Чи допоможуть газові турбіни подолати проблеми енергосистеми України?

Україна — одна з небагатьох європейських країн, які володіють значним резервом електрогенеруючих потужностей. У структурі цих потужностей домінують теплові електростанції (ТЕС), на які припадає майже 66% сукупної встановленої потужності (на атомні енергоблоки — 26%), причому переважна частина цих потужностей введена в експлуатацію ще в 60—70-х роках минулого століття і на сьогодні практично виробила свій ресурс. Періодичний ремонт і модернізація морально застарілих українських теплових електростанцій потребують великих фінансових витрат, які не розв’язують проблеми підвищення надійності енергосистеми країни та зниження забруднення навколишнього середовища оксидами вуглецю, сірки та азоту.

В останні роки особливо негативно на стан теплової енергетики впливає робота в маневровому режимі, що зумовлено «провалом» споживання електроенергії в нічний час (із 23.00 до 6.00). За даними Мінпаливенерго України, нічний надлишок потужностей в Україні перевищує 1100 МВт і має тенденцію до зростання. Для використання цього надлишку і згладжування добового графіка споживання використовуються робота енергоємних промислових підприємств і акумулювання надлишкової енергії в нічний час. В Україні застосовуються гідроакумулюючі станції, вироблення теплоти вночі та її використання в денний час. Проте обидва види акумулювання характеризуються великими тепловими та гідравлічними втратами, які можуть сягати 35%.

Тривала експлуатація застарілих теплових електростанцій у маневровому режимі загрожує виходом із ладу енергосистеми України. Щоб запобігти цьому, необхідно забезпечити роботу ТЕС в умовах, близьких до постійного навантаження, тобто використовувати для покриття дефіциту електроенергії в денний час якісь інші джерела енергії.

Для цієї мети можна використовувати промислові газові турбіни, добре пристосовані для роботи в маневровому режимі. Газові турбіни є одним із головних складових паливно-енергетичного комплексу багатьох країн світу. Сьогодні більш як 65% нових електрогенеруючих потужностей, що вводяться в експлуатацію у світі (базовий і маневровий режими), грунтуються на використанні парогазових установок (ПГУ) і газотурбінних теплових електростанцій, що перевершують за багатьма показниками традиційні пиловугільні паротурбінні станції.

Газові турбіни нового покоління мають високий коефіцієнт корисної дії, характеризуються експлуатаційною надійністю, виробляються в усьому світі та забезпечені розвиненою системою сервісного обслуговування. Вони застосовуються в широкому діапазоні потужностей, використовуються в режимі очікування для покриття пікових навантажень, а також при постійному навантаженні. У діапазоні потужностей від 60 до 120 МВт близько 60% газових турбін покривають пікові навантаження, а більш як 85% надпотужних газових турбін (180 МВт і більше) використовуються для виробництва електроенергії в базовому режимі. Для сучасних енергогазотурбінних установок вартість одного кіловата встановленої потужності становить 400—700 дол., для парогазових — до 1000 дол. Водночас для пиловугільних паротурбінних електростанцій (основних ТЕС) його вартість уже перевищила 1200 дол.

До 2006 року світове виробництво промислових газових турбін характеризувалося деякою нестабільністю. Зростання виробництва в 1996-му змінилося спадом у 1997-му і зростанням у 1998—2000 роках. З 2006 року розпочинається швидке піднесення світового ринку енергетичного газотурбобудування (див. рис.), що зумовлено виведенням на ринок газових турбін нового покоління. Прогноз на десятирічний період (2006—2015 роки) виглядає сприятливим і передбачає швидке зростання виробництва промислових газотурбін різноманітної потужності.

Загальна кількість газових турбін, які вже вироблені й будуть вироблені у світі в 2006—2015 роках, перевищить 12 тис. одиниць. Найбільше — 1337 штук — планується виробити в 2011 році (див. рис.), проте в 2015-му виробництво газових турбін знизиться до 1206 одиниць. Це пояснюється очікуваним надходженням на ринок нових енерготехнологій — паливних елементів, ядерних енергетичних установок нового покоління, більш активним використанням промислових і побутових відходів для виробництва енергії, а також істотним розширенням використання вітрової та сонячної енергії.

Щорічні світові витрати на виробництво промислових газових турбін із 2006 по 2015 рік перевищать 143 млрд. дол. (у докризових цінах 2008 року), причому в 2015-му вони більш як удвічі перевищать рівень 2006 року. Найбільшими будуть витрати на виробництво газових турбін потужністю 180 МВт і більше, що становить майже половину світових інвестицій у промислове газотурбобудування (43,6%, або понад 62 млрд. дол.).

