И.А.Данилов. Возрастная проблема генерирующих источников. FOR и NCF-зависимости и тренды

ТЕГИ: Надежность (Reliability). Генерирующие мощности ( Generating capacities). Возраст (Age). Россия: Минэнерго РФ (Minenergo of Russia).  США (USA):  NERC. GADS. IEEE. EIA.  Великобритания(UK): DECC 
ИНФОРМАТИВНО: 
 Ссылки на  статью обязательны. Статья  содержит данные и определения, правообладателями которых  являются: Минэнерго РФ (Россия), EIA, NERC, IEEE (USA), DECC (UK) и автор. .





Данилов Илья Анатольевич. Инженер-электрик. Окончил электроэнергетический факультет Ивановского энергетического института им. В.И. Ленина (1971 г.), к.т.н.; начальник отдела методологии и экономической работы Главного планово-экономического управления Минэнерго СССР (1985); заместитель начальника Главного планово-экономического управления Минатомэнерго СССР (1987); первый заместитель начальника Сводного управления социально-экономического развития Госкомтруда СССР (1990) разработчик хозяйственных механизмов в электроэнергетике (1985) и атомной энергетике (1987). 

Danilov Ilya Anatolievich - electrical engineer, graduated from the Electric Power Faculty of the Ivanovo Power Engineering Institute named after V.I.Lenin (1971), Cand.Sc.; head of the Department of Methodology and Economic Work of the General Economic Planning Administration of the Ministry of Energy of the USSR (1985); deputy head of the General Economic Planning Administration of the Ministryof Atomic Energyof the USSR (1987); first deputy head of the Integrated Department of Social and Economic Development of the State Labor Committee of the USSR (1990) – designer of economic mechanisms in electrical power engineering (1985), and atomic power engineering (1987).



Публикация: декабрь 2012 - февраль 2013 гг.



В перечне технических показателей энергетической эффективности число часов использования установленной мощности является интегральным, ключевым показателем, характеризующим эффективность использования  оборудования электростанций.
Требует пояснения и сам термин. 
В соответствии с  ГОСТ 19431-84   используется понятие  показатель использования установленной мощности  электростанций - отношение произведенной электростанцией электрической энергии за установленный интервал времени к установленной мощности электростанции и далее следует разъяснение, что показатель использования обычно выражают в часах за год. Однако во вводной части ГОСТ отмечается, что установленные определения можно при необходимости изменять по форме изложения, не допуская нарушения границ понятий.
     Различают число часов использования установленной мощности   (далее число часов использования) электростанций с учетом расхода электроэнергии на собственные нужды  (брутто) и  за вычетом расхода электроэнергии на собственные нужды (нетто).
     Анализ годовых отчетов генерирующих компаний (в самоидентификации этих компаний) показывает, что в последнее время в отечественной  традиционной энергетике широкое распространение получил коэффициент  использования установленной мощности (КИУМ), который рассчитывается  как  частное от деления числа часов использования установленной мощности (числитель) на календарное время года, измеряемое в часах и равное 8760, т.е. теоретическую выработку (знаменатель).
    В зарубежной литературе и практике   различают КИУМ - брутто или  CF (capacity factor) - в числителе число часов использования–брутто   и КИУМ - нетто  или NCF (net capacity factor) - в числителе соответственно число часов использования-нетто. Однако, знаменатель, как правило, учитывает не теоретическую выработку электроэнергии, а максимальную, рассчитываемую в соответствии с установленными правилами.
     При  планировании и прогнозе число часов использования определяют из   разности между календарным числом часов использования и суммой числа часов в плановом простое (нормируемая величина), включая ограничения и время простоя в резерве,  числа часов в вынужденном простое (случайная величина).
     Вынужденный простой оборудования зависит  от большого числа факторов, в числе которых: вид энергоносителя, тип и типоразмер оборудования, срок службы.
     Главной проблемой настоящего и обозримого будущего в электроэнергетических комплексах крупнейших стран мира будет проблема исчерпания срока службы (возраста) генерирующего оборудования.

     Часть 1. Россия. Оценки Минэнерго РФ

      В таблице 1. приведены рекомендуемые сроки службы паровых и гидравлических турбин ТЭС, АЭС и ГЭС. 

Таблица 1. Рекомендуемые сроки службы оборудования электростанций


     В 2010 г. на форуме  "ТЭК России: курс на безопасность?" в докладе Минэнерго РФ были представлены данные характеризующие средний возраст оборудования ТЭС, АЭС и ГЭС (рис. 1).

