Электроэнергетическая независимость Казахстана и ее обеспечение

Размещено на http://www.allbest.ru/

УДК 621.31(574)

ТОО «Тяжпромэлектропроект»

Электроэнергетическая независимость Казахстана и ее обеспечение

Н.И. Утегулов

А.Н. Утегулов

г. Алматы

1. Тенденции развития технологий производства и передачи электроэнергии в мире

Генерация электроэнергии. Особенностями развития производства электроэнергии на современном этапе являются переход на высокоэффективные и ресурсосберегающие технологии и ужесточение экологических требований. Отметим, что основная доля производства электроэнергии в мире принадлежит угольным технологиям - 40% (газовые технологии - 19%, атомные технологии и гидроэнергетика - по 16% каждая и прочие). В Казахстане более 70% электроэнергии производят угольные электростанции и основное внимание в данной работе уделено повышению эффективности угольных технологий. Основная причина преобладания «грязного» угля над «чистым» газом и другими видами топлива в электроэнергетике - оптимальное соотношение цен на топливо. Так, в США газ дороже угля в 5 раз, а в Казахстане, имеющем самые дешевые в мире энергетические угли ($7-8/т), это соотношение составляет более 10 крат.

Согласно прогнозам Департамента энергетики США, после 2020г. уголь станет наиболее быстро растущим топливом для электростанций. Администрация США объявила планы строительства 100 угольных электростанций в течение ближайших пятнадцати лет. В Канаде после 2010 г. из-за окончания срока эксплуатации реакторов остановлены несколько блоков АЭС и их заменят угольными ТЭС. Аналогичная тенденция имеет место и в странах ЕС.

Для угольных технологий производства электроэнергии основной путь повышения ресурсосбережения и снижения выбросов СО2 - повышение термического КПД паротурбинного цикла на базе увеличения температуры и давления пара вплоть до ультракритических параметров - 700/7200С и 35 МПа с соответствующим повышением КПД до 53-55%. Так, на блоке ТЭС Scholven (ФРГ) испытывается котлоагрегат на параметры пара 35 МПа, 700/720 °С.

Ведущие компании-производители паротурбинного оборудования General Electric, Siemense, Alstom и др. уже в 80-х - 90-х годах реализовали этап массового перехода на применение в котлоагрегатах и паровых турбинах высокожаропрочных мартенситных и аустенитных сталей. Внедрение новых конструкций паровых турбин при одинаковой площади выхлопа повысило КПД турбоагрегатов, как минимум, на 4-6% .

Все это обеспечило повышение параметров пара до 580-6000С и 28-32 МПа и, соответственно, КПД современных угольных энергоблоков - до 44-46% Например: США - угольная ТЭС Эддистоун-1 (325 МВт) - параметры пара 35,9 МПа, 648 °С /565 °С /565 °С, в эксплуатации около 40 лет; Германия - угольная ТЭС Любек (1995 г.) - параметры пара 27,5 МПа, 580 °С/600 °С; Дания - угольная ТЭС Конвой 2х400 МВт (1998 г. ) - 29 МПа, 582 °С/580 °С/580 °С. . При этом резко снизились выбросы золы, оксидов серы и азота, а выбросы СО2 снизились на 20%. Более 20 угольных электростанций в США и странах ЕС уже длительное время работают на данных суперкритических параметрах пара.

В РФ также разработана стратегия перехода на создание угольных блоков на суперкритические и ультракритические параметры пара и внедрения новых угольных технологий на на ТЭЦ [1]. Так, в рамках данной стратегии компания Е-4 завершила работы по созданию проекта угольного энергоблока нового поколения 600 МВт для Томь-Усинской ГРЭС. В стадии освоения находится технология сжигания в котлоагрегатах микроугля с механоактивацией на базе применения дезинтеграционных мельниц. В отличие от стандартного помола (100 мкм) размеры частиц микроугля составляют 5-40 мкм, что приводит к высокой интенсивности горения, а дополнительно имеющий место эффект механоактивации обеспечивает снижение температуры воспламенения. Все это открывает новые перспективы для широкого внедрения водоугольной технологии производства электроэнергии и микропузырьковой технологии глубокого обогащения высокозольных энергетических углей таких, как экибастузские угли и шламы углеобогащения [2]. Промышленные испытания системы сжигания микроугля с участием специалистов ИТ СО РАН ведутся на котлоагрегате мощностью 60 МВт.

