Развитие тэс. Тепловая энергетика

Перспективы развития электроэнергетики

Стратегическими целями развития электроэнергетики в рассматриваемой перспективе являются:

­ надежное энергоснабжение экономики и населения страны электроэнергией;

­ сохранение целостности и развитие Единой энергетической системы страны, ее интеграция с другими энергообъединениями на Евразийском континенте;

­ повышение эффективности функционирования и обеспечение устойчивого развития электроэнергетики на базе новых современных технологий;

­ снижение вредного воздействия на окружающую среду.

Исходя из прогнозируемых объемов спроса на электроэнергию при высоких темпах развития экономики (оптимистический и благоприятный варианты), суммарное производство электроэнергии может возрасти по сравнению с 2000 г. более, чем в 1,2 раза к 2010 г. (до 1070 млрд. кВт.ч) и в 1,6 раза к 2020 г. (до 1365 млрд. кВт.ч). При пониженных темпах развития экономики (умеренный вариант) производство электроэнергии составит, соответственно, 1015 и 1215 млрд. кВт.ч.

Обеспечение этих уровней электропотребления требует решения ряда проблем, которые носят системный характер:

­ ограничения по межсистемным перетокам мощности,

­ старение основного энергетического оборудования,

­ технологическая отсталость, нерациональная структура топливного баланса и др.

Остаются невостребованными энергетические мощности, Сибирских ГЭС и ТЭС: запертые мощности в этом регионе составляют порядка 7-10 млн. кВт. Поэтому одной из стратегических задач электроэнергетики является развитие межсистемных электропередач 500-1150 кВ для усиления надежности параллельной работы ОЭС Сибири с энергосистемами европейской части России по трассе Итат - Челябинск и с ОЭС Дальнего Востока (Иркутск - Зея - Хабаровск). Это позволит избежать дорогостоящих перевозок угля из Кузбасса и КАТЭКа за счет их использования на местных ТЭС с выдачей 5-6 млн. кВт на запад и 2-3 млн. кВт - на восток. Кроме того, использование маневренных возможностей ГЭС Ангаро-Енисейского каскада снимет напряженность с регулированием графика нагрузки в европейских районах.

Износ активной части фондов в электроэнергетике составляет в целом 60-65%, в т.ч. в сельских распределительных сетях - свыше 75%. Отечественное оборудование, составляющее техническую основу электроэнергетики, морально устарело, уступает современным требованиям и лучшим мировым изделиям. Поэтому необходимо не только поддержание работоспособности, но и существенное обновление ОПФ на базе новой техники и технологий производства и распределения электроэнергии и тепла.

Наличие в энергосистемах изношенного, выработавшего свой ресурс оборудования, доля которого уже превысила 15% всех мощностей, и отсутствие возможности его восстановления вводит электроэнергетику в зону повышенного риска, технологических отказов, аварий и, как следствие, - снижения надежности электроснабжения.

Нерациональная структура топливного баланса обусловлена проводившейся политикой цен на первичные энергоносители для электростанций. Цены на уголь в среднем в 1,5 раза превышают цены на газ. При таких условиях, учитывая большую капиталоемкость угольных электростанций, они становятся не конкурентоспособными и не могут развиваться, что может усугубить сложившуюся за последние годы ситуацию, когда в структуре топливного баланса тепловых электростанций доля выработки электроэнергии на газе превышала 60%.

Для развития единой национальной электрической сети как основного элемента Единой энергосистемы России и укрепления единства экономического пространства страны предусматривается сооружение ЛЭП в объеме, обеспечивающем устойчивое и надежное функционирование ЕЭС России и устранение технических ограничений, сдерживающих развитие конкурентного рынка электрической энергии и мощности.

В основу перспективного развития электрической сети ЕЭС России закладываются следующие основные принципы:

­ гибкость, позволяющая осуществлять поэтапное развитие и возможность приспосабливаться к изменению условий функционирования (рост нагрузки, развитие электростанций, реверс потоков мощности, реализация новых межгосударственных договоров по поставке электроэнергии);

­ развитие основной сети ЕЭС России путем постепенной «надстройки» линиями более высокого напряжения после достаточно полного охвата территории сетями предыдущего класса напряжения и исчерпания их возможностей, а также готовности этих сетей к работе с наложенными на них одиночными электропередачами более высокого напряжения;

­ сведение к минимуму числа дополнительных трансформаций 220/330, 330/500, 500/750 кВ в зонах совместного действия этих напряжений;

­ управляемость основной электрической сети путем использования средств принудительного потокораспределения - регулируемых шунтирующих реакторов, вставок постоянного тока, синхронных и статических компенсаторов, электромеханических преобразователей, фазоповоротных устройств и т.п.

Основу системообразующих сетей ЕЭС России в период до 2020 г. по-прежнему будут составлять линии электропередачи 500-750 кВ. Суммарный ввод ЛЭП напряжением 330 кВ и выше в период до 2020 г. должен составить в зависимости от варианта развития 25-35 тыс. км.

Развитие единой электрической сети страны будет осуществляться под контролем Федеральной сетевой компании и Системного оператора (с долей государства в обеих - 75% + 1 акция), при этом будет сохранена и обеспечена вертикаль диспетчерско-технологического управления.

Для обеспечения прогнозируемых уровней электро- и теплопотребления в оптимистическом и благоприятном вариантах вводы генерирующих мощностей на электростанциях России (с учетом замены и модернизации) на период 2003-2020 гг. оцениваются величиной порядка 177 млн. кВт, в том числе на ГЭС и ГАЭС - 11,2 млн. кВт, на АЭС - 23 млн. кВт, на ТЭС - 143 млн. кВт (из них ПТУ и ГТУ - 37 млн. кВт). В умеренном варианте вводы оцениваются величиной порядка 121 млн. кВт, в том числе на ГЭС и ГАЭС - 7 млн. кВт, на АЭС - 17 млн. кВт, на ТЭС - 97 млн. кВт (из них ПТУ и ГТУ - 31,5 млн. кВт).

Развитие электроэнергетики в рассматриваемый период времени будет исходить из следующих экономически обоснованных приоритетов территориального размещения генерирующих мощностей в отрасли:

­ в европейской части России - техническое перевооружение ТЭС на газе с замещением паросиловых турбин на парогазовые и максимальное развитие АЭС;

­ в Сибири - развитие ТЭС на угле и гидроэлектростанций;

­ на Дальнем Востоке - развитие ГЭС, ТЭЦ на газе в крупных городах и в отдельных районах - АЭС, АТЭЦ.

Основой электроэнергетики на всю рассматриваемую перспективу останутся тепловые электростанции, удельный вес которых в структуре установленной мощности отрасли сохранится на уровне 60-70%. Выработка электроэнергии на тепловых электростанциях к 2020 г. возрастет в 1,4 раза по сравнению с 2000 г.

Структура расходуемого топлива на ТЭС будет изменяться в сторону уменьшения доли газа к 2020 г. и, соответственно, увеличения доли угля, причем соотношение между газом и углем будет определяться складывающейся конъюнктурой цен на природный газ и уголь, а также политикой государства в использовании различных видов органического топлива для электроэнергетики.

Определяющим фактором является цена на природный газ, которая должна быть последовательно увеличена до уровня, обеспечивающего достаточные возможности для развития газовой отрасли. Для того чтобы электростанции на угле могли быть конкурентоспособными с электростанциями на газе на формирующемся рынке электроэнергии России, цена на газ должна быть в 1,6-2,0 раза выше цены на уголь. Такое соотношение цен позволит снизить долю газа в структуре потребления топлива ТЭС.

В результате величина среднего тарифа на электроэнергию по всем категориям потребителей оценивается на уровне 2020 г. в диапазоне 4,0-4,5 цент./кВт.ч. Необходимо ликвидировать перекрестное субсидирование и обеспечить дифференциацию тарифов в зависимости от суточного и сезонного графиков покрытия нагрузки, как это принято в мировой практике, так как затраты на производство электроэнергии от дорогих пиковых генерирующих мощностей в несколько раз превышают затраты на производство от базовых мощностей АЭС и ТЭЦ. Кроме того, предусматривается введение системы скидок энергоемким потребителям.

Сценарии развития теплоэнергетики, связанные с возможностью радикального изменения условий топливообеспечения тепловых электростанций в европейских районах страны, ужесточение экологических требований, преодоление к 2010 г. тенденции превышения темпов нарастания объемов оборудования электростанций, выработавших свой парковый ресурс, над темпами вывода его из работы и обновления требуют скорейшего внедрения достижений НТП и новых технологий в электроэнергетике.

Для электростанций, работающих на газе, такими технологиями являются: парогазовый цикл, газотурбинные надстройки паросиловых блоков и газовые турбины с утилизацией тепла. На электростанциях, работающих на твердом топливе, - экологически чистые технологии сжигания угля в циркулирующем кипящем слое, а позже - газификация угля с использованием генераторного газа в парогазовых установках. Новые угольные ТЭС в крупных городах, районах концентрированного сосредоточения населения и сельскохозяйственных регионах должны быть оснащены установками сероочистки.

Переход от паротурбинных ТЭС на газе к парогазовым ТЭС обеспечит повышение КПД установок до 50%, а в перспективе - до 60% и более. Вторым направлением повышения тепловой экономичности ТЭС является строительство новых угольных блоков на суперкритические параметры пара с КПД 45-46%. Это позволит существенно снизить удельный расход топлива на выработку электроэнергии на ТЭС на твердом топливе с 360 г. у.т./кВт.ч в 2000 г. до 310 г. у.т./кВт.ч в 2010 г. и до 280 г. у.т./кВт.ч в 2020 г.

Важнейшую роль в снижении расхода топлива, используемого для производства электрической и тепловой энергии в электроэнергетическом секторе, будет играть теплофикация, то есть выработка электроэнергии на ТЭС с утилизацией теплоты, отработавшей в паросиловом, газотурбинном или комбинированном парогазовом цикле.