Рис. 1. Возрастная структура генерирующего оборудования ОГК и ТГК ‎‎‎(в % от установленной мощности)‎‎‎.


     В своем обобщающем докладе  «Функционирование и развитие электроэнергетики Российской Федерации в 2011 г.»  (табл. 2.2.7, с. 44) Минэнерго РФ приводит данные, характеризующие возрастную структуру оборудования электростанций, которые могут быть обобщены и представлены в виде нижеследующих диаграмм.

Рис. 2. Гистограмма распределения установленной мощности оборудования электростанций России по типам и возрастным группам, МВт


Рис. 3. Структура ТЭС по типу оборудования, %


Рис. 4. Гистограмма распределения оборудования ТЭС по возрастным группам ‎‎(на конец 2011 г.)‎‎, МВт


Рис. 5. Доли оборудования ТЭС в распределении установленной мощности по возрастным группам, %


       Основной предварительный вывод  по материалам министерства заключается в следующем:
       110,1 млн. кВт  или 49,5 % выработали рекомендуемый срок службы.  В том числе:  ТЭС - 90,0 млн. кВт  или  59,4% от общей их мощности   учитываемой    Минэнерго РФ; АЭС -  8,43 млн. кВт    или 34,7% от  суммарной  их мощности   и ГЭС – 11,61  млн. кВт   или 25,2% от общей их мощности.
      Приведем оценки возрастной проблемы отечественного генерирующего оборудования, полученные нами на конец 2011 г. по:  1) атомным электростанциям - всего, и АЭС с реакторами ВВЭР (PWR); 2) турбин ГЭС (от 1 МВт и выше) и 3) конденсационным турбинам  электростанций России (кроме  блок-станций). 


Часть 2.  Россия. Оценки возраста реакторного оборудования АЭС, 
                 гидравлических и конденсационных турбин

ТЕГИ: Надежность (Reliability). Генерирующие мощности ( Generating capacities).  АЭС (Nuclear power plant). АЭС (ВВЭР). NPP (PWR). Гидротурбина (Hydro Turbine).  Конденсационная турбина (Condensing turbine). Возраст (Age). Россия (Russia).

   Приведем оценки возрастной проблемы отечественного генерирующего оборудования, полученные нами на конец 2011 г. по:  1) атомным электростанциям - всего, и АЭС с реакторами ВВЭР (PWR); 2) турбин ГЭС (от 1 МВт и выше) и 3) конденсационным турбинам  электростанций России (кроме  блок-станций). 

Рис. 6. Гистограмма распределения мощности реакторов АЭС России (всех типов и типоразмеров)‎‎‎ по возрастным группам, МВт

       
Примечание. Установленная мощность АЭС - 24242 МВт

     Суммарная установленная мощность АЭС с реакторами ВВЭР составляет 12594 МВт или 52%.

Рис. 7. Гистограмма распределения мощности АЭС России с реакторами ВВЭР ‎‎(всех типоразмеров)‎‎ по возрастным группам, МВт


Рис. 8. Гистограмма распределения мощности гидравлических турбин ‎‎(мощностью от 1 МВт и выше)‎‎, МВт

        
Примечания: 1. Без учета турбин Саяно-Шушенской ГЭС и турбин блок-станций
                               2. Расчетами были охвачены гидравлические турбины 47,3 млн. кВт или 99,6% от их 
                                  общей установленной мощности.

         В процентном отношении распределение мощностей АЭС и АЭС с реакторами ВВЭР по возрастным группам соответствует таблице 2, а  мощностей гидравлических турбин  (за исключением турбин Саяно-Шушенской ГЭС и блок-станций) - таблице 3.

Распределение мощности в %


Рис. 9. Гистограмма распределения мощности конденсационных турбин электростанций России ‎‎(без блок-станций)‎‎ по возрастным группам, МВт


Рис. 10. Распределение мощности конденсационных турбин ТЭС Росси по видам энергетического топлива ‎‎(за исключением блок-станций)‎‎, МВт


Рис. 11. Гистограмма распределения мощности турбин ТЭС, сжигающих уголь, по возрастным группам ‎‎(за исключением блок-станций)‎‎, МВт


Рис. 12. Гистограмма распределения мощности турбин ТЭС, сжигающих природный газ, по возрастным группам ‎‎(за исключением блок-станций)‎‎, МВт


     Распределение мощности конденсационных турбин электростанций, сжигающих уголь и природный газ, по возрастным группам в процентном отношении соответствует табл. 4

