Железные мозги

Одна из приоритетных задач, которая стоит сегодня перед энергокомпаниями,— обновление парка устаревшего оборудования с целью повышения энергоэффективности, экономичности и надежности подконтрольных объектов. Проекты, реализуемые в рамках инвестиционных программ российских энергокомпаний, призваны обеспечить более эффективное производство тепла и электроэнергии. При выборе оборудования компании отдают предпочтение самым современным технологиям.

Государственный заказ

Российским энергомощностям необходима модернизация, уверяют эксперты рынка и чиновники. По данным Министерства энергетики РФ, энергоемкость валового внутреннего продукта России в два с половиной раза выше среднемирового уровня и в два с половиной--три с половиной раза выше, чем в развитых странах, что напрямую связано с изношенным оборудованием. "Более 90% мощностей действующих электростанций построено еще до 1990 года, это означает, что большой процент оборудования изношен и требует замены",— рассказал BG начальник отдела модернизации и технологического развития ТЭК Минэнерго Николай Свиридов. Чиновники выступили с инициативой в этой области. У специалистов российских инжиниринговых компаний, также знакомых с ситуацией, есть свое мнение на этот счет. "К настоящему времени износ основных фондов достигает в среднем 60%, а по пессимистичным оценкам — 70%",— говорит Валерий Илюшин, заместитель генерального директора ОАО "ВО "Технопромэкспорт"" по России.

Государство знает о существующем положении и даже намерено бороться с этой ситуацией. Государственной программой "Энергосбережение и повышение энергетической эффективности на период до 2020 года" предусмотрены мероприятия по выведению из эксплуатации старых неэффективных мощностей, оборудования, установок, внедрению инновационных технологий и нового прогрессивного оборудования во всех отраслях российской экономики. В программе закреплен и целый ряд мер, которые должны принимать при техническом перевооружении действующих электростанций. Как сообщили BG в Минэнерго, речь идет о выводе из эксплуатации неэкономичного, выработавшего моральный и физический ресурс паросилового оборудования газовых тепловых электростанций и замещение его новыми установками с использованием газотурбинных и парогазовых технологий, модернизация и реконструкция действующих конденсационных и теплофикационных установок и станций с использованием современного энергоэффективного оборудования. Кроме того, в рамках государственной программы планируется вывод из эксплуатации морально и физически устаревшего оборудования с низкими параметрами пара угольных тепловых электростанций, замещение его новыми установками с использованием эффективных экологически чистых угольных технологий, модернизация и реконструкция действующих конденсационных и теплофикационных агрегатов с целью повышения их энергетической эффективности.

Все эти меры, по мнению чиновников из Минэнерго, должны способствовать повышению уровня годовой экономии первичной энергии в объеме 25,32 млн тонн условного топлива к концу первого этапа, то есть к 2016 году. И 58,05 млн тонн условного топлива к концу второго этапа, то есть к 2021 году.

Компании, к бою

Энергетические компании начали модернизировать свои производства, устанавливая на них новейшее энергоэффективное оборудование. Каждая компания делала это в меру собственных сил. Например, "КЭС-Холдинг", крупнейшая частная компания страны, в рамках программы повышения энергетической эффективности подписала договор на проведение серийной модернизации насосного оборудования электростанций. Данный проект реализуется с применением современного оборудования и передовых энергосберегающих технологий компании Sulzer (основной акционер которой российская группа "Ренова"). Финансирование производилось из собственных средств ЗАО КЭС и включено в программы ремонтов и технического перевооружения 2010-2014 годов.

В рамках проекта по модернизации энергомощностей компания использовала высококачественное инжиниринговое оборудование. Для этого "КЭС-Холдинг" закупил у инжиниринговой компании "ЭМАльянс" пять котлов-утилизаторов для новых энергоблоков. По условиям заключенных контрактов эти котлы-утилизаторы войдут в состав новых парогазовых установок (ПГУ) на Пермской ТЭЦ-9, Кировской ТЭЦ-3, Ижевской ТЭЦ-1, Новобогословской ТЭЦ, Владимирской ТЭЦ-2. Работа с применением нового оборудования обещает дать превосходный результат. В рамках проекта по реконструкции Пермской ТЭЦ-9 "ЭМАльянс" впервые изготовит котел-утилизатор со специальным дожигающим устройством, аналогов которому сегодня на российском рынке нет. "Применение данной технологии позволит обеспечить стабильные параметры пара, выдаваемые котлом-утилизатором, во всех режимах работы газовой турбины, а также позволит использовать природный газ более эффективно, чем при сжигании в паровых котлах традиционного типа",— говорит президент ОАО "ЭМАльянс" Тимур Авдеенко.

Очевидные парогазовые преимущества

По данным инженерного центра ЕЭС, сейчас до 70% электроэнергии в России производится на ТЭС, работающих как на газе, так и на угле. Для ТЭС, работающих на газе, способ повышения энергоэффектвности — строительство парогазовых установок. Парогазовая установка состоит из двух частей: газотурбинной и паросиловой. По данным специалистов Инженерного центра ЕЭС, образовавшаяся в камере сгорания раскаленная газовая смесь толкает рабочие лопатки газовой турбины. Отработав в газотурбинной установке, эта смесь остается достаточно горячей для генерации в котле-утилизаторе, и она доводит пар до состояния, необходимого для работы во втором рабочем цикле — в паровой турбине. В последние годы в России начали работать дополнительно десять мощных парогазовых энергоблоков по всей стране. Это ТЭЦ-26 "Мосэнерго", ТЭЦ-21 "Мосэнерго", вторая очередь ТЭС "Международная", Шатурская ГРЭС, Сочинская ТЭС, Калининградская ТЭЦ-2, Северо-Западная ТЭЦ, Невинномысская ГРЭС, Ивановские ПГУ (проект Инженерного центра ЕЭС и института "Теплоэлектропроект"), Рязанская ГРЭС. "Экономический эффект от использования парогазовых установок можно продемонстрировать в сравнении с типичным паросиловым блоком. Коэффициент полезного действия обычного паросилового блока составляет около 40%, а КПД ПГУ — около 55%. Следовательно, удельный расход условного топлива обычного энергоблока составит 307 г/кВт ч, а ПГУ — 223 г/кВт ч. Таким образом, достигается экономия топлива в размере 27%, что ведет к снижению конечной стоимости вырабатываемой электроэнергии",— заявил главный инженер ОАО "Институт "Теплоэлектропроект"" Вячеслав Кучеров.

