Міністерство енергетики та вугільної промисловості України

ДП «НЕК «Укренерго»

Науково-технічний центр електроенергетики

Зарубіжний досвід з підвищення енергетичної ефективності

та впровадження нових технологій виробництва

електричної енергії

Підготовлено відділом

інформаційно-аналітичного

забезпечення зарубіжною інформацією

ВП НТЦЕ ДП «НЕК «Укренерго»

Київ – 08/2014

1

ЗМІСТ

1. Загальний огляд матеріалів міжнародних енергетичних організацій

щодо виробництва та споживання енергетичних ресурсів та впровадження

нових технологій виробництва електричної енергії у світовій енергетичній

сфері …………………………………………………………………………………..

1.1. Огляд світового досвіду розвитку сучасних та перспективних

технологій підвищення економічної ефективності енергетики…........................

1.2. Приклади впровадження нових технологій при споруджені

енергетичних об’єктів із критичними та надкритичними параметрами

пари……………………………………………………………………………………

1.3. Сучасні вугільні енерготехнології нового покоління, їх роль у

розвитку світової енергетики та оцінювання екологічних наслідків……………

2

6

12

17

2. Європейський Союз. Ефективність використання енергетичних

ресурсів в економіці та енергетиці – головний пріоритет економічного розвитку

країн…………………………………………………………………………………..

23

3. Китай. Напрями та перспективи розвитку сучасних технологій в

енергетиці……………………………………………………………………………...

38

4. Росія. Ефективність використання енергетичних ресурсів у

електроенергетиці країни……………………………………………………………

42

5. Використання енергетичних ресурсів у енергетиці України…………. 53

Додаток 1. Енергоємність ВВП країн світу…………………………………..

Додаток 2. Показники роботи найбільших електростанцій України у

2013 році………………………………………………………………………………………

Додаток 3. Основні положення перспективної високоефективної

технології на основі високотемпературних паливних елементів………………..

64

65

66

Умовні позначення………………………………………………………… 71

Джерела інформації………………………………………………………… 72

2

Зарубіжний досвід з підвищення енергетичної ефективності

та впровадження нових технологій виробництва електричної енергії

1. Загальний огляд матеріалів міжнародних енергетичних оргнізацій

щодо виробництва та споживання енергетичних ресурсів та впровадження

нових технологій виробництва електричної енергії у світовій енергетичній

сфері

Міжнародним енергетичним агентством (МЕА) підготовлено аналітичну

роботу «Прогноз розвитку світової енергетики на перспективу до 2035 р. (МЕА-

2012)», згідно з якою у період 2010 – 2035 рр. рівень світового енергоспоживання

зросте на 35%: найменший приріст споживання прийдеться на вугілля (13%),

найбільший – на поновлювані джерела енергії (ПДЕ) (87%). Ключову роль у

світовій енергетиці відіграватимуть викопні енергоресурси– їхня частка в

первинному енергоспоживанні у 2035 р. становитиме 75% (сьогодні – 81%).

Структура і динаміка первинного споживання енергії до 2035 р.,

(базовий сценарій)

Джерело: МЕА, прогнози 2011 і 2012 рр.

Слід відмітити, що в довгостроковому прогнозі МЕА та інших міжнародних

організацій враховано щорічне зниження енергоємності валового внутрішнього

продукту (ВВП) за рахунок підвищення ефективності використання енергоресурсів

в усіх галузях економіки, перш за все найбільш енергоємних – промисловості та

енергетиці. Так, лише за останні 10 років енергоємність ВВП країн-членів ОЕСР

знижено з 0,16 т.н.е. на 1000 дол США до 0,14 (-12,5 %), країн-членів ЄС – з 0,14 до

0,12 (-14,2 %) та світу в цілому – з 0,191 до 0,186 (-2,6 %) – Додаток 1.

3

В той же час в ряді країн, в тому числі СНД, рівень витрат паливно-

енергетичних ресурсів на виробництво ВВП, особливо в промисловості та

енергетиці знижується порівняно низькими темпами та станом на кінець 2012 року

значно перевищував середній рівень як по країнах ОЕСР та ЄС так і в цілому по

світу, що свідчить про відносно низький рівень впровадження енергоефективних

технологій в галузях економіки та енергетиці.

Прогнозований МЕА попит на енергію (включаючи атомну енергію та ПДЕ)

для країн ОЕСР у 2012 р. було уточнено відповідно до кризового зниження ВВП і

прискореного впровадження заходів щодо підвищення енергоефективності

використання енергетичних ресурсів. За уточнененими статистичними даними,

прогнозований обсяг попиту на енергію в країнах, які не входять до ОЕСР, було

підвищено (це стосується всіх джерел енергії).

Згідно з прогнозом МЕА-2012 результати реалізації програм «сланцевої

революції» на північноамериканському континенті, особливо в середньостроковій

перспективі, не тільки забезпечать США енергетичну незалежність до 2035 р., а й

впливатимуть на ціноутворення та пропозиції енергоресурсів на світовому ринку.

Зокрема, за оцінкою МЕА, до 2020 р. видобуток нафти в США перевищить

видобуток її у Саудівської Аравії, а видобуток природного газу перевищить

видобуток його у Росії, що відобразиться на світових цінах на енергоресурси та

відповідній зміні регіонального попиту й пропозиції на енергетичні ресурси.

Нерівномірність регіонального енергоспоживання також посилюється за

рахунок підвищених щорічних темпів зростання споживання енергоносіїв у країнах

Азії на 2,4% на фоні загальносвітових темпів їх зростання 1,4%. Основні сектори на

яких прогнозовано зростання споживання енергоносіїв (щорічно, в середньому) це

електроенергетика (2,0%), транспорт (1,8%) і промисловість (1,3%).

Прогнозується зміна паливної корзини та продовжиться поступова її

диверсифікація. До середини минулого століття в енергетичних балансах

домінувало вугілля, із розширенням використання двигунів внутрішнього згоряння

прискорилися темпи споживання нафти з одночасним зростанням темпів

використання електроенергії в кінцевому споживанні. До 2035 р. очікується

поступове вирівнювання частки викопних та інших видів енергоресурсів (нафта –

27%, газ – 27%, вугілля – 24%, інші – 22%.

Попит на природний газ, за прогнозом компанії British Petroleum, зростатиме

швидкими темпами – у середньому на 1,9% за рік. На країни, які не входять до

ОЕСР, приріст попиту значно зросте. Найбільше зростання попиту очікується в

промисловості та електроенергетиці.

4

Структура світового енергоспоживання традиційних видів палива,

(т н.е.; %)

Джерело: розраховано по «BP Statistical Review of World Energy, June 2012».

Розвиток видобутку сланцевого газув США має значний вплив на світові

ринки, насамперед на перерозподіл потоків скрапленого природного газу (СПГ).

Таким чином, Північна Америка стає незалежною від будь-яких зовнішніх

постачальників, і при цьому направлятиме щорічно на зовнішні ринки близько

100 млрд м3 газу, гнучко реагуючи на зміни кон'юнктури і оперативно

перенаправляючи поставки на найбільш прибуткові ринки. На ринку СПГ появилися

нові великі гравці (крім США і Канади)– це Австралія, яка до 2018 зможе

випередити Катар за обсягом потужностей скраплення газу, а також Східна Африка.

Відповідно до зазначеного прогнозується суттєве зростання виробництва

електроенергії на газовому паливі.

Електроенергетика – найбільш швидкозростаючий сектор споживання

енергоресурсів (56% приросту до 2035 р.). У розвинених країнах майже весь приріст

припадає на генерацію та споживання електро- та теплоенергії. У країнах, які

розвиваються, основний приріст попиту – в електроенергетиці і промисловості. У

транспортному секторі крім нафти нарощується використання інших видів палива,

проте їх частка до кінця прогнозованого періоду не перевищить 12,5%.

Нафта ; 4185,1;

34%

Природний Газ

3020,4 24%

Вугілля; 3826,7;

31%

Атомна енергія 536,2

4%

ГЕС; 855,8; 7%

2013 р. Нафта ; 3861,3;

36%

Природний Газ

2512,2 24%

Вугілля; 2957; 28%

Атомна енергія

627 6%

ГЕС; 666,6; 6%

2005 р.

5

Виробництво електроенергії на газовому паливі

За даними МЕА світове споживання поновлюваних джерел енергії (ПДЕ) до

2040 р. досягне майже 3 млрд т н.е., з яких на виробництво електроенергії та тепла

може бути спрямовано 2,7 млрд т н.е., включаючи 0,5 млрд т н.е. гідроенергії.

Країни Азії забезпечать 35% приросту всіх ПДЕ, з них 19% припаде на Китай.

На розвинених ринках електроенергії найбільш конкурентоспроможними

серед ПДЕ є великі і малі ГЕС (приблизно від 30 дол. США за МВт∙год), питомі

дисконтовані витрати яких в деяких випадках можуть бути навіть нижчими, ніж для

АЕС, вугільних і газових електростанцій. Деякі геотермальні установки за

економічності можуть бути близькими до гідроенергетики, але вони обмежуються

регіонами наявності відповідного ресурсу (геотермальних джерел). Серед

біотехнологій саму «вигідну» з точки зору даного показника позицію займають

тверді побутові відходи та газ зі звалищ (від 45 дол. США за МВт∙год).

Вітроенергетика на суші, будучи достатньо розвиненою і поширеною технологією,

фактично «вписалася» в діапазон питомих дисконтованих витрат для традиційних

енергоресурсів (50 – 130 дол. США за МВт∙год).

0

200

400

600

800

1000

1200

США Середній Схід ЄС КНР Росія Індія Японія

По

туж

ніс

ть,

ГВ

т

Ріст виробництва електроенергії (2009-2035 рр.) 2009

6

Питомі дисконтовані витрати виробництва електроенергії

для розвинених ринків, дол./МВт∙год

Джерело: World Survey of Energy Technologies, Bloomberg New Energy Finance 2012

1.1. Огляд світового досвіду розвитку сучасних та перспективних

технологій підвищення економічної ефективності енергетики

Сьогодні у світі електроенергія виробляється в основному (50 – 70%) на

теплових електростанціях (ТЕС) з використанням органічних палив: природного

газу і вугілля. Їх обладнання розраховано на тривалу работу. Технічний рівень цього

обладнання з теплової економічності, автоматизації та чисельності персоналу,

шкідливих викидів у навколишнє середовище не завжди відповідає сучасним

вимогам. Переважна частина обладнання світової електро- та теплоенергетикиє

фізично зношена майже на 50-70%.

