Украина — одна из немногих европейских стран, обладающих значительным резервом электрогенерирующих мощностей. В структуре этих мощностей доминируют тепловые электростанции (ТЭС), на которые приходится почти 66% совокупной установленной мощности (на атомные энергоблоки — 26%), причем подавляющая часть этих мощностей введена в строй еще в 60—70-е годы прошлого века и к настоящему времени практически выработала свой ресурс. Периодический ремонт и модернизация морально устаревших украинских тепловых электростанций требуют значительных финансовых затрат, которые не решают проблемы повышения надежности энергосистемы страны и снижения загрязнения окружающей среды оксидами углерода, серы и азота.
В последние годы особо негативно на состояние тепловой энергетики влияет работа в маневровом режиме, что обусловлено «провалом» потребления электроэнергии в ночное время (с 23.00 до 6.00). По данным Минтопэнерго Украины, ночной избыток мощностей в Украине составляет более 1100 МВт и имеет тенденцию к возрастанию. Для использования этого избытка и сглаживания суточного графика потребления используются работа энергоемких промышленных предприятий и аккумулирование избыточной энергии в ночное время. В Украине применяются гидроаккумулирующие станции, выработка теплоты ночью и ее использование в дневное время. Однако оба вида аккумулирования характеризуются значительными тепловыми и гидравлическими потерями, которые могут достигать 35%.
Длительная эксплуатация устаревших тепловых электростанций в маневровом режиме грозит выходом из строя энергосистемы Украины. Чтобы предотвратить это, необходимо обеспечить работу ТЭС в условиях, близких к постоянной нагрузке, т.е. использовать для покрытия дефицита электроэнергии в дневное время какие-то другие источники энергии.
Для этой цели можно использовать промышленные газовые турбины, хорошо приспособленные для работы в маневровом режиме. Газовые турбины являются одной из главных составляющих топливно-энергетического комплекса многих стран мира. Сегодня более 65% новых электрогенерирующих мощностей, вводимых в эксплуатацию в мире (базовый и маневровый режимы), основываются на использовании парогазовых установок (ПГУ) и газотурбинных тепловых электростанций, превосходящих по многим показателям традиционные пылеугольные паротурбинные станции.
Газовые турбины нового поколения имеют высокий коэффициент полезного действия, характеризуются эксплуатационной надежностью, производятся во всем мире и обеспечены развитой системой сервисного обслуживания. Они применяются в широком диапазоне мощностей, используются в дежурном режиме (ожидание), для покрытия пиковых нагрузок, а также при постоянной нагрузке. В диапазоне мощностей от 60 до 120 МВт около 60% газовых турбин покрывают пиковые нагрузки, а более 85% сверхмощных газовых турбин (180 МВт и более) используются для выработки электроэнергии в базовом режиме. Для современных энергогазотурбинных установок стоимость одного киловатта установленной мощности составляет 400—700 долл., для парогазовых — до 1000 долл. В то же время для пылеугольных паротурбинных электростанций (основных ТЭС) его стоимость уже превысила 1200 долл.
До 2006 года мировое производство промышленных газовых турбин характеризовалось некоторой нестабильностью. Рост производства в 1996-м сменился спадом в 1997-м и ростом в 1998—2000 годах. С 2006 года начинается быстрый подъем мирового рынка энергетического газотурбостроения (см. рис.), что обусловлено выводом на рынок газовых турбин нового поколения. Прогноз на десятилетний период (2006—2015 годы) выглядит благоприятным и предсказывает быстрый рост производства промышленных газотурбин различной мощности.
Общее количество газовых турбин, которые уже произведены и будут произведены в мире в 2006—2015 годах, превысит 12 тыс. единиц. Больше всего — 1337 штук — планируется произвести в 2011 году (см. рис.), однако в 2015-м производство газовых турбин снизится до 1206 единиц. Это объясняется ожидаемым поступлением на рынок новых энерготехнологий — топливных элементов, ядерных энергетических установок нового поколения, более активным использованием промышленных и бытовых отходов для производства энергии, а также существенным расширением использования ветровой и солнечной энергии.
Ежегодные мировые затраты на производство промышленных газовых турбин с 2006 по 2015 год превысят 143 млрд. долл. (в докризисных ценах 2008 года), причем в 2015-м они более чем вдвое превысят уровень 2006 года. Наибольшими будут затраты на производство газовых турбин мощностью 180 МВт и более, составив почти половину мировых инвестиций в промышленное газотурбостроение (43,6%, или более 62 млрд. долл.).