Передача электроэнергии. В области новых средств передачи и распределения электроэнергии следует отметить, что в конце 70-х начале 80-х годов специалистами ЛПИ (ныне - С-ПбГПУ) были разработаны основы создания компактных линий электропередачи повышенной натуральной мощности [3]. К сожалению, внедрение данных новых средств передачи электроэнергии было широко реализовано в Аргентине, Бразилии, КНР, Японии, странах ЕС и др. Компактные ЛЭП обеспечили повышение натуральной мощности электропередачи в 2-3 раза и более по сравнению с традиционными ВЛ аналогичного класса напряжения. В связи с этим, конструкции ВЛ на унифицированных опорах, применяемые в странах СНГ, оцениваются экспертами как ЛЭП с минимальной пропускной способностью.

2. Анализ современного состояния электроэнергетики Казахстана

С 2000 г. экономика Казахстана динамично развивается, что сопровождается ростом электропотребления со среднегодовыми темпами прироста 3,5-4%. Так, к 2020 г. ожидается прирост электропотребления на величину 28 млрд. кВтч с 88,1 млрд. кВтч (факт 2011 г.) до 116 млрд. кВтч или на ?6000 МВт среднегодовой мощности.

Однако имевшийся ранее потенциал мощностей действующих электростанций без принятия мер по его модернизации, на данный момент практически исчерпан, что обуславливает нарастание дефицита генерирующих мощностей в ЕЭС РК.

В связи с тем, что выработка и потребление электроэнергии происходит одновременно (скорость распространения электромагнитного поля - 300 тыс. км/с) ограничения на перспективный рост электропотребления также будут накладываться из-за недостаточной пропускной способности системы передачи и распределения электроэнергии.

Сектор генерации. Дефицит собственных генерирующих мощностей. На 1 января 2012 г. установленная (паспортная) мощность (Руст.) электростанций ЕЭС РК составила Руст. = 19 тыс. 798 МВт. Вместе с тем, располагаемая (возможная к использованию) мощность действующих электростанций Казахстана составляет Ррасп. = 14 558 МВт, то есть недоиспользуемая из-за высокой степени износа оборудования мощность энергоисточников составляет 5240 МВт. Выбытие энергомощностей с течением времени будет нарастать, так как средний возраст электростанций Казахстана - 35 лет.

Все это в зимний период максимума нагрузки уже сегодня приводит к росту импорта электроэнергии из России. Так, по итогам 2011 г. сальдо экспорт/импорт электроэнергии в Единой электроэнергетической системе Республики Казахстан (ЕЭС РК) составило «минус» 1,7 млрд. кВтч (в зимний период ?1000 МВт мощности), то есть затраты на импорт электроэнергии при цене покупки российской электроэнергии 12 тенге/кВтч составили 20 млрд.тенге/год.

Налицо растущая зависимость ЕЭС РК в зимний период года от импорта электроэнергии из РФ.

Кроме того, надежность и устойчивость работы ЕЭС РК при возможных технологических отказах (отключение крупных энергоблоков и/или нагруженных ЛЭП) практически полностью зависит от наличия резервов мощности в ЕЭС России.

Очевидна необходимость опережающего темпы роста электропотребления ввода новых генерирующих мощностей и формирования в Северной и Южной зонах ЕЭС РК собственных резервов мощности. При этом резервы мощности должны иметь соответствующую структуру:

- включенный резерв (немедленная готовность к мобилизации);

- аварийный резерв (готовность 3-4 минуты - на ГЭС, 8-10 минут - на ГТЭС);

- ремонтный резерв («холодный резерв» - готовность 6-8 часов).

