Чи допоможуть газові турбіни здолати проблеми енергосистеми України?

Читають: {{ reading || 0 }}Прочитали:{{ views || 2863 }}Коментарів:{{ comments || 0 }}    Рейтинг:(1717)         

Україна - одна з небагатьох європейських країн, що мають значний резерв електрогенеруючих потужностей.У структурі цих потужностей домінують теплові електростанції(ТЭС), на які доводиться майже 66% сукупної встановленої потужності(на атомні енергоблоки - 26%), причому пригнічуюча частина цих потужностей введена в дію ще в 60-70 - е роки минулого століття і до теперішнього часу практично виробила свій ресурс. Періодичний ремонт і модернізація морально застарілих українських теплових електростанцій вимагають значних фінансових витрат, які не вирішують проблеми підвищення надійності енергосистеми країни і зниження забруднення довкілля оксидами вуглецю, сірки і азоту.

Останніми роками особливо негативно на стан теплової енергетики впливає робота в маневровому режимі, що обумовлено "провалом" споживання електроенергії в нічний час(з 23.00 до 6.00). За даними Мінпаливенерго України, нічний надлишок потужностей в Україні складає більше 1100 МВт і має тенденцію до зростання.Для використання цього надлишку і згладжування добового графіку споживання використовуються робота енергоємних промислових підприємств і акумуляція надмірної енергії в нічний час. У Україні застосовуються гідроакумулюючі станції, вироблення теплоти вночі і її використання в денний час. Проте обидва види акумуляції характеризуються значними тепловими і гідравлічними втратами, які можуть досягати 35%.

Тривала експлуатація застарілих теплових електростанцій в маневровому режимі загрожує виходом з ладу енергосистеми України. Щоб запобігти цьому, необхідно забезпечити роботу ТЭС в умовах, близьких до постійного навантаження, тобто використати для покриття дефіциту електроенергії в денний час які - те інші джерела енергії.

Для цієї мети можна використати промислові газові турбіни, добре пристосовані для роботи в маневровому режимі.Газові турбіни є однією з головних складових паливний - енергетичного комплексу багатьох країн світу. Сьогодні більше 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 пылеугольные паротурбінні станції.

Газові турбіни нового покоління мають високий коефіцієнт корисної дії, характеризуються експлуатаційною надійністю, робляться у всьому світі і забезпечені розвиненою системою сервісного обслуговування. Вони при­міняються в широкому діапазоні потужностей, використовуються в черговому режимі(очікування), для покры­тия пікових навантажень, а також при постійному навантаженні.У діапазоні потужностей від 60 до 120 МВт близько 60% газових турбін покривають пікові навантаження, а більше 85% понад­потужні газові турбіни(180 МВт і більше) використовуються для вироблення електроенергії у базовому режимі. Для сучасних енергогазотурбінних установок вартість одного кіловата встановленої потужності складає 400-700 дол., для парогазових - до 1000 дол. В той же час для пылеугольных паротурбінних електростанцій(основних ТЭС) його вартість вже перевищила 1200 дол.

До 2006 року світове виробництво промислових газових турбін характеризувалося деякою нестабільністю. Зростання виробництва в 1996 - м змінився спадом в 1997 - м і зростанням в 1998-2000 роках. З 2006 року розпочинається швидкий підйом світового ринку енергетичного газотурбобудування(див. мал.), що обумовлено виведенням на ринок газових турбін нового покоління.Прогноз на десятирічний період(2006-2015 років) виглядає сприятливим і передбачає швидке зростання виробництва промислових газотурбін різної потужності.

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

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

Другими за об'ємом інвестицій(21,8%, або 31,2млрд. 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. Всього провідні світові енергомашинобудівні компанії зроблять більше 720 газових турбін середньої потужності, у тому числі компанія General Electric - 386 ед., Аlstom - 199 ед. і Rolls - Royce - 63 ед.

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

Україна робить газотурбінні установки простого циклу, які можуть застосовуватися для покриття дефіциту електроенергії в денний час і згладжування навантаження на теплову енергетику. До них відносяться серійні промислові газові турбіни потужністю до 25 МВт, газова турбіна ГТЭ - 60 потужністю 60 МВт(ГП НПКГ "Зоря - Машпроект"), яка буде введена в експлуатацію найближчим часом, а також газова турбіна російський - українського виробництва UGT - 110000 потужністю 114 МВт.Ці турбіни не поступаються західним аналогам по економічності, більше того, установка UGT - 110000 за ваговими характеристиками перевершує зарубіжні газові турбіни: при масі близько 60 тонн її питома вагова характеристика складає тільки 0,52 кг на кіловат встановленої потужності.