Для підвищення ефективності ТЕС важливе значення має будівництво нових

високоефективних електростанцій, виведення з експлуатації старого

низькоекономічного обладнання та заміна його перспективним, що забезпечує

радикальне зниження питомих витрат палива на виробництво електроенергії і тепла,

підвищення коефіцієнту використання встановленої потужності та коефіцієнту

корисної дії, зниження штатного коефіцієнта, зниження еконологічно шкідливих

викидів у навколишнє середовище,а також зменшення ремонтних витрат. У світі

сьогодні в тепловій енергетиці будуються і надійно працюють вугільні енергоблоки

з коефіцієнтом корисної дії (ККД) 45 – 46% і парогазові установки (ПГУ) з ККД 55 –

58%.

7

У зарубіжній практиці створення нових інноваційних технологій, як правило,

здійснюється шляхом виконання комплексних науково-дослідних робіт, в яких

електрогенерувальніі компанії беруть активну участь, насамперед, фінансово.

Великі компанії зі значною часткою державного капіталу, які мають власні великі

науково-дослідні центри, беруть безпосередню участь у дослідженнях. Найчастіше

ці дослідження спрямовано на створення перспективних технологій підвищення

ефективності виробництва тепла та електроенергії, а також зниження шкідливих

викидів. Рушійною силою цих досліджень є подорожчання традиційних палив; зміна

в законодавстві, що заохочує ефективне використання палив, поновлюваних джерел

енергії, зниження викидів парникових газіві посилення норм на традиційні шкідливі

викиди. Стимулювання інноваційної діяльності за кордоном здійснюється на

законодавчому рівні шляхом прийняття директив з одного боку, та формування

цілісної системи підтримки іновацій, з іншого.

Управління інноваціями в іноземних компаніях в ЄС здійснюється відповідно

до Директив, які періодично вводяться в дію за окремими напрямами енергетики.

Одним з останніх нормативних документів є Директива Європейського Союзу та

ряд нормативно-правових актів у інших країнах щодо основних напрямів розвитку

потужних теплових електростанції LCPD (Large Combustion Plant Directive) з

урахуванням підвищення рівня захисту навколишнього середовища.

Для додаткового стимулювання використання інноваційних технологій у

виробництві електро- та теплоенергії використовують різні схеми, розроблені з

урахуванням специфіки конкретної країни.

У розвинених країнах розроблено і реалізуються дорожні карти розвитку

«Екологічно чистої теплової енергетики високої ефективності» які включають в

себе такі технології:

• газотурбінні установки (ГТУ) і парогазові установки (ПГУ) потужністю до

1000 МВт з ККД до 60%;

• вугільні енергоблоки на супернадкритичні параметри (СНКП) пари

одиничною потужністю 330 – 660 – 800 МВт з ККД 44 – 46%, перспективні

технології на ультранадкритичні параметри (УНКТ) пари (35 МПа, 700/720 °С), які

забезпечують ККД 51 – 53% і вугільні ТЕЦ нового покоління одиничною

потужністю 100 – 200 – 300 МВт з використанням різних технологій спалювання

вугілля;

• виробництво електроенергії та тепла з використанням ПГУ з

внутрішньоцикловою газифікацією твердого палива одиничною потужністю 200 –

400 МВт з ККД до 50% і перспективні технології з використанням паливних

елементів, які забезпечують ККД до 60%-70%;

8

• технології екологічно чистого використання твердого палива та

газоочищення з мінімальними викидами SО2, NOx, золових частинок та інших

інгредієнтів, включаючи уловлювання з циклу, компресування і подальше

захоронення СО2 ;

• високоефективні модульні теплофікаційні ПГУ одиничною потужністю 100 і

170 МВт для будівництва нових і реконструкції діючих ТЕЦ та перспективні

технологічні комплекси на їх основі із застосуванням теплонасосних установок, які

забезпечують коефіцієнт використання енергії палива до 95 – 98% з урахуванням

використання джерел низькопотенційного тепла;

• турбогенератори потужністю 60 – 1000 МВт на базі сучасних

електроізоляційних матеріалів і технологій, які дозволяють збільшити терміни

експлуатації до 50 років і забезпечити міжремонтний період до 7 років. Нижче

наведено основні положення двох перших технологій.

ГТУ і на їх основі ПГУ одиничною потужністю до 1000 МВт з ККД до

60%. ГТУ і ПГУ відіграють все зростаючу роль у структурі світових енергетичних

потужностей внаслідок їх високого ККД, підвищенної маневреності та надійності,

готовності та ремонтопридатності, а також поміркованого впливу на навколишнє

середовище.

Провідними виробниками потужних енергетичних ГТУ є компанії «Альстом»,

«Дженерал Електрик», «Сіменс» і «Міцубісі». Починаючи з 90-х років вони серійно

випускають газові турбіни електричною потужністю 280 – 330 МВт з ККД від 38%

до 39,6%. У разі використанні цих ГТУ в схемі з ПГУ забезпечується потужність від

424 МВт до 498 МВт із загальним ККД 58,3 – 59,5%.

Поряд з моделями на 3000 об./хв. фірми випускають геометрично подібні ГТУ

на 3600 об./хв., а компанії Сіменс і Дженерал Електрик – також і більш швидкохідні

моделі потужністю 65 – 80 МВт з редукторним приводом генератора.

Випускаються також ГТУ з ускладненим циклом: з проміжним підведенням

тепла GT24 і GT26 (189 і 290 МВт) і з проміжним охолодженням повітря при

стисненні LMS100 (100 МВт).

Як правило потужні енергетичні ГТУ використовуються в парогазовому циклі.

Сьогодні будуються виключно бінарні ПГУ з конвективними котлами-

утилізаторами. Паровий контур таких ПГУ має свої особливості. Крім пари

високого тиску в котлах-утилізаторах виробляється пара низького тиску (близько

0,5 МПа), генерація якої дозволяє глибоко охолоджувати димові гази.

У складніших схемах ПГУ з сучасними ГТУ вводиться третій контур генерації

пари за середнього тиску і проміжного перегрівання пари. ККД деяких таких ПГУ

нетто перевищує 59% при потужності енергоблоку з однією ГТУ до 500 МВт і з

двома ГТУ – до 1000 МВт.

9

Вплив ПГУ, які працюють на природному газі, на навколишнє середовище є

незначним. Вони забезпечують більш високу маневреність, швидкий набір

навантаження і можливість за необхідності прийняття пікового навантаження.

Інжинірингові фірми і розробники передбачають можливість скорочення

тривалості будівництва ПГУ шляхом розроблення стандартизованих модулів, що

сприяє також зниженню вартості ПГУ ТЕС.

Незважаючи на високу ефективність потужних ПГУ тривають інтенсивні

дослідження і роботи з підвищення їх економічної ефективності, надійності і

готовності, збільшення експлуатаційної гнучкості (скорочення часу пусків і

зупинок, розширення експлуатаційних навантажень, використання більш широкого

діапазону палив), зменшення споживання води і зниження шкідливих викидів,

скорочення питомої вартості, підвищення заводської готовності.

У ПГУ фірми Сіменс потужністю 375 МВт параметри свіжої пари якої

становлять 15 МПа/600 °С, використовується прямоточна (за системою Бенсона)

частина високого тиску котла-утилізатора. Котли з прямоточною частиною високого

тиску (ВТ) дозволяють прискорювати пуски ПГУ без скорочення термінів служби.

Вони є більш економічними при пусках і роботі з базовим навантаженням,

споживають менше хімікатів для водопідготовки і мають низький рівень

забруднення навколишнього середовища.

Перераховані та інші переваги сприяють швидкому нарощуванню

генерувальних потужностей з використанням ПГУ і ГТУ.

Сьогодні у світі експлуатуються понад 46455 ГТУ загальною потужністю

понад 1343 ГВт.

Технологія вугільнихенергоблоків на супернадкритичні параметри пари

одиничною потужністю 330 – 660 – 800 МВт з ККД 44 – 46%, перспективні

технології на ультранадкритичні параметри пари (35 МПа, 700/720 °С), які

забезпечують ККД 51 – 53% і вугільні ТЕЦ нового покоління одиничною

потужністю 100 – 200 – 300 МВт з використанням різних технологій

спалювання палива. За даними МЕА, частка виробітку електроенергії на вугільних

ТЕС у світі становить близько 41% від загального виробітку – 19000 ТВт∙год. За

прогнозом до 2030 р. виробництво електроенергії збільшиться приблизно до

33000 ТВт∙год, причому, поряд з високими темпами зростання використання ПДЕ

очікується подвоєння її виробництва на основі вугілля. Пояснюється це тим, що в

багатьох країнах є великі резерви твердого палива та вартість вугілля залишається

порівняно стабільною вже багато років.

З урахуванням цього перед енергетиками стоїть важливе завдання: підвищити

енергоефективність роботи вугільних ТЕС для зниження витрат органічного палива

та скорочення викидів у атмосферу.

10

Одним із шляхів вирішення цього завдання є перехід на понадкритичні і

суперкритичні параметри пари. Надкритичні параметри пари (НКП) – 25 МПа,

545 °С – 565 °С (з промперегрівом до 545 °С – 565 °С) освоєно енергетиками

багатьох країн і в експлуатації перебувають близько 600 енергоблоків з параметрами

НКП.

Необхідність подальшого зниження витрати палива на виробництво

електроенергії та зменшення викидів у атмосферу парникових газів (СО2)

викликають необхідність розроблення нових вугільних енергоблоків на

супернадкритичні параметри (СНКП) пари: 28 – 30 МПа, 580/600 °С, або 600/620 °С,

що одночасно дозволить підвищити ККД енергоблока (брутто) до 46%.

Граничне значення температури гострої пари в 600 °С визначається

можливістю використання для паропроводів високохромистих сталей. Подальше

підвищення температури пари потребуватиме застосування більш дорогих сталей

аустенітного класу.

Прогнозується, що енергоблоки на твердому паливі потужністю 300 –

350 МВт, 600 – 660 МВт і 750 – 800 МВт, спорудження яких намічається в період до

2020 р., здійснюватиметься в основному на СНКП з одноразовим проміжним

перегрівом.

