Проблеми та перспективи розвитку енергомашинобудування в Україні

Труднощі посилювались ще й тим, що не вистачало кваліфікованих робітників та інженерно-технічних  кадрів. 1944 рік був роком вирішення  головногозавдання - відновлення технологічних  циклів виробництва по всім цехам. У  другому півріччі на заводі була виготовлена  перша нова турбіна потужністю 50 тис. кіловат. Ця турбіна була змонтована в рекордно короткий термін наЗуєвській  електростанції та 31 грудня випробувана  на холостому ходу на повне число  обертів. Заводський колектив з честю  виконав рішення Державного Комітету Оборони про організацію випуску  нових потужних турбін.

У середині 1946 року конструктори заводу спроектували першу турбіну ВР-25-1, її потужність становила 25 тис. кіловат, швидкість 3 тис. оборотів нахвилину, тиск пари 90 атмосфер при температурі 500 градусів. Нова турбінамала великі переваги перед агрегатами колишніх конструкцій. Коефіцієнт її корисної дії був на 15 відсотків вище. З 1948 р. турбобудівники цілком переходили на виробництво турбін високого тиску потужністю 50 - 100 тис. кіловат. Нові конструкції машин за своєю економічністю та надійністю були на рівні сучасного турбобудування і зумовили лінію технічного розвитку заводу на найближчі 10-12 років. У 1948 році ХТГЗ почав готуватися до випуску стаціонарних турбін комплектно з генераторами. Крім того, завод відно99вив роботу по обслуговуванню електростанцій ревізіями, ремонтами та запчастинами. Профіль Харківського турбінного заводу остаточно склався в 50-ті роки. Завод почав спеціалізуватися на виробництві потужних парових і газових турбін [8].

Таким чином можна сказати, що 30-ті роки XX ст.. для українського машинобудування взагалі і для  енергомашинобудування зокрема  були часом бурхливого розвитку. Виконуючи  план ГОЕЛРО, країна за короткий термін побудувала і розвинула потужну  енергомашинобудівну галузь, випередивши, через деякий час, багато більш розвинених країн. І часом коли цей розвиток набув загальноукраїнських масштабів  як раз і були 30-ті роки. Другою хвилею розвитку машинобудування на Україні  стали післявоєнні роки. З середини ХХ століття питання розвитку турбінобудування в Україні є окремою темою, яка повинна бути досліджена додатково.

Розділ 1. Енергомашинобудування  України. Історія та сучасний стан.

2. Сучасний стан енергомашинобудування.

Основними стратегічними  напрямами розвитку вітчизняного енергомашинобудування  є максимально можливе задоволення  потреб енергетики за рахунок устаткування вітчизняного виробництва, тобто зведення до мінімуму обсягів імпорту.

Свого часу в Україні було створено значний науково-технічний  і науково-виробничий потенціал  з розробки та випуску основних видів  енергетичного обладнання. Вітчизняний  енергомашинобудівний комплекс входив до п’ятірки найбільш потужних виробників енергетичного обладнання у світі. ВАТ “Турбоатом”, НВО “Електроважмаш”, ДП “Зоря – Машпроект”, ВАТ “Запорізький трансформаторний завод”, Сумський “Насосенергомаш” та інші підприємства і зараз спроможні  задовольнити понад 85% потреб вітчизняної  енергетики в обладнанні та водночас забезпечити експортні поставки в інші країни за умови відповідних  замовлень, модернізації та реконструкції  основних фондів, упровадження високих  технологій, поновлення виробничих колективів висококваліфікованими кадрами.

Винятком є котельне, реакторне  і деякі види допоміжного обладнання, виробництво яких не було налагоджено  в Україні, але за належних умов може бути розгорнуте на базі існуючих виробничих потужностей.

Проголошений Україною європейський вибір стратегічного напряму  розвитку держави висуває першочерговою  метою створення нового обладнання з використанням новітніх технологій. Основними моментами, які необхідно  взяти до уваги на найближчі 20-30 років, є прогресуюче старіння устаткування потужних енергоблоків діючих електростанцій та гострий дефіцит органічного видобувного палива.

Кризовий стан енергетики країни вимагає прийняття термінових рішень, насамперед, щодо генерування  електроенергії, де кризові явища  набули найбільшої гостроти через відсутність  необхідних капітальних вкладень. Значна частина основного обладнання електричних  станцій України відпрацювала встановлений стандартами термін їх роботи (ресурс): 96% обладнання ТЕС – свій проектний  ресурс, 73% – перевищило граничний. Всі АЕС України повністю відпрацюють  свій розрахунковий ресурс до 2026 року[9].

Заміна такої кількості  обладнання на нове в короткі терміни  неможлива. Понад те заміна в широких  масштабах обладнання електростанцій не завжди є економічно та практично  доцільною. Тому в усіх країнах світу  найважливіша проблема електроенергетики  на найближчі 15-20 років полягає в  подовженні надійної та ефективної експлуатації електрогенеруючого обладнання понад  терміни, визначені стандартами  та іншими нормативними документами. З  огляду на це даний напрям роботи має  стати наріжним каменем державної  стратегії розвитку енергетики та енергомашинобудування  і суміжних галузей.