Важным направлением в электроэнергетике в современных условиях является развитие распределенной генерации на базе строительства электростанций небольшой мощности, в первую очередь небольших ТЭЦ с ПТУ, ГТУ и на других современных технологиях.

Газотурбинные, газопоршневые и парогазовые ТЭЦ, ориентированные на обслуживание потребителей с тепловыми нагрузками малой и средней концентрации (до 10-50 Гкал/ч), получившие название когенерационных, будут обеспечивать в первую очередь децентрализованный сектор теплоснабжения. Кроме этого, часть районных отопительных и промышленных котельных будет реконструирована (где это возможно и экономически оправдано) в ТЭЦ малой мощности.

В результате в процессе развития теплофикации и когенерации будет возрастать доля независимых от АО-энерго производителей электроэнергии и тепла, увеличится конкуренция производителей электрической и тепловой энергии.

Для выполнения инновационной программы отрасли необходимо осуществить комплекс научных исследований и разработок по следующим направлениям:

­ расширение ресурсной базы электроэнергетики и повышение региональной обеспеченности топливом за счет освоения эффективного экологически чистого сжигания канско-ачинских и низкосортных углей восточных районов России в котлах паротрубных энергоблоков на суперкритические параметры пара, в том числе с «кольцевой» топкой, в расплаве шлака, в топках с циркулирующим кипящим слоем и под давлением;

­ повышение эффективности защиты окружающей среды на основе комплексных систем газоочистки и золоулавливания на энергоблоках;

­ повышение эффективности парогазового цикла за счет выбора схемы утилизации тепла;

­ создание и освоение производства энергетических установок нового поколения на базе твердооксидных топливных элементов для централизованного энергоснабжения, исследование возможности применения в этих целях топливных элементов других типов;

­ создание и внедрение в эксплуатацию надежного электротехнического коммутационного оборудования с элегазовой и вакуумной изоляцией;

­ развитие межсистемных электрических передач с повышенной пропускной способностью;

­ развитие гибких электрических передач;

­ внедрение нового поколения трансформаторного оборудования, систем защиты от перенапряжений и микропроцессорных систем РЗ и ПАА, оптоволоконных систем связи;

­ создание и внедрение электротехнического оборудования, включая преобразовательные агрегаты, для частотно-регулируемого электропривода различного назначения;

­ повышение надежности теплоснабжения на базе повышения долговечности и коррозионной стойкости труб тепловых сетей с пенополиуретановой изоляцией.

Гидроресурсы России по своему потенциалу сопоставимы с современными объемами выработки электроэнергии всеми электростанциями страны, однако используются они всего на 15%. Учитывая рост затрат на добычу органического топлива, и, как следствие, ожидаемое значительное увеличение цен на него, необходимо обеспечить максимально возможное использование и развитие гидроэнергетики, являющейся экологически чистым возобновляемым источником электроэнергии. С учетом этого выработка электроэнергии на ГЭС в оптимистическом и благоприятном вариантах возрастет до 180 млрд. кВт.ч в 2010 г. и до 215 млрд. кВт.ч в 2020 г. с дальнейшим увеличением до 350 млрд. кВт.ч за счет сооружения новых ГЭС.

Гидроэнергетика будет развиваться в основном в Сибири и на Дальнем Востоке, обеспечивая практически базисный режим работы тепловым электростанциям этих районов. В европейских районах, где практически исчерпан экономически эффективный потенциал гидроэнергии, получит развитие строительство малых ГЭС, продолжится сооружение некрупных пиковых ГЭС, преимущественно на Северном Кавказе.

Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России и покрытия неравномерного графика потребления электроэнергии в условиях увеличения доли базисных АЭС в европейской части страны необходимо ускорить сооружение ГАЭС.

Развитие сетевого хозяйства, обновление мощности и обеспечение прироста потребности в генерирующей мощности требует кратного роста инвестиций в отрасли.

При этом источниками инвестиций будут:

­ для тепловых генерирующих компаний - собственные средства компаний (амортизационные отчисления и прибыль), заемный и акционерный капитал;

­ для гидрогенерирующих компаний с государственным участием - наряду с указанными источниками возможно создание и использование целевых инвестиционных фондов, формируемых за счет прибыли ГЭС;

­ для федеральной сетевой компании и системного оператора - централизованные инвестиционные средства, включаемые в тарифы на передачу и системные услуги.

Необходимо осуществить модернизацию коммунальной энергетики, в том числе за счет привлечения частного капитала в эту потенциально привлекательную в инвестиционном отношении сферу хозяйственной деятельности на основе реформирования и модернизации всего жилищно-коммунального комплекса Российской Федерации с преобразованием унитарных муниципальных предприятий, обеспечивающих электроснабжение населения и коммунальной сферы городов, в открытые акционерные общества и последующей их интеграцией с предприятиями АО-энерго, включая использование концессионных, арендных и других механизмов управления объектами коммунальной инфраструктуры.

Для привлечения крупномасштабных инвестиций в электроэнергетику требуется коренное реформирование отрасли и соответствующая государственная тарифная политика.

В соответствии с законом «Об электроэнергетике» реформирование электроэнергетики намечено осуществлять на следующих принципах:

­ отнесение передачи, распределения электрической энергии и диспетчеризации к подлежащим государственному регулированию исключительным видам деятельности, осуществление которых возможно только на основании специальных разрешений (лицензий);

­ демонополизация и развитие конкуренции в сфере производства, сбыта и оказания услуг (ремонт, наладка, проектирование и т.д.);

­ обеспечение всем производителям и потребителям электроэнергии равного доступа к инфраструктуре рынка;

­ единство стандартов безопасности, технических норм и правил, действующих в электроэнергетической отрасли;

­ обеспечение финансовой прозрачности рынков электроэнергии и деятельности организаций регулируемых секторов электроэнергетики;

­ обеспечение прав инвесторов, кредиторов и акционеров при проведении структурных преобразований.

Основной задачей проводимых реформ в электроэнергетике является развитие конкуренции в потенциально конкурентных сферах деятельности - генерация и сбыт электроэнергии в тех районах, где это технологически и экономически реализуемо, что в свою очередь создаст условия более эффективной хозяйственной деятельности в сфере генерации, передачи и сбыта электроэнергии. При этом, безусловно, должна быть обеспечена устойчивая и стабильная работа Единой энергетической системы Российской Федерации, надежное электро- и теплоснабжение регионов Российской Федерации.

Основываясь на принципах экономической целесообразности при формировании управленческой стратегии в области электроэнергетики, а также на безусловном исполнении принципов энергетической безопасности Российской Федерации, государство будет поощрять разумное сочетание экспорта / импорта электроэнергии. Импорт электроэнергии на первом этапе реформирования электроэнергетики будет считаться оправданным в тех случаях, когда он будет способствовать недопущению скачкообразного роста тарифов на внутреннем рынке РФ, а также преодолению дефицита в отдельных сегментах оптового рынка на период реконструкции существующих и строительства новых генерирующих мощностей.

Список литературы

электроэнергетика топливный прогнозирование тариф

1. Ф. Котлер «Маркетинг и менеджмент», Питер, 2004

2. Хунгуреева И.П., Шабыкова Н.Э., Унгаева И.Ю. Экономика предприятия: Учебное пособие. - Улан-Удэ, Изд-во ВСГТУ, 2004.

3. Авдашева «теория отраслевых рынков»

4. Журнал «Бизнес и закон» №10/2008

5. Барышев А.В. «Монополизм и антимонопольная политика», 1994.

Негативные экологические и социальные последствия строительства крупных ГЭС заставляют внимательно посмотреть на их возможное место в электроэнергетике будущего.

Будущее ГЭС

Большие гидроэлектростанции выполняют следующие функции в энергосистеме:

1. производство электроэнергии;
2. быстрое согласование мощности генерации с потребляемой мощностью, стабилизация частоты в энергосистеме;
3. накопление и хранение энергии в форме потенциальной энергии воды в поле тяготения Земли с преобразованием в электроэнергию в любое время.

Выработка электроэнергии и маневр мощностью возможны на ГЭС любого масштаба. А накопление энергии срок от нескольких месяцев до нескольких лет (на зиму и на маловодные годы) требует создания больших водохранилищ.

Для сравнения: автомобильный аккумулятор массой 12 кг напряжением 12 В и емкостью 85 амперчасов может хранить 1,02 киловатт-часа (3,67 МДж). Чтобы запасти такое количество энергии и преобразовать ее в электрическую в гидроагрегате с КПД 0,92, нужно поднять 4 тонны (4 куб.м) воды на высоту 100 м. или 40 тонн воды на высоту 10 м.

Чтобы ГЭС мощностью всего 1 МВт работала на запасенной воде 5 месяцев в году по 6 часов в день на запасенной воде, нужно на высоте 100 м накопить и затем пропустить через турбину 3,6 миллиона тонн воды. При площади водохранилища 1 кв.км понижение уровня составит 3,6 м. Такой же объем выработки на дизельной электростанции с КПД 40% потребует 324 т солярки. Таким образом, в холодном климате запасение энергии воды на зиму требует высоких плотин и больших водохранилищ.

Кроме того, на бо льшей части территории России в зоне вечной мерзлоты малые и средние реки зимой промерзают до дна. В этих краях малые ГЭС зимой бесполезны.

Большие ГЭС неизбежно находятся на значительном расстоянии от многих потребителей, и следует учитывать затраты на строительство линий электропередачи и потери энергии а нагрев проводов. Так, для Транссибирской (Шилкинской) ГЭС стоимость строительства ЛЭП-220 до Транссиба протяженностью всего 195 км (очень мало для такой стройки) превышает 10% всех затрат. Затраты на строительство сетей электропередачи столь существенны, что в Китае мощность ветряков, до сих пор не подключенных к сети, превышает мощность всей энергетики России к востоку от Байкала.

Таким образом, перспективы гидроэнергетики зависят от прогресса технологий и производства, и хранения и передачи энергии в совокупности.

