Электроэнергетика

Электроэнергетика
Электроэнергетика – базовая отрасль российской экономики
Российская электроэнергетика и ее место в мире
Основные этапы развития отечественной электроэнергетики
Структурная перестройка электроэнергетики России в 1990-е годы
Реформирование электроэнергетики в 1998—2008 гг.
Реформирование электроэнергетики в 1998—2008 гг.
Техническая база российской электроэнергетики
Электропередача
Оперативно-диспетчерское управление
Примеры рынков электроэнергии
Особенности розничного рынка электроэнергии США
Уроки, вытекающие из обобщения опыта и функционирования рынков электроэнергии
Синхронная зона ЕЭС/ОЭС
Торгово-экономическое сотрудничество российской электроэнергетики
Реформа электроэнергетики в России
Организация реформирования электроэнергетики
Переход к конкурентным рынкам
Организационно-экономическая структура отрасли электроэнергетики
Операционная деятельность
Применение модели товарно-денежных потоков
Основные субъекты рынка электроэнергии
Распределительные сетевые компании
Организации коммерческой инфраструктуры
АО-энерго - энергосистемы изолированных регионов
Задачи реформирования энергосистем Дальнего Востока
Система государственного регулирования в электроэнергетике
Сфера и методы тарифного регулирования в современной электроэнергетике
Стимулирующее регулирование
Система регулируемых тарифов в российской электроэнергетике
Тарифы на услуги по передаче электрической энергии
Недискриминационный доступ к услугам естественных монополий
Антимонопольное регулирование рынка электроэнергии
Методы антимонопольного регулирования
Прогнозирование и проектирование развития электроэнергетики
Системное проектирование электроэнергетики
Система рынков в электроэнергетике
Основы построения оптового и розничных рынков
Узловое ценообразование
Балансирующий рынок
Рынок мощности
Рынок системных услуг
Финансовые права на передачу
Розничный рынок электрической энергии
Особенности оптового рынка в российской электроэнергетике
Особенности российского розничного рынка электроэнергии
Рынки сервисов
Рынок тепловой энергии и его взаимосвязь с рынком электроэнергии
Особенности рынков тепловой энергии в России
Управление надежностью в электроэнергетике
Обеспечение надежности Механизмы управления надежностью
Рынок системных услуг и основные направления повышения надежности
Атомная энергетика
Атомная энергетика занимает важное место в энергетике России.
Экологические проблемы эксплуатации АЭС
Концепция экологической безопасности АЭС
Природоохранные технологии на АЭС
Отработаное ядерное топливо
Демонтаж АЭС по окончании ее нормальной эксплуатации
Геотермальная энергетика
Электромашиностроение и электротехника
Особенности экологических проблем ТЭС и ГЭС, пути их решения
Проблема эмиссии парниковых газов

Техническая база российской электроэнергетики

Устойчивый рост потребления электрической и тепловой энергии, стремительный рост цен на энергоносители, повышение экологических требований требуют особенно тщательно оценивать существующие производственные возможности предприятий отрасли, их способность надежно и эффективно обеспечивать растущий спрос на электроэнергию и тепло. Только на этой основе следует определять реальные масштабы необходимого развития электроэнергетики.

Генерация


Суммарная установленная мощность электростанций России составила в 2006 году 221,4 млн.кВт, из которых на ТЭС установлено 151,5 млн.кВт, на ГЭС и ГАЭС – 46,1 млн.кВт, на АЭС – 23,7 млн.кВт, а ее структура показана на рис. 1.4.1.

Рис. 1.4.1. Структура установленной мощности электростанций России (построено по данным официального издания "Российский статистический ежегодник", М., Росстат, 2007, стр. 441)

Рассматривая техническую политику в теплоэнергетике, следует выделить генерацию на основе природного газа и генерацию на основе жидкого и твердого топлива.

Генерацией на основе природного газа будем называть производство электроэнергии на тепловых электростанциях, в качестве топлива использующих природный газ. В России природный газ сжигают в котлах КЭС и ТЭЦ с использованием традиционных морально, а зачастую и физически устаревших паросиловых установок. Несмотря на определенный прогресс в строительстве парогазовых установок (ПГУ), доля выработки электроэнергии на них в России находится на уровне менее 1 %.

Эффективность использования природного газа в упомянутых паросиловых установках крайне низка по сравнению с достигнутым мировым уровнем. Лучшие конденсационные энергоблоки ТЭС России на сверхкритические параметры пара 23,5 МПа/540 /540 °С, использующие природный газ в качестве топлива, имеют КПД всего 40—41 %, а среднее его значение на конденсационных блоках составляет 37—38 %.