Вторыми по объему инвестиций (21,8%, или 31,2млрд. долл.) будут газовые турбины большой мощности (125—180 МВт), а третьими — газовые турбины средней мощности — от 60 до 125 МВт (9,3%, или 13,25 млрд. долл.). Последние будут широко использоваться в мире для покрытия пиковых нагрузок. Всего ведущие мировые энергомашиностроительные компании произведут более 720 газовых турбин средней мощности, в том числе компания General Electric — 386 ед., Аlstom — 199 ед. и Rolls-Royce — 63 ед.
Несмотря на дефицит природных энергоносителей, примерно 75% газовых турбин мощностью более 15 МВт будут использовать в качестве топлива природный газ. Быстрый рост мировых цен на газ и трудности его доставки в некоторые районы мира даже в сжиженном состоянии будут способствовать повышению роли угля как источника энергии. Поэтому быстрое развитие энергетического газотурбостроения будет сопровождаться разработкой и внедрением новых технологий получения синтетического газа из угля и других природных энергоносителей.
Украина производит газотурбинные установки простого цикла, которые могут применяться для покрытия дефицита электроэнергии в дневное время и сглаживания нагрузки на тепловую энергетику. К ним относятся серийные промышленные газовые турбины мощностью до 25 МВт, газовая турбина ГТЭ-60 мощностью 60 МВт (ГП НПКГ «Зоря-Машпроект»), которая будет введена в эксплуатацию в ближайшее время, а также газовая турбина российско-украинского производства UGT-110000 мощностью 114 МВт. Эти турбины не уступают западным аналогам по экономичности, более того, установка UGT-110000 по весовым характеристикам превосходит зарубежные газовые турбины: при массе около 60 тонн ее удельная весовая характеристика составляет только 0,52 кг на киловатт установленной мощности.
В связи с широким использованием газа в качестве топлива экономичность газовых турбин приобретает особую важность. Этот показатель важен для снижения расхода природного газа на собственные нужды и уменьшения выбросов в атмосферу диоксида углерода (при сжигании 1 кг природного газа образуется 1,8 кг СО2), а также вредных оксидов азота и углерода (NOx, СОх). Достижение высокой экономичности газотурбинных установок связано, в первую очередь, с величиной температуры продуктов сгорания после камеры сгорания. Однако при современном уровне развития материаловедения дальнейшее повышение температуры продуктов сгорания наталкивается на серьезные трудности.
Поэтому в последние годы интенсивное развитие получили газотурбинные установки, работающие по сложному термодинамическому циклу. К таким циклам относятся регенеративный цикл (теплообменник-регенератор на выходе газовой турбины), циклы с промежуточным охлаждением воздуха в процессе сжатия или с подогревом продуктов сгорания в процессе расширения, подача пара в проточную часть газовой турбины (технология STIG), подача пара и утилизация воды в конденсаторе на выходе (технология «Водолей», разработанная в Украине), бинарный воздушный цикл. Использование сложных термодинамических циклов позволяет повысить мощность и к.п.д. промышленных газотурбинных установок без существенного увеличения температуры продуктов сгорания и за счет этого применять проверенные практикой конструкционные материалы и газотурбинные технологии. Освоение сложных циклов связано с усложнением конструкции, увеличением стоимости производства, приводит к дополнительным сложностям при эксплуатации и техническом обслуживании.
Одним из видов сложного термодинамического цикла является комбинированный парогазовый цикл, в котором высокая температура продуктов сгорания на выходе из газовой турбины (450—580°С) используется для генерации пара в котле-утилизаторе, куда подается топливо, и его последующего использования в паровой турбине. Теоретические основы парогазового цикла были разработаны российским академиком С.Христиановичем в 50-е годы ХХ ст., но промышленно освоили технологию в США и Германии. Коэффициент полезного действия современных парогазовых установок в широком диапазоне мощностей составляет 40—50%, а в области 400—530МВт достигает 57—60%. Такой высокий положительный эффект обусловлен утилизацией теплоты выхлопных газов за газовой турбиной в котле-утилизаторе, увеличением расхода рабочего тела через силовую турбину и повышением работоспособности рабочего тела. Кроме высокой экономичности, парогазовая установка отвечает жестким экологическим требованиям по уровню выбросов оксидов азота и углерода, которые почти вдвое меньше, чем при использовании пылеугольных технологий.
