Электрические сети энергосистем Турбины тепловых и атомных электростанций Развитие атомной энергетики Анализ мирового энергетического рынка Воздействие радиации на человека Машиностроение для энергетики

Союз атома и газа

В соответствии с Генеральной схемой «Стратегии развития электроэнергетики России до 2030 года» определен баланс по энергозонам страны и выбор вида предпочтительной генерации для каждой зоны [10]. По уверению руководителя департамента по управлению инвестиционными программами концерна “Росэнергоатом” К.В.Завизенова: «Если в одной точке возможно сооружение газовой и атомной электростанции, то необходимо выбрать одну из них, пользуясь четко определенными критериями. Однако, для РАО ЕЭС самым интересным видом топлива является газ. Они подчёркивают дешевизну и экологичность этого вида топлива. Именно поэтому сейчас существует перекос в энергетической корзине страны в пользу газа. Также РАО ЕЭС видит проблему в достижении баланса между маневренной и базовой мощностью» [10]. По словам А.К.Полушкина, заместителя генерального директора концерна Росэнергоатом, директора по развитию: «Позиция РАО «ЕЭС России» состоит в том, что только первая половина ФЦП развития атомной энергетики в принципе принимается» [11]. Налицо противостояние двух подходов к развитию электроэнергетики России. Но так ли уж эти два подхода антагонистичны?

В России приняты две Федеральные Целевые Программы: ФЦП развития атомной энергетики и "Энергоэффективная экономика" на 2007-2010 годы и на перспективу до 2015 года [7]. В сфере энергосбережения и энергоэффективной экономики первым шагом стоит эффективное использование топливных ресурсов при производстве электроэнергии, иными словами производство электроэнергии с максимально возможным коэффициентом полезного действия (КПД). Основным блоком федеральной целевой программы (ФЦП) развития атомной энергетики признан ВВЭР-1000. К сожалению, технология ВВЭР ограничивает максимальную температуру рабочего тела паротурбинной установки на сегодняшний день на уровне 276-296оС (для инновационных ВВЭР – 307-317оС), что, в свою очередь, ограничивает максимально возможный КПД брутто установки на уровне 33-36%, а значит КПД нетто будет на уровне 28-30%. Перегрев острого пара для ВВЭР-1000 возможен только от внешнего источника. Наибольший КПД (до 55%-57%) на сегодняшний день имеют парогазовые установки - ПГУ [8]. По оценке американских экспертов доля АЭС в производстве электроэнергии в мире снизится к 2020 г. до 4% (8% в 1999 г.), а доля газа увеличится до 28% (23% в 1999 г.).

Оставим на совести американских экспертов подобные цифры, однако они позволяют обратить пристальное внимание на газотурбинные установки. Заявленная правительством США программа Vision-21 предусматривает к 2015 году разработку проектов электростанций на базе комбинированных установок с газотурбинными установками (ГТУ) и топливными элементами с КПД больше 75% (75-80% для комбинированного производства электроэнергии и тепла) и с нулевым выбросом вредных и тепличных газов в атмосферу.

Если взять самые современные газотурбинные установки, то при максимальной температуре рабочего тела 1400-1500оС они имеют КПД брутто около 40% (без использования парового цикла), так как температура газов на выхлопе составляет 500-600оС. На сегодняшний день, для повышения КПД используют симбиоз ГТУ и паровой турбины или пылеугольной ТЭС, в результате общий КПД увеличивается до 50-55%. Сама собой напрашивается идея также соединить ГТУ и АЭС с ВВЭР и попытаться утилизировать тепло газов на выхлопе ГТУ с помощью котла-утилизатора в паровом цикле турбоустановки АЭС с ВВЭР-1000 или другой РУ с ВВЭР, при этом суммарный КПД комбинированной установки повысится до недосягаемой пока для АЭС величины – 40-49%. Подобное соединение ГТУ с пылеугольной турбоустановкой приводит к повышению КПД комбинированной установки до 46-50% [8]. Соотношение мощностей ГТУ и паровой турбины пылеугольной ТЭС – 0.25 для тепловой схемы ПГУ с полузависимой схемой работы. В этой схеме утилизированное тепло от ГТУ используется для подогрева питательной воды паровой турбоустановки [8].

Турбоустановка блока АЭС с ВВЭР-1000, например, Ленинградского металлического завода (ЛМЗ) К-1000/60-3000 работает на насыщенном паре при давлении на входе в турбину 59-60бар (температура насыщения 275оС), поэтому расход пара на единицу мощности здесь выше, чем на конденсационных турбинах ТЭС с перегревом до 540-550оС. Чтобы осуществить подобный перегрев острого пара как на ТЭС для турбины К-1000/60-3000 потребуется примерно 35% дополнительной мощности от мощности испарителя, что соответствует, с учетом температурного перепада выхлопных газов, мощности ГТУ в 1500 МВт. На сегодняшний день это осуществить невозможно, да и не рационально. Рассмотрим вариант с ГТУ мощностью около 334МВт и турбиной К-1000/60-3000. В этом случае, максимально возможный перегрев острого пара составит 30-40оС. Остальной теплоперепад выхлопа ГТУ может утилизироваться для промперегрева пара и подогрева питательной воды. В этом варианте мощность ГТУ составит 334МВт. Утилизированное в котле-утилизаторе тепло даст прирост мощности паровой турбины примерно 173МВт. Суммарный КПД газотурбинной установки и турбоустановки АЭС с ВВЭР-1000 может составить примерно 39,0% брутто, а суммарная мощность комбинированной установки составит 1507МВт.

