Техническая стратегия обновления теплоэнергетики России

В России для энергоблока ПГУ-450Т КИТ летом составляет около 50 %, зимой - 80 %, а в среднем за год - 66 %.Обосновывая срочную необходимость строительства производственно-энергетических установок с ГТЭ-160, стоит отметить, что в России еще на длительный период будет доступен относительно дешевый природный газ. Даже при не самом высоком КПД (50-52 %), такие установки будут рентабельными для энергетики России.Одним из возможных вопросов по эффективности производственно-энергетических установок с ГТЭ-160 является значительное количество закупаемых за рубежом деталей, включая охлаждаемые лопатки газовой турбины. Однако большинство зарубежных компаний, занимающихся производством газотурбинных установок, также используют услуги специализированных предприятий для производства охлаждаемых лопаток. Есть надежда, что изношенные детали современных и будущих установок будут постепенно заменяться деталями отечественного производства.После запуска первого энергоблока ПГУ-450Т с КПД 50-52%, возникает необходимость в возведении более экономичного ПГУ с еще более высоким КПД (54-56% или 57-58%) с использованием ГТУ с эффективностью 36-36,5% или даже 38-38,5%. В настоящее время эти ГТУ придется закупать за рубежом. Решение уже принято о строительстве нескольких таких ПГУ в Москве (трехконтурных с промежуточным перегревом и газотурбинной установкой мощностью 280-290 МВт и температурой уходящих газов 580-620°С).Однако российская теплоэнергетика, которой предстоит заменить примерно 100 миллионов киловатт установленной мощности в ближайшие 15-20 лет, не должна использовать иностранное оборудование в целом и иностранные ГТУ в частности. Это мнение основано не на патриотизме или энергетической безопасности (хотя они важны), а просто на экономических соображениях: обслуживание, ремонт, замена деталей и сервис будут значительно дешевле для отечественной энергетики, чем для иностранной.Первой реальной современной высокотемпературной отечественной ГТУ, которая будет широко использоваться в энергетике России, включая ПГУ, можно считать ГТЭ-110 мощностью 110 МВт. ГТУ разработана НПП «Машнроект», и первый экземпляр был изготовлен в 1998 году в кооперации НПП «Машпроект» и ОАО «Рыбинские Моторы». Результаты испытаний на специальном стенде в Украине подтвердили правильность конструктивных решений. Еще два экземпляра ГТЭ-110 изготовлены НПО «Сатурн» и установлены на ПГУ-325 Ивановской ГРЭС, которая была запущена в августе 2007 года.Конструкция ГТЭ-110 базируется на опыте создания судовых ГТУ, отличительной чертой которых является компактность, тонкие диски и др., что позволяет значительно снизить массу ГТУ, которая не превышает 50 тонн.ГТУ выполнена по простой термодинамической схеме с двухопорным ротором, объединяющим роторы компрессора и турбины, опирающимся на два опорных подшипника. Камера сгорания позволяет работать как на газе, так и на жидком топливе. Турбина имеет четыре ступени, с охлаждением лопаток.В декабре 2001 г.—январе 2002 г. выполнены комплексные 72-часовые испытания второго экземпляра ГТУ при работе на жидком топливе. Было проведено более 20 пусков с последовательным нагружением от минимальной до максимальной нагрузок. Максимальная нагрузка составила 114 МВт, а достигнутый КПД — 34,6 %. Ревизия ГТУ после испытаний выявила значительное число дефектов элементов пламенных труб, сопловых и рабочих лопаток турбины, являющихся следствием литейных дефектов из-за недостаточно отработанной технологии литья, а также нештатной работы пламенных труб с превышением температуры. В ноябре 2003 г. были проведены испытания и ГТУ принята в опытно- промышленную эксплуатацию. Можно быть уверенным, что в ближайшее время ГТЭ-110 будет доведена до необходимой степени надежности.2.3 Проблемы и перспективы создания российских паротурбинных энергоблоков нового поколенияОсновной стратегической задачей развития теплоэнергетики, оперирующей с использованием твердого топлива, является разработка нового поколения паротурбинных энергоблоков с использованием сверхкритического пара. Для повышения параметров пара необходимо решение ряда основных научно-технологических проблем.Одной из главных задач является обеспечение длительного срока службы элементов энергоблока, таких как высокотемпературные роторы турбины, пароперегреватели и коллекторы пароперегревателей котлов, паропроводы и обшивка арматуры.Создание котлов с использованием сверхкритического пара не является новинкой для отечественного энергомашиностроения. В 1949 году в России была запущена первая в мире промышленная установка с производительностью пара 12 тонн в час, на давлении 30 МПа и температуре перегретого пара 600 °C, с последующим увеличением температуры до 650 °C.В середине 50-60-х годов XX века в мире уже существовало несколько действующих промышленных и полупромышленных установок с начальными давлениями 24,7–36 МПа и температурами основного и промежуточного перегрева пара соответственно 565–649, 530–593 °C. Однако из-за высокой стоимости, низкой надежности, ограниченной маневренности и сильной конкуренции со стороны атомной энергетики внедрение сверхкритического пара в практику не получило широкого распространения.