За необхідності спорудження вугільних ТЕЦ з теплофікаційними блоками

меншої потужності (100 – 200 МВт) можуть бути обрані докритичні параметри

пари: 14 МПа, 565/565 °С. При таких помірних параметрах пари можна домогтися

певного підвищення ККД енергоблоку. Для цього на котлоагрегатах необхідно

забезпечити:

- виконання газощільних огорож топкової камери, конвективного газоходу і

всіх газоходів до димососів;

- зниження температури вихідних газів, використовуючи, за можливості,

гарячі гази для підігрівання конденсату;

- ефективне очищення поверхонь нагріву від шлакування і забруднення;

- частотне регулювання (з використанням тиристорів) електродвигунів

тягодуттєвих машин (димососів і вентиляторів), а також електронасосів і

пилоприготувального обладнання.

Найважливішою особливістю теплофікаційних енергоблоків нового покоління

має стати комплекс технологічних заходів, який дозволить виконувати вимоги щодо

допустимого викиду в атмосферу токсичних газів (NOx і SO2) без установлення

дорогих і значних площ реакторів селективного каталітичного відновлення (СКВ) та

скруберів мокрого сіркоочищення. Розміщення в умовах міської забудови цих

установок є надзвичайно важким завданням.

11

Необхідність технічного переозброєння ТЕЦ визначається тим, що

комбінований метод виробництва електроенергії і тепла на ТЕЦ знижує потребу в

паливі приблизно на 30% порівняно з роздільним. Теплофікація і в нових

економічних умовах зберігає свою ефективність, як під час реконструкції діючих,

так і при будівництві нових ТЕЦ.

За рубежем (Данія, Німеччина, Фінляндія, Швеція тощо) централізоване

теплопостачання на основі теплофікації користується репутацією безпечного,

надійного, економічно та екологічно прийнятного способу теплопостачання. В ряді

скандинавських країн, Німеччині, Польщі використовуються технології сумісного

спалювання вугілля і різних видів біомаси на ТЕЦ. При цьому використовуються як

місцеві джерела біомаси та різні види відходів, так і імпортовані (пеллети). Велика

увага приділяється підвищенню надійності теплопостачання. Усі нові ТЕЦ мають

високий рівень використання встановленої потужності – понад 7500 годин на рік,

що свідчить про економічність режиму їх роботи.

Виробництво електроенергії за високоефективними екологічно чистими

(ВЕЕЧ) технологіями.

Енергоблоки на надкритичні параметри пари зазвичай досягають ККД

приблизно 42–43 %. Більш високі капітальні витрати при застосуванні надкритичної

технології значною мірою обумовлено використовуваними сплавами і

зварювальними методами, необхідними для експлуатації надвисокого тиску і

температури пари. Більш високі витрати може бути частково або повністю

компенсовано за рахунок економії палива (залежно від цін на паливо). Питома

вартість надкритичного енергоблока оцінюється в межах від 700 дол. США/кВт до

2 310 дол.США/кВт.

Ультранадкритична технологія (УНТ) працює за більш високих температур і

тиску пари.Тепловий ККД може досягати 45%.

Сучасні УНК енергоблокі працюють на 620 °C, з тисками пари від 25 МПа до

29 МПа. Питома вартість ультранадкритичних енергоблоків може бути до 10 %

вищою від вартості надкритичних і перебуває в межах від 800 дол. США/кВт до

2530 дол. США/кВт.

Новітня ультранадкритична технологія (A-УНТ) використовує ті ж самі

основні принципи, що й УНК. Розробленням A-УНТ прагнуть досягати ККД понад

50 %, що потребує матеріалів, здатних витримувати температуру пари 700–760 °C і

тиск 30–35 МПа. Матеріали на стадії розроблення – кольорові сплави на основі

нікелю (так звані суперсплави), які коштують набагато дорожче, ніж сталеві

матеріали, використовувані на надкритичних і УНК енергоблоках. Розроблення

суперсплавів і зниження їхньої вартості є основними проблеммами в комерціалізації

технології УНК.

12

Коефіцієнти інтенсивності викидів СО2 і питомі витрати палива:

Коефіцієнт інтенсивності викидів

СО2 (ККД [НТЗ, нетто])

Споживання

вугілля*

А-УНТ (700°С) 670-740 гСО2/кВт∙год (45-50%) 290 – 320 г/кВт∙год

Ультранадкритична 740-800 г СО2/кВт∙год (до 45%) 320 – 340 г/кВт∙год

Надкритична 800-880 гСО2/кВт∙год (до 42%) 340 – 380 г/кВт∙год

Докритична ≥880 гСО2/кВт∙год (до 38%) ≥380 г/кВт∙год

* - для вугілля з теплотворною здатністю 25 МДж/кг

Зазначені технології відповідають світовому рівню розвитку науки і техніки, а

деякі з них – вугільний енергоблок на ультранадкритичні параметри пари, гібридні

енергоустановки з паливними елементами, ПГУ з тепловими насосами та

використанням низькопотенційного тепла, комбінований золоуловлювач, установка

очистки димових газів від NOx – є «проривними».

ТЕС на супернадкритичних параметрах пари (СНП). Основним напрямом

удосконалення вугільних енергоблоків є збільшення температури і тиску пари до

супернадкритичних параметрів – 600 – 800°С і 35 – 38 МПа з підвищенням ККД до

47 – 55%. Проблемою, яка стримує впровадження цієї технології, є необхідність

створення більш міцних конструкційних матеріалів для обладнання.

Технології з підвищеними параметрамив пари найбільш активно

впроваджуються в США, Данії, Німеччині, Японії, Італії, Китаї, де побудовано й

успішно експлуатуються понад 60 вугільних енергоблоків потужністю 380 –

1050 МВт з тиском свіжої пари 24 – 30 МПа і перегріванням її до 580 – 610°С.

У рамках енергопрограм «Тhermie AD 700» країни Євросоюзу мають намір

створити і ввести в експлуатацію до 2015 р. вугільні енергоблоки потужністю 400 –

1000 МВт на параметри пари 37,5 МПа і температуру 700/720/720 °С з ККД близько

53 – 54%. До 2030 р. в ЄС передбачається досягнути ККД нетто до 55% з

доведенням температури пари до 800 °С.

У Росії перші енергоблоки СНП (2x330 МВт на Демидівській ДРЕС і 300 МВт

після модернізації на Каширській ДРЕС) планується ввести в роботу до 2016 р.

1.2. Приклади впровадження нових технологій при споруджені

теплоенергетичних об’єктів із критичними та надкритичними параметрами

пари

За оцінками фірми Siemens, перехід від енергоблоків докритичних параметрів

пари 167 бар1, 538/538 º С до енергоблоків НКП з параметрами пари 250 бар,

1 10 бар = 1 МПа

13

540/540 º С дає підвищення ККД нетто на 1,5%; подальше підвищення параметрів до

270 бар, 580/600 ºС забезпечує підвищення ККД ще на 1,3%; подальше підвищення

параметів пари до 285 бар, 600/620 ºС додатково збільшує ККД ще на 0,6% (дані

компанії VGB PowerTech).

Розрахункове оцінювання Alstom показує можливість скорочення питомих

витрат тепла на 3,2% при переході від параметрів пари 170 бар, 540/540 ºС і кінцевої

температури живильної води 260 ºС до параметрів пари 250 бар, 540/565 ºС і

температури живильної води 290 ºС або 5,7% при переході до параметрів пари 285

бар, 600/620 º С і кінцевої температурі живильної води 300 ºС. Порівняльні дані з

економічності потужних енергоблоків японської котлобудівельної корпорації

Ishikawajima-Hariam Heavy Industries Co. (IHI) наведено в таблиці.

Зіставлення рівня економічності енергоблоків докритичного і надкритичного

тиску з котлами IHI

Тип енергоблока Докритичний тиск НКП

Тиск свіжої пари, бар < 200 242 251

Температура свіжої та вторинної

перегрітої пари, °С 538 / 566 538 / 566 600 / 610

Проектна потужність енергоблока

нетто/брутто, МВт 665 / 700 946 / 1000 998,5 / 1050

ККД нетто/брутто за вищим значенням

теплотворних можливостей палива

HHV, %

37,0 / 39,0 39,9 / 42,1 41,4 / 43,6

Джерело: Takano S. “Introduction of the state-of-the-art technology of IHI for ultra-supercritical power plant”

Масове введення енергоблоків НКП в промислову експлуатацію в

індустріально розвинених країнах розпочався 1950-60-х рр., набуваючи з часом все

більшого масштабу і поширення в більшості країн. Станом на 2004 р., в усьому світі

перебувало в експлуатації понад 600 енергоблоків НКП, у тому числі близько 240 –

у Росії, країнах СНД, Прибалтики та Східної Європи; близько 170 – у США; близько

100 – в Японії і близько 60 – у західно-європейських і південно-європейських

країнах. Починаючи з 1990-х рр., основний «тон» в теплоенергетиці задають Японія

і Німеччина. У 2000-х рр. до них приєдналися Південна Корея і Китай, причому

якщо ще донедавна на новоспоруджуваних електростанціях встановлювалося

виключно імпортне обладнання західно-європейських, японських і американських

фірм, то тепер це обладнання вже самостійно виробляється на корейських і

китайських заводах, хоча в основному по зарубіжних ліцензіях. Відновилося

будівництво енергоблоків НКП в США – перший після більш ніж 15-річної перерви

енергоблок НКП було введено влітку 2007 р. – WSEC 4 енергооб'єднання

MidAmerican EC потужністю 790 МВт на параметри пари 253 бар, 566/593 ºС. При

14

цьому все основне обладнання цього енергоблока, як і інших блоків НКП,

планованих до введення в США в найближчі роки, поставляється японськими або, в

окремих випадках, західно-європейськими виробниками. Відновлюється

спорудження та/або здійснюється кардинальна реконструкція раніше введених

енергоблоків НКП в Данії, Італії, Великобританії, Греції, на Тайвані. Перші

енергоблоки НКП введено або споруджуються в таких країнах, як Фінляндія,

Таїланд, Канада, Австралія, Індія, Нідерланди, Польща, Мексика тощо. При цьому, в

Австралії та Індії введення енергоблоків НКП набуває досить масового характеру.

