Как Вы оцениваете перспективы газовой электрогенерации в нашей стране?
Россия занимает первое место в мире по запасам природного газа (примерно 19% от общего количества), вторые по добыче (17%) и его потреблению (11,3%). Приблизительно 32–33% природного газа, используемого на внутреннем рынке нашей страны, приходится на сектор электроэнергетики. Суммарная мощность энергоустановок, работающих на газе и жидком топливе, сейчас находится на уровне 123 ГВт. Таким образом, можно констатировать, что природный газ уже является основным первичным источником энергии для российской электроэнергетики с долей более 49%, и его доля будет только возрастать.
Суммарная мощность ГТУ и ПГУ в нашей стране уже сейчас составляет одну пятую часть всех ТЭС (примерно 34 ГВт). Считаете ли Вы, что эта доля в последующие годы будет возрастать?
Строительство парогазовых и газотурбинных установок началось относительно недавно: в начале XXI века. Активный ввод их в эксплуатацию наблюдался в 2010-х г.г. Сейчас на фоне обострения международной обстановки сложно рассчитывать на дальнейшее широкомасштабное строительство ПГУ в нашей стране. Поэтому в последние годы, из-за вывода из эксплуатации некоторых ГТУ, отмечается даже некоторый спад суммарной установленной мощности ГТУ и ПГУ.
Следует отметить, что в России газовые турбины большой мощности до настоящего момента фактически не производились, и почти все ПГУ создавались с использованием импортного оборудования. К сожалению, только сейчас определена необходимость выпуска газовых турбин на территории нашей страны: в рамках КОММод-ГТУ намечено строительство головных ПГУ с отечественными турбинами. Однако их пуск в эксплуатацию намечен только на 2027 – 2028 гг., а общая мощность составит всего лишь 1,6 ГВт. Исходя из этого, можно сделать вывод, что, скорее всего, суммарная мощность ГТУ и ПГУ в нашей стране в ближайшие годы останется на прежнем уровне.
Тогда с чем Вы связываете перспективы замещения устаревшего оборудования на газовых ТЭС?
Следует отметить, что природный газ начали использовать на отечественных ТЭС с конца 50-х годов прошлого века, и уже тогда, в 1958 – 1960 гг., на ТЭС в Шатске были смонтированы первые отечественные газовые турбины мощностью по 12 МВт. Но в дальнейшем газотурбинные электростанции не получили широкого распространения в нашей стране по причине малой мощности и низкой эффективности производимых газовых турбин. Основное внимание в то время было уделено созданию и строительству паросиловых газомазутных установок. Первый относительно крупный газомазутный дубль-блок мощностью 200 МВт был запущен в эксплуатацию на Заинской ГРЭС в 1963 г. А уже в 80-х годах прошлого века начали осваивать мощные энергоблоки 800 МВт на Рязанской ГРЭС и 1200 МВт на Костромской ГРЭС.
К сожалению, с начала 90-х годов прошлого века газомазутные энергоблоки в нашей стране фактически не строились. В этот период были запущены в работу лишь два блока мощностью 800 МВт на Нижневартовской ГРЭС (в 1993 и 2003 гг. соответственно).
Тем не менее, накопленный опыт проектирования, изготовления, освоения и широкомасштабного внедрения газомазутных ПСУ позволяет рассмотреть вопрос создания современного паросилового высокоэффективного газомазутного энергоблока на суперсверхкритические параметры (ССКП) пара (28–30 МПа; 620°С) мощностью 660 МВт с низкими удельными выбросами загрязняющих веществ (на уровне европейских требований и значительно ниже регламентируемых российским законодательством). Именно с такими блоками я связываю перспективы замещения устаревшего оборудования на газовых ТЭС.
Чем обусловлен выбор мощности этого блока, ведь на наших ТЭС эксплуатируется в основном блоки 200 и 300 МВт?
Расчетные оценки показывают, что для давления свежего пара перед турбиной выше 28 МПа мощность блока должна составлять более 500 МВт. Дело в том, что при переходе со стандартных сверхкритических параметров на суперсверхкритические удельный расход тепла на турбину снижается на 2–2,5%. При неизменной мощности блока уменьшение удельного объема пара приведет к снижению высоты лопаток первых ступеней турбины и к увеличению потерь пара через уплотнения. В результате этого снижается внутренний относительный КПД цилиндра высокого давления, что не приводит к должному повышению экономичности.
Как Вы оцениваете экономичность этого блока, например, в сравнении с ПГУ.
Предлагаемый паросиловой газомазутный блок мощностью 660 МВт за счёт совершенствования термодинамического цикла, оптимизации тепловой схемы, совершенствования основного и вспомогательного оборудования и, главное, повышения параметров пара перед турбиной (давление 28–30 МПа и температура 620°С) позволит получить КПД нетто ~47%.
Энергоблок с такими показателями, полностью изготовленный на российских предприятиях, по сравнению с ПГУ аналогичной мощности, будет не только конкурентно способен по экономическим показателям в расчете на весь жизненный цикл, но и по совокупным затратам может оказаться более предпочтительным для РФ в среднесрочной перспективе.
Известно, что в мире достаточно много энергоблоков с такими высокими параметрами пара. В России блоки ССКП отсутствуют. Как Вы оцениваете возможность производства энергетического оборудования на такие параметры в нашей стране?
