Пермская ГРЭС

Отечественные тепловые электростанции (ТЭС),  построенные в основном 20 — 40 лет назад, нуждаются в обновлении. В последние годы для ТЭС разработаны, освоены промышленностью и
применяются новые, существенно более эффективные технологии и оборудование. Их целесообразно использовать для замены морально устаревших электростанций с радикальным повышением
экономичности и снижением издержек производства электроэнергии и тепла. Обсуждаются конкретные технические решения, возможности их реализации отечественной промышленностью, необходимые для этого условия и пути их создания.

В России более 65% электроэнергии вырабатывается на электростанциях, использующих органическое топливо.

В советское время в стране была вполне современная электроэнергетика. На конденсационных
электростанциях (их общая мощность на территории России в настоящее время около 72 ГВт), работавших на природном газе/мазуте и угле, широко использовались паровые энергоблоки единичной мощностью 300, 500, 800 и 1200 МВт со
сверхкритическими параметрами пара: давлением
на выходе из котла 24 МПа и температурой перегрева 545/545°С.

В России, стране с холодными зимами, на отопление затрачивается гораздо больше топлива, чем
на выработку электроэнергии. Традиционно значительная часть тепла вырабатывается комбинированно. Основу энергетики крупных городов составляют ТЭЦ. В Москве, например, их установленная электрическая мощность достигает 12 ГВт,
а тепловая — 40,6 ГВт (35 тыс. Гкал/ч).

На теплофикационных электростанциях (общей мощностью 61 ГВт), вырабатывавших комбинированно электроэнергию и тепло, наиболее
крупные установки электрической мощностью
250/300 МВт и тепловой — до 410 МВт
(350 Гкал/ч) также работали со сверхкритическими параметрами, остальные — при единичной
электрической мощности до 180 МВт — с давлением пара 14 МПа и температурами перегрева 560 и
545°С.

Газовые турбины (их общая мощность около 2 ГВт) использовались для покрытия пиков нагрузки и энергоснабжения отдалённых районов.
Парогазовые установки (несколько энергоблоков
единичной мощностью до 250 МВт с паротурбинной долей около 80%, всего около 700 МВт) большого значения не имели.

Происшедшие политические и экономические
перемены в стране отрицательно сказались на раз. Возник избыток генерирующих мощностей. Низкая стоимость природного газа и
дешевизна обслуживающего персонала свели на
нет видимые стимулы для дальнейшего развития
электроэнергетики.

Положение усугублялось незрелостью новых
хозяйственных структур, отсутствием государственного регулирования экономики и продуманной
научно-технической политики, в том числе и в области электроэнергетики.

В итоге выработка электроэнергии и тепла в
стране осуществляется до сих пор на морально устаревшем оборудовании, ставшем ещё на 20 лет
старше. Слабым утешением этому служат научные достижения, на основе которых инженеры-энергетики научились сохранять его работоспособность, продляя ресурс и восстанавливая или заменяя вышедшие из строя детали. Установка систем оповещения при пожаре является очень важным процессом, без которого не может обойтись ни одно производство.

Себестоимость электроэнергии и тепла, а так же тарифы постоянно растут вместе с ценами на топливо и затратами на техническое обслуживание. Это усугубляется ожиданиями технических неприятностей, когда уже не будет хватать средств на обеспечение надёжности электроснабжения.

Электроэнергетика, как и сопредельные отрасли, прежде всего энергомашиностроение, а также наука (академическая, отраслевая и вузовская), являющаяся базой их развития, в течение последних 20 лет не получали необходимых для нормального функционирования финансовых ресурсов. Даже там, где производство энергооборудования и техническая деятельность сохранились, утратилась значительная часть имевшегося опыта и произошёл существенный отток кадров; да и технологически организации не могут нормально развиваться, не имея ясной перспективы производства необходимых для электроэнергетики оборудования и услуг.

Следует отметить, что стагнация отечественной электроэнергетики и энергомашиностроения происходит на фоне наблюдающегося в мире научно-технического подъёма в этих отраслях.

Потребность в электроэнергии постоянно
растёт, как и важность бесперебойного энергоснабжения, вследствие увеличения населения и
демографических изменений, истощения природных ресурсов и негативного влияния человеческой
деятельности на окружающую среду.

Только в Европе до 2020 г. предполагается ввести 275 ГВт новых мощностей, из которых
185 ГВт — для замены устаревшего оборудования
и 90 ГВт — для удовлетворения возрастающего потребления.

Глобальный рост электропотребления требует,
в частности, всемерного повышения эффективности тепловых электростанций (ТЭС), использующих органическое топливо, которое ещё много десятилетий будет основным источником энергии
для человечества.

Перспективным топливом для ТЭС остаётся
уголь и высококалорийный природный газ.

