Доля тепловой генерации угольными тепловыми электростанциями

Необходимо отметить, что значительную долю тепловой генерации на территории Российской Федерации составляют угольные тепловые электростанции, априори обладающие значительно более низкими показателями эффективности по сравнению с газовыми ТЭС. Более того, для большинства угольных ТЭС характерны следующие особенности: срок эксплуатации не менее половины основного оборудования превышает 45 лет; параметры пара находятся на уровне типовых решений 1950-х годов; примерно треть оборудования (котлов и турбин) имеет предельно низкие параметры; низкий уровень утилизации тепла уходящих газов котлов и уплотнения газовых трактов, снижающий экономическую эффективность их эксплуатации; недостаточный уровень оснащенности котельных установок средствами очистки дымовых газов и превышение вследствие этого объемов выбросов вредных веществ [Будилов и др., 2006]. Перевод угольных электростанций на парогазовый цикл в рамках программы модернизации способен значительно повысить показатели безопасности и экономической эффективности электростанций и энергосистемы в целом.

В то же время показатель средней расчетной себестоимости производства электроэнергии на протяжении всего жизненного цикла тепловой электростанции (LCOE ТЭС) является самым низким среди любых иных видов генерирующего оборудования (табл. 1).

Таблица 1

Средняя расчетная себестоимость производства электроэнергии на протяжении всего жизненного цикла тепловой электростанции (LCOE ТЭС)

Вид	Значение (руб./кВт*ч)
ТЭС (ДПМ-1)	3,25
ГЭС	4,1
АЭС	6,0
ВЭС	12,0
СЭС	25,0
МГЭС	10,0

 

Таким образом, российская электроэнергетика в значительной степени зависит от современных тепловых электростанций и их надежности. Необходимость обеспечения беспрерывного процесса развития и повышения эффективности применения углеводородных ресурсов обусловлена обеспечением надежности энергосистемы, но в то же время не представляется возможной без применения современных технологий, реализованных на территории Российской Федерации [Грабчак, 2016].

Необходимо также отметить, что газовые турбины большой мощности являются составной и неотъемлемой частью российской энергетической системы. Конверсия пара на агрегатах электрических станций комбинированного цикла вместе с газотурбинными установками стала мейнстримом в России. В течение последних пятнадцати лет парогазовые турбины являются наиболее перспективной технологией в тепловой генерации электрической энергии. Помимо комбинированной выработки газовые турбины в составе электростанций широко применяются для когенерации и покрытия пиков потребления в энергосистеме [Klimenko et al., 2017].

В данном случае ключевой проблемой является то, что в настоящее время в электроэнергетике на объектах генерации наблюдается высокая доля импорта на следующем оборудовании:

· газовых турбинах;

· гидравлических турбинах;

· трансформаторах (автотрансформаторах);

· выключателях [Зернова, 2016].

Парогазовые установки (ПГУ) отечественного производства, выпускаемые на основе газовых турбин большой мощности с востребованными характеристиками, являются ключевым фактором, который обеспечит функционирование энергосистемы и как следствие – развитие экономики России. Также следует отметить и практическую значимость газотурбинных установок: высокоманевренные газотурбинные установки незаменимы при эффективном покрытии графика электрических нагрузок (внутрисуточное колебание графика потребления).

Однако в рамках развития отечественного энергетического машиностроения следует отметить наличие некоторой «разомкнутости» в цикле инновационного развития отрасли. Процесс развития турбиностроения подразумевает опытно-конструкторские работы, разработки научного направления, подготовку мощностей для серийного производства, предварительную опытно-промышленную эксплуатацию и реализацию произведенной продукции на площадках электростанций, а также сервисную поддержку эксплуатации продукции.