Україні необхідна національна  програма обстеження, поновлення та розвитку обладнання електростанцій. Реалізація цієї програми дозволить раціонально  організувати планові ремонти за фактичним станом, визначити і  забезпечити оптимальні терміни  подальшої експлуатації застарілого  генеруючого обладнання і подовження його ресурсу на 10-20 років; необхідно  загальний термін експлуатації основного  обладнання електростанцій (ТЕС, ТЕЦ, АЕС, ГЕС, ГАЕС) довести до 35-50 років і  більше, забезпечивши при цьому прийнятні  для них коефіцієнти готовності, надійності та використання встановленої потужності.

Розділ 2. Напрямки та тенденції розвитку енергомашинобудування  в Україні.

2.1.  Енергетичне обладнання, що підлягає модернізації та реконструкції.

В разі розвитку енергетики України за песимістичним сценарієм  завданням вітчизняного енергомашинобудівного  комплексу має бути здебільшого  реконструкція устаткування.

Нижче наведено аналіз необхідної кількості обладнання для забезпечення України електроенергією згідно з концепцією розвитку електроенергетики  за умови прийняття базового сценарію розвитку національної економіки, тобто  при споживанні електроенергії в 2030 році на рівні 320 млрд кВт год. на рік  та її виробництві в обсязі 345 млрд кВт год. Для конкретизації цих  завдань використано прогнози розвитку структури електрогенеруючих потужностей  з урахуванням тенденції розвитку перспективного обладнання, яке використовується у світовій енергетиці.

При цьому бралися до уваги  такі особливості стану електроенергетики  України:

-        нераціональний  розподіл обладнання між базовою,  маневреною та піковою частинами  графіка навантаження. Велика частка  обладнання (передусім блоки АЕС)  працює в базовій частині графіка;

-        великий  ступінь зносу основного обладнання  всіх складових енергетичного  комплексу: ТЕС, ТЕЦ, ГЕС, АЕС,  промислових вузлів, систем теплозабезпечення  тощо;

-        використання  як основне паливо вітчизняного  вугілля з високою зольністю,  а як допоміжне – природного  газу та мазуту;

-        необхідність  кількісного перерозподілу енергетичного  обладнання, яке працює в базовій,  маневреній та в піковій частинах  графіка навантаження.

Теплова енергетика України  станом на 2002 рік базується на 104 енергетичних блоках 14-ти ТЕС і 3-х  крупних ТЕЦ, які є основною частиною генеруючих потужностей.

Більшість із них припадає на установки проектної потужності 200 МВт (43 блоки) та 300 МВт (42 блоки), тому стратегічні цілі та пріоритети модернізації і реконструкції обладнання теплоенергетики  насамперед повинні бути зосереджені  саме на цих енергоблоках.

Перші блоки потужністю 150 і 200 МВт, які було введено в 1958-1959 рр. відпрацювали по 275-280 тис. годин, що значно перевищує плановий ресурс (100 тис. год.) і прийнятий парковий ресурс (170 тис. год.). Відносно нові блоки Зуївської  ТЕС і блоки з турбінами-еквівалентами  напрацювали по 60 тис. год. З огляду на відпрацьований ресурс кожного блока, можна виділити:

-        блоки,  для яких необхідне проведення  маловитратної реконструкції з  підвищенням їх економічності  та надійності (витрати при цьому  не перевищуватимуть $100-200 на 1 кВт  встановленої потужності);

-        блоки,  які потребують на комплексну  реконструкцію із заміною одиниць  основного обладнання;

-        блоки,  що є морально і фізично  зношеними, повністю відпрацювали  свій ресурс; необхідна їх заміна  на високоекономічне обладнання, характеристики якого відповідають  сучасним технічним вимогам.

Необхідні обсяги реконструкції  робочої потужності ТЕС та введення нових потужностей на перспективу  до 2030 р. наведені у табл. 15.1.

Для подовження терміну експлуатації енергетичного обладнання з урахуванням  надійності та безпеки роботи енергоблоків необхідна оцінка ресурсу кожного  блока за його найбільш напруженими  елементами та стану металу цих елементів. Проведені розрахунки та дослідження  дозволяють констатувати, що метал  основних і найбільш дорогих вузлів енергетичного обладнання, здебільшого  має значний резерв, і в разі постійного нагляду за їх роботою термін експлуатації турбін і паропроводів ТЕС і ТЕЦ може бути доведений до 330 тис. год. Наведені висновки стосуються турбін типу К-300-240 (параметри пари: тиск – 23,8 МПа, температура – 540°С) та К-200-130 (тиск – 12,8 МПа, температура – 565оС), якщо вони не мають інших дефектів.

