ГАЗОТУРБИННЫЕ И ПАРОГАЗОВЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
(РАЗМЕЩЕНИЕ)
А.М. ФАДДЕЕВ (Географический факультет МГУ им. М.В. Ломоносова)
КАКИЕ экономико-географические факторы следует учитывать при размещении газотурбинных и парогазовых электростанций в различных регионах России? Что дал опыт их эксплуатации в советский и постсоветский период? В чём причины их растущей привлекательности? Какое место занимают газотурбинные и парогазовые электростанции в современном энергобалансе страны? На эти вопросы отвечает предлагаемая статья.
В течение последних 15 лет в российской теплоэнергетике получили широкое распространение новые типы генерирующих агрегатов -газотурбинные и парогазовые установки (далее - ГТУ и ПГУ соответственно), которые по технико-экономическим показателям радикально отличаются от традиционных паротурбинных установок (далее - ПТУ). Сейчас, в 2013-2015 гг., темпы ввода б в эксплуатацию генерирующих мощно- стей приближаются к своему пику за § весь постсоветский период. В связи с § этим представляет особый интерес из-^ учение особенностей размещения этих | типов генерирующих установок. ^ Факторы размещения традиционных К видов генерирующих установок (АЭС, § ГЭС, а также ТЭС, основанных на ПТУ) " были изучены достаточно давно: к I 1960-м гг. для тепловых и гидравличе-5 ских электростанций1, несколько позд-
1 Шелест В.А. Экономика размещения электроэнергетики СССР. М.: Наука, 1965.
нее - для атомных2. Однако до сих пор не было опубликовано работ, в которых были бы описаны территориальные закономерности размещения ТЭС, основанных на ГТУ и ПГУ.
Материалы и методы исследования. Рассмотрим основные факторы и предпосылки размещения промышленных предприятий. Под факторами размещения производств понимаются "технико-экономические особенности производств и отраслей промышленности, зависящие от специфики техники и технологии получения продукции, потребностей общества в определённых конкретных её видах, достижений науки" 3.
Согласно Н.В. Алисову, факторы представляют собой своего рода "вводные" для решения задачи размещения производства. Решение же этой задачи также зависит от географических предпосылок производства, которые определяются как "географические особенности отдельных стран и районов, влияющие на... размещение отдельных производств и отраслей".
В качестве базовой концепции для анализа размещения предприятий было взято представление об энергети-
2 Энергетический комплекс СССР / Под ред. Ме-лентьева Л.А., Макарова А.А. М.: Экономика, 1983.
3Алисов Н.В. О соотношении и взаимосвязях факторов, условий и предпосылок размещения промышленности как категорий разных систем // Вопросы географии промышленности СССР и зарубежных стран. М.: Московский филиал Географического общества СССР, 1977.
30
© А.М. Фаддеев
ческих порогах, разработанное Г. Кржижановским и Л. Мелентьевым4.
В качестве исходной статистической информации использованы данные о параметрах газовых и паровых турбин, введённых в эксплуатацию как в советское время, так и в постсоветский период.
В расчётах учитывались агрегаты, планируемые к вводу в эксплуатацию в 2014-2018 гг. при условии, что по состоянию на июнь 2014 г. были известны поставщики турбин.
В качестве территориальных ячеек на уровне выше субъектов федерации применяется сетка объединённых энергосистем (ОЭС), используемая ОАО "Системный оператор ЕЭС"5. Границы между ОЭС обусловлены территориальной структурой электроэнергетики и зачастую совпадают с границами федеральных округов.
Особенности ГТУ и ПГУ и факторы их размещения. ГТУ - это турбогенератор, в котором лопатки турбины вращаются не паром (как в традиционной ПТУ), а непосредственно продуктами сгорания топлива. С одной стороны, продукты сгорания перед лопатками турбины характеризуются огромной температурой по сравнению с паром в ПТУ (600-1300°С против 300°С), что требует применения высококачественной стали для изготовления деталей турбины. Кроме того, ГТУ, работающая в конденсационном режиме, отличается низким КПД (30-35%).
С другой стороны, давление газа перед турбиной (до 20 атмосфер) гораздо ниже, чем пара в ПТУ (до 240 атмосфер), что позволяет сократить толщину стенок турбины. Это означает, что газовая турбина будет нагреваться или охлаждаться гораздо быстрее паровой, что позволит сократить перио-
4 Энергетический комплекс СССР /Под ред. Ме-лентьева Л.А., Макарова А.А. М.: Экономика, 1983.
5 Отчёт о функционировании ЕЭС России. [Электронный ресурс] - ОАО 'Системный оператор
ЕЭС". 2005-2014. URL: http://so-ups.ru/index.
php?id=tech_disc2014ups (дата обращения: 22.06.2014).
ды запуска и остановки турбины. Если для пуска ПТУ необходимо несколько часов, то ГТУ может выйти на требующуюся частоту за несколько минут. Таким образом, ГТУ является высокоманёвренным турбоагрегатом.
ПГУ представляет собой комбинацию ГТУ и ПТУ. В этих установках остаточная теплота газов, прошедших через ГТУ, используется для нагрева воды, которая в виде пара приводит в действие ПТУ. Благодаря утилизации тепла ПГУ отличаются высоким КПД (55-60%), что совершенно недостижимо для ПТУ, работающих в конденсационном режиме (КПД 35-40%)6.
На основании описанных особенностей ГТУ можно сформулировать факторы их размещения. Во-первых, это требовательность к газовому и жидкому топливу. Во-вторых, это способность к быстрому запуску и остановке (манёвренность). В-третьих, это низкий КПД. Все факторы, кроме последнего, характерны и для ПГУ.