В Южной зоне ЕЭС РК острый дефицит собственных генерирующих мощностей (1500 МВт с ростом до 2250 МВт к 2020 г.) и отсутствие запаса по пропускной способности двух ВЛ-500 кВ транзита Север-Юг Казахстана (Рпроп.=1350 МВт) обуславливают:

- многократные срабатывания противоаварийной автоматики (ПА) - до 50 срабатываний ПА от наброса мощности в зимний период года с отключением части потребителей Юга Казахстана;

- при больших возмущениях - к полной потере транзита Север-Юг (в 2011 г. - 5 отключений транзита) с выходом на раздельную работу с ЕЭС РК.

Западная зона ЕЭС РК практически самобалансируется по потреблению/генерации, но не имеет непосредственных электрических связей с ЕЭС РК. Однако энергоузлы Западной зоны соединены между собой протяженными (общая длина 1400 км) ЛЭП-220 кВ с крайне низкой пропускной способностью (Рпроп.220 кВ ? 100 МВт).

Качество основного оборудования действующих ГРЭС и ТЭЦ Казахстана. В отчете компании AF - Consult Ltd в ноябре 2009 г. по заказу ЕБРР [4], отмечается:

- средний возраст электростанций в РК - около 33 лет (на сегодня - более 35 лет),

- годовой коэффициент использования установленной мощности (КИУМ)

энергоблоков крупных ГРЭС в среднем по РК- 52% (годовое число часов максимальной загрузки - Тмакс.? 4500 час) против 82-85% (Тмакс.=7200-7500) у современных энергоблоков;

- средняя наработка паросилового оборудования (котлоагрегат - турбина) между

пуском и остановкой составляет около 630 часов (26 дней), что в 10 раз ниже, чем у современных агрегатов - налицо значительные проблемы с надежностью электростанций Казахстана;

- КПД нетто энергоблоков крупных угольных ГРЭС - 35% против 44-45% у

современных энергоблоков аналогичной мощности;

- КПД нетто ТЭЦ - 46% против 75% у современных ТЭЦ той же мощности;

- удельный расход условного топлива (у.т. - топливо с калорийностью 7000 ккал/кг) в

граммах г.у.т./кВтч: на ГРЭС - 360-380 г.у.т./кВтч против 260-280 г.у.т./кВтч у аналогичных западных электростанций; на ТЭЦ - 350 г.у.т./кВтч (с учетом разделения затрат топлива на выработку тепловой и электрической энергии). производство электроэнергия пропускной сеть

Технологическая отсталость оборудования электростанций РК на 25-30 лет от мирового уровня (КИУМKZ=0,52, против КИУММИР.=0,82) приводит к недовыработке электроэнергии только на крупных угольных ГРЭС национального значения (Руст.НАЦ.=8000 МВт), величина которой оценивается ? 22 млрд. кВтч, иначе говоря к снижению доходности ГРЭС на ?130 млрд.тенге/год.

Низкий КПД агрегатов действующих электростанций РК обуславливает перерасход энергетических углей (калорийность ?4000 ккал/кг) на ? 10-11 млн. тонн/год, по сравнению с современными электростанциями промышленно развитых стран. С учетом транспортных расходов безвозвратные затраты на топливо действующих ГРЭС и ТЭЦ Казахстана составляют ? 16-18 млрд. тенге/год.

Производительность труда на электростанциях РК, за редким исключением, не превышает 70-80 кВт/чел. (на современных электростанциях - 250 кВт/чел.).

Очевидна настоятельная необходимость технического перевооружения действующих и новых генерирующих мощностей крупных угольных ГРЭС Казахстана современными котлоагрегатами и турбинами на базе сталей мартенситного и аустенитного классов взамен безнадежно устаревшего оборудования на базе сталей перлитного класса, которое производилось на заводах РФ и Украины.

Система передачи и распределения электроэнергии ЕЭС РК. ВЛ-500 кВ (общая протяженность - 6420 км) Национальной Электрической Сети (НЭС) имеют загрузку Рпер. ? 0,6-0,7 Рнат.трад.500кВ (здесь Рнат.трад.500кВ=900 МВт). Очевидно, что запасы по пропускной способности внутрисистемных ВЛ-500 кВ удовлетворяют требованиям по передаче объемов электроэнергии при перспективном приросте мощности электропотребления к 2020 г. на 6000-6500 МВт.