Украина имеет собственные разработки в области парогазовых установок средней и большой мощности, которые могут быть использованы для покрытия пиковых нагрузок. Серийная парогазовая установка производства ГП НПКГ «Зоря-Машпроект» мощностью 70 МВт (к.п.д. 48,5%) и российско-украинская ПГУ-162 мощностью 162 МВт (к.п.д. 50%) не уступают по экономичности зарубежным аналогам. Более мощная российско-украинская ПГУ-325 (325 МВт) с к.п.д. 52%, эксплуатируемая в России, незначительно проигрывает зарубежным газовым турбинам компаний Siemens AG и General Electric, к.п.д. которых для такого диапазона мощности составляет 55—57%. Что касается газотурбинных установок на основе технологий STIG и «Водолей», то единичная мощность серийных украинских установок не превышает 40 МВт, и по этой причине их использование для покрытия пиковых нагрузок пока затруднительно.
Установки ПГУ-162 и ПГУ-325 создавались в кооперации с российскими газотурбинными компаниями. В будущем переход к серийному производству в Украине парогазовых установок средней и большой мощности представляется вполне реальным: до 80% оборудования таких ПГУ (газовая и паровая турбина, электрогенератор, паровой котел-утилизатор и др.) может производиться в Украине.
Несмотря на высокую экономичность, парогазовая технология пока не получила широкого развития в Украине, а ее использование ограничивается малыми мощностями, не решающими проблемы сглаживания графика суточной нагрузки. На ОАО «Сумское НПО
им. М.Фрунзе» несколько лет назад была введена в эксплуатацию ПГУ мощностью около 20 МВт, вырабатывающая электроэнергию для собственных нужд предприятия. За газовой турбиной мощностью
16 МВт была установлена паровая турбина проектной мощностью
6 МВт. Однако проблемы, связанные с работой парового котла, не позволили достичь проектной мощности паровой турбины, поэтому ПГУ не была запущена в серийное производство. В 2007 году на ТЭЦ г. Саки (АР Крым) была построена ПГУ-20 мощностью 20МВт, в
2008-м разработан и находится в начальной стадии проект энергоблока ПГУ-70 мощностью 74 МВт в г. Калуш Ивано-Франковской области. Несколько ранее были разработаны, но пока не реализованы проекты ПГЭС-240 (240 МВт) в
г. Измаил Одесской области и ПГУ-360 (360 МВт) в Одессе.
Очень перспективно для Украины использование ПГУ в металлургическом комплексе, где собственная потребность в электроэнергии составляет до 2000 МВт, причем часть этой мощности используется в дневное время. По данным ГП НПКГ «Зоря-Машпроект», утилизация теплоты доменного газа при использовании парогазовых установок ПГУ-150 мощностью 150 МВт позволит не только повысить к.п.д. утилизации с 10—12% (паротурбинный блок) до 40—45%, но и произвести в масштабе Украины до 2,0 ГВт.часов электроэнергии, которые могут быть направлены на собственные нужды металлургии. Это поможет существенно снизить нагрузку на тепловую энергетику.
Алчевский меткомбинат недавно начал строительство трех парогазовых установок на доменном газе мощностью 150 МВт каждая фирмы Mitsubishi (стоимость строительства — около 480 млн. долл.). Однако расчеты, выполненные в ГП НПКГ «Зоря-Машпроект», показывают, что более привлекательным с экономической точки зрения является проект создания украинской ПГУ-150 на основе газотурбинной установки (ГТУ) UGT-110000, который может быть реализован в течение двух-трех лет.
Еще одним важным направлением использования ПГУ-150 является нефтеперерабатывающий комплекс Украины. При освоении технологии глубокой переработки нефти утилизация отходов нефтеперерабатывающих заводов Украины позволит произвести почти 1,5 ГВт.часов электроэнергии, которые могут быть направлены на сглаживание графика дневного потребления электроэнергии.
В России, где износ электростанций составляет около 60%, парогазовую технологию стали внедрять недавно, что связано с большими капзатратами на освоение технологии (около 30 млрд. долл.). Согласно проектам реконструкции и нового строительства энергообъектов в России в 2008—2012 годах запланирован ввод 20 энергоблоков ПГУ-400 на природном газе на основе газотурбинной установки мощностью 270 МВт.
