Проблемы и перспективы развития тэс. Современное состояние и перспективы развития теплоэлектростанций

Тепловые электрические станции (ТЭС) на органическом топливе многие десятилетия остаются основным промышленным источником электроэнергии, обеспечивающим позитивную динамику роста мировой экономики. По данным МЭА («Key World Energy Statistics 2007») все ТЭС мира обеспечили в 2005 г. производство 12149 млрд. кВт·ч электрической энергии, покрывая две трети доли ее мирового потребления. Основными источниками первичной энергии для ТЭС являются ископаемые виды органического топлива – уголь, природный газ и нефть. Главным из них служит уголь, обеспечивающий 40,3% современного мирового производства электроэнергии. На долю природного газа приходится 19,7% мирового производства электроэнергии, нефти – 6,6%.

По прогнозам МЭА («World Energy Outlook 2006», IEA) мировая потребность в электроэнергии к 2030 году более чем в 2 раза превысит современный уровень и достигнет 30116 млрд. кВт·ч (рис. 6.1). При сохранении существующих тенденций умеренного развития атомной энергетики, предусмотренного в прогнозе МЭА, доля ТЭС в общем производстве электроэнергии увеличится и несколько превысит современный уровень. В случае осуществления прогноза МАГАТЭ 2006 г., предполагающего ренессанс атомной энергетики с увеличением ее доли в мировом производстве электрической энергии в 2030 г. до 25% против 11,7% по прогнозу МЭА, на долю ТЭС все равно прийдется покрытие более половины потребности человечества в электрической энергии.

В соответствии с прогнозом МЭА («World Energy Outlook 2006», IEA) основным видом топлива для ТЭС останется уголь (рис. 6.2). Доминирующая роль угольных ТЭС сохранится и при реализации сценария МАГАТЭ.

Разведанные запасы ископаемого органического топлива достаточны для устойчивой работы тепловой энергетики на протяжении многих десятилетий. По современным данным, обеспеченность потребностей мирового сообщества в нефти и природном газе, исходя из доказанных извлекаемых ресурсов, оценивается в 50–70 лет, угля – более чем в 200 лет. В последние 20–30 лет эти сроки постоянно корректируются в сторону увеличения в результате опережающих темпов геологоразведки и совершенствования технологий извлечения разведанных запасов.

Наиболее важной проблемой перспективного развития тепловой энергетики мира остается, как и прежде, дальнейшее технологическое совершенствование ТЭС с целью повышения экономичности, надежности и экологической чистоты производства электрической и тепловой энергии.

Повышение эффективности ТЭС представляет собой естественный процесс, диктуемый необходимостью компенсации постоянно растущих затрат топливного цикла. Разведка, освоение и эксплуатация новых месторождений нефти, газа и угля, как и доработка существующих, обходятся все более высокой ценой, и поддержка приемлемых цен на электрическую энергию требует адекватного опережающего повышения к.п.д. ТЭС. Помимо этого, необходимость повышения эффективности диктуется и экологическими соображениями.

Непосредственную экологическую опасность на локальном и региональном уровнях создают атмосферные выбросы вредных веществ с продуктами сгорания органического топлива – газообразные оксиды серы и азота, твердые частицы (зола), летучие органические соединения (в частности бензопирен), летучие соединения тяжелых металлов (ртути, ванадия, никеля). Определенную экологическую опасность представляют собой ТЭС и как масштабные загрязнители водных бассейнов. На долю современных ТЭС приходится до 70% промышленного забора воды из природных источников, что составляет значительную часть водных ресурсов многих стран, испытывающих проблемы обеспечения пресной водой. Нельзя не отметить также существенное влияние тепловой энергетики на прямые и косвенные изменения местных ландшафтов в процессах захоронения золы и шлаков, добычи, транспорта и хранения топлива.

Практически все факторы отрицательного влияния ТЭС на окружающую среду должны быть снижены до экологически безопасного уровня, как за счет повышения к.п.д., так и в результате осуществления известных и вновь разрабатываемых природоохранных технологий, в частности технологий улавливания вредных веществ в технологических процессах подготовки топлива, его сжигания и удаления газовых и твердых продуктов сгорания, безреагентных технологий подготовки воды и др. Указанные меры требуют существенных затрат. Однако, как показывают прогнозные исследования, правильная организация последовательного внедрения все более эффективных, хотя и более дорогостоящих, природоохранных мероприятий по мере роста возможностей мировой экономики позволит избежать чрезмерного воздействия этих затрат на цену электрической энергии.

Наряду с локальными влияниями, ТЭС мира все больше увеличивают свой вклад в глобальные экологические процессы, ведущие, в частности, к изменению климата планеты. Тепловая энергетика является одним из основных источников выбросов в атмосферу водяного пара, углекислого газа, пыли и других компонентов – поглотителей длинноволнового инфракрасного излучения земной поверхности. Повышение концентрации поглощающих компонентов атмосферы вызывает так называемый парниковый эффект – разогрев поверхности Земли коротковолновым солнечным излучением вследствие ухудшения условий ее радиационного охлаждения из-за экранирующего действия поглощающих компонентов атмосферы.

Работа ТЭС сопровождается выбросами многих парниковых газов, основными из которых являются водяной пар и углекислый газ, образующиеся при горении всех видов углеводородного органического топлива. Выброс водяного пара ТЭС, работающих на угле, не приводит к заметному росту его концентрации в атмосфере, поскольку он пренебрежимо мал по сравнению с естественным испарением воды. Кроме того, значительная часть выбросов ТЭС конденсируется и удаляется с осадками. В то же время продукты сгорания угля и антропогенный выброс углекислого газа, в отличие от пара, накапливаются в атмосфере, способствуя развитию парникового эффекта. Ежегодный выброс СО 2 всеми ТЭС мира приближается к 10 млрд. т углекислого газа, составляя около 30% всех антропогенных выбросов парниковых газов в атмосферу планеты. Выбросы водяных паров становятся заметными при работе ТЭС на природном газе, однако при этом уменьшаются удельные выбросы СО 2 .

Принято считать, что усиление парникового эффекта, вызываемого повышением концентрации углекислого газа в атмосфере, приводит ко все более заметному росту температуры планеты, что может иметь глобальные катастрофические последствия уже в ближайшем будущем. Данное утверждение поддерживается не всеми, однако в силу значительности угрозы оно считается официально принятым.

16 февраля 2005 года вступил в силу Киотский протокол к Рамочной конвенции ООН об изменении климата, имеющий целью сокращение выбросов газов, способствующих глобальному потеплению. Протоколом, подписанным в 1997 году 159 странами на состоявшемся в Киото под эгидой ООН международном саммите, определено, что 39 промышленно развитых стран мира обязуются сокращать выбросы углекислого газа и пяти других веществ, присутствие которых в атмосфере влияет на изменение климата на планете. Подписавшие протокол страны обязались к 2012 году сократить на 5,2% выбросы вредных газов в атмосферу по сравнению с показателями 1990 года. Документ ратифицирован 125 странами мира, на долю которых приходится более 55% суммарных выбросов парниковых газов. Осуществить соглашение стало возможным после ратификации протокола в России, на долю которой приходится 17,4% выбросов парниковых газов. Вместе с тем крупнейшие страны мира – США, дающие 36% мирового выброса углерода, а также Индия и Китай – к протоколу не присоединились, хотя в этих странах также проводятся работы по сокращению выбросов парниковых газов. В частности, в США установлен пятилетний период льготного налогообложения возобновляемых источников энергии и энергосберегающих технологий на сумму 3,6 млрд.дол. Плановый объем ежегодного финансирования мероприятий, направленных на предотвращение изменений климата, составил в США 5,8 млрд. дол., в том числе 3 млрд. дол. на развитие новых технологий и еще 2 млрд. на научные исследования в этой области.

Однако усилия, предпринятые в рамках Киотского протокола, пока не дали нужного эффекта. По данным МЭА, в течение последнего десятилетия уровень выбросов парниковых газов не только не снизился, но и возрос более чем на 20%. При сохранении современных тенденций мирового развития выбросы парниковых газов возрастут к 2050 году еще в 2,5 раза.

Результаты прогнозных исследований показывают, что рост производства электрической энергии в развивающихся странах будет происходить в основном за счет преимущественного использования собственных запасов угля – первичного энергоносителя, дающего наибольший выброс СО 2 на единицу полученной энергии.

