Троэнергетики и её современное состояние

Рис. 6.3. Динамика снижения средневзвешенного удельного расхода топлива 
на отпуск электроэнергии ТЭС, 
%:
вариант 1 – только для обеспечения прироста потребления;
вариант 2 – для обеспечения потребности в компенсации выводимых
из эксплуатации ТЭС
 
Сопоставление экономической эффективности различных спосо-
бов технического перевооружения существующих и сооружения новых 
тепловых электростанций, а также сравнение нескольких принципиаль-
но различающихся вариантов их развития выявили: 
 
предпочтительность большинства способов технического пере-
вооружения существующих ТЭС по сравнению с новым строи-
тельством; 
 
высокую экономическую эффективность использования ПГУ и 
ГТУ как на существующих, так и на новых ТЭЦ и КЭС; 
 
особенно высокую эффективность увеличения мощности дейст-
вующих газомазутных ТЭЦ за счет газотурбинных надстроек и 
превращения их в ПГУ-ТЭЦ (в первую очередь, при утилизацион-
ной схеме). 
Структура мощности ТЭС должна быть изменена в сторону уве-
личения доли новых технологий (ГТУ и ПГУ) на газомазутных КЭС и 
ТЭЦ к 2020 г. до 24–30 % и на угольных КЭС –
до 14–17 % (в 2000 г. – 
10 %), рис. 6.4. Реализация такого изменения структуры генерирующих 
мощностей возможна только при проведении целенаправленной цено-
вой политики по ликвидации диспропорций между ценами разных ви-
дов топлива.
Рост экологических налогов и ужесточение санкций за ущерб ок-
ружающей среде вынуждают энергетиков во всем мире ставить эколо-

---

159
гические критерии как минимум в один ряд с требованиями энергетиче-
ской безопасности и эффективности. Например, в США действует госу-
дарственная программа «Чистая угольная технология» («Clean Coal 
Technology»). 
Наиболее передовые угольные технологии в энергетике уже сей-
час по экологичности почти не уступают газовым. В Германии вредные 
выбросы электростанций, работающих даже на низкосортных бурых уг-
лях, минимальны.
Рис. 6.4. Динамика изменения технологической структуры производства 
электроэнергии на тепловых станциях в России, % [3] 
Для расширения масштабов использования угля в условиях уже-
сточения экологических требований и ограничения объёмов газа, сжи-
гаемого в топках электростанций, а также с учётом современных рос-
сийских реалий перспективными направлениями наращивания генери-
рующих мощностей являются следующие: 
1. 
Широкое внедрение на газовых ТЭС парогазовых технологий с 
использованием преимущественно конкурентоспособного обору-
дования, изготовленного российскими энергомашиностроитель-
ными предприятиями. Их высокая энергетическая эффективность 
приведет к экономии топлива и, как следствие, к сокращению вы-
бросов в атмосферу окислов азота в 2–3 раза. Замена паровых 

