Проект концепції модернізації теплової енергетики України

Доповідь на XII Міжнародній науково-практичній конференції
«Вугільна теплоенергетика: шляхи реконструкції і розвитку»

Стан теплової енергетики України незадовільний. Згідно інформаційних матеріалів Міненерговугілля близько 80 % енергоблоків ТЕС та ТЕЦ перевищило межу фізичного зношення у 200 тисяч годин. Тому докорінна її модернізація та будівництво нових потужностей є вкрай актуальним.

Змістом модернізації має бути створення по суті нової теплової енергетики. Передумови для такого бачення створені новим урядом України, який відмовляється від популістської політики попередників. Тарифна система перебудовується в правильному напрямку від підтримки виробника до підтримки споживача енергії (згадаймо Генрі Форда). Оголошено і поступово впроваджується перехід до економічно обґрунтованих цін на енергоресурси – паливо, воду, електроенергію. Це створює економічну можливість вкладати у вартість енергетичного продукту складові розвитку видобування ресурсів, виробництва продукту, його транспортування та перетворення. Нова теплова енергетика України повинна бути створена на основі нових випереджаючих технологій та досягнень в енергетиці останніх років з урахуванням світових тенденцій. Бачення майбутньої теплової енергетики має виходити із загальних обсягів та структури енергетики в державі цілому, які в свою чергу повинні базуватися на обсягах і структурі суспільного виробництва, враховувати можливості ресурсної бази, екологічні стандарти та забезпечення енергетичної безпеки держави.

З аналізу даних Державної служби статистики та даних НЕК «Укренерго» можна прийти до висновку, що обсяги глибокої модернізації та будівництва технологічно досконалих теплових енергоблоків на майбутні роки можна розглядати в межах в середньому 12,0-13 ГВт. Точність тут неможлива та й не обов’язкова. Передбачити майбутні зміни у потребі в електроенергії в цей час практично неможливо. Так, у 2014 та 2015 роках продовжувалось зменшення її виробництва від 194,4 до 181,9 та 163,3 млрд кВт·г відповідно (табл.1). Не виключено, що ця тенденція збережеться на невизначений період. Треба також прийняти до уваги світову тенденцію до зростання частки виробництва електроенергії за рахунок нетрадиційних джерел, розвитку на цій основі автономного виробництва та змін у структурі виробництва ВВП в сторону зменшення обсягу енергоємних виробництв та збільшення в ньому частки послуг, що не пов’язане із значним зростанням попиту на електроенергію. Слід також мати на увазі й енергозбереження, яке є основою енергетичної стратегії.

Табл.1. Потужність електростанцій та виробництво електроенергії за 2011-2015* роки [Публікація документів Державної служби статистики України.]

*Примітка: без урахування тимчасово окупованої території Автономної республіки Крим, м.Севастополя та частини зони проведення антитерористичних операцій.

Одночасно потрібно прийняти до уваги заплановану добудову двох блоків на ХАЕС потужністю 2,0 ГВт та будівництво потужної ЛЕП напругою 750 кВ від Ровенської та Хмельницької АЕС до підстанції «Київська». Така лінія може передавати потужність 1,5 ГВт і більше. Це будівництво внесе суттєві корективи в оцінки необхідних обсягів модернізації та будівництва теплових станцій та обсягу резерву.

Маневреність української ОЕС забезпечується гідро- та гідроакумулюючими станціями, а також в більшій мірі вугільними ТЕС в межах їх проектного діапазону регулювання, який складає 20%. Характерний графік добового навантаження ОЕС у зимній період наведений у табл.2. Ступінь маневреності системи недостатня, і в години нічного провалу біля десяти і більше вугільних блоків потужністю 200-300 МВт відключаються. Кількість відключень багатократно перевищує проектно допустиму, що приводить до передчасного зносу обладнання та перевитраті палива. Для покриття пікових навантажень окрім будівництва ГАЕС доцільно добудовувати деякі вугільні ТЕС газотурбінними блоками. Приблизна необхідна сумарна потужність ГТУ становить 2,0-2,5 ГВт. Таке рішення дасть змогу завантажити існуючі в Україні потужності в енергомашинобудівній галузі. Для запобігання відключенням блоків ТЕС при будівництві нових ТЕС слід передбачати будівництво блоків, які допускають можливість регулювання потужності в широкому діапазоні. Такі технічні рішення в світовій практиці існують.

