Haırýshev energy

В свете реформирования отечественной электроэнергетики и повышения экспортного потенциала ЕЭС РК перед открытием единого электроэнергетического рынком ЕАЭС в 2025 году остро стоит вопрос каким образом электроэнергетическая система Казахстана могла бы реализовать свой экспортный и транзитный потенциалы в контексте единого ранка электроэнергии ЕАЭС и какие барьеры на этом пути у нас имеются.

Несколько лет назад совместно с доктором наук Утегуловым Н.И. мы работали над одной работой, выдержкой из которой я здесь поделюсь и которая частично дает на поставленные выше вопросы..

Повышение экспортного потенциала ЕЭС РК для поставок вырабатываемой электростанциями РК электроэнергии на внешние рынки возможно при следующих условиях:

· обеспечение значительной энергоизбыточности ЕЭС РК с учетом резервов генерирующих мощностей, требуемых для обеспечения устойчивости энергосистемы при больших возмущениях ее режима работы;

· наличие дефицита собственной генерации на внешних рынках стран Южной Азии и КНР;

· наличие ЛЭП высших классов напряжения с высокой пропускной способностью (в том числе передач постоянного тока – ППТ) для связи энергосистем стран ЦА и энергосистем стран Южной Азии (Афганистан и Пакистан), а также КНР.

В настоящее время экспорт электроэнергии из ЕЭС РК осуществляется в республики ЦА в весьма ограниченных объемах.

КНР ежегодно вводит 50 ГВт и более новых генерирующих мощностей, что уже в ближайшей перспективе обеспечит в КНР баланс между потреблением и генерацией.

Значительный дефицит собственных генерирующих мощностей имеет место в странах Южной Азии - Афганистан и Пакистан.

В связи с этим, Пакистан, Афганистан, Таджикистан и Кыргызстан приняли решение о развитии трансграничных межсистемных ЛЭП-500 кВ между странами (проект CASA-1000) для передачи до 6,5 млрд.кВтч в год от ГЭС Таджикистана и Кыргызстана с учетом строительства новых крупных ГЭС и создание регионального электроэнергетического рынка Центральной Азии и Южной Азии» (CASAREM). Расходы проекта распределены следующим образом: Таджикистан – 314 миллионов, Кыргызстан – 209 миллионов, Афганистан – 354 миллиона и Пакистан – 209 миллионов долларов.

Однако, строительство новых ГЭС «Камбарата-1» мощностью 2000 МВт и стоимостью $1,7 млрд. по оценкам экспертов имеет серьезные проблемы.

Рогунская ГЭС мощностью 3600 МВт стоимостью $6млрд. Общая мощность двух первых агрегатов станции составит 800 МВт.

Согласно проекта CASA-1000 планируется экспортировать 300 МВт мощности из Кыргызстана и 1000 МВт из Таджикистана в Афганистан и Пакистан.

Транзитный потенциал сечения существующих ВЛ-1150 кВ и ВЛ-500 кВ Экибастуз-Кокшетау-Костанай с учетом их значительной протяженности может быть повышен путем установки управляемых источников реактивной мощности (ИРМ) на подстанциях данных электропередачи.

Так, для ВЛ-1150 кВ, работающей на напряжении 500 кВ возможно практически 2,5- кратное повышение транзитного потенциала данной ВЛ при ее переводе на напряжение 750 кВ путем установки на промежуточных и концевых подстанциях автотрансформаторов 750/500 кВ и УШР-750 кВ.

Вместе с тем, максимальная мощность передачи по существующим ВЛ-500 кВ Экибастуз-Кокшетау-Костанай может быть увеличена сверх натуральной путем установки на промежуточных подстанциях управляемых ИРМ (источник реактивной мощности) с возможностью как потребления, так и выдачи емкостной мощности.

Основу генерации в ЕЭС РК составляют пылеугольные технологии (более 70% от общей выработки) с параметрами пара на ТЭС (5400С, 24 МПа) и ТЭЦ (5400С, 12,8 МПа), что обусловлено низкой жаропрочностью труб на базе перлитных сталей.

Основным видом топлива для данных ТЭС и ТЭЦ являются экибастузские высокозольные (зольность 43%, а в среднесрочной перспективе рост зольности до 45-50%).

Экибастузские угли относятся к труднообагатимым, что подтверждено исследованиями Карагандагипрошахт и лабораториями США в бытность компании АЕS.

КПД крупных пылеугольных ТЭС РК ≤ 35%, удельный расход условного топлива 350-360 г.у.т./кВтч, коэффициент использования установленной мощности КИУМ ≤ 0,55-0,6.

Сжигание пылеугольного топлива (tфакела ≥ 15000С) требует установки дорогостоящих устройств газоочистки от NOx (каталитические установки восстановления азота) и SOx (NID-технология мокрой сероочистки). Удельная стоимость оборудования газоочистки $250-300/1.0 кВт.

В этих условиях настоятельно необходимо техперевооружение физически и морально устаревшего оборудования действующих угольных ТЭС и ТЭЦ на базе установки современного оборудования (котлоагрегаты и паровые турбины) и применения экологически чистых технологий сжигания высокозольных энергетических углей.

