Приложение Г (обязательное). Ресурсная и энергетическая эффективность

Приложение Г
(обязательное)

Ресурсная и энергетическая эффективность

Основным видом ресурсов, потребляемым объектами тепловой генерации, является ископаемое органическое топливо, которое преобразуется в электрическую и тепловую энергию. В разделе 1.1.5 настоящего справочника приведены сведения о фактических и прогнозируемых объемах потребления различных видов ископаемых топлив в целом по сектору тепловой энергетики РФ. Ресурсная и энергетическая эффективность технологий тепловой энергетики характеризуется показателями удельного потребления топлива на единицу отпущенной полезной энергии. В таблице Г.2 представлены сведения о достигнутых в Российской Федерации уровнях энергоэффективности КТЭУ различного типа, полученные в результате опроса. В качестве характеристик энергоэффективности использованы следующие показатели работы групп однотипного генерирующего оборудования:

- КПД _эл. нетто - коэффициент полезного действия по отпуску электрической энергии - абсолютный электрический КПД группы основного генерирующего оборудования. Равен отношению отпущенной электроэнергии к теплоте сожженного топлива, использованного для производства этой электроэнергии;

- КИТ - коэффициент использования тепла топлива. Равен отношению отпущенной энергии (электроэнергия + тепло) к теплоте сожженного топлива, использованного для их производства (теплота топлива рассчитывается по низшей теплотворной способности топлива на рабочую массу), измеряется в процентах. В данном приложении КИТ используется в качестве показателя энергетической и ресурсной эффективности генерирующего оборудования, производящего одновременно тепло и электроэнергию или только тепло.

Классификация генерирующего оборудования, примененная в данном разделе, соответствует классификации, применяемой в формах отчетности, утвержденных приказом Минэнерго России от 23.07.2012 N 340 "Об утверждении перечня предоставляемой субъектами электроэнергетики информации, форм и порядка ее предоставления". Подробное описание технологий приведены в разделах 2-4.

В таблице Г.1 приведены перечень групп генерирующего оборудования (технологий производства электро- и/или теплоэнергии), по которым проводилось анкетирование, их обозначение и количество анкет, содержащих сведения по энергоэффективности этих групп однотипного генерирующего оборудования. Если в эксплуатации на ТЭС находилось несколько однотипных единиц оборудования, в анкетах представлялись средние данные по группе оборудования, а не по каждой единице оборудования. В связи с этим количество единиц генерирующего оборудования, охваченного анкетированием, превышает количество представленных анкет. Тем не менее объем собранных сведений не является достаточным для получения абсолютно полных статистически достоверных данных по средней энергоэффективности по Российской Федерации.

Таблица Г.1 - Группы генерирующего оборудования и их обозначения

Наименование группы	Обозначение	Количество анкет
Конденсационный паросиловой энергоблок с установленной электрической мощностью 1200 МВт	Блок 1200К	1
Конденсационный паросиловой энергоблок с установленной электрической мощностью 800 МВт	Блоки 800К	6
Конденсационный паросиловой энергоблок с установленной электрической мощностью 600 МВт	Блоки 600К	-
Конденсационный паросиловой энергоблок с установленной электрической мощностью 500 МВт	Блоки 500К	-
Конденсационный паросиловой энергоблок с установленной электрической мощностью 300 МВт	Блоки 300К	5
Конденсационный паросиловой энергоблок с установленной электрической мощностью 300 МВт и котлом с ЦКС	Блоки 300-ЦКС	-
Конденсационный паросиловой энергоблок с установленной электрической мощностью 200 МВт	Блоки 200К	5
Конденсационный паросиловой энергоблок с установленной электрической мощностью 150 МВт	Блоки 150К	3
Несерийный конденсационный паросиловой энергоблок с установленной электрической мощностью 150 МВт	Блоки 150КН (Несерийное)	-
Конденсационный паросиловой энергоблок с установленной электрической мощностью 60 МВт	Блоки 60К	-
Теплофикационный паросиловой энергоблок с установленной электрической мощностью 300 МВт	Блоки 300Т	4
Теплофикационный паросиловой энергоблок с установленной электрической мощностью 200 МВт	Блоки 200Т	-
Теплофикационный паросиловой энергоблок с установленной электрической мощностью 150 МВт	Блоки 150Т	4
Неблочная конденсационная турбоустановка на давление пара 90 атм.	КЭС-90	-
Неблочная теплофикационная турбоустановка на давление пара 240 атм.	ТЭЦ-240	2
Неблочная теплофикационная турбоустановка на давление пара 130 атм. без промперегрева	ТЭЦ-130	29
Неблочная теплофикационная турбоустановка на давление пара 130 атм. с промперегревом	ТЭЦ-130ПП	1
Неблочная теплофикационная турбоустановка на давление пара 90 атм.	ТЭЦ-90	5
Парогазовая установка с конденсационной паровой турбиной	ПГУ-КЭС	11
Парогазовая установка с теплофикационной паровой турбиной	ПГУ-ТЭЦ	19
Газотурбинная установка без утилизации тепла уходящих газов	ГТУ	5
Газотурбинная установка с котлом-утилизатором	ГТУ-КУ	2
Прочее паротурбинное оборудование	Прочее паротурбинное оборудование	6
Дизельная электростанция	ДЭС	-
Котел теплоснабжения паровой низкого давления	КНД	1
Водогрейный котел	ВК	12