Сжигание различных углей в котлах паровых
энергоблоков хорошо освоено. Технологически
разумно разделить используемые на ТЭС угли на
два класса: первый — энергетические каменные
угли (зольность и влажность 10-12%, теплота
сгорания около 22 — 26 МДж/кг), которые транспортируются на большие расстояния и являются
предметом мировой торговли; второй — высоковлажные бурые угли, обычно открытой добычи,
используемые в качестве местного топлива. Энергетические угли стандартизованы. Это имеет важное значение, так как позволяет использовать типовые конструкции вспомогательного оборудования, горелок и топок, упрощает и удешевляет проекты и эксплуатацию. Для соответствия стандартам некоторые угли промывают от породы или
обогащают на месте добычи.

На конденсационных электростанциях угли
после размола сжигаются в камерных топках. В
последние десятилетия промышленно освоена
технология сжигания углей в циркулирующем кипящем слое (ЦКС) в крупных энергетических котлах, например в действующем энергоблоке СКД
мощностью 460 МВт. Эта технология позволяет
эффективно сжигать малореакционные и высокозольные угли, связывать в технологическом процессе серу, содержащуюся в них, добавляя для
этого в слой, например, известняк, и значительно
снижать выбросы оксидов азота путём ступенчатой подачи в топку воздуха. К дополнительным
достоинствам технологии относятся возможность
сжигания в одном и том же котле более широкой
гаммы топлив, глубокая разгрузка с быстрым пуском из горячего состояния и более простая подготовка топлива, которое не нужно размалывать до
пыли.

Единичная мощность угольных энергоблоков,
сооружённых в последние годы в централизованных энергосистемах, как правило, выше 300 или
даже 500 МВт; при меньших мощностях удельная
стоимость ТЭС быстро возрастает. Практически
всюду они выполняются на сверхкритические параметры пара. Динамика изменения параметров и
показателей современных энергоблоков, работающих на каменном угле, иллюстрируется следующими данными.

* КПД энергоблоков, работающих на буром угле, примерно
на 2% ниже.

Энергоблоки с температурами перегрева пара
до 600 — 650°С были построены в СССР, США,
Англии и некоторых других странах 50 лет назад. Они были освоены и эксплуатировались
многие годы, но не получили широкого распространения из-за дороговизны и неблагоприятных
эксплуатационных свойств (повышенные коэффициенты линейного расширения и термические напряжения на переходных режимах)  аустенитных
сталей, использовавшихся в то время для изготовления массивных необогреваемых деталей: котельных коллекторов, паропроводов, арматуры,
корпусов и роторов турбин и др.

В настоящее время узлы, работающие при
600 — 620°С, изготавливают из более простых и
дешёвых ферритно-мартенситных сталей, которые
не имеют таких эксплуатационных недостатков.
Их дальнейшее совершенствование позволит, вероятно, повысить рабочие температуры ещё на
10 — 30°С.

Уровень начального давления пара не имеет
столь принципиального значения. Он оптимизируется с учётом стоимости работающего под давлением оборудования, толщина стенок и цена которого увеличиваются с ростом давления.

Увеличение экономичности энергоблоков лишь
отчасти можно рассматривать как следствие повышения параметров пара. Ещё более важным оказалось совершенствование тепловых схем, основного (паровых котлов и турбин) и вспомогательного
оборудования энергоблоков.

Основательно изучается следующая, более высокая, ступень параметров пара: температура
выше 700°С, давление больше 30 МПа и повышение КПД паровых энергоблоков до 50% и более. При таких параметрах наиболее важные детали котлов, турбин и паропроводов должны изготавливаться из никелевых суперсплавов. Технические проблемы развития этой ступени параметров
связаны с освоением нового для паровых энергоблоков труднообрабатываемого материала, экономические — с его высокой стоимостью. Для успешной реализации такого уровня температур может
потребоваться серьёзный пересмотр конструкции
и компоновки оборудования: применение двухстенных корпусов и паропроводов, развитие системы охлаждения паровых турбин подобно тому,
как это делается в газовых и др.

В перспективе с паровыми угольными энергоблоками могут успешно конкурировать парогазовые установки с внутрицикловой газификацией
угля . Лет 15 назад в Европе и США были построены такие демонстрационные ПГУ мощностью 200 — 250 МВт с разными системами газификации. На этих ПГУ после устранения “детских
болезней” была обеспечена эффективная газификация угля, очистка синтетического газа и его сжигание в ГТУ, были получены проектные значения
мощности и КПД: 40 — 43% по отпуску электроэнергии. В то же время опыт их эксплуатации выявил серьёзные проблемы. Вследствие сложност и
производственного комплекса и наличия узлов,
требовавших ежегодного восстановления (в частности, футеровки газификаторов, работающих на
кислородном дутье), готовность ПГУ с газификацией угля оказалась значительно ниже, чем традиционных угольных энергоблоков.

В настоящее время разрабатываются промышленные ПГУ с газификацией следующего поколения и развёрнуты работы по их дальнейшему
совершенствованию с ростом КПД нетто до
48 — 49% и даже 53 — 55%.

Параллельно с технологиями, повышающими
экономическую эффективность ТЭС, разрабатываются технологии, уменьшающие их негативное
воздействие на окружающую среду. Современные и перспективные международные нормы традиционных выбросов представлены далее.

* Определяются в сухой пробе при концентрации кислорода6%.