Для стран, не имеющих достаточных его запасов, прогнозируется рост тепловой энергетики на базе местных видов органического топлива, растительной биомассы, промышленных и бытовых отходах.

Прогнозируемые внешние условия будущего развития теплоэнергетики мира определяют следующие долгосрочные приоритеты ее технологического роста:

• существенное повышение эффективности и экологической безопасности тепловой энергетики на твердом топливе с обеспечением в перспективе близких к нулю выбросов вредных веществ;
• существенное повышение эффективности электроэнергетики на природном газе;
• развитие комбинированного производства электрической энергии и других видов энергии;
• развитие экономически эффективных технологий получения электрической энергии из некондиционной и возобновляемой органики;
• развитие технологий улавливания и хранения парниковых газов.

По состоянию на 2003 г. суммарная установленная мощность ТЭС мира составляла 2591 ГВт, из них ТЭС на угле – 1119 ГВт, природном газе

1007 ГВт, нефти – 372 ГВт. Около 11% мирового парка ТЭС отслужило более 40 лет, около 60% – более 20 лет. Средняя эффективность ТЭС мира ненамного превышает 35%.

Для обеспечения прогнозных уровней выработки электрической энергии суммарная установленная мощность ТЭС должна быть увеличена к 2030 г. до 4352 ГВт. В соответствии с прогнозным сценарием МЭА это потребует ввода 1761 ГВт новых ТЭС и реконструкции более 2000 ГВт существующей мощности.

В соответствии с современными прогнозами, учитывающими обеспеченность топливными ресурсами, совершенствование технологий, экономические и экологические последствия роста выбросов загрязняющих веществ, наиболее быстрыми темпами будут развиваться в ближайшие десятилетия мощности ТЭС на угле, а также на природном газе.

Поэтому совершенсвованию и внедрению новых эффективных технологий для ТЭС на твердом и газообразном топливе уделяется наибольшее внимание. Наряду с этим, получают развитие научно-исследовательские работы, направленные на разработку и внедрение перспективных технологий максимального улавливания вредных веществ, в том числе парниковых газов, из продуктов сгорания топлива, обеспечение экологической безопасности ТЭС.

Тепловая энергетика на природном газе

Перспективные технологии ТЭС на природном газе, ориентированные на применение в большой энергетике, наиболее интенсивно развиваются по следующим основным направлениям: Высокотемпературные газотурбинные установки (ГТУ).

• Комбинированные или парогазовые установки (ПГУ), сочетающие газотурбинный и паротурбинный циклы.
• Высокотемпературные топливные элементы.
• Гибридные установки на основе сочетания ПГУ с высокотемпературными топливными элементами.

Главными задачами исследований и разработок в области газотурбинных технологий являются повышение мощности, к.п.д. и экологических показателей газовых турбин, создание «гибких» газотурбинных установок, работающих на продуктах газификации различных видов топлива, газовых турбин для работы в составе крупных комбинированных и гибридных установок. К основным направлениям совершенствования ГТУ относятся повышение начальных температур газа перед газовой турбиной за счет применения более эффективных высокотемпературных конструкционных материалов и создания более эффективных систем тепловой защиты высокотемпературных элементов ГТУ при одновременном совершенствовании процессов экологически чистого сжигания топлива. К настоящему времени промышленно освоены энергетические ГТУ на начальные температуры 1260–1400°С с к.п.д. 35–36,5%. В стадии демонстрационных и опытно-промышленных образцов находятся ГТУ нового поколения на базе металлокерамики с рабочей температурой выше 1500°С и к.п.д. на уровне 40% и выше.

Важным направлением использования высокоэффективных энергетических ГТУ является их применение в составе мощных парогазовых энергоблоков ТЭС и ТЭЦ. Действующие парогазовые установки (ПГУ), реализующие высокотемпературный газотурбинный цикл Брайтона с отводом тепла в двухконтурный паротурбинный цикл Ренкина (цикл двух давлений), обеспечивают получение эксплуатационного электрического к.п.д. на уровне 48–52%. По такой схеме работают, в частности, первые в России теплофикационные ПГУ мощностью 450 МВт, установленные на Северо-Западной ТЭЦ Санкт-Петербурга. Они имеют расчетный к.п.д. нетто 51%, фактический эксплуатационный к.п.д. в режиме регулирования мощности – 48–49%.

Перспективы дальнейшего совершенствования бинарных парогазовых установок определяются повышением эффективности передачи теплоты от выхлопных газов ГТУ в паротурбинный цикл и уменьшением потерь при конденсации пара. Традиционное направление решения этих задач связано с повышением количества контуров (ступеней давления) паротурбинного цикла. В трехконтурной установке ТЭС «Иокогама» (Япония) достигнут к.п.д. на уровне 55%.

Использование более экономичных газовых турбин позволит повысить к.п.д. ПГУ с двухи трехконтурной схемами до 60%, применение водяного охлаждения и другие схемные решения – до 61,5–62% и более.

Более отдаленные перспективы повышения к.п.д. ТЭС на природном газе связаны с созданием гибридных установок, представляющих собой сочетание высокотемпературных электрохимических источников тока (топливных элементов) с парогазовой установкой.

Высокотемпературные топливные элементы (ТЭ), твердооксидные (SOFC) или на основе расплавленных карбонатов (MCFC), работающие при температуре 850 и 650°С, служат источниками тепла для ПГУ. К настоящему времени созданы образцы высокотемпературных энергетических топливных элементов единичной мощностью от 200 кВт до 10 МВт, пригодные для этой цели. Высокотемпературные топливные элементы могут работать на водороде и/или синтез-газе (смесь водорода с угарным газом). Для его получения используется процесс риформинга (паровой конверсии) природного газа. Для получения водорода из синтез-газа применяется процесс каталитического окисления угарного газа с последующим удалением СО 2 . Данные процессы широко применяются в азотной промышленности.

В ходе выполнения научно-технической программы США «Видение-21» на демонстрационной гибридной установке мощностью около 20 МВт получен к.п.д. на уровне 60%. На 2010 год запланирован пуск гибридной установки с к.п.д. на уровне 70%. В более отдаленной перспективе намечается достижение к.п.д. на уровне 75% с созданием энергетических установок мощностью до 300 МВт и более (рис. 6.3). К 2012–2015 гг. намечено создание всех необходимых для этого технологических компонентов.

В области малой энергетики (см. раздел 4.4) наибольший интерес представляют когенерационные технологии на базе газовых двигателей внутреннего сгорания и электрохимических источников тока (топливных элементов). К настоящему времени в США, Японии, Европе получают применение установочные партии когенерационных низкои среднетемпературных топливных элементов соответственно с протон-обменной мембраной (PEFC) и фосфорнокислые (PAFC). Эти установки бесшумны, более эффективны и экологичны, чем газовые двигатели внутреннего сгорания. Перспективы масштабного применения когенерационых ТЭ связаны с уменьшением их удельной стоимости.

Перспективные технологии угольной энергетики

К числу интенсивно разрабатываемых направлений экологически чистого использования твердого топлива, предполагаемых к промышленному внедрению в ближайшей (до 2010 г.) и долговременной перспективе, относятся паротурбинные ТЭС с суперсверхкритическим давлением (параметрами) пара (ССКД); парогазовые ТЭС на угле; гибридные парогазовые ТЭС.

Работы по созданию энергоблоков на суперсверхкритические параметры пара были начаты в США и СССР еще в середине прошлого века. В основе создания энергоблоков ССКД лежат известные методы повышения термического к.п.д. цикла Ренкина за счет перехода на более высокие рабочие температуры и давление пара перед турбиной. Применение данных мер на практике сдерживается прочностными характеристиками применяемых материалов, а также ростом стоимости установки. Существует технико-экономический оптимум температур и давлений пара, определяемый свойствами материалов энергетической установки и ценами на топливо. Во второй половине прошлого века этим условиям отвечал сверхкритический цикл Ренкина с однократным промежуточным перегревом пара, начальным давлением 23,5 МПа, температурой первичного и вторичного перегрева 540°С. В последние годы прогресс в области материаловедения сделал возможным дальнейшее повышения параметров цикла Ренкина.

В Дании и Японии построены и успешно эксплуатируются на каменном угле энергоблоки мощностью 380–1050 МВт с давлением свежего пара 24–30 МПа и перегревом до 580–610 °С. Среди них есть блоки с двукратным промперегревом до 580°С. К.п.д. лучших японских блоков находится на уровне 45–46%, датских, работающих на холодной циркуляционной воде с глубоким вакуумом, – на 2–3% выше. В ФРГ построены буроугольные энергоблоки мощностью 800–1000 МВт с параметрами пара до 27 МПа, 580/600°С и к.п.д. до 45%.

