Проблемы теплоэнергетики в России

Проблемы теплоэнергетики  в России 

В настоящее время  топливно-энергетический комплекс России переживает очень сложное состояние, связанное с мировым кризисом, низкими инвестициями в энергетику, старением энергетического оборудования и общим падением промышленного  производства. 

Тепловые электростанции (ТЭС), призванные решать проблемы тепла  и электроснабжения, были построены  в середине прошлого века и давно  выработали свой ресурс. 

Статистика: 76% всех ТЭС имеют возраст более 30 лет, 90% всех действующих турбин имеют  возраст более 15 – 20 лет. 

Высокая доля изношенного  оборудования ведет к снижению показателей  эффективности отечественной энергетики, которые уступают зарубежным мировым  аналогам. Энергоемкость отечественного производства в 2-3 раза превышает удельную энергоемкость экономик развитых стран, при этом удельный расход топлива  на выработку 1 квт*ч в нашей стране не оправданно велик, и требует снижения до приемлемых величин – с 360 до 280 грамм условного топлива. Перечисленные недостатки приводят к энергодефициту, который является естественным ограничителем экономического роста страны. 

«Если не будет достаточно энергии, экономический рост никогда  не обеспечить», - отметил авторитетный учёный в области энергетики академик Владимир Фортов, - «для нормального  развития экономики возможности  электроэнергетики должны превышать  потребности на 10-15%, этот «жирок»  необходим для того, чтобы вся  энергосистема была стабильной, как  это было в Советском Союзе». 

По общепринятому  мнению, наращивание энергетических мощностей должно быть пропорционально  экономическому росту. При общем  объёме энергетических мощностей страны более 200 Гигаватт и ожидаемом росте  ВВП в ближайшие 2-3 года в 3-4%, для обеспечения потребностей экономики страны в энергии необходимо вводить 6-8 Гигаватт генерирующих мощностей ежегодно. При более же благоприятных условиях роста ВВП в период после кризиса - еще больше. В соответствии с «Энергетической стратегией развития России на период до 2020 года» планировалось в ближайшие четыре года ввести 27-28 Гигаватт генерирующих мощностей, по 7 Гигаватт в год. Реально дело обстоит иначе, за 2009 год было всего введено 1,7 Гигаватт мощностей, что в 5 раз (!) меньше необходимого! 

Что касается структуры  произведенной электрической энергии  на сегодняшний день в РФ , то на тепловых станциях вырабатывается 60% всей электроэнергии и 32% всей тепловой энергии, причем выработка электроэнергии в комбинированном режиме (вместе с теплом) составляет всего лишь треть, остальная электроэнергия на ТЭС вырабатывается в конденсационном режиме, т.е. с кпд всего лишь 25-37%. 

В сегодняшней теплоэнергетике  положение усугубляется еще и  тем, что сокращение объемов промышленного  производства в промышленных регионах не сопровождалось адекватным снижением  объемов потребления электрической  энергии. При наличии большого резерва  электрической мощности на ТЭС, но из-за снижения потребности у потребителя  в производимом рабочем паре, противодавленческие турбоагрегаты простаивали, а турбины типа ПТ (с промышленным отбором тепла) были не загружены. В период развала СССР была утрачена единая плановая система эксплуатации и обслуживания централизованных систем энерго и тепло снабжения. Не было средств для своевременного ремонта и замены генерирующих мощностей, по этим причинам ориентация на централизованное тепло-электроснабжение от крупных источников становится проблематичной. Традиционные централизованные теплофикационные системы не обеспечивают расчетной экономии топлива и общей эффективности по двум причинам: 

а) кпд котельных  практически доведен до кпд энергетических котлов, 

б) имеются огромные потери (до 30%) при транспортировке  тепла к потребителю. 82% магистральных  тепловых сетей требуют кап. ремонта или замены, где на каждые 100 км ежегодно регистрируется до 70 повреждений, с ежегодной, до 250 млн.тн. утечкой теплофикационной воды. 