Таблица Г.2 - Средние значения КПД нетто-отпуска электроэнергии и КИТ по видам основного топлива и группам генерирующего оборудования, полученные в результате анкетирования генерирующих компаний в 2022 году

Группа генерирующего оборудования	КПД электрический нетто, %			КИТ, %
	Основное топливо
	Уголь	Мазут	Газ	Уголь	Мазут	Газ
Блок 1200К			40 %
Блоки 800К	36 %		40 %
Блоки 500К	35 %
Блоки 300К	35 %		37 %
Блоки 200К	33 %		34 %
Блоки 150К	30 %		33 %
КЭС-90	24 %
ПГУ-КЭС			54 %
ГТУ			34,7 %
Блоки 300Т						67 %
Блоки 200Т				55 %
Блоки 150Т						53 %
ТЭЦ-240						67 %
ТЭЦ-130				64 %		67 %
ТЭЦ-90				50 %		68 %
ПГУ-ТЭЦ						62 %
ГТУ-КУ						69 %
Прочее паротурбинное оборудование				55 %		80 %
КНД					69 %	90 %
ВК				83 %	84 %	91 %

Наилучшие доступные технологии повышения энергетической и ресурсной эффективности КТЭУ

Повышение КПД производства энергии в тепловой энергетике идет по следующим основным направлениям:

1. Наиболее высокий КПД производства электроэнергии в настоящее время имеют бинарные конденсационные парогазовые установки, поэтому приоритетным направлением повышения энергоэффективности является замещение паросилового оборудования парогазовыми установками. По данным из "Отчета о функционировании ЕЭС России в 2021 году" АО "СО ЕЭС", на конец 2021 года доля ГТУ и ПГУ в структуре установленной электрической мощности ТЭС составила около 21 % (для сравнения в 2011 году - менее 9 %).

2. Эффективность производства энергии при комбинированном производстве электроэнергии и тепла на ТЭЦ существенно выше, чем раздельное производство электрической и тепловой энергии. Поэтому развитие когенерации, перевод нагрузок в системах централизованного теплоснабжения от котельных на ТЭЦ являются одним из важных направлений повышения энергоэффективности тепловой энергетики РФ.

3. Существенное влияние на эффективность производства электроэнергии оказывает качество охлаждения оборудования. Высокие температуры окружающей среды снижают КПД выработки электроэнергии как для газовой, так и для паровой турбины. Для газовых турбин более значима температура окружающего воздуха, тогда как для паровых турбин важнее температура охлаждающей среды. Для конденсации пара в ПСУ могут применяться три типа системы охлаждения (в порядке снижения эффективности): непосредственное (прямоточное) охлаждение морской или речной водой, водные оборотные системы с различными типами охладителей (пруды, мокрые градирни и т.д.) и воздушное охлаждение. Применение наиболее эффективных систем охлаждения технологического оборудования позволяет повышать энергетическую эффективность его работы.