Исключение составляют «узкие места» в сети 500 кВ НЭС - предельная загрузка транзита Север-Юг (до 1500 МВт) и ограниченная пропускная способность ВЛ-500 кВ ПС Жетыкара-ПС Ульке (350 МВт против возможных 700 МВт).

Сеть 220 кВ НЭС включает: ВЛ-220 кВ общего назначения (?11800 км) и ВЛ-220 кВ

электрификации железных дорог (?4000 км).

Отметим, что ВЛ-500 и 220 кВ НЭС, как и сети 110-35 кВ распределительных электросетевых компаний (РЭК), по принятой в бывшем СССР практике, выполнены на унифицированных опорах разработки 60-70-х годов, которые, как указывалось, оцениваются экспертами как ЛЭП с минимальной натуральной мощностью Рнат.трад.>min. В РФ активизировались работы по серийному выпуску современных стальных многогранных и узкобазовых опор [3], ведется работа по созданию композитных изогридных опор на базе армирования углеродными волокнами, которые разработаны и применяются в США и имеют прочность на изгиб выше, чем стальные опоры, а вес стоек композитных опор изогридной конструкции при высоте 40 м составляет 30 кг [4].

Большинство ВЛ-220 кВ НЭС РК и ВЛ-110 кВ РЭК работают в режиме передачи мощности Рпер.?1,5-2,0 Рнат. (здесь Рнат.220 кВ = 130 МВт; Рнат.110 кВ=30 МВт), что обуславливает повышенные потери электроэнергии на транспорт электроэнергии и проблемы с качеством напряжения у потребителей.

Итак, в сети 220 кВ НЭС и основной сети 110 кВ РЭК отсутствуют запасы по пропускной способности для передачи повышенных объемов электроэнергии при перспективном приросте мощности электропотребления в ЕЭС РК на 6000-6500 МВт.

Более того, половина всех ВЛ-220 кВ на ж/б опорах НЭС и ВЛ-110-35 кВ РЭК выработали свой ресурс (35 лет), как и ж/б фундаменты ВЛ-220 и 110-35 кВ со стальными опорами.

Необходим кардинальный пересмотр подходов к выбору конструкций, проектированию и строительству ВЛ-220 и 110-35 кВ с позиций значительного повышения их натуральной мощности, что отвечает международной практике электросетевого строительства.

Реконструкцию действующих ВЛ-220 и 110-35 кВ следует вести на базе современных методов вибрационной, ультразвуковой и электрохимической диагностики с последующей адресной заменой непригодных к эксплуатации опор, что значительно сократит объемы ремонтных работ.

3. Анализ планируемых показателей развития электроэнергетики Казахстана на перспективу до 2020 г. с позиций обеспечения электроэнергетической независимости

Оценка сальдо экспорт/импорт электроэнергии ЕЭС РК на перспективу до 2015г. Прогноз роста электропотребления в ЕЭС РК к 2015 г., согласно Мастер-плану развития электроэнергетики Республики Казахстан до 2030 г. составит 101 млрд. кВтч, т.е. прирост по отношению к 2011 г. - 13 млрд. кВтч.

Прирост производства электроэнергии на базе реализации Программы по развитию электроэнергетики Республики Казахстан на 2010-2014 годы (далее - Программа МИиНТ) оценивается величиной ?11-12 млрд. кВтч. Таким образом, баланс электропотребления/генерации в ЕЭС РК, как минимум, до 2015 г. будет зависеть от импорта электроэнергии из ЕЭС России.

Формирование резервов мощности в ЕЭС РК и запасов по пропускной способности сети 500-220 кВ Национальной электрической сети (НЭС) и основных сетей 110 кВ.

В Северной зоне ЕЭС РК, потребление электроэнергии в которой составляет 65% от

показателя электропотребления по ЕЭС РК в целом, мощность электропотребления возрастет с 8800 (факт 2011 г.) до ?12000 МВт (прогноз 2020 г.), т.е. за период 2012-2020 гг. рост составит ?3200 МВт.