В этих условиях наметилась тенденция на строительство децентрализованных комбинированных источников электроснабжения и теплоснабжения, с более короткими  сроками ввода в эксплуатацию и меньшими капитальными затратами  в сравнении с традиционными  электростанциями. Для решения проблем  электроэнергетики и ресурсного роста экономики необходимо повсеместно, массово вводить новые генерирующие мощности, используя при этом только эффективные технологии на основе инноваций. Требуется заменять паросиловую генерацию на парогазовую, внедрять газотурбинные и газопоршневые установки (в зависимости от стоящих задач, условий и требуемых мощностей), необходимо применять высоко эффективные установки с когенерацией и тригенерацией на базе газотурбинных электростанций, имеющих большую температуру тепла выхлопа, которая используется в ТЭС с использованием когенерации и тригенерации, что в свою очередь позволяет достичь высокого КПД сжигаемого топлива до – 86% и более. 

Достоинства газовых  установок, в отличии от паротурбинных, заключается в том, что процесс  выработки электроэнергии происходит при температурах 1000-1200*С, и чем она выше, тем эффективнее используемый газотурбинный привод. В паровой же турбине при температуре в 450-550*С эффективность использования потенциала газа в 2,5 раза ниже. В паросиловой установке примерно 50% тепла сжигаемого в топке газа уходит на превращение воды в пар и, пройдя через проточную часть турбины, выбрасывается в атмосферу. Надстройки на ТЭС из парогазовых установок позволяют поднять кпд по электроэнергии до 50% и более, сократить уровень выбросов окислов азота в 3 раза в сравнении с паросиловым циклом, при экономии топлива в 25-30%! Массовое использование парогазового цикла позволило бы сэкономить в масштабах страны 40-50 млрд.м3 газа в год (!) , это треть того, что экспортируется в Европу! Эти моменты решены в экономически развитых странах: там запрещено просто сжигать газ для производства тепла, по этой причине 2/3 всех вводимых мощностей электростанций работают в парогазовом цикле. Что конкретно использовать в парогазовом цикле - газотурбинные или газопоршневые электростанции - зависит от нескольких параметров: 

1) от удельной  стоимости оборудования с учётом  эксплуатационных расходов в  перспективе, так как у газопоршневых машин эксплуатационные расходы в 6 раз превышают расходы на эксплуатацию газотурбинных машин. При меньшей первоначальной стоимости поршневые машины могут значительно превышать стоимость ГТУ в перспективе их ипользования; 

2) от количества  отпускаемого тепла. При потребности  в выработке тепла помимо электроэнергии  от электростанции - газотурбинные  установки вне конкуренции, так  как столько тепла с выхлопа  могут выдать только ГТУ, которые  помимо выработки электроэнергии  могут служить ещё и горелкой, подогревающей водяной или паровой  котёл. У поршневых машин тепла  выхлопа в разы меньше в  силу принципиального устройства  поршневого двигателя – внутреннего  сгорания. По этой причине в  совокупности затрат на приобретение, эксплуатацию машин и имеющегося  КПД - экономически выгоднее при  потребляемых мощностях от 2 000 кВт  единичной мощности и выше  использовать именно газотурбинные  установки, которые помимо электроэнергии  могут дать тепло в соотношении  1 к 2,5. У газопоршневых машин это соотношение значительно меньше, и составляет 1 к 1,кроме того имеется низкотемпературное тепло (охлаждение рубашки агрегата, масла), которое проблематично снять при завышенной «обратке» потребителя. Поршневые машины к примеру в СССР позиционировались как источник временной, аварийной выработки электроэнергии, тогда как ГТУ проектировались как альтернатива гидро и теплоэлектростанциям, а также в качестве тепло-энерго-комплекса, вырабатывающего и тепло и электроэнергию. Одинаково для обоих вариантов - это быстрая , в течении 2-3х лет окупаемость при стоимости 1 Квт установленной мощности в 500-1000$ и вводе в эксплуатацию менее, чем за год. Пока мощная тепловая станция в несколько сотен Мвт с современным парогазовым циклом строится - мини ТЭЦ на базе газотурбинных и газопоршневых установок уже окупают себя и приносят чистую прибыль. 