Энергетика – очень капиталоемкая и потому консервативная отрасль. До сих пор работают некоторые электростанции, особенно ГЭС, построенные в начале двадцатого века. Поэтому для оценки перспективы на полвека вместо объемных показателей того или иного вида энергетики важнее смотреть на скорость прогресса в каждой технологии. Подходящие показатели технического прогресса в генерации – КПД (или процент потерь), единичная мощность агрегатов, стоимость 1 киловатта мощности генерации, стоимость передачи 1 киловатта на 1 км, стоимость хранения 1 киловатт-часа в сутки.

Аккумулирование энергии

Хранение электроэнергии – новая отрасль в энергетике. Долгое время люди хранили топливо (дрова, уголь, потом нефть и нефтепродукты в цистернах, газ в емкостях под давление и подземных хранилищах). Потом появились накопители механической энергии (поднятой воды, сжатого воздуха, супермаховики и др.), среди них лидером остаются гидроаккумулирующие электростанции.

Вне зон вечной мерзлоты тепло, накопленное солнечными водонагревателями, уже можно закачивать под землю для отопления домов зимой. После распада СССР прекратились опыты по использованию энергии солнечного тепла для химических превращений.

Известные химические аккумуляторы имеют ограниченное количество циклов заряд-разряд. Суперконденсаторы имеют намного бо льшую долговечность, но их емкость пока недостаточна. Очень быстро совершенствуются накопители энергии магнитного поля в сверхпроводящих катушках.

Прорыв в распространении накопителей электроэнергии произойдет, когда цена снизится до 1 долл. за киловатт-час. Это позволит широко использовать виды электрогенерации, не способные работать непрерывно (солнечная, ветровая, приливная энергетика).

Альтернативная энергетика

Из технологий генерации быстрее всего сейчас происходят перемены в солнечной энергетике. Солнечные батареи позволяют производить энергию в любом потребном количестве – от зарядки телефона до снабжения мегаполисов. Энергии Солнца на Земле в сотню раз больше, чем остальных видов энергии вместе взятых.

Ветроэлектростанции прошли период снижения цен и находятся на этапе роста размеров башен и мощности генераторов. В 2012 году мощность всех ветряков мира превзошла мощность всех электростанций СССР. Однако в 20-е годы 21 века возможности улучшения ветряков будут исчерпаны и двигателем роста останется солнечная энергетика.

Технология больших ГЭС миновала свой «звездный час», с каждым десятилетием больших ГЭС строят все меньше. Внимание изобретателей и инженеров переключается на приливные и волновые электростанции. Однако приливы и большие волны есть не везде, поэтому их роль будет невелика. В 21 веке еще будут строить малые ГЭС, особенно в Азии.

Получение электроэнергии за счет тепла, идущего из недр Земли (геотермальная энергетика) перспективно, но лишь в отдельных районах. Технологии сжигания органического топлива еще несколько десятилетий будут составлять конкуренцию солнечной и ветровой энергетике, особенно там, где мало ветра и солнца.

Быстрее всего совершенствуются технологии получения горючего газа путем брожения отходов, пиролиза или разложения в плазме). Тем не менее, твердые бытовые отходы всегда перед газификацией будут требовать сортировки (а лучше раздельного сбора).

Технологии ТЭС

КПД парогазовых электростанций превысил 60%. Переоборудование всех газовых ТЭЦ в парогазовые (точнее, газопаровые) позволит увеличить выработку электроэнергии более чем на 50% без увеличения сжигания газа.

Угольные и мазутные ТЭЦ намного хуже газовых и по КПД, и по цене оборудования, и по количеству вредных выбросов. Кроме того, добыча угля требует больше всего человеческих жизней на мегаватт-час электроэнергии. Газификация угля на несколько десятилетий продлит существование угольной отрасли, но вряд ли профессия шахтера доживет до 22 века. Очень вероятно, что паровые и газовые турбины будут вытеснены быстро совершенствующимися топливными элементами в которых химическая энергия преобразуется в электрическую минуя стадии получения тепловой и механической энергии. Пока же топливные элементы очень дороги.

Атомная энергетика

Коэффициент полезного действия АЭС последние 30 лет рос медленнее всего. Совершенствование ядерных реакторов, каждый из которых стоит несколько миллиардов долларов, происходит очень медленно, а требования безопасности приводят к росту стоимости строительства. «Ядерный ренессанс» не состоялся. С 2006 г. в мире ввод мощностей АЭС меньше не только ввода ветровых, но и солнечных. Тем не менее, вероятно что некоторые АЭС доживут до 22 века, хотя из-за проблемы радиоактивных отходов их конец неизбежен. Возможно, в 21 веке будут работать и термоядерные реакторы, но их малое число, безусловно, «погоды не сделает».

До сих пор остается неясной возможность реализации «холодного термояда». В принципе, возможность термоядерной реакции без сверхвысоких температур и без образования радиоактивных отходов не противоречит законам физики. Но перспективы получения таким способом дешевой энергии очень сомнительны.

Новые технологии

И немного фантастики в чертежах. Сейчас в России проходят проверку три новых принципа изотермического преобразования теплоты в электричество. У этих опытов очень много скептиков: ведь нарушается второе начало термодинамики. Пока получена одна десятая микроватта. В случае успеха, сначала появятся батарейки для часов и приборов. Потом лампочки без проводов. Каждая лампочка станет источником прохлады. Кондиционеры будут вырабатывать электроэнергию вместо того чтобы потреблять ее. Провода в доме станут не нужны. Когда фантастика станет явью – судить рано.

А пока провода нам нужны. Больше половины цены киловатт-часа в России приходится на стоимость строительства и содержания линий электропередач и подстанций. Более 10% вырабатываемой электроэнергии уходит на нагрев проводов. Снизить затраты и потери позволяют «умные сети», автоматически управляющие множеством потребителей и производителей энергии. Во многих случаях для снижения потерь лучше передавать постоянный ток, чем переменный. Вообще избежать нагрева проводов можно, сделав их сверхпроводящими. Однако сверхпроводники, работающие при комнатной температуре, не найдены и неизвестно, будут ли найдены.

Для малонаселенных территорий с высокими затратами на транспортировку также важна распространенность и общедоступность источников энергии.

Наиболее распространена энергия Солнца, но Солнце видно не всегда (особенно за Полярным кругом). Зато зимой и ночью часто дует ветер, но не всегда и не везде. Тем не менее, ветросолнечные электростанции уже сейчас позволяют в разы снизить расход солярки в отдаленных поселках.

Некоторые геологи уверяют, что нефть и газ образуются почти повсеместно и в наши дни из углекислого газа, попадающего с водой под землю. Правда, использование гидроразрыва пластов («фрекинга») разрушает естественные места, где нефть и газ могут скапливаться. Если это верно, то небольшое количество нефти и газа (в десятки раз меньше, чем сейчас) можно добывать почти везде без ущерба для геохимического кругооборота углерода, вот только экспортировать углеводороды – значит, лишать себя будущего.

Разнообразие природных ресурсов в мире означает, что устойчивое получение электроэнергии требует сочетания разных технологий применительно к местным условиям. В любом случае, неограниченное количество энергии на Земле получить нельзя и по экологическим, и по ресурсным причинам. Поэтому рост производства электроэнергии, стали, никеля и других материальных вещей на Земле в ближайшем столетии неизбежно сменится ростом производства интеллектуального и духовного.

Игорь Эдуардович Шкрадюк

Тепловая часть электростанций на каждом этапе своего развития определяется прежде всего техническим уровнем основных агрегатов теплоэнергетического оборудования: паровых котлов и паровых двигателей.

В зависимости от мощности, параметров и габаритов этого оборудования решались вопросы компоновки станций, в развитии которых можно выделить 4 этапа.

Первый этап характеризуется применением ручных топок со слоевым сжиганием топлива на плоских колосниковых решетках, расположенных под котлами разных типов - от жаротрубных до горизонтальных водотрубных. Паропроизводительность водотрубных котлов 3 т/ч и мощность паровых двигателей до 5000 кВт. Применяли пар давлением до 15 атм. с перегревом до 300 °С.

Этот этап для наиболее развитых в экономическом отношении стран относится в основном к концу XIX века.

Первая четверть XX века характеризуется качественными изменениями в трех направлениях:

Механизация топок, так как ручная загрузка становится непосильной при возросшей производительности: для бурых углей разработана конструкция ступенчатых топок, для каменных - топок с цепными решетками;

Переход к водотрубным котлам с меньшими диаметрами барабанов и большим количеством труб в связи с ростом давления пара и производительности котла. Основные типы котлоагрегатов в этот период -горизонтально и вертикально водотрубные котлы;

Замена паровой машины паровой турбиной. Количественные характеристики значительно возрастают: паропроизводительность достигает 30 т/ч, мощность турбогенераторов - 30 000 кВт. Качественные характеристики: давление пара до 40 атм., перегрев до 420 °С.

Для второго этапа характерно соотношение между числом турбин и котлов 1: 5 -г 1: 8. Необходимость установки 5-8 котлов на одну турбину сказывалась прежде всего на компоновке тепловой части электростанций с 2-х рядным размещением котлов.

На третьем этапе наблюдался переход к факельному сжиганию угольной пыли в громадных камерных топках, экранированных для защиты облицовки радиационными поверхностями нагрева, которые увеличивали удельную паропроизводительность. Стремление интенсифицировать процесс горенья вызывает введение воздухоподогревателей. Паропроизводительность котлов достигает 400 т/ч, мощность турбогенераторов - 120 ООО кВт. Давление пара возрастает до 125 атм., что вынуждает применять промежуточный перегрев пара во избежание слишком большого его увлажнения на последних дисках конденсационных турбин. Температура пара перед турбиной достигает 525°С.

Для этого периода характерно применение однобарабанных и безбарабанных котлов. Их количество на турбину снижается и доходит до одного, а котельные становятся однорядными, расположенными параллельно машинному залу. Так происходит возникновение «блочных» станций (блок: котел-турбина).

Развитие блочных установок характеризует четвертый этап. Современный этап отличается высокой паропроизводительностью котлоагрегатов (до 2 500 т/ч и больше), способных снабжать паром находящуюся в блоке турбину мощностью 300, 500 и 800 МВт. Сверхкритические параметры пара требуют осуществления его двойного промежуточного перегрева .