Кардинальный метод решения энергетической проблемы для европейской части России, где в основном используется природный газ, — внедрение парогазовых технологий. В зарубежной теплоэнергетике, использующей природный или сжиженный газ (например, в Японии), 20—25 лет назад начался планомерный переход к освоению и использованию парогазовых технологий. В настоящее время в США, Германии, Великобритании, Дании, Японии, в развивающихся странах природный газ, за редким исключением, используют только для парогазовых установок, имеющих КПД на уровне 52—58 %.

В табл. 1.4.1 представлены данные по современным газотурбинным установкам (ГТУ), предлагаемым зарубежными производителями для их использования в составе ПГУ. В настоящее время полностью освоенными за рубежом можно считать ГТУ поколения F и ее продвинутые варианты (ГТУ поколений FA и FB). На ее основе строят самые мощные и современные ГТУ и ПГУ четыре зарубежных производителя: Дженерал Электрик, Сименс, Мицубиси и Альстом. Среди них по достигнутому техническому уровню, по части референций, и по перспективным разработкам впереди Дженерал Электрик. Как видно из таблицы, КПД газовых турбин этого поколения составляет 38—38,5 %, а электрическая мощность 255—280 МВт. В большинстве этих ГТУ используется простой термодинамический цикл, а высокий уровень экономичности достигнут за счет повышения начальной температуры газов до 1400 °С (перед проточной частью газовой турбины) с обеспечивающей допустимые вредные выбросы оксидов азота. Исключение составляет газовая турбина GT26 фирмы Альстом, в которой существенное повышение экономичности достигнуто усложнением термодинамического цикла – введением промежуточного подвода теплоты. Высокая начальная температура и близкая к оптимальной степень сжатия воздуха в компрессоре рассматриваемых ГТУ позволили обеспечить высокую температуру уходящих газов, составляющую 580 – 610ºС. Это дало возможность реализовать паротурбинный цикл с промежуточным перегревом, по температурам, практически не отличающийся от температур традиционного паротурбинного цикла с докритическим давлением, что способствовало созданию экономичной паротурбинной установки для работы в составе ПГУ.

Таблица 1.4.1

Основные технико-экономические показатели современных ГТУ и одновальных ПГУ-КЭС на их базе (частота вращения 50 об/с)

 

Показатель

Сименс

Мицубиси

Дженерал Электрик

Альстом

SGT5-4000F

M701F

M701G2

MS9001FA

MS9001FB

MS9001H

GT-26

Газотурбинная установка

 

 

 

 

 

 

 

Электрическая мощность, МВт

278

270

334

255,6

~268,4

320

240

Электрический КПД, %

38,5

38,2

39,5

36,9

~37,9

 

37,8

Расход воздуха через компрессор, кг/с

671

651

737

624

 

685

 

Степень сжатия компрессора

15,7

17

21

15,4

 

23

30

Температура уходящих газов, °С

582

586

587

609

 

 

610

Вредные выбросы, ppm

< 25

< 25

< 25

< 25

< 25

9

 

Число изготовленных (заказанных) ГТУ

66 (26)

66

1 (7)

 

 

 

 

Парогазовая установка

 

 

 

 

 

 

 

Электрическая мощность, МВт

406

398

489

390,8

412,9

480

365

Электрический КПД, %

57,7

57,0

58,7

56,7

58,0

60

58,5

 

Газовые турбины поколения F перечисленных производителей хорошо освоены и проверены практикой эксплуатации. В России не производятся ГТУ рассмотренного класса мощности и экономичности. Газовая турбина ГТЭ-160 ЛМЗ мощностью 160 МВт, выпускаемая ЛМЗ по лицензии фирмы Сименс (единственная ГТУ, которая сегодня может производиться в России серийно), имеет начальную температуру на уровне 1060 °С и КПД на уровне 34,5%. ГТУ-110 «Сатурн», проект которой разработан КБ «Машпроект» (Украина, г. Николаев), после длительных испытаний и доработок запущена в производство, и первые два ее экземпляра будут установлены в составе конденсационного дубль-блока ПГУ-325 на Ивановской ГРЭС.

Отсутствие в России производства мощных и экономичных ГТУ вовсе не означает, что для газовых турбин ГТЭ-160 и ГТЭ-110 нет своей области использования. Эти турбины должны использоваться при строительстве ПГУ-ТЭЦ, особенно в холодных районах России. Большую часть года они будут работать в теплофикационном режиме, при котором реализуется комбинированная выработка электрической и тепловой энергии, основной показатель которой — коэффициент полезного использования теплоты топлива, достигающий в таких установках 82—85 %. Даже при работе в конденсационном режиме они будут иметь КПД на уровне 52 %, что, конечно, ниже, чем экономичность зарубежных аналогов, но существенно выше КПД работающих паросиловых энергоблоков России. К тому же выработка электроэнергии на тепловом потреблении у них примерно вдвое выше, чем у традиционных ТЭЦ.