Национальные и местные требования могут
существенно различаться в зависимости от того,
какими ресурсами располагает страна и какую их
часть она готова потратить на защиту среды обитания и здоровья населения. В некоторых странах
введены дополнительные ограничения, например
на эмиссию мелких частиц аэрозолей и соединений ртути. Строго ограничивается также загрязнённость стоков ТЭС.

Для выполнения этих требований в течение последних 25 — 30 лет разработаны, освоены и промышленно используются необходимые природоохранные технологии, системы и оборудование, которые постоянно совершенствуются на основе
опыта их эксплуатации.

На мощных современных энергоблоках, сжигающих угли, применяются обычно мокрые известняковые (реже известковые) установки сероочистки. Растворённый в воде известняк, реагируя
с SO₂, образует побочные продукты — гипс и углекислоту. Эффективность очистки достигает более
95%. Гипс хозяйственно используется.

Для уменьшения эмиссии оксидов азота прежде всего разрабатываются технологические мероприятия по совершенствованию топочных процессов с применением специальных горелок, с помощью которых горение разделяется на стадии с различными избытками (или недостатком) воздуха,
минимизирующими образование NO_x, или вызывающими их восстановление. Сжигание бурых углей в топках с такими горелками иногда помогает
снизить выбросы NO_x до требуемого уровня .

В большинстве случаев, однако, в газовом
тракте котла, обычно между экономайзером и воздухоподогревателем, устанавливаются очистные
установки, в которых более 90% оксидов азота
восстанавливается аммиаком в присутствии катализаторов.

Зола, образующаяся при сжигании углей, улавливается на мощных энергоблоках электрофильтрами. В последнее время всё активнее используются тканевые или комбинированные электротканевые фильтры. Зола собирается, транспортируется и хранится в сухом виде до дальнейшего хозяйственного использования.

Для уменьшения пыления при транспортировании и хранении угля сооружают закрытые конвейеры и угольные склады.

Технологии водоочистки и промывок при подготовке оборудования к работе после монтажа и в
эксплуатации совершенствуют для уменьшения количества и загрязнённости стоков, а сами стоки перед сбросом в природные водоёмы нейтрализуют.

Рассматривать перспективы развития угольной
энергетики невозможно без учёта сложившегося в
настоящее время в мире отношения к антропогенным выбросам СО₂ в атмосферу и мер, предпринимаемых правительствами многих стран для их
ограничения.

Безотносительно к основательности имеющихся опасений о влиянии этих выбросов на глобальное изменение климата с катастрофическими последствиями, для устойчивого развития должны
прежде всего использоваться энергосберегающие
мероприятия в сферах производства, обслуживания, бытовом секторе и предприниматься экономически оправданные меры, повышающие экономичность преобразования органического топлива
в электроэнергию, тепло и какие-то полезные
продукты.

Выбросы С0₂ угольными электростанциями
составляют 35% всех антропогенных выбросов углекислого газа. Большинство этих электростанций
работают с низкими, до 30%, КПД. По данным международного энергетического агентства (1ЕА),
целесообразна замена таких ТЭС общей мощностью 300 ГВт и реконструкция ещё 200 ГВт с существенным повышением КПД.

В настоящее время в мире строятся угольные
ТЭС общей мощностью 216 ГВт (из них на Китай
приходится 112 и на Индию — 51 ГВт). Далее приведены экономические и природоохранные выгоды от их ввода в зависимости от
КПД новых агрегатов.

В совокупности путём повышения КПД угольных ТЭС можно к 2030 г. при производстве электроэнергии сократить антропогенные выбросы
С0₂ в атмосферу на 57%. Разумеется, достигаемое
при этом снижение потребления угля даёт прямой
экономический эффект.

В случае если повышение экономичности окажется недостаточным, то можно использовать различные пути удаления СО₂, образующегося при
сжигании органического топлива на электростанциях, и его вечного захоронения (CCS — сагbon
capture and storage). К сожалению, все они требуют дополнительных инвестиций и вызывают потери, которые существенно увеличивают себестоимость электроэнергии. Хотя при этом тепловые
электростанции не теряют конкурентоспособности, широкое внедрение этих мероприятий до их
отработки и оптимизации с доведением до демонстрационных установок промышленного масштаба преждевременно. Целесообразно, однако, при
проектировании новых и реконструкции действующих электростанций предусматривать возможность дополнительного оснащения энергоблоков системами и оборудованием, необходимыми
для ССS.

Для электростанций, работающих на природном газе, являющемся менее углеродным топливом, проблема выбросов С0₂ не столь актуальна.
К тому же в настоящее время такие электростанции оснащаются парогазовыми установками
(ПГУ), коэффициенты полезного действия которых даже при небольшой мощности (около
100 МВт) превышают 50%, а КПД установок
большей мощности (400 МВт и более) приближаются к 60%. Сердцем этих ПГУ являются энергетические газотурбинные установки (ГТУ), достигшие высокого технического совершенства. Основные показатели наиболее мощных серийно
выпускаемых (поколения F и G) и перспективных
ГТУ и ПГУ с ними приведены далее.