Современные угольные ТЭС имеют КПД ≥ 45-46%, что снижает удельный расход условного топлива до 270-280 г.у.т./кВтч (снижение выбросов СО2 на 20-25%) и повышает КИУМ до 0,8-0,85.

Указанное достигнуто за счет повышения параметров пара до 6000С, 30 МПа (ТЭС) и 5800С, 18-20 МПа (ТЭЦ) на базе применения жаропрочных мартенситных и аустенитных сталей с содержанием хрома Cr=9-12%, а также улучшения конструкций паровых турбин.

Последние 10 лет успешно эксплуатируются крупные котлоагрегаты с экологически чистой технологией сжигания смеси дробленного (диаметр 1 см) угля и известняка (2-3% - сероочистка до 98%) в циркулирующем кипящем слое (котлы с ЦКС - фирмы-изготовители Foster Wheeler, Alstom, Shanghai Electric и др.). Котлы с ЦКС средней мощности эксплуатируются более 25 лет суммарной мощностью Руст. ∑ ≥ 100 тыс. МВт.

Температура горения угля в котлах с ЦКС составляет 8500С, что практически в 2 раза ниже, чем в температура факела в пылеугольных котлах – 1500-20000С. Это обеспечивает снижение выбросов NOx в 2 раза и более.

Так, в Польше с 2009 г. работает энергоблок 460 МВт с котлом ЦКС фирмы Foster Wheeler на суперкритические параметры пара (1300/1080 т.пара/час; 28 МПа и 563/583 0С). В 2011г. компания Foster Wheeler получила заказ на изготовление котлов с ЦКС на суперкритические параметры пара 603/6030С для энергоблоков 4х550 МВт в Южной Корее.

В РФ введен в действие энергоблок 330 МВт с котлом ЦКС компании Alstom.

В РК планировалось строительство второй очереди ТЭЦ-3 в г. Астана с угольными котлами с ЦКС (проект КазНИПИэнергопром).

Ввод в действие с 01.01.2019 г. рынка мощности должен был обеспечить возврат инвестиций в поэтапное техперевооружение действующих ТЭС и ТЭЦ и снижение на конкурентном рынке электроэнергии стоимости электроэнергии реконструированных ТЭС и ТЭЦ за счет более низких эксплуатационных расходов:

- существенное (на 20% и более) снижение удельного расхода топлива на выработку 1 кВтч;

- повышение КИУМ до уровня 0,8-0,85 и, как следствие, увеличение годового объема выработки электроэнергии;

- за счет автоматизации производственных процессов повышение коэффициента обслуживания до 250 кВт/ед. персонала и, как следствие, снижение расходов на зарплату;

- значительное снижение выбросов парниковых газов (СО2 – на 20%; NOx – как минимум, в 2 раза; SOx – практически полностью на 95-98%) и, как следствие, снижение экологических платежей.

Однако, должного эффекта рынок мощности не сыграл.

Национальная электрическая сеть РК (ВЛ - 1150, 500 и 220 кВ) обладает высокой степенью неоднородности замкнутых контуров с трансформаторными связями, включающих в себя ВЛ разных классов напряжений.

Известно (см., Холмский В.Г. Расчет и оптимизация режимов электрических сетей – М: Высшая школа, 1975, 275 с.), что одной из основных причин не оптимальности режимов замкнутых сетей, том числе разных классов напряжения с трансформаторными связями, является неоднородность сетей, которая обуславливает наличие дополнительных потерь электроэнергии, обусловленных протеканием уравнительных токов (реактивных и активных) в замкнутых контурах с ЛЭП одного класса напряжения, а также в контурах с трансформаторными связями, включающих в себя ВЛ разных классов напряжений.

Необходимо выполнить анализ неоднородности ВЛ в замкнутых контурах, входящих в состав НЭС РК, на базе которого определить меры по существенному снижению дополнительных потерь путем продольного регулирования (РПН и УШР) и поперечного фазового регулирования потоков мощности (вольтодобавочные трансформаторы – ВДТ, и фазоповоротные трансформаторы – ФПТ).

Каково же здесь влияние ВИЭ на среднюю стоимость электроэнергии в долгосрочной перспективе, с учетом увеличения доли возобновляемых источников в энергобалансе 15% к 2030 году?

Первоочередной задачей использования ВИЭ в ЕЭС РК является масштабное строительство ГЭС на реках юго-востока и востока РК.

Потенциал гидроресурсов горных рек юго-востока и востока РК исключительно высок. Использование данного потенциала путем сооружения каскадов новых ГЭС комбинированного (деривационно-плотинного типа) обеспечит значительный прирост маневренных генерирующих мощностей и тем самым обеспечит требуемые пиковые мощности для компенсации неравномерности графика электропотребления ЕЭС РК и повысит надежность ее работы при больших возмущениях режима.

Эффективность эксплуатации каскадов ГЭС определяется высокой степенью их автоматизации – большинство ГЭС могут работать без обслуживающего персонала, и длительностью сроков их эксплуатации – 50-100 лет и более.