Основными типами тепловых электростанций являются: паротурбинные конденсационные (КЭС) и теплофикационные (ТЭЦ).

Основными направлениями их развития всегда являлось укрупнение мощности устанавливаемого на них энергетического оборудования.

При этом если в 20 - 30 годы XX века единичная мощность энергетического оборудования ограничивалась размерами возможного резерва -в энергетической системе ограниченной мощности выход из строя крупного агрегата мог повлечь за собой весьма серьезные последствия для всей системы, то теперь, по мере создания крупнейших объединенных энергетических систем, эти ограничения были сняты - теперь мощность одного агрегата ограничивается не возможностями электроэнергетики, а достигнутым уровнем металлургической и машиностроительной промышленности.

В последние годы развитие конденсационных электростанций во всех развитых странах идет по блочной схеме (самый современный блок - один котел и одновальная турбина). Мощность таких блоков уже достигает 800 МВт (Славянская ГРЭС), а мощность самих электростанций достигает 3000 - 4000 МВт.

Все большее распространение в мировой теплоэнергетике получают теплофикационные электростанции. Их особенность состоит в том, что пар, отбираемый из нескольких участков проточной части паровых теплофикационных турбин, отдает свое тепло воде, проходящей через ряд водоподогревателей и затем отправляемой в теплофикационную сеть для использования промышленными и городскими потребителями.

В области комбинированного производства тепловой и электрической энергии наша страна всегда занимала ведущие позиции. Первой такой электростанцией была электростанция №3 в Ленинграде (1924 г.).

Мощность одной теплоэлектростанции достигает 1000 МВт и более. Однако мощность ТЭЦ не может возрастать выше определенной величины, которая ограничивается потребностями не в электроэнергии, подаваемой в энергетическую систему, а потребностями в тепловой энергии и допустимыми протяженностями тепловых сетей. Например, в городах с населением менее 1 млн чел. целесообразно сооружать ТЭЦ с турбоагрегатом мощностью 250 МВт.

Все более заметную роль в современной электроэнергетике играют атомные станции.

Первая промышленная атомная электростанция (АЭС) мощностью 5 МВт вступила в строй в июне 1954 года в городе Обнинске.

Опыт работы атомных электростанций у нас и в таких густонаселенных странах, как Англия, Франция, Германия, Япония, показывает, что при выполнении ряда определенных технических требований соблюдается полная радиационная безопасность для персонала станций и населения близлежащих районов.

Для АЭС не требуется строить громоздкие склады топлива и предусматривать большие территории для золо- и шлакоотвалов.

По техническим и экологическим соображениям следует ожидать быстрого прогресса в строительстве АЭС .

Достижение нового уровня развития какой - либо отрасли техники всегда порождает и новые проблемы. Так, наращиванье мощности электростанций за счет ввода крупных блоков при сверхкритических параметрах пара сделало актуальным решение проблемы регулирования суточных графиков нагрузок. Для покрытия пиков нагрузок велись разработки новых типов электростанций и агрегатов. За последние годы в теплоэнергетике началось использование газотурбинных и парогазовых установок.

В газотурбинных установках (ГТУ) роль генераторов газа повышенного давления играют турбореактивные двигатели, в частности отработавшие свой ресурс авиационные и судовые двигатели. Они весьма маневренны, запускаются за несколько минут, значительно проще в эксплуатации и дешевле паротурбинных. Отсутствие котельных агрегатов и ряда вспомогательных систем, а также указанные выше достоинства делают ГТУ экономичными и перспективными.

Другим примером нового достижения на пути повышения экономической эффективности теплового цикла и маневренности являются парогазовые установки (ПГУ), соединяющие в себе преимущества ГТУ (высокие начальные температуры цикла) и паротурбинных (низкие конечные температуры).

К числу новых способов использования природных энергетических источников можно отнести строительство геотермальных электростанций. В 1966 году на Камчатке был введен в эксплуатацию экспериментальный турбогенератор мощностью 2 500 кВт. Однако в ближайшем будущем широких масштабов строительства геотермальных электростанций не предвидится, в частности, из-за большого количества минеральных солей, содержащихся в геотермальных водах, с отложениями которых весьма трудно бороться.

Напротив, исключительно большие преимущества открываются в новейшей области энергетики высоких температур: использование плазмы в целях преобразования тепловой энергии в электрическую, минуя обычный тепловой цикл. Ближайшая реализация этого направления состоит в использовании магнитогидродинамических генераторов (МГД -генераторов).

В МГД - генераторе поток "горячих" электропроводящих газов направляется в межполюсное пространство мощных электромагнитов. Движение такого газа равносильно движению якоря с проводниками в магнитном поле, только ЭДС наводится в "мысленных" проводниках, образованных в слое газа. При помощи электродов, установленных по всей длине канала, электрическая энергия отводится во внешнюю цепь. Таким образом преобразование тепловой энергии происходит без турбины, без каких либо вращающихся частей.

Работа при высоких температурах (~2500 °С) позволяет весь цикл сделать исключительно экологичным. Применение МГД - генераторов в большой энергетике позволит примерно в 1,5 раза сократить затраты топлива на производство электроэнергии по сравнению с обычными тепловыми станциями. Замечательной особенностью МГД - генераторов является то, что они не требуют охлаждения водой и, следовательно, не загрязняют водоемы, а меньший относительный расход топлива и более полное его сгорание уменьшают загрязнения атмосферы. У нас уже работает МГД - генератор на 200 кВт, сооружается промышленная электростанция с МГД - генератором мощностью 25 МВт .

Дальнейшим развитием применения плазмы является создание термоядерного генератора, в котором будет использован сверхнагретый поток водорода в сверхсильном магнитном поле, образованном электромагнитами со сверхпроводником в качестве обмотки возбуждения.

Основные показатели современного состояния ТЭС

Установленная мощность ТЭС по России – 148,4 млн. кВт, из которых около 50% составляют теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) и около 50% - конденсационные электростанции (КЭС).

Установленная мощность ТЭС в РАО «ЕЭС России» на 2004 г. - 121,4 млн. кВт. Производство электроэнергии на ТЭС РАО «ЕЭС России» - 521,4 млрд. кВт-ч. На РАО «ЕЭС России» было также выработано 465,8 млн. Гкал тепловой энергии, что эквивалентно 541,7 млрд. кВт-ч тепловой энергии.

В таблице 1 приводятся показатели топливопотребления по видам использованного топлива.

Таблица 1. Потребление топлива по РАО «ЕЭС России» по видам в 2004 г.

Эффективность ТЭС

Существующая эффективность конденсационных электростанций составляет 36,8%, а средний КПД э по КЭС и ТЭЦ холдинга - 29,45%.

Для сравнения различных энергетических сценариев необходимо иметь данные о КПД мощностей, производящих электроэнергию.

Полезной продукцией теплоэнергетики являются электроэнергия и тепло, вырабатываемые на ТЭЦ, КЭС и пиковых котельных.

Мощности КЭС предназначены только для выработки электроэнергии со сбросом в конденсаторы-охладители отработанного пара, содержащего около 50% первоначально подведенной энергии. Электрический коэффициент полезного действия (КПД э) таких станций сравнительно высок, однако обычно не превышает для имеющихся мощностей (КЭС) 40%.

Мощности ТЭЦ работают в «теплофикационном режиме», при котором нагреваемый пар используется последовательно в турбине для выработки электроэнергии, а остаточная энергия пара подается потребителям тепла. Теплофикационный отбор пара приводит к снижению электрического коэффициента полезного действия (КПД э) по сравнению с работой ТЭЦ в «конденсационном» режиме, при котором пар срабатывается в турбине полностью, но в дальнейшем сбрасывается в окружающую среду. В то же время общая эффективность использования топлива в теплофикационном режиме возрастает, поскольку отработанный пар, содержащий еще более половины энергии, почти полностью утилизируется. Эффективность использования топлива на ТЭЦ определяют коэффициентом использования топлива (КИТ), который может достигать 85% и выше. В отсутствие потребителей тепла, например, в летние месяцы, ТЭЦ может работать в конденсационном режиме, как и КЭС с аналогичным КПД э.

Пиковые котельные вырабатывают только тепло.

По РАО «ЕЭС России» основная часть тепловой энергии и более половины электроэнергии вырабатывается на ТЭЦ. Небольшая часть тепловой энергии вырабатывается в пиковых котельных, включаемых лишь в сильные морозы, при недостатке тепловой мощности, отбираемой с турбин. Доля топлива, расходуемого в таких котельных, может быть принята равной около 10% от его общего расхода по РАО «ЕЭС России», что соответствует данным.

В отчете РАО «ЕЭС России» за 2004 год приводятся данные по удельному расходу топлива раздельно на выработку тепловой и электрической энергии. Такое разделение условно и вводится в основном для оценки себестоимости производства того и другого вида энергии. Существуют различные методики разделения топливозатрат между производством тепла и электроэнергии на ТЭЦ. В дальнейших расчетах к расходу топлива на выработку тепловой энергии отнесено топливо, расходуемое в пиковых котельных, а также перерасход топлива, связанный со снижением КПД э ТЭЦ, работающей в теплофикационном режиме, по сравнению с конденсационным режимом.

В таблице 2, по данным, рассчитываются первичная энергия, потребленная РАО «ЕЭС России» на выработку энергии в различных режимах, а также средние по холдингу КИТ и КПД э. Для расчета данные, приведенные в по электрической и тепловой энергии, сначала объединяются, а потом из них выделяются средние показатели КИТ и КПД э с учетом принятой доли расхода топлива в пиковых котельных.

