Газовая турбина на угле: уже реальность

ЦИФРЫ

Структура выработки электроэнергии в 2016 году в ЕЭС России:

• ТЭС – 58,6%
  
• АЭС – 18,7%
• ГЭС – 17,0%

Средний КПД паросиловых угольных и газовых ТЭС с учётом износа оборудования – 33–36%.
По данным СО ЕЭС, Минэнерго РФ

– Какие технологии для повышения эффективности угольных ТЭС сейчас наиболее перспективны? Например, есть ли в России парогазовые установки с внутрицикловой газификацией угля (ПГУ с ВЦГ)?

− В России ПГУ с ВЦГ полного цикла нет, есть отдельные элементы разных технологических схем в установках, находящихся на стадии НИР или ОКР. Это опытно-промышленные образцы малой мощности (15–25 МВт). При этом в некоторых странах есть уже промышленные образцы подобного оборудования большой мощности (от 300 МВт), находящиеся в коммерческой эксплуатации. У нас же, согласно утверждённому Минэнерго России в октябре 2016 года прогнозу научно-технологического развития ТЭК, разработка ПГУ с внутрицикловой газификацией угля с КПД до 51–54% намечена лишь в долгосрочной перспективе.

Это весьма перспективные энерготехнологии, которые могли бы потеснить даже современные технологии по прямому сжиганию угля, такие как энерготехнологии на базе ССКП (энергоблоки на суперсверхкритических параметрах пара – с температурой острого пара свыше 585 °C). В мире, в частности в Европе и Китае, сейчас много технологий, базирующихся на ССКП. Это хорошо отработанная технология с КПД 42–45%. В числе её достоинств: повышение эффективности выработки электроэнергии, снижение эксплуатационных расходов, снижение техногенного воздействия на окружающую среду и соответствие самым жёстким экологическим требованиям.

Сейчас передовые компании – лидеры мирового энергетического машиностроения прорабатывают уже «ультрасверхкритику» с выходом к 2024 году на опытно-промышленный образец большой мощности.

В России разработка основного технологического оборудования для угольных электростанций с ультрасверхкритическими параметрами пара (с КПД на уровне 50–53%) также намечена, но в долгосрочной перспективе. Вместе с тем уже сегодня принципиальные технические решения по подобному энергоблоку мощностью 800 МВт разрабатываются при поддержке Минобрнауки России и нашего Фонда «Энергия без границ».

− В чём преимущество технологии ПГУ с ВЦГ?

− ПГУ с ВЦГ отличается от традиционной ПГУ применением в технологической схеме газотурбинной установки, использующей в качестве основного топлива только уголь. Так как газовые турбины способны работать только на газовом и/или жидком топливе, то первоначально уголь в цикле ПГУ с ВЦГ преобразуют в специальных установках (газификаторах) в генераторный газ, в котором в качестве основных компонентов присутствуют водород и монооксид углерода.

Основной интерес к развитию производства электроэнергии за счёт газификации твёрдых видов топлива объясняется тем, что применяемые при этом технологии позволяют существенно снизить экологическую нагрузку от топливосжигающего оборудования (по сравнению с традиционными технологиями сжигания углей). При этом уголь остаётся относительно дешёвым топливом на мировом рынке, запасы которого огромны, и, по некоторым экспертным прогнозам, их хватит ещё на 150–200 лет при текущих объёмах потребления.

Как я уже сказал, в России ведутся исследования и разработка отдельных элементов оборудования ПГУ с ВЦГ в разных технологических схемах. Финансирование этих исследований осуществляется также в основном при поддержке Минобрнауки России и Фонда «Энергия без границ».

В мире ПГУ с ВЦГ насчитывается примерно 15 единиц. Все они уже прошли стадию опытной эксплуатации, и ряд энергоблоков переведен в коммерческую. Тем не менее у них имеются серьёзные проблемы. Первая − это высокие капитальные затраты; вторая связана с вопросами надёжности. Коэффициент надёжности таких установок меньше, чем у энергоблоков на основе традиционных технологий сжигания угля. КПД пока не высок (на большинстве объектов ПГУ с ВЦГ в эксплуатации нетто-эффективность (нетто-КПД) цикла находится на уровне 40%). В современных ПГУ «классического» типа эффективность находится на уровне 55% и выше. Но технологии постоянно развиваются, и вопросы надёжности и повышения КПД ПГУ с ВЦГ уже решаются. В перспективе к 2030 году на ПГУ с ВЦГ планируется получить КПД 55–60%.

