Управление инвестпроектами строительства ТЭС - Системные характеристики ТЭС

Что такое тепловая электростанция с точки зрения системного анализа? Ответ на этот вопрос кажется элементарным — ведь существуют общепризнанные определения терминов «электрическая станция» и «тепловая электрическая станция» (см. приложение 1). Однако сейчас, в условиях развития ЭЭС и рыночных отношений в энергетике с учетом новых требований по охране окружающей среды, промышленной безопасности и т. д., возникла необходимость характеризовать ТЭС во всем многообразии ее проявлений как сложной технической системы. Это следует в том числе из потребностей инвестиционного проектирования нового строительства, технического перевооружения и реконструкции станций в условиях неопределенности исходных данных.
В ГОСТ 19431-84 указано, что электростанция — это «энергоустановка или группа энергоустановок для производства электрической энергии или электрической энергии и тепла», а тепловая электростанция — «электростанция, преобразующая химическую энергию топлива в электрическую энергию или в электрическую энергию и тепло».
Преобразование энергии топлива в электрическую энергию осуществляется на КЭС и ТЭЦ. Совместное производство электрической и тепловой энергии (когенерация) организовано на паротурбинных ТЭЦ, ГТ ТЭЦ и ПГ ТЭЦ. За рубежом когенерационные установки иногда называются СНР (combined heat and power).
Очевидно, все приведенные определения затрагивают лишь одну сторону ТЭС — технологическую, которая задает конфигурацию станции, необходимые ресурсы для ее функционирования, капитальные затраты, численность персонала и некоторые режимные особенности ее работы в составе ЭЭС и (в случае комбинированной выработки электрической и тепловой энергии) теплоэнергетической системы. Однако такая формулировка не дает представления о ней как о составляющей экологической, социальной и экономической систем. Прежде всего ТЭС — это опасный производственный объект, негативно воздействующий на окружающую среду, в огромной степени зависящий от топливной политики государства и рынка топливных ресурсов на всех стадиях его жизненного цикла.

Технологические характеристики ТЭС

«Тепловой» характер электрической станции устанавливает, по сути, только входные и выходные энергетические потоки: на входе — химическая энергия органического топлива, на выходе — электрическая либо электрическая и тепловая энергия. При этом предполагается, что при производстве электроэнергии химическая энергия топлива в процессе горения¹ преобразуется вначале в тепловую энергию пара (для паросиловых установок) или газообразных продуктов сгорания (для ГТУ), затем в механическую энергию турбоустановки и только потом — в электрическую. Кроме того, к ТЭС можно отнести также дизельные электростанции и ГПЭ. Таким образом, мы имеем дело с разнообразными термодинамическими процессами. Для паросиловых установок ТЭС — это различные модификации термодинамического цикла Ренкина [18, 19, 48], для ГТУ и ПГУ — специальные циклы, зависящие от конкретной тепловой схемы установки [11]. Газопоршневые агрегаты работают по циклу Отто.
Паротурбинные и газотурбинные ТЭС классифицируются по следующим группам факторов [48].

По виду выпускаемой «продукции» (товара) — энергии.

Различают КЭС с паровыми конденсационными турбоагрегатами, отпускающие (продающие) энергию одного вида — электрическую, и ТЭЦ, отпускающие (продающие) электроэнергию и тепловую энергию с паром и (или) горячей водой.

По характеру теплового потребления различают ТЭЦ промышленного типа с отпуском пара промышленным предприятиям для их технологических нужд, отопительного типа с отпуском тепла (горячей воды) для отопления и вентиляции зданий и бытовых нужд населения, а также промышленно-отопительного типа с отпуском обоих вышеперечисленных видов продукции. Крупные конденсационные станции так называемого «районного» значения назывались в СССР «ГРЭС».
В ряде случаев на ТЭС, особенно вблизи крупных промышленных предприятий и городов, устанавливают как конденсационные, так и теплофикационные агрегаты. Тогда ТЭС относят к станциям смешанного типа.

По виду используемого топлива.

