Оптимизация структуры топливных генерирующих мощностей

Болес высокая эффективность электроэнергетики ряда высокоразвитых стран по сравнению с российской (средняя эффективность нашей электроэнергетики составляет 25%, а США, Англии и Японии — 36−40%) достигнута прежде всего своевременной заменой старых образцов оборудования модернизированными, табл. 6.2.

Таблица 6.2.

Эффективность работы российских тепловых электростанций в сравнении с зарубежными аналогами

В последние 15−20 лет ими сделана ставка на широкое использование в энергетике парогазовых и газотурбинных установок (ПГУ и ГТУ), позволяющих существенно снизить удельный расход топлива на ТЭС, рис. 6.2. Сжигание природного газа в топках паровых котлов без применения парогазовых технологий ими расценивается как неоправданное расточительство.

Рис. 6.2. Удельный расход топлива (гу.т/кВт ч) в России и Западной Европе

Научно-технические основы ПГУ были разработаны академиком С. Христиановичем. Первая в мире ГТУ мощностью 100 МВт была введена в строй также в СССР в начале 1960;х гг. Однако в дальнейшем эти технологии не были востребованы из-за высокой стоимости таких турбин, представляющих собой наукоемкий продукт, требующий высококачественного и дорогостоящего металла и совершенной технологии.

После кризиса 90-х гг. в нашей стране сильное влияние на выбор топлива и технологии его сжигания (тип котла, способ предварительной подготовки топлива), способов наращивания генерирующих мощностей (топливная, атомная или гидроэнергетика) и их модернизации (реконструкция или новое строительство) кроме эффективности и экологичности оказывает большая изношенность основных фондов и ограниченные мощности энергомашиностроительных предприятий.

Вследствие физического износа к 2020 г. закончится парковый ресурс 115 из 140 млн кВт действующих ТЭС [2].

Выбор перспективной структуры топливных генерирующих мощностей должен опираться на сравнение эффективностей разных способов технического перевооружения существующих ТЭС с котлами различного типа. Многие специалисты считают, что начинать техническое перевооружение электростанций относительно крупными ПГУ целесообразно при мощности энергоблоков 25 МВт и выше и отношении электрической мощности к тепловой до 10. ПГУ можно сооружать и на базе относительно маломощных конденсационных ТЭС; они и в этом случае в несколько раз эффективнее. Например, вместо турбины мощностью 25 МВт можно установить ПГУ мощностью 170 МВт (тепловых). Вместо 120 МВт мощностей паротурбинных ТЭЦ можно получить 270 МВт, повысив КПД ТЭЦ по отпуску электроэнергии с нынешних 39−40 до 65% к 2020 г. В целом по России до 2020 г. за счет технического перевооружения ТЭЦ установками ПГУ можно получить 25−30 млн кВт дополнительных энергетических мощностей. Одновременно снизится расход газа. Оптимальным вариантом является внедрение новых топливных технологий и при реконструкции существующих, и при сооружении новых ТЭС, рис. 6.3.

При этом необходимо учитывать ряд новых тенденций в энергетике и, в частности, в теплоэнергетике: расширение зоны теплофикации на тепловые нагрузки менее 500 Гкал/ч в связи с существенным повышением эффективности относительно небольших теплофикационных установок ПГ-ТЭЦ и ГТ-ТЭЦ, увеличением доли коммунально-бытовой и снижением доли промышленной нагрузок, ростом экологических требований к ТЭЦ со стороны городов и населенных пунктов, ограничивающим использование на них угля.

Рис. 6.3. Динамика снижения средневзвешенного удельного расхода топлива на отпуск электроэнергии ТЭС, %>: вариант 1 — только для обеспечения прироста потребления; вариант 2 — для обеспечения потребности в компенсации выводимых из эксплуатации ТЭС.

Сопоставление экономической эффективности различных способов технического перевооружения существующих и сооружения новых тепловых электростанций, а также сравнение нескольких принципиально различающихся вариантов их развития выявили:

• • предпочтительность большинства способов технического перевооружения существующих ТЭС по сравнению с новым строительством;
• • высокую экономическую эффективность использования ПГУ и ГТУ как на существующих, так и на новых ТЭЦ и КЭС;
• • особенно высокую эффективность увеличения мощности действующих газомазутных ТЭЦ за счет газотурбинных надстроек и превращения их в ПГУ-ТЭЦ (в первую очередь, при утилизационной схеме).

