХХХХЦ 0,218
ХХХХХХХХХЗ 0,093
хххххххх^ 0,082
ААААААА/у1 0,080
■^уууууууз 0,076
<ххххххд 0,065
УЛЛЛЛЛЛ1 0,063
УУУУУ^ 0,053
ХХХ>Л 0,037
^УУУ 0,036
0,0
0,1
—Г"
0,2
0,3
0,4
-1-1
0,5 0,6
Приведет витрати на генера^ю, дол./кВт-год
Рис. 7. Дiаграма розподшу технологш генерацГТ електроенергп за приведеними витратами
У перший квадрант матриц увшшли технологи генерацп електроенергп «з низькими експлуатацiйними витратами та каттальними вкладеннями»: газотурбiнна електрогенеращя в1дкритого циклу (ООСТ) (1-ше мюце за приведеними витратами), газотурбiнна електрогенеращя комбшованого циклу (СССТ) (2), велик ГЕС (ВГЕС) (3), малi ГЕС (МГЕС) (5), традицiйнi вугкьш ТЕС (ТУ) (6), спалювання пиловидного вуплля (ТРи) (7), комбiнований
цикл з штегрованою газифiкацieю вугкля (ЮСС) (8), спалювання бiомаси (8Б) (9), ультранадкритичне спалювання пиловидного вугкля (ШС) (10).
До другого квадранта увшшли технологи генерацп електроенергп «з низькими приведеними експлуатацшни-ми витратами та високими каттальними вкладеннями»: континентальн вгтряки (КУ) (11) та вгтряки на узбережжi (иу) (13).
Приведенi експлуатацiйнi витрати дол./кВт-год
Висока
0,01
Низька
3 ЯВ (4) вБ (12) ВВРБ (14) 4 СБ (16) СК (15)
1 ти (6) три (7) иБС (10) ЮСС (8) ОСвТ (1) ССвТ (2) БВ (9 ) ВГЕС (3) МГЕС (5) 2 КУ (11) иУ (1 6)
Низьга
0,1
Високi
Приведем капiтальнi вкладення дол./кВт-год
Рис. 8. Матриця позицюнування технологiй генерацГГ електроенергп за приведеними експлуатацiйними витратами та каттальними вкладеннями
У третiй квадрант увшшли технолог!! генераци електроенерг!! «з високими приведеними експлуатацiйними витратами та низькими приведеними каттальними вкладеннями»: ядерш реактори 3 поколшня (ЯИ) (4), газифь кацiя бюмаси (СБ) (12), пiролiз бiомаси в киплячому шарi (ББРБ) (14).
До четвертого квадранта увшшли технологи генераци електроенерг!! «з високими приведеними експлуата-цiйними витратами та приведеними каттальними вкладеннями»: континентальш вггряки (КУ) (11) та вiтряки на узбережжi (иУ) (13).
Найбкьш економiчно привабливими для впрова-дження в електроенергетику Укра!ни е технолог!!, яю роз-ташувалися в першому квадрант матрицi.
Здiйснимо позицiонування технологiй генераци електроенергГ! у площинi «ршень розвитку технологш - рь вень розвитку ринку» у таюй матрицi (рис. 9).
За ршнем розвитку техшки та ринку технолог!! генераци електроенерг!! класифiкуються на три групи: роз-виваючi (квадрант 1); зрш (квадрант 2) i комерцiйнi (квадрант 3).
У перший квадрант увшшли технолог!!, яю знаходять-ся на стад!! науково-досл^них i дослiдно-конструкторських робiт (НДДКР). До них у нашому випадку в^носяться: га-зифiкацiя бiомаси (СБ) i пiролiз бiомаси в киплячому шарi (ББРБ).
Технолог!! генерац!! електроенерг!! другого квадранта перейшли iз стад!! НДДКР на рiвень досл^но-промислово! експлуатац!!. У цю групу входять таи технолог!!: спалювання бюмаси (ББ), ультранадкритичне спа-лювання пиловидного вугiлля (иБС), комбiнований цикл з штегрованою газифiкацiею вугiлля (1ССС), вiтряки на узбережжi (иУ), газотурбшна електрогенерацiя комбшо-ваного циклу (СССТ), газотурбiнна електрогенерацiя в^-критого циклу (ООСТ).
У третiй квадрант увшшли технолог!!, яю вийшли на комерцшний р!вень. До них вiдносяться: традицшш ву-гiльнi ТЕС (ТУ), спалювання пиловидного вуплля (ТРи), ядернi реактори 3 поколшня (ЯИ), великi ГЕС (ВГЕС), малi ГЕС (МГЕС), континентальш вггряки (КУ), сонячнi батаре! (СБ), сонячш концентратори (СК).