К концу 80-х годов ситуация начала меняться. Были достигнуты значительные успехи в разработке материалов с хорошими пластическими и прочностными характеристиками. Высокая маневренность котлов была достигнута за счет определенных режимов и конструктивных изменений.Энергоблоки при низких нагрузках начали работать в режиме скользящего давления. Это позволило увеличить экономичность при запусках и остановках, а также способствовало повышению надежности работы поверхностей нагрева металла. Переход на скользящие параметры позволил снизить расход топлива на 1–2 %.Режим работы с низким давлением связан с появлением двухфазного потока в экранах топочной камеры при пониженных нагрузках. Из-за этого для уменьшения тепловых расширений в зарубежных котлах отказались от использования меандровых и подъемно-горизонтальных экранов в нижней радиационной части, а также вертикальных многоходовых экранов с обогревом на подъемных участках и перешли на подъемно-ленточную навивку. Экраны топок прямоточных котлов стали делаться из двух частей — спиральноленточной навивки в нижней части и вертикальных экранов с обогревом на подъемных участках в верхней части. Температура газов на выходе из этих экранов при номинальной нагрузке составляет 420—440 °C.Введение нового подхода к проектированию котлов на скользящем давлении компанией Mitsubishi в последние годы стало важным шагом. Он предполагает использование цельносварных экранов из труб с внутренним оребрением вместо спиральных навивок в нижней радиационной части, что позволяет расширить диапазон регулирования и повысить надежность. Эта конструкция снижает затраты на производство котла и обладает определенными эксплуатационными преимуществами. Применение труб с внутренним оребрением позволяет избежать ухудшения теплообмена даже при низких нагрузках.Увеличение эффективности энергоблоков на скользящем давлении способствует уменьшению теплового воздействия на окружающую среду и сокращению выбросов вредных веществ в атмосферу. ЗАКЛЮЧЕНИЕИсследование указывает на то, что продолжение текущего пути развития теплоэнергетики без внедрения продвинутых технологий не обеспечит существенного роста энергетической эффективности сектора. Даже при совершенствовании существующих генерирующих мощностей, удельное потребление топлива для производства электроэнергии уменьшится только незначительно.Расчеты демонстрируют возможность перехода на более эффективную и энергосберегающую модель в теплоэнергетике, при этом потребуется до 2035 года изменить программу модернизации электростанций с установкой нового оборудования.Анализ показал, что для достижения экономии топлива на электростанциях необходимо увеличить долю новых мощностей примерно на 10% и вложить значительные финансовые средства. Затраты на модернизацию теплоэнергетики до 2035 года могут возрасти на 32-45%.Достижение поставленных целей будет зависеть от серийного производства современного оборудования, в частности газовых турбин.Экономические расчеты подтверждают, что реализация программы инвестиций в технологическую перестройку теплоэнергетики не вызовет значительного роста цен, если цены на газ будут следовать уровню инфляции и стоимость нового оборудования будет снижаться. Себестоимость производства электроэнергии увеличится незначительно выше инфляции, хотя в определенные периоды может быть значительное увеличение.СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫРешетов В.И. Единая энергетическая система России на рубеже веков: Современное состояние и перспективы развития / В.И. Решетов, В.А. Семенов, Н.В. Лисицын. М. : Изд-во НЦ ЭНАС, 2002.Лебедев А.С. ГТЭ-150 достигла проектных показателей / А.С. Лебедев // Петербург индустриальный. 1999. № 16. С. 19—21.Романов В.И. ГТД -ПО — от проекта к реальности / В. Романов, В. Межибовский // Газотурбинные технологии. 2000. № 6. С. 8—12.Ольховский Г.Г. Перспективы использования ГТЭ-110 в тепловой энергетике / Г.Г. Ольховский, П.А. Березинец // Газотурбинные технологии. 2000. № 6. С. 14—19.Трухний А.Д. Основные научные проблемы создания паротурбинных установок для энергоблоков нового поколения / А.Д. Трухний, Б.М. Трояновский, А.Г. Костюк // Теплоэнергетика. Ч. I : 2000. № 6. С. 13—19. Ч. И : 2000. № 11. С. 2—9.Сироткин О. Перспективы рынка наукоемкой продукции// Инженерная газета. 1999. № 19—20, 26.Стратегия научно-технологического прорыва / Под ред. Ю. В. Яковца, О. М. Юня. М.: МФК, 2001.Твисс В. Управление научно-техническими нововведениями. М.: Эко номика, 1989.Теплоснабжение // www.rao-ees.ru/sevzapenerQo/teplo-aktТрифилова А.А. Управление инновационным развитием предприятия. М.: ФиС. 2019 г. 176 с.Узяков М.Н. Трансформация российской экономики и возможности экономического роста. -М.: Ин-т народнохозяйственного прогнозирования РАН. -2020.