К концу 2009 г. в мире эксплуатировалось 29 тыс. энергетических ГТУ общей мощностью
1170 ГВт. Ежегодно вводится в среднем 300 энергетических ГТУ суммарной мощностью
50 — 70 ГВт, стоимостью более 10 млрд. дол.

Для этих ГТУ и ПГУ характерны обычные для
энергетики эксплуатационные показатели: коэффициенты готовности к работе, учитывающие
плановые и неплановые простои, 85 — 90%, коэффициенты неплановых простоев 1 — 3%, наработка
между ревизиями горячих деталей 25 — 40 тыс., между капитальными ремонтами 50 — 80 тыс. эквивалентных часов.

В ГТУ используется чистое топливо: чаще всего природный газ и жидкое дизельное. Отработаны малоэмиссионные горелки и камеры сгорания,
в которых на рабочих режимах при полном сгорании природного газа генерируется не более 30 — 50 мг/м³ оксидов азота.

Энергетические ГТУ развивались путём серийного производства однотипных агрегатов со сменой их поколений с интервалом в 15-20 лет. Выпускаемые в настоящее время ГТУ с приведёнными ранее параметрами и показателями принадлежат к поколению F. Каждая из ведущих мировых
фирм с 1992- 1996 гг., когда началось их производство, выпустила около 100 — 200 конструктивно подобных ГТУ для энергосистем с частотой
50-60 Гц, различающихся только размерами и
мощностью. Переход от головного образца к серийному производству занимал обычно около
5 лет. В дальнейшем эти ГТУ несколько раз подвергались модернизации с небольшими изменениями производительности компрессора, начальной температуры газов и конструкции отдельных
деталей для повышения мощности и КПД и улучшения эксплуатационных качеств. Обычно эти изменения можно выполнять на ранее выпущенных
агрегатах во время их ремонтов.

В настоящее время развитие ГТУ и ПГУ продолжается. Имеются возможности сокращения
числа ступеней компрессора (снижения стоимости
ГТУ) и повышения экономичности турбомашин за
счёт трёхмерного проектирования, минимизации
зазоров и уменьшения потерь в выхлопных диффузорах турбин.

Следующее поколение ГТУ разрабатывается с
начальной температурой газов 1600- 1700°С. Несмотря на большие усилия, затраченные 15 лет назад на разработку ГТУ с паровым охлаждением
лопаток первых ступеней турбины, и сооружение
с его использованием головных ГТУ для энергосистем с частотой 50 и 60 Гц, предпочтение в нынешних разработках отдаётся воздушному охлаждению, при котором сохраняется эксплуатационная гибкость ГТУ.

Для оценки различных возможностей повышения экономичности ГТУ, да и другого энергетического оборудования, даже в тех случаях, когда возможности продемонстрированы в конструкции и
подтверждены на практике, важнейшее значение
имеет наличие технологии, с помощью которой
эти возможности могут быть реализованы экономически целесообразно.

Увеличение температуры отработавших в турбине газов до 625°С позволит существенно повысить параметры пара и КПД парового контура
ПГУ Головные энергоблоки этого поколения, которые по контрактам начнут вводиться в действие
с 2011 г., будут работать с КПД более 60%.

Неравномерность графиков электрических нагрузок в развитых странах по экономическим и
технологическим причинам покрывается разными
энергоисточниками. В ФРГ, например, установленная мощность АЭС используется в течение
7,7 тыс. ч, ТЭС на местном буром угле — 6,7 тыс. ч,
ТЭС на каменном угле — 4,3 тыс. ч, ГЭС — 4 тыс. ч,
ТЭС на природном газе — 3,4 тыс. ч, ветроэнергетических установок — 1,75 тыс. ч, ТЭС на мазуте —
1,55 тыс. ч, ГАЭС — 1 тыс. ч.

Эти цифры показывают, что угольные и газовые ТЭС должны сохранять эффективность при
работе в полупиковом режиме, с глубокими разгрузками или остановами на ночь и выходные дни.
Ещё более жёсткие требования к ним возникают в
странах со значительной долей в структуре энергетических мощностей ветроэнергетических и
солнечных установок, мощность которых при её
спонтанных изменениях необходимо быстро компенсировать от других источников.

Технически возможны глубокие, до 40 — 50%
номинала, разгрузки новых угольных энергоблоков с сохранением на этих режимах приемлемой
экономичности. Аналогичные и даже большие
разгрузки возможны для некоторых типов ПГУ,
однако на минимальной нагрузке их КПД резко
снижается, поэтому разумнее останавливать ПГУ на ночь. Регулировочный диапазон мощности буроугольных энергоблоков составляет 55 — 100%.

Скорость снижения нагрузки составляет: для
новых энергоблоков 800 МВт на каменном угле
26 МВт/мин; для новых ПГУ 875 МВт на природном газе 38 МВт/мин; для действующих энергоблоков 600 МВт на каменном угле 8 МВт/мин.