Работы над энергоблоком с суперсверхкритическими параметрами пара (давление 30 МПа, температура 600/600°С) возобновлены в России. Они подтвердили реальность создания такого блока мощностью 300–525 МВт с к.п.д. около 46% уже в ближайшие годы.

После длительного перерыва возобновлены работы, направленные на внедрение суперсверхкритических параметров пара в США. Они концентрируются в основном на разработке и испытаниях необходимых материалов, способных обеспечить эксплуатацию оборудования при температурах пара до 870°С и давлении до 35 МПа.

В странах Европейского Союза с участием большой группы энергетических и машиностроительных компаний разрабатывается усовершенствованный пылеугольный энергоблок ССКД с давлением свежего пара 37,5 МПа, температурой 700°С и двойным промперегревом до 720°С при давлениях 12 и 2,35 МПа. При давлении в конденсаторе 1,5–2,1 кПа к.п.д. блока может достичь 53–54%. Ввод в эксплуатацию намечен после 2010 г. К 2030 г. предполагается достижение к.п.д. до 55% при температурах пара до 800°С.

Важность значительного повышения эффективности ТЭС за счет дальнейшего совершенствования отработанных технологий показана в таблице 6.1 на примере трех ТЭС, построенных в Германии в 2002–2004 годах.

Перспективные разработки парогазовых установок на угле проводятся многими странами. Наибольший прогресс ожидается по двум направлениям работ: газификация угля и прямое сжигание угля под давлением. Научно-технические разработки ПГУ на угле интенсивно проводятся в США в рамках программы «Чистые угольные технологии» по

11 проектам с объемом финансирования 2,9 млрд. дол. Мощность задействованных в проектах установок превышает 2,2 ГВт. Пять проектов посвящены ПГУ со сжиганием угля под давлением, 4 – ПГУ с газификацией угля, 2 – перспективным технологиям сжигания с использованием ДВС.

Рабочий цикл ПГУ с газификацией включает воздушную или паровоздушную газификацию угля под давлением, создаваемым компрессором ГТУ, очистку генераторного газа от соединений серы и твердых частиц, последующее сжигание генераторного газа в камере сгорания парогазовой установки, работающей так же, как и на природном газе. Сегодня в мире эксплуатируются около 400 крупных промышленных газификационных установок суммарной мощностью 46 ГВт. Половина из них работает на угле. Однако реализация ПГУ на их основе связана с определенными трудностями. Они обусловлены, с одной стороны, более низким качеством энергетических углей, содержащих обычно большое количество минеральных включений, серы и смол, а с другой, – высокими требованиями к чистоте генераторного газа по условиям химической коррозии и механической эрозии газотурбинной установки. Кроме того, существенно более высокие требования, чем в промышленности, предъявляются к энергетической эффективности процессов получения и очистки генераторного газа, а также к массогабаритным характеристикам газогенераторов. Эти обстоятельства создают существенные трудности практической реализации ПГУ на угле с приемлемыми показателями к.п.д. и удельной стоимости.

Таблица 6.1 Повышение эффективности ТЭС за счет совершенствования отработанных технологий на примере трех ТЭС, построенных в Германии в 2002–2004 годах

Примечание. В скобках указан год достижения к.п.д.

Однако, учитывая значительные среднесрочные и отдаленные перспективы, связанные с дальнейшим примененим технологий улавливания СО 2 , эти трудности представляются преодолимыми.

Проектные проработки различных схем ПГУ с газификацией угля наиболее распространенных марок проводились в СССР на рубеже 1990-х годов. Они показали возможность создания ПГУ единичной мощностью 250 – 650 МВт с приемлемыми экологическими характеристиками и к.п.д. 38–45% на основе существовавшей в то время базе газотурбинных двигателей.

В США действуют 4 опытно-промышленные установки ПГУ с газификацией угля, в том числе ПГУ «Polk» мощностью 250 МВт, «Puyertollano» (350 МВт), «Bugenno» (250 МВт), «Wabash River», показывающие возможность получения к.п.д. на уровне 46–48%, характерном и для энергоблоков СКД. Фактический средний удельный расход теплоты (по высшей теплоте сгорания) ПГУ «Polk» составляет 9864 кДж/кВт·ч, ПГУ «Wabash River» – 9400 кДж/кВт·ч, что соответствует к.п.д. по низшей теплоте сгорания на уровне соответственно 38 и 40%. В 2010 г. предполагается ввод ПГУ «Mesaba» (штат Миннесота) с газификацией угля мощностью 531 МВт и эффективностью на уровне 41,7%.

В стадии рассмотрения находится проект сооружения демонстрационной ПГУ мощностью 500 МВт, предполагающий получение первоначально к.п.д. 44,4% с его доведением до 46%. В перспективе, по мере перехода на высокотемпературные газотурбинные установки на синтез-газе, к.п.д. ПГУ с газификацией угля может быть повышен до 53%.

Наибольшее промышленное развитие ПГУ с газификацией твердого топлива получили в Италии применительно к использованию нефтяного кокса – продукта масштабной переработки нефти. Здесь действуют 3 ПГУ с газификацией нефтяного кокса на ТЭС «Isab» (520 МВт), «Sarlux» (550 МВт) и «Falconara» (280 МВт). В 2005 г. планировалась к вводу ПГУ на ТЭС «Ferrera Erbognone» мощностью 250 МВт вблизи нефтеперабатывающего завода «Sannazaro». Еще 10 ПГУ введены или сооружаются на химических заводах Италии.

Считается, что технология газификации угля обеспечивает наиболее универсальный и чистый способ превращения угля в электричество, водород и другие ценные энергетические продукты. Именно газификация может стать основой для создания электростанций нового поколения на ближайшие десятилетия.

При отработке узлов и компонентов перспективных газификационных ПГУ на низкосортных энергетических углях, осуществляемых сегодня по нескольким масштабным проектам, преследуются не только непосредственные, но и более отдаленные цели. К их числу относится, в частности, создание на основе ПГУ с газификацией гибридных ТЭС, включающих высокотемпературные топливные элементы, а также энерготехнологических установок, сочетающих генерацию электроэнергии с получением высококачественного транспортного топлива из синтез-газа, безэмиссионных энергетических установок, реализующих улавливание, связывание и захоронение углекислого газа и позволяющих резко повысить топливную эффективность.

В настоящее время созданы топливные элементы мощностью 200 кВт – 1 МВт, способные работать на синтез-газе и/или водороде, получаемом из синтез-газа.

В ПГУ со сжиганием угля применяют технологию прямого сжигания угля в топке под давлением. Воздух подается в угольную топку компрессором ГТУ с давлением 1–1,5 МПа, продукты сгорания после очистки от золы уноса расширяются в газовой турбине и производят полезную работу. Теплота сгорания угля и теплота выхлопных газов ГТУ используются в паротурбинном цикле. Основные преимущества ПГУ со сжиганием угля под давлением обусловлены возможностью получения высоких экологических характеристик ТЭС за счет надлежащей организации процесса горения. Температура горения угля в таких установках поддерживается на уровне

800–900°С, что позволяет поддерживать приемлемо низкую скорость образования оксидов азота. Кроме того, процесс горения сопровождается химическим связыванием соединений серы в результате их реакции с доломитом, что существенно снижает их присутствие в выхлопных газах установки. Основные трудности практической реализации установок такого типа связаны с предотвращением механической эрозии газовой турбины, возникающей из-за присутствия в топочных газах твердых частиц золы уноса, а также с уменьшением массогабаритных характеристик топок, работающих под давлением.

Опыт, накопленный в процессе долговременной эксплуатации нескольких ТЭЦ такого типа мощностью около 20 МВт, подтвердил высокие экологические и экономические характеристики этих установок. Характерным примером установки сжигания угля под давлением является, в частности, ТЭЦ, действующая в г. Стокгольме, Швеция. На ТЭЦ используется процесс сжигания предварительно подготовленной пасты из увлажненной смеси угля с доломитом, выдавливаемой через профильные отверстия в днище топки котла диаметром около 20 м. Теплота сгорания топлива воспринимается погружными теплообменниками паротурбинного контура. Дымовые газы после предварительной очистки от золы уноса в высокотемпературных рукавных фильтрах поступают в газовую турбину. Отработавшие газы проходят дополнительную очистку от твердых частиц в рукавных фильтрах, после чего выводятся в дымовую трубу. Средний электрический к.п.д. установки составляет 45%. Существенный эрозионный износ газовой турбины не зафиксирован.