Для енергоблоків НКП «нового покоління» початку цього століття характерна

орієнтація на відносно помірні значення тиску свіжої пари – на рівні 240 – 270 бар,

причому безвідносно до рівня температури пари. Як характерний приклад можна

назвати реконструкцію трьох енергоблоків 660 МВт італійської ТЕС Torrevaldaliga

Nord. Вони відпрацювали розрахунковий ресурс і їх фактично споруджено заново, із

збереженням раніше прийнятого тиску свіжої пари 240 бар, але з підвищенням

температур свіжої і вдруге перегрітої пари до 600/610 ºС. Практично всі введені в

останні роки японські енергоблоки НКП з температурами пара до 600 – 610 º С

працюють з тиском свіжої пари в межах 240 – 250 бар.

Паралельно з широким впровадженням енергоблоків НКП, було розпочато

освоєння дослідно-промислових блоків ультранадкритичного тиску (УНКТ) з

тиском свіжої пари понад 300 бар. На початку 1990-х рр. на хвилі успіху освоєння

блоків УНКТ на японській ТЕС Kawagoe (два блоки потужністю по 700 МВт з

параметрами пари 310 бар, 566/566/566 ºС), передбачалося, що подальший розвиток

паротурбінних енергоблоків буде відбуватися в основному із застосуванням саме

УНКТ з двократним проміжним перегрівом, з одночасним зростанням і тиску, і

температури пари. У числі енергоблоків, введених в експлуатацію в 1998 – 2012 рр.

єдиним блоком УНКТ є датський енергоблок Avedǿre 2 потужністю 390 МВт з

параметрами пари 300 бар, 580/600 ºС, дворазовим промперегрівом пари

(582/580/580ºС), реалізованийлише на блоках НКП 290 бар, близьких до УНКТ

датського енергооб'єднання ELSAM (нині DONG Energy Power A/S).

Відмова від переходу на УНКТ як першочергове завдання є виправданим,

оскільки із зростанням рівня тиску пари його подальше підвищення (за тих самих

значень температури пари) призводить до незначного збільшення ККД циклу, при

цьому потрібно використовувати більш потужні насоси живильної води, більш

товстостінні труби поверхонь нагріву, паропроводи, колектори та корпусні деталі,

що здорожчує енергоблок. Разом з тим, слід зазначити, що частина новітніх західно-

європейських енергоблоків НКП, запланованих до введення до 2012 р., проектується

на тиск свіжої пари понад 270 бар, але не вище 286 бар.

Що стосується температур свіжої і вдруге перегрітої пари, то за відсутності в

15

конкретних країнах досвіду експлуатації енергоблоків НКП перші енергоблоки

цього типу, як правило, проектуються на помірні, раніше освоєні температури пари

538 – 566 º С. Це, зокрема, стосується Австралії, Індії, країн Південно-Східної Азії

та Центральної Америки. Так, перші енергоблоки НКП спорудженіу Китаї, у

першому десятилітті їх освоєння проектувалися на тиск пари 240 –242 бар і

температури 540 – 566 ºС. По мірі накопичення досвіду експлуатації блоків НКП

відбувається підвищення рівня температур пари для нових енергоблоків. У Китаї за

серією блоків з температурами пари 540 ºС було освоєно енергоблоки з

температурами пари 566/566 ºС і потім – 600/600 º С. Однак цим процесам передував

етап освоєння нових рівнів температур пари японськими і західно-європейськими

енергомашинобудівними фірмами на ТЕС Японії, Німеччини, Данії.

Застосування другого проміжного перегріву пари, за розрахунковими

оцінками Siemens, дає підвищення ККД блока до 0,8%. Однак при цьому істотно

ускладнюється компонування пароперегрівників котла, з'являються додаткова

високотемпературна секція турбіни і головне – додаткові «гарячі» паропроводи

другого промперегріву великого діаметра (через малу щільність пари за відносно

низького тиску і високої температури), що істотно ускладнює компонування

енергоблока і збільшує капітальні витрати. Тому в умовах відносно невисоких

значень надкритичного тиску свіжої пари (нижчих 300 бар) і можливостей

підвищення температур свіжої і вдруге перегрітої пари відмова від застосування

дворазового промперегріву є також цілком обгрунтованою.

Розроблення нових конструктивних матеріалів для енергоблоків з

підвищеними температурами пари відбувається також за загальноєвропейською

програмою COST (Co-Operation in the field of Scientific and Technical researches),

підтримуваною Європейським Союзом. За оцінкою фахівців Alstom, результати цих,

а також японських розроблень дозволити вже на початку 2010-х рр. створити

енергоблоки НКП з параметрами пари 280 бар, 630/650 ºС та почати освоєння

енергоблоків УНКТ на параметри пари 350 бар, 700/720 ºС. Згідно з європейським

проектом AD700 створення першого дослідного енергоблока потужністю брутто 550

МВт на ці параметри пари передбачається до 2014р. в Данії. На 2015 р. планується

введення енергоблока УНКТ 550 МВт на ті ж самі параметри пари в Німеччині на

ТЕС Wilhelmshaven. Передбачається, що пілотні енергоблоки УНКТ нового

покоління будуть мати ККД нетто на рівні 50 – 51%.

Підвищення економічної ефективності сучасних паротурбінних енергоблоків

забезпечується також підвищенням ККД проточної частини турбіни. Опубліковані

дані по ККД найбільш економічних парових турбін енергоблоків НКП японських і

німецьких ТЕС, введених в експлуатацію до кінця ХХ століття, наведенов таблиці.

16

ККД брутто найбільш економічних парових турбін

японських та німецьких енергоблоків НКП

Енергоблок,

країна

Проектна

потужність, МВт

Виробник

турбіни

Параметри пари,

МПа, ºС/ºС

Протитиск, кПа

ККД

брутто,

%

Рік

введення

Hekinan,

Японія 700 MHI

24.0, 538/593

5,06 47,4 1993

Heβler,

Німеччина 720 ABB

27.5, 578/600

3,6 47,6 1997

Kawagoe 1 и 2,

Японія 700 Toshiba

31, 566/566/566

5,06 48,4 1989-91

Boxberg Q,

Німеччина 907 Siemens

26.6, 545/581

Нет св. 48,5 2000

Tachibana-wan

2, Японія 1050 MHI 25.0, 600/610

5,06 49,2 2000

Джерело: Leyzerovich A. “New Benchmarks for Steam Turbine Efficiency”, Power Engineering

Представляють також інтерес офіційні китайські дані по гарантійним питомим

витратам тепла (і, отже, ККД) турбін для енергоблоків НКП, що виготовляються

китайськими підприємствами по закордонним ліцензіям. Економічні показники

таких енергоблоків наведено нижче в таблиці:

Питомі витрати тепла для турбін енергоблоків НКП, які виготовляються

китайськими підприємствами за ліцензіями зарубіжних фірм

ТЕС Блоки НКП Параметри

пари:

МПа, ºС/Сº

Виробник

турбіни

(ліцензія)

Гарантійні

питомі витрати

тепла,

кДж/(кВт×год)

(КПД, %)

Waigaoquiao II 2 ×900 25, 538/538 Alstom 7602 (47.35)

Qinbei и др. 600 25, 600.600 Нет сведений < 7424 (>48.49)

Taizhou 2 ×1000 25, 600/600

Harbine Turbine

Works (Toshiba) 7366 (48.87)

Zouxian 2 ×1000 25, 600/600

Dongfang Turbine

Works (Hitachi) 7354 (48.96)

Waigaoquiao III 2 ×1000 25, 600/600

Shanghai Turbine

Works (Siemens) < 7320 (> 49.18)

Yuhuan 4 ×1000 26.2, 600/600

Shanghai Turbine

Works (Siemens) 7316 (49.21)

Джерело: Zongrang Z. “Development of 1000-MW Ultra Supercritical Coal-Fired Units in China”

17

1.3. Сучасні вугільні енерготехнології нового покоління, їх роль у

розвитку світової енергетики таоцінювання екологічних наслідків

Сьогодні вугілля є найбільш доступним ресурсом для електроенергетики як

щодо запасів, так і його вартості. У поточній структурі вироблення електроенергії

максимальну частку (близько 40%) займає генерація на вугіллі. При цьому світовий

електроенергетичний сектор виробляє понад 40% викидів СО2 (дані МЕА за

2011 р.).

У зв’язку з цим у світі відбувається швидкий розвиток вугільної

електрогенерації із впровадженням нових технологій на вугільних ТЕС з менш

негативним впливом на навколишнє середовище: ТЕС з циркулюючим киплячим

шаром (ЦКШ); ТЕС ПГУ з киплячим шаром під тиском; ТЕС на супернадкритичних

параметрах пари; ТЕС на основі ПГУ з внутрішньоцикловою газифікацією вугілля;

ТЕС із застосуванням нової технології спалювання твердого палива, яка отримала

назву «ВІР – технологія» (ВІР – «Впровадження, Інновація, Реконструкція»); ТЕС зі

спалюванням вугілля в шлаковому розплаві.

Так, за даними WorldCoalInstitute, частка вугілля у виробництві електроенергії

у Польщі становить 93%, в ЮАР – 94%, в Ізраілі – 71%, у Китаї – 81%, в Австралії –

76%, у Казахстані – 70%, в Індії – 68%, у Чехії – 62%;у той самий час у США та

Германії ця частка становить – 49%.

Згідно з оцінкою Інституту світових ресурсів (США) сьогодні в 59 країнах

пропонується до будівництва 1199 вугільних електростанцій сумарною потужністю

понад 1400 ГВт, серед яких 77% потужностей припадає на Китай та Індію (363 і 455

нових вугільних електростанцій потужністю 558 і 519 ГВт відповідно). Крім того, у

Німеччині у 2012 р. на стадії проектування та будівництва було близько 23 нових

вугільних ТЕС (24 ГВт); у США – 36 проектів (понад 20 ГВт); у В'єтнамі – понад

34 ГВт; у Туреччині – 30 ГВт; у Південній Африці – 22 ГВт тощо. Розвиток світової

вугільної генерації буде продовжуватись на основі розширення застосування

інноваційних технологій, що дозволить радикально вирішувати не тільки питання

енергоефективності, а й питання екологічності.

ТЕС із застосуванням ВІР-технології. Ця технологія дозволяє спалювати

широкий спектр вугілля, у тому числі низькоякісного, підвищувати ефективність

роботи котлоагрегатів з підвищуванням ККД брутто ТЕС на 1 – 2% а також

спрощувати підготовку вугільного палива.