Меры, предусмотренные Программой МИиНТ по увеличению генерации в Северной зоне на перспективу до 2020 г., приведут лишь к тому, что данная зона из энергоизбыточной на сегодня в лучшем случае перейдет к самобалансированию по потреблению/генерации. Однако это не обеспечит даже требуемый переток мощности (?800-900 МВт - прогноз 2020 г.) в Южную зону ЕЭС РК, не говоря о формировании резервов мощности для ликвидации последствий аварий.

Необходим пересмотр планируемых объемов ввода новых генерирующих мощностей в Северной зоне на перспективу до 2020 г., где сосредоточены основные месторождения энергетических углей.

Экономически целесообразным решением данной проблемы являются:

- модернизация существующих крупных угольных электростанций национального значения (Руст.НАЦ.=8000 МВт) с установкой современных турбин и котлоагрегатов (потенциал прироста электроэнергии - 20 млрд. кВтч при удельных затратах $500-600/1,0 кВт мощности);

- расширение ЭГРЭС-2 с поэтапной установкой энергоблоков №4 и 5 мощностью 630 и 660 МВт (прирост электроэнергии - 9,3 млрд. кВтч, удельные затрат ? $1200-1300/1,0 кВт мощности);

- в Южной зоне ЕЭС РК ввод в 2017 г. первого модуля Балхашской ТЭС (2х660 МВт) обеспечит разгрузку двух ВЛ-500 кВ транзита 500 кВ Север-Юг Казахстана в зимний период года с 1500 МВт (факт 2011 г.) до 900 МВт (2018 г.). Для выдачи мощности БТЭС предстоит сооружение ВЛ-500 кВ ПС Ю-К ГРЭС - ПС Алма и второй ВЛ-500 кВ ПС Шу - ПС Жамбыл;

- требуемые объемы резервов мощности на остродефицитном юге РК целесообразно создать путем поблочного технических перевооружения (без остановки работающих энергоблоков) ЖГРЭС:

- сооружения газотурбинных установок (2хГТЭ-110 МВт на блок - $150/1.0 кВт без СМР Данные Ивановских ПГУ-325 МВт: парогазовая установка ПГУ-325 МВт на базе газовых турбин 2хГТЭ-110 МВт (НПО «Сатурн») и котла утилизатора П-88 (ЗИО Подольск). При мощности 110 МВт и КПД в 34,5%, сравнимых с турбиной V94.2 Siemens (соответственно?- 109 МВт и 34,4%), ГТЭ-110 весит 60 тонн против 175 тонн и имеет удельную стоимость $150/ 1,0 кВт против $184/1,0 кВт. );

- последующей установки на блок котла-утилизатора П-88 и паровой турбины К-110, что обеспечит практически при том же расходе газа увеличение мощности энергоблока с 200-210 МВт до 325 МВт и повысит КПД с 35% до 55%.

4. Повышение пропускной способности сети 220 кВ НЭС и сетей 110 и 35 кВ РЭК

С учетом внутренних резервов существующих ВЛ-220 и 35 кВ, а также передовых технологий электросетевого строительства промышленно развитых стран мира повышение пропускной способности сетей 220 кВ НЭС и 110-35 кВ РЭК целесообразно выполнить на базе:

- перевода на напряжение 330 кВ существующих ВЛ-220 кВ, построенных в габаритах 330 кВ (1760 км или 15% от протяженности ВЛ-220 кВ общего назначения - без учета ВЛ-220 кВ электрификации ж/д), что обеспечит увеличение их натуральной мощности до Рнат.трад.330 кВ = 350 МВт против Рнат.трад.220 кВ = 130 МВт;

- поэтапной реконструкции ВЛ-35 кВ для их перевода на номинальное напряжение 110 кВ, так как изоляционные расстояния на существующих ВЛ-35 кВ практически идентичны требованиям, предъявляемым Правилами устройства электроустановок к ВЛ-110 кВ; это обеспечит повышение натуральной мощности данных ВЛ в 10 раз - с Рнат.35 кВ=3,1 мВт до Рнат.110 кВ=30 МВт;

- внедрения в практику проектирования и строительства компактных ВЛ-220 и 110 кВ (КВЛ), в том числе многоцепных КВЛ, для реализации глубокого ввода значительных объемов передаваемой мощности в центры электрических нагрузок регионов Казахстана и резкого сокращения тем самым требуемых при перспективном росте электропотребления объемов нового электросетевого строительства в НЭС и РЭК.