Основная трудность распространения описанной технологии на энергоблоки ТЭС мощностью 100–300 МВт и выше обусловлена неприемлемым по условиям прочности ростом массогабаритных характеристик топки, что требует интенсификации процесса горения угля. Наибольшую скорость такого процесса обеспечивает сжигание угольно-доломитной смеси в кипящем слое под давлением (КСД). Именно эта технология ПГУ на угле рассматривается сегодня как наиболее перспективная. ПГУ с КСД (технология PFBC), как уже отмечалось выше, интенсивно исследуются в США на пяти демонстрационных установках.

К достоинствам ПГУ с КСД относят полноту (> 99%) сгорания различных сортов угля, высокие коэффициенты теплопередачи и небольшие поверхности нагрева, низкие (до 850°С) температуры горения и вследствие этого небольшие (менее 200 мг/м 3 ) выбросы NO X , отсутствие шлакования, возможность добавки в слой сорбента (известняка, доломита) и связывание в нем 90–95% содержащейся в угле серы.

Достаточно высокий к.п.д. (40–42% в конденсационном режиме) достигается в ПГУ с КСД уже при умеренных мощностях (около 100 МВт эл. ) и докритических параметрах пара. Вследствие небольших размеров котла и отсутствия сероочистки площадь, занимаемая ПГУ с КСД, невелика. Возможны блочно-комплектная поставка их оборудования и модульное строительство с уменьшением его стоимости и сроков. Эти обстоятельства определяют возможность применения данной технологии при реконструкции существующих энергоблоков на угле.

Технология ПГУ с КСД проще и более привычна для энергетиков, чем газификационные установки, представляющие собой сложное химическое производство. Возможны различные комбинации обеих технологий. Целью их являются упрощение систем газификации и очистки газов и уменьшение характерных для них потерь, а также повышение температуры газов перед турбиной и газотурбинной мощности в схемах с КСД.

Гибридные установки на твердом топливе представляют собой сочетание ПГУ с газификацией угля с высокотемпературным топливным элементом, работающим на водороде или синтез-газе из твердого топлива (рис. 6.4). Принцип работы гибридных установок на угле тот же, что и на природном газе. Различие состоит только в способе получения водорода и/или синтез-газа для топливных элементов. В угольных гибридных установках исходное топливо должно быть подвергнуто газификации с получением водорода или синтез-газа, а в установках на природном газе – риформингу (паровой конверсии) с получением тех же газов. Дальнейшие отличия состоят в процессах очистки полученных продуктов. Для угольных гибридных установок они, по понятным причинам, протекают сложнее и менее эффективно, чем для газовых.

Эффективность гибридных установок в сравнении с другими технологиями сжигания угля показана на рис. 6.5.

Технологии удаления и улавливания углекислого газа

Полная экологическая чистота тепловой энергетики может быть обеспечена путем улавливания и хранения углекислого газа. Возможности создания соответствующих технологий уже в настоящее время интенсивно изучаются во многих странах мира. Технологии улавливания представляют собой третий, самый радикальный путь борьбы с потеплением климата, наряду с двумя другими – повышением к.п.д. и удалением углерода из органического топлива. Понятие «удаление углерода» объединяет улавливание углерода из энергетических установок и связывание его в природных поглотителях, таких как леса и фермы. Углекислый газ, улавливаемый из антропогенных выбросов, можно захоронить под землей в геологических образованиях или в океанах, а также переработать в топливо, безвредные сухие вещества или в полезные продукты.

Основные направления работ по комплексной проблеме улавливания и захоронения СО 2 , разрабатываемые в США, включают: разработку процессов улавливания СО 2 с образованием твердых гидратов при низких температурах и высоких давлениях; в вихревой трубе; сухим сорбентом на основе натрия.

В геологии это комплексные исследования и демонстрация в промышленном масштабе захоронения СО 2 в глубоких неразрабатываемых угольных пластах; вытеснение природного газа из пустот при заполнении СО 2 ; оптимальные геологические условия для накопления СО 2 в засоленных пористо-водоносных горизонтах США; новые методы закачки СО 2 в соленосные формации; химическое связывание СО 2 в глубоких соленосных формациях на Среднем Западе США.

Перспективные концепции: извлечение газа из мусорных свалок; минерализация СО 2 ; мембранные технологии выделения СО 2 из газовой смеси; селективные высокотемпературные керамические мембраны для проведения реакции риформинга газа с одновременной сепарацией СО 2 ; преобразование СО 2 в биомассу с использованием водорослей.

Особое внимание к предотвращению выбросов СО 2 должно уделяться при совершенствовании угольных технологий. В США предполагается создание угольных энергокомплексов, способных конкурировать с тепловыми электростанциями на природном газе. Их целесообразно сооружать поэтапно: первый этап – перспективная экологически чистая ПГУ с газификацией; второй этап – внедрение системы удаления и транспортировки СО 2 ; третий этап – организация производства водорода или чистого транспортного топлива.

Кроме того, интенсивно разрабатываются схемы новых установок, где углекислый газ используется в качестве рабочего тела, превращаясь в итоге в жидкость, подлежащую захоронению. В основе такой ТЭС могут лежать следующие процессы:

• газификация водоугольной суспензии с добавкой водорода и получением СН 4 и Н 2 О. Зола угля выводится из газификатора, а парогазовая смесь очищается;
• углерод, перешедший в газообразное состояние, в форме СО 2 связывается оксидом кальция в риформере, куда подается также очищенная вода. Образующийся в нем водород используется в процессе гидрогазификации и подается после тонкой очистки в твердооксидный топливный элемент для выработки электроэнергии;
• на третьем этапе образовавшийся в риформере СаСО 3 кальцинируется с использованием выделившегося в топливном элементе тепла и образованием СаО и концентрированной СО 2 , пригодной для дальнейшей обработки;
• четвертым этапом является преобразование химической энергии водорода в электроэнергию и тепло, которое возвращается в цикл. СО 2 выводится из цикла и минерализуется в процессах карбонизации таких минералов, как,
• например, силикат магния, распространенный повсеместно в природе в количествах, на порядки превышающих запасы угля. Конечные продукты карбонизации могут захораниваться в выработанных шахтах.

К.п.д. преобразования угля в электроэнергию в такой системе составит около 70%. При полной стоимости удаления СО 2 , равной 15–20 дол. США за тонну, оно вызовет удорожание электроэнергии примерно на 0,01 дол. США/кВт·ч.

Теплофизические проблемы в теплоэнергетике, требующие дальнейших исследований и разработок

Быстрый рост потребностей в электроэнергии в XXI веке, кризисное состояние окружающей среды, технологические проблемы, которые надо решать для удовлетворения этих потребностей, исходя из современных критериев резкого повышения энергоэффективности, снижения затрат и минимизации влияния на окружающую среду, требуют существенного расширения научных исследований и разработок в теплоэнергетике. Научно-исследовательские, конструкторские и проектные работы в теплоэнергетике должны быть нацелены на создание высокоэффективных и экологически безопасных ТЭС с использованием прогрессивных технологий и энергетического оборудования, обеспечивающих решение следующих задач: повышение эффективности энергоснабжения путем увеличения его надежности и снижения затрат на производство электроэнергии; максимальное сокращение вредных выбросов ТЭС в окружающую среду; увеличение производительности и улучшение условий труда; снижение затрат на ремонтновосстановительные работы.

Важными направлениями научно-технического прогресса в теплоэнергетике являются:

• создание новых поколений энергооборудования;
• реконструкция и модернизация действующего оборудования;
• переход от концепции продления срока службы оборудования к концепции управления ресурсом на базе современных комбинированных методов и критериев с совместным учетом показателей его надежности и эффективности;
• обеспечение необходимого уровня промышленной безопасности энергетического оборудования.
• высокоэффективное производство электроэнергии и тепла на основе применения парогазовых и газотурбинных установок, техническое перевооружение и дальнейшее развитие тепловых электростанций для повышения их экономической и экологической эффективности, надежности, маневренности и управляемости;
• разработка экологически чистых угольных технологий на основе применения котлов с циркулирующим кипящим слоем, использования водоугольных суспензий, различных схем газификации угля и т. п.;
• создание эффективных газоочистных систем энергооборудования;
• комплексная автоматизация оборудования блоков и электростанций;
• решение научно-технических проблем, связанных с разработкой оборудования на суперкритические параметры пара, технологий получения дешевого оборудования для топливных элементов, систем аккумулирования электрической энергии;
• создание небольших установок по комбинированному производству электрической энергии и тепла (когенерация) с использованием поршневых двигателей, газовых турбин (ТЭЦ малой и средней мощности, мини-ТЭЦ).

