Новости

В Москве прошло 40-е заседание Электроэнергетического совета СНГ.24.10.2011

Государственный заказ

Российским энергомощностям необходима модернизация, уверяют эксперты рынка и чиновники. По данным Министерства энергетики РФ, энергоемкость валового внутреннего продукта России в два с половиной раза выше среднемирового уровня и в два с половиной-три с половиной раза выше, чем в развитых странах, что напрямую связано с изношенным оборудованием. «Более 90% мощностей действующих электростанций построено еще до 1990 года, это означает, что большой процент оборудования изношен и требует замены», — рассказал начальник отдела модернизации и технологического развития ТЭК Минэнерго Николай Свиридов. Чиновники выступили с инициативой в этой области. У специалистов российских инжиниринговых компаний, также знакомых с ситуацией, есть свое мнение на этот счет. «К настоящему времени износ основных фондов достигает в среднем 60%, а по пессимистичным оценкам — 70%», — говорит Валерий Илюшин, заместитель генерального директора ОАО «ВО „Технопромэкспорт“» по России.

Государство знает о существующем положении и даже намерено бороться с этой ситуацией. Государственной программой «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности на период до 2020 года» предусмотрены мероприятия по выведению из эксплуатации старых неэффективных мощностей, оборудования, установок, внедрению инновационных технологий и нового прогрессивного оборудования во всех отраслях российской экономики. В программе закреплен и целый ряд мер, которые должны принимать при техническом перевооружении действующих электростанций. Как сообщили в Минэнерго, речь идет о выводе из эксплуатации неэкономичного, выработавшего моральный и физический ресурс паросилового оборудования газовых тепловых электростанций и замещение его новыми установками с использованием газотурбинных и парогазовых технологий, модернизация и реконструкция действующих конденсационных и теплофикационных установок и станций с использованием современного энергоэффективного оборудования. Кроме того, в рамках государственной программы планируется вывод из эксплуатации морально и физически устаревшего оборудования с низкими параметрами пара угольных тепловых электростанций, замещение его новыми установками с использованием эффективных экологически чистых угольных технологий, модернизация и реконструкция действующих конденсационных и теплофикационных агрегатов с целью повышения их энергетической эффективности.

Все эти меры, по мнению чиновников из Минэнерго, должны способствовать повышению уровня годовой экономии первичной энергии в объеме 25,32 млн. тонн условного топлива к концу первого этапа, то есть к 2016 году. И 58,05 млн. тонн условного топлива к концу второго этапа, то есть к 2021 году.

Компании, к бою 

Энергетические компании начали модернизировать свои производства, устанавливая на них новейшее энергоэффективное оборудование. Каждая компания делала это в меру собственных сил. Например, «КЭС-Холдинг», крупнейшая частная компания страны, в рамках программы повышения энергетической эффективности подписала договор на проведение серийной модернизации насосного оборудования электростанций. Данный проект реализуется с применением современного оборудования и передовых энергосберегающих технологий компании Sulzer (основной акционер которой российская группа «Ренова»). Финансирование производилось из собственных средств ЗАО КЭС и включено в программы ремонтов и технического перевооружения 2010-2014 годов.

В рамках проекта по модернизации энергомощностей компания использовала высококачественное инжиниринговое оборудование. Для этого «КЭС-Холдинг» закупил у инжиниринговой компании «ЭМАльянс» пять котлов-утилизаторов для новых энергоблоков. По условиям заключенных контрактов эти котлы-утилизаторы войдут в состав новых парогазовых установок (ПГУ) на Пермской ТЭЦ-9, Кировской ТЭЦ-3, Ижевской ТЭЦ-1, Новобогословской ТЭЦ, Владимирской ТЭЦ-2. Работа с применением нового оборудования обещает дать превосходный результат. В рамках проекта по реконструкции Пермской ТЭЦ-9 «ЭМАльянс» впервые изготовит котел-утилизатор со специальным дожигающим устройством, аналогов которому сегодня на российском рынке нет. «Применение данной технологии позволит обеспечить стабильные параметры пара, выдаваемые котлом-утилизатором, во всех режимах работы газовой турбины, а также позволит использовать природный газ более эффективно, чем при сжигании в паровых котлах традиционного типа», — говорит президент ОАО «ЭМАльянс» Тимур Авдеенко.

Очевидные парогазовые преимущества

По данным инженерного центра ЕЭС, сейчас до 70% электроэнергии в России производится на ТЭС, работающих как на газе, так и на угле. Для ТЭС, работающих на газе, способ повышения энергоэффектвности — строительство парогазовых установок. Парогазовая установка состоит из двух частей: газотурбинной и паросиловой. По данным специалистов Инженерного центра ЕЭС, образовавшаяся в камере сгорания раскаленная газовая смесь толкает рабочие лопатки газовой турбины. Отработав в газотурбинной установке, эта смесь остается достаточно горячей для генерации в котле-утилизаторе, и она доводит пар до состояния, необходимого для работы во втором рабочем цикле — в паровой турбине. В последние годы в России начали работать дополнительно десять мощных парогазовых энергоблоков по всей стране. Это ТЭЦ-26 «Мосэнерго», ТЭЦ-21 «Мосэнерго», вторая очередь ТЭС «Международная», Шатурская ГРЭС, Сочинская ТЭС, Калининградская ТЭЦ-2, Северо-Западная ТЭЦ, Невинномысская ГРЭС, Ивановские ПГУ (проект Инженерного центра ЕЭС и института «Теплоэлектропроект»), Рязанская ГРЭС. «Экономический эффект от использования парогазовых установок можно продемонстрировать в сравнении с типичным паросиловым блоком. Коэффициент полезного действия обычного паросилового блока составляет около 40%, а КПД ПГУ — около 55%. Следовательно, удельный расход условного топлива обычного энергоблока составит 307 г/кВт ч, а ПГУ — 223 г/кВт ч. Таким образом, достигается экономия топлива в размере 27%, что ведет к снижению конечной стоимости вырабатываемой электроэнергии», — заявил главный инженер ОАО «Институт „Теплоэлектропроект“» Вячеслав Кучеров.