Первая в современной России промышленная электростанция, использующая парогазовый цикл, была введена в строй в 2002 году в ОАО «Северо-Западная ТЭЦ-3» (Санкт-Петербург). В составе энергетического блока использованы две газотурбинные установки компании Siemens AG (V94.2), два котла-утилизатора и паровая турбина российского производства. Следующая ПГУ-450 с двумя газотурбинными установками российского производства мощностью по 160 МВт, построенными по лицензионному соглашению с компанией Siemens AG (аналог установки V94.2), введена в эксплуатацию в конце 2005 года в ОАО «Калининградская ТЭЦ-2» (блок №1). Следует также упомянуть названную выше российско-украинскую ПГУ-325 мощностью
325 МВт, установленную на Ивановской ГРЭС, парогазовую установку мощностью 220 МВт на Тюменской ТЭЦ-1 и два энергоблока мощностью 39 МВт каждый на Сочинской ТЭС.
В конце 2006 года были завершены пусконаладочные работы и проведено комплексное испытание второго блока ПГУ-450 на ОАО «Северо-Западная ТЭЦ-3» с российскими аналогами газовых турбин компании Siemens AG, а в 2007-м введен в эксплуатацию энергоблок №3 на ТЭЦ-27 ОАО «Мосэнерго». Реализуются проекты парогазовых установок мощностью 450 МВт на ТЭЦ-21 и ТЭЦ-27 ОАО «Мосэнерго», Южной ТЭЦ-22 (Санкт-Петербург), где будет использовано оборудование только российского производства.
Компания Siemens AG и ОАО «Силовые машины» в июне 2008 года подписали лицензионное соглашение на производство, продажу и обслуживание более совершенной газотурбинной установки SGT5-2000E (V94.3A) мощностью 286,6 МВт с к.п.д. 39,5%. Предполагается, что парогазовые установки на ее основе будут поставляться в страны СНГ и Балтии, в Индию и Пакистан. Таким образом, в ближайшем будущем Россия планирует широкий выход на мировой рынок парогазовых технологий.
Представленный анализ показывает, что энергетические газовые турбины средней и большой мощности могут послужить альтернативой для покрытия дефицита электроэнергии в Украине в дневное время и сглаживания суточного графика нагрузки. Снижение нагрузки на устаревшую украинскую теплоэнергетику в дневное время и ее эксплуатация в условиях, близких к постоянной нагрузке в течение суток, позволят продлить ресурс многих ТЭС страны.
Для решения этой проблемы сегодня в Украине есть все условия. Разрабатываются и производятся конкурентные на мировом рынке газовые турбины простого цикла и парогазовые установки малой и средней мощности, а в кооперации с Россией — ПГУ большой и сверхбольшой мощности. В частности, для покрытия дневного дефицита мощности в объеме 1100 МВт в Украине необходимо установить семь ПГУ-150 суммарной стоимостью около 1 млрд. долл.
При соответствующей организации украинская энергомашиностроительная промышленность может производить до 80% элементов парогазовых установок большой и сверхбольшой мощности. Хорошие перспективы имеет создание установок, работающих на низкокалорийных газах — доменном газе и отходах глубокой переработки нефти. Важное значение для развития газотурбостроения приобретает разработка промышленных газификаторов угля из украинских месторождений, что позволит сократить потребление природного газа.
Газотурбостроение является наукоемкой отраслью промышленности. Несмотря на удовлетворительное состояние энергетического газотурбостроения в Украине, для дальнейшего поддержания его на соответствующем уровне и создания нового поколения газовых турбин и парогазовых установок на их основе необходима Национальная научно-техническая программа в области энергетического газотурбостроения. Эта программа в настоящее время разрабатывается Национальной академией наук Украины и ведущими конструкторскими организациями Украины в области газотурбостроения.
В подготовке статьи принимали участие: заместитель главного инженера ВНИПИТрансГаз (Киев) Д.Костенко, главный конструктор ГП «Зоря-Машпроект» А.Боцула, сотрудники ОАО «Сумское НПО им. М.В. Фрунзе» к.т.н. А.Смирнов и к.т.н. В.Парафейник, сотрудники НАН Украины д.т.н. А.Письменный и д.т.н. Б.Билека.
P.S. Авторы статьи очень настойчиво убеждают в целесообразности замены на электропривод газотурбинного привода на существующих компрессорных станциях газотранспортной системы Украины. Поэтому редакция «Зеркала недели» обратилась за комментарием и в Министерство топлива и энергетики. Далее приводим полученный ответ Минтопэнерго.