Разработка мощного энергоблока на параметры пара до 32 МПа, 620/620°С связана с возможностью использования жаропрочных перлитных сталей. В НПО «ЦНИИТМАШ» разработаны жаропрочные стали для высокотемпературного котельного и паропроводного оборудования с рабочей температурой пара до 650ºС. Для роторов паровых турбин блоков ССКП с рабочей температурой пара до 620ºС освоена в опытно-промышленном производстве хромистая жаропрочная сталь мартенситного класса марки 12Х10В1М1ФБР (аналог зарубежной стали Е911).
Каким еще требованиям должен удовлетворять современный газомазутный энергоблок?
Создаваемый газомазутный энергоблок помимо высоких технико-экономических показателей должен отвечать современным требованиям по маневренности и быть экологически безопасным для окружающей среды, прежде всего, с точки зрения выбросов в атмосферу загрязняющих веществ с дымовыми газами.
Есть ли в России какой-нибудь научно-технический задел для создания отечественного газомазутного блока ССКП?
В РФ накоплен достаточно большой опыт по эксплуатации блоков СКД, который может быть использован при создании высокоманевренного блока ССКП. Например, в результате расчетно-аналитических и экспериментальных исследований гидравлики экранов различных компоновок, промышленных испытаний и проведенных реконструкций на газомазутных энергоблоках СКД мощностью 300–800 МВт были внедрены режимы разгрузки на скользящем давлении в диапазоне 100–40%.
Эти и другие работы дают основание считать, что применяемые технические решения на существующих энергоблоках СКД можно использовать в проектах котлов блоков на суперсверхкритические параметры пара. Накопленный в ОАО «ВТИ» опыт позволит разработать гидравлическую схему пароводяного тракта котла, которая обеспечит разгрузку и пуски на скользящем давлении во всём тракте, а пусковой узел котла обеспечит при пусках надёжную работу поверхностей нагрева пароперегревательной части тракта. Это позволит осуществлять более экономичные пуски энергоблока и работать в широком диапазоне нагрузок: 20–100% от номинальной.
Что касается экологии, то следует сказать следующее. Текущие наработки ВТИ и ряда других организаций в области экологии позволяют добиться снижения выбросов оксидов азота на существующих газовых котлах до значений, удовлетворяющих ГОСТ (125 мг/нм3 при О2 6%), только за счет организации топочного процесса. Создание котла «с нуля» позволит удовлетворить и более жесткие европейские требования (100 мг/нм3 при О2 3%). На основании теоретических, лабораторных и промышленных исследований, выполненных в ВТИ, были разработаны и успешно внедрены основные технологические методы снижения выбросов оксидов азота, которые могут быть реализованы на котле рассматриваемого энергоблока.
С котлом понятно. А что Вы можете сказать о перспективах создания отечественной турбины для блоков ССКП?
В 2007–2008 гг. ОАО «ВТИ», НПО ЦКТИ, ЦНИИТМАШ совместно с ОАО «ЭМАльянс» и ОАО «Силовые машины» была выполнена предпроектная проработка угольного энергоблока мощностью 660 МВт на такие же параметры пара: 29,4 МПа; 600/620°С. В рамках проекта были разработаны технические решения по оптимизации тепловой схемы блока, минимизации использования дорогих сталей и сплавов, обеспечению работы блока на скользящем давлении во всем диапазоне нагрузок и при пусках, предложены бездеаэраторная тепловая схема, смешивающие подогреватели низкого давления, упрощенная пусковая схема с БРОУ, вариант блока с давлением пара промперегрева 7,0–7,5 МПа и жестким ротором ЦВД. При разработке технических решений по конструкции паровой турбины угольного энергоблока мощностью 660 МВт на параметры пара 29,4 МПа; 600/620°С предполагалось использовать самые последние достижения отечественного и зарубежного паротурбостроения.
В настоящее время ЛМЗ уже предлагает для блоков на суперсверхкритические параметры пара турбину К-660-26,5 с начальными параметрами пара 26,5 МПа, 610/610°С, которая состоит из одного ЦВСД и одного двухпоточного симметричного ЦНД.
Какие Ваши прогнозы относительно упомянутого угольного энергоблока на ССКП?
Вряд ли в ближайшее время в нашей стране будет построен угольный блок на ССКП. Основные причины этого – преимущественное развитие газовой генерации благодаря относительно низкой цене на природный газ по сравнению с углем и меньшим удельным выбросам парниковых газов; отсутствие отечественного оборудования для очистки дымовых газов от оксидов серы и азота; высокие удельные и капитальные затраты. Тем не менее, все технические решения по угольному блоку можно было бы использовать для газомазутного, а исследования по турбоустановке продолжить на газомазутном блоке ССКП.
Что Вы можете сказать в завершении нашей беседы?
Паросиловой газомазутный блок ССКП мощностью 660 МВт, как я уже говорил, за счёт совершенствования термодинамического цикла, оптимизации тепловой схемы, совершенствования основного и вспомогательного оборудования и, главное, повышения параметров пара перед турбиной (давление 28–30 МПа и температура 620°С) позволит получить КПД нетто в районе 47%. При существующих в нашей стране ценах на природный газ, по совокупным экономическим показателям в расчете на весь жизненный цикл, а также учитывая то, что все оборудование для такого блока, включая основное (котел, турбина, насосы, теплообменники и т. п.), могут изготавливать отечественные машиностроительные заводы, современный газомазутный энергоблок на ССКП вполне может конкурировать с ПГУ аналогичной мощности.