В таблице Г.3 приведен перечень значений показателей энергоэффективности, которые могут быть достигнуты при применении НДТ.

Таблица Г.3 - Целевые показатели энергоэффективности, соответствующие применению НДТ

Группа генерирующего оборудования	КПД электрический нетто, %		КИТ, %
	Основное топливо
	Уголь	Газ	Уголь	Газ
Конденсационный паросиловой энергоблок	35	38
Газотурбинная установка без утилизации тепла уходящих газов		34
Парогазовая установка с конденсационной паровой турбиной		50
Теплофикационный паросиловой энергоблок			60	65
Неблочная теплофикационная турбоустановка на давление пара 130 атм. и более			55	60
Газотурбинная установка с котлом-утилизатором				65
Парогазовая установка с теплофикационной паровой турбиной				65
Котел теплоснабжения паровой низкого давления			80	85
Водогрейный котел			80	85

Перспективные технологии повышения ресурсной и энергетической эффективности

Перспективные технологии повышения эффективности энергопроизводства при сжигании угля

Дальнейшее повышение энергетической эффективности паротурбинных энергоблоков на угле связывают с повышением параметров свежего пара, который ограничивается длительной жаропрочностью стальных труб перлитного класса (для поверхностей нагрева котла и главных паропроводов) и металла роторов турбин (прежде всего, роторов ЦВД и ЦСД). В настоящее время в мире насчитывается несколько десятков энергоблоков на ССКП (давление пара - 24-30 МПа, температура - 580-650 °С), построенных в основном в Китае, США, Германии, Дании, Японии и применяющих конструктивные элементы из более дорогих аустенитных сталей.

Как показал обзор зарубежных тепловых схем на ССКП, все энергоблоки имеют повышенную начальную температуру пара и/или температуру промежуточного перегрева. Практически "стандартной" для энергоблоков нового поколения стала температура 580 °С в Европе и 600 °С в Японии. Подавляющее большинство энергоблоков нового поколения выполнено на начальное давление 24-29 МПа при единичной мощности в диапазоне 400-1100 МВт. Распространение таких установок зависит от доступности на приемлемом с финансовой точки зрения уровне сплавов, которые могут работать в условиях таких высоких температур и давлений.

К перспективным технологиям в области использования твердого топлива на ТЭС можно отнести газификацию топлива, представляющую собой термохимический процесс взаимодействия топлива с газо- или парогазообразными реагентами, содержащими окислитель (обычно кислород), в целях получения горючих газов. Данный процесс близок к горению топлива, но при газификации частичное окисление топлива происходит при недостатке кислорода. При этом вся органическая масса топлива превращается в газ, а минеральная претерпевает некоторые изменения при температуре 900-1000 °С и остается в твердом или жидком состоянии (в форме шлакового расплава).

Газификация твердого топлива позволяет значительно (до 50 % и выше) увеличить энергетический КПД КТЭУ включением в ее тепловую схему парогазовых установок, работающих на очищенном генераторном газе, а также использовать низкокалорийные/низкосортные топлива на ТЭС.

Прогнозируется, что технология предварительной сушки бурого угля теоретически приведет к повышению эффективности КТЭУ на бурых углях примерно на 4-5 процентных пункта. Цель технологии состоит в том, чтобы снизить влажность исходного бурого угля с использованием низкопотенциального тепла с температурой примерно 120-150 °C вместо используемых сейчас горячих дымовых газов с температурой порядка 1000 °C. Кроме того, технологией предусмотрена рекуперация энергии, затраченной на испарение воды в буром угле, путем конденсации пара. Для сушки бурого угля доступны два различных процесса:

- механотермическое обезвоживание;

- в аппарате с псевдоожиженным слоем с внутренней утилизацией отходящего тепла.