У зв'язку з широким використанням газу як паливо економічність газових турбін придбаває особливу важливість. Цей показник важливий для зниження витрати 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 і вуглецю(NOx, Сохнув). Досягнення високої економічності газотурбінних установок пов'язане, в першу чергу, з величиной температури продуктів згорання після камери згорання. Проте при сучасному рівні розвитку матеріалознавства подальше підвищення температури продуктів згорання натрапляє на серйозні труднощі.

Тому останніми роками інтенсивний розвиток отримали газотурбінні установки, працюючі по складному термодинамічному циклу. До таких циклів відносяться регенеративний цикл(теплообмінник - регенератор на виході газової турбіни), цикли з проміжним охолодженням повітря в процесі стискування або з підігріванням продуктів згорання в процесі розширення, подання пари в проточну частину газової турбіни(технологія STIG), подання пари і утилізація води в конденсаторі на виході(технологія "Водо­лей", розроблена в Україні), бінарний повітряний цикл. ІС­користування складних термодинамічних циклів дозволяє підвищити потужність і к.п.д. промисловий­ных газотурбінних установок без істотного збільшення темпера­тури продуктів згорання і за рахунок цього застосовувати перевірені практикою конструкційні матеріали і газотурбінні технології.Освоєння складних циклів пов'язане з ускладненням конструкції, збільшенням вартості виробництва, призводить до додаткових складнощів при експлуатації і технічному обслуговуванні.

Одним з видів складного термодинамічного циклу є комбінований парогазовий цикл, в якому висока температура продуктів згорання на виході з газової турбіни(450-580°С) використовується для генерації пари в котлі - утилізаторі, куди подається паливо, і його подальшого використання в паровій турбіні. Теоретичні основи парогазового циклу були розроблені російським академіком С.Хрис­тиановичем в 50 - е роки ХХ ст., але промислово освоїли технологію в США і Німеччині. Коэффи­циент корисної дії сучасних парогазових установок в широкому діапазоні потужностей складає 40-50%, а в області 400-530МВт досягає 57-60%.Такой високий позитивний ефект обумовлений утилізацією теплоти вихлопних газів за газовою турбіною в котлі - утилізаторі, збільшенням витрати робочого тіла через силову турбіну і підвищенням працездатності робочого тіла. Окрім високої економічності, парогазова установка відповідає жорстким екологічним вимогам по рівню викидів оксидів азоту і вуглецю, які майже удвічі менше, ніж при використанні пылеугольных технологій.

Україна має власні розробки в області парогазових установок середньої і великої потужності, які можуть бути використані для покриття пікових навантажень. Серійна парогазова установка виробництва ГП НПКГ "Зо­ря - Машпроект" потужністю 70 МВт (к.п.д. 48,5%) і російський - українська ПГУ - 162 потужністю 162 МВт (к.п.д. 50%) не поступаються по економічності зарубіжним аналогам. Потужніший російський - українська ПГУ - 325(325 МВт) з к.п.д.52%, експлуатована в Росії, трохи програє зарубіжним газовим турбінам компаній Siemens AG і General Electric, к.п.д. яких для такого діапазону потужності складає 55-57%. Що стосується газотурбінних установок на основі технологій STIG і "Водолій", то одинична потужність серійних українських установок не перевищує 40 МВт, і з цієї причини їх використання для покриття пікових навантажень доки скрутно.

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

Незважаючи на високу економічність, парогазова технологія доки не отримала широкого розвитку в Україні, а її використання обмежується малими потужностями, що не вирішують проблеми згладжування графіку 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. Проте 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 20МВт, в
2008 - м розроблений і знаходиться в початковій стадії проект енергоблока ПГУ - 70 потужністю 74 МВт в м. Калуш Ивано - Франковской області.Дещо раніше були розроблені, але доки не реалізовані проекти ПГЭС - 240(240 МВт) в
м. Ізмаїл Одеської області і ПГУ - 360(360 МВт) в Одесі.

Дуже перспективно для України використання ПГУ в металургійному комплексі, де власна потреба в електроенергії складає до 2000 МВт, причому частина цієї потужності використовується в денний час. За даними ГП НПКГ "Зоря - Машпроект", утилізація теплоти доменного газу при використанні парогазових установок ПГУ - 150 потужністю 150 МВт дозволить не лише підвищити к.п.д. утилізації з 10-12%(паротурбінний блок) до 40-45%, але і зробити в масштабі України до 2,0 ГВт.годинника електроенергії, які можуть бути спрямовані на власні потреби металургії. Це допоможе істотно понизити навантаження на теплову енергетику.