Табл.2. Середнє споживання потужності по годинах доби в робочі дні Україні в січні 2012 та 2013 рр, МВт

Важливим чинником вибору технології теплової енергетики є сировинна база. Як свідчать деякі джерела, вартість палива на українських ТЕС становить 80% собівартості виробництва однієї кВт·г. Основним видом палива майбутньої теплової енергетики України залишиться вугілля. Це марки енергетичного вугілля Д, ДГ, Г, П, їх сумарний запас складає біля 70%. Від використання антрациту слід відмовитись, приймаючи до уваги складність гірничо-геологічних умов його видобутку в Україні, дотованість видобутку, а також те, що видобуток його відбувається виключно на територіях із невизначеним статусом. На сьогодні вже виникла проблема заміщення антрациту вугіллями газової групи.

Українське буре вугілля має низьку якість. Основним призначенням бурого вугілля має бути виробництво паливних брикетів для побутових потреб, а також його хімічна переробка – виробництво гірничого воску, вилучення германію, тощо.

Після багаторічної перерви ТОВ «Енергетична інвестиційна компанія» відновлено видобуток бурого вугілля на Мокрокалигірському родовищі Александрійського буровугільного басейну. Між «Енергетичною інвестиційною компанією» та компанією «Runh Power Corp.» (Китай) підписано меморандум про будівництво ТЕС безпосередньо поблизу родовища в основному для покриття потреб Черкаської області. Про потужність ТЕС та технологію виробництва енергії не сповіщається, але можна уявити, що вона не буде потужною, суто регіональною, і що буде використано технологію ЦКШ для зв’язування сірки.

Існують рекомендації щодо додавання бурого вугілля в теплу пору року в кількості 10% по теплу (20% по масі) на ТЕС, що працюють на газовому та довгополум’яному вугіллі, що забезпечить додатково 0,3-0,6 млн т у.п. на рік. Із теорії горіння вуглецю відомо, що швидкість реакції його горіння та час досягнення термодинамічної рівноваги дуже відрізняється для палив різного ступеню метаморфізму (рис.1 а,б). Тому спалювання різних марок палива в одному агрегаті не є ефективним. При однакових умовах, особливо при горінні при відносно низьких температурах, характерних, зокрема, для киплячого шару, цей час може відрізнятися від десятків секунд для бурого вугілля до декількох годин для антрацитів. Це з’явилося, на нашу думку, однією з причин того, що дослідне сумісне спалювання бурого та кам’яного вугілля на Ладижинській ТЕС не знайшло застосування. Сказане відноситься й до сумісного спалювання вугілля з RDF (Refuse Derived Fuel), отриманих шляхом торрефікації відходів деревини. Вугілля та RDF є різними паливами, і додавання RDF до вугілля можливе лише в обмежений кількості.

У відвалах та відстійниках вугільної галузі міститься більше 148 млн т горючої маси, придатної для вилучення кондиційного палива. Очевидно, що нехтувати більш як дворічним обсягом видобутку вугілля, який потенційно може бути вилучений з відходів, недоцільно. Кількість горючої маси у відходах знаходиться в межах від1,5 до 25%. Економічно доцільним вважається використання відходів із вмістом горючого від 10%. В Інтернеті є повідомлення про обережний початок у 2012 році приватних інвестицій у переробку відвалів. В той же час виникає питання про необхідність відведення нових земель для складування тих вторинних відходів, що з’являються в результаті переробки первинних відходів і кількість яких ненабагато менша за вихідну. В майбутньому переробка відходів з енергетичною метою на нашу думку не набуде масштабного розмаху і деяка незначна кількість вилученого з них палива буде використана як домішка до основного палива або для місцевих потреб. Тому розглядати відходи як вагому складову паливної енергетики немає сенсу.