Рост технического уровня теплоэнергетики, освоение сверхкритических и суперсверхкритических параметров пара, увеличение единичных мощностей агрегатов и энергоблоков сопроводжаются повышением расчетных плотностей тепловых потоков, воспринимаемых как радиационными, так и конвективными поверхностями нагрева, и обуславливают необходимость интенсификации топочных процессов, а также процессов генерации и перегрева пара. Необходимо интенсифицировать теплоотдачу с тем, чтобы при росте единичной мощности установок сохранялись приемлемые массогабаритные характеристики оборудования. Поэтому по-прежнему актуальны вопросы исследования радиационного теплообмена в топках и излучения газов, интенсификации конвективного теплообмена в пучках труб, а также теплового состояния поверхностей нагрева в условиях шлакования и интенсивного заноса отложениями золы, работы по теплоотдаче при кипении воды в трубах, исследования теплообмена теплоносителя сверхкритических параметров, критических тепловых потоков.

В настоящее время возрастает роль высокотемпературных газотурбинных и парогазовых установок в энергетике. Поэтому остаются актуальными разработка систем охлаждения газовых турбин, исследования турбулентного теплообмена в турбинных решетках и на пластине, включая теплообмен в условиях вдува охладителя, а также исследования различных систем охлаждения, применение водяного пара как перспективного охладителя, оптимизация схем охлаждения.

Стратегические направления развития отечественной теплоэнергетики связаны с решением целого комплекса задач, в том числе и в области энергомашиностроения. К ним относятся:

• создание отечественных высокоэффективных газотурбинных установок мощностью до 180 МВт на высокие начальные температуры газа с целью широкого внедрения парогазовых технологий при строительстве новых и реконструкции действующих электростанций;
• разработка и производство высокоэффективных паротурбинных установок новых поколений на суперсверхкритическе параметры пара и на температуры 600°С и выше с увеличением к.п.д. до 55% и более;
• производство энергетических котлов с усовершенствованной организацией топочных процессов, применением новых горелочных и других устройств, обеспечивающих снижение вредных выбросов в атмосферу;
• создание и освоение котельных агрегатов с топками с циркулирующим кипящим слоем для энергоблоков мощностью 200–300 МВт;
• создание оборудования для экологически чистых парогазовых установок с котлами с кипящим слоем под давлением;
• разработка и освоение передовых технологий сжигания твердого топлива;
• создание систем газификации твердого топлива с целью развития экологически чистых парогазовых установок на угле и для технического перевооружения пылеугольных электростанций.

Несмотря на бурное развитие отраслей нетрадиционной энергетики в последние десятилетия большая часть производимой в мире электроэнергии по-прежнему приходится на долю энергии, получаемой на тепловых электростанциях. При этом возрастающая с каждым годом потребность в электричестве оказывает стимулирующее воздействие на развитие тепловой энергетики. Энергетики во всём мире работают в сторону усовершенствования ТЭС, повышения их надёжности, экологической безопасности и эффективности.

ЗАДАЧИ ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКИ

Теплоэнергетика – это отрасль энергетики, в центре внимания которой находятся процессы преобразования тепла в другие виды энергии. Современные теплоэнергетики, основываясь на теории горения и теплообмена, занимаются изучением и усовершенствованием существующих энергоустановок, исследуют теплофизические свойства теплоносителей и стремятся минимизировать вредное экологическое воздействие от работы тепловых электростанций.

ЭНЕРГОУСТАНОВКИ

Тепловая энергетика немыслима без теплоэлектростанций. Тепловые энергоустановки функционируют по следующей схеме. Сначала топливо органического происхождения подаётся в топку, где оно сжигается и нагревает, проходящую по трубам воду. Вода, нагреваясь, преобразуется в пар, который заставляет вращаться турбину. А благодаря вращению турбины активизируется электрогенератор, благодаря которому генерируется электрический ток. В качестве топлива в тепловых электростанциях используется нефть, уголь и другие невозобновляемые источники энергии.

Кроме ТЭС, существуют также установки, в которых тепловая энергия превращается в электрическую без вспомогательной помощи электрогенератора. Это теплоэлектрические, магнито-гидродинамические генераторы и другие энергоустановки.

ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКИ

Главным негативным фактором в развитии теплоэнергетики стал тот вред, который наносят окружающей среде в процессе своей работы тепловые электростанции. При сгорании топлива в атмосферу выбрасывается огромное количество вредных выбросов. К ним относятся и летучие органические соединения, и твёрдые частицы золы, и газообразные оксиды серы и азота, и летучие соединения тяжёлых металлов. Кроме того, ТЭС сильно загрязняют воду и портят ландшафт из-за необходимости организации мест для хранения шлаков, золы или топлива.

Также, функционирование ТЭС сопряжено с выбросами парниковых газов. Ведь тепловые электрические станции выбрасывают огромное количество CO 2 , накопление которого в атмосфере изменяет тепловой баланс планеты и становится причиной возникновения парникового эффекта – одной из актуальнейших и серьёзнейших экологический проблем современности.

Вот почему важнейшее место в современных разработках тепловой энергетики должно отводиться изобретениям и инновациям, способным усовершенствовать ТЭС в сторону их экологической безопасности. Речь идёт о новых технологиях очистки топлива, используемого ТЭС, создании, производстве и установке на ТЭС специальных очистительных фильтров, строительства новых тепловых электростанций, спроектированных изначально с учётом современных экологических требований.

ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ

Теплоэнергетические устройства являются, и ещё очень долго будут являться основным источником электрической энергии для человечества. Поэтому теплоэнергетики всего мира продолжают усиленно развивать данную перспективную отрасль энергетики. Их усилия, прежде всего, направлены на повышение эффективности тепловых электростанций, необходимость которого диктуется как экономическими, так и экологическими факторами.

Жёсткие требования мирового сообщества к экологической безопасности энергетических объектов, стимулируют инженеров на разработку технологий, снижающих выбросы ТЭС до предельно допустимых концентраций.

Аналитики утверждают, что современные условия таковы, что перспективными окажутся в будущем ТЭС, работающие на угле или газе, поэтому именно в данном направлении теплоэнергетики всего мира прикладывают больше всего усилий.

Доминирующая роль теплоэнергетики в обеспечении мировых человеческих потребностей в электричестве будет сохраняться ещё длительное время. Ведь, несмотря на стремление развитых стран как можно скорее перейти на более безопасные с экологической точки зрения и доступные (что немаловажно в свете приближающегося кризиса исчерпания органического топлива) источники энергии, быстрый переход к новым способам получения энергии невозможен. А это означает, что теплоэнергетика будет активно развиваться и дальше, но, разумеется, с учётом новых требований к экологической безопасности используемых технологий.

В начале XXI века вопрос модернизации и развития энергетики России крайне обострился с учетом следующих факторов:

Износ оборудования электростанций, тепловых и электрических сетей к концу первого десятилетия мог превысить 50 %, а это означало, что к 2020 году износ мог достигнуть 90 %;

Технико-экономические характеристики производства и транспорта энергии изобилуют многочисленными очагами непроизводительных затрат первичных энергоресурсов;

Уровень оснащения объектов энергетики средствами автоматики, защит и информатики находится на уровне значительно более низком, чем на объектах энергетики стран Западной Европы и США;

Первичный энергоресурс на ТЭС России используется с КПД не превышающим 32 – 33 %, в отличие от стран, применяющих передовые технологии паросилового цикла с КПД до 50% и выше;

Уже в первом пятилетии XXI века по мере стабилизации экономики России стало очевидным, что энергетика из «локомотива» экономики может превратится в «полосу препятствий». К 2005 г. энергосистема Московского региона стала дефицитной;

Изыскание средств для модернизации и развития энергетической базы России в условиях рыночной экономики и реформирования энергетики, исходя из рыночных принципов.

В этих условиях были созданы несколько программ, однако их дополнения и «развитие» продолжаются.

Вот одна из программ созданных в конце прошлого века (табл. 6).

Таблица 6. Вводы мощностей электростанций, млн. кВт.