Другими за обсягами інвестицій (21,8%, або 31,2 млрд. дол.) будуть газові турбіни великої потужності (125—180 МВт), а третіми — газові турбіни середньої потужності — від 60 до 125 МВт (9,3%, або 13,25 млрд. дол.). Останні широко використовуватимуться у світі для покриття пікових навантажень. Усього провідні світові енергомашинобудівні компанії вироблять більш як 720 газових турбін середньої потужності, зокрема, компанія General Electric — 386 од., Аlstom — 199 од. і Rolls-Royce — 63 од.

Попри дефіцит природних енергоносіїв, приблизно 75% газових турбін потужністю більш як 15 МВт використовуватимуть як паливо природний газ. Швидке зростання світових цін на газ і труднощі його доставки в деякі райони світу навіть у зрідженому стані сприятимуть підвищенню ролі вугілля як джерела енергії. Тому швидкий розвиток енергетичного газотурбобудування супроводжуватиметься розробкою і впровадженням нових технологій отримання синтетичного газу з вугілля та інших природних енергоносіїв.

Україна виробляє газотурбінні установки простого циклу, які можуть використовуватися для покриття дефіциту електроенергії в ден­ний час і згладжування навантаження на теплову енергетику. До них належать серій­ні промислові газові турбіни потужністю до 25 МВт, газова турбіна ГТЕ-60 потужністю 60 МВт (ДП НВКГ «Зоря-Машпроект»), яку буде введено в експлуатацію найближчим часом, а також газова турбіна російсько-українського виробництва UGT-110000 потужністю 114 МВт. Ці турбіни не поступаються західним аналогам за економічністю, більш того, установка UGT-110000 за ваговими характеристиками перевершує закордонні газові турбіни: при масі близько 60 тонн її питома вагова характеристика становить тільки 0,52 кг на кіловат установленої потужності.

У зв’язку із широким використанням газу як палива економічність газових турбін набуває особливої важливості. Цей показник важливий для зниження витрат природного газу на власні потреби і зменшення викидів в атмосферу діоксиду вуглецю (при спалюванні 1 кг природного газу утворюється 1,8 кг СО₂), а також шкідливих оксидів азоту та вуглецю (NOx, СО_х). Досягнення високої економічності газотурбінних установок пов’язане передусім із величиною температури продуктів згоряння після камери згоряння. Проте за сучасного рівня розвитку матеріалознавства подальше підвищення температури продуктів згоряння викликає серйозні труднощі.

Тому в останні роки інтенсивно розвивають газотурбінні установки, які працюють за складним термодинамічним циклом. До таких циклів належать регенеративний цикл (теплообмінник-регенератор на виході газової турбіни), цикли з проміжним охолодженням повітря в процесі стискання або з підігрівом продуктів згоряння в процесі розширення, подача пари в проточну частину газової турбіни (технологія STIG), подача пари та утилізація води в конденсаторі на виході (технологія «Водолій», розроблена в Україні), бінарний повітряний цикл. Використання складних термодинамічних циклів дає можливість підвищити потужність і к.к.д. промислових газотурбінних установок без значного збільшення температури продуктів згоряння і за рахунок цього застосовувати перевірені практикою конструкційні матеріали та газотурбінні технології. Освоєння складних циклів пов’язане з ускладненням конструкції, збільшенням вартості виробництва, призводить до додаткових складнощів при експлуатації і технічному обслуговуванні.

Одним із видів складного термодинамічного циклу є комбінований парогазовий цикл, у якому висока температура продуктів згоряння на виході з газової турбіни (450—580°С) використовується для генерації пари в котлі-утилізаторі, куди подається паливо, і її подальшого використання в паровій турбіні. Теоретичні основи парогазового циклу були розроблені російським академіком С.Христіано­вичем у 50-х роках ХХ ст., але промислово освоїли цю технологію в США та Німеччині. Коефіцієнт корисної дії сучасних парогазових установок у широкому діапазоні потужностей становить 40—50%, а в діапазоні 400—530 МВт сягає 57—60%. Такий високий позитивний ефект зумовлений утилізацією теплоти вихлопних газів за газовою турбіною у котлі-утилізаторі, збільшенням витрат робочого тіла через силову турбіну і підвищенням працездатності робочого тіла. Крім високої економічності, парогазова установка відповідає жорстким екологічним вимогам за рівнем викидів оксидів азоту і вуглецю, які майже вдвічі менші, ніж при використанні пиловугільних технологій.