Таблица 2. Расчет основных показателей эффективности производства энергии на РАО «ЕЭС России»

Вид отпускаемой энергии	Полезный отпуск (2004 г.)	удельный расход топлива	КПД (КИТ)	Потребление первичной энергии
Электрическая энергия	521,4 млрд. кВт ч	334,1 г у.т./кВт ч		1418,2 млрд. кВт ч
Тепловая энергия	541,7 млрд. кВт ч	124,5 г у.т./кВт ч		549,1 млрд. кВт ч
Суммарный отпуск энергии, суммарные энергозатраты и коэффициент использования топлива	1063,1 млрд. кВт ч	КИТ= 1063,1/ 1967,2 = 54%		1967,2 млрд. кВт ч
Потребление первичной энергии на выработку тепла в пиковых котельных (оценочная доля от общего потребления – 10%)				196,7 млрд. кВт ч
Потребление первичной энергии на выработку электроэнергии в конденсационном и теплофикационном режимах, и средний электрический КПД		КПД э = 521,4/1770,5 = 29,45%		1770,5 млрд. кВт ч

Из таблицы 2 видно, что средний по холдингу КИТ (54%) сравнительно низок, из-за большой доли конденсационной выработки (если бы вся электроэнергия вырабатывалась в теплофикационном режиме, он бы достигал 70% и более).

Перспективы развития ТЭС

Для оценки «парогазового» сценария необходимо иметь представление о том, насколько может быть повышена существующая эффективность.

Согласно рекомендуемым требованиям, замещающее оборудование ТЭС на угле должно иметь КПД э 42-46% в конденсационном режиме, а ТЭС на природном газе – 52-58% в конденсационном режиме и 47% в теплофикационном. Такое резкое повышение КПД э для ТЭС, использующих природный газ, объясняется возможностью применения парогазовой технологии (ПГУ-ТЭС), при которой газ сжигается в энергетической газотурбинной установке (ГТУ) с получением электроэнергии, а тепло выхлопных газов утилизируется путем нагрева пара, используемого в обычной паровой турбине. Тепло пара, отработанного в паровой турбине, может быть использовано для нужд теплоснабжения, как и на обычной ТЭЦ (см. выше).

В предписано, что при строительстве новых ТЭС на газе можно использовать только парогазовые технологии.

В настоящее время в России существует не более десятка эксплуатирующихся и строящихся ПГУ–ТЭС, что не влияет существенно на средние показатели КПДэ и КИТ по РАО «ЕЭС России».

В таблице 3 приведены сведения о 6 таких станциях, по которым удалось получить сведения из открытых источников.

Таблица 3. Строящиеся и эксплуатирующиеся ПГУ-ТЭС в Российской Федерации

№ п/п	Наименование	Мощность, МВт	Агрегат	Электрический КПД нетто	удельные капитальные вложения $/кВт	стадия внедрения	Примечание	источник
	Северо-западная ТЭЦ блок № 1		ПГУ-450			Эксплуа-тируется	Строится второй блок той же мощности	собственные данные
	Ивановская ГРЭС блок № 1		ПГУ-325 с ГТЭ-110			строительство начато 24/02/05	Строительство планируется завершить в марте 2007 г.
	Сочинская ТЭС					Запущена в декабре 2004 г.
	Уфимская ТЭЦ-5		ПГУ-450 с ГТЭ - 160			начало строительства по плану - сентябрь 2002	завершение строительства 2007г
	Калининградская ТЭЦ-2		ПГУ-450 - 2 шт.			Первый блок запущен 28 октября 2005 г.
	Тюменская ТЭЦ-1					запущена 26 февраля 2004 г.	срок строительства - 4 года

Тепловые электрические станции (ТЭС) на органическом топливе многие десятилетия остаются основным промышленным источником электроэнергии, обеспечивающим позитивную динамику роста мировой экономики. По данным МЭА («Key World Energy Statistics 2007») все ТЭС мира обеспечили в 2005 г. производство 12149 млрд. кВт·ч электрической энергии, покрывая две трети доли ее мирового потребления. Основными источниками первичной энергии для ТЭС являются ископаемые виды органического топлива – уголь, природный газ и нефть. Главным из них служит уголь, обеспечивающий 40,3% современного мирового производства электроэнергии. На долю природного газа приходится 19,7% мирового производства электроэнергии, нефти – 6,6%.

По прогнозам МЭА («World Energy Outlook 2006», IEA) мировая потребность в электроэнергии к 2030 году более чем в 2 раза превысит современный уровень и достигнет 30116 млрд. кВт·ч (рис. 6.1). При сохранении существующих тенденций умеренного развития атомной энергетики, предусмотренного в прогнозе МЭА, доля ТЭС в общем производстве электроэнергии увеличится и несколько превысит современный уровень. В случае осуществления прогноза МАГАТЭ 2006 г., предполагающего ренессанс атомной энергетики с увеличением ее доли в мировом производстве электрической энергии в 2030 г. до 25% против 11,7% по прогнозу МЭА, на долю ТЭС все равно прийдется покрытие более половины потребности человечества в электрической энергии.

В соответствии с прогнозом МЭА («World Energy Outlook 2006», IEA) основным видом топлива для ТЭС останется уголь (рис. 6.2). Доминирующая роль угольных ТЭС сохранится и при реализации сценария МАГАТЭ.

Разведанные запасы ископаемого органического топлива достаточны для устойчивой работы тепловой энергетики на протяжении многих десятилетий. По современным данным, обеспеченность потребностей мирового сообщества в нефти и природном газе, исходя из доказанных извлекаемых ресурсов, оценивается в 50–70 лет, угля – более чем в 200 лет. В последние 20–30 лет эти сроки постоянно корректируются в сторону увеличения в результате опережающих темпов геологоразведки и совершенствования технологий извлечения разведанных запасов.

Наиболее важной проблемой перспективного развития тепловой энергетики мира остается, как и прежде, дальнейшее технологическое совершенствование ТЭС с целью повышения экономичности, надежности и экологической чистоты производства электрической и тепловой энергии.

Повышение эффективности ТЭС представляет собой естественный процесс, диктуемый необходимостью компенсации постоянно растущих затрат топливного цикла. Разведка, освоение и эксплуатация новых месторождений нефти, газа и угля, как и доработка существующих, обходятся все более высокой ценой, и поддержка приемлемых цен на электрическую энергию требует адекватного опережающего повышения к.п.д. ТЭС. Помимо этого, необходимость повышения эффективности диктуется и экологическими соображениями.

Непосредственную экологическую опасность на локальном и региональном уровнях создают атмосферные выбросы вредных веществ с продуктами сгорания органического топлива – газообразные оксиды серы и азота, твердые частицы (зола), летучие органические соединения (в частности бензопирен), летучие соединения тяжелых металлов (ртути, ванадия, никеля). Определенную экологическую опасность представляют собой ТЭС и как масштабные загрязнители водных бассейнов. На долю современных ТЭС приходится до 70% промышленного забора воды из природных источников, что составляет значительную часть водных ресурсов многих стран, испытывающих проблемы обеспечения пресной водой. Нельзя не отметить также существенное влияние тепловой энергетики на прямые и косвенные изменения местных ландшафтов в процессах захоронения золы и шлаков, добычи, транспорта и хранения топлива.

Практически все факторы отрицательного влияния ТЭС на окружающую среду должны быть снижены до экологически безопасного уровня, как за счет повышения к.п.д., так и в результате осуществления известных и вновь разрабатываемых природоохранных технологий, в частности технологий улавливания вредных веществ в технологических процессах подготовки топлива, его сжигания и удаления газовых и твердых продуктов сгорания, безреагентных технологий подготовки воды и др. Указанные меры требуют существенных затрат. Однако, как показывают прогнозные исследования, правильная организация последовательного внедрения все более эффективных, хотя и более дорогостоящих, природоохранных мероприятий по мере роста возможностей мировой экономики позволит избежать чрезмерного воздействия этих затрат на цену электрической энергии.

Наряду с локальными влияниями, ТЭС мира все больше увеличивают свой вклад в глобальные экологические процессы, ведущие, в частности, к изменению климата планеты. Тепловая энергетика является одним из основных источников выбросов в атмосферу водяного пара, углекислого газа, пыли и других компонентов – поглотителей длинноволнового инфракрасного излучения земной поверхности. Повышение концентрации поглощающих компонентов атмосферы вызывает так называемый парниковый эффект – разогрев поверхности Земли коротковолновым солнечным излучением вследствие ухудшения условий ее радиационного охлаждения из-за экранирующего действия поглощающих компонентов атмосферы.

Работа ТЭС сопровождается выбросами многих парниковых газов, основными из которых являются водяной пар и углекислый газ, образующиеся при горении всех видов углеводородного органического топлива. Выброс водяного пара ТЭС, работающих на угле, не приводит к заметному росту его концентрации в атмосфере, поскольку он пренебрежимо мал по сравнению с естественным испарением воды. Кроме того, значительная часть выбросов ТЭС конденсируется и удаляется с осадками. В то же время продукты сгорания угля и антропогенный выброс углекислого газа, в отличие от пара, накапливаются в атмосфере, способствуя развитию парникового эффекта. Ежегодный выброс СО 2 всеми ТЭС мира приближается к 10 млрд. т углекислого газа, составляя около 30% всех антропогенных выбросов парниковых газов в атмосферу планеты. Выбросы водяных паров становятся заметными при работе ТЭС на природном газе, однако при этом уменьшаются удельные выбросы СО 2 .

Принято считать, что усиление парникового эффекта, вызываемого повышением концентрации углекислого газа в атмосфере, приводит ко все более заметному росту температуры планеты, что может иметь глобальные катастрофические последствия уже в ближайшем будущем. Данное утверждение поддерживается не всеми, однако в силу значительности угрозы оно считается официально принятым.