Реализация этих возможностей требует оптимизации схемы и режимов работы энергоблоков
для снижения градиентов параметров и возникающих вследствие их напряжений и специального
конструирования термонапряжённых узлов энергооборудования, лимитирующих скорость изменения режимов, так чтобы эти изменения не вызывали чрезмерного износа оборудования, увеличения
объёма и стоимости его обслуживания и ремонтов.

Важнейшее значение для обеспечения маневренности ТЭС имеет совершенствование их автоматизации. Наряду с освоенными уже функциями
контроля, логического и непрерывного управления, защит и поддержки оператора, развиваются
системы оптимального управления по технологическим сигналам для оптимизации горения топлива, уменьшения выбросов, снижения градиентов
температур и напряжений в критических деталях (в
частности, турбины) при пусках и остановах и др.

Тепловые электростанции России целесообразно развивать в тех же, что и рассмотренные, направлениях.

Россия располагает богатыми запасами бурых
и каменных углей и разнообразным опытом их добычи и использования. В настоящее время в стране ежегодно добывается 300 — 325 млн. т. угля.
При необходимости эти цифры могут быть существенно увеличены. Экономически перспективные
месторождения углей расположены на востоке
страны — от Кузбасса до Тихого океана. Это обстоятельство влияет, конечно, на районирование
новых генерирующих мощностей, хотя и не решающим образом.

Точно также дешевизна углей вблизи мест добычи не может служить основанием для снижения
требований к оборудованию электростанций, использующих эти угли: в ФРГ, например, наиболее
совершенные буроугольные энергоблоки единичной мощностью около 1 млн. кВт построены на
борту угольных разрезов.

Повсеместно необходимая модернизация действующих угольных электростанций потребует
ввода новых энергоблоков с существенно более
высокими экономическими показателями и меньшим воздействием на окружающую среду.

Энергоблоки мощностью свыше 300 —
350 МВт целесообразно строить на суперкритические параметры пара: давление 26-30 МПа, температуру 600 — 620°С.

Сооружение в нашей стране ближайшего по
срокам угольного энергоблока большой мощности с параметрами и показателями, характерными для передовых современных
электростанций, вполне выполнимая технически
реальная задача. Этот оптимизм основан на выполненной в2007 — 2008 гг. проработке энергоблока мощностью 660 МВn, осуществленной ВТИ, ЦКТИ
и ЦНИИТМАШ совместно с компаниями
“ЭМАльянс” и “Силовые машины”. Энергоблок характеризуется следующими основными параметрами и показателями.

В качестве расчётного топлива при разработке приняты кузнецкие угли марки Г и Д, характеристики которых представлены далее.

Запасы и масштабы добычи таких углей достаточно велики, они могут транспортироваться на
большие расстояния и в целом являются наиболее
подходящей основой для стандартизации энергетических углей.

Схема энергоблока и конструкция его оборудования будут обеспечивать его нормальную работу
в диапазоне нагрузок 1 — 0,5 от номинальной.

Перспективный энергоблок проработан на
расчётный срок службы в 40 лет, или 200 тыс. ч
работы основных деталей.

В России разработаны материалы, необходимые для изготовления критических узлов энергоблока при повышенных параметрах пара: пароперегревательных поверхностей и выходных коллекторов котла, горячих паропроводов, арматуры,
корпусов, роторов и лопаток турбины. Их свойства близки к известным зарубежным аналогам. Необходимо освоение производства этих материалов
в промышленных масштабах и формообразования
из них крупногабаритных деталей. Потребуется,
конечно, ещё доработка составов и режимов термообработки и накопление данных о свойствах
новых сталей в различных конкретных условиях.

Во многих случаях, в частности на угольных
ТЭЦ и КЭС в районах с недостаточно развитыми
сетями, сохраняется целесообразность использования энергоустановок меньшей мощности.

Разработка энергоблока 225 МВт для Харанорской ГРЭС, который строится в настоящее время,
показала, что и при докритических параметрах
пара (14 МПа, 565°С с промперегревом при2,5 МПа до 565°С) возможно существенное улучшение показателей.

При мощности 225 МВт парадный КПД энергоблока нетто (при расходе электроэнергии на собственные нужды 6%) составил 41,0% (при этом
удельный расход условного топлива составил
300 г/(кВт-ч)), а КПД с обычно принимаемыми в
проектах поправками — 40%.

Обычный барабанный котёл с естественной
циркуляционной производительностью 630 т/ч
спроектирован для сжигания бурых углей с теплотой сгорания 12-17МДж/кг, влажностью
30-40%, зольностью 11-16% и содержанием
серы 0,3%. Для снижения эмиссии оксидов азота
примерно до 300 мг/м3 использовано трёхступенчатое сжигание угля.

Для повышения экономичности в газовом
тракте котла предусмотрена установка экономайзера низкого давления, снизившего температуру
уходящих газов до 127°С; КПД котла — 92,5%.

В энергоблоке использована практически новая паровая турбина с дроссельным парораспределением, реактивным облопачиванием ЦВД, двухпоточным ЦНД с длиной последней лопатки
960 мм и цельноковаными роторами; КПД турбоустановки — 46,84%.