Як зазначено в дослідженнях, завдяки застосуванню ВІР-процесу знижується

обсяг викидів: окислів азоту на 40 – 50 % та окислів сірки залежно від вмісту

окислів кальцію в золі.

ТЕС з циркулюючим киплячим шаром (ЦКШ). Технологія киплячого шару

дозволяє спалювати широку гаму твердого палива з низькими вимогами до його

18

якості. Одинична потужність енергоблока, як правило, є нижчою 350 МВт, однак

останні розробки з переходом на супернадкритичні параметри пари дозволять

підняти її до 800 МВт. Зараз найбільш великі котлоагрегати за технологією

киплячого шару експлуатуються в Японії, Італії, Франції, США, Польщі, Південній

Кореї та Китаї. Найбільш потужніший котлоагрегат з ЦКШ паропродуктивністю

1300 т/год було введено в експлуатацію у 2009 р. в Польщі (ТЕС Lagisza, потужність

блока 460 МВт).

Відмінною особливістю сировинної бази ЦКШ котлоагрегатів є орієнтація на

використання низькоякісного (зазвичай високозольного та/або високосірчистого)

вугілля, спалювання якого є технічно та економічно не виправданим у

пиловугільних котлоагрегатах.

Зазначені переваги забезпечили широке впровадження технології «Lurgi»/

«Alstom» на ТЕС по всьому світу. Кількість потужних побудованих енергоблоків

перевищує 100. Найбільші з них діють на таких ТЕС: Baima (Китай), Tonghae

(Південна Корея), Provence, Emile Huchet (Франція), Пусан (Південна Корея),

Мілуокі (США), Texas-New Mexico (США) тощо,що видно з таблиці:

Характеристики потужних ЦКШ-котлоагрегатів систем Lurgi»/«Alstom»

Фірма –

виробник

котло-

агрегата

Місце установки Рік вве-

дення в

експлу-

атацію

Потужність,

МВт

Параметри

пари*

МПа/ºС/ºС

Паропро-

дуктив-

ність,

т/год.

Використовуване

паливо Елект-

рична

Теп-

лова

«Alstom» Cannakale, Турція 2003 2х160 17,5/543/542 457 Лігніти

«Alstom» ТЕС Red Hills, шт.

Міссісіпі, США 2002 2х250 18,4/568/541 717 Лігніти

«Alstom» Guayama, Пуерто

Ріко, США 2002 2х250 17,4/541/541 903 Кам’яне вугілля

«Alstom» Cumber- land, шт.

Меріленд, США 1999 205 13,0/540/540 700 Кам’яне вугілля

«Alstom»/

«ABB СE»

ТЕСTonghae блоки

1 та2, Південна

Корея

1998 2х220 17,5/541/541 693 Корейський

антрацит

«ABB CE» Robertson, Texas

New Mexico, США 1990 175 2×400 13,8/540/540 2×500 Лігніт

«Lentjes» ТЕС«Маобіт»,

Німеччина 1989 222 326 Кам’яне вугілля

«ABB CE» Shenandoah, США 1990 2×290 10,7/512 2×375

Відходи

вуглезбагачення

антрациту «ABB CE» North Mahanoy,

США 1989 100 341 10,6/513 375 Антрацит, шлами

19

Примітки: «ABB CE» – «ABB Combustion Engineering», SES – «Slovenske Energeticke Strojarne»;

* параметри пари: МПа/ºС/ºС – тиск гострої пари/ температура перегрітої пари/ температура

пари промперегріву

Заслуговує на увагу введення в експлуатацію влітку 2009 р. на польській ТЕС

Lagisza першого в світі енергоблока НКП з ЦКШ потужністю 460 МВт з

котлоагрегатом фірми Foster Wheeler і параметрами пари 275 бар, 560/580 ºС.

ТЕС ПГУ з киплячим шаром під тиском (КШТ). Така технологія має вищий

ККД, нижчий обсяг викидів SОх і NОх, і, за оцінками фахівців, може стати більш

конкурентоспроможною проти ТЕС із ЦКШ. Сьогодні у світі експлуатуються

6 таких ТЕС – у Швеції «Vartan» (135 МВт), США «Тidd» (71,6 МВт), в Іспанії

«Еscatron» (76,4 МВт), у Німеччині «Коtbus» (62 МВт), в Японії «Wakamatsu»

(71 МВт) і «Кагitа» (350 МВт).

Удосконалення енергетичних процесів перероблення твердого палива в

киплячому шарі призвело до розроблення технології спалювання вугілля в

киплячому шарі під тиском. Основними перевагами зазначеної технології порівняно

зі спалюванням при атмосферному тиску є: можливість створення ПГУ на твердому

паливі з високими показниками ККД (нетто) – 42–44%; малі габарити КШТ

енргоблоків дозволяють проводити реконструкцію ТЕС із заміною застарілих

енергоблоків новими; низькі викиди оксидів сірки та азоту; високі коефіцієнти

тепловіддачі; широкий діапазон вугілля, що використовується (від бурого до

кам’яного вугілля), у тому числі високозольного.

Істотний внесок у розвиток КШТ-технології внесли Великобританія, Швеція,

США, Німеччина тощо. У число перших входить установка в Leatherhead (2 МВт,

0,6 МПа), побудована в 1969 р. в Лабораторії Вугільної Ради Великобританії

(National Coal Board – NCB). Міжнародне енергетичне агентство (International

Energy Agency – IEA) здійснено комплексну програму розроблення та перевірки

котлоагрегатів з КШТ. У 1980 р. NCB спільно з IEA розробили та ввели в

експлуатацію велику дослідно-промислову установку тепловою потужністю 80 МВт

в Grimethorpe (Великобританія). Значний внесок в розвиток КШТ-технології було

внесено завдяки створенню компанією«ABB Carbon» пілотної установки в Мальмо

«Stein

Industrie»

ТЕС Emile Huchet,

Carling, Франція 1990 125 322 13,4/545/540 367

Шлами, відходи

вуглезбагачення

кам’яного вугілля

«Stein

Industrie»

ТЕСProvence,

Gardanne, Франція 1996 250 650 16,3/565/565 700

Кам’яне вугілля,

лігніт

«ABB CE» ТЕС «Пусан»

Південна Корея 1997 500 660 Антрацит

«Lentjes-

SES»

ТЕС Vojany,

Словаччина 1998 2×240 2×325 Антрацит

20

(Швеція) (Component Test Facility – CTF) тепловою потужністю 15 МВт, яка стала

поштовхом для широкого промислового впровадження КШТ- технологій.

Основними розробниками технології спалювання вугілля в КШТ та

виробниками відповідного котельного устаткування є такі фірми, як «ABB Carbon»

(Швеція); «Coal Research Establishment» (Великобританія); «Chugoku Electric»

(Японія); «Foster Wheeler» (США); «Foster Wheeler Energia Oy» (Фінляндія–США);

«Babcock&Wilcox» (США);«Hitachi & Mitsubishi Heavy Industries» (Японія) та ряд

інших.

ТЕС на основі ПГУ з внутрішньоцикловою газифікацією вугілля (ВЦГВ).

Найбільш перспективним напрямом удосконалення вугільних ТЕС є глибоке хімічне

перероблення вугілля – газифікація. Сьогодні у світі експлуатуються понад 10 ПГУ

з газифікацією вугілля потужністю від 15 до 350 МВт – у Європі, США, Китаї та

Японії. При цьому ККД (40 – 45%) цих ПГУ є нижчим порівняно з ККД класичних

ПГУ, але співставне з ККД сучасних пиловугільних котлоагрегатів на надкритичних

параметрах пари.

У США підготовлено близько 30 проектів нового будівництва ВЦГВ – на

майданчику ТЕС Еdwardsport (630 МВт, 2012 р.); Stanton (285 МВт, Флорида);

Тае1огvi11е (770 МВт, Іллінойс); Меsаbа (2x606, Міннесота, 2014 р.); Західна

Віргінія (600 МВт); Арра1асhiаn (600 МВт, 2015 р.) тощо.

У Південно-Африканській Республіці планується будівництво великої ТЕС з

газифікацією – Маjubа (6x350 МВт). У російській електроенергетиці розробляються

два пілотних проекти дослідно-промислової ПГУ з газифікацією вугілля –

Закамська ТЕЦ-5 електричною потужністю 20 МВт (2016 р.) і ТЕС 200 МВт з

уведенням в 2018-2020 рр.

Спалювання пиловидного вугілля (СПВ). Зростання усвідомлення потреби

в ефективності використання палива в умовах зростання цін на вугілля спонукає

великих виробників до розроблення установок СПВ з УНК параметрами пари. УНК

технологія добре зарекомендувала себе для нових проектів у країнах-членах ОЕСР

та в Китаї. Ряд країн, що не входять в ОЕСР, більш широко використовують

технології надкритичного СПВ для нових електростанціях (Індія та Південна

Африка).

ТЕС із спалюванням вугілля у шлаковому розплаві (ШЛРП) є одним із

прикладів Російської інноваційної технології. Перевагою цієї технології є

можливість використання будь-якого типу вугілля незалежно від його марки і якості

безпопередньої підготовки і, відповідно, відсутності громіздких систем

приготування палива, пилеподачі і золоочищення, а також більш висока екологічна

чистота процесу. Крім того, підчас горіння палива утворюється шлаковий розплав,

який технологічно поділяється на важку і легку фракції з яких у подальшому можна

21

отримувати чавун, поліметали і будівельні матеріали. Відповідно відпадає

необхідність в організації золовідвалу.

Внутрішньоциклова газифікація (ВЦГ). Вугілля частково окислюється в

повітрі або в кисні під високим тиском для отримання горючого газу.

Електроенергія виробляється комбінованим циклом. У цей час проходять стадію

розроблення газові турбіни із вбудованим ВЦГ і температурою на вході турбіни

1500 °C, які можуть досягти теплового ККД до 50%. Електростанції з ВЦГ

вимагають значно меншу кількість води у порівнянні з технологіями СПВ. Питома

вартість енергоблоків з ВЦГ коливається від 1 100 дол. США/кВт до 2

860 дол.США/кВт. У країнах-членах ОЕСР питома вартість оцінюється приблизно в

2600 дол. США/кВт, з можливою зміною в межах на 40 %.

Прогнозне оцінювання МЕА з розвитку внутрішньоциколової газифікації

МЕА рекомендує такі дії: Основні етапи

Розгорнути енергоблоки з газовими турбінами 1400–1500 °C.