Структура мощности ТЭС должна быть изменена в сторону увеличения доли новых технологий (ГТУ и ПГУ) на газомазутных КЭС и ТЭЦ к 2020 г. до 24−30% и на угольных КЭС — до 14−17% (в 2000 г. — 10%), рис. 6.4. Реализация такого изменения структуры генерирующих мощностей возможна только при проведении целенаправленной ценовой политики по ликвидации диспропорций между ценами разных видов топлива.

Рост экологических налогов и ужесточение санкций за ущерб окружающей среде вынуждают энергетиков во всем мире ставить экологические критерии как минимум в один ряд с требованиями энергетической безопасности и эффективности. Например, в США действует государственная программа «Чистая угольная технология» («Clean Coal Technology»).

Наиболее передовые угольные технологии в энергетике уже сейчас по экологичности почти не уступают газовым. В Германии вредные выбросы электростанций, работающих даже на низкосортных бурых углях, минимальны.

Рис. 6.4. Динамика изменения технологической структуры производства электроэнергии на тепловых станциях в России, % [3]

Для расширения масштабов использования угля в условиях ужесточения экологических требований и ограничения объёмов газа, сжигаемого в топках электростанций, а также с учётом современных российских реалий перспективными направлениями наращивания генерирующих мощностей являются следующие:

• 1. Широкое внедрение на газовых ТЭС парогазовых технологий с использованием преимущественно конкурентоспособного оборудования, изготовленного российскими энергомашиностроительными предприятиями. Их высокая энергетическая эффективность приведет к экономии топлива и, как следствие, к сокращению выбросов в атмосферу окислов азота в 2−3 раза. Замена паровых турбин на работающие в когенерационном режиме ПГУ может при тех же объёмах выработки тепла и потреблении газа либо увеличить выработку электроэнергии, либо сократить потребление газа.
• 2. Наращивание темпов внедрения в «большую» топливную энергетику мощных ГТУ (мощностью по 110 МВт). Разработка отечественных ГТУ ведется с использованием потенциала иредириятийпроизводителей авиационных и судовых газотурбинных двигателей. ОАО «Сатурн — газовые турбины» освоило серийное производство газовых турбин мощностью 110 МВт (ГТУ-110). Сравнение их характеристик с зарубежными аналогами подтверждает высокий технический уровень отечественной турбины. Она имеет лучшие массогабаритные характеристики, что позволяет транспортировать ГТУ-110 в полной заводской готовности. Установка таких энергоагрегатов уже началась.

ФГУП «Салют» является родоначальником новых высокоэффективных ГТУ сложного цикла — с впрыском пара в камеру сгорания двигателя. В частности, такой установкой является ПГУ-60 с электрической мощностью 60 МВт и тепловой — 42,5 Гкал/ч, с КПД 52%, коэффициентом использования топлива 95% и сроком окупаемости менее 3,5 лет. Энергетики связывают много надежд с этими установками, поскольку открываются широкие перспективы для формирования целой гаммы промышленных газовых турбин в диапазоне мощностей от 50 до 180 МВт. (Корпорация «Siemens» создала крупнейшую в мире газовую турбину мощностью 340 МВт. Ее вес — 440 т, длина -13 м, высота — 5 м).

Важным достоинством газовых турбин является возможность их быстрого запуска или останова в зависимости от изменения электрической нагрузки.

3. Применение передовых технологий сжигания твердого топлива, прежде всего в котлах мощных (450 МВт и выше) угольных блоков с суперкритическими параметрами и с КПД 45−47%.

Начиная с 1920;х гг. технологии традиционных паротурбинных агрегатов тепловых станций (позднее и атомных) развивались по пути использования все более высоких параметров пара и увеличения единичной мощности установок, что позволяло улучшать техникоэкономические параметры установок, а через это — и их экологичность.

4. Использование передовых УПХ-технологий (Улавливание, Поглощение, Хранение) для уменьшения негативного воздействия на окружающую среду (гл. 13).

Для быстрой ликвидации нарастающего энергодефицига в течение первых двух-трёх десятилетий XXI в. в России сохранятся основные признаки «газовой паузы» — в генерации будут преобладать газовые технологии, обеспечивающие высокие темпы и сравнительно низкую стоимость наращивания генерирующих мощностей. В последующем уголь должен будет вытеснять газ на тепловых электростанциях — доля угольной генерации должна постепенно увеличиться, а технологии угледобывающего и энсргогенсрирующсго производства, по прогнозам, будут изменяться, как показано в табл. 6.3.

Таблица 6.3.

Реализованная и прогнозируемая эволюция технологии угледобывающего и энергогенерирующего производства