За олимпийскую экологию

Специалисты инжиниринговых компаний тщательно изучили пути модернизации нынешнего оборудования на энергомощностях и пришли к выводу: благодаря переходу на парогазовый цикл снижаются не только расход топлива, общая стоимость, но и количество вредных выбросов в атмосферу. Как сообщили в компании «Технопромэкспорт», реконструкция существующих ТЭЦ с переходом на этот самый парогазовый цикл позволяет вдвое, а в отдельных случаях — даже втрое увеличить выработку электроэнергии на тепловом потреблении. К этому следует добавить, что ТЭЦ обычно расположены рядом с потребителями. Это в итоге позволяет сократить потери при транспортировке электроэнергии приблизительно на 3%, что принесло бы еще дополнительную экономию топлива. Также дополнительным аргументом в пользу централизованного теплоснабжения на основе ТЭЦ является более низкая стоимость тепловой энергии. «Одним из путей, по мнению специалистов компании, является переход на парогазовый цикл», — говорит Валерий Илюшин, заместитель генерального директора ОАО «ВО „Технопромэкспорт“ по России. Эту мысль подтвердили и в Инженерном центре ЕЭС. По мнению специалистов этой компании, ПГУ обладает повышенным КПД — 50-60%. Тогда как КПД паросиловых установок гораздо ниже — 33-45%, а КПД чисто газотурбинных установок еще меньше — 28-42%, да и строят ПГУ всего за один-три года.

Некоторые инжиниринговые компании уже на этапе проектирования генерирующих источников считают необходимым включить в проект энергоэффективные технологии. Одна из таких компаний — «Интертехэлектро». В настоящий момент ее сотрудники участвуют в реализации комплексной программы модернизации системы энергоснабжения Курганской области. Суть программы — увеличение выработки и повышение эффективности производства тепла и электроэнергии в регионе за счет их комбинированной выработки, централизации генерирующих источников и внедрения современных технологий генерации. Эти меры позволят снизить выбросы от выработки энергомощностей в атмосферу. В настоящее время «Интертехэлектро» заканчивает строительство Курганской ТЭЦ-2 с двумя блоками ПГУ общей мощностью 220 МВт, КПД которых по выработке электроэнергии будет составлять 52%. За счет этого в 1,3 раза снижается расход условного топлива на производство энергии по сравнению, например, с расходом ближайшей Курганской ТЭЦ-1. Специалисты компании подсчитали: с эффективностью на 30% выше по сравнению с традиционными паротурбинными станциями. Внедрение технологии парогазового цикла (ПГУ) позволяет свести к минимуму также температурное загрязнение окружающей среды за счет глубокого охлаждения дымовых газов. Кроме того, компания «Интертехэлектро» проектирует и строит генерирующие источники на базе современных газотурбинных установок с низкими выбросами в атмосферу загрязняющих веществ (CO2, NOX).

Признают факт экологичности ПГУ и строители олимпийских объектов Сочи. На местных ТЭС тоже применят когенерацию. Как сообщили в ГК «Олимпстрой», в результате внедрения этих мер уровень выбросов СО2 объектов энергетики Сочи будет снижен на 30%. По мнению Глеба Ватлецова, директора департамента экологического сопровождения ГК «Олимпстрой», применение таких технологий — прекрасный технический ход, ведь газ делает работу электростанций эффективнее и вместе с тем экологичнее. «Газовые турбины значительно эффективнее и экологичнее мазутных и газовых котлов. Помимо соблюдения принципов энергоэффективности эти мероприятия позволят выполнить одно из ключевых обязательств Заявочной книги „Сочи 2014“ по обеспечению нулевого углеродного баланса», — заявил господин Ватлецов.

 

Сравнение российского и мирового уровня параметров энергетического оборудования:

Технология

Отечественная

Зарубежная

Парогазовый цикл

Мощность ГТ 110 МВт, КПД станции до 52%, многовальная компоновка (не вышла из периода ОПЭ)

Мощность ГТ 340 МВт, КПД станции 60%, одновальная компоновка

Угольные паросиловые блоки

Мощность до 500 МВт, КПД до 39%; котлы с ЦКС — до 330 МВт (разрабатываются)

Мощность до 1000 МВт, КПД до 47% (ССКП); котлы с ЦКС — до 460 МВт (находится на стадии монтажа)

Атомные реакторы

ВВЭР -1200 МВт, срок службы 60 лет; на быстрых нейтронах- 800 МВт, строится

Тепловые -1000 (1600) МВт, срок службы 60 лет; на быстрых нейтронах, в разработке

Гидротурбины

Мощность до 720 МВт, напор до700 м; не широкий рабочий интервал

Мощность до 1000 МВт, напор до 700 м; расширенные интервалы регулирования

Источник: Минпромторг.

 

 

- К ленте новостей

Отзывы
и обращения

Контактная информация

+7 (499) 653 66 36

© 2016 «ТЭР-М» Все права защищены.

E-mail: [email protected]