Многие мероприятия по совершенствованию
конденсационных энергоблоков могут быть применены и при техническом перевооружении действующих угольных ТЭС для улучшения их экономических (КПД до 42%) и экологических показателей.

Сложнее положение на угольных ТЭЦ, на которых в настоящее время даже при значительной
доле природного газа в топливном балансе средние коэффициенты использования тепла топлива
составляют 70%, выработка электроэнергии и тепла не превышает 600 кВтч/Гкал, а электрический
КПД по полному расходу топлива равен 25% . Влияние действующих угольных ТЭЦ на окружающую среду существенно превышает разумные
нормы. Производственные процессы слабо автоматизированы, а численность персонала велика.

Остро необходима разработка проектов угольных ТЭЦ с применением тех же методов повышения экономичности и уменьшения выбросов, что и
на конденсационных электростанциях.

Ещё лучших экономических и экологических
показателей можно достичь при применении ПГУ с газификацией угля. Далее представлены
результаты, которые можно получить с применением освоенной в России турбины ГТЭ-160 и системы газификации на паровоздушном дутье.

Режим 1 — конденсационный, режим 2 — комбинированный с
использованием отборного пара, режим 3 — пиковый тепловой без подачи пара в турбину.

Аналогичные показатели могут быть получены
при использовании ГТЭ-65 и ГТЭ-110. В стране
общая мощность ТЭЦ, в топливном балансе которых уголь составляет 90% и более, равна 16 ГВт.
При реконструкции в ПГУ-ТЭЦ их мощность увеличивается до 25 ГВт. Конечно, не во всех случаях
такая реконструкция окажется возможной и целесообразной, однако и при меньших масштабах она
будет выгодна.

На газоугольных ТЭЦ с преобладающей долей
в топливном балансе природного газа целесообразна опережающая установка ПГУ на газе, подготовленных для интеграции в дальнейшем с системами газификации угля.

Широкое применение на российских электростанциях могут найти котлы с циркулирующим
кипящим слоем (ЦКС), особенно при использовании трудных для камерного сжигания топлив: углей с низким выходом летучих (АШ, кузнецкий
тощий), с высокой зольностью и влажностью, отходов углеобогащения с низкой теплотой сгорания, биомассы, торфа, сланцев. Такие котлы наиболее привлекательны при паропроизводительности от 200 до 670 т/ч. В зависимости от типа
угля или сочетания углей КПД котлов изменяются
сравнительно мало (1 — 1,5%). На всех углях обеспечиваются выбросы NO_x< 250 мг/м3 и
SO_х < 150 мг/м3. Лишь при сжигании сернистых
интинских углей для ограничения выбросов SO_х
до 400 мг/м3 необходимо добавлять в уголь значительное количество известняка.

В настоящее время в стране разработано и может поставляться на электростанции всё основное
оборудование парогазовых установок (кроме некоторых типоразмеров ГТУ): котлы-утилизаторы,
паровые турбины, электрические генераторы, насосы и др. Это оборудование успешно освоено на
электростанциях.

Основные показатели наиболее мощных выпускаемых в России энергетических ГТУ:
ГТЭ-110 производства НПО “Сатурн”, ГТЭ-160 и
ГТЭ-65 производства ЛМЗ — филиала ОАО “Силовые машины” приведены далее.

России успешно эксплуатируются ГТУ типа
ГТЭ-160. Наработка первой ПГУ с ними, установленной на Северо-Западной ТЭЦ Санкт-Петербурга, с конца 2000 г. превысила 70 тыс. ч.

На всех ГТУ подтверждены расчётные показатели, установки работают надёжно и экономично.

Испытания, проведённые до и после капитального ремонта длительно эксплуатирующихся ГТУ
этого типа, подтвердили их нормативные показатели, близкие к первоначальному уровню.

Изготовлены четыре ГТУ типа ГТЭ-110 и ещё
две находятся в производстве. Проведены их испытания, как при автономной работе, так и в составе ПГУ, подтвердившие высокие показатели
двигателя.

При освоении ГТУ типа ГТЭ-110 в регулярной
эксплуатации возникли технические и организационные трудности, препятствующие пока широкому распространению этой установки. Необходимы быстрые и энергичные меры по устранению
имеющихся проблем.

Головная ГТУ типа ГТЭ-65 изготовлена ЛМЗ в 2008 г. и смонтирована на ТЭЦ-9 Мосэнерго. Однако прекращение финансирования заставило остановить работы. Имеются планы их возобновления в 2011г.

Два-три года назад для отечественных электростанций были осуществлены масштабные закупки
зарубежных ГТУ и ПГУ, часть которых строится
сейчас “под ключ”. Закупались ГТУ мощностью
от 25 до 300 МВт, наиболее крупные из них — у
всех четырёх ведущих мировых фирм. В большинстве случаев мотивом приобретения этих ГТУ
было отсутствие отечественных аналогов.

С учётом масштаба потребностей отечественная разработка и создание производства перспективных газовых турбин для энергетики является
крупнейшей государственной задачей.