В Україні є два приклади ТЕЦ на відходах деревини потужністю 6,0 МВт в м. Іванків Київської та потужністю 12 МВт в м. Сміла Черкаської областей. Обидві працюють по «зеленому» тарифу 3,48 грн/кВтг. Енергетичний потенціал біомаси в Україні значний, але скоріше за все слід очікувати його лише часткову реалізацію в електроенергетиці, як це має місце в Німеччині, а в основному – реалізацію в галузі теплозабезпечення як в сільській, так і в міській місцевості.

В цей час більше половини електричної енергії в Україні, що виробляється на теплових енергоблоках, виробляється на антрациті. Поклади антрациту в світі обмежені – 3% від загальних покладів вугілля; він видобувається в Росії, Китаї, Україні, Південній Кореї, ПАР. Видобуток в Україні ведеться на глибинах до1500 м і дотується державою. У 2013р. собівартість видобутку енергетичного вугілля на шахтах державної форми власності в Україні становила $ 168/т, що значно перевищувало ціни імпорту.

Заслуговує уваги використання в майбутньому так званого солоного вугілля. Поклади його значні, глибина залягання порівняно невелика, пласти мають велику потужність. Його можна вважати перспективним ресурсом теплової енергетики України при умові розроблення «чистої» технології його використання. Але справа непроста.

По наших оцінках загальні витрати на модернізацію та нове будівництво енергоблоків ТЕС можуть скласти приблизно 19-20 млрд дол. США.

Стосовно планів зростання частки НВДЕ слід відзначити, що Національний план дій з відновлювальної енергетики не виконується, тому на перспективу у декілька десятиріч можливо вважати досягнення цієї частки в Україні не більше, ніж до 20%. У США сьогодні частка енергії від ВДЕ – 9,2% без гідроенергії. Прогноз про повну відмову від вуглецевої енергетики та стовідсоткове виробництво електроенергії за рахунок відновлювальних джерел до 2050 року для умов України на думку авторів не обгрунтований. Для підключення енергії від ВДЕ до існуючих мереж необхідно їх переробити та вдосконалити для прийому великих обсягів потужностей, що потребує значного часу і інвестицій.

Перспектива модернізації Київських ТЕЦ 5,6 невизначена у зв’язку з очікуваним найближчим часом закінченням будівництва потужної ЛЕП від Хмельницької та Ровенської АЕС до підстанції «Київська».

Ключовим параметром для вибору енергетичної технології теплових енергоблоків є їх економічна ефективність. Принагідно зазначимо, що в цей час весь світ заопікується пошуком нових ефективних енергетичних технологій. З цією метою створено міжнародний консорціум «Mission Innovation» у складі 21-ї країни з бюджетом $15 млрд, який за п’ять років буде збільшено до $30 млрд, тобто за кожний робочий день витрачатиметься $115 млн Чверть фінансування надають США. До справи долучився Білл Гейтс, який створив і фінансує структуру із 30 країн для комерціалізації нових енергетичних технологій. Але ми розглянемо те, що відомо на цей час. Для цього скористаємось узагальненим порівнянням економічної ефективності енерготехнологій, підготовленими академіком О.Ю.Майстренко (табл.3). Виключаємо з розгляду ПГУ на природному газі як найменш економічно ефективні в Україні внаслідок високої вартості газу.

