Г.3 Переработка ископаемых топлив

Г.4 Производство электрической и тепловой энергии на базе органических топлив

Приоритетные технологии отечественной разработки для крупномасштабного применения в период до 2035 года (для целей реконструкции действующих электростанций и сооружения новых).

1) Крупные конденсационные электростанции:

• 
  высокоэффективные газовые турбины большой мощности (110–180 МВт) и ПГУ на их основе электрической мощностью 300–500 МВт на природном газе с КПД более 57 %;
  
• 
  угольные энергоблоки электрической мощностью 300–800 МВт с усовершенствованными пылеугольными котлами и паровыми турбинами на освоенные сверхкритические параметры пара с последующим повышением температуры перегрева пара до 585–600 ^оС и давления до 30 МПа и эффективной газоочисткой;
  
• 
  котлы с циркулирующим кипящим слоем на угле для паротурбинных конденсационных энергоблоков электрической мощностью 330 МВт;
  

• 
  теплофикационные ПГУ на природном газе электрической мощностью 20–70 МВт на базе ГТУ 16–25 МВт с высоким электрическим КПД во всем диапазоне рабочих нагрузок;
  
• 
  котлы с циркулирующим кипящим слоем на угле для паротурбинных теплофикационных энергоблоков электрической мощностью 100 МВт;
  

• 
  когенерационные установки (КГУ) малой мощности на природном газе и СУГ на базе:
  

- газопоршневых установок (ГПУ) электрической мощностью 0,3–5 МВт,

- микротурбин электрической мощностью 0,05–1 МВт;

- топливных элементов (высоко- и низкотемпературных) электрической мощностью 100–200 кВт с КПД 60–65 %;

• 
  КГУ малой мощности на твердом топливе на базе:
  

- паровых микротурбин электрической мощностью 0,05–1 МВт с прямым сжиганием твердого топлива;

4) микро-когенерация у индивидуальных потребителей (мелкий бизнес, домашние хозяйства и т. п.) на базе:

• 
  топливных элементов (высоко- и низкотемпературных) электрической мощностью 2–20 кВт с КПД 60–65 % и более на природном газе и сжиженных углеводородных газах.
  

Емкость внутреннего рынка для мощных ПГУ составляет примерно 15–18 ГВт до 2035 года или 50–60 блоков ПГУ мощностью 300–500 МВт, включая 100–120 мощных газовых турбин на общую сумму 20–27 млрд долл. США. Реализация данного потенциала обеспечила бы ежегодную экономию около 6–8 млрд м³ природного газа на сумму 2–2,5 млрд долл. США в год. Емкость внутреннего рынка вполне достаточна для возврата затрат в разработку мощных газовых турбин. Кроме того, данная технология обладает значительным экспортным потенциалом.

При разработке крупных отечественных газовых турбин может активно использоваться опыт изготовления и эксплуатации лицензионных ГТУ мощностью 110 и 160 МВт. Предстоит определить оптимальные параметры цикла ГТУ (температуру газов перед турбиной и степень сжатия) и рациональную степень усложнения технологической схемы ПГУ. Необходимо разработать новые отечественные конструкционные материалы и покрытия для «горячей части» ГТУ и технологии их применения для изготовления турбинных лопаток – критических элементов данной технологии.

Новые и усовершенствованные ГТУ должны быть специально разработаны для энергетического применения, оборудованы низкоэмиссионными камерами сгорания (с выбросами оксидов азота не более 25 ppm), иметь большой рабочий ресурс (до 100 тыс. часов). Котлы-утилизаторы для ПГУ должны иметь контуры двух (трех) давлений для эффективной работы при различных нагрузках. Необходимо продолжить совершенствование отечественные паровые турбины с целью повышения КПД. Целесообразно наращивать усилия по разработке отечественных технических средств (высокочувствительных и надежных сенсоров, в т. ч. бесконтактных, устройств передачи данных и т. д.) и интеллектуальных систем диагностики состояния основного и вспомогательного оборудования энергетических установок в режиме реального времени.

Разработка в стране сверхмощных газовых турбин (300–350 МВт и более) и ПГУ
800–1000 МВт на их основе требует специального обоснования. Во-первых, на разработку необходимы чрезмерно большие затраты, во-вторых, возврат их в разумные сроки проблематичен. До 2035 года емкость внутреннего рынка для них незначительна, а выход на внешние рынки затруднен из-за высокой конкуренции и также относительно небольшой емкости. На внутреннем рынке их легко заменят ПГУ 300–500 МВт на базе ГТУ 110–180 МВт.

Емкость внутреннего рынка для ПТУ с котлами циркуляционного кипящего слоя оценена диапазоном 10–20 ГВт или 100–120 энергоблоков мощностью 100–330 МВт. Данная технология демонстрирует хорошие адаптационные возможности к изменению качества угля, обладает хорошими маневренными свойствами, обеспечивает эффективное снижение негативного воздействия угольной энергетики на окружающую среду. Однако опыт разработки котлов ЦКС большой мощности в России пока достаточно мал.

