Генерацию можно сделать эффективнее и дешевле, если охладить

Летние температурные пики и соответствующие сложности в работе электростанций подталкивают энергетиков к разработкам технологий охлаждения оборудования и утилизации сбросового тепла. ЛУКОЙЛ первым из российских генерирующих компаний разработал технологию интеграции абсорбционных бромисто-литиевых холодильных машин (АБХМ) в оборудование крупных электростанций и получил на нее три патента. Применение этой технологии не только позволяет компании заметно увеличить выработку электроэнергии и получить дополнительный доход, но и способствует снижению цен на электроэнергию в энергосистеме Юга России.

Наталья Семашко

Тепло и холод

Когда в России заговаривают о промышленных поставках холода, это звучит странно. В нашей стране всегда в первую очередь решали проблему обеспечения теплом, что привело к созданию в России наиболее протяженной и мощной системы централизованного теплоснабжения в мире, основанной на когенерации. Когенерация — наиболее эффективный способ утилизации топлива с одновременной выработкой на ТЭС электроэнергии и тепла: электроэнергия продается на оптовом рынке, а тепло поступает населению и местным промышленным потребителям.

Но есть страны, в которых более остро стоит проблема организации централизованного хладоснабжения — в первую очередь речь идет об Азиатско-Тихоокеанском регионе и Ближнем Востоке. Наиболее экономным и элегантным решением проблемы обеспечения холодом является интеграция охлаждающего оборудования непосредственно в когенерационный цикл, или тригенерация — одновременная выработка электроэнергии, тепла и холода на электростанции. Принцип прост: в холодный сезон, когда нужно отопление, нагрев осуществляется стандартно, а летом, когда необходим холод, теплоноситель направляется на специальную установку — абсорбционную холодильную машину, или абсорбционный чиллер.

По данным Verified Market Research, в 2019 году объем мирового рынка абсорбционных холодильных машин (как бромисто-литиевых, так и аммиачных) составлял $1,37 млрд. Основную долю мирового рынка занимают абсорбционные бромистолитиевые машины (АБХМ).

Отличительной особенностью абсорбционных чиллеров является использование для охлаждения не электрической, а тепловой энергии. Они обладают меньшей энергоемкостью и более низким уровнем шума по сравнению с парокомпрессионными холодильными машинами (на электричестве). В таких чиллерах в качестве хладагента не используются хлорфторуглероды, наносящие вред озоновому слою, они относительно дешевы в эксплуатации и имеют длинный жизненный цикл. Помимо того что АБХМ легко интегрируются в контур когенерации, они ценны и тем, что позволяют утилизировать избыточное тепло промышленных установок, решая проблему перегрева. Они могут работать на широком спектре греющих источников: от горячей воды и пара до уходящих газов генераторных установок, технологических печей, свалочных газов, биогаза и так далее, не говоря уж о традиционном топливе.

Капризная жара

Для российской энергетики охлаждение оборудования представляет собой и проблему, и, при грамотном подходе, источник новых возможностей. Сегодня генерирующие компании недополучают прибыль из-за летних технологических ограничений по выработке электрической энергии. Проблема, в частности, в том, что при повышении температуры наружного воздуха снижается электрическая мощность газотурбинных установок (ГТУ). От летних ограничений мощности страдают и паросиловые энергоблоки: повышается температура воды в системах охлаждения их основного и вспомогательного оборудования и, как следствие, ухудшается вакуум в конденсаторах паротурбинных установок (ПТУ).

Между тем именно летом на оптовом рынке электроэнергии складываются максимальные цены. Как показывает статистика «Системного оператора ЕЭС России», каждый год летние нагрузки прирастают на большую величину, чем межсезонные и зимние. И это подталкивает энергетиков к поиску решений проблемы.

Энергетики ЛУКОЙЛа в 2009 году предложили повысить эффективность охлаждающих систем ТЭС, применяя АБХМ. Дело в том, что в летний период на станции большое количество тепла уходит в атмосферу с отработанными газами и паром через станционные градирни. Так зачем терять это тепло?

Пристроить тепло к делу

В 2010 году ЛУКОЙЛ провел исследование возможности применения технологий тригенерации на электростанциях компании в ЮФО. Расчеты показали, что для этого наиболее перспективны АБХМ и тепловые насосы на их основе. Подобные установки можно задействовать для получения хладоносителя не только с целью его реализации сторонним потребителям, но и для производственных нужд электростанции. В отчете инжиниринговой компании указано, что с коммерческой точки зрения имеет смысл применять хладоноситель на турбогенераторах (ТГ), что позволит снять технологические ограничения, связанные с повышением температуры «холодного» водорода и, соответственно, металла ротора и обмоток статора ТГ, маслоохладителей турбин, силовых трансформаторов и газовых турбин для охлаждения циклового воздуха компрессора ГТУ.

Используя результаты исследования, ЛУКОЙЛ оформил международные патенты на три полезные модели. На их базе разработаны технические решения, которые позволяют встроить АБХМ в тепловые схемы как парогазовых, так и паросиловых энергоблоков.

В случае газотурбинных энергоблоков летние ограничения мощности обусловлены конструктивными особенностями ГТУ. При росте температуры воздуха, подаваемого в компрессор газовой турбины, уменьшаются его плотность и массовый расход. Как следствие, падают электрическая мощность и КПД ГТУ. Особенно этому эффекту подвержены турбины, разработанные на базе авиационных двигателей. У таких ГТУ при температурах воздуха 30–40°С мощность может снижаться на величину до 30%.