Отсутствие потребности в топливе и низкие эксплуатационные расходы определяющим образом скажутся на снижении отпускной цены на электроэнергию, вырабатываемую ГЭС после периода окупаемости инвестиций в строительство ГЭС.

Республика Казахстан ратифицировала Парижское соглашение, т.е. приняла на себя все обязательства, вытекающие из данного соглашения.

Парижское соглашение по изменению климата предусматривает введение углеродного налога — платы за выбросы. Эти отчисления планируется направлять в Зеленый климатический фонд, а затем — развивающимся странам для программы «адаптации» к глобальным изменениям климата.

С учетом того, что Республика Казахстан объявила своей стратегической целью стать углеродонейтральной страной к 2060 году, наша страна также может рассчитывать на свою долю для реализации программы «адаптации» к глобальным изменениям климата, общая сумма ежегодных выплат которой равна 100 млрд. долл. США.

В противном случае, Казахстан, где в настоящее время доминируют угольные технологии производства электроэнергии, будет вынужден осуществлять платежи в Зеленый климатический фонд.

Углеродный сбор будут платить угольные электростанции РК (более 70% от общей выработки электроэнергии), что приведет к существенному росту цен на электроэнергию.

Очевидно, что первоочередной задачей в ЕЭС РК является техперевооружение физически (более 50 лет в эксплуатации) и морально устаревшего оборудования действующих угольных ТЭС и ТЭЦ на базе установки современного оборудования (котлоагрегаты и паровые турбины) и применения экологически чистых технологий сжигания высокозольных энергетических углей.

Технология сжигания углей в котлах с циркулирующим кипящим слоем (котлы с ЦКС) и суперкритических параметров пара для техперевооружения крупных угольных ТЭС (580-6000С, 28-30 МПа) и ТЭЦ средней мощности (5800С, 18 МПа) обеспечивает достижение экологических требований к NOx и SOx, предъявляемых странами Европейского Союза, и снижение удельных выбросов СО2 при выработке 1 кВТч на 20-25%. Отметим, что котлы с ЦКС являются «всеядными», т.е. способны использовать в качестве топлива: высокозольные угли (зольность до 50% и более), твердые бытовые отходы, нефтяной кокс и др.

Вместе с тем, с учетом перспективного роста электропотребления потребуется масштабное строительство замещающих угольные электростанции возобновляемых («зеленых») генерирующих мощностей: ГЭС, ВЭС и СЭС. Известно, что удельная стоимость сооружения 1 кВт мощности ГЭС в зависимости от их типа в среднем составляет $2000-3000/кВт. Указанные цены характерны также для ВЭС и СЭС.

Отметим, что коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) ГЭС, ВЭС и СЭС не превышает КИУМ ≤ 0,45-0,5 и, как следствие этого, потребуются дополнительные крупные затраты на строительство резервных мощностей традиционных энергоисточников для покрытия «провалов» в суточном графике выработки электроэнергии ВИЭ.

Очевидно, что с учетом перечисленных факторов и ежегодной инфляции стоимость электроэнергии ВИЭ, по оценкам специалистов, возрастет в долгосрочной перспективе для крупного бизнеса на 50–55%, для МСБ — на 28–31%, для населения — на 45–50% по сравнению с электроэнергией традиционных энергоисточников.

В этих условиях, кроме строительства АЭС, о которой сказано в последнее время много, целесообразно приоритетно реализовать программу поэтапного техперевооружения действующих ТЭС и ТЭЦ, а именно для угольных и газомагутных ТЭС – поблочно, для ТЭЦ – поагрегатно с переходом на блочную схему.

Согласно мнению ведущих специалистов – изготовителей теплофикационных турбин: «Одним из важнейших путей повышения эффективности теплофикационных паровых турбин является повышение параметров свежего пара, введение промежуточного перегрева пара и укрупнение единичной мощности».

Из этого следует, что необходимо отказаться от устаревшей схемы ТЭЦ с общим коллектором острого пара и переход на блочную схему ТЭЦ, что реализовано на современных ТЭЦ промышленно развитых стран.

Замена физически и морально устаревшего основного и вспомогательного оборудования угольных ТЭС и ТЭЦ на современное оборудование (котлы с ЦКС и турбины) с суперкритическими параметрами пара (580-6000С, 28-30 МПа – ТЭС; 5800С, 18 МПа – ТЭЦ) и высоким КПД (45-46%) обеспечит существенное снижение требуемых инвестиций – менее 40-50% от объема инвестиций в строительство новых генерирующих мощностей и значительно (в 2 раза и более) сократит сроки ввода новых единиц мощностей на действующих электростанциях.

Отметим, что котлы с ЦКС компактные по габаритам и могут быть размещены в существующих объемах ячеек котельных действующих электростанций.

Для техперевооружения действующих крупных газомазутных электростанций (Жамбылская ГРЭС, ТЭЦ-2 и 3 МАЭК) целесообразно использовать положительный опыт реконструкции ряда ГРЭС соседних энергосистем – поблочный перевод в парогазовый цикл с повышением КПД до 50%.