издательская группа
Восточно-Сибирская правда

Сверхкритика твёрдого топлива

Уголь останется ключевым источником энергии в Сибири, но технологии его сжигания будут меняться

  • Автор: Георгий Борисов

Растущий спрос на энергию, который прогнозируется в ближайшие несколько десятилетий, по большей части удовлетворят тепловые электростанции на органическом топливе. На каком именно – зависит от региона: если в европейской части России природный газ упрочит свои позиции, то в Сибири и на Дальнем Востоке основным ресурсом останется уголь. Но даже столь консервативную технологию, как его сжигание, не обойдут стороной инновации – энергоблоки на суперсверхкритические параметры пара. Таков долгосрочный прогноз, который подготовили учёные ИСЭМ СО РАН. Он, среди прочего, был обнародован во время конференции «Региональная энергетическая политика», проходившей под эгидой института.

 

Современная тепловая энергетика России – это 2249 блоков суммарной мощностью почти 161,3 ГВт. Две трети из них работают на газе, оставшиеся 739 агрегатов на 55,7 ГВт – на угле. Таковы, по крайней мере, данные на 1 января 2016 года, которые приведены в свежем справочнике по наилучшим доступным технологиям сжигания топлива на крупных установках в целях производства энергии, подготовленном Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии. Согласно им, основу отрасли составляют ТЭЦ, производящие и тепло, и электричество. И уголь точно так же является сырьём для трети из них – его используют 585 энергоблоков из 1713. Схожая пропорция наблюдается и в структуре выработки электричества на тепловых станциях.

Поправка на стратегию

Это справедливо для России в целом, различия проявляются на региональном уровне. Газ как источник топлива для тепловых электростанций доминирует в европейской части страны, в Сибири и на Дальнем Востоке главенствующую роль играет уголь. Такое положение дел сохранится как минимум в ближайшие два-три десятилетия. «Опираясь на обосновывающие материалы к проекту Энергетической стратегии [России на период до 2035 года], Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики до 2035 года и наши собственные исследования, мы наметили тенденции в развитии отрасли, – пояснил заведующий лабораторией межотраслевых и межрегиональных проблем ТЭК Института систем энергетики имени Л.А. Мелентьева СО РАН Анатолий Лагерев. – В частности, динамику внутренней потребности в электроэнергии, рациональные энергобалансы, демонтаж старых и ввод новых генерирующих мощностей, изменения технологической структуры».

«Мы» – это группа учёных, подготовившая доклад об участии восточных регионов страны в инновационное развитие тепловых электростанций в долгосрочной перспективе. То есть помимо самого Лагерева – заместитель директора по науке ИСЭМ СО РАН Борис Санеев, ведущий научный сотрудник лаборатории межотраслевых и межрегиональных проблем ТЭК Валентина Ханаева и младший научный сотрудник Константин Смирнов. Исследователи рассчитали, какими путями будет развиваться отрасль, опираясь на модель, которая позволяет описать развитие топливно-энергетического комплекса России до 2050 года в разрезе федеральных округов и макрорегионов. В основе их прогноза, как и в случае со стратегическими документами, лежат два сценария – консервативный и целевой. Они различаются ожидаемыми темпами развития всей экономики и энергетики в отдельности. Как следствие, для роста ВВП до 2050 года заложен коридор в 2–3,5%. На сопоставимые цифры, только на перспективу до 2035 года, ориентируются и разработчики проекта Энергетической стратегии.

В Институте систем энергетики прогнозируют, что среднегодовые темпы роста валового регионального продукта в Сибири и на Дальнем Востоке до 2050 года будут опережать темпы роста ВВП страны на 0,2–0,3%. Это соответствующим образом скажется и на динамике электропотребления, несмотря на снижение энергоёмкости ВРП. Так, если потребление электроэнергии в целом по стране к 2050 году может вырасти с нынешних 1,06 трлн кВт-ч до 1,5–1,7 трлн кВт-ч, то в восточных регионах оно увеличится с 266 млрд кВт-ч до 405–447 млрд кВт-ч в зависимости от сценария, по которому будет развиваться экономика.

Незаменимое топливо

Сообразно росту потребления прибавит и выработка электричества. Вместо 1,07 трлн кВт-ч – таков, как сообщает Системный оператор Единой энергетической системы России, объём производства по итогам 2017 года – речь к 2050 году будет идти о 1,6–1,8 трлн кВт-ч. «При этом более половины прироста производства электроэнергии будет обеспечено за счёт ТЭС на органическом топливе, – отметил Лагерев. – Где-то 25% обеспечат АЭС, ещё 20–25% – ГЭС и ВИЭ». Схожая точка зрения отражена в прогнозе научно-технологического развития отраслей ТЭК России на период до 2035 года. Его авторы подчёркивают: «Имеются все основания ожидать продолжения технологического развития газовой и угольной электрогенерации, атомной энергетики».