ГТУ обладает наивысшей маневренностью на сегодняшний день, поэтому выгодно ее использовать для пиковых потреблений энергии. Особенностью работы ГТУ является также зависимость ее выходной мощности от температуры наружного воздуха. Газовая турбина, работающая при температуре наружного воздуха 0оС, вырабатывает на 20% больше электроэнергии, чем та же турбина при 30оС [8]. Это особенно важно для осенне-зимних пиков потребления электрической и тепловой энергии. Установки могут работать совершенно автономно, что позволяет осуществлять поставки электроэнергии при внеплановых ремонтах. На всех АЭС имеется пускорезервная котельная для пуско-наладочных работ на АЭС, работающая обычно на мазуте. ГТУ может играть роль пускорезервной котельной, и в то же время, роль полноценной установки отпуска электроэнергии, повышающей общий КПД АЭС. ГТУ при соответствующем исполнении может выполнить роль резервной системы электропитания для общестанционных нужд. Не будем замахиваться на системы безопасности, так как существует запрет использования систем безопасности для функций нормальной эксплуатации. Однако, безусловно, выгоднее вместо простаивающего оборудования использовать оборудование, участвующее в процессе выработки электроэнергии постоянно или в пиковых режимах. Поставка газа для ГТУ может осуществляться, как по магистральным газопроводам, так и в жидком виде, как сжиженный природный газ (LNG-Liquefied Natural Gas). Транспортировка газа на специализированных танкерах этим способом активно развивается в мире в настоящее время.

В работе [4] еще в 1988 году были представлены результаты исследований нескольких схем подключения двух ГТУ типа ГТЭ-130-850 к РУ с ВВЭР-1000 и турбиной К-1000-60/1500 или К-1000-60/3000. Исследовались по отдельности варианты с перегревом острого пара, промежуточным перегревом и частичным подогревом питательной воды. В работе показано, что при раздельном использовании предложенных схем наибольшей эффективностью обладает схема с промежуточным перегревом пара в котле–утилизаторе за счет выхлопных газов. Замещение регенеративного подогрева питательной воды на подогрев в котле утилизаторе не приводит к заметному увеличению КПД энергоустановки.

Использование ГТУ для плавучих энергоблоков может быть даже более интересным, так как их использование предусматривается в локальных энергосетях, и ГТУ в этом случае может использоваться как резервная система электропитания и система, работающая в маневренном режиме в локальной энергосети. Кроме этого, для малых мощностей имеется широкая гамма модификаций ГТУ.

Вопрос оптимального соотношения мощности ГТУ и энергоблока АЭС и оптимальных схем подключения требует отдельных полноценных исследований. Каковы же преимущества предлагаемой комбинированной установки:

Возможность участия в маневренных режимах за счет ГТУ (РУ в это время работает в базовом режиме);

Увеличение отпуска электроэнергии в период осенне-зимнего пика потребления за счет увеличения мощности ГТУ при понижении температуры окружающего воздуха;

Существенное повышение КПД комбинированной установки по сравнению с КПД автономной работы каждой составляющей;

Работа цилиндров турбин на перегретом паре (большая надежность, больший внутренний КПД турбины);

Возможность автономной работы и независимость отпуска электроэнергии в режиме автономной работы;

Поэтапность монтажных и пусковых работ (время монтажа и пуска ГТУ меньше по сравнению с АЭС, поэтому ГТУ может автономно вырабатывать электроэнергию в процессе строительства и монтажа АЭС).

В итоге два различных устройства, соединенные вместе, рождают комбинированный продукт с более высокими характеристиками, чем взятые по отдельности. Исходя из вышесказанного, атом должен протянуть руку дружбы газу и до поры перехода на водородную энергетику дружно шагать рука об руку. Использование в будущем в качестве топлива водорода откроет еще более широкие перспективы для комбинированных технологий.

Конечно, существует масса технических проблем на пути реализации подобной комбинированной схемы:

Обоснование пожаробезопасности;

Корректировка обоснования безопасности АЭС;

Потери давления пара в котле-утилизаторе и т.д.

Однако эти проблемы можно решить, но оценивать целесообразность реализации комбинированной схемы необходимо через экономические критерии: выгодно или нет.

На пути реализации новой атомной стратегии необходимо решить целый ряд внешних и внутренних проблем. Как отмечено в [9], в атомной энергетике существуют следующие внешние проблемы:

1. Необоснованно завышенная норма дисконтирования (12%) создаёт искусственные барьеры для атомной энергетики на стадии экономического обоснования стратегических решений.

2. Тарифное регулирование электроэнергетики, в той форме, в которой оно существует сегодня, приводит к искусственному снижению инвестиционного потенциала атомной энергетики.

3. Экономически необоснованные низкие внутренние цены на природный газ деформируют инвестиционный рынок России, а экономически обоснованная возможность развития атомной энергетики рассматривается без учёта альтернативных издержек, связанных с дешёвым внутренним сжиганием на газовых ТЭС дорогого экспортного ресурса.

4. Диспетчерские ограничения вынуждают работать АЭС в небазовом режиме, что приводит не только к снижению экономических показателей атомной энергетики, но и к ухудшению её технического состояния [9].

На наш взгляд, часть этих проблем может быть решена в ближайшем будущем, если атом повернется лицом к газу и будет жить с ним дружно на взаимовыгодных условиях.


На главную