Алчевский меткомбінат нещодавно почав будівництво трьох парогазових установок на доменному газі потужністю 150 МВт кожна фірми Mitsubishi(вартість будівництва - близько 480 млн. дол.). Проте розрахунки, виконані в ГП НПКГ "Зоря, - Машпроект", показують, що привабливішим з економічної точки зору є проект створення української ПГУ - 150 на основі газотурбінної установки(ГТУ) UGT - 110000, який може бути реалізований впродовж двох - трьох років.

Ще одним важливим напрямом використання ПГУ - 150 являється нафтопереробний комплекс України. При освоєнні технології глибокої переробки нафти утилізація відходів нафтопереробних заводів України дозволить зробити майже 1,5 ГВт.годинника електроенергії, які можуть бути спрямовані на згладжування графіку денного споживання електроенергії.

У Росії, де знос електростанцій складає близько 60%, парогазову технологію стали впроваджувати нещодавно, що пов'язано з великими капзатратами на освоєння технології(близько 30 млрд. дол.). Згідно з проектами реконструкції і нового будівництва енергооб'єктів в Росії в 2008-2012 роках заплановано введення 20 енергоблоків ПГУ - 400 на природному газі на основі газотурбінної установки потужністю 270 МВт.

Перша в сучасній Росії промислова електростанція, що використовує парогазовий цикл, була введена в дію в 2002 році у ВАТ "Північно - Західна ТЕЦ - 3"(Санкт - Петербург). У складі енергетичного блоку використані дві газотурбінні установки компанії Siemens AG(V94.2), два котли - утилізатори і парова турбіна російського виробництва. Наступна ПГУ - 450 з двома газотурбінними установками російського виробництва потужністю по 160 МВт, побудованими за ліцензійною угодою з компанією Siemens AG (аналог установки V94.2), введена в експлуатацію у кінці 2005 року у ВАТ "Калінінградська ТЕЦ - 2"(блок №1). Слід також згадати названу вище за російський - українську ПГУ - 325 потужністю
325 МВт, встановлену на Іванів­ской ГРЭС, парогазову установку потужністю 220 МВт на Тюменській ТЕЦ - 1 і два енергоблоки потужністю 39 МВт кожен на Сочинській ТЭС.

У кінці 2006 року були заверше­ны пуско-налагоджувальні роботи і проведено комплексне випробування другого блоку ПГУ - 450 на ВАТ "Сівбі­ро - Західна ТЕЦ - 3" з російськими аналогами газових турбін компанії Siemens AG, а в 2007 - м введений в експлуатацію енергоблок №3 на ТЕЦ - 27 ВАТ "Мосэнерго". Реалізуються проекти парогазових установок потужністю 450 МВт на ТЕЦ - 21 і ТЕЦ - 27 ВАТ "Мосэнерго", Південній ТЕЦ - 22(Санкт - Петербург), де буде використано устаткування тільки російського виробництва.

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

Представлений аналіз показує, що енергетичні газові турбіни середньої і великої потужності можуть послужити альтернативою для покриття дефіциту електроенергії в Україні в денний час і згладжування добового графіку навантаження. Зниження навантаження на застарілу українську теплоенергетику в денний час і її експлуатація в умовах, близьких до постійного навантаження протягом доби, дозволять продовжити ресурс багатьох ТЭС країни.

Для вирішення цієї проблеми сьогодні в Україні є усі умови. Розробляються і робляться конкурентні на світовому ринку газові турбіни простого циклу і парогазові установки малої і середньої потужності, а в кооперації з Росією - ПГУ великої і надвеликої потужності. Зокрема, для покриття денного дефіциту потужності в об'ємі 1100 МВт в Україні необхідно встановити сім ПГУ - 150 сумарною вартістю близько 1 млрд. дол.

При відповідній організації українська енергомашинобудівна промисловість може робити до 80% елементів парогазових установок великої і надвеликої потужності. Хороші перспективи має створення установок, працюючих на низькокалорійних газах - доменному газі і відходах глибокої переробки нафти. Важливого значення для розвитку газотурбобудування набуває розробка промислових газифікаторів вугілля з українських родовищ, що дозволить скоротити споживання природного газу.

Газотурбобудування є наукомісткою галуззю промисловості. Незважаючи на задовільний стан енергетичного газотурбобудування в Україні, для подальшої підтримки його на відповідному рівні і створення нового покоління газових турбін і парогазових установок на їх основі потрібна Національна науково - технічна програма в області енергетичного газотурбобудування. Ця програма нині розробляється Національною академією наук України і провідними конструкторськими організаціями України в області газотурбобудування.

У підготовці статті брали участь: заступник головного інженера ВНИПИТрансГаз(Київ) Д.Костенко, головний конструктор ГП "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. А.Письменный і д.т.н. Б.Билека.