Продовжити НДР для поліпшення доступності та продуктивності

низькосортного вугілля.

Випробувати в дослідних масштабах сухе очищення газу і

некріогенне подавання кисню.

Далі розвинути і продемонструвати газові турбіни з

температурою на вході турбіни понад 1500 °C.

2012-20

Розгорнути енергоблоки з газовими турбінами 1600 °C для

висоководневого палива для можливості улавлювання та

захоронення вуглецевого газу (УЗВГ).

Підтримка НДР для сухого очищення синтетичного газу.

Деякі застосування некріогенного кисню.

2021-25

Розгорнути енергоблоки з газовими турбінами 1600 °C для

висоководневого палива для можливості УЗВГ.

Подальше застосування некріогенного кисню. 2026-30

Розгорнути енергоблоки з газовими турбінами 1700 °C для

висоководневого палива з повним УЗВГ.

Розгорнути некріогенний кисневий варіант. 2031-50

Згідно з прогнозом МЕА найбільший розвиток можуть отримати

твердопаливні електростанції – ПГУ IGCC/CCS(IGCC-Integrated Gasification

Combined Cycle – внутрішньоциклова газифікація) і пиловугільні ТЕС із системами

CCS.

22

Прогноз динаміки розвитку вугільних ТЕС

Роки 2015–2020 2020–2025 2025–2030

ТЕС ККД,

%

ПКВ,

євро/кВт

ККД,

%

ПКВ,

євро/кВт

ККД,

%

ПКВ,

євро/кВт

Пиловугільні ТЕС без

систем CCS 47 1125 47 1070 49 1015

Вугільні ПГУ

IGCC/CCS 35 1675 37 1510 39 1360

Пиловугільні ТЕС із

системою CCS 33 1750 35 1630 37 1520

Джерело: МЕА, Міжурядова група експертів із зміни клімату

Основні положення перспективних високоефективних технології на основі

високотемпературних паливних елементів наведено в додатку 3.

Основні висновки МЕА:

У 2011 р. приблизно 50 % нових вугільних енергоблоків використовували

високоефективні екологічно чисті (ВЕЕЧ) технології, переважно – на

пиловугільному паливі і з надкритичними (НК) та ультранадкритичними (УНК)

параметрами пари.Хоча частка ВЕЕЧ технології майже подвоїлася за останні 10

років, продовжується спорудження енергоблоків з докритичними параметрами пари,

що не належать до цієї технології. Приблизно три чверті діючих енергоблоків не

використовують ВЕЕЧ технологію; більше половини діючої потужності має вік

понад 25 років з енергоблоками потужністю менше 300 МВт.

Пиловугільне спалювання з ультранадкритичними параметрами пари є

сьогодні найдієвішою ВЕЕЧ-технологією: деякі енергоблоки досягають

ефективності 45 % (нижча теплотвірна здатність (НТЗ), нетто), зменшуючи

глобальні середні викиди до 740 г двоокису вуглецю на кіловат-годину

(г СО2/кВт∙год). Звдяки розробленню новітніх УНК-технологій викиди можна

знизити до 670 гСО2/кВт∙год (поліпшення на 30 %).Розгортання новітніх УНК-

технологій, як очікується, розпочнеться впродовж наступних 10–15 років.

Для підвищення ефективності роботи електростанцій з газовими турбінами,

необхідна внутрішньоциклова газифікація (ВЦГ) твердого палива, яка забезпечить

вищі температури на вході в турбіну. ВЦГ з газовими турбінами класу 1500 °C(на

цей час – на стадії розроблення) зможуть підняти ефективність значно вище 45 %,

зменшуючи викиди CO2 до 670 гCO2/кВт∙год і менше.

Розгортання УЗВГ має важливе значення для скорочення наполовину викидів

CO2 до 2050 р. УЗВГ має потенціал для зниження викидів CO2 до рівня, меншого

23

ніж 100 г/кВт∙год. Програми для демонстрації великомасштабного, комплексного

УЗВГ на вугільних енергоблоках ведуться в багатьох країнах. Певне розгортання

УЗВГ передбачається у 2020-х рр. із прогнозованим зростанням у період з 2030-

35 рр.

ВЕЕЧ-технології мають отримати подальший розвиток, оскільки:

– неефективне виробництво електроенергії з використанням

низькоякісного вугілля;

– діючі електростанції на вугіллі споживають великі обсяги води,

щостворює основні проблеми в сухих регіонах і там, де питання водних ресурсів

виходять на перший план.

Забруднюючі речовини непарникового газу можуть призводити до серйозних

проблем зі здоров'ям і часто шкодять місцевій інфраструктурі та економіці.

2. Європейський Союз. Ефективність використання енергетичних ресурсів

в економіці та енергетиці – головний пріоритет економічного розвитку країн

Європейський Союз з урахуванням інтенсивного розвитку економіки країн і

розширення його складу все більше споживає енергії. Особливістю паливно-

енергетичного балансу держав Західної Європи є обмеженість запасів первинних

джерел енергії і нерівномірність їх розподілу по країнах.

Запаси органічного палива країн ЄС-27, які складаються головним чином з

кам'яного і бурого вугілля, оцінюються в 75 млрд. т у. п., або 5% світових запасів.

Більшу частину запасів вугілля зосереджено в Німеччині (83,1%), Іспанії

(6,5%), Нідерландах (6,1%) і Великобританії (2,7%).

Запаси нафти в державах ЄС становлять всього 897,2 млн. т, значну частину

яких зосереджено у Великобританії (61,5%) і Данії (18%).

Більшість запасів природного газу держав ЄС зосереджено в Нідерландах,

Великобританії, Німеччині та Італії.

Обмеженість ресурсної бази країн ЄС стримує розв’язання проблеми їх

залежності від імпорту енергоносіїв. На 2012 р. рівень імпортозалежності ЄС

становив 53,4%. У період до 2030 р. за прогнозом МЕА, потреба в енергоресурсах

щорічно зростатиме на 1,7% і досягне 15,3 млрд. т н.е. Попит на нафту збільшиться

з 9,7 млн т/день у 2000 р. до 16,3 млн т/день у 2030 р., при цьому майже три чверті

приросту припадатиме на транспортний сектор. Споживання природного газу

подвоїться, а його частка в балансі енергоносіїв зросте з 24,5 до 28%.

За оцінкою Міжнародного енергетичного агентства, залежність країн ЄС від

імпорту енергоносіїв у 2030 р. може досягти:

24

- 70% –рівень загального імпорту паливно-енергетичних ресурсів при

збереженні існуючої ситуації;

- 45% – рівень імпорту нафти з Близького Сходу;

- 40% – рівень імпорту газу з Росії.

У цих умовах першочергового, стратегічного значення набуває проблема

системного підвищення енергетичної ефективності використання енергетичних

ресурсів у всіх галузях економіки ЄС. При цьому інтеграція ринків енергії

сприятиме надійності енергопостачання та при загальному позитивному ефекті

вимагатиме додаткових заходів з підвищення енергоефективності економіки країн

ЄС. Слід також враховувати, що за оцінкою експертів, унаслідок лібералізації

внутрішнього ринку електроенергії споживання енергоресурсів може додатково

зрости приблизно на 20%. Із урахуванням зазначеного з формуванням єдиного

відкритого ринку ЄС вживаються заходи з активізації інвестування в капіталомісткі

галузі (вугілля, ядерна енергія тощо), а також у розвиток поновлюваних джерел

енергії.

До стратегічних документів ЄС у сфері енергоефективності належить

«Зелена книга» Єврокомісії від 22 червня 2005 р., яка визначає шляхи вирішення

питань підвищення енергоефективності для транспорту, будівель, споруд

(енергозберігаючі технології, ізоляція) і промисловості. З 2006 р. в ЄС реалізується

План дій щодо енергоефективності (рішення Єврокомісії від 19 жовтня 2006 р.),

яким передбачається зниження середньорічного споживання енергоресурсів на

виробництво одиниці продукції до 2020 р. на 20% із щорічним його зниженням на

1,5%. Прийнята і реалізується програма Європарламенту «Розумна енергія для

Європи», на фінансування якої виділено 3,6 млн. євро для впровадження сучасних

інтелектуальних технологій керування енергетичними режимами енергосистем і

використання поновлювальних джерел енергії.

На основі цих стратегічних документів в країнах ЄС прийнято і успішно

реалізується ряд Директив та законодавчих актів, метою яких є стимулювання

учасників ринку до ефективного використання енергоресурсів.

Реалізація директивних рішень щодо раціонального використання

енергоресурсів, впровадження енергоефективних технологій в економіці країн з

введенням на електростанціях країн-членів ЄС ефективних енергоблоків і систем

контролю, а також розвиток ПДЕ дозволило за період 2002 – 2012 рр. відчутно

знизити енергоємність ВВП – з 0,14 т н.е. на 1000 дол. (з ПКС) у 2002 р. до 0,12 у

2012 р.

Нова десятирічна Енергетична стратегія ЄС "Energy 2020" відображає

пріоритет енергетики у політиці ЄС і визначає досягнення до 2020 р., таких цілей:

зменшення споживання первинної енергії на 20 %, скорочення викидів СО2 на 20%,

25

збільшення частки поновлюваних джерел у виробництві енергії не менше ніж на

20%. Стратегія передбачає також подальше зниження енергоємності внутрішнього

валового продукту (ВВП). Такі документи, як План розвитку технологій нових

джерел енергії (СЕТ План), План післякризового відновлення економіки, а також

План заходів щодо реалізації «Стратегії 2020» - Європейський інноваційний план,

опублікований у жовтні 2010 р., доповнюють один одного і конкретизують розвиток

окремих напрямів інноваційної політики ЄС.

Стратегія передбачає вирішення п'яти першочергових завдань:

- створення енергоефективної економіки Європи;

- формування пан'європейського ринку енергії;

- досягнення найвищого рівня безпеки і надійності;

- поширення європейського лідерства на технології та інновації в галузі

енергетики;

- розширення енергетичного ринку ЄС.

Для реалізації «Стратегії 2020» Євросоюзом прийнято скорегований «План

енергоефективності - 2011» Європейського Союзу (Energy Efficiency Plan 2011) для

підвищення ефективності використання енергетичних ресурсів шляхом реалізації

конкретних законодавчих заходів, а також комплекс заходів, спрямованих на

створення істотних вигод для населення, приватних компаній та органів державної

влади.