Табл.3. Порівняльні економічні оцінки ефективності впровадження нових вугільних енерготехнологій в світі [*]

* О.Ю.Майстренко. Сучасні технології спалювання та газифікації вугілля в енергетиці // Презентація доповіді на засіданні Відділення фізико-технічних проблем енергетики НАН України 25.10.2010. Доступ – Інститут вугільних енерготехнологій НАН України

1 т у.п. – 29,3МДж/кг; 1 т у.п. природного газу – 200 $ США ($ 144/тис. м3 при теплотворній спроможності 34,2 МДж/м³; 1 т у.п. високоякісного вугілля 110 $США; 1 т у.п. вугілля середньої зольності 90 $США; 1 т у.п. шламів – 50 $США (наведені усереднені ціни ЄС на 01.01.2010 р.)

Слід виключити з розгляду також ПГУ з внутрішньоцикловою газифікацією вугілля та очищенням від оксидів сірки і азоту. Як зазначав сам О.Ю.Майстренко, вони мають суттєві недоліки: високі вимоги до якості вугілля, складність регулювання системи газогенератор- газова турбіна –паровий котел, ненадійність деяких критичних елементів обладнання. Ця технологія не знайшла широкого впровадження в світі, всього побудовано 5 таких електростанцій.

Пиловугільні блоки, що будуть визначені як такі, що підлягають модернізації, слід модернізувати, залишивши їх як пиловугільні з очисткою від оксидів сірки та азоту. В якості палива слід використовувати вугілля газової групи, як це робиться у всьому світі. Доцільно відмовитись від рідкого гідравлічного шлаковидалення як такого, що веде до небажаної форсировки топкового простору і, як наслідок, до перевитрат палива, зниження ресурсу трубних пучків та значних витрат дорогоцінної води. Перехід до сухого шлаковидалення здійснено у 2015 році на найбільшій в Росії Рефтинській ТЕС потужністю 3800 МВт. Вартість проекту 250 млн євро без ПДВ. Видаляється до 5 млн т золи в рік. Суха зола на відміну від видаленої мокрим способом може використовуватися у дорожному будівництві, сільскому господарстві, виробництві будівельних матеріалів. Невикористаний обсяг золи транспортується стрічковим конвеєром у золовідвал, на розрівнену поверхню укладається грунт та вона засівається травами. Таке рішення крім зазначених переваг дозволило продовжити використання існуючого золовідвалу на 35 років та зберегти від вирубки сотні гектарів лісу.

Модернізації підлягають також системи пилоподачі, наприклад, заміні барабанних млинів середньохідними або іншими відповідно до марки вугілля та подачі пилу по пилопроводах під тиском, що практично виключає можливість вибухів та пожеж в них

Обов’язковим слід вважати використання циклів з надкритичними або навіть супернадкритичними параметрами робочого тіла. Теплова потужність енергоблоків з надкритичними та супернадкритичними циклами більша на 6-7% у порівнянні із докритикою, а викиди СО₂ знижуються на 12%. В стадії розроблення знаходяться цикли з тиском більше 300 бар та температурами понад 600ºС. В цей час розробляються цикли із супернадкритичними параметрами, у яких в якості робочого тіла використовується СО₂. Департамент енергетики США виділив $115 млн на будівництво дослідної пілотної електростанції на СО₂ потужністю 10 МВт.

Нові енергоблоки слід будувати як по технологіях факельного спалювання, так і на технологіях киплячого шару. Як зазначав академік О.Ю.Майстренко, основними перевагами технологій спалювання вугілля у ЦКШ є можливість використання високозольного та сірчаного вугілля, досягнення високої екологічної чистоти без установки систем сірко- та азотоочистки, широкий діапазон регулювання навантажень – в межах 40-100%, що є дуже важливим для підвищення маневреності української енергосистеми. Система забезпечує можливість спалювання відходів видобутку та збагачення вугілля. Прикладом успішної реалізації такої технології є введена в експлуатацію у 2009 році на ТЕС «Лагіша» в Польщі блоку потужністю 460 МВт (рис.2) з надкритичними параметрами пари.