Україна має власні розробки в сфері парогазових установок середньої та великої потужності, які можуть бути використані для покриття пікових навантажень. Серійна парогазова установка виробництва ДП НВКГ «Зоря-Машпроект» потужністю 70 МВт (к.к.д. 48,5%) і російсько-українська ПГУ-162 потужністю 162 МВт (к.к.д. 50%) не поступаються за економічністю зарубіжним аналогам. Більш потужна російсько-українська ПГУ-325 (325 МВт) із к.к.д. 52%, що експлуатується в Росії, не набагато програє зарубіжним газовим турбінам компаній Siemens AG і General Electric, к.к.д. яких для такого діапазону потужності становить 55—57%. Що ж до газотурбінних установок на основі технологій STIG і «Водолій», то одинична потужність серійних українських установок не перевищує 40 МВт, і з цієї причини використовувати їх для покриття пікових навантажень поки що складно.

Установки ПГУ-162 і ПГУ-325 створювалися в кооперації з російськими газотурбінними компаніями. У майбутньому перехід до серійного виробництва в Україні парогазових установок середньої та великої потужності видається цілком реальним: до 80% устаткування таких ПГУ (газова і парова турбіна, електрогенератор, паровий котел-утилізатор та ін.) може вироблятися в Україні.

Попри високу економічність, парогазова технологія поки що не одержала широкого розвитку в Україні, а її використання обмежується малими потужностями, які не розв’язують проблеми згладжування графіка добового навантаження. На ВАТ «Сумське НВО ім. М.Фрунзе» кілька років тому була введена в експлуатацію ПГУ потужністю близько 20 МВт, що виробляє електроенергію для власних потреб підприємства. За газовою турбіною потужністю 16 МВт була встановлена парова турбіна проектною потужністю 6 МВт. Однак проблеми, пов’язані з роботою парового котла, не дозволили досягти проектної потужності парової турбіни, тому ПГУ не була запущена в серійне виробництво. У 2007 році на ТЕЦ м. Са­ки (АР Крим) була побудована ПГУ-20 потужністю 20 МВт, у 2008-му розроблений і перебуває на початковій стадії проект енергоблоку ПГУ-70 потужністю 74 МВт у м. Калуш Івано-Франків­ської області. Дещо раніше були розроблені, але поки що не реалізовані проекти ПГЕС-240 (240 МВт) у м. Ізмаїл Одеської області та ПГУ-360 (360 МВт) в Одесі.

Дуже перспективним для України є використання ПГУ в металургійному комплексі, де власні потреби в електроенергії становлять до 2000 МВт, причому частина цієї потужності використовується в денний час. За даними ДП НВКГ «Зоря-Машпроект», утилізація теплоти доменного газу при використанні парогазових установок ПГУ-150 потужністю 150 МВт дасть змогу не тільки підвищити к.к.д. утилізації з 10—12% (паротурбінний блок) до 40—45%, а й виробити в масштабах України до 2,0 ГВт^.годин електроенергії, які можуть бути спрямовані на власні потреби металургії. Це допоможе істотно знизити навантаження на теплову енергетику.

Алчевський меткомбінат нещодавно розпочав будівництво трьох парогазових установок на доменному газі потужністю 150 МВт кожна фірми Mitsubishi (вартість будівництва — близько 480 млн. дол.). Проте розрахунки, виконані в ДП НВКГ «Зоря-Машпроект», показують, що більш привабливим із економічної точки зору є проект створення української ПГУ-150 на основі газотурбінної установки UGT-110000, який може бути реалізований упродовж двох-трьох років.

Ще одним важливим напрямом використання ПГУ-150 є наф­топереробний комплекс України. При освоєнні технології глибокої переробки нафти утилізація відходів нафтопереробних заводів України дає можливість виробити майже 1,5 ГВт^.годин електроенергії, які можуть бути спрямовані на згладжування графіка денного споживання електро­енергії.

У Росії, де знос електростанцій становить близько 60%, парогазову технологію стали впроваджувати недавно, що пов’язано з великими капвитратами на освоєння технології (близько 30 млрд. дол.). Відповідно до проектів реконструкції та нового будівництва енергооб’єктів у Росії в 2008—2012 роках заплановане запровадження 20 енергоблоків ПГУ-400 на природному газі на основі газотурбінної установки потужністю 270 МВт.