ТЭС делятся на станции, сжигающие твердое, жидкое и газообразное топливо или их комбинацию (2—3 вида) в зависимости от технических возможностей и топливного баланса.
К твердым видам топлива относятся каменные и бурые угли (лигниты) различных марок, а также торф и сланцы. Для станций малой мощности иногда используют дрова, отходы деревообрабатывающей промышленности, продукты переработки бытовых органических отходов (в том числе пеллеты²) и т. д.
Жидкие виды топлива — дизельное топливо, мазут, очень редко сырую нефть — применяют в автономных источниках энергоснабжения.

На ТЭС, работающих в составе ЭЭС, мазут служит резервным или аварийным видом топлива. В небольших количествах его используют на угольных ТЭС для розжига котлов и в качестве добавки в пылеугольное топливо с целью стабилизации горения факела (так называемая «подсветка»). Дизельное топливо в качестве единственного источника энергии сжигают на ДЭС, а в качестве альтернативного — также на двухтопливных ГПЭ.
Федеральным законом «Об электроэнергетике» установлены существенные льготы инвесторам и владельцам станций, использующим так называемые «возобновляемые» источники первичной энергии. К ним относятся: «...энергия солнца, энергия ветра, энергия вод (в том числе энергия сточных вод), за исключением случаев использования такой энергии на гидроаккумулирующих электроэнергетических станциях, энергия приливов, энергия волн водных объектов, в том числе водоемов, рек, морей, океанов, геотермальная энергия с использованием природных подземных теплоносителей, низкопотенциальная тепловая энергия земли, воздуха, воды с использованием специальных теплоносителей, биомасса, включающая в себя специально выращенные для получения энергии растения, в том числе деревья, а также отходы производства и потребления, за исключением отходов, полученных в процессе использования углеводородного сырья и топлива, биогаз, газ, выделяемый отходами производства и потребления на свалках таких отходов, газ, образующийся на угольных разработках» (ст. 3). Подробнее о льготах при продаже электроэнергии, произведенной с использованием возобновляемых источников первичной энергии, будет рассказано в главе 11.
В «Генеральной схеме размещении объектов электроэнергетики до 2020 г.» намечено значительное усиление роли углей в ТЭБ России вследствие исчерпания запасов нефти и газа. Это стимулирует инновационные изменения в технологиях сжигания данного вида топлива, к которым относятся:

1. факельное сжигание в парогенераторах с топками улучшенной конструкции (например, ВИР-технология);
2. факельное сжигание в парогенераторах, производящих пар повышенных параметров с применением специальных мер по подавлению окислов азота и серы;
3. сжигание топлива в кипящем и циркулирующем кипящем слое (ЦКС);
4. газификация и использование полученного газа в ПГУ.

Для каменных энергетических углей и бурых углей повышенного качества главным технологическим направлением является факельное сжигание с парогенерацией на суперкритические параметры (давление — 30 МПа и более, температура острого пара и промперегрева — 600 °C и более), КПД которых может достигать 46 % (в перспективе — до 54 %).
Сжигание топлива по технологии ЦКС должно применяться для обыкновенных бурых углей и отходов их обогащения. Парогенераторы с ЦКС могут быть выполнены на сверхкритические и суперкритические параметры пара с КПД до 46 %.
Газификация углей позволяет получить высокие экологические показатели ТЭС. Данные технологии находятся на стадии отработки конструкций опытно-промышленных образцов и накопления опыта их эксплуатации. К ним относятся:

1. газификация и сжигание угля в аэрошлаковом расплаве (с дожиганием генераторного газа в котле). КПД до 43—45 %;
2. ПГУ с внутрицикловой газификацией (с насыпным или кипящим слоем, газификацией в потоке, горновая технология). КПД до 46 %. Американская программа чистых угольных технологий ставит задачу достижения КПД 57—60 % к 2015 г.;
3. ПГУ с подземной газификацией. Эффективность та же, что и в предыдущем случае.