технолопй 2 Зр^ технологи 3 Комерцшн технологи
Високий БВ иБС ЮСС ти три ЯВ ВГЕС МГЕС КУ
иу ССвТ ОСвТ СБ СК
1 Розвиваю^ технологи
Низький ев ВВРВ
Рiвень розвитку ринку
Низький Високий
Рис. 9. Сшвставлення технологш з генераци електроенергп за рiвнем Тх розвитку i рiвнем розвитку ринку
Виходячи з наведеного можна дiйти висновку, що на теплових електростанцiях Украши для ïx модершза-цп потрiбно впроваджувати такi прогресивнi технологи генерацп електроенергп з вугкля i природного газу: уль-транадкритичне спалювання пиловидного вугкля (USC), комбiнований цикл з iнтегрованою газифiкацieю вугiлля
(IGCC), газотурбшна електрогенерацiя комбiнованого циклу (CCGT), газотурбшна електрогенеращя вiдкритого циклу (OOGT).
У табл. 19 наведено поршняльна характеристику цих технологш генерацп електроенергп.
Таблиця 19
Порiвняння перспективних технологiй тепловоТ генерацй електроенергп до 2035 р.
Показники Вугшьш технологи' Газов1 технологи
USC IGCC OCGT CCGT
Енергоефективысть, % 46 46 35 52
Типовий рiвень завантаження, % 75-85 75-85 10-20 20-60
Max рiвень завантаження, % 90 90 92 92
Tиповi потужносп, МВт 600-1100 250-1100 10-300 60-430
Викиди парникових ^в кт/МВт-год 730-850 700-750 480-575 340-400
1нвестицшы витрати, дол. / МВт / рт 2200 3700 900 1100
Експлуатацшы витрати, дол. / МВт / рт 15-25 15-25 36 44
Загальы виробничi витрати, дол. / МВт-год 65 95 100 72,5
Строк будiвництва, мк. 48 48 27 27
Корисний строк експлуатацп, роив 40 40 30 30
Спрямоваысть генерацй Базова Маневрова Маневрова Базова
Як видно з табл. 19, технолопя ультранадкритичного спалювання пиловидного вугкля (USC) забезпечуе базове навантаження, а комбшованого циклу з штегрованою гази-фшащею вугкля (IGCC) - маневрове навантаження. IGCC забезпечуе бкьш вищу енергоефектившсть та найнижчi шкiдливi викиди, шж USC.
Отже, перспективними технолоиями газово'1 елек-трогенераци е таи: газотурбшна електрогенеращя вккри-того циклу (OOGT) - для забезпечення маневрового регу-лювання та газотурбшна електрогенеращя комбшованого циклу (CCGT). Технолопя CCGT мае перевагу над OOGT у зв'язку iз енергоефектившстю трансформацп, однак вона мае бкьш висою капiтальнi витрати.
Залежно вк свого призначення (базова чи маневрова генеращя) наведенi вище прогресивнi технологи i повинш впроваджуватися на теплових електростанщях Украши, якi пiдлягають модершзацп.
Л1ТЕРАТУРА
1. Красильников О. Ю. Структурные сдвиги в экономике: теория и методология. Саратов : Науч. кн., 1999. 74 с.
2. Сивелькин В. А., Кузнецова В. Е. Статистический анализ структуры социально-экономических процессов и явлений : учеб. пособие. Оренбург : ГОУ ВПО ОГУ, 2002. 99 с.
3. Кизим М. О., Шптевський В. В., Салашенко T. I., Борщ Л. М. 1дентифта^я нацюнальноТ моделi енергетичноТ безпеки: системы складовi та прюритеты напрями. Б'анес 1нформ. 2016. № 6. С. 79-89.
4. Кизим М. О., Лелюк О. В. Економiчна безпека Украши у газовш сферi : монографiя. Харгав : ВД «1НЖЕК», 2014. 232 с.
5. ^вняк Г. Г., Шкрабець Ф. П. Альтернативна енергетика в УкраТы : монографiя. Дыпропетровськ : НГУ, 2013. 109 с.
6. Хаустова В. £., Крамарев Г. В., Ярошенко I. В. Теоретичы засади структурних зрушень в економщк Б'знес 1нформ. 2017. № 12. C. 24-37.
7. Кизим М. О., Салашенко T. I., Хаустова В. £., Лелюк О. В. Концептуальы засади змщнення паливноТ безпеки нацюнальноТ економiки. Проблеми eKOHOMÎKU. 2017. № 1. С. 79-88.