Перша в сучасній Росії промислова електростанція, яка використовує парогазовий цикл, була введена в дію у 2002 році в ВАТ «Північно-Західна ТЕЦ-3» (Санкт-Петербург). У складі енергетичного блоку використано дві газотурбінні установки компанії Siemens AG (V94. 2), два котли-утилізатори й парова турбіна російського виробництва. Таку ПГУ-450 із двома газотурбінними установками російського виробництва потужністю по 160 МВт, побудованими за ліцензійною угодою з компанією Siemens AG (аналог установки V94. 2), введено в експлуатацію наприкінці 2005 року в ВАТ «Калінін­градська ТЕЦ-2» (блок №1). Слід також згадати названу вище російсько-українську ПГУ-325 потужністю 325 МВт, установлену на Іванівській ГРЕС, парогазову установку потужністю 220 МВт на Тюменській ТЕЦ-1 і два енергоблоки потужністю 39 МВт кожен на Сочинській ТЕС.

Наприкінці 2006 року були завершені пусконалагоджувальні роботи й проведене комплексне випробування другого блоку ПГУ-450 на ВАТ «Північно-Західна ТЕЦ-3» із російськими аналогами газових турбін компанії Siemens AG, а в 2007-му введений в експлуатацію енергоблок №3 на ТЕЦ-27 ВАТ «Мосенерго». Реалізуються проекти парогазових установок потужністю 450 МВт на ТЕЦ-21 і ТЕЦ-27 ВАТ «Мосенерго», Південній ТЕЦ-22 (Санкт-Петербург), де буде використане устаткування тільки російського виробництва.

Компанія Siemens AG та ВАТ «Силові машини» у червні 2008 року підписали ліцензійну угоду на виробництво, продаж і обслуговування більш досконалої газотурбінної установки SGT5-2000E (V94.3A) потужністю 286,6 МВт із к.к.д. 39,5%. Передбачається, що парогазові установки на її основі поставлятимуться в країни СНД і Балтії, в Індію та Пакистан. Таким чином, у найближчому майбутньому Росія планує широкий вихід на світовий ринок парогазових технологій.

Наведений аналіз показує, що енергетичні газові турбіни середньої та великої потужності можуть послужити альтернативою для покриття дефіциту електроенергії в Україні в денний час і згладжування добового графіка навантаження. Зниження навантаження на застарілу українську теплоенергетику в денний час та її експлуатація за умов, що наближені до постійного навантаження впродовж доби, дасть змогу подовжити ресурс багатьох ТЕС країни.

Для розв’язання цієї проблеми сьогодні в Україні є всі передумови. Розробляються і виробляються конкурентні на світовому ринку газові турбіни простого циклу та парогазові установки малої та середньої потужності, а в кооперації з Росією — ПГУ великої та надвеликої потужності. Зокрема для покриття денного дефіциту потужності в обсязі 1100 МВт в Україні необхідно встановити сім ПГУ-150 сумарною вартістю близько 1 млрд. дол.

За відповідної організації українська енергомашинобудівна промисловість може виробляти до 80% елементів парогазових установок великої та надвеликої потужності. Хороші перспективи має створення установок, які працюють на низькокалорійних газах — доменному газі та відходах глибокої переробки нафти. Важливого значення для розвитку газотурбобудування набуває розробка промислових газифікаторів вугілля з українських родовищ, що дасть змогу скоротити споживання природного газу.

Газотурбобудування є наукомісткою галуззю промисловості. Попри задовільний стан енергетичного газотурбобудування в Україні, для подальшої підтримки його на відповідному рівні та створення нового покоління газових турбін і парогазових установок на їхній основі необхідна Національна науково-технічна програма в галузі енергетичного газотурбобудування. Цю програму нині розробляють Національна академія наук України і провідні конструкторські організації України в галузі газотурбобудування.

У підготовці статті брали участь: заступник головного інженера ВНДПІТрансГаз (Київ) Д.Костенко, головний конструктор ДП «Зоря-Машпроект» А.Боцула, співробітники ВАТ «Сумське НВО ім. М.В. Фрунзе» к.т.н. А.Смирнов і к.т.н. В.Па­рафейник, співробітники НАН України д.т.н. О.Письменний і д.т.н. Б.Білека.

P.S. Автори статті дуже старанно переконують у доцільності заміни на електропривід газотурбінного приводу на існуючих компресорних станціях газотранспортної системи України. Тож редакція «Дзеркала тижня» звернулася по коментар і до Міністерства палива та енергетики. Далі наводимо отриману відповідь Мінпаливенерго.