Исходя из результатов сравнения удельных показателей по отдельным вариантам переоборудования компрессорных станций, можно определить влияние на них величины общих капитальных вложений в компрессорные станции (в частности, в сооружение объектов внешнего электрообеспечения), а также темпов повышения цен на энергоносители.
Анализируя результаты сравнения, можно условно распределить рассмотренные компрессорные станции (КС) на следующие группы:
— первая группа компрессорных станций — с самым высоким значением удельных показателей при их переоборудовании на электропривод, в основном за счет значительных затрат на внешнее электрообеспечение. К этой группе относятся компрессорные станции Первомайск и Гусятин на газопроводе «Союз» и компрессорная станция Заднепровская на газопроводе Елец—Кременчуг—Кривой Рог;
— вторая группа КС — со средним значением удельных показателей; это шесть компрессорных станций (около половины рассмотренных), в частности компрессорные станции Кременчуг и Тальное на газопроводе «Союз», компрессорные станции Кировоградская и Южно-Бужская на газопроводе Елец—Кременчуг—Кривой Рог, а также компрессорные станции Долина и Ромны;
— третья группа КС — с наилучшими показателями с точки зрения конкурентоспособности по сравнению с газотурбинным вариантом реконструкций; это компрессорные станции на газопроводе Киев — Запад Украины (Бердичев, Красилов, Тернополь и Рогатин).
Поскольку на сегодняшний день нет отечественных производителей электродвигателей нужной мощности с регулированием оборотов, рассмотрен и проведен сравнительный анализ технических характеристик оборудования фирм SIEMENS, ABB и TRANSRESCH, а также их ценовые показатели. По предварительным заключениям на этапе исследования качества производителя электрооборудования для основного варианта выбрана фирма SIEMENS.
Технические решения по вариантам переоборудования компрессорных станций рассмотрены в пределах технологической, электротехнической и архитектурно-строительной частей, также учтены предложения по автоматизации производства на основе новой элементной базы. Технические решения разработаны только относительно объектов основного производства. Реконструкция вспомогательных систем и оборудования не рассматривалась.
Следует констатировать, что в первых двух группах при всех заданных уровнях цен на энергоносители (с соответствующим соотношением между ценами на природный газ и электроэнергию) удельные показатели по варианту переоборудования компрессорных станций на электропривод хуже варианта внедрения газотурбинного привода с использованием оборудования отечественных производителей. Что же касается третьей группы компрессорных станций (Красилов, Тернополь и Рогатин), то с ростом цен на энергоносители удельные затраты выравниваются, а относительно компрессорной станции Бердичев — при всех уровнях цен электропривод более привлекателен.
Таким образом, в случае дальнейшей проработки вопросов применения электропривода необходимо обратить внимание прежде всего на компрессорные станции третьей и второй группы.
Вместе с тем нужно учесть следующее. Как следует из экспертных оценок, чтобы внедрение электропривода на компрессорных станциях второй группы конкурировало с газотурбинным приводом, цену на электроэнергию надо уменьшить против приемлемой цены на третьем уровне на 5—7%.
При возможности таким образом решить ценовую проблему следующим шагом предлагается определить два пилотных объекта: компрессорную станцию Бердичев на газопроводе Киев — Запад Украины и на выбор компрессорную станцию Кременчуг или Тальное на газопроводе «Союз» для более детального изучения влияния различных факторов при применении электропривода, в т.ч. основного вопроса — взаимодействия с энергосистемами и их затратами, а также возможности влияния на регулятивную ценовую политику в сфере энергетики.
Для справки
Объемы высвобождения топливного газа в результате внедрения электропривода:
— по третьей группе компрессорных станций на газопроводе Киев — Запад Украины (Бердичев, Красилов, Тернополь и Рогатин) — ориентировочно 250 млн. кубометров в год;
— по второй группе — компрессорные станции Кременчуг и Тальное на газопроводе «Союз», компрессорные станции Кировоградская и Южно-Бужская на газопроводе Елец—Кременчуг—Кривой Рог, а также компрессорные станции Долина и Ромны — от 600 до 700 млн. кубометров в год.
Общий объем высвобождения топливного газа по перечисленным компрессорными станциям составит примерно 900 млн. кубометров в год. При этом затраты электроэнергии будут составлять 2951 млн. кВт в год.
Заметим, что окупаемость инвестиций зависит от установленной нормы доходности, которая, в свою очередь, регулируется тарифом на транспортировку газа. При норме доходности на уровне 15% расчетный срок окупаемости составит ориентировочно 10 лет.