Одним из перспективных направлений, использующих традиционное сжигание углей, стали ПГУ (без газификации топлива) с высоконапорными парогенераторами (1,2—1,6 МПа) и КПД до 46 % [11]. Их применение позволяет также повысить маневренность энергоблока.
Реконструкция и расширение многих электростанций, использующих в качестве топлива газ и уголь, в условиях сокращения поставок газа могут оказаться эффективными при использовании ПГУ с котлами полного горения («газовые надстройки»). Мощность газотурбинной части составляет в этом случае 15—35 %. КПД зависит от технологии сжигания угля и может достигать 47—48 % (в перспективе — до 55 %).
Хорошие перспективы имеет и энерготехнологическая переработка углей, например получение водоугольной суспензии и ее сжигание в энергетических котлах. Преимущество данной технологии заключается в повышении экологических показателей сжигания угля, а также в удобном способе транспортировки топлива и снижении стоимости строительства электростанций (в отсутствие традиционного топливного хозяйства).

По типу основных турбоустановок для привода генераторов электрической энергии.

Различают ТЭС с ПТ и ГТ [11]. Наиболее эффективны ПГУ конденсационного (ПГ КЭС) и теплофикационного циклов (ПГ ТЭЦ), созданные на базе различных схем сжигания топлива и генерации пара высоких параметров. В городах распространены ГТ ТЭЦ (без ПТ) с котлами-утилизаторами (высокотемпературными теплообменниками), расположенными в газоходах отработанных газов ГТ.
Паровые одновальные турбины в России освоены на максимальную мощность 1200 МВт (Костромская ГРЭС, 1978 г.). Эта турбина производства ЛМЗ со скоростью 3000 об/мин является самой крупной и непревзойденной по техническому совершенству в мире одновальной турбиной на сверхкритические параметры. Этим же заводом, входящим сейчас в состав концерна «Силовые машины», выпущены крупнейшие в мире серии турбин К-200 и К-300. В настоящее время концерн (кроме ЛМЗ, в него входит еще одно турбостроительное предприятие — ОАО «Калужский турбинный завод») предлагает следующую номенклатуру ПТ:

1. конденсационные от 1,7 до 1200 МВт;
2. теплофикационные от 25 до 185 МВт;
3. теплофикационные с производственным отбором от 30 до 80 М Вт,
4. с противодавлением от 1,45 МВт до 85 МВт;
5. с противодавлением и производственным отбором;
6. конденсационные с теплофикационным отбором от 600 кВт до 330 МВт.

ОАО «Уральский турбинный завод» (группа компаний «РЕНОВА») выпускает главным образом теплофикационные турбины мощностью от 30 до 255 МВт. Завод предлагает заказчикам также конденсационные турбины мощностью 50—220 МВт на базе созданных теплофикационных турбин.
Показатели эффективности действующих паротурбинных ТЭС и ПГУ ТЭС приведены в табл. 6.1.

Таблица 6.1. Эффективность работы отечественного и зарубежного энергетического оборудования (данные из Концепции технической политики «РАО «ЕЭС России», 2005 г.)

	Россия		Мировой уровень
	Среднее значение, %	Передовые образцы, %	Среднее значение, %	Передовые образцы, %
КПД ТЭС на газе	38,5	40-41	40	44-45
ПГУ	51-52	51-52	54-55	58
КПД ТЭС на угле	34,2	38-44	37-40	45-47

ГТ ТЭС, чаще всего ГТ ТЭЦ, выполняются на базе газовых турбин, все более широко применяющихся в энергетике.
Разделяют тяжелые (Heavy Duty) и легкие (Aeroderivate) типы исполнения газовых турбин. Легкие ГТ — это, по сути, приспособленные для нужд энергетики реактивные двигатели летательных аппаратов. Мощность ГТ в значительной мере зависит от температуры наружного воздуха (увеличивается с ее уменьшением), а также от атмосферного давления и влажности наружного воздуха. Поэтому если в тексте документа не определены конкретные условия применения турбины, 
считается, что ее мощность приводится к так называемым «условиям ISO³» — +15 °C, 101,325 кПа, относительная влажность воздуха 60 % (параметры окружающего воздуха, используемого охладителем рабочего тела).

¹ Мы не рассматриваем здесь различные виды топливных элементов, непосредственно преобразующих химическую энергию в электрическую, а также термоэлектрические генераторы — «устройства для прямого преобразования тепла в электрическую энергию с использованием термоэлектрических явлений» [22].