16 февраля 2005 года вступил в силу Киотский протокол к Рамочной конвенции ООН об изменении климата, имеющий целью сокращение выбросов газов, способствующих глобальному потеплению. Протоколом, подписанным в 1997 году 159 странами на состоявшемся в Киото под эгидой ООН международном саммите, определено, что 39 промышленно развитых стран мира обязуются сокращать выбросы углекислого газа и пяти других веществ, присутствие которых в атмосфере влияет на изменение климата на планете. Подписавшие протокол страны обязались к 2012 году сократить на 5,2% выбросы вредных газов в атмосферу по сравнению с показателями 1990 года. Документ ратифицирован 125 странами мира, на долю которых приходится более 55% суммарных выбросов парниковых газов. Осуществить соглашение стало возможным после ратификации протокола в России, на долю которой приходится 17,4% выбросов парниковых газов. Вместе с тем крупнейшие страны мира – США, дающие 36% мирового выброса углерода, а также Индия и Китай – к протоколу не присоединились, хотя в этих странах также проводятся работы по сокращению выбросов парниковых газов. В частности, в США установлен пятилетний период льготного налогообложения возобновляемых источников энергии и энергосберегающих технологий на сумму 3,6 млрд.дол. Плановый объем ежегодного финансирования мероприятий, направленных на предотвращение изменений климата, составил в США 5,8 млрд. дол., в том числе 3 млрд. дол. на развитие новых технологий и еще 2 млрд. на научные исследования в этой области.

Однако усилия, предпринятые в рамках Киотского протокола, пока не дали нужного эффекта. По данным МЭА, в течение последнего десятилетия уровень выбросов парниковых газов не только не снизился, но и возрос более чем на 20%. При сохранении современных тенденций мирового развития выбросы парниковых газов возрастут к 2050 году еще в 2,5 раза.

Результаты прогнозных исследований показывают, что рост производства электрической энергии в развивающихся странах будет происходить в основном за счет преимущественного использования собственных запасов угля – первичного энергоносителя, дающего наибольший выброс СО 2 на единицу полученной энергии.

Для стран, не имеющих достаточных его запасов, прогнозируется рост тепловой энергетики на базе местных видов органического топлива, растительной биомассы, промышленных и бытовых отходах.

Прогнозируемые внешние условия будущего развития теплоэнергетики мира определяют следующие долгосрочные приоритеты ее технологического роста:

• существенное повышение эффективности и экологической безопасности тепловой энергетики на твердом топливе с обеспечением в перспективе близких к нулю выбросов вредных веществ;
• существенное повышение эффективности электроэнергетики на природном газе;
• развитие комбинированного производства электрической энергии и других видов энергии;
• развитие экономически эффективных технологий получения электрической энергии из некондиционной и возобновляемой органики;
• развитие технологий улавливания и хранения парниковых газов.

По состоянию на 2003 г. суммарная установленная мощность ТЭС мира составляла 2591 ГВт, из них ТЭС на угле – 1119 ГВт, природном газе

1007 ГВт, нефти – 372 ГВт. Около 11% мирового парка ТЭС отслужило более 40 лет, около 60% – более 20 лет. Средняя эффективность ТЭС мира ненамного превышает 35%.

Для обеспечения прогнозных уровней выработки электрической энергии суммарная установленная мощность ТЭС должна быть увеличена к 2030 г. до 4352 ГВт. В соответствии с прогнозным сценарием МЭА это потребует ввода 1761 ГВт новых ТЭС и реконструкции более 2000 ГВт существующей мощности.

В соответствии с современными прогнозами, учитывающими обеспеченность топливными ресурсами, совершенствование технологий, экономические и экологические последствия роста выбросов загрязняющих веществ, наиболее быстрыми темпами будут развиваться в ближайшие десятилетия мощности ТЭС на угле, а также на природном газе.

Поэтому совершенсвованию и внедрению новых эффективных технологий для ТЭС на твердом и газообразном топливе уделяется наибольшее внимание. Наряду с этим, получают развитие научно-исследовательские работы, направленные на разработку и внедрение перспективных технологий максимального улавливания вредных веществ, в том числе парниковых газов, из продуктов сгорания топлива, обеспечение экологической безопасности ТЭС.

Тепловая энергетика на природном газе

Перспективные технологии ТЭС на природном газе, ориентированные на применение в большой энергетике, наиболее интенсивно развиваются по следующим основным направлениям: Высокотемпературные газотурбинные установки (ГТУ).

• Комбинированные или парогазовые установки (ПГУ), сочетающие газотурбинный и паротурбинный циклы.
• Высокотемпературные топливные элементы.
• Гибридные установки на основе сочетания ПГУ с высокотемпературными топливными элементами.

Главными задачами исследований и разработок в области газотурбинных технологий являются повышение мощности, к.п.д. и экологических показателей газовых турбин, создание «гибких» газотурбинных установок, работающих на продуктах газификации различных видов топлива, газовых турбин для работы в составе крупных комбинированных и гибридных установок. К основным направлениям совершенствования ГТУ относятся повышение начальных температур газа перед газовой турбиной за счет применения более эффективных высокотемпературных конструкционных материалов и создания более эффективных систем тепловой защиты высокотемпературных элементов ГТУ при одновременном совершенствовании процессов экологически чистого сжигания топлива. К настоящему времени промышленно освоены энергетические ГТУ на начальные температуры 1260–1400°С с к.п.д. 35–36,5%. В стадии демонстрационных и опытно-промышленных образцов находятся ГТУ нового поколения на базе металлокерамики с рабочей температурой выше 1500°С и к.п.д. на уровне 40% и выше.

Важным направлением использования высокоэффективных энергетических ГТУ является их применение в составе мощных парогазовых энергоблоков ТЭС и ТЭЦ. Действующие парогазовые установки (ПГУ), реализующие высокотемпературный газотурбинный цикл Брайтона с отводом тепла в двухконтурный паротурбинный цикл Ренкина (цикл двух давлений), обеспечивают получение эксплуатационного электрического к.п.д. на уровне 48–52%. По такой схеме работают, в частности, первые в России теплофикационные ПГУ мощностью 450 МВт, установленные на Северо-Западной ТЭЦ Санкт-Петербурга. Они имеют расчетный к.п.д. нетто 51%, фактический эксплуатационный к.п.д. в режиме регулирования мощности – 48–49%.

Перспективы дальнейшего совершенствования бинарных парогазовых установок определяются повышением эффективности передачи теплоты от выхлопных газов ГТУ в паротурбинный цикл и уменьшением потерь при конденсации пара. Традиционное направление решения этих задач связано с повышением количества контуров (ступеней давления) паротурбинного цикла. В трехконтурной установке ТЭС «Иокогама» (Япония) достигнут к.п.д. на уровне 55%.

Использование более экономичных газовых турбин позволит повысить к.п.д. ПГУ с двухи трехконтурной схемами до 60%, применение водяного охлаждения и другие схемные решения – до 61,5–62% и более.

Более отдаленные перспективы повышения к.п.д. ТЭС на природном газе связаны с созданием гибридных установок, представляющих собой сочетание высокотемпературных электрохимических источников тока (топливных элементов) с парогазовой установкой.

Высокотемпературные топливные элементы (ТЭ), твердооксидные (SOFC) или на основе расплавленных карбонатов (MCFC), работающие при температуре 850 и 650°С, служат источниками тепла для ПГУ. К настоящему времени созданы образцы высокотемпературных энергетических топливных элементов единичной мощностью от 200 кВт до 10 МВт, пригодные для этой цели. Высокотемпературные топливные элементы могут работать на водороде и/или синтез-газе (смесь водорода с угарным газом). Для его получения используется процесс риформинга (паровой конверсии) природного газа. Для получения водорода из синтез-газа применяется процесс каталитического окисления угарного газа с последующим удалением СО 2 . Данные процессы широко применяются в азотной промышленности.

В ходе выполнения научно-технической программы США «Видение-21» на демонстрационной гибридной установке мощностью около 20 МВт получен к.п.д. на уровне 60%. На 2010 год запланирован пуск гибридной установки с к.п.д. на уровне 70%. В более отдаленной перспективе намечается достижение к.п.д. на уровне 75% с созданием энергетических установок мощностью до 300 МВт и более (рис. 6.3). К 2012–2015 гг. намечено создание всех необходимых для этого технологических компонентов.

В области малой энергетики (см. раздел 4.4) наибольший интерес представляют когенерационные технологии на базе газовых двигателей внутреннего сгорания и электрохимических источников тока (топливных элементов). К настоящему времени в США, Японии, Европе получают применение установочные партии когенерационных низкои среднетемпературных топливных элементов соответственно с протон-обменной мембраной (PEFC) и фосфорнокислые (PAFC). Эти установки бесшумны, более эффективны и экологичны, чем газовые двигатели внутреннего сгорания. Перспективы масштабного применения когенерационых ТЭ связаны с уменьшением их удельной стоимости.

Перспективные технологии угольной энергетики

К числу интенсивно разрабатываемых направлений экологически чистого использования твердого топлива, предполагаемых к промышленному внедрению в ближайшей (до 2010 г.) и долговременной перспективе, относятся паротурбинные ТЭС с суперсверхкритическим давлением (параметрами) пара (ССКД); парогазовые ТЭС на угле; гибридные парогазовые ТЭС.

Работы по созданию энергоблоков на суперсверхкритические параметры пара были начаты в США и СССР еще в середине прошлого века. В основе создания энергоблоков ССКД лежат известные методы повышения термического к.п.д. цикла Ренкина за счет перехода на более высокие рабочие температуры и давление пара перед турбиной. Применение данных мер на практике сдерживается прочностными характеристиками применяемых материалов, а также ростом стоимости установки. Существует технико-экономический оптимум температур и давлений пара, определяемый свойствами материалов энергетической установки и ценами на топливо. Во второй половине прошлого века этим условиям отвечал сверхкритический цикл Ренкина с однократным промежуточным перегревом пара, начальным давлением 23,5 МПа, температурой первичного и вторичного перегрева 540°С. В последние годы прогресс в области материаловедения сделал возможным дальнейшее повышения параметров цикла Ренкина.

В Дании и Японии построены и успешно эксплуатируются на каменном угле энергоблоки мощностью 380–1050 МВт с давлением свежего пара 24–30 МПа и перегревом до 580–610 °С. Среди них есть блоки с двукратным промперегревом до 580°С. К.п.д. лучших японских блоков находится на уровне 45–46%, датских, работающих на холодной циркуляционной воде с глубоким вакуумом, – на 2–3% выше. В ФРГ построены буроугольные энергоблоки мощностью 800–1000 МВт с параметрами пара до 27 МПа, 580/600°С и к.п.д. до 45%.