Таблица 7. Инвестиционные потребности электроэнергетики, млрд. долл.

Острота положения дел с энергоснабжением экономики России и социальной сферы по оценкам специалистов РАО «ЕЭС России» иллюстрируется появлением энергодефицитных регионов (в осеннее-зимний период максимума нагрузок потребления).

Так возникла энергопрограмма ГОЭЛРО-2. Следует заметить, что в различных источниках приводятся значительно отличные друг от друга показатели. Именно поэтому в предыдущих таблицах (табл. 6, табл. 7) нами приведены максимальные из опубликованных показателей. Очевидно, что этот «потолочный» уровень прогнозов может быть использован как ориентир.

В число основных направлений следует включить:

1. Ориентация на создание ТЭС на твердом топливе. По мере приведения цен на природный газ к уровню мировых, ТЭС на твердом топливе будут экономически обоснованы. Современные методы сжигания угля (в циркулирующем кипящем слое), а далее угольные технологии комбинированного цикла с предварительной газификацией угля или его сжигание в котлах кипящего слоя под давлением позволяют сделать ТЭС на твердом топливе конкурентными на «рынке» ТЭС будущего.

2. Применение «дорогого» природного газа на вновь сооружаемых ТЭС будет обосновано лишь при использовании установок комбинированного цикла, а также при создании мини-ТЭС на базе ГТУ и т.п.

3. Техническое перевооружение существующих ТЭС из-за нарастающего физического и морального износа останется приоритетным направлением. Следует заметить, что при замене узлов и агрегатов появляется возможность внедрения совершенных технических решений, в том числе и в вопросах автоматизации и информатики.

4. Развитие атомной энергетики в ближайшей перспективе связано с завершением строительства блоков высокой готовности, а также проведением работ по продлению срока службы АЭС на экономически оправданный период времени. В более отдаленной перспективе вводы мощностей на АЭС должны вестись путем замены демонтируемых блоков на энергоблоки нового поколения, отвечающие современным требованиям безопасности.

Будущее развитие атомной энергетики обусловлено решением ряда проблем, основными из которых является достижение полной безопасности действующих и новых АЭС, закрытие отработавших свой ресурс АЭС, обеспечение экономической конкурентоспособности атомной энергетики по сравнению с альтернативными энергетическими технологиями.

5. Важным направлением в электроэнергетике для современных условий является развитие сети распределенных генерирующих мощностей путем строительства небольших электростанций, в первую очередь, ТЭЦ небольшой мощности с ПГУ и ГТУ

Перспективы развития электроэнергетики

Стратегическими целями развития электроэнергетики в рассматриваемой перспективе являются:

­ надежное энергоснабжение экономики и населения страны электроэнергией;

­ сохранение целостности и развитие Единой энергетической системы страны, ее интеграция с другими энергообъединениями на Евразийском континенте;

­ повышение эффективности функционирования и обеспечение устойчивого развития электроэнергетики на базе новых современных технологий;

­ снижение вредного воздействия на окружающую среду.

Исходя из прогнозируемых объемов спроса на электроэнергию при высоких темпах развития экономики (оптимистический и благоприятный варианты), суммарное производство электроэнергии может возрасти по сравнению с 2000 г. более, чем в 1,2 раза к 2010 г. (до 1070 млрд. кВт.ч) и в 1,6 раза к 2020 г. (до 1365 млрд. кВт.ч). При пониженных темпах развития экономики (умеренный вариант) производство электроэнергии составит, соответственно, 1015 и 1215 млрд. кВт.ч.

Обеспечение этих уровней электропотребления требует решения ряда проблем, которые носят системный характер:

­ ограничения по межсистемным перетокам мощности,

­ старение основного энергетического оборудования,

­ технологическая отсталость, нерациональная структура топливного баланса и др.

Остаются невостребованными энергетические мощности, Сибирских ГЭС и ТЭС: запертые мощности в этом регионе составляют порядка 7-10 млн. кВт. Поэтому одной из стратегических задач электроэнергетики является развитие межсистемных электропередач 500-1150 кВ для усиления надежности параллельной работы ОЭС Сибири с энергосистемами европейской части России по трассе Итат - Челябинск и с ОЭС Дальнего Востока (Иркутск - Зея - Хабаровск). Это позволит избежать дорогостоящих перевозок угля из Кузбасса и КАТЭКа за счет их использования на местных ТЭС с выдачей 5-6 млн. кВт на запад и 2-3 млн. кВт - на восток. Кроме того, использование маневренных возможностей ГЭС Ангаро-Енисейского каскада снимет напряженность с регулированием графика нагрузки в европейских районах.

Износ активной части фондов в электроэнергетике составляет в целом 60-65%, в т.ч. в сельских распределительных сетях - свыше 75%. Отечественное оборудование, составляющее техническую основу электроэнергетики, морально устарело, уступает современным требованиям и лучшим мировым изделиям. Поэтому необходимо не только поддержание работоспособности, но и существенное обновление ОПФ на базе новой техники и технологий производства и распределения электроэнергии и тепла.

Наличие в энергосистемах изношенного, выработавшего свой ресурс оборудования, доля которого уже превысила 15% всех мощностей, и отсутствие возможности его восстановления вводит электроэнергетику в зону повышенного риска, технологических отказов, аварий и, как следствие, - снижения надежности электроснабжения.

Нерациональная структура топливного баланса обусловлена проводившейся политикой цен на первичные энергоносители для электростанций. Цены на уголь в среднем в 1,5 раза превышают цены на газ. При таких условиях, учитывая большую капиталоемкость угольных электростанций, они становятся не конкурентоспособными и не могут развиваться, что может усугубить сложившуюся за последние годы ситуацию, когда в структуре топливного баланса тепловых электростанций доля выработки электроэнергии на газе превышала 60%.

Для развития единой национальной электрической сети как основного элемента Единой энергосистемы России и укрепления единства экономического пространства страны предусматривается сооружение ЛЭП в объеме, обеспечивающем устойчивое и надежное функционирование ЕЭС России и устранение технических ограничений, сдерживающих развитие конкурентного рынка электрической энергии и мощности.

В основу перспективного развития электрической сети ЕЭС России закладываются следующие основные принципы:

­ гибкость, позволяющая осуществлять поэтапное развитие и возможность приспосабливаться к изменению условий функционирования (рост нагрузки, развитие электростанций, реверс потоков мощности, реализация новых межгосударственных договоров по поставке электроэнергии);

­ развитие основной сети ЕЭС России путем постепенной «надстройки» линиями более высокого напряжения после достаточно полного охвата территории сетями предыдущего класса напряжения и исчерпания их возможностей, а также готовности этих сетей к работе с наложенными на них одиночными электропередачами более высокого напряжения;

­ сведение к минимуму числа дополнительных трансформаций 220/330, 330/500, 500/750 кВ в зонах совместного действия этих напряжений;

­ управляемость основной электрической сети путем использования средств принудительного потокораспределения - регулируемых шунтирующих реакторов, вставок постоянного тока, синхронных и статических компенсаторов, электромеханических преобразователей, фазоповоротных устройств и т.п.

Основу системообразующих сетей ЕЭС России в период до 2020 г. по-прежнему будут составлять линии электропередачи 500-750 кВ. Суммарный ввод ЛЭП напряжением 330 кВ и выше в период до 2020 г. должен составить в зависимости от варианта развития 25-35 тыс. км.

Развитие единой электрической сети страны будет осуществляться под контролем Федеральной сетевой компании и Системного оператора (с долей государства в обеих - 75% + 1 акция), при этом будет сохранена и обеспечена вертикаль диспетчерско-технологического управления.

Для обеспечения прогнозируемых уровней электро- и теплопотребления в оптимистическом и благоприятном вариантах вводы генерирующих мощностей на электростанциях России (с учетом замены и модернизации) на период 2003-2020 гг. оцениваются величиной порядка 177 млн. кВт, в том числе на ГЭС и ГАЭС - 11,2 млн. кВт, на АЭС - 23 млн. кВт, на ТЭС - 143 млн. кВт (из них ПТУ и ГТУ - 37 млн. кВт). В умеренном варианте вводы оцениваются величиной порядка 121 млн. кВт, в том числе на ГЭС и ГАЭС - 7 млн. кВт, на АЭС - 17 млн. кВт, на ТЭС - 97 млн. кВт (из них ПТУ и ГТУ - 31,5 млн. кВт).