Специалисты ЛУКОЙЛа решили, что допускать подобные потери никак нельзя, и тогда в компании родились инновационные проекты по интеграции АБХМ в тепловые схемы парогазовой установки (ПГУ) и паросиловой ТЭЦ. Куратор этих проектов — начальник управления экспертизы и сопровождения энергетических проектов ЛУКОЙЛа Денис Догадин. «Когда мы проводили патентные исследования, мы удостоверились, что в странах, где работает ЛУКОЙЛ — России, Узбекистане, Румынии, Казахстане и других,— ничего подобного не применяется,— рассказывает господин Догадин.— Затем мы несколько лет на парогазовых установках отрабатывали оптимальные схемы охлаждения циклового воздуха. В итоге получены ощутимые экономические эффекты».

Крупномасштабное охлаждение

Специалисты ЛУКОЙЛа исследовали и внедрили на парогазовых установках в ЮФО разные технологии охлаждения газовых турбин. Так, в Краснодаре на ПГУ-410 используется испарительное охлаждение циклового воздуха, а в Астрахани и Буденновске смонтированы более дорогие системы на основе АБХМ. В общей сложности в 2018 году компании установили на южных ПГУ семь единиц охлаждающего оборудования, в результате чего прирост располагаемой электрической мощности в летний период составил 42,7 МВт. Годовой объем реализованной электроэнергии увеличился на 261,9 МВт•ч.

«Уникальность разработанных ЛУКОЙЛом решений — в том, что интеграция АБХМ выполнена на крупных электростанциях, а не на мини-ТЭЦ торговых центров или аэропортов, с учетом достаточно сложной технологической схемы крупной промышленной ТЭЦ»,— поясняет Денис Догадин. По его словам, подобные технологии пока не применяются на российских объектах сопоставимого масштаба, хотя интерес со стороны других генерирующих компаний есть.

Господин Догадин поясняет, что, с одной стороны, эффективность установки АБХМ на станции зависит от климата — чем жарче и длиннее лето, тем более востребована технология в части охлаждения. Однако это оборудование также может быть использовано в режиме теплового насоса, речь идет о возврате сбросного тепла в цикл станции, и в этом плане эффективность не так сильно зависит от региона.

Патенты были получены ЛУКОЙЛом в 2012 году, после чего компания приступила к реализации проектов на их основе. Как поясняет Денис Догадин, сначала, в 2015 году, охлаждающее оборудование было установлено на Астраханской ПГУ-110. По его словам, это был очень ответственный эксперимент, поскольку интеграция нового оборудования в крупный блок всегда несет серьезные риски. И лишь после удачной реализации этого проекта компания приступила к другим.

Сегодня на всех ПГУ ЛУКОЙЛа установлены охладители циклового воздуха, причем проекты по использованию АБХМ основаны на запатентованных компанией технических решениях. Опыт эксплуатации систем подтверждает расчетные эффекты. Дополнительную прибыль генерирующие предприятия ЛУКОЙЛа получают благодаря повышению КПД газовых турбин, а также использованию конденсата, образующегося в процессе охлаждения воздуха.

В качестве премии, которую трудно оценить количественно, получено повышение надежности работы газовых турбин за счет кондиционирования отсеков с наиболее критичными узлами и, как следствие, сокращения количества внеплановых остановов генерирующего оборудования.

Польза для энергосистемы

Решая собственные задачи по повышению эффективности электрогенерации, ЛУКОЙЛ заодно создает «подушку безопасности» для региональной энергосистемы.

Дело в том, что в условиях устойчивого роста летних пиковых нагрузок в ОЭС Юга из-за сезонных ограничений мощности ТЭС увеличивается вероятность возникновения летнего дефицита мощности (прежде всего эффективной). Для компенсации такого дефицита «Системный оператор» будет вынужден загружать дорогие и низкоэффективные электростанции, что ведет к повышению цен на электроэнергию. Кроме того, в будущем в ОЭС Юга потребуется построить дополнительные генерирующие мощности и/или электросетевые объекты.

Зимой, когда ТЭЦ обеспечивают отопление городов, их оборудование выводить в ремонт нельзя. Ремонты идут в теплое время года, что только обостряет проблему сезонных ограничений на остающемся в работе генерирующем оборудовании.

Стоимость дополнительной располагаемой мощности, получаемой при внедрении предлагаемых технологий, в разы ниже расходов на строительство новых генерирующих мощностей. Схемы применения АБХМ и испарительных охладителей для ГТУ уже опробованы и готовы к тиражированию. Их внедрение, без сомнений, положительно скажется на стоимости электроэнергии для конечного потребителя, который фактически оплачивает все вводы новой генерации и электросетевых объектов.

Поскольку энергетика — отрасль инерционная, целесообразно разработать механизм государственной поддержки, чтобы стимулировать генерирующие компании к применению представленных выше высокоэффективных технологий.

Снижение летних ограничений генерирующего оборудования позволит более эффективно использовать их установленную мощность и исключить практику, когда энергокомпании вынуждены проектировать и вводить в эксплуатацию дополнительные мощности, не востребованные в течение длительного периода непиковых нагрузок, что в конечном итоге ложится на плечи потребителей.

В качестве одной из мер стимулирования может быть рассмотрено установление нормативных ограничений на снижение мощности нового или реконструируемого генерирующего оборудования в летний период. Такое решение повысит спрос на генерирующее оборудование с меньшей чувствительностью к летним температурным пикам и к использованию холодильных машин.