Реконструкция существующих газовых ТЭЦ и развитие теплофикации в стране целесообразно базировать на высокоэффективных ПГУ с высокими маневренными характеристиками. Применению ПГУ на ТЭЦ благоприятствует сложившаяся в стране тенденция к росту соотношения спроса на электрическую энергию и централизованное тепло. Емкость отечественного рынка для указанных ПГУ составляет около 17–24 ГВт (эл.) или 400–600 энергоблоков, в т. ч. 600–800 газовых турбин мощностью 16–25 МВт. Необходимо на базе имеющихся мощных авиационных двигателей разработать специализированные газовые турбины энергетического назначения с высокой надежностью и длительным рабочим ресурсом.

Одной из важнейших особенностей энергетики России, обусловленной ее суровым климатом, является производство больших объемов тепловой энергии низкого потенциала в котельных, в основном газовых.

Расширение выработки электроэнергии на тепловом потреблении путем развитие когенерации на базе существующих газовых котельных представляет собой один из крупнейших источников экономии топлива в стране и является одним из важных направлений развития энергетики страны. Развитие когенерации уменьшит вводы новых генерирующих мощностей на крупных ТЭС, сократит объемы электросетевого строительства, снизит потери в электрических сетях. КГУ имеют преимущества в сроках сооружения и заблаговременности инвестиций по сравнению с крупными ТЭС. Массовое внедрение КГУ будет способствовать улучшению условий прохождения в электроэнергетической системе зимних максимумов электрической нагрузки.

С развитием когенерации возрастет потребность в газопоршневых и газотурбинных установках малой мощности. Для реализации указанного потенциала развития когенерации потребуется ориентировочно 2 тыс. ГТУ электрической мощностью 6–9 МВт, порядка 15 тыс. газопоршневых установок мощностью 0,3–5 МВт, 25 тыс. микротурбин единичной мощностью 60–1000 кВт или 40 тыс. топливных элементов единичной мощностью

Реализация программы реконструкции котельных в мини-ТЭЦ должна со второго этапа Стратегии идти исключительно на отечественном оборудовании. Это обеспечит получение значительных мультипликативных эффектов в смежных отраслях экономики страны. Потребуется разработать:

• 
  высокоэффективные энергетические ГТУ малой мощности (6–9 МВт) с высокими показателями надежности для реконструкции крупных котельных (тепловой мощностью 20 Гкал/ч и более);
  
• 
  отечественные газопоршневые установки на 0,3–5 МВт для использования при реконструкции котельных тепловой мощностью 3–20 Гкал/ч, эффективно работающих в широком диапазоне калорийности газа (высококалорийном - природный газ, СУГ, нефтяной попутный газ, низкокалорийном биогаз, продукты газификации твёрдых топлив и т. д.), широком диапазоне нагрузок, конкурентоспособных с лучшими мировыми аналогами;
  
• 
  отечественные микротурбины (газовые, паровые) на 50–1000 кВт и топливные элементы 100–200 кВт для реконструкции котельных малой мощности – 3 Гкал/ч и менее.
  

• 
  новые жаропрочные стали для паротурбинных установок на сверхвысокие параметры пара и технологии их обработки;
  
• 
  новые конструкционные материалы и функциональные покрытия (термобарьерные, антиэрозионные, противокоррозионные) для изготовления элементов газовых и паровых турбин на сверхвысокие параметры рабочего тела с длительным ресурсом работы при переменных нагрузках (с большими амплитудами и скоростями их изменения);
  
• 
  новые технологии газификации твердого топлива, включая биомассу и бытовые отходы, и ПГУ на их основе;
  
• 
  угольные ПТУ большой мощности на сверхвысокие параметры пара с высокоэффективной системой газоочистки;
  
• 
  гибридные энергоустановки электрической мощностью 0,3–5 МВт с КПД до 60–65 % на основе высокотемпературных топливных элементов и микротурбин на природном газе, СУГ и продуктах газификации твердого топлива;
  
• 
  мембранные технологии разделения воздуха большой производительности для применения в составе газогенераторных установок.
  

• 
  топливные элементы – технологии прямого преобразования химической энергии ископаемых топлив в электрическую энергию;
  
• 
  электрохимические аккумуляторы большой емкости и мощности.
  

Очевидна исключительная значимость прорывных электрохимических технологий производства и аккумулирования энергии для экономики, социальной сферы и общества. Своевременная разработка и освоение данных технологий обеспечит технологический прорыв в отечественной промышленности и позволит занять ей достойное место в глобальной системе создания добавленной стоимости. Появляется реальный шанс для отечественной экономики перехода от сырьевого уклада к высокотехнологичному. Данные технологии могут явиться катализатором процесса реиндустриализации страны и составить ее основу. Страны, первыми освоившие крупномасштабное производство соответствующего оборудования, получат глобальные конкурентные преимущества на многие годы вперед. Проблема создания электрохимических технологий является междисциплинарной и межотраслевой и требует значительных усилий по координации работ.