Рис. 1. Блок-схема процессов в цикле ПГУ с ВЦГ

− Установки какой мощности в основном эксплуатируются за рубежом? В странах, где они эксплуатируются? Во сколько обойдутся её создание и установка?

− Средняя мощность энергоблоков в мире, реализуемых по этой технологии, около 300–400 МВт. Созданием подобных энергоблоков занимаются консорциумы известных энергомашиностроителей, при адресной финансовой господдержке, наряду с вложением достаточно больших собственных средств компаний – разработчиков оборудования и генерирующих компаний.

Что касается цены вопроса создания отечественной пилотной ПГУ с ВЦГ мощностью 300 МВт. Надо взять стоимость любого реализованного коммерческого проекта ПГУ с ВЦГ мощностью 300 МВт и умножить на пять. Если экспертно принять среднюю стоимость создания 1 МВт реализованного ПГУ с ВЦГ в размере 2,5 млн долларов, то стоимость опытной установки – с учётом проектирования и «доводки до ума» – составит больше 3 млрд долларов. Федеральной программы в России на эту тему нет. Была попытка Минэнерго России ещё в 2010 году поддержать создание блока с ССКП 660 МВт. Стоимость проекта оценивалась в 70 млрд рублей.

− У атомщиков строительство энергоблока мощностью 1 ГВт занимает 6 лет и более. А сколько времени требуется для создания блока с ПГУ?

− На отработанных технологиях − два года.

− У «Роснефти», «Газпрома», «Росатома» есть свои НИИ, которые ведут прикладные исследования и разработки по заказу головных компаний. А кто в тепловой электрогенерации ведёт разработку инновационных технологий – НИИ, частные компании? И есть ли госзаказ?

− В отрасли этим занимаются вузы (МЭИ, Ивановский энергетический институт и др.) и две ведущие организации – ОАО «Всероссийский теплотехнический институт (ВТИ)» и ОАО «Центральный котлотурбинный институт (ЦКТИ)». Кроме того, серьёзную поддержку исследованиям в данной области оказывает РАН, в которой создана специальная комиссия по газовым турбинам. Большой потенциал в области энергетического газотурбостроения имеется у «авиаторов» – Государственного научного центра ЦИАМ, ЦАГИ имени Жуковского. Серьёзные научные и конструкторские силы сосредоточены в Объединенной двигателестроительной корпорации (ОДК), которая, кстати, и занимается модернизацией ГТД-110 М – пока единственной мощной российской газовой турбины.

Стратегией научно-технологического развития ТЭК РФ предусмотрены (правда, пока в долгосрочной перспективе) разработки отечественных ГТУ большой мощности (300 МВт и более), конкурентоспособных на внутреннем и внешних рынках энергетического оборудования, и на их основе – мощных ПГУ предельной эффективности (с КПД до 65–66%), а также гибридных электрогенерирующих установок на основе топливных элементов и ГТУ (ПГУ) с КПД до 70%.

На ближайшее время поставлена задача организации собственного производства высокотехнологичных компонентов ГТУ (турбинных лопаток, элементов камеры сгорания и др.) для обеспечения ремонта установленных газовых турбин средней и большой мощности зарубежного производства.

− Возможно ли, что «Интер РАО» захочет разработать блок на «ультрасверхкритике»?

− Следует понимать, что основной задачей генерирующих компаний и в России, и в мире является прежде всего эффективная эксплуатация действующих активов. От этого зависит надёжное и качественное электроснабжение потребителей, что определяет высокую социальную направленность электроэнергетики.

Разумеется, генерирующие компании тем или иным образом поддерживают энергетическое машиностроение, но они не могут и не должны быть «главными». Сформулировать потребности, заказ, помочь с разработкой технических требований, консультировать по вопросам эксплуатации, предоставить площадку для опробования и доводки оборудования – вот основные формы взаимодействия с компаниями – производителями энергетического оборудования. Кроме того, большую роль в развитии энергомашиностроения играет поддержка государства, которая реализуется через разнообразные механизмы, разработанные Минпромторгом России.

В России в настоящее время существует мощный энергомашиностроительный комплекс, способный решить практически любые задачи по созданию инновационного оборудования, включая и паросиловое оборудование на ультрасверхкритические параметры. Но ведь нельзя не учитывать и рыночные факторы: всё должно окупаться, и мы с вами не должны оплачивать из своих карманов чрезмерную цену за электричество и тепло. А пока «ультрасверхкритика» настолько дорога, что её распространение не планируются даже в странах, где газа нет, а есть только уголь.

Поэтому ни одна генерирующая компания не «не хочет» (следуя вопросу), а, скорее, не заинтересована в стимулировании развития данной технологии, да это и не её бизнес.