Работы над энергоблоком с суперсверхкритическими параметрами пара (давление 30 МПа, температура 600/600°С) возобновлены в России. Они подтвердили реальность создания такого блока мощностью 300–525 МВт с к.п.д. около 46% уже в ближайшие годы.

После длительного перерыва возобновлены работы, направленные на внедрение суперсверхкритических параметров пара в США. Они концентрируются в основном на разработке и испытаниях необходимых материалов, способных обеспечить эксплуатацию оборудования при температурах пара до 870°С и давлении до 35 МПа.

В странах Европейского Союза с участием большой группы энергетических и машиностроительных компаний разрабатывается усовершенствованный пылеугольный энергоблок ССКД с давлением свежего пара 37,5 МПа, температурой 700°С и двойным промперегревом до 720°С при давлениях 12 и 2,35 МПа. При давлении в конденсаторе 1,5–2,1 кПа к.п.д. блока может достичь 53–54%. Ввод в эксплуатацию намечен после 2010 г. К 2030 г. предполагается достижение к.п.д. до 55% при температурах пара до 800°С.

Важность значительного повышения эффективности ТЭС за счет дальнейшего совершенствования отработанных технологий показана в таблице 6.1 на примере трех ТЭС, построенных в Германии в 2002–2004 годах.

Перспективные разработки парогазовых установок на угле проводятся многими странами. Наибольший прогресс ожидается по двум направлениям работ: газификация угля и прямое сжигание угля под давлением. Научно-технические разработки ПГУ на угле интенсивно проводятся в США в рамках программы «Чистые угольные технологии» по

11 проектам с объемом финансирования 2,9 млрд. дол. Мощность задействованных в проектах установок превышает 2,2 ГВт. Пять проектов посвящены ПГУ со сжиганием угля под давлением, 4 – ПГУ с газификацией угля, 2 – перспективным технологиям сжигания с использованием ДВС.

Рабочий цикл ПГУ с газификацией включает воздушную или паровоздушную газификацию угля под давлением, создаваемым компрессором ГТУ, очистку генераторного газа от соединений серы и твердых частиц, последующее сжигание генераторного газа в камере сгорания парогазовой установки, работающей так же, как и на природном газе. Сегодня в мире эксплуатируются около 400 крупных промышленных газификационных установок суммарной мощностью 46 ГВт. Половина из них работает на угле. Однако реализация ПГУ на их основе связана с определенными трудностями. Они обусловлены, с одной стороны, более низким качеством энергетических углей, содержащих обычно большое количество минеральных включений, серы и смол, а с другой, – высокими требованиями к чистоте генераторного газа по условиям химической коррозии и механической эрозии газотурбинной установки. Кроме того, существенно более высокие требования, чем в промышленности, предъявляются к энергетической эффективности процессов получения и очистки генераторного газа, а также к массогабаритным характеристикам газогенераторов. Эти обстоятельства создают существенные трудности практической реализации ПГУ на угле с приемлемыми показателями к.п.д. и удельной стоимости.

Таблица 6.1 Повышение эффективности ТЭС за счет совершенствования отработанных технологий на примере трех ТЭС, построенных в Германии в 2002–2004 годах

Показатель	«Niederaussem»	ТЭС (земля Северный Рейн–Вестфалия)	ТЭС комбинированного цикла, Mainz–Wiesbaden
Мощность, МВт
	Бурый уголь	Каменный уголь	Природный газ
достигнутый прогнозируемый в 2020 г.		> 46 (2004 г.)	> 58 (2002 г.)

Примечание. В скобках указан год достижения к.п.д.

Однако, учитывая значительные среднесрочные и отдаленные перспективы, связанные с дальнейшим примененим технологий улавливания СО 2 , эти трудности представляются преодолимыми.

Проектные проработки различных схем ПГУ с газификацией угля наиболее распространенных марок проводились в СССР на рубеже 1990-х годов. Они показали возможность создания ПГУ единичной мощностью 250 – 650 МВт с приемлемыми экологическими характеристиками и к.п.д. 38–45% на основе существовавшей в то время базе газотурбинных двигателей.

В США действуют 4 опытно-промышленные установки ПГУ с газификацией угля, в том числе ПГУ «Polk» мощностью 250 МВт, «Puyertollano» (350 МВт), «Bugenno» (250 МВт), «Wabash River», показывающие возможность получения к.п.д. на уровне 46–48%, характерном и для энергоблоков СКД. Фактический средний удельный расход теплоты (по высшей теплоте сгорания) ПГУ «Polk» составляет 9864 кДж/кВт·ч, ПГУ «Wabash River» – 9400 кДж/кВт·ч, что соответствует к.п.д. по низшей теплоте сгорания на уровне соответственно 38 и 40%. В 2010 г. предполагается ввод ПГУ «Mesaba» (штат Миннесота) с газификацией угля мощностью 531 МВт и эффективностью на уровне 41,7%.

В стадии рассмотрения находится проект сооружения демонстрационной ПГУ мощностью 500 МВт, предполагающий получение первоначально к.п.д. 44,4% с его доведением до 46%. В перспективе, по мере перехода на высокотемпературные газотурбинные установки на синтез-газе, к.п.д. ПГУ с газификацией угля может быть повышен до 53%.

Наибольшее промышленное развитие ПГУ с газификацией твердого топлива получили в Италии применительно к использованию нефтяного кокса – продукта масштабной переработки нефти. Здесь действуют 3 ПГУ с газификацией нефтяного кокса на ТЭС «Isab» (520 МВт), «Sarlux» (550 МВт) и «Falconara» (280 МВт). В 2005 г. планировалась к вводу ПГУ на ТЭС «Ferrera Erbognone» мощностью 250 МВт вблизи нефтеперабатывающего завода «Sannazaro». Еще 10 ПГУ введены или сооружаются на химических заводах Италии.

Считается, что технология газификации угля обеспечивает наиболее универсальный и чистый способ превращения угля в электричество, водород и другие ценные энергетические продукты. Именно газификация может стать основой для создания электростанций нового поколения на ближайшие десятилетия.

При отработке узлов и компонентов перспективных газификационных ПГУ на низкосортных энергетических углях, осуществляемых сегодня по нескольким масштабным проектам, преследуются не только непосредственные, но и более отдаленные цели. К их числу относится, в частности, создание на основе ПГУ с газификацией гибридных ТЭС, включающих высокотемпературные топливные элементы, а также энерготехнологических установок, сочетающих генерацию электроэнергии с получением высококачественного транспортного топлива из синтез-газа, безэмиссионных энергетических установок, реализующих улавливание, связывание и захоронение углекислого газа и позволяющих резко повысить топливную эффективность.

В настоящее время созданы топливные элементы мощностью 200 кВт – 1 МВт, способные работать на синтез-газе и/или водороде, получаемом из синтез-газа.

В ПГУ со сжиганием угля применяют технологию прямого сжигания угля в топке под давлением. Воздух подается в угольную топку компрессором ГТУ с давлением 1–1,5 МПа, продукты сгорания после очистки от золы уноса расширяются в газовой турбине и производят полезную работу. Теплота сгорания угля и теплота выхлопных газов ГТУ используются в паротурбинном цикле. Основные преимущества ПГУ со сжиганием угля под давлением обусловлены возможностью получения высоких экологических характеристик ТЭС за счет надлежащей организации процесса горения. Температура горения угля в таких установках поддерживается на уровне

800–900°С, что позволяет поддерживать приемлемо низкую скорость образования оксидов азота. Кроме того, процесс горения сопровождается химическим связыванием соединений серы в результате их реакции с доломитом, что существенно снижает их присутствие в выхлопных газах установки. Основные трудности практической реализации установок такого типа связаны с предотвращением механической эрозии газовой турбины, возникающей из-за присутствия в топочных газах твердых частиц золы уноса, а также с уменьшением массогабаритных характеристик топок, работающих под давлением.

Опыт, накопленный в процессе долговременной эксплуатации нескольких ТЭЦ такого типа мощностью около 20 МВт, подтвердил высокие экологические и экономические характеристики этих установок. Характерным примером установки сжигания угля под давлением является, в частности, ТЭЦ, действующая в г. Стокгольме, Швеция. На ТЭЦ используется процесс сжигания предварительно подготовленной пасты из увлажненной смеси угля с доломитом, выдавливаемой через профильные отверстия в днище топки котла диаметром около 20 м. Теплота сгорания топлива воспринимается погружными теплообменниками паротурбинного контура. Дымовые газы после предварительной очистки от золы уноса в высокотемпературных рукавных фильтрах поступают в газовую турбину. Отработавшие газы проходят дополнительную очистку от твердых частиц в рукавных фильтрах, после чего выводятся в дымовую трубу. Средний электрический к.п.д. установки составляет 45%. Существенный эрозионный износ газовой турбины не зафиксирован.

Основная трудность распространения описанной технологии на энергоблоки ТЭС мощностью 100–300 МВт и выше обусловлена неприемлемым по условиям прочности ростом массогабаритных характеристик топки, что требует интенсификации процесса горения угля. Наибольшую скорость такого процесса обеспечивает сжигание угольно-доломитной смеси в кипящем слое под давлением (КСД). Именно эта технология ПГУ на угле рассматривается сегодня как наиболее перспективная. ПГУ с КСД (технология PFBC), как уже отмечалось выше, интенсивно исследуются в США на пяти демонстрационных установках.

К достоинствам ПГУ с КСД относят полноту (> 99%) сгорания различных сортов угля, высокие коэффициенты теплопередачи и небольшие поверхности нагрева, низкие (до 850°С) температуры горения и вследствие этого небольшие (менее 200 мг/м 3 ) выбросы NO X , отсутствие шлакования, возможность добавки в слой сорбента (известняка, доломита) и связывание в нем 90–95% содержащейся в угле серы.