8. Кизим М. О., Мтютш Г. В. Структуры змши в економр Украши та ÏÏ енерго£Mнiсть. Бзнес Нформ. 2017. № 12. С. 132-143.
9. Мтютш Г.В. Стан i структуры зрушення в енергетично-му секторi Украши. Проблеми eKOHOMÎKU. 2017. № 4. С. 125-137.
10. Звп' з оцшки вщповщносп (достатностi) генеруючих потужностей. Кшв : Укренерго, 2017. 117 с.
11. Звп' про результати дiяльностi Hацiональноï комiсiï, що здшсню£ державне регулювання у сферах енергетики та ко-мунальних послуг у 2016 роцк КиТв : НКРЕ, 2016. 265 с.
12. Мтютш Г. В. Оцшка структурних зрушень у спожи-ваннi електроенергп в УкраТы. Моделювання регюнально\ еко-HOMiKU. 2016. № 1 (27). С. 283-300.
13. Шевченко В. В., Строкус А. В. Режимы эксплуатации турбогенераторов с учетом требований устойчивости работы энергосистемы. Энергосбережение. Энергетика. Энергоаудит. 2016. № 1. С. 33-42. URL: http://eee.khpi.edu.ua/article/ download/78837/74587
14. Офщшний сайт ПАТ «ДТЕК Схщенерго». URL: http:// energo.dtek.com/business/generation/vostokenergo/
15. Коврижкин Ю. Л., Скалозубов В. И., Кочнева В. Ю. научно-технические основы оптимизации планирования ремонтов, испытаний и контроля на АЭС с ВВЭР : монография / НАН Украины, Ин-т проблем безопасности АЭС. Чернобыль (Киев. обл.) : Ин-т безопасности АЭС, 2009. 120 с.
16. US Energy Information Administration (EIA). URL: https:// www.eia.gov/electricity/annual/
17. Енергетична стратепя Украши до 2035 р.: Безпека, Енергоефективысть та Конкурен^я // МЫстерство енергетики
та вугтьноТ промисловостi УкраТни : офщ. сайт. URL: http://mpe. kmu.gov.ua/minugol/doccatalog/document?id=245032412
18. Международное состояние и перспективы ядерной энергетики - 2017. Доклад генерального директора IAEA. URL: https://www.iaea.org/About/Policy/GC/GC61/GC61InfDocu-ments/Russian/gc61inf-8_rus.pdf
19. Будущее атомной энергетики. Междисциплинарное исследование Массачусетского технологического института. URL: http://www.seu.ru/programs/atomsafe/books/FAE1.pdf
20. Прогноз развития энергетики мира и России до 2040 // Институт энергетических исследований РАН. URL: https:// www.eriras.ru/files/prognoz-2040.pdf.
21. The Outlook for Energy: A View to 2040 // Exxon Mobil. URL: http://cdn.exxonmobil.com/~/media/global/files/outlook-for-energy/2016/2016-outlook-for-energy.pdf
22. Кизим М. О., Матюшенко I. Ю., Шостак I. В., Данова М. О. Форсайт-прогнозування прюритетних напрямiв розвитку нанотехнологш i наноматерiалiв у краТнах свiту й Украíнi : монографiя. Харкiв : ВД «1НЖЕК», 2015. 272 с.
REFERENCES
"Budushcheye atomnoy energetiki. Mezhdistsiplinarnoye issledovaniye Massachusetskogo tekhnologicheskogo instituta" [The future of nuclear power. Interdisciplinary research at the Massachusetts Institute of technology]. http://www.seu.ru/programs/ atomsafe/books/FAEI.pdf
"Enerhetychna stratehiia Ukrainy do 2035 r. : Bezpeka, En-erhoefektyvnist ta Konkurentsiia" [Ukraine's energy strategy up to 2035: Safety, Efficiency and Competition]. Ministerstvo enerhetyky ta vuhilnoi promyslovosti Ukrainy : ofits. sait. http://mpe.kmu.gov. ua/minugol/doccatalog/document?id=245032412
Khaustova, V. Ye., Kramarev, H. V., and Yaroshenko, I. V. "Teo-retychni zasady strukturnykh zrushen v ekonomitsi" [The theoretical basis of structural shifts in the economy]. Biznes Inform, no. 12 (2017): 24-37.
Kovrizhkin, Yu. L., Skalozubov, V. I., and Kochneva, V. Yu. Nauchno-tekhnicheskiye osnovy optimizatsii planirovaniya remon-tov, ispytaniy ikontrolya na AESs VVER [Scientific and technical bases of optimization of planning of repairs, tests and control at NPP with VVER]. Chernobyl (Kiyev. obl.): In-t bezopasnosti AES, 2009.
