История развития и современное состояние теплоэнергетики Юга России

      В целях скорого подъема разрушенного энергетического хозяйства и, приказом Наркома электростанций СССР от 14 марта 1944 г. №66 было организовано Краснодарское районное энергетическое управление "Краснодарэнерго". В 1944 году восстановили электростанцию в г. Новороссийске, в 1946 г. - Краснодарскую РЭС.

      В июне 1949 г. введена в эксплуатацию Краснополянская ГЭС на р. Мзымта для энергоснабжения Сочинского района. Ее мощность достигает 28,9 МВт. В 1950 г. была включена в работу Майкопская ГЭС.

В 1951 году возобновляется строительство Краснодарской ТЭЦ. 1 марта 1951 года был утвержден технический проект сооружения ТЭЦ, в котором была запланирована установка 2-х турбин по 25 МВт (ВПТ-25-3 и ВК-25) и 3-х котлов по 120 т./час пара. 30 октября 1954 года был пущен в эксплуатацию первый турбогенератор. ТЭЦ еще не набрала достаточной силы, так как оказалась, что 50 МВт крайне мало для обеспечения плодотворной работы. Поэтому первоначальный проект поступает на пересмотр, и уже 12.11.54 г. принимается решение по расширению Краснодарской ТЭЦ. К двум турбоагрегатам по 25 МВт добавляются 3 турбины по 50 МВт.

      В 1951 г. началось строительство Белореченской ГЭС мощностью 48 МВт и первой ВЛ 110 кВ Афипская-Краснодарская ТЭЦ и ВЛ 35 кВ Кр.ТЭЦ - ЦПП. В 1953 г. ВЛ 110 кВ Афипская-Кр.ТЭЦ была временно, до пуска 1-го агрегата Кр.ТЭЦ, включена на напряжение 35 кВ. В 1935 г. пустили в эксплуатацию первую подстанцию 35 кВ в г. Краснодаре. В 1953 г. начато строительство Армавирской ТЭЦ, которая ступила в строй 18 октября 1958 г. В 1954 г. стартовала Белореченская ГЭС.

      После ввода 1-го генератора мощность Краснодарской ТЭЦ в 1954 г. планомерно увеличивалась. В 1959 г. она составляла 150 МВт, а установленная мощность всей энергосистемы - 337 МВт (без учета дизельных установок и блокстанций).

      В 1972 году впервые в СССР на Краснодарской  ТЭЦ была установлена газотурбинная установка (ГТУ) мощностью 100 МВт, а в 1975 году вторая ГТУ-100. Общая мощность ТЭЦ, блочной части и 2-х ГТУ составила 959 МВт.

      Одновременно  с тем как установленная мощность Краснодарской ТЭЦ неуклонно возрастала, началось строительство ВЛ 110 и 220 кВ. В 60-е годы были построены магистральные линии электропередачи 220 кВ Краснодар-Брюховецкая-Каневская-Староминкая-Койсуг, Краснодар-Крымская, Краснодар-Тверская и подстанции в Брюховецкой, Каневской, Староминской, Крымской, Тихорецке, Усть-Лабинске. В 1964 г. был введен транзит 220 кВ Краснодар-Койсуг.  Т.о. Краснодарская энергосистема получила надежную электрическую связь с Ростовской энергосистемой. В 1957 г. была введена первая межсистемная линия электропередачи 110 кВ Ахали-Ахони-Хоста, которая объединила Грузэнерго и Краснодарэнерго. После ввода Армавирской ТЭЦ на полную мощность в 1958 г. была построена и введена в строй вторая межсистемная линия 110 кВ Армавирская ТЭЦ-Сенгилеевская ГЭС, связавшая Краснодарскую энергосистему со Ставропольской. К моменту организации ОДУ Северного Кавказа (1958 г.) “Краснодарэнерго” еще не была включена в единую энергосистему. 

Филиал  ОАО «ЮТК ТГК-8»  Кубанская генерация (Краснодарская  ТЭЦ)

Технико-экономические показатели :

Установленная мощность ГРЭС — 648 МВт

Вид топлива —  газ, мазут

Среднегодовая выработка — 5400 млн.кВт*ч

      Таблица 1. 1. 2 Турбины

 

Таблица 1. 1. 3 Котлоагрегаты

 

Таблица 1. 1. 4 Хронология развития Кубанской энергосистемы

 
 
 

      Разработана и построена Краснодарская ТЭЦ с целью покрытия электропотребления и тепла г. Краснодара и соседних районов. Она является одной из старейших электростанций на Северном Кавказе, а в Краснодарском крае к тому же единственной базовой электростанцией.