Виходячи з результатів порівняння питомих показників за окремими варіантами переобладнання компресорних станцій, можна визначити вплив на них величини загальних капітальних вкладень у компресорні станції (зокрема у спорудження об’єктів зовнішнього електрозабезпечення), а також темпів зростання цін на енергоносії.

Аналізуючи результати порівняння, можна умовно розподілити розглянуті компресорні станції (КС) на такі групи:

— перша група компресорних станцій – з найвищим значенням питомих показників при їх переобладнанні на електропривід, в основному за рахунок значних витрат на зовнішнє електрозабезпечення. До цієї групи належать компресорні станції Первомайськ і Гусятин на газопроводі «Союз» і компресорна станція Задніпровська на газопроводі Єлець—Кременчук—Кривий Ріг;

— друга група КС – із середнім значенням питомих показників; це шість компресорних станцій (близько половини розглянутих), зокрема компресорні станції Кременчук і Тальне на газопроводі «Союз», компресорні станції Кіровоградська і Південно-Бузька на газопроводі Єлець—Кременчук—Кривий Ріг, а також компресорні станції Долина і Ромни;

— третя група КС – з найкращими показниками з точки зору конкурентоспроможності порівняно з газотурбінним варіантом реконструкцій; це компресорні станції на газопроводі Київ — Захід України (Бердичів, Красилів, Тернопіль і Рогатин).

Зважаючи на відсутність вітчизняних виробників електродвигунів потрібної потужності з регулюванням обертів, розглянуто і виконано порівняльний аналіз технічних характеристик обладнання фірм SIEMENS, ABB та TRANSRESCH, а також їх цінові показники. За попередніми висновками на етапі дослідження якості виробника електрообладнання для основного варіанта вибрано фірму SIEMENS.

Технічні рішення за варіантами переобладнання компресорних станцій розглянуто в межах технологічної, електротехнічної та архітектурно-будівельної частин, а також взято до уваги пропозиції з автоматизації виробництва на основі нової елементної бази. Технічні рішення розроблено лише щодо об’єктів основного виробництва. Реконструкція допоміжних систем і устаткування не розглядалася.

Слід констатувати, що в перших двох групах за всіх заданих рівнів цін на енергоносії (з відповідним співвідношенням між цінами на природний газ та електроенергію) питомі показники за варіантом переобладнання компресорних станцій на електропривід гірші за варіант впровадження газотурбінного приводу з використанням обладнання вітчизняних виробників. Стосовно третьої групи компресорних станцій (Красилів, Тернопіль і Рогатин) із зростанням цін на енергоносії питомі витрати стають однаковими, а щодо компресорної станції Бердичів — за всіх рівнів цін електропривід є більш привабливим.

Таким чином, у разі подальшої проробки питань застосування електроприводу необхідно звернути увагу передусім на компресорні станції третьої та другої групи.

Водночас потрібно враховувати таке. Як випливає з експертних оцінок, для того щоб впровадження електроприводу на компресорних станціях другої групи конкурувало з газотурбінним приводом, ціну на електроенергію потрібно зменшити проти прийнятної ціни на третьому рівні на 5—7%.

За можливості такого розв’язання цінової проблеми наступним кроком пропонується визначити два пілотні об’єкти: компресорну станцію Бердичів на газопроводі Київ — Захід України та на вибір компресорну станцію Кременчук або Тальне на газопроводі «Союз» для детальнішого вивчення впливу різних факторів при застосуванні електроприводу,
в т. ч. основного питання — взаємодії з енергосистемами та їх витратами, а також можливості впливу на регулятивну цінову політику в галузі енергетики.

Довідково:

Обсяги вивільнення паливного газу в результаті впровадження електроприводу:

— по третій групі компресорних станцій на газопроводі Київ — Захід України (Бердичів, Красилів, Тернопіль і Рогатин) — орієнтовно 250 млн. кубометрів на рік;

— по другій групі — компресорні станції Кременчук і Тальне на газопроводі «Союз», компресорні станції Кіровоградська і Південно-Бузька на газопроводі Єлець—Кременчук—Кривий Ріг, а також компресорні станції Долина і Ромни — від 600 до
700 млн. кубометрів на рік.

Загальний обсяг вивільнення паливного газу за переліченими компресорними станціями становитиме приблизно 900 млн. кубометрів на рік. При цьому витрати електроенергії становитимуть 2951 млн. кВт на рік.

Зазначимо, що окупність інвестицій залежить від встановленої норми дохідності, яка, в свою чергу, регулюється тарифом на транспортування газу. За норми дохідності на рівні 15% розрахунковий термін окупності становитиме орієнтовно 10 років.