Развитие электроэнергетики в рассматриваемый период времени будет исходить из следующих экономически обоснованных приоритетов территориального размещения генерирующих мощностей в отрасли:

­ в европейской части России - техническое перевооружение ТЭС на газе с замещением паросиловых турбин на парогазовые и максимальное развитие АЭС;

­ в Сибири - развитие ТЭС на угле и гидроэлектростанций;

­ на Дальнем Востоке - развитие ГЭС, ТЭЦ на газе в крупных городах и в отдельных районах - АЭС, АТЭЦ.

Основой электроэнергетики на всю рассматриваемую перспективу останутся тепловые электростанции, удельный вес которых в структуре установленной мощности отрасли сохранится на уровне 60-70%. Выработка электроэнергии на тепловых электростанциях к 2020 г. возрастет в 1,4 раза по сравнению с 2000 г.

Структура расходуемого топлива на ТЭС будет изменяться в сторону уменьшения доли газа к 2020 г. и, соответственно, увеличения доли угля, причем соотношение между газом и углем будет определяться складывающейся конъюнктурой цен на природный газ и уголь, а также политикой государства в использовании различных видов органического топлива для электроэнергетики.

Определяющим фактором является цена на природный газ, которая должна быть последовательно увеличена до уровня, обеспечивающего достаточные возможности для развития газовой отрасли. Для того чтобы электростанции на угле могли быть конкурентоспособными с электростанциями на газе на формирующемся рынке электроэнергии России, цена на газ должна быть в 1,6-2,0 раза выше цены на уголь. Такое соотношение цен позволит снизить долю газа в структуре потребления топлива ТЭС.

В результате величина среднего тарифа на электроэнергию по всем категориям потребителей оценивается на уровне 2020 г. в диапазоне 4,0-4,5 цент./кВт.ч. Необходимо ликвидировать перекрестное субсидирование и обеспечить дифференциацию тарифов в зависимости от суточного и сезонного графиков покрытия нагрузки, как это принято в мировой практике, так как затраты на производство электроэнергии от дорогих пиковых генерирующих мощностей в несколько раз превышают затраты на производство от базовых мощностей АЭС и ТЭЦ. Кроме того, предусматривается введение системы скидок энергоемким потребителям.

Сценарии развития теплоэнергетики, связанные с возможностью радикального изменения условий топливообеспечения тепловых электростанций в европейских районах страны, ужесточение экологических требований, преодоление к 2010 г. тенденции превышения темпов нарастания объемов оборудования электростанций, выработавших свой парковый ресурс, над темпами вывода его из работы и обновления требуют скорейшего внедрения достижений НТП и новых технологий в электроэнергетике.

Для электростанций, работающих на газе, такими технологиями являются: парогазовый цикл, газотурбинные надстройки паросиловых блоков и газовые турбины с утилизацией тепла. На электростанциях, работающих на твердом топливе, - экологически чистые технологии сжигания угля в циркулирующем кипящем слое, а позже - газификация угля с использованием генераторного газа в парогазовых установках. Новые угольные ТЭС в крупных городах, районах концентрированного сосредоточения населения и сельскохозяйственных регионах должны быть оснащены установками сероочистки.

Переход от паротурбинных ТЭС на газе к парогазовым ТЭС обеспечит повышение КПД установок до 50%, а в перспективе - до 60% и более. Вторым направлением повышения тепловой экономичности ТЭС является строительство новых угольных блоков на суперкритические параметры пара с КПД 45-46%. Это позволит существенно снизить удельный расход топлива на выработку электроэнергии на ТЭС на твердом топливе с 360 г. у.т./кВт.ч в 2000 г. до 310 г. у.т./кВт.ч в 2010 г. и до 280 г. у.т./кВт.ч в 2020 г.

Важнейшую роль в снижении расхода топлива, используемого для производства электрической и тепловой энергии в электроэнергетическом секторе, будет играть теплофикация, то есть выработка электроэнергии на ТЭС с утилизацией теплоты, отработавшей в паросиловом, газотурбинном или комбинированном парогазовом цикле.

Важным направлением в электроэнергетике в современных условиях является развитие распределенной генерации на базе строительства электростанций небольшой мощности, в первую очередь небольших ТЭЦ с ПТУ, ГТУ и на других современных технологиях.

Газотурбинные, газопоршневые и парогазовые ТЭЦ, ориентированные на обслуживание потребителей с тепловыми нагрузками малой и средней концентрации (до 10-50 Гкал/ч), получившие название когенерационных, будут обеспечивать в первую очередь децентрализованный сектор теплоснабжения. Кроме этого, часть районных отопительных и промышленных котельных будет реконструирована (где это возможно и экономически оправдано) в ТЭЦ малой мощности.

В результате в процессе развития теплофикации и когенерации будет возрастать доля независимых от АО-энерго производителей электроэнергии и тепла, увеличится конкуренция производителей электрической и тепловой энергии.

Для выполнения инновационной программы отрасли необходимо осуществить комплекс научных исследований и разработок по следующим направлениям:

­ расширение ресурсной базы электроэнергетики и повышение региональной обеспеченности топливом за счет освоения эффективного экологически чистого сжигания канско-ачинских и низкосортных углей восточных районов России в котлах паротрубных энергоблоков на суперкритические параметры пара, в том числе с «кольцевой» топкой, в расплаве шлака, в топках с циркулирующим кипящим слоем и под давлением;

­ повышение эффективности защиты окружающей среды на основе комплексных систем газоочистки и золоулавливания на энергоблоках;

­ повышение эффективности парогазового цикла за счет выбора схемы утилизации тепла;

­ создание и освоение производства энергетических установок нового поколения на базе твердооксидных топливных элементов для централизованного энергоснабжения, исследование возможности применения в этих целях топливных элементов других типов;

­ создание и внедрение в эксплуатацию надежного электротехнического коммутационного оборудования с элегазовой и вакуумной изоляцией;

­ развитие межсистемных электрических передач с повышенной пропускной способностью;

­ развитие гибких электрических передач;

­ внедрение нового поколения трансформаторного оборудования, систем защиты от перенапряжений и микропроцессорных систем РЗ и ПАА, оптоволоконных систем связи;

­ создание и внедрение электротехнического оборудования, включая преобразовательные агрегаты, для частотно-регулируемого электропривода различного назначения;

­ повышение надежности теплоснабжения на базе повышения долговечности и коррозионной стойкости труб тепловых сетей с пенополиуретановой изоляцией.

Гидроресурсы России по своему потенциалу сопоставимы с современными объемами выработки электроэнергии всеми электростанциями страны, однако используются они всего на 15%. Учитывая рост затрат на добычу органического топлива, и, как следствие, ожидаемое значительное увеличение цен на него, необходимо обеспечить максимально возможное использование и развитие гидроэнергетики, являющейся экологически чистым возобновляемым источником электроэнергии. С учетом этого выработка электроэнергии на ГЭС в оптимистическом и благоприятном вариантах возрастет до 180 млрд. кВт.ч в 2010 г. и до 215 млрд. кВт.ч в 2020 г. с дальнейшим увеличением до 350 млрд. кВт.ч за счет сооружения новых ГЭС.

Гидроэнергетика будет развиваться в основном в Сибири и на Дальнем Востоке, обеспечивая практически базисный режим работы тепловым электростанциям этих районов. В европейских районах, где практически исчерпан экономически эффективный потенциал гидроэнергии, получит развитие строительство малых ГЭС, продолжится сооружение некрупных пиковых ГЭС, преимущественно на Северном Кавказе.

Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России и покрытия неравномерного графика потребления электроэнергии в условиях увеличения доли базисных АЭС в европейской части страны необходимо ускорить сооружение ГАЭС.

Развитие сетевого хозяйства, обновление мощности и обеспечение прироста потребности в генерирующей мощности требует кратного роста инвестиций в отрасли.

При этом источниками инвестиций будут:

­ для тепловых генерирующих компаний - собственные средства компаний (амортизационные отчисления и прибыль), заемный и акционерный капитал;

­ для гидрогенерирующих компаний с государственным участием - наряду с указанными источниками возможно создание и использование целевых инвестиционных фондов, формируемых за счет прибыли ГЭС;

­ для федеральной сетевой компании и системного оператора - централизованные инвестиционные средства, включаемые в тарифы на передачу и системные услуги.