Рис.2. Схема електростанції «Лагіша»

Не можна не зазначити і недоліки киплячого шару. Його ефективне використання висуває вимогу до підготовки палива – подачу його відносно вузької фракції. При підготовці палива – розмелу та грохочення – неодмінно утворюється значна кількість пилу, яку доцільно використовувати у пиловугільних топках. Це слід враховувати при виборі площадки будівництва, яку бажано розташовувати в межах площадок існуючих пиловугільних ТЕС.

При відносно низьких температурах горіння у киплячому шарі, внаслідок наявності в золі невеликих концентрацій хлорвмісних солей на нашу думку, не виключена можливість утворення канцерогенних речовин – діоксинів та фуранів. Інформації на цю тему не знайдено.

Гіпс, що утворюється у шарі при реакції між оксидами сірки та вапном, змішується із золою і корисне використання такої суміші потребує розробок.

Директива Європейської комісії щодо промислових викидів – Industrial Emissions Directive (IED, 2010/75/EU) має на меті стандартизувати максимальний рівень викидів від широкого кола промислових установок у Європейському Союзі, у тому числі в енергетиці. Україна як член Європейського енергетичного співтовариства взяла на себе обов’язки дотримуватись таких же стандартів шляхом реалізації кращих можливих технології – The Best Available Technologies (BAT). Для більшості промислових викидів у повітря увага приділяється основним п’ятьом видам забруднювачів: NO_X, SO₂, тверді частинки, CO, VOCs.

Рис.3. Залежність ступеню видалення SO₂ від роду сорбенту та його витрати

* Meeting European regulations for removing SOx and mercury // PEI Power Engineering International – May 2016, pp. 62-66.

Найкращою технологією видалення сірки на сьогодні вважається вдування в потік димових газів бікарбонату натрію з наступним уловлюванням твердих частинок у рукавному фільтрі (рис.3). Приблизно так же слід видаляти ртуть після її попереднього оксидування. Щодо видалення оксидів азоту, то поряд з відомими технологіями – вдуванням аміаку, зміною режимних параметрів можливо на час проведення модернізації з’явиться можливість використати нову технологію з попереднім дооксидуванням їх в озоні до N₂O₅ з наступним розчиненням цього оксиду у воді. Технологія називається LoTox, розроблена фірмою Linde. Сповіщається, що ступінь видалення оксидів азоту з димових газів може досягати 95-98% (рис.4).

Рис.4. Схема озонування димових газів.

* NO_x reduction: latest trends and thinking // PEI Power Engineering International – March 2016, pp. 26-28.

Викладені основні напрямки глибокої модернізації теплової енергетики збігаються з європейськими трендами в енергетиці: орієнтацією на переважне використання вугілля, помірним розвитком ВДЕ, екологізацією генерації.

Наукове підґрунтя модернізації теплової енергетики в значній мірі розроблено Інститутом вугільних енерготехнологій, який в цей час відзначає свій 20-річний ювілей. Наукові здобутки Інституту охоплюють широке коло питань вугільних технологій. Це питання теорії горіння та газифікації вугілля, дослідження використання технологій киплячого шару в енергетиці, розширення ресурсної бази в енергетиці шляхом використання відходів видобутку та збагачення вугілля та солоного вугілля, термохімічна підготовка вугілля перед спалюванням, порівняна оцінка ефективності використання різних енергетичних технологій, дослідження та впровадження заходів щодо зменшення шкідливих викидів вугільними ТЕС, останнім часом – важливе й актуальне питання заміщення проектних палив. Наукове та практичне підґрунтя для цих здобутків закладено першими директорами Інституту – академіками Ю.П.Корчевим та О.Ю.Майстренко, за що ми сьогодні віддаємо шану їх пам’яті.

Карп І.М., академік НАН України,
Сміхула А.В., канд. техн. наук,
Інститут газу НАН України