Компактные ВЛ-220 и 110 кВ повышенной натуральной мощности.

Необходим кардинальный пересмотр подходов к выбору конструкций, проектированию и строительству новых ВЛ-220 и 110 кВ на базе внедрения компактных ВЛ (КВЛ), обеспечивающих повышение натуральной мощности, как минимум, в 2,5-3 раза.

В целях реализации положения Программы МИиНТ РК по созданию компактных ВЛ повышенной натуральной мощности ТОО «Тяжпромэлектропроект» разработаны оригинальные конструкции двухцепных КВЛ 220 и 110, которые обеспечивают повышение натуральной мощности КВЛ-220 и 110 кВ в 2,5 раза по сравнению с натуральной мощностью традиционных двухцепных ВЛ (рисунок 1).

ТОО «Тяжпромэлектропроект» разрабатывает предТЭО «Строительство компактных воздушных линий 110 и 220 кВ», а также ведет работы по созданию производства стальных опор для компактных ВЛ высокого напряжения на базе СЭЗ «Астана».

Рисунок 1

5. Вопросы государственного регулирования развития электроэнергетики Казахстана

1. В связи с возросшей ролью государства в регулировании рыночных отношений в электроэнергетике и обеспечения электроэнергетической безопасности страны в целях поступательного развития экономики Казахстана необходимо создание самостоятельного уполномоченного органа государственного управления по электроэнергетике.

2. Нежелание энергопроизводящих и энергопередающих организаций формировать резервы генерирующих мощностей и запасы по пропускной способности ЛЭП определяется «омертвлением» капитальных вложений в эти активы. При этом, по сложившейся в бывшем СССР, но противоречащей логике рыночных отношений, практике не возмещается нанесенный при перерывах в электроснабжении потребителям ущерб, который составляет значительные суммы.

Введение в нормативную базу методики оценки реальных ущербов, понесенных потребителями от перерывов в электроснабжении, обеспечит экономические стимулы для формирования резервов генерирующих мощностей и запасов по пропускной способности ЛЭП с целью снижения последствий технологических отказов и аварийных ситуаций в ЕЭС РК.

3. В рамках системы технического регулирования в электроэнергетике необходимо осуществить локализацию международных стандартов и разработку отечественных стандартов. В том числе необходимо предусмотреть нормы, обязывающие энергопроизводящие и энергопередающие организации обеспечить повышение технико-экономических показателей, находящихся на балансе активов и их эксплуатацию, до уровня соответствующего международным стандартам.

Список литературы

1 Угольные блоки на суперкритические параметры пара (СКП) единичной мощностью 330, 660, 800 МВт с КПД 44-46%, перспективные технологии на ультракритические параметры пара (35 МПа, 700/7200С), обеспечивающие КПД 51-53%. www.vti.ru/new/

2 Бошенятов Б.В., Бошенятов Е.В., Косинцев В.И., Сечин А.И. Микропузырьковая флотация - экологически чистая и эффективная технология глубокой переработки угля. - Вестник Алматинского института энергетики и связи. - № 1. - 2009.

3 Новые средства передачи электроэнергии в энергосистемах. - ЛГУ. - Л. - 1987.

4 Реконструкция и повышение энергоэффективности тепловых электростанций // ЕБРР. Итоговый отчёт. - 2009.

5 Утегулов Н.И., Утегулов А.Н. Повышение пропускной способности сетей 110-220 кВ на базе строительства компактных ВЛ. // Сборник трудов Пятой научно-практической конференции ЛЭП. - Новосибирск. - 2012.

Аннотация

В статье рассмотрены мировые тенденции развития технологий производства и передачи электроэнергии и выполнен сопоставительный анализ современного состояния и планируемых показателей развития электроэнергетики Казахстана на перспективу 2020 г.

Ключевые слова: электроэнергетическая независимость, генерация, система передачи.

Размещено на Allbest.ru