Необходимо осуществить модернизацию коммунальной энергетики, в том числе за счет привлечения частного капитала в эту потенциально привлекательную в инвестиционном отношении сферу хозяйственной деятельности на основе реформирования и модернизации всего жилищно-коммунального комплекса Российской Федерации с преобразованием унитарных муниципальных предприятий, обеспечивающих электроснабжение населения и коммунальной сферы городов, в открытые акционерные общества и последующей их интеграцией с предприятиями АО-энерго, включая использование концессионных, арендных и других механизмов управления объектами коммунальной инфраструктуры.

Для привлечения крупномасштабных инвестиций в электроэнергетику требуется коренное реформирование отрасли и соответствующая государственная тарифная политика.

В соответствии с законом «Об электроэнергетике» реформирование электроэнергетики намечено осуществлять на следующих принципах:

­ отнесение передачи, распределения электрической энергии и диспетчеризации к подлежащим государственному регулированию исключительным видам деятельности, осуществление которых возможно только на основании специальных разрешений (лицензий);

­ демонополизация и развитие конкуренции в сфере производства, сбыта и оказания услуг (ремонт, наладка, проектирование и т.д.);

­ обеспечение всем производителям и потребителям электроэнергии равного доступа к инфраструктуре рынка;

­ единство стандартов безопасности, технических норм и правил, действующих в электроэнергетической отрасли;

­ обеспечение финансовой прозрачности рынков электроэнергии и деятельности организаций регулируемых секторов электроэнергетики;

­ обеспечение прав инвесторов, кредиторов и акционеров при проведении структурных преобразований.

Основной задачей проводимых реформ в электроэнергетике является развитие конкуренции в потенциально конкурентных сферах деятельности - генерация и сбыт электроэнергии в тех районах, где это технологически и экономически реализуемо, что в свою очередь создаст условия более эффективной хозяйственной деятельности в сфере генерации, передачи и сбыта электроэнергии. При этом, безусловно, должна быть обеспечена устойчивая и стабильная работа Единой энергетической системы Российской Федерации, надежное электро- и теплоснабжение регионов Российской Федерации.

Основываясь на принципах экономической целесообразности при формировании управленческой стратегии в области электроэнергетики, а также на безусловном исполнении принципов энергетической безопасности Российской Федерации, государство будет поощрять разумное сочетание экспорта / импорта электроэнергии. Импорт электроэнергии на первом этапе реформирования электроэнергетики будет считаться оправданным в тех случаях, когда он будет способствовать недопущению скачкообразного роста тарифов на внутреннем рынке РФ, а также преодолению дефицита в отдельных сегментах оптового рынка на период реконструкции существующих и строительства новых генерирующих мощностей.

Список литературы

электроэнергетика топливный прогнозирование тариф

1. Ф. Котлер «Маркетинг и менеджмент», Питер, 2004

2. Хунгуреева И.П., Шабыкова Н.Э., Унгаева И.Ю. Экономика предприятия: Учебное пособие. - Улан-Удэ, Изд-во ВСГТУ, 2004.

3. Авдашева «теория отраслевых рынков»

4. Журнал «Бизнес и закон» №10/2008

5. Барышев А.В. «Монополизм и антимонопольная политика», 1994.

Основные показатели современного состояния ТЭС

Установленная мощность ТЭС по России – 148,4 млн. кВт, из которых около 50% составляют теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) и около 50% - конденсационные электростанции (КЭС).

Установленная мощность ТЭС в РАО «ЕЭС России» на 2004 г. - 121,4 млн. кВт. Производство электроэнергии на ТЭС РАО «ЕЭС России» - 521,4 млрд. кВт-ч. На РАО «ЕЭС России» было также выработано 465,8 млн. Гкал тепловой энергии, что эквивалентно 541,7 млрд. кВт-ч тепловой энергии.

В таблице 1 приводятся показатели топливопотребления по видам использованного топлива.

Таблица 1. Потребление топлива по РАО «ЕЭС России» по видам в 2004 г.

Эффективность ТЭС

Существующая эффективность конденсационных электростанций составляет 36,8%, а средний КПД э по КЭС и ТЭЦ холдинга - 29,45%.

Для сравнения различных энергетических сценариев необходимо иметь данные о КПД мощностей, производящих электроэнергию.

Полезной продукцией теплоэнергетики являются электроэнергия и тепло, вырабатываемые на ТЭЦ, КЭС и пиковых котельных.

Мощности КЭС предназначены только для выработки электроэнергии со сбросом в конденсаторы-охладители отработанного пара, содержащего около 50% первоначально подведенной энергии. Электрический коэффициент полезного действия (КПД э) таких станций сравнительно высок, однако обычно не превышает для имеющихся мощностей (КЭС) 40%.

Мощности ТЭЦ работают в «теплофикационном режиме», при котором нагреваемый пар используется последовательно в турбине для выработки электроэнергии, а остаточная энергия пара подается потребителям тепла. Теплофикационный отбор пара приводит к снижению электрического коэффициента полезного действия (КПД э) по сравнению с работой ТЭЦ в «конденсационном» режиме, при котором пар срабатывается в турбине полностью, но в дальнейшем сбрасывается в окружающую среду. В то же время общая эффективность использования топлива в теплофикационном режиме возрастает, поскольку отработанный пар, содержащий еще более половины энергии, почти полностью утилизируется. Эффективность использования топлива на ТЭЦ определяют коэффициентом использования топлива (КИТ), который может достигать 85% и выше. В отсутствие потребителей тепла, например, в летние месяцы, ТЭЦ может работать в конденсационном режиме, как и КЭС с аналогичным КПД э.

Пиковые котельные вырабатывают только тепло.

По РАО «ЕЭС России» основная часть тепловой энергии и более половины электроэнергии вырабатывается на ТЭЦ. Небольшая часть тепловой энергии вырабатывается в пиковых котельных, включаемых лишь в сильные морозы, при недостатке тепловой мощности, отбираемой с турбин. Доля топлива, расходуемого в таких котельных, может быть принята равной около 10% от его общего расхода по РАО «ЕЭС России», что соответствует данным.

В отчете РАО «ЕЭС России» за 2004 год приводятся данные по удельному расходу топлива раздельно на выработку тепловой и электрической энергии. Такое разделение условно и вводится в основном для оценки себестоимости производства того и другого вида энергии. Существуют различные методики разделения топливозатрат между производством тепла и электроэнергии на ТЭЦ. В дальнейших расчетах к расходу топлива на выработку тепловой энергии отнесено топливо, расходуемое в пиковых котельных, а также перерасход топлива, связанный со снижением КПД э ТЭЦ, работающей в теплофикационном режиме, по сравнению с конденсационным режимом.

В таблице 2, по данным, рассчитываются первичная энергия, потребленная РАО «ЕЭС России» на выработку энергии в различных режимах, а также средние по холдингу КИТ и КПД э. Для расчета данные, приведенные в по электрической и тепловой энергии, сначала объединяются, а потом из них выделяются средние показатели КИТ и КПД э с учетом принятой доли расхода топлива в пиковых котельных.

Таблица 2. Расчет основных показателей эффективности производства энергии на РАО «ЕЭС России»

Из таблицы 2 видно, что средний по холдингу КИТ (54%) сравнительно низок, из-за большой доли конденсационной выработки (если бы вся электроэнергия вырабатывалась в теплофикационном режиме, он бы достигал 70% и более).

Перспективы развития ТЭС

Согласно рекомендуемым требованиям, замещающее оборудование ТЭС на угле должно иметь КПД э 42-46% в конденсационном режиме, а ТЭС на природном газе – 52-58% в конденсационном режиме и 47% в теплофикационном. Такое резкое повышение КПД э для ТЭС, использующих природный газ, объясняется возможностью применения парогазовой технологии (ПГУ-ТЭС), при которой газ сжигается в энергетической газотурбинной установке (ГТУ) с получением электроэнергии, а тепло выхлопных газов утилизируется путем нагрева пара, используемого в обычной паровой турбине. Тепло пара, отработанного в паровой турбине, может быть использовано для нужд теплоснабжения, как и на обычной ТЭЦ (см. выше).

В предписано, что при строительстве новых ТЭС на газе можно использовать только парогазовые технологии.

В настоящее время в России существует не более десятка эксплуатирующихся и строящихся ПГУ–ТЭС, что не влияет существенно на средние показатели КПДэ и КИТ по РАО «ЕЭС России».

В таблице 3 приведены сведения о 6 таких станциях, по которым удалось получить сведения из открытых источников.

Таблица 3. Строящиеся и эксплуатирующиеся ПГУ-ТЭС в Российской Федерации