Применение газовых  машин в котельных, где подведен газ, позволит вырабатывать электроэнергию для проблемных районов и собственных  нужд, что в свою очередь повышает надежность теплоснабжения потребителей, позволяет снизить удельные расходы  топлива на единицу получаемой тепловой и электрической энергии. При  широкомасштабной реконструкции котельных  с тепло производительностью 50 Гкал/час и более, с размещением в них газотурбинных установок, их суммарная установленная мощность только в европейской части России (включая Урал) может достичь 10 000-15 000 Мвт.(!) При правильном выборе теплофикационного оборудования, кпд таких когенерационных проектов может находиться в пределах 80-90%. Имея время запуска 10-15 минут (включая синхронизацию и набор нагрузки) можно довольно быстро реагировать на рост пиковой мощности, тем самым разгружая другие электростанции. Еще одно преимущество когенерационных проектов - возможность ” развязать “выработку электроэнергии и тепла, летом такая когенерационная станция работает в режиме потребления тепла, с производством дополнительной электроэнергии. 

Возвращаясь к задачам, поставленными ”Энергетической  стратегией…” перед энергетиками страны и производителями энергетического  оборудования, необходимо отметить, что  величина ввода до 2020г. генерирующих мощностей в 177 Гвт при оптимистичном варианте (или в 121 Гвт при умеренном), потребует больших инвестиций в ТЭК (теплоэнергокомплекс страны), и очень напряженной работы. Модернизация отечественной энергетики становится ключевой задачей. Доля ТЭК в общем объеме промышленности должна сократиться с 29,5%(2000 г.) до 19,8%(2020 г.) , необходимо достичь существующего потенциал энергосбережения в промышленности в 360-430 млн.тонн условного топлива и не последнюю роль в этом должны сыграть газотурбинные и парогазовые установки, с планируемой суммарной мощностью в 37 Гвт (31,5 Гвт при умеренном варианте). 

Одним из крупнейших производителей газотурбинных электростанций и авиационной техники в мире, на базе которой производиться газотурбинное  оборудование для энергетики и газонефтедобычи  является предпри-ятие ОАО ”Мотор Сич”, официальным представителем которого на террито-рии России является ООО”НПФ”Недрапроект”. Предприятие “Мотор Сич” сегодня - это несколько отдельно расположенных предприятий в разных точках мира, на которых трудятся более 80 тысяч человек. Основные производства расположены на Украине. ОАО «Мотор Сич» сегодня промышленный гигант, на котором и по сей день сохранены замечательные производственные и трудовые традиции, которые позволяют производить надежную, качественную и конкурентно-способную продукцию. Есть примеры, когда оборудование, выпущенное в 70х годах прошлого столетия на ОАО «Мотор Сич» до сих пор работает в тяжелых условиях Сибири и Севера, что является результатом качества и надёжности нашего оборудования. В настоящее время постоянно проводятся работы по модернизации имеющейся и созданию новой повсеместной сервисной сети для обслуживания оборудования ОАО «Мотор Сич», механизма по своевременному ремонту и обслуживанию эксплуатирующихся ГТУ на территории всей России. Это позволяет в кратчайшие сроки проводить высокопрофессиональное обслуживание оборудования, ОАО «Мотор Сич». Предприятие по праву занимает одно из лидирующих мест в мире по выпуску газотурбинных приводов, ГТУ и ГПА в сегменте от 1 Мвт до 10 Мвт. Единичная мощность электростанций , производимых на ОАО «Мотор Сич» - 1 Мвт; 2,5 Мвт; 6 Мвт и 8 Мвт. 