Необходимо быстро завершить доводку и обеспечить работоспособность ГТЭ-110, которая по
своим технико-экономическим показателям привлекательна для установки на многих отечественных ТЭЦ. Выпуск ГТЭ-160 надо продолжать, внося в конструкцию агрегата разумные усовершенствования для дальнейшего улучшения его показателей и эксплуатационных качеств.

Имеющийся опыт свидетельствует о том, что
наибольшие (по абсолютной величине) доходы
приносят поставщикам и потребителям ГТУ и
ПГУ большой мощности. Для нашей страны с огромным парком существенно менее экономичных
паровых электростанций, работающих на природном газе, это особенно актуально. Безусловно целесообразна поэтому локализация в России производства мощных, порядка 300 МВт, энергетических ГТУ, серийно выпускаемых инофирмами.

Следующее поколение энергетических ГТУ
необходимо разрабатывать внутри страны на общей технологической базе с перспективными
авиадвигателями.

Технический уровень этих ГТУ (параметры
приведены далее) при реальных сроках их разработки и освоения должен быть чрезвычайно высоким.

Создание газовых турбин с такими показателями на основе имеющихся на сегодняшний день в
стране опыта и знаний невозможно. Оно требует
проведения фундаментальных исследований процессов газодинамики, тепломассообмена и горения, совершенствования материалов и покрытий, а
также разработки и испытания новых конструкций субкомпонентов и компонентов.

Чтобы выполнить их на мировом уровне, в нашей стране необходимы: создание в течение ближайших 7-10 лет научно-технической и производственной базы, обеспечивающей активное участие отечественных производителей на рынке наиболее мощных и эффективных энергетических ГТУ внутри страны и за
границей; организация к 2020 г. разработки мощной энергетической ГТУ, конкурентоспособной на мировом рынке; проведение этой разработки на единой научно-технической и технологической основе с разработками авиационных газотурбинных двигателей
следующего поколения; привлечение к выполнению этой работы широкого круга организаций и специалистов на основе
федеральной программы, должным образом рассмотренной и финансируемой правительством и
бизнесом; составление детального проекта такой
программы силами производственных авиадвигательных и энергомашиностроительных объединений, РАН и отраслевых институтов; разработка и оптимизация циклов и схем парогазовых установок и оборудования их парового
контура для дальнейшего улучшения экономичности, маневренности и эксплуатационных качеств и
снижения удельной стоимости ПГУ; тщательное планирование и эффективное под
руководством государства управление выполнением программы с жёстким контролем содержания
всех её пунктов и сроков проведения работ.

Разработка, принятие и реализация такой программы существенно укрепили бы позиции российской промышленности в высокотехнологичном секторе и обеспечили бы энергосберегающую
замену паровых электростанций отечественными
парогазовыми.

Тепловые электростанции целесообразно строить по унифицированным или даже типовым проектам, соответствующим стандартам XXI века, на
нормативно-технической базе, учитывающей прогресс, достигнутый в энергетике и энергомашиностроении за последние 30 лет. Это позволит путём
использования компьютерного проектирования
быстро выполнять проекты электростанций, сократить сроки их строительства и ввода в действие, снизить стоимость и повысить надёжность
эксплуатации.

Необходимо узаконить типоразмерные ряды
паровых котлов, турбин и энергоблоков для конденсационных электростанций и ТЭЦ, газотурбинных и парогазовых установок. Число типоразмеров для каждого вида оборудования не должно
превышать 4-6.

При типизации ПГУ можно ограничиться только одним их типом: бинарными ПГУ с котлами-утилизаторами и схемами с одной или двумя
ГТУ на одну паровую турбину.

Типоразмерных рядов целесообразно придерживаться при планировании потребностей и инвестиций и заказах зарубежного оборудования, хотя
значения мощностей для конкретных условий могут различаться.

Внимание к большим мощностям вовсе не означает пренебрежения малыми. В стране много
местных электростанций, главным образом ТЭЦ
мощностью 100 — 200 МВт, снабжающих энергией
небольшие и средние города и городские районы.
Близость таких электростанций к потребителям
остаётся их важным достоинством, существенно
повышающим не только надёжность, но и экономичность электро- и теплоснабжения.

В районах, обеспеченных природным газом, на
таких ТЭЦ используются поршневые газовые двигатели, а при мощности 4 МВт и более — в основном ГТУ, выпускаемые отечественными авиадвигателестроительными предприятиями. Ими разработаны линейки ГТУ электрической мощностью
от 2,5 до 25 МВт и тепловой — от 6 до 26 Гкал/ч с
электрическим КПД 21-36% и коэффициентом
использования тепла топлива 80 — 85%, спроектированы стандартизованные электростанции с расположением подготовленного к работе оборудования в пэкиджах заводского изготовления. Целесообразно увеличение единичной мощности авиапроизводных ГТУ до 35-40 МВт и использование их, начиная с мощности 16-25 МВт, в
составе теплофикационных ПГУ с электрическим
КПД 45 — 50% без выработки тепла и 40 — 45% —
при полной тепловой нагрузке и использовании
70-75% топлива.