Таблица 4. Распределение мощности конденсационных турбин по возрастным группам, %


     Выводы: 
     1. Мощность АЭС, превысившие рекомендуемые сроки службы  составила:
      а) АЭС с реакторами всех типов – 10,8 млн. кВт или 44,6%;
      б) АЭС с реакторами ВВЭР – 3,2 млн. кВт или 25,0% от суммарной их мощности.
      2.  Мощность гидравлических турбин (типоразмеров от 1 МВт и выше), превысивших рекомендуемые сроки службы -  32,1 млн. кВт или 78,9% от охваченной мощности.
     3. Мощность конденсационных турбин, превысившая рекомендуемый срок службы:
     а) электростанций, сжигающих все виды топлива – 47,0 млн. кВт или 75%;
     б) электростанций, сжигающих уголь – 20,2 млн. кВт или 80%;
     в) электростанций, сжигающих природный газ – 27,2 млн. кВт или 84%.
     Таким образом, без учета турбин типа P, ПТ , Т и газовых турбин, дизельных электростанций и блок-станций,  суммарная мощность генерирующего оборудования электростанций России, превысивших рекомендуемые сроки службы  (на конец 2011 г.) составила 89,9 млн. кВт.


Часть 3. Зависимости критериев надежности от срока эксплуатации (возраста) 
               и вида используемого энергоносителя


     В отечественной, да и мировой литературе, известной автору, практически  отсутствуют зависимости и тренды числа часов (коэффициента) вынужденного простоя генерирующего оборудования от срока службы (возраста) и вида энергоносителя, в основе которых представительные статистические данные.
     Термины, определения и понятия установлены ГОСТ 27.002-89 и применительно к энергетике уточнены в Сборнике рекомендуемых терминов «Надежность систем энергетики», изданной в 2007 г.
     Однако а) актуальность проблемы исчерпания срока службы генерирующего оборудования и б) отсутствие указанных выше данных, обобщающих опыт эксплуатации, позволяют, да и делают необходимым обратиться к опыту, прежде всего, США в области стандартов и контроля надежности в электроэнергетике.  
     Как известно, в США в 1982 г. внедрена система регистрации данных о готовности генерирующих источников - Generating Availability Data System (GADS), имеющая обязательный характер. В соответствии с Законом об энергетической политике 2005 г. (Раздел 215) NERC были предоставлены полномочия по надзору за надежностью Единой (объединенной) Североамериканской энергетической системы на всех технологических стадиях производства, передачи и распределения электроэнергии.
     В числе количественных критериев надежности, определения и методы расчета которых можно найти в IEEE* Std 762™-2006, а статистические данные наблюдений и отчетности на сайте NERC, отметим два показателя:
     1. FOR (forced outage rate) - коэффициент вынужденного простоя (мера вероятности того, что энергетическая установка будет недоступной), рассчитываемого по формуле:
 
где FOH (forsed outage hours) - продолжительность вынужденного простоя, означающее количество часов, в течение которых установка находилась в состоянии внепланового простоя Класса 0, Класса 1, Класса 2** ; 
SH (service hours) - общее количество времени, в течение которого установка была электрически подключена к системе электропередачи (выдачи мощности).
     2. NCF (net capacity factor) - КИУМ-нетто: объем электрической энергии, отпускаемой с шин в течение определенного  периода времени, исчисляемый как доля максимальной выработки электрической энергии, т.е.:

где:  где NAAG (net actual generation) - фактическое количество электроэнергии, выработанное установкой в течение рассматриваемого периода, за вычетом расхода электрической энергии на собственные нужды;
NMC (net maximum capacity)  - максимальная мощность-нетто***; PH (period hours ) - количество часов, в течение которых установка находилась в активном состоянии. Фактически, установка переходит в активное состояние с момента введения ее в эксплуатацию.
     Будем называть соответствующие зависимости и (или) тренды FOR-зависимости и NCF-зависимости.
 _________________________________________________________________________
    Примечания
     * IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers) – Институт   инженеров электротехники 
    и электроники.  
     **Внеплановый простой– это состояние, при котором установка недоступна, но не находится в состоянии планового простоя.  При вводе установки в состояние внепланового простоя, простой классифицируется в соответствии с одним из пяти классов, как указано в пунктах с 4.1.2.2.1.1 по 4.1.2.2.1.4, 4.1.2.2.2.1 и 4.1.2.2.2.2. IEEE Std 762™-2006. Внеплановый простой Класса 0 применяется в отношении отказа запуска, Класс 1 применяется к обстоятельствам, требующим немедленного отключения. Также внеплановый простой начинается по завершении планового простоя, который продлевается в виду выполнения внеплановых работ. Класс 2, Класс 3, а также отключение на техобслуживание применяются к простоям, когда возможна некоторая задержка при выводе установки из эксплуатации. Класс (2, 3, или техобслуживания) простоя определяется длительностью задержки при выводе установки из эксплуатации. Класс простоя не становится более неотложным, если время на выведение из эксплуатации сокращается ввиду благоприятного состояния резервов системы или доступности замещающей мощности в течение прогнозируемой продолжительности простоя. Тем не менее, внеплановый простой начинается, когда установка выводится из эксплуатации или признается недоступной без выведения ее из эксплуатации.  
     ***Для установки максимальной мощности требуется официальное доказательство. Испытания проводятся периодически. Такой подтвержденный показатель подлежит корректировке на режимы выработки, для которых предусматриваются минимальные ограничения. Если демонстрационные испытания проведены не были, используется расчетная максимальная мощность установки. 
____________________________________________________________________________  

     
     Приведем  динамику NCF зависимостей для генерирующего оборудования   электрических станций США разных типов за период с 1982 по 2011 гг.

Рис. 13. Динамика NCF-зависимостей, %


      Построим FOR-зависимости и полиномиальные тренды   для не средневзвешенных значений показателей  FOR, приведенных в отчетах NERC, по генераторам:
     -  всех типоразмеров и всех типов электростанций (рис. 14)
     - угольных ТЭС, (рис. 15);
     -  газовых ТЭС, (рис. 16) 
     - ТЭС, сжигающих жидкое топливо, (рис. 17 );
     - АЭС с реакторами PWR (рис.18);
     -  ГЭС (рис. 19);  
     -  газовых турбин (рис. 20) и
     -  дизельных установок (рис. 21).

Рис. 14. FOR – зависимость и FOR-полиномиальный тренд генераторов всех типоразмеров электростанций, использующих все виды энергоносителей, %


     В указанном ранее обобщающем докладе Минэнерго РФ отмечается (с. 42), что  за последний год   средний возраст « увеличился всего на четверть года, в то время как за предыдущие 20 лет — на 15 лет. Ожидается, что реализация программы вводов генерирующего оборудования в рамках договоров о предоставлении мощности и программы вводов новых ГЭС и АЭС приведет к смене тенденции, и в 2012—2018 гг. средний возраст оборудования электростанций будет сохраняться на сложившемся уровне (33,4-34,1 лет)" 
    Представляется, что попытки усреднения   возраста генерирующего оборудования,  являются глубоко ошибочными, что подтверждается приводимыми ниже зависимостями.

Рис. 15. FOR-зависимость и FOR-полиномиальный тренд для генераторов ‎‎(от 1 МВт до 1000 и выше)‎‎ электростанций, сжигающих уголь, %


Рис. 16. FOR-зависимость и FOR-полиномиальный тренд для генераторов ‎‎(от 1 МВт до 1000 и выше)‎‎ электростанций, сжигающих природный газ, %


Рис. 17. FOR-зависимость и FOR-полиномиальный тренд для генераторов (от 1 МВт до 1000 и выше)‎‎ электростанций, сжигающих жидкое топливо, %


Рис. 18. FOR-зависимость и FOR-полиномиальный тренд для генераторов ‎‎(от 400 МВт до 1000 и выше)‎‎ АЭС c реакторами PWR, %


Рис. 19. FOR-зависимость и FOR-полиномиальный тренд для генераторов ‎‎(от 1 МВт до 1000 и выше)‎‎ ГЭС, %


Рис. 20. FOR-зависимость и FOR-полиномиальный тренд для генераторов (от 1 до 50 МВт и выше)‎‎‎‎ газовых турбин ‎‎‎‎, %


Рис. 21. FOR-зависимость и FOR-полиномиальный тренд для генераторов ‎(всех типоразмеров)‎ дизельных установок



     ГОСТ 27.002-89 определяет предельное состояние, как состояние объекта, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна, либо восстановление его работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно.
     Выводы:
     1. Изучение характера приведенных зависимостей приводит к заключению, что, при прочих равных условиях, (в числе главных из которых : режимы, качество топлива,  эксплуатации и технического обслуживания), следует ввести предельный срок эксплуатации генерирующего оборудования, в том числе и его использование в качестве резерва. При этом очевидно, что должна быть сведена к   минимуму вероятность состояния генерирующего оборудования, при котором возможны человеческие жертвы.
     2. Следует обратить внимание на значительно более   высокие значения FOR- коэффициента (от 29,1% до 71,1%) при среднем 53,5%   и  низком NCF (от 1,2 до 4,7%) при  среднем  2,4% электростанций с газовыми турбинами.     