Krasilnikov, O. Yu. Strukturnyye sdvigi v ekonomike: teoriya i metodologiya [Structural changes in the economy: theory and methodology]. Saratov: Nauch. kn., 1999.
Kyzym, M. O. et al. "Identyfikatsiia natsionalnoi modeli en-erhetychnoi bezpeky: systemni skladovi ta priorytetni napriamy" [Identification of national models of energy security: system components and priority areas]. Biznes Inform, no. 6 (2016): 79-89.
Kyzym, M. O. et al. "Kontseptualni zasady zmitsnennia pa-lyvnoi bezpeky natsionalnoi ekonomiky" [Conceptual framework for strengthening fuel security of the national economy]. Problemy ekonomiky, no. 1 (2017): 79-88.
Kyzym, M. O. et al. Forsait-prohnozuvannia priorytetnykh napriamiv rozvytku nanotekhnolohii i nanomaterialiv u krainakh
svitu i Ukraini [Foresight-prediction of the priority directions of development of nanotechnologies and nanomaterials in the world and Ukraine]. Kharkiv: VD «INZhEK», 2015.
Kyzym, M. O., and Leliuk, O. V. Ekonomichna bezpeka Ukrainy u hazovii sferi [Economic security of Ukraine in the gas sector]. Kharkiv: VD «INZhEK», 2014.
Kyzym, M. O., and Miliutin, H. V. "Strukturni zminy v ekonomitsi Ukrainy ta yii enerhoiemnist" [Structural changes in the Ukrainian economy and its energy intensity]. Biznes Inform, no. 12 (2017): 132-143.
"Mezhdunarodnoye sostoyaniye i perspektivy yadernoy energetiki - 2017. Doklad generalnogo direktora IAEA" [International status and prospects of nuclear power in 2017. Report by the Director General of IAEA]. https://www.iaea.org/About/Policy/GC/GC61/ GC61InfDocuments/Russian/gc61inf-8_rus.pdf
Miliutin, H. V. "Otsinka strukturnykh zrushen u spozhyvanni elektroenerhii v Ukraini" [Evaluation of structural changes in the consumption of electricity in Ukraine]. Modeliuvannia rehionalnoi ekonomiky, no. 1 (27) (2016): 283-300.
Miliutin, H. V. "Stan i strukturni zrushennia v enerhetychno-mu sektori Ukrainy" [Condition and structural changes in the energy sector of Ukraine]. Problemy ekonomiky, no. 4 (2017): 125-137.
Ofitsiinyi sait PAT «DTEK Skhidenerho». http://energo.dtek. com/business/generation/vostokenergo/
"Prognoz razvitiya energetiki mira i Rossii do 2040" [Forecast of energy development in the world and Russia to 2040]. Institut energeticheskikh issledovaniy RAN. https://www.eriras.ru/files/ prognoz-2040.pdf
Pivniak, H. H., and Shkrabets, F. P. Alternatyvna enerhetyka v Ukraini [Alternative energy in Ukraine]. Dnipropetrovsk: NHU, 2013.
Shevchenko, V. V., and Strokus, A. V. "Rezhimy ekspluatatsii turbogeneratorov s uchetom trebovaniy ustoychivosti raboty en-ergosistemy" [Modes of operation of turbogenerators taking into account the requirements of the stability of the power system]. En-ergosberezheniye. Energetika. Energoaudit. 2016. http://eee.khpi. edu.ua/article/download/78837/74587
Sivelkin, V. A., and Kuznetsova, V. Ye. Statisticheskiy analiz struktury sotsialno-ekonomicheskikh protsessov i yavleniy [Statistical analysis of the structure of socio-economic processes and phenomena]. Orenburg: GOU VPO OGU, 2002.
"The Outlook for Energy: A View to 2040" Exxon Mobil. http://cdn.exxonmobil.com/~/media/global/files/outlook-for-energy/2016/2016-outlook-for-energy.pdf
US Energy Information Administration (EIA). https://www. eia.gov/electricity/annual/
Zvit pro rezultaty diialnosti Natsionalnoi komisii, shcho zdiis-niuie derzhavne rehuliuvannia u sferakh enerhetyky ta komunalnykh posluh u2016rotsi [Report on the results of activities of the National Commission, carrying out state regulation in spheres of power and utilities in 2016]. Kyiv: NKRE, 2016.
Zvit z otsinky vidpovidnosti (dostatnosti) heneruiuchykh potu-zhnostei [Report on assessment of compliance (adequacy) of generating capacity]. Kyiv: Ukrenerho, 2017.