Принимая во внимание дефицит электроэнергии в Краснодарском крае и отсутствие средств для строительства новой ГРЭС, на Краснодарской ТЭЦ планируется демонтаж 2-х ГТУ и сооружение на их месте 2-х парогазовых установок (ПГУ) по 450 МВт каждая. Этот вариант более выгодней как по срокам ввода мощностей, так и по капитальным затратам, чем строительство новой ГРЭС. В результате реконструкции Краснодарской ТЭЦ её мощность увеличится на 750 МВт.  

Реконструкция Краснодарской ТЭЦ с установкой ПГУ-410

Характеристика  проекта: 

      Краснодарская ТЭЦ - самая крупная теплоэлектростанция Краснодарского края. Она находится в ядре энергетических нагрузок. ТЭЦ обеспечивает более 30% потребности края в электро-энергии и около 60% потребности города Краснодара в тепловой энергии. В настоящее время Краснодарская ТЭЦ вырабатывает около 5 млрд. кВт/час электроэнергии и свыше 1,2 млн. Гкал в год. Основное топливо - природный газ, доля которого в годовом объеме топливо-пользования ТЭЦ составляет около 98%. Краснодарская ТЭЦ наряду с ГЭС Краснодарского края входит в состав филиала ОАО «Южная генерирующая компания ТГК-8» «Кубанская генерация».

      Проект  реконструкции Краснодарской ТЭЦ  с установкой ПГУ-410 и заменой  оборудования неблочной части ТЭЦ  включает:

демонтаж  газотурбинного (190 мВт 2 газовые турбины  ГТ-100-750-2) и паротурбинного (159 мВт  — 5 турбин неблочной части) оборудования;

установка парогазовой установки (ПГУ-410) и 2-х  паровых турбин (типа Р-12/3,4-1,2).

      КПД газовой турбины фирмы Mitsubishi Heavy Industries, которая составит основу нового ПГУ-410 на Краснодарской ТЭЦ, достигнет 57 процентов, тогда как традиционные для отечественной электроэнергетики паросиловые установки дают не больше 40 процентов. Вместе с тем, новый блок на 20-25 процентов более экономичен и на треть меньше выбрасывает в атмосферу вредных веществ. 

Показатели инвестиционного  проекта:

Стоимость проекта  — 190 млн. евро:

удельные капиталовложения — 390 евро/кВт новой мощности;

срок окупаемости  проекта (РР) — 8 лет;

внутренняя норма доходности (IRR) — 17,1%;

чистая текущая  стоимость (NPV) — 52 млн. евро;

индекс доходности инвестиций (ID) — 1,33 

ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» Филиал «Сочинская ТЭС»

Введена в строй  в 2004.

Технико-экономические  показатели:

Установленная мощность ТЭС — 78 МВт

Среднегодовая выработка — 565 млн. кВт*ч 

Топливо - газ 

газовые турбины GT10C (фирмы «Сименс» Швеция);

котлы-утилизаторы  П-103 (ОАО «ЗиО-Подольск»);

паровые турбины  Т-10/11-5,2 (ОАО «Калужский турбинный  завод»);

турбогенераторы ТАП-12-2-КУЗ (ОАО «Силовые машины»);

КРУЭ-110 кВ типа B65 (фирмы «Альстом» Швейцария);

«сухие» вентеляторные градирни (фирмы «GEA-EGI» Венгрия) 
 
 
 

Таблица 1. 1. 5 Турбины

 

     В декабре 2004 года состоялся ввод в эксплуатацию современных парогазовых энергоблоков ПГУ-39 Сочинской ТЭС. В первый год эксплуатации ПГУ-39 в соответствии с гарантийными обязательствами заводов изготовителей будут проводиться периодические тепловые и электрические испытания оборудования при нагрузках, близких к номинальной. В связи с планируемым вводом в эксплуатацию в первом полугодии 2005 года теплосети, финансируемой в счет краевого бюджета, включение отборов пара на ПСВ для подогрева сетевой воды потребует поддержание нагрузки не ниже 60% номинальной.

Целесообразный  регулировочный диапазон нагрузок ПГУ-39 соответствует 70-100% номинальной мощности (по данным завода изготовителя "ALSTOM"). В данном диапазоне нагрузок сохраняются  все преимущества ПГУ как по экономичности, так и по экологическим показателям, что особенно важно для курортного региона города Сочи.

          В настоящее время теплоэнергетика Краснодарского края - одна из наименее развивающихся отраслей топливно-энергетического комплекса. На Кубани степень износа теплофикационного оборудования и теплотрасс достигает 60-70 процентов. Тепловые сети изношены на 40—60%, потери в сетях составляют от 15 до 25,и даже до 30%. Существующее оборудование и тепловые сети не отвечают современным требованиям по надежности, безопасности, экономичности, а также экологическим требованиям. Установленные на предприятиях котлы имеют КПД 60–70%, годы выпуска с 1960 по 1980, отсутствует учет энергоресурсов, автоматика.