² Пеллеты (пилеты, древесные топливные гранулы, от англ. pellets — гранулы, окатыши) представляют собой прессованные отходы древесного производства, изготовленные без применения химических добавок, что и обеспечивает экологическую чистоту. Иными словами, это те же самые дрова в удобной для транспортировки и хранения форме. Размеры древесных гранул составляют 6—8 мм в диаметре и 0,5—70 мм в длину в зависимости от используемого сырья и качества. Теплотворная способность пеллет достигает 5 кВт/ч на один килограмм (4500 ккал/кг).

³ ISO (International Standards Organization) — Международная организация по стандартизации — основана в 1946 г. для разработки международных стандартов в различных областях техники.

В настоящее время тяжелые ГТ обеспечивают мощность от 50 до 270 МВт и больше всего подходят для стационарных (в том числе базовых) режимов. Одним из основных требований к данному типу газовых турбин является длительный срок службы.
Ведущими зарубежными фирмами разрабатываются ГТ на номинальные мощности 340—350 МВт.
Легкие ГТ мощностью от 100 кВт до 40 МВт имеют типичные конструкционные особенности авиационных двигателей и преимущественно применяются на промышленных предприятиях, в нефтяной и газовой промышленности. Они часто являются составной частью установок для совместной выработки тепловой и электрической энергии. Преимущество такого их применения — быстрый разгон газовой турбины из холодного состояния (за несколько минут).
Свойствами ГТ, применяемых для выработки электроэнергии, является их высокая удельная мощность и возможность быстрого пуска. По последней причине ГТ часто используются для краткосрочных покрытий пиков нагрузки.
Мощные ГТ, которые используются на ТЭС, имеют КПД до 36—37 %, с увеличением мощности турбины КПД повышается. У ГТ мощностью 340—350 МВт достигнут КПД на уровне 39 и даже 40 %. При связи газовых турбин с паровыми в составе ПГУ или топливными элементами КПД цикла повышается до 60 %.

По значениям начальных параметров пара и виду термодинамического цикла.

Начальные параметры острого пара на ТЭС принято условно разделять натри категории —докритические, сверхкритические, или суперкритические (СКП), и суперсверхкритические (ССКП).
Данная терминология весьма условна, хотя и связана с так называемой критической точкой на диаграмме состояния «вода — водяной пар» [19, 48]. Она характеризует состояние вещества, при котором исчезает различие между жидкостью и паром. Критическая точка двухфазного равновесия «жидкость — пар» является конечной точкой на кривой равновесия и характеризуется критическими значениями температуры tk(Tk), давления рк и удельного1 объема Vk. Критическая точка представляет собой частный случай точки фазового перехода и характеризуется потерей термодинамической устойчивости по плотности или составу вещества. По одну сторону от критической точки вещество однородно (обычно при Т> Тк), а по другую — расслаивается на фазы. Параметры критической точки: tk = 374,5 °C; рк = 2,129 МПа; Vk = 0,00326 м³/кг.
Специалисты-практики докритическими параметрами (с учетом стандартной градации по параметрам оборудования) считают давление пара ниже 16—17 МПа и температуру ниже 525 °C. СКП — это давление до 24—25 МПа и температура до 565—570 °C. ССКП начинаются с давления 30 МПа и температуры 600 °C.
Применение докритических параметров, СКП или ССКП непосредственно связано с мощностным рядом оборудования. Существует следующая технико-экономическая закономерность: целесообразно с увеличением мощности котлов и турбин повышать параметры пара, поскольку КПД возрастает.
Мощные КЭС во всем мире сооружаются на СКП и ССКП. Начальная температура свежего пара и пара промежуточного перегрева («промперегрева») на ТЭС с давлением 13 или 24 МПа составляет у нас в стране и за рубежом в большинстве случаев около 540 °C. ТЭЦ в России работают преимущественно с докритическими параметрами, за исключением тех, где установлены мощные теплофикационные агрегаты Т-250-240 с давлением пара 24 МПа и температурой 540 °C. В соответствии с технической политикой РАО «ЕЭС России» устаревшие энергоблоки с давлением ниже 9 МПа, установленные главным образом на ТЭЦ, подлежат демонтажу и замене на более современное оборудование.
В некоторых источниках — молярного объема.
По виду термодинамического цикла различают в основном станции с промежуточным перегревом пара («промперегревом») и без него. Промперегрев на отечественных ТЭС применяют, начиная с мощности 150 МВт и выше, на ТЭЦ — лишь на турбоагрегатах Т-250-240. В западной Европе функционируют ТЭС с промперегревом и для меньших мощностей агрегатов (50—100 МВт).