В масштабах всей страны это означает строительство новых мощностей на газе и увеличение его доли в топливном балансе. Установленная мощность парогазовых энергоблоков, по оценке учёных из ИСЭМ СО РАН, может вырасти с 15 ГВт в 2015 году до 72–75 ГВт к 2035-му и 120–135 ГВт к 2050 году. Таким образом, в технологической структуре тепловых электростанций России они займут 65%. Роль угля снизится: он будет обеспечивать 13-14% выработки электричества против 19% в настоящее время. За Уралом, особенно в Сибири, он, напротив, сохранит главенствующее положение. «Доля восточных регионов в производстве электроэнергии на газе увеличится с 3% до 7%, на угле – с 68% до 98%, – констатировал Лагерев. – Практически все угольные электростанции будут сосредоточены в Сибири и на Дальнем Востоке».

Как бы парадоксально это ни звучало, такая тенденция вполне соотносится с курсом на инновации и снижение воздействия энергетики на окружающую среду. Ведь ставку в развитии угольной генерации делают на агрегаты, работающие при суперсверхкритических параметрах пара. То есть при давлении 28–30 МПа и температуре 585–600 градусов Цельсия. Их коэффициент полезного действия достигает 45-46%. Для сравнения, КПД энергоблоков на сверхкритические параметры – в России их насчитывается 120 штук, в том числе 40 угольных, действующих при давлении пара 24 МПа и температуре 545 градусов, – составляет 33–36%. Чем он выше, тем выше эффективность агрегатов, меньше удельный расход топлива и ниже воздействие на природу.

В мире накоплен значительный опыт эксплуатации энергоблоков на суперсверхкритические параметры пара. Есть он и в нашей стране. Ещё в 1949 году Всероссийский теплотехнический институт запустил опытный котлоагрегат, рассчитанный на использование пара давлением 30 МПа и температурой 600 градусов. А в сентябре 1968 года на Каширской ГРЭС в Подмосковье заработал надстроечный блок СКР-100 – котёл производительностью 710 тонн пара в час и турбина на 100 МВТ, у которого эти параметры составили 30 МПа и 650 градусов соответственно. Оказалось, что при большей эффективности он несколько уступает в надёжности «сверхкритическим» агрегатам. Однако опыт эксплуатации в целом признан положительным, и научно-технический совет Всероссийского теплотехнического института в 2011 году рекомендовал учесть его при разработке угольных агрегатов нового поколения.

«Энерго-машиностроение нужно подготовить»

Разработчики научно-технологического прогноза развития отраслей ТЭК утверждают, что в среднесрочной перспективе «в угольной генерации максимальный эффект могут дать разработка и освоение производства нового паротурбинного оборудования для замещения выводимых угольных энергоблоков мощностью 100–500 МВт на КЭС и 100–250 МВт на ТЭЦ, в том числе на суперсверхкритические параметры пара». В качестве первоочередной задачи они называют создание типового блока мощностью 225 МВт, но для замещения выводимого из работы оборудования тепловых электростанций необходимы блоки и на 100–120 МВт. Ёмкость внутреннего рынка в прогнозе оценивается минимум в 10–20 ГВт. «Или 100–120 энергоблоков мощностью 100–330 МВт на период до 2035 года», – сказано в прогнозе.

«На практике до 2025 года в России могут появиться только опытно-промышленные образцы», – подчеркнул, в свою очередь, Лагерев. Тем не менее к 2050 году в эксплуатацию может быть введено 20–25 ГВт генерирующих мощностей, рассчитанных на суперсверхкритические параметры пара. Поскольку в европейской части страны развивается газовая энергетика, ожидается, что создавать их будут в Сибири и на Дальнем Востоке. Новые энергоблоки при этом не только заменят существующее оборудование электростанций, но и будут использоваться на перспективных объектах. С учётом демонтажа действующих агрегатов их доля в технологической структуре ТЭС восточных регионов достигнет 45%. «Долгосрочный прогноз должен не столько отражать реальность, сколько выполнять аналитические функции, – заключил заведующий лабораторией межотраслевых и межрегиональных проблем ТЭК ИСЭМ СО РАН, говоря о перспективах внедрения новых технологий. – Энергомашиностроение нужно к этому подготовить и начинать производить новое оборудование».

 

Читайте также
Свежий номер
Фоторепортажи
Мнение
Проекты и партнеры
  все
Свежий номер