План з енергоефективності передбачає такі завдання:

• підвищення ефективності виробництва і транспортування електричної та

теплової енергії;

• реалізацію вимог щодо зниження енергоспоживання промисловим

обладнанням;

• заохочення використання сучасних систем обліку енергоспоживання та

створення інтелектуальних енергоистем;

• створення форм звітності щодо споживання енергії для малих і середніх

підприємств;

• збільшення темпів реновації житлового фонду для досягнення прийнятих

показників енергоспоживання;

• щорічну реконструкцію органами державної влади як мінімум 3%

муніципальних будівель;

• включення показників енергетичної ефективності продукції до процедури

державних закупівель;

• установлення вимог щодо зниження енергоспоживання побутовою технікою;

• створення системи управління та обліку енергоспоживання для корпорацій.

26

Планом дій з енергоефективності передбачено вдосконалення систем

перетворення енергоресурсів (генерації) із встановленням обов’язкових вимог щодо

відповідного рівня енергоефективності для систем енергозабезпечення

потужністю нижче 20 МВт; вдосконалення Директиви 2004/8/ЄС щодо

стимулювання розвитку когенерації із запровадженням нових правил визначення

та встановлення рівнів енергоефективності когенераційних установок,

енергоефективності систем централізованого теплозабезпечення, доступу до

мереж децентралізованих джерел генерації, підтвердження нарощування обсягів

використання нетрадиційних джерел для виробництва електроенергії.

Реалізація Плану дій з енергоефективності дозволить знизити до 2016 року

енергоємність економіки на 13%.

На підтримку Плану дій щодо енергоефективності 25 жовтня 2012 р. ЕС

прийнято Директиву 2012/27/EU з энергоэфективністі. Директива вступила в силу 4

грудня 2012 р. Директива встановлює загальні заходи з підвищення

енергоефективності в рамках ЄС, установлює правила, спрямовані на усунення

бар'єрів на ринку енергоносіїв, які перешкоджають підвищенню ефективності

використання енергії

Основні заходи, передбачені Директивою:

• забезпечення 3% ремонту (модернізації) від загальної площі опалювальних і /

або охолоджуваних будівель у державному секторі.

• довгострокова національна стратегія з реконструкції будівель, у тому числі

комерційних, житлових, громадських та приватних.

• всебічне оцінювання та реалізація потенціалу високоефективної когенерації

та ефективного районного опалення та охолодження до 31 грудня 2015 року,

поновлення доповідей про хід реалізації кожні п'ять років.

З 30 квітня 2013 р. країни-члени зобов'язані щорічно повідомляти про хід

реалізації національної політики енергетичної ефективності.

Країни-члени зобов'язані до червня 2014 р. запровадити положення Директиви

до національного законодавства. У 2014 р. Європейська Комісія оцінить прогрес у

реалізації основної мети – досягнення передбаченого рівня енергоефективності до

2020 р, і, за необхідності запропонує подальші заходи.

Директива з енергетичної ефективності 2012/27/EU містить такі положення:

• Підвишення ефективності енергетичної системи. Енергетичні компанії,

які підпадають під дію директиви, зобов’язати досягти певного рівня енергетичної

ефективності процесу виробництва і транспортування енергії. Одним із заходів є

вимога щодо щорічного зниження загального енергоспоживання на 1,5% з 2014 по

2020 р. від рівня 2009 р.

• Енергоаудит. Установлено перелік організацій і компаній, які оперують на

27

енергетичному ринку та які є великими споживачами енергії і підпадають під

вимоги Директиви про необхідність проходження процедури енергоаудиту.

Процедуру енергетичного обстеження запропановано проводити не пізніше ніж

через три роки з моменту вступу в силу директиви (2012 р.) і повторювати кожні

чотири роки кваліфікованими енергоаудиторами.

• Підвищення ефективності систем опалення та кондиціонування повітря.

До грудня 2015 р. всі країни - члени ЄС мають завершити і надати Єврокомісії звіти

за поточний стан справ і плани у сфері комбінованого виробництва теплової та

електричної енергії для опалення та кондиціонування повітря будівель.

• Розроблення механізмів фінансування. Органи державної влади кожної з

країн - членів ЄС мають розробляти та впроваджувати або використовувати вже

існуючі механізми фінансування інвестицій у сфері енергетичної ефективності.

• Загальноєвропейські та національні цілі. Директива визначає спільну мету

щодо зниження енергоспоживання в ЄС на 20% до 2020 р. Кожна з країн має

встановлювати власні цілі щодо підвищення енергетичної ефективності та

актуалізувати відповідні положення національної стратегії кожні три роки – у 2014,

2017 і 2020 рр.

Таким чином, серед пріоритетів чергове значення відведено підвищенню

енергоефективності. Критерії енергоефективності насамперед мають стати

обов'язковими в основних сферах економічної діяльності. Серед запропонованих

напрямів найважливіша роль відводиться комбінованого виробництва тепла

та електроенергії.

Слід відзначити, що паливний кошик ЄС за останні роки істотно перемістився

в бік використання вугілля. Так, лише за три минулих роки об'єднана Європа

спалювала на 7% більше вугілля. Причиною такої зміни пріоритетів є відносне

зниження цін на вугілля на європейському ринку на тлі подорожчання природного

газу, у результаті чого вугільна генерація стала з кінця 2010 р. більш прибутковою

ніж газова.

Європейські ціни на вугілля з 2011 по 2013 рр. знизилися на 32%, тоді як ціни

на газ, прив'язані до світових цін на нафту, навпаки, виросли за той же період на

42%. І навіть нинішнє падіння біржових цін на газ у Європі (на 29% лише за перші

чотири місяці 2014 р.) не призвело до підвищення конкурентоспроможності газу в

енергетиці регіону, що відзначено в доповіді Cedigaz. При цьому ціни на вугілля

також знизилися. У цілому вугілля, в перерахунку з урахуванням енергетичного

еквіваленту, обходиться нині енергокомпаніям в три рази дешевше, ніж газ.

Попит енергетичних компаній Європейського союзу (ЄС) на вугілля лише з

2010 по 2012 виріс на 10%, а його частка в їх сукупному енергобалансі становить

28%.

28

Зокрема, виробництво електроенергії на основі газу в Німеччині та

Нідерландах починаючи з 2012 р. виявилося збитковим, у Великобританії газова

генерація поки що зберігає мінімальний прибуток, при тому, що прибутковість від

реалізації електроенергії, отриманої на базі різних видів палива, відрізняється в

середньому на 15 євро за МВт∙год.

Прибутковість вугільної та газової генерації

Джерело: Центр изучения мировых энергетических рынков, Институт энергетических

исследований РАН, 2013 г., источник Platts, RWE.

У такій ситуації німецька вугільна генерація зросла в першій половині 2012 р.

на 8%, у Великобританії – на 35%, а в Іспанії – на 65%.

Попит європейських ТЕС на природний газ, після піку 2010 р. скоротився в

наступні три роки на 51 млрд м3 на рік, що еквівалентно загальному його

споживанню в такій країні як Франція. А частка газу в структурі паливного балансу

європейської електроенергетики скоротилася з 23,6% у 2010 р. до 19% до кінця

2012 р.. Таке оцінювання представлено на початку 2014 р. в спеціальній доповіді

французьким дослідницьким центром Cedigaz, який об'єднує близько ста

енергетичних і аналітичних компаній, а також інвестиційних банків. Для

порівняння, загальний обсяг експорту російського «Газпрому» до країн ЄС

становить у 2013 р. 174 млрд м3 проти 186 млрд м3 у 2010 р

29

У 2012 р. на європейських електростанціях, які використовують поновлювані

джерела, включаючи гідростанції, вперше було вироблено електроенергії (23,5%)

більше ніж на станціях, які працюють на газі, наголошується в доповіді Cedigaz.

За оцінкою МЕА, розвиток електроенергетики країн ЄС у перспективі

ґрунтуватиметься на використанні парогазових, пиловугільних і вітрових

електростанцій.

Ефективність виробництва електроенергії та тепла на ТЕС у країнах-членах

ЄС, покращилася в період з 1990 по 2010 рр. на 5,8 % (з 45,4% у 1990 р. до 51,2% у

2010 р.). Не тільки країни-члени ЄС, а й учасники Європейської економічної зони

показали аналогічну тенденцію з підвищення ефективності на 5,6% (з 45,2% у 1990

році до 50,8% у 2010 р.).

Ефективність виробництва електроенергії та тепла на ТЕС

за 2005 і 2010 рр.

Джерело: Євростат

В енергетичному балансі Європи забезпечується раціональне поєднання

потенціалу поновлюваних джерел енергії з існуючими потужностями ТЕС та АЕС у

кожній країні. Нормативно-правовими актами заохочується виведення з

експлуатації неефективних застарілих електростанцій з одночасним введенням

Ріст ефективності Зниження

ефективності

30

потужностей ПДЕ. При цьому підвищені динамічні характеристики нових ТЕС

дозволять економічно обґрунтовано використовувати нарощувані змінні потужності

ВЕС і СЕС за оптимального режимного управління в енергосистемі.

Згідно з прогнозом Європейської технічної асоціації електроенергії і тепла

(VGB) основна роль у виробництві електроенергіі належатиме тепловим

електростанціям.

Зокрема, до 2016 р. в країнах ЄС заплановано введення нових електростанцій

загальною потужністю 182,2 ГВт, з яких 44,4% на природному газі і 22,3% – на

вугіллі, лігніті (бурому вугіллі) і торфі. З використанням поновлюваних джерел

енергії (гідроенергії, енергії вітру, біомаси тощо) будуть працювати електростанції

загальною потужністю 53,3 ГВт.

Введення всіх запланованих потужностей буде залежати не тільки від

кон'юнктури цін на енергоносії, але і від реалізації визначених Планом дій заходів

країн із енергозбереження та дотримання норм щодо викидів СО2, а також реалізації

програм з використання ПДЕ.

В умовах передбачуваного стратегічними документами розвитку енергетичної

сфери Євросоюзу невідкладному розв’язанню підлягає проблема поетапної заміни

застарілого та зношеного обладнання європейських електростанцій. Більше

половини потужностей теплових електростанцій ЄС, або чверть усіх генеруючих

потужностей, мають термін експлуатації понад 20 років, близько 6% – понад 40

років. Серед ТЕС найбільш застарілі: 54% вугільних ТЕС (більше 93 ГВт) мають

термін експлуатації понад 25 років і майже 10% (16 ГВт) – понад 40 років.