По типу парогенераторов (котлоагрегатов).

Различают барабанные (с многократной естественной или принудительной циркуляцией) и прямоточные парогенераторы. На ТЭС с докритическим давлением устанавливают как барабанные, так и прямоточные котлоагрегаты. Применение прямоточных котлоагрегатов необходимо на ТЭС с СКП и ССКП. Чем ниже давление, тем меньше преимуществ дают прямоточные агрегаты из-за трудностей в обеспечении надежной гидродинамики двухфазной среды и возрастания относительного гидравлического сопротивления пароводяного тракта.
На ТЭЦ, в особенности при наличии серьезных потерь конденсата у внешнего потребителя пара, по условиям водного режима надежнее применение барабанных парогенераторов, допускающих непрерывную продувку воды. Как указывалось выше, они выполняются на докритические параметры пара.
В ПГУ источником пара служит паровой котел-утилизатор. Он отличается от рассмотренных выше парогенераторов тем, что не имеет собственной топки и использует тепло уходящих (выхлопных) газов ГТУ.
Котлы-утилизаторы могут быть рассчитаны одновременно на 2—3 уровня давлений — высокое и низкое; высокое, среднее и низкое. При их применении суммарный коэффициент использования теплоты сгорания топлива станции может достигать 85—90 %. Чем ниже электрический КПД базовой ГТУ, тем больше тепловой энергии может быть выработано на ГТУ ТЭЦ при традиционной схеме построения котла-утилизатора. При этом сохраняется взаимосвязь режимов работы станции по электрическому и тепловому графикам, присущая установкам для совместной выработки тепла и электричества. Однако более сложные котлы-утилизаторы могут оснащаться системой дожига топлива, которая выполняет функцию своеобразного пиково-газового котла или газо-газового подогревателя, увеличивая выработку тепловой энергии ГТУ ТЭЦ при неизменном режиме работы ГТУ (по электрическому графику). При этом электрический КПД ГТУ ТЭЦ снижается.

По типу технологической схемы (технологической структуре).

Здесь ТЭС делят на блочные и неблочные. Современные конденсационные ТЭС, работающие, как правило, с промперегревом пара, относятся к блочному типу (в нашей стране — начиная с мощности 150 МВт и выше).
При блочной схеме каждая турбина питается паром только от связанного с ней парогенератора. Такой блок носит название моноблока. Если на один турбоагрегат работают два котла половинной производительности от номинала турбины, то блок называется дубль-блоком. Блочная схема не предусматривает поперечных соединений между блоками ни по свежему пару, ни по пару промперегрева, ни по питательной воде. ТЭС представляет собой совокупность практически автономных энергетических единиц — блоков, имеющих лишь вспомогательные связи по трубопроводам для пусковых операций.
ТЭЦ с давлением 13 МПа и ниже имеют неблочную структуру (станции с поперечными связями), при которой магистрали свежего пара и питательной воды общие для всех парогенераторов. Паровые турбины питаются паром из этих общих магистралей. При этом на станции может находиться в работе любой набор котлов и турбин в соответствии с балансом пара.
Неблочную схему имеют и некоторые современные ПГУ, в которых поперечные связи между котлами-утилизаторами осуществляются как по входящим выхлопным газам ГТУ, так и по свежему пару на выходе из котлов. Количество ГТУ, котлов-утилизаторов и паровых турбин на таких станциях бывает различным и определяется тепловым балансом технологической схемы.

По установленной мощности ТЭС.