До маловитратної реконструкції  діючих блоків ТЕС і ТЕЦ насамперед доцільно включити реконструкцію котлів для зменшення шкідливих викидів, турбін і генераторів з підвищенням  їх ККД і надійності. По кожному  виду обладнання необхідно розробити  типові проекти і визначити ремонтний  комплект обладнання. Для котлів це може бути реконструкція пальників, заміна поверхонь нагріву, допоміжного  обладнання. Для турбін – заміна лопаткового апарату частини  або всіх ступенів, залежно від  їх стану, заміна ЦНТ, модернізація паророзподілу  та особливо системи регулювання, насосів  і регенеративних підігрівачів. Для  генераторів – реконструкція  систем охолодження, бандажних кілець, лобових частин обмоток.

Для проведення маловитратної  реконструкції обладнання необхідне  детальне обстеження кожного блока  та його елементів,  в тому числі  стану і  якості металу головних елементів.

Теплозабезпечення споживачів України в містах здійснюється ТЕЦ, сучасний стан яких у більшості міст є вкрай незадовільним. Частка ТЕЦ  у загальному теплопостачанні на сьогодні становить 30%. В Україні  діє понад 250 ТЕЦ, з яких більше, ніж 200 – це дрібні відомчі промислові станції. Аналіз стану понад 25 ТЕЦ, які  обслуговують великі та середні міста, свідчить, що близько 70% теплогенеруючого обладнання на них вкрай зношене, потребує на заміну.

Оскільки частина теплоенергетичного обладнання після подовження ресурсу  працюватиме до 2015-2025 рр., для цих  блоків буде необхідно спорудити  пристрої, які дозволять зменшити викиди шкідливих газів. Кількість  таких блоків не перевищить 23-25 одиниць.

Для обладнання діючих АЕС (два  блоки потужністю 440 МВт на Рівненській  АЕС та один блок потужністю 1000 МВт  на Південно-Українській АЕС) у 2012–2013 рр. прийде час, коли реактори відпрацюють 30-річний проектний ресурс. Турбіни і генератори цих блоків після проведення маловитратної реконструкції зможуть високоекономічно працювати ще 15-20 років, реактори – 5-15 років. Отже, до цього часу необхідно прийняти рішення про ліцензування цих блоків згідно з рекомендаціями МАГАТЕ на подовження їх експлуатації ще на 10-15 років. Вартість ліцензування становитиме $282 млн., кошти на маловитратну реконструкцію другого контуру – $225,6 млн. Витрати на реконструкцію можуть бути частково включені до вартості ліцензування блоків.

Для інших десяти блоків атомних електростанцій потужністю 1000 МВт при проведенні ліцензування їх реакторів на термін 10-15 років  для обладнання другого контуру (турбіни, генератори тощо) необхідно  провести маловитратну реконструкцію, вартість якої становитиме 1,20 млрд дол. США. Ці кошти необхідно вкладати протягом п’яти років. Витрати на ліцензування становитимуть $1,35 млрд. протягом 2013-2023 рр.

Потужність діючих гідроелектростанцій, які є основним джерелом для регулювання  пікових навантажень енергосистеми, на кінець 2002 року становила 4700 МВт. Обладнання ГЕС, яке працює понад 40 років, потребує проведення суттєвої реконструкції. В  таблиці 15.3 наведено доцільні терміни  реконструювання діючих ГЕС.

Водночас з цим до 2010 року необхідно провести модернізацію та реконструкцію малих ГЕС загальною  потужністю 29 МВт. Вартість такої модернізації може бути оцінена у $63,2 млн[13].

Модернізація енергетичних вузлів блоків тісно пов’язана з  модернізацією генераторів, змонтованих  одночасно з турбінами. Дослідження, проведені на діючих генераторах, свідчать, що їх ресурс у разі маловитратної  модернізації може бути подовжений на 15 років з покращанням економічних  показників.

Розділ 2. Напрямки та тенденції розвитку енергомашинобудування  в Україні.

2.2.  Нове обладнання для ТЕС  і ТЕЦ.

Базові показники перспективного попиту в електроенергії та оцінка електричного навантаження в Україні  свідчать про те, що після 2015-2018 рр. діючих потужностей електростанцій буде недостатньо  для задоволення попиту в електроенергії навіть з урахуванням подовженого  ресурсу їх обладнання. В разі подовження ресурсу і проведення маловитратної  модернізації діючих блоків, введення нових блоків замість тих, що відпрацювали ресурс і є фізично зношеними, почнеться після 2009 року для блоків потужністю 200 МВт і після 2014 року для блоків потужністю 300 МВт.Кількість  нового обладнання, необхідного для  заміни діючого і облаштування нових  електростанцій, розглянута за умов дії  базового сценарію розвитку енергетики – за рахунок зміни блоків на діючих ТЕС в їх чарунках та будівництва  нових електростанцій при дотриманні необхідного розподілу обладнання на базове, маневрене та пікове.