Эксплуатация ГТУ и ПГУ в советский период. Первые опытно-промышленные ГТу и ПГУ на территории РСФСР были введены в эксплуатацию в начале 1960-х гг. на Каширской ГРЭС и в Ленинграде. Ещё раньше несколько ГТУ было построено на электростанциях УССР. ГТУ и ПГУ на электростанциях РСФСР играли крайне слабую роль - их мощность составляла не более 10 МВт.
Строительство ГТУ и ПГУ более высокой мощности было развёрнуто | в РСФСР в 1970-е гг.: в этот период г были возведены 2 ГТУ мощностью по | 100 МВт на Краснодарской ГРЭС и § 3 аналогичных ГТУ на ГРЭС-3 Мос- $ энерго. Впоследствии ГТУ мощностью 1 100 и 150 МВт были установлены ^ на Ивановской ГРЭС и ГРЭС-3 Мос- I энерго соответственно. Однако планы § 1980-х гг. по массовому вводу в эксплуа- £ тацию ГТУ на ГРЭС европейской части |
6 Фортов В.Е. Энергетика в современном мире. Научное издание / Фортов В.Е., Попель О.С. Долгопрудный: Изд. дом "Интеллект", 2011.
Количество
Юг
Годы
] ГТУ ППГУ □ ПТУ на ТЭС ■ ГЭС, АЭС и прочие
Рис. 1.
Структура электрогенерирующих мощностей, введённых в эксплуатацию и строящихся на территории России по типам установок. Примечание: прогнозная оценка на 20142018 гг. дана только по тепловой энергетике.
страны не были реализованы7. ПГУ в советской электроэнергетике получили ещё меньшее распространение, чем ГТУ большой мощности. До распада СССР они были построены лишь на Невинномысской и Молдавской ГРЭС.
Гораздо более широкое распространение в советское время получили ГТУ мощностью от 2.5 до 35 МВт. Благодаря своей манёвренности ГТУ ю могут быть эффективно использованы § в энергоузлах, изолированных от объ-г единённых энергосистем. Кроме того, I ГТУ существенно опережают по мощ-§ ности ранее применявшиеся в энерго-| узлах дизельные электрогенераторы. | Вследствие этого ГТУ стали использоваться как основной источник электро-I энергии в изолированных энергоузлах, § даже несмотря на недостатки в виде £ низкого КПД и высокой себестоимости | электроэнергии.
X
о -
7 Электроэнергетика России:история и перспективы развития / Под общей ред. Дьякова А.Ф. М.: АО "Информэнерго", 1997.
В 1970-1990 гг. множество ГТУ было построено в регионах Севера и Крайнего Севера: в Коми АССР, Ханты-Мансийском и Ямало-Ненецком АО, Якутской АССР, Хабаровском крае, Сахалинской области. Газотурбинные электростанции возводились не только в стационарном исполнении, но также производились в виде передвижных энерговагонов и плавучих электростанций. В целом, ГТУ заняли определённую нишу между менее мощными дизельными электрогенераторами и более мощными ПТУ, которые возводились в крупнейших изолированных энергоузлах (Норильск, Николаевск-на-Амуре).
Строительство ГТУ и ПГУ в период после 2000 г. На рис. 1 можно видеть, насколько сильно возросли объёмы вводов генерирующих мощностей в российской электроэнергетике с начала 2000-х гг. При этом существенную долю в структуре этих вводов, особенно в последние годы, занимают ГТУ и ПГУ (45% и 63% в 2000-2013 гг. соответственно). Суммарная мощность ГТУ и ПГУ, введённых в 2000-2014 гг. и предполагаемых к вводу в 2014-2018 гг., равна почти 32 ГВт, что составляет более 20% от суммарной мощности ТЭС России в 2000 г. Именно массовый ввод в эксплуатацию этих типов генерирующих установок позволили приостановить рост уровня износа турбинного оборудования электростанций страны. По оценкам Министерства энергетики РФ (Минэнерго), в 2011-2015 гг. средний возраст оборудования электростанций страны снизится с 33.3 года до 32.68. Сохранение прежних темпов
8 Экспресс-доклад «Анализ итогов деятельности электроэнергетики». [Электронный ресурс] - Министерство энергетики РФ. -2012-2013 гг.-иИ1.: ЬПр:// www.minenergo.gov.ru/press/doklady/?PAGEN_1=2 (дата обращения: 22.06.2014).
износа и выбытия генерирующего оборудования грозило привести к кризису в теплоэнергетике9.
2000 г. представляет собой знаковый рубеж по двум причинам. Во-первых, в том году была введена в эксплуатацию первая в России крупная ПГУ, расположенная на Северо-Западной ТЭЦ в Санкт-Петербурге. Во-вторых, в том году началась разработка реформы отрасли, реализация которой способствовала массовому строительству ГТУ и ПГУ10.
После распада СССР Россия располагала слабым производственным потенциалом в сфере выпуска газовых турбин: к 1991 г. только Ленинградский металлический завод (ЛМЗ) мог выпускать ГТУ мощностью 150 МВт. В последующие годы потребность электроэнергетики в газовых турбинах покрывалась за счёт различных источников. Во-первых, было освоено производство ГТУ мощностью до 50 МВт несколькими заводами по выпуску авиационных двигателей. Во-вторых, ОАО "Рыбинские моторы" и ЛМЗ приобрели лицензии на п
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.