Разные специалисты и источники предлагают различные градации станций по их установленной мощности, причем со временем границы мощностей в каждом классе расширяются. Например, может использоваться разделение ТЭС на станции большой (свыше 1000 МВт), средней (100— 1000 МВт) и малой (меньше 100 МВт) мощности [43, 48].
В исследовании «Анализ рынка строительства объектов малой генерации» сказано следующее.
Общепринятого термина «малая энергетика» в настоящее время нет. В электроэнергетике наиболее часто к малым электростанциям принято относить электростанции мощностью до 50 МВт с агрегатами единичной мощностью до 25 МВт. Обычно такие электростанции разделяют на три подкласса:

1. микроэлектростанции мощностью до 100 кВт;
2. мини-электростанции мощностью от 100 кВт до 1 МВт;
3. малые электростанции мощностью более 1 МВт.

Наряду с термином «малая энергетика» применяются понятия «локальная энергетика», «распределенная энергетика», «автономная энергетика» и «распределенная генерация энергии (РГЭ)». Последнее понятие определяют как производство энергии на уровне распределительной сети или на стороне потребителя, включенного в эту сеть. В дальнейшем будет использоваться термин «малая энергетика» как наиболее четкий и позволяющий рассматривать различные сферы применения.
В развитых странах Запада принят термин «дисперсная генерация» (dispersedgeneration). Под ним в некоторых источниках понимают электростанции, имеющие следующие отличия:

1. отсутствие централизованного планирования;
2. отсутствие на сегодняшний день централизованного диспетчерского управления;
3. присоединение (в большинстве случаев) к распределительной сети;
4. мощность менее 50—100 МВт.

Наибольшая мощность ТЭС ограничивается чаще всего местными условиями: топливообеспечением, водоснабжением, требованиями экологической безопасности воздушного и водного бассейнов. Для ГТУ в условиях селитебной территории имеются ограничения по звуковому воздействию.
К малой генерации относят и ГПЭ, использующие ГПД. Топливом для ГПД могут служить либо природный (попутный) газ, либо дизельное топливо, либо их смесь.

По связи с энергосистемой.

В настоящее время ТЭС, включая станции на территории промышленных предприятий, работают в подавляющем числе случаев параллельно с ЭЭС. Автономная работа станции на нагрузку возможна в двух случаях: в аварийных режимах с отделением схемы внутреннего электроснабжения промышленного предприятия или поселения от питающей сети, а также в отдаленных районах при невозможности или нецелесообразности строительства связи с ЭС (в основном это малые ТЭС на нефтяных и газовых промыслах).

По степени использования установленной мощности.

Общепринятой характеристикой использования ТЭС для технико-экономических расчетов является число часов использования установленной мощности ТУСТ за определенный период времени. Если не оговорено иное, подразумевается, что ТУСТ дано за 1 год, тогда эту величину называют годовым числом часов использования установленной мощности.
В отношении использования установленной мощности в течение года паротурбинные ТЭС разделяют на базовые с ТУСТ= 6000—7000 ч, полупиковые с ТУСТ = 2000—4000 ч и пиковые с ТУСТ до 2000 ч. Иногда некоторые авторы (например, [48]) вводят еще и понятие полубазовых станций, которые имеют ТУСТ = 4000—6000 ч. Для новых конденсационных ТЭС в технико-экономическом анализе обычно принимают ТУСТ не менее 6500 ч. При планировании строительства ПГЭ и ГТЭ их ТУСТ стремятся довести до 8000 ч и более.
При системном анализе перспектив загрузки тепловой станции (прогнозе ТУС7) необходимо иметь в виду технологическое, или,
как сейчас принято говорить, конкурентное окружение. Действительно, АЭС всегда работают только в базовом режиме. Точно так же мощные паротурбинные энергоблоки (1200 и 800 МВт) стараются использовать в базовой части графика нагрузки вследствие их низкой маневренности и снижении эффективности при работе на частичных нагрузках [58]. Мощность ГЭС всегда зависит от разрешенного режима водопользования и запаса воды в водохранилищах. Поэтому их регулировочная способность в ряде случаев существенно ограничена. И только ГАЭС полностью приспособлены для регулирования режима.