Достаточно высокий к.п.д. (40–42% в конденсационном режиме) достигается в ПГУ с КСД уже при умеренных мощностях (около 100 МВт эл. ) и докритических параметрах пара. Вследствие небольших размеров котла и отсутствия сероочистки площадь, занимаемая ПГУ с КСД, невелика. Возможны блочно-комплектная поставка их оборудования и модульное строительство с уменьшением его стоимости и сроков. Эти обстоятельства определяют возможность применения данной технологии при реконструкции существующих энергоблоков на угле.

Технология ПГУ с КСД проще и более привычна для энергетиков, чем газификационные установки, представляющие собой сложное химическое производство. Возможны различные комбинации обеих технологий. Целью их являются упрощение систем газификации и очистки газов и уменьшение характерных для них потерь, а также повышение температуры газов перед турбиной и газотурбинной мощности в схемах с КСД.

Гибридные установки на твердом топливе представляют собой сочетание ПГУ с газификацией угля с высокотемпературным топливным элементом, работающим на водороде или синтез-газе из твердого топлива (рис. 6.4). Принцип работы гибридных установок на угле тот же, что и на природном газе. Различие состоит только в способе получения водорода и/или синтез-газа для топливных элементов. В угольных гибридных установках исходное топливо должно быть подвергнуто газификации с получением водорода или синтез-газа, а в установках на природном газе – риформингу (паровой конверсии) с получением тех же газов. Дальнейшие отличия состоят в процессах очистки полученных продуктов. Для угольных гибридных установок они, по понятным причинам, протекают сложнее и менее эффективно, чем для газовых.

Эффективность гибридных установок в сравнении с другими технологиями сжигания угля показана на рис. 6.5.

Технологии удаления и улавливания углекислого газа

Полная экологическая чистота тепловой энергетики может быть обеспечена путем улавливания и хранения углекислого газа. Возможности создания соответствующих технологий уже в настоящее время интенсивно изучаются во многих странах мира. Технологии улавливания представляют собой третий, самый радикальный путь борьбы с потеплением климата, наряду с двумя другими – повышением к.п.д. и удалением углерода из органического топлива. Понятие «удаление углерода» объединяет улавливание углерода из энергетических установок и связывание его в природных поглотителях, таких как леса и фермы. Углекислый газ, улавливаемый из антропогенных выбросов, можно захоронить под землей в геологических образованиях или в океанах, а также переработать в топливо, безвредные сухие вещества или в полезные продукты.

Основные направления работ по комплексной проблеме улавливания и захоронения СО 2 , разрабатываемые в США, включают: разработку процессов улавливания СО 2 с образованием твердых гидратов при низких температурах и высоких давлениях; в вихревой трубе; сухим сорбентом на основе натрия.

В геологии это комплексные исследования и демонстрация в промышленном масштабе захоронения СО 2 в глубоких неразрабатываемых угольных пластах; вытеснение природного газа из пустот при заполнении СО 2 ; оптимальные геологические условия для накопления СО 2 в засоленных пористо-водоносных горизонтах США; новые методы закачки СО 2 в соленосные формации; химическое связывание СО 2 в глубоких соленосных формациях на Среднем Западе США.

Перспективные концепции: извлечение газа из мусорных свалок; минерализация СО 2 ; мембранные технологии выделения СО 2 из газовой смеси; селективные высокотемпературные керамические мембраны для проведения реакции риформинга газа с одновременной сепарацией СО 2 ; преобразование СО 2 в биомассу с использованием водорослей.

Особое внимание к предотвращению выбросов СО 2 должно уделяться при совершенствовании угольных технологий. В США предполагается создание угольных энергокомплексов, способных конкурировать с тепловыми электростанциями на природном газе. Их целесообразно сооружать поэтапно: первый этап – перспективная экологически чистая ПГУ с газификацией; второй этап – внедрение системы удаления и транспортировки СО 2 ; третий этап – организация производства водорода или чистого транспортного топлива.

Кроме того, интенсивно разрабатываются схемы новых установок, где углекислый газ используется в качестве рабочего тела, превращаясь в итоге в жидкость, подлежащую захоронению. В основе такой ТЭС могут лежать следующие процессы:

• газификация водоугольной суспензии с добавкой водорода и получением СН 4 и Н 2 О. Зола угля выводится из газификатора, а парогазовая смесь очищается;
• углерод, перешедший в газообразное состояние, в форме СО 2 связывается оксидом кальция в риформере, куда подается также очищенная вода. Образующийся в нем водород используется в процессе гидрогазификации и подается после тонкой очистки в твердооксидный топливный элемент для выработки электроэнергии;
• на третьем этапе образовавшийся в риформере СаСО 3 кальцинируется с использованием выделившегося в топливном элементе тепла и образованием СаО и концентрированной СО 2 , пригодной для дальнейшей обработки;
• четвертым этапом является преобразование химической энергии водорода в электроэнергию и тепло, которое возвращается в цикл. СО 2 выводится из цикла и минерализуется в процессах карбонизации таких минералов, как,
• например, силикат магния, распространенный повсеместно в природе в количествах, на порядки превышающих запасы угля. Конечные продукты карбонизации могут захораниваться в выработанных шахтах.

К.п.д. преобразования угля в электроэнергию в такой системе составит около 70%. При полной стоимости удаления СО 2 , равной 15–20 дол. США за тонну, оно вызовет удорожание электроэнергии примерно на 0,01 дол. США/кВт·ч.

Теплофизические проблемы в теплоэнергетике, требующие дальнейших исследований и разработок

Быстрый рост потребностей в электроэнергии в XXI веке, кризисное состояние окружающей среды, технологические проблемы, которые надо решать для удовлетворения этих потребностей, исходя из современных критериев резкого повышения энергоэффективности, снижения затрат и минимизации влияния на окружающую среду, требуют существенного расширения научных исследований и разработок в теплоэнергетике. Научно-исследовательские, конструкторские и проектные работы в теплоэнергетике должны быть нацелены на создание высокоэффективных и экологически безопасных ТЭС с использованием прогрессивных технологий и энергетического оборудования, обеспечивающих решение следующих задач: повышение эффективности энергоснабжения путем увеличения его надежности и снижения затрат на производство электроэнергии; максимальное сокращение вредных выбросов ТЭС в окружающую среду; увеличение производительности и улучшение условий труда; снижение затрат на ремонтновосстановительные работы.

Важными направлениями научно-технического прогресса в теплоэнергетике являются:

• создание новых поколений энергооборудования;
• реконструкция и модернизация действующего оборудования;
• переход от концепции продления срока службы оборудования к концепции управления ресурсом на базе современных комбинированных методов и критериев с совместным учетом показателей его надежности и эффективности;
• обеспечение необходимого уровня промышленной безопасности энергетического оборудования.
• высокоэффективное производство электроэнергии и тепла на основе применения парогазовых и газотурбинных установок, техническое перевооружение и дальнейшее развитие тепловых электростанций для повышения их экономической и экологической эффективности, надежности, маневренности и управляемости;
• разработка экологически чистых угольных технологий на основе применения котлов с циркулирующим кипящим слоем, использования водоугольных суспензий, различных схем газификации угля и т. п.;
• создание эффективных газоочистных систем энергооборудования;
• комплексная автоматизация оборудования блоков и электростанций;
• решение научно-технических проблем, связанных с разработкой оборудования на суперкритические параметры пара, технологий получения дешевого оборудования для топливных элементов, систем аккумулирования электрической энергии;
• создание небольших установок по комбинированному производству электрической энергии и тепла (когенерация) с использованием поршневых двигателей, газовых турбин (ТЭЦ малой и средней мощности, мини-ТЭЦ).

Рост технического уровня теплоэнергетики, освоение сверхкритических и суперсверхкритических параметров пара, увеличение единичных мощностей агрегатов и энергоблоков сопроводжаются повышением расчетных плотностей тепловых потоков, воспринимаемых как радиационными, так и конвективными поверхностями нагрева, и обуславливают необходимость интенсификации топочных процессов, а также процессов генерации и перегрева пара. Необходимо интенсифицировать теплоотдачу с тем, чтобы при росте единичной мощности установок сохранялись приемлемые массогабаритные характеристики оборудования. Поэтому по-прежнему актуальны вопросы исследования радиационного теплообмена в топках и излучения газов, интенсификации конвективного теплообмена в пучках труб, а также теплового состояния поверхностей нагрева в условиях шлакования и интенсивного заноса отложениями золы, работы по теплоотдаче при кипении воды в трубах, исследования теплообмена теплоносителя сверхкритических параметров, критических тепловых потоков.

В настоящее время возрастает роль высокотемпературных газотурбинных и парогазовых установок в энергетике. Поэтому остаются актуальными разработка систем охлаждения газовых турбин, исследования турбулентного теплообмена в турбинных решетках и на пластине, включая теплообмен в условиях вдува охладителя, а также исследования различных систем охлаждения, применение водяного пара как перспективного охладителя, оптимизация схем охлаждения.

Стратегические направления развития отечественной теплоэнергетики связаны с решением целого комплекса задач, в том числе и в области энергомашиностроения. К ним относятся:

• создание отечественных высокоэффективных газотурбинных установок мощностью до 180 МВт на высокие начальные температуры газа с целью широкого внедрения парогазовых технологий при строительстве новых и реконструкции действующих электростанций;
• разработка и производство высокоэффективных паротурбинных установок новых поколений на суперсверхкритическе параметры пара и на температуры 600°С и выше с увеличением к.п.д. до 55% и более;
• производство энергетических котлов с усовершенствованной организацией топочных процессов, применением новых горелочных и других устройств, обеспечивающих снижение вредных выбросов в атмосферу;
• создание и освоение котельных агрегатов с топками с циркулирующим кипящим слоем для энергоблоков мощностью 200–300 МВт;
• создание оборудования для экологически чистых парогазовых установок с котлами с кипящим слоем под давлением;
• разработка и освоение передовых технологий сжигания твердого топлива;
• создание систем газификации твердого топлива с целью развития экологически чистых парогазовых установок на угле и для технического перевооружения пылеугольных электростанций.