Вторая область использования этих газовых турбин — создание простых дешевых одновальных маневренных ПГУ для покрытия суточной неравномерности графиков электрической нагрузки. Создаваемые генерирующие компании используют на своих ТЭС изношенное и устаревшее оборудование. Значительное число АЭС и ТЭЦ в европейской части России испытывают все большие трудности в покрытии переменной части графика. Поэтому такие установки будут достаточно рентабельными, тем более что цены на пиковую электроэнергию будут неизбежно выше, чем на электроэнергию, вырабатываемую базовыми энергоблоками.

Третья область использования ПГУ с этими энергоблоками — удаленные районы с умеренным электропотреблением и слабыми линиями связи с единой энергосистемой. Строительство и обслуживание ЛЭП здесь менее целесообразно, чем сооружение дешевых, хотя относительно и менее экономичных ПГУ. По-видимому, в ближайшие 15—20 лет одновальные ПГУ мощность 170 и 230 МВт, построенные соответственно на базе ГТЭ-110 и ГТЭ-160, будут востребованы для средних городов России, особенно при строительстве ПГУ-ТЭЦ. К сожалению, несмотря на то, что необходимость в одновальных ПГУ-230 и ПГУ-170 очевидна, в России отсутствуют полноценные конструктивные проработки основного оборудования этих энергоблоков: паровых турбин и котлов-утилизаторов.

Основное направление развития теплоэнергетики, базирующейся на использовании твердых топлив, — разработка и строительство мощных пылеугольных энергоблоков на суперсверхкритические параметры пара.

За рубежом работают демонстрационные энергетические установки с различными методами газификации и последующего использования полученного газообразного топлива в парогазовых циклах. Но расчеты и опыт их эксплуатации показывают, что принципиально их экономичность не может быть сравнимой с экономичностью парогазового цикла на природном газе. В среднем КПД нетто таких ТЭС может быть оценен в 41—45 %. Стоимость 1 кВт установленной мощности оказывается в 1,5—2 раза выше, чем его стоимость на традиционной ТЭС. Работы по рациональному использованию твердых топлив на основе технологий газификации, прямого сжигания в кипящем слое под давлением с использованием продуктов сгорания в газовой турбине после соответствующей очистки, безусловно, важны для далекой перспективы. Однако наиболее целесообразный способ использования твердых топлив энергетике — создание мощных энергоблоков на суперсверхкритических параметрах пара (ССКПП).

В Японии и Западной Европе (в первую очередь в Германии и Дании) вводятся пылеугольные энергоблоки мощностью 400—1100 МВт на начальное давление пара 25—27 МПа и температуру свежего и вторично перегретого пара 580—610 °С. Их КПД нетто, несмотря на все проблемы сжигания твердых топлив, необходимость в сероочистке и повышенных затратах электроэнергии на собственные нужды, достигает 45,0—45,5 %.

В рамках Евросоюза поставлена задача в течение 10 лет выполнить разработку профиля энергоблока на давление 37,5 МПа. КПД такого энергоблока в зависимости от типа топлива и климатических условий должен составлять 52—55 % (большие значения относятся к природному газу и более низкой температуре охлаждающей воды). Реализация этого проекта требует решения многих сложных проблем. Масштабы затрат и научные силы, направленные на его реализацию, говорят о том, что освоение ССКПП в настоящее время — это основной метод освоения твердых топлив энергетике.

Главная причина серьезного отставания в освоении ССКПП в России лежит в плоскости экономики. Использование ССКПП рентабельно только при достаточно дорогом топливе, когда затраты на их освоение и строительство реального энергоблока на ССКПП смогут достаточно быстро окупиться экономией затрат на топливо при эксплуатации. Это объясняет почему интерес к развитию пылеугольных ТЭС на ССКПП в Европе гораздо больше, чем в США, где твердое топливо дешевле. В России до последнего времени топливо всегда было сравнительно дешевым. Однако его удорожание, дефицит ресурсов газообразного топлива приведут к необходимости освоения ССКПП на пылеугольных ТЭС.

Генерация на основе жидкого топлива (мазута) используется либо на удаленных ТЭС и ТЭЦ (для них доставка жидкого топлива наиболее рентабельна), либо как резервное топливо при ограничении газоснабжения, например, в холодное зимнее время.

Атомная и традиционная энергетикаю Экологические проблемы