Перспективные технологии повышения эффективности энергопроизводства при сжигании газа

Перспективные технологии сжигания газа для производства энергии связаны в основном с повышением энергоэффективности ГТУ. Выделяют следующие перспективные направления:

- повышение температуры газов на входе в газовую турбину до 1500 °C за счет повышения температурной стойкости материалов и совершенствования способов охлаждения газовых турбин;

- уменьшение количества воздуха, используемого для охлаждения турбин;

- внедрение охлаждения лопаток внешним потоком (вода, пар).

Одной из передовых разработок является использование парового охлаждения вместо воздушного в газовых турбинах комбинированного цикла (ПГУ). Обычно воздух из компрессора используется для охлаждения вала газовой турбины и ее лопаток горячих ступеней. Объем охлаждающего воздуха составляет до 20-25 % воздушного потока компрессора. Этот воздух не используется в камере сгорания, теряет давление при прохождении через узкие каналы в лопатках турбины, что приводит к снижению эффективности работы газовой турбины. При использовании пара вместо сжатого воздуха этот недостаток устраняется. Паровое охлаждение более эффективно, чем воздушное. В упомянутых выше турбинах применяется система охлаждения пара с замкнутым контуром. Пар охлаждает горячие детали турбины и после использования не смешивается с основным потоком газа через газовую турбину (как в открытой системе), а направляется в паровую турбину, где смешивается с паром из котла-утилизатора и направляется в цилиндр промежуточного давления паровой турбины для дальнейшего расширения. Охлаждающий пар не влияет на газовый поток, проходящий через газовую турбину, и, в принципе, не увеличивает потребление воды.

За счет применения охлаждения паром температура на входе в турбину повышается без изменения температуры горения. В результате достигается более высокая эффективность без увеличения выбросов NO _x. Паровое охлаждение вместо воздушного значительно снижает расход воздуха, отбираемого из компрессора и, следовательно, экономит энергопотребление компрессора. Это ведет к повышению КПД газовой турбины и сокращению выбросов. Благодаря новой технологии охлаждения можно добиться повышения эффективности комбинированного цикла на один-два процентных пункта до 60 %. Несколько производителей систем разработали технологию ПГУ с КПД, превышающим 58 % при коммерческой эксплуатации, но ни один из них пока не достиг 60 %.

Еще одним перспективным направлением повышения КПД ГТУ является внедрение промежуточного охлаждения и рекуперации тепла. Большая часть мощности, вырабатываемой газовой турбиной, потребляется для привода воздушного компрессора. Одним из способов повышения эффективности газовой турбины является уменьшение потребления мощности компрессором за счет охлаждения воздуха, проходящего через компрессор, т.к. мощность, потребляемая компрессором, пропорциональна объемному расходу. Теоретически, охлаждение после каждой ступени компрессора приводит к наибольшему сокращению потребления энергии компрессором, однако на практике возможно только ограниченное количество ступеней охлаждения. Если температура выхлопных газов газовой турбины выше, чем температура воздуха на выходе компрессора, можно передать часть тепла от выхлопных газов выходному воздуху компрессора. Это повысит КПД газовой турбины, поскольку для нагрева газа до желаемой температуры на входе в турбину требуется меньше топлива. Этот вид рекуперации может в основном использоваться для газовых турбин с умеренной степенью сжатия или для газовых турбин с компрессорами с промежуточным охлаждением. Конструкции, включающие применение как промежуточного охлаждения компрессора, так и рекуперации тепла, могут достигать КПД 54 % (при температуре на входе в турбину 1200 °C).

Разрабатываются различные конструкции газовых турбин, предусматривающих увлажнение воздуха горения. В цикле такой турбины (HAT) увлажнение сжатого воздуха позволяет снизить его температуру. В цикле HAT весь воздух насыщается водяным паром. Для этого может использоваться регенерированное тепло выхлопных газов газовой турбины. Сложность этого цикла заключается в том, что для процесса нельзя использовать стандартные газовые турбины, так как массовый расход через турбину слишком сильно увеличивается из-за насыщения всего воздуха водой. Высокое содержание водяного пара в воздухе для горения также может создавать проблемы для горелок, хотя при этом способе более низкая степень сжатия приводит к более высокому КПД. Прогнозируется достижение КПД около 53 % (при температуре на входе в турбину 1200 °C).