За олимпийскую экологию

Специалисты инжиниринговых компаний тщательно изучили пути модернизации нынешнего оборудования на энергомощностях и пришли к выводу: благодаря переходу на парогазовый цикл снижаются не только расход топлива, общая стоимость, но и количество вредных выбросов в атмосферу. Как сообщили BG в компании "Технопромэкспорт", реконструкция существующих ТЭЦ с переходом на этот самый парогазовый цикл позволяет вдвое, а в отдельных случаях — даже втрое увеличить выработку электроэнергии на тепловом потреблении. К этому следует добавить, что ТЭЦ обычно расположены рядом с потребителями. Это в итоге позволяет сократить потери при транспортировке электроэнергии приблизительно на 3%, что принесло бы еще дополнительную экономию топлива. Также дополнительным аргументом в пользу централизованного теплоснабжения на основе ТЭЦ является более низкая стоимость тепловой энергии. "Одним из путей, по мнению специалистов компании, является переход на парогазовый цикл",— говорит BG Валерий Илюшин, заместитель генерального директора ОАО "ВО "Технопромэкспорт"" по России. Эту мысль подтвердили и в Инженерном центре ЕЭС. По мнению специалистов этой компании, ПГУ обладает повышенным КПД — 50-60%. Тогда как КПД паросиловых установок гораздо ниже — 33-45%, а КПД чисто газотурбинных установок еще меньше — 28-42%, да и строят ПГУ всего за один-три года.

Некоторые инжиниринговые компании уже на этапе проектирования генерирующих источников считают необходимым включить в проект энергоэффективные технологии. Одна из таких компаний — "Интертехэлектро". В настоящий момент ее сотрудники участвуют в реализации комплексной программы модернизации системы энергоснабжения Курганской области. Суть программы — увеличение выработки и повышение эффективности производства тепла и электроэнергии в регионе за счет их комбинированной выработки, централизации генерирующих источников и внедрения современных технологий генерации. Эти меры позволят снизить выбросы от выработки энергомощностей в атмосферу. В настоящее время "Интертехэлектро" заканчивает строительство Курганской ТЭЦ-2 с двумя блоками ПГУ общей мощностью 220 МВт, КПД которых по выработке электроэнергии будет составлять 52%. За счет этого в 1,3 раза снижается расход условного топлива на производство энергии по сравнению, например, с расходом ближайшей Курганской ТЭЦ-1. Специалисты компании подсчитали: с эффективностью на 30% выше по сравнению с традиционными паротурбинными станциями. Внедрение технологии парогазового цикла (ПГУ) позволяет свести к минимуму также температурное загрязнение окружающей среды за счет глубокого охлаждения дымовых газов. Кроме того, компания "Интертехэлектро" проектирует и строит генерирующие источники на базе современных газотурбинных установок с низкими выбросами в атмосферу загрязняющих веществ (CO2, NOX).

Признают факт экологичности ПГУ и строители олимпийских объектов Сочи. На местных ТЭС тоже применят когенерацию. Как сообщили BG в ГК "Олимпстрой", в результате внедрения этих мер уровень выбросов СО2 объектов энергетики Сочи будет снижен на 30%. По мнению Глеба Ватлецова, директора департамента экологического сопровождения ГК "Олимпстрой", применение таких технологий — прекрасный технический ход, ведь газ делает работу электростанций эффективнее и вместе с тем экологичнее. "Газовые турбины значительно эффективнее и экологичнее мазутных и газовых котлов. Помимо соблюдения принципов энергоэффективности эти мероприятия позволят выполнить одно из ключевых обязательств Заявочной книги "Сочи 2014" по обеспечению нулевого углеродного баланса",— заявил BG господин Ватлецов.

Все современные станции, такие как Калининградская ТЭЦ, отвечают требованиям энергоэффективности

Сравнение российского и мирового уровня параметров энергетического оборудования

Технология
Отечественная
Зарубежная
Парогазовый цикл
Мощность ГТ 110 МВт, КПД станции до 52%, многовальная компоновка (не вышла из
периода ОПЭ)
Мощность ГТ 340 МВт, КПД станции 60%, одновальная компоновка
Угольные паросиловые блоки
Мощность до 500 МВт, КПД до 39%; котлы с ЦКС — до 330 МВт (разрабатываются)
Мощность до 1000 МВт, КПД до 47% (ССКП); котлы с ЦКС — до 460 МВт (находится на стадии
монтажа)
Атомные реакторы
ВВЭР --1200 МВт, срок службы 60 лет; на быстрых нейтронах-- 800 МВт, строится
Тепловые --1000 (1600) МВт, срок службы 60 лет; на быстрых нейтронах в
разработке
Гидротурбины
Мощность до 720 МВт, напор до700 м; не широкий рабочий интервал
Мощность до 1000 МВт, напор до 700 м; расширенные интервалы регулирования

Источник: Минпромторг.