P.S.Автори статті дуже наполегливо переконують в доцільності заміни на електропривод газотурбінного приводу на існуючих компресорних станціях газотранспортної системи України. Тому редакція "Дзеркала тижня" звернулася за коментарем і до Міністерства палива і енергетики. Далі приведена отримана відповідь Мінпаливенерго.

Виходячи з результатів порівняння питомих показників по окремих варіантах переобладнання компресорних станцій, можна визначити вплив на них величини загальних капітальних вкладень в компресорні станції(зокрема, в спорудження об'єктів зовнішнього електрозабезпечення), а також темпів підвищення цін на енергоносії.

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

- перша група компресорних станцій - з найвищим значенням питомих показників при їх переобладнанні на електропривод, в основному за рахунок значних витрат на зовнішнє електрозабезпечення. До цієї групи відносяться компресорні станції Первомайск і Гусятин на газопроводі "Союз" і компресорна станція Заднепровская на газопроводі Єлець - Кременчук - Кривий ріг;

- друга група КС - з середнім значенням питомих показників; це шість компресорних станцій(близько половини розглянутих), зокрема компресорні станції Кременчук і Тальное на газопроводі "Союз", компресорні станції Кіровоградська і Південно - Бужская на газопроводі Єлець - Кременчук - Кривий ріг, а також компресорні станції Долина і Ромны;

- третя група КС - з найкращими показниками з точки зору конкурентоспроможності в порівнянні з газотурбінним варіантом реконструкцій;це компресорні станції на газопроводі Київ - Захід України(Бердичів, Красилов, Тернопіль і Рогатини).

Оскільки на сьогодні немає вітчизняних виробників електродвигунів потрібної потужності з регулюванням оборотів, розглянутий і проведений порівняльний аналіз технічних характеристик устаткування фірм SIEMENS, ABB і TRANSRESCH, а також їх цінові показники. По попередніх ув'язненнях на етапі дослідження якості виробника електроустаткування для основного варіанту вибрана фірма SIEMENS.

Технічні рішення по варіантах переобладнання компресорних станцій розглянуті в межах технологічної, електротехнічної і архітектурно - будівельною частин, також враховані пропозиції по автоматизації виробництва на основі нової елементної бази. Технічні рішення розроблені тільки відносно об'єктів основного виробництва. Реконструкція допоміжних систем і устаткування не розглядалася.

Слід констатувати, що в перших двох групах при усіх заданих рівнях цін на енергоносії(з відповідним співвідношенням між цінами на природний газ і електроенергію) питомі показники по варіанту переобладнання компресорних станцій на електропривод гірше за варіант впровадження газотурбінного приводу з використанням устаткування вітчизняних виробників. Що ж до третьої групи компресорних станцій(Красилов, Тернопіль і Рогатини), то із зростанням цін на енергоносії питомі витрати вирівнюються, а відносно компресорній станції Бердичів - при усіх рівнях цін електропривод привабливіший.

Таким чином, у разі подальшого опрацювання питань застосування електроприводу необхідно звернути увагу передусім на компресорні станції третьої і другої групи.

В той же час треба врахувати наступне.Як випливає з експертних оцінок, 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%.

При нагоді таким чином розв'язати цінову проблему наступним кроком пропонується визначити два пілотні об'єкти: компресорну станцію Бердичів на газопроводі Київ - Захід України і на вибір компресорну станцію Кременчук або Тальное на газопроводі "Союз" для детальнішого вивчення впливу різних чинників при застосуванні електроприводу, в т.ч. основного питання - взаємодії з енергосистемами і їх витратами, а також можливості впливу на регулятивну цінову політику у сфері енергетики.

Для довідки

Об'єми вивільнення паливного газу в результаті впровадження електроприводу :

- по третій групі компресорних станцій на газопроводі Київ - Захід України(Бердичів, Красилов, Тернопіль і Рогатини) - орієнтовно 250 млн. кубометрів в рік;

- по другій групі - компресорні станції Кременчук і Тальное на газопроводі "Союз", компресорні станції Кіровоградська і Південно - Бужская на газопроводі Єлець - Кременчук - Кривий ріг, а також компресорні станції Долина і Ромны - від 600 до 700 млн. кубометрів в рік.

Загальний об'єм вивільнення паливного газу по перерахованих компресорними станціях складе приблизно 900 млн. кубометрів в рік. При цьому витрати електроенергії складатимуть 2951 млн. кВт в рік.

Помітимо, що окупність інвестицій залежить від встановленої норми доходності, яка, у свою чергу, регулюється тарифом на транспортування газу. При нормі доходності на рівні 15% розрахунковий термін окупності складе орієнтовно 10 років.

-


Комментариев: {{total}}


українськийгроші