---

160
турбин на работающие в когенерационном режиме ПГУ может 
при тех же объёмах выработки тепла и потреблении газа либо 
увеличить выработку электроэнергии, либо сократить потребле-
ние газа.
2.
Наращивание темпов внедрения в «большую» топливную энергети-
ку мощных ГТУ (мощностью по 110 МВт). Разработка отечествен-
ных ГТУ ведется с использованием потенциала предприятий-
производителей авиационных и судовых газотурбинных двигателей. 
ОАО «Сатурн – газовые турбины» освоило серийное производст-
во газовых турбин мощностью 110 МВт (ГТУ-110). Сравнение их ха-
рактеристик с зарубежными аналогами подтверждает высокий техниче-
ский уровень отечественной турбины. Она имеет лучшие массо-
габаритные характеристики, что позволяет транспортировать ГТУ-110 в 
полной заводской готовности. Установка таких энергоагрегатов уже на-
чалась. 
ФГУП «Салют» является родоначальником новых высокоэффек-
тивных ГТУ сложного цикла – с впрыском пара в камеру сгорания двига-
теля. В частности, такой установкой является ПГУ-60 с электрической 
мощностью 60 МВт и тепловой – 42,5 Гкал/ч, с КПД 52 %, коэффициен-
том использования топлива 95 % и сроком окупаемости менее 3,5 лет. 
Энергетики связывают много надежд с этими установками, поскольку 
открываются широкие перспективы для формирования целой гаммы 
промышленных газовых турбин в диапазоне мощностей от 50 до 
180 МВт. (Корпорация «Siemens» создала крупнейшую в мире газовую 
турбину мощностью 340 МВт. Ее вес – 440 т, длина – 13 м, высота – 5 м). 
Важным достоинством газовых турбин является возможность их 
быстрого запуска или останова в зависимости от изменения электриче-
ской нагрузки. 
3.
Применение передовых технологий сжигания твердого топлива, 
прежде всего в котлах мощных (450 МВт и выше) угольных бло-
ков с суперкритическими параметрами и с КПД 45–47 %. 
Начиная с 1920-х гг. технологии традиционных паротурбинных 
агрегатов тепловых станций (позднее и атомных) развивались по пути 
использования все более высоких параметров пара и увеличения еди-
ничной мощности установок, что позволяло улучшать технико-
экономические параметры установок, а через это – и их экологичность. 
4.
Использование передовых УПХ-технологий (Улавливание, По-
глощение, Хранение) для уменьшения негативного воздействия на 
окружающую среду (гл. 13). 
Для быстрой ликвидации нарастающего энергодефицита в тече-
ние первых двух–трёх десятилетий XXI в. в России сохранятся основ-

---

161
ные признаки «газовой паузы» – в генерации будут преобладать газовые 
технологии, обеспечивающие высокие темпы и сравнительно низкую 
стоимость наращивания генерирующих мощностей. В последующем 
уголь должен будет вытеснять газ на тепловых электростанциях – доля 
угольной генерации должна постепенно увеличиться, а технологии уг-
ледобывающего и энергогенерирующего производства, по прогнозам, 
будут изменяться, как показано в табл. 6.3.
Таблица 6.3 
 Реализованная и прогнозируемая эволюция технологии 
 угледобывающего и энергогенерирующего производства 
Период и состояние 
Этапы развития угледобывающих
и энергогенерирующих систем 
1950–2000 гг. 
Широкое промышлен-
ное paспpoстранение 
Прямое сжигание угля на пылеугольных электростанци-
ях. Паротурбинные электрогенераторы с выбросами SO, 
NO и СО
2
. Общий КПД = 0,30–0,35 (I поколение) 
2000–2025 гг. 
Демонстрационные 
полупромышленные 
углеэнергетические 
комплексы 
Интегрированные углеэнергетические комплексы, внут-
рицикловая газификация угля с генерированием элек-
троэнергии на парогазотурбинных установках комбини-
рованного цикла с использованием в качестве топлива 
генераторного газа; минимальные выбросы SO, и NО
х
. 
Общий КПД = 0,40–0,55 (II поколение)
2025–2050 гг. 
Демонстрационные 
полупромышленные 
углеэнергетические 
комплексы 
Интегрированные углеэнергетические комплексы, под-
земная газификация угля, извлечение угольного метана с 
генерированием электроэнергии на парогазотурбинных 
установках комбинированного цикла с минимальными 
выбросами SO и NО
х
. Общий КПД = 0,45–0,60 (III поко-
ление)
2050–2100 гг. Демонст-
рационные проекты от-
дельных углеэнергети-
ческих подсистем 
Интегрированные углеэнергетические предприятия на 
водородном топливе. Безлюдная, бесшахтная эксплуата-
ция углеметановых месторождений, получение водорода 
из генераторного газа и угольного метана, водородные 
парогазотурбинные установки двойного пароводородно-
го цикла с нулевыми выбросами парниковых газов в ат-
мосферу. Общий КПД = 0,6–0,7 (IV поколение)