ГТУ производства ОАО  «Мотор Сич» с использованием водяных или паровых котлов утилизаторов позволяют создавать средней мощности мини-ТЭЦ (до 50 МВт), имеющих коэффициент использования топлива 80-90%. В «линейке» выпускаемых электростанций имеется многотопливная, передвижная, не требующая внешнего источника питания для запуска, полностью автоматизированная ГТУ мощностью 2500 кВт – модифкация ПАЭС-2500. Эксплуатируется без оператора, с переключением без останова и снятия нагрузки с одного вида топлива на другой, в том числе с газообразного на жидкое или наоборот. Готовиться к производству многотопливные ЭГ 6000 и ЭГ-8000. Все электростанции выпускаются в блочно-модульном и цеховом исполнении, могут эксплуатироваться как автономно, так и параллельно с энергосистемой. Имеется возможность использования в качестве топлива попутный газ. ГТУ производства ОАО «Мотор Сич» хорошо себя зарекомендовали при эксплуатации на попутном газе, в том числе и на «сложном» попутном газе, в том числе и с постоянно изменяющимися параметрами. 

Когенерацинные проекты с использованием электростанций производства ОАО ”Мотор Сич” окупаются в течении от одного года до 2-3х лет, более сложные проекты, например с использованием абсорбционных бром-литиевых холодильных машин (АБХМ) для получения холода (тригенерация) окупаются чуть дольше. Причем на ГТУ ОАО «Мотор Сич» возможно применение холодильных машин двухступенчатых, высокоэффективных, использующих высокотемпературное тепло от ГТУ. Для сравнения на поршневых машинах возможно применение только малоэффективных холодильных генераторов холода, использующих низкотемпературное от газопоршневых электроагрегатов.

http://www.nedraproekt.com/ 
 

Теплоэнергетика, отрасль  теплотехники, занимающаяся преобразованием  теплоты в др. виды энергии, главным  образом в механическую и электрическую. Для генерирования механической энергии за счёт теплоты служат теплосиловые установки; полученная в этих установках механическая энергия используется для привода рабочих машин (металлообрабатывающих станков, автомобилей, конвейеров и т. д.) или электромеханических генераторов, с помощью которых вырабатывается электроэнергия. Установки, в которых преобразование теплоты в электроэнергию осуществляется без электромеханических генераторов, называются установками прямого преобразования энергии. К ним относят магнитогидродинамические генераторы, термоэлектрические генераторы, термоэмиссионные преобразователи энергии. 

12.1. Методы реновации  ТЭС и проблема продления ресурса

«Моральное» и «физическое» старение энергетического оборудования, срок службы которого рассчитан не менее чем на 40 лет, — вполне естественный процесс. Грамотные эксплуатация и  техническое обслуживание позволяют  обеспечить его нормальное «физическое» состояние в течение этого  срока. Тем не менее, несмотря на то, что теплоэнергетика является очень инерционной отраслью промышленности, энергетическое оборудование постоянно совершенствуется. Это приводит к «моральному» старению: устаревший объект имеет существенно больший расход топлива на выработку электроэнергии, худшие показатели надежности, меньшую маневренность, чем усовершенствованные энергоблоки. И тогда появляются две возможности.  

Первая возможность  — это продолжение эксплуатации при принятой системе ремонтов и  технического обслуживания, постепенно сокращая время его работы, т.е. постепенно переводя его из работы в базовой  части графика нагрузки сначала  в полупиковую, а затем — и в пиковую. Чем значительнее «моральное» старение, тем меньшее время должно работать неэкономичное оборудование (при том же календарном сроке службы в 40 лет). По существу почти таким путем развивалась энергетика СССР в доперестроечные годы советской власти: ежегодно вводилось 8—10 млн кВт новых мощностей, которые частично заменяли списанное не по «физическому», а по «моральному» возрасту оборудование (хотя при этом всегда находились «физические» причины для списания), а частично служили естественному развитию теплоэнергетики. Естественно, что такая схема функционирования теплоэнергетики требует больших средств, мощной энергомашиностроительной и строительной промышленности.