При проектировании газотурбинных ТЭЦ важно обеспечивать возможность независимого изменения электрической и тепловой нагрузок, как это
было сделано ещё в 1970 г. на Якутской ГРЭС.

Использование имеющегося в нашей стране
технического и производственного потенциала
сдерживается по институциональным причинам.

При установившихся в стране экономических
отношениях разработка и использование в электроэнергетике прогрессивного оборудования не
выгодны никому. Разработки и освоение с доведением до промышленного производства требуют
затрат и связаны с рисками. Удельная стоимость
электростанций у нас уже выше, чем в развитых европейских странах. Условия финансирования
неблагоприятны для инвестирования в объекты и
для поставок продукции с длительными циклами
производства; сроки окупаемости инвестиций
очень велики. Целесообразность проектов оценивается по выгоде для инвестора. Выгоды отраслей
и в конечном счёте национальные интересы страны при этом никак не учитываются.

Повышение эффективности производства
электроэнергии необходимо для снижения не
только её стоимости, но и стоимости производимых с её использованием товаров; повышения экспортной привлекательности этих товаров, и в частности энергетического оборудования и услуг,
связанных с его применением; увеличения доходов страны и жизненного уровня её населения.

Серьёзнейшей государственной задачей для
всех властных структур является создание в стране вместо нынешней рыночной неразберихи правильного понимания экономических ценностей и
изменение в соответствии с ним законодательства
и практических действий.

Современное энергетическое оборудование
очень сложно и дорого. Создание и развитие его
не является, как 100 лет назад, делом гениальных
изобретателей. Каждый новый шаг вперёд занима¬
ет 10-20 лет и более, тщательно планируется и
организовывается, требует миллиардных затрат и
осуществляется корпорациями при активной поддержке правительств и межгосударственных объединений. Именно так осуществлялось в течение
100 лет развитие традиционной угольной энергетики с поэтапным повышением параметров и экономичности энергоблоков. Так создавались за последние 50 лет атомная и парогазовая энергетика.
При этом не всегда столь мощные усилия приводили в намеченные сроки к успеху. Примерами
могут быть разработки МГД-генератора и термоядерной электрогенерации и некоторых других не
столь масштабных проблем.

В настоящее время в стране нет системы организации и планирования разработок и создания
прогрессивных электроэнергетических технологий и оборудования. Имеющиеся государственные
научно-технические программы развития в сфере
энергетики и энергомашиностроения не координируются с намерениями хозяйствующих компаний. Их содержание и результаты широко не обсуждаются и не становятся основанием для проектирования и строительства объектов мирового уровня.

Руководство наиболее важными проектами, их
организация, выполнение и ответственность за результаты должны стать делом министерств и правительства. Только таким путём можно осуществить реальное партнёрство с бизнесом, которое,
безусловно, необходимо.

Основные затраты при создании прогрессивного энергооборудования связаны не только с разработками и обеспечивающими их исследованиями, но и, преимущественно, с освоением и технологическим обеспечением изготовления его критических деталей, новых по конструкции и материалам. Вследствие этих затрат головной образец или
объект неизбежно оказывается значительно дороже, чем последующие, уже освоенные в производстве. Неизбежны “детские болезни”, на преодоление которых также требуются затраты. При испытаниях и освоении головных образцов обязательна
их длительная опытно-промышленная эксплуатация, в процессе которой возможны неплановые отключения и простои для устранения возникающих
неисправностей.

В настоящее время ни поставщики, ни заказчики энергообъектов не склонны принимать на себя
возникающие при использовании нового оборудования технические и финансовые риски. Для выхода из этого тупика необходимо на государственном уровне разработать и реализовать при внедрении перспективных технологий и оборудования
систему льготного финансирования, страхования
и компенсации рисков и прямой бюджетной поддержки разумной доли затрат. Необходимы также
государственные нормативные акты, обеспечивающие благоприятные условия для опытно-промышленной эксплуатации такого оборудования.
Важно включать в государственные программы
создания перспективного энергооборудования
этап демонстрации его эффективности и перехода
к коммерческому производству.

Поучителен опыт преодоления трудностей, сопровождавших в нашей стране освоение энергоблоков 300 МВт сверхкритического давления. Решение возникших тогда технических проблем потребовало консолидации усилий правительства,
министерств, заводов, отраслевой и академической науки. Оно осуществлялось на основе программ, детально разработанных вместе с исполнителями работ и жёстко контролировавшихся. Вопрос о финансировании выполнения этих мероприятий (известно, что при освоении, например,
мощных газовых турбин поколения F фирмы GE и
ABB понесли миллиардные убытки, стоившие
фирме ABB всего её энергомашиностроитсльного
бизнеса) в СССР тогда не стоял. Сейчас в России
он имеет решающее значение.

Решение принципиальных народно-хозяйственных вопросов, эскизно поставленных в статье, будет основой для планирования и организации
работ по созданию и освоению, например, перспективных угольных энергоблоков или мощных
ГТУ и консолидации усилий для их реализации. Будем оптимистами!