Часть 4. Оценки распределения установленной  (паспортной) 
               мощности генераторов электростанций США (на конец 2011 г.)

     По состоянию на 2010 г. EIA приводит следующее распределение установленной мощности генераторов по возрастным группам.

Рис. 22. Гистограмма распределения установленной мощности генераторов электростанций США по возрастным группам ‎‎‎(на конец 2010 г.)‎‎‎, МВт

 
     Приведем наши оценки  (рис. 23 -27, табл. 5).возрастной проблемы генерирующего оборудования электростанций США на конец 2011 г., исходя из установленной (паспортной) мощности генераторов и основываясь на статистической информации EIA*


Рис. 23. Гистограмма распределения установленной мощности генераторов угольных электростанций по возрастным группам, МВт



Рис. 24. Гистограмма распределения установленной мощности генераторов газовых электростанций по возрастным группам, МВт


Рис. 25. Гистограмма распределения установленной мощности генераторов электростанций, сжигающих жидкое топливо, по возрастным группам, МВт


Рис. 26. Гистограмма распределения установленной мощности генераторов АЭС по возрастным группам, МВт


Рис. 27. Гистограмма распределения установленной мощности генераторов ГЭС по возрастным группам, МВт


Таблица 5. Распределение мощности по возрастным группам ТЭС, АЭС и ГЭС %

        
      Ежегодные отчеты AEO EIA позволяют оценить тенденции ввода и демонтажа генерирующего оборудования в США.
     Эти тенденции на основе последнего из этой серии ежегодных обзоров  AEO 2014 (предварительный вариант) отражены в нижеследующей презентации 

Вводы и выбытие генерирующих мощностей на электростанциях США ‎(нарастающим итогом после 31.12.2012)‎, 2013-2040 гг.


     Выводы:
     1. Ввод паровых турбин сведен к минимуму исключительно электростанций, сжигающих уголь.
     2. Значительно увеличивается доля электростанций с комбинированным циклом, включающих
технологию газификации угля.
     3. Сдерживается развитие традиционной атомной энергетики.
     4. Увеличивается доля ВИЭ, включающая ГЭС, значительно опережая вводы на АЭС.
     5.  ГТУ используются главным образом в распределенной генерации для покрытия максимальной части графика нагрузок. Не предусматривается в течение 2013-2040 гг. ввод ГАЭС.
     Следует отметить, что анализом были охвачены регулируемые электростанции, доля которых в общем балансе установленной мощности-нетто (летняя) электростанций США в 2012 г.  составляла 
96,8% и к концу 2040 г. ожидается в размере 93,3%.    

     Справочно:
     Приведем  понятия регулируемая и нерегулируемая организации, следуя глоссарию EIA:
     Регулируемая организация (РО):  Для целей сбора данных EIA, организации, поставляющие электроэнергию в определенной предоставленной зоне обслуживания и/или подающие формы, указанные в Своде федеральных законов, Раздел 18, часть 141, считаются регулируемыми организациями. Такие организации включают в себя энергетические компании, принадлежащие инвесторам, в отношении которых осуществляется государственное регулирование тарифов, муниципальные компании, федеральные органы по энергетике и органы по энергетике штата, а также объединения по снабжению электроэнергией сельской местности. Станции, которые квалифицируются как одноблочные ТЭЦ или малые производители электроэнергии в соответствии с Законом об общественной политике в области энергоресурсов (PURPA) не считаются регулируемыми организациями.
     Нерегулируемая организация (НРО):  Для целей сбора данных EIA, организации, для которых не определена зона обслуживания и которые не подают формы, указанные в Своде федеральных законов, 
Раздел 18, часть 141, считаются нерегулируемыми организациями. Такие организации включают в себя попадающие под определение одноблочные ТЭЦ, малые производители электроэнергии, а также другие
компании по производству электроэнергии, в отношении которых не применяется государственное регулирование тарифов, такие как независимые производители электроэнергии (IPP)
 


Приложение   
 
 

Электростанции России. Турбины конденсационные, ГЭС, реакторы АЭС, Возраст на конец 2011 г.

  
 

   





Comments