Аналогічна ситуація і з мазутними ТЕС, хоча їх загальна потужність значно

менша, ніж вугільних: 52 ГВт таких електростанцій мають термін експлуатації

понад 25 років і 4,2 ГВт – понад 40 років. ТЕС, які працюють на газі: 17% (22,2 ГВт)

в основному паротурбінних, експлуатуються понад 25 років. Більшість ТЕС на газі

відносно нові, у тому числі високоекономічні парогазові ТЕС, споруджені за

останнє десятиліття.

Слід відмітити, що країни ЄС посідають лідируючі позиції в розвитку та

освоєнні новітніх парогазових технологій та будівництві сучасних

високоефективних електростанцій парогазового циклу.

Оскільки термін служби застарілих ТЕС закінчується, зростає потреба в

розвитку нових ТЕС. Із врахуванням підвищення ККД ряду нових європейських

ТЕС прогнозується підвищення екологічного ефекту під час реалізації програми

розвитку нових електростанцій.

Згідно з положенням Директиви 2010/75 / ЄС Європейського парламенту та

Ради ЄС «Про промислові викиди (комплексне запобігання забрудненню і контролю

над ним)» (ДПВ), яка замінила сім раніше діючих директив ЄС, у тому числі деякі

31

положення Директиви по ТЕС великої потужності (ДТЕСВП) операторам ТЕС було

надано можливість не виконувати вимоги ДТЕСВП за умови зупинки існуючих ТЕС

до кінця 2015 р. (або після 20 тис. год експлуатації починаючи з 1 січня 2008 р.)

Згідно з вимогами ДТЕСВП і ДПВ до кінця 2015 р має бути зупинено ряд

ТЕС, що знизить загальну генерувальну потужність ЄС майже на 130 ГВт, або на

16%. З урахуванням виведення з експлуатації окремих АЕС і подальшої

перспективи зниження темпів розвитку атомної енергетики, а також очікуваного

збільшення потреби в електроенергії, становище з енергопостачанням може

ускладнитися.

За пропозицією компанії Parsons Brinckerhoff заплановано проведення

реконструкції застарілих ТЕС з переведенних їх на нове, більш ефективне

обладнання. Компанія Parsons Brinckerhoff вивчила варіанти, які забезпечують

продовження експлуатації ТЕС після 2015 р. у разі дотримання вимог ДПВ для

нових ТЕС і оцінила витрати за можливими варіантами реконструкції:

- удосконалення систем газоочищення;

- заміна основного обладнання (котлів і турбін);

- переведення ТЕС на інше паливо або використання іншої технології

використання палива;

- повна заміну обладнання застарілої ТЕС на даному майданчику.

За базову було обрано пиловугільну ТЕС з чотирма блоками по 500 МВт

докритичного тиску, розрахованими на спалювання лігніту.

Варіант 1 – удосконалення системи газоочищення

Близько 95% сірки вугілля викидається у вигляді діоксиду сірки. Тому

найбільш ефективним засобом скорочення викидів є перехід на інше паливо. Інший

шлях – спорудження десульфуризаційної установки (ДСУ), яка вловлювала б

близько 95% SО2. Однак при цьому збільшується витрата енергії на власні потреби.

Варіант 2 – заміна основного обладнання

Заміна існуючого котла новим докритичного тиску дозволяє збільшувати ККД

ТЕС і зменшувати викиди. Заміна парової турбіни дає можливість підвищити

параметри пари і ККД ТЕС. Система регенерації та інше допоміжне обладнання

можуть відповідно залишатися без змін.

Для подальшого підвищення економічності старий котел докритичного тиску

може бути замінено котлом НКП.

Оскільки максимальна потужність блока НКП із циркулюючим киплячим

шаром (ЦКШ) не перевищує 460 МВт, у варіанті з ЦКШ розглядалися блоки з

критичними параметрами.

Для порівняння – максимальна потужність брутто зіставляються варіантів

обмежена значенням 2000 МВт. Аналіз показав, що будь-який варіант може

32

задовольняти вимогам ДПВ за різних затрат. Найбільш привабливим з точки зору

капітальних витрат є варіант з ЦКШ, хоча виграш у ККД при цьому є невеликим.

Застосування варіанту з котлами НКП дає максимально підвищується

економічність, але є найбільш небезпечним і затратним.

Варіант 3 – переведення ТЕС на інше паливо або використання іншої

технології спалювання

Для збільшення теплової потужності існуючого котла або його заміни може

бути використано зовнішнє джерело тепла. Таким джерелом може бути ГТУ, що

зменшить викиди в атмосферу завдяки використанню природного газу.

Є цілий ряд способів використання ГТУ, але найбільш ефективною є

реалізація парогазового циклу. Це найдорожчий варіант, який, як правило

розглядається, коли термін служби парового котла підходить до кінця.

Під час заміні одного котла встановлюються три ГТУ класу F з котлами-

утилізаторами, пара з яких направляється в одну з діючих парових турбін.

Варіант 4 – повна заміна застарілої ТЕС на даному майданчику

Такий варіант потребує заміни всього обладнання застарілої ТЕС новою

парогазовою електростанцією.

Як і в попередньому варіанті, капітальні витрати порівняно невеликі, а

збільшення ККД є значним. Заміна лігніту природним газом також призводить до

збільшення витрат на паливо.

Економічний аналіз базується на трьох основних вартісних складових: зміна

доходу від продажу електроенергії, зміна витрат на паливо і капітальні витрати.

Перші два компоненти – доходи і затрати на паливо – виражено у вигляді

чистих приведених затрат за 25-річний термін експлуатації в разі ставки дисконту

10%. Передбачається, що залишковий термін експлуатації ТЕС становить 25 років.

Прийнято, що модифікована ТЕС не буде піддаватися подальшій модернізації

відповідно до ДТЕСВП. З огляду на цей варіант розглядається виключно як

вихідний для економічного порівняння з іншими.

Заміна котла представляє наступний варіант за вартістю, хоча вартість котла з

ЦКШ є значно нижчою, ніж пило-вугільного з ДСУ і системою ВКВ. При цьому

передбачається, що турбіна перебуває у задовільному стані і може продовжувати

функціонувати. За умови необхідності її заміни, варіант з докритичними

параметрамами дешевше варіанту з СКТ. При роботі на лігніті економія на паливі не

компенсує значні капітальні витрати, але при роботі на кам'яному вугіллі можлива

їх компенсація.

Найбільш витратні - варіанти з використанням ГТУ. Хоча ККД при цьому

значно підвищується, вартість природного газу суттєво впливає на загальні витрати.

Тому для операторів ТЕС цей варіант найменш економічний. Результати виконаного

33

економічного аналізу наведено в таблиці:

Показник ДСУ/

ДНУ

Новий котел

докритичного

тиску

Нові

котел із

турбіна

Нові

котел

НКП і

турбіна

Новий

котел із

ЦКШ

Перехід

ТЕС на

інше

паливо

Нова

ПГУ

Капітальні затрати, млн

євро 780 1616 1846 2389 1128 590 873

Збільшення капітальних

затрат у порівнянні з

варіантом ДСУ/ДНУ,

млн євро

0 836 1066 1609 348 -190 93

Потужність нетто, МВт 1798 1811 1800 1785 1828 1739 1779

Зиження потужності у

порівнянні з варіантом

ДСУ/ДНУ, МВт

0 -13 -2 13 -30 60 19

Виробництво

електроенергії за рік,

ГВт-год

13 860 13 961 13 876 13 760 14 412 14 079 14 649

Зниження виробництва

електроенергії у

порівнянні з іншим

варіантом ДСУ/ДНУ,

ГВт-год

0 -100 -15 100 -552 -219 -789

Чистий наведений дохід,

млн євро 7297 7350 7305 7244 7587 7412 7712

Зниження чистого

наведенного доходу у

порівнянні з варіантом

ДСУ/ДНУ, млн євро

0 -53 -8 53 -290 -115 -^15

ККД ТЕС нетто, % 37,3 37,9 38,6 41 38,4 49,5 58,1

Зниження питомих

витрат тепла у порівнянні

із варінтом ДСУ/ДНУ,%

0 1,8 3,6 10,1 3,2 33 55,9

Річна вартість палива,

млн євро 241 238 233 217 243 473 545

Чистий наведений дохід

від зниження затрат на

паливо, млн євро

2188 2164 2115 1973 2205 4296 4946

Збільшення затрат на

паливо за термін служби

у порівнянні з варіантом

ДСУ/ДНУ, млн евро

0 -24 -74 -215 17 2108 3758

Затрати на термін служби

у порівнянні з варіантом

ДСУ/ДНУ, млн евро

0 759 985 1447 75 1803 2435

Спільне виробництво тепла та електроенергії визнано однією з основних

технологій щодо виконання завдань ЄС у частині підвищення енергетичної

ефективності. Економія первинної енергії, зниження втрат і обсягів викидів

(особливо викидів парникових газів) розглядаються в умовах розвитку технологій

34

спільного виробництва тепла і електроенергії. Розвиток когенерації матиме

сприятливий вплив на економічну ефективність і сталість енергопостачання та,

відповідно, конкурентоспроможність продукції країн ЄС.

Згідно з енергетичним балансом Європейського Союзу майже 11%

електроенергії виробляється з використанням систем когенерації з економією

близько 35 млн т н.е. на рік.

Лідерами за цими показниками є Данія (50%), Нідерланди (40%) і Фінляндія

(35%). Цей відсоток є досить високим і в країнах з відносно більш теплим кліматом:

Австрія – 25%, Італія – 18%, Іспанія і Португалія – 13%.

У Данії, Нідерландах та Фінляндії когенерація розвивається активніше, ніж у

всьому світі.

Європейською асоціацією зі сприяння когенерації (COGEN Europe)

виконано прогнозний аналіз про перспективи теплофікації до 2050 р., в якому

показана визначальна роль теплофікації в Європейській енергетичній політиці.

Можливості енергозбереження за умови переходу на ТЕЦ дуже великі, але бар'єри

на шляху їх реалізації мають бути вчасно усунутими.

На рисунку показано перспективи розвитку ТЕЦ ЄС до 2050 р.

У Франції, Німеччині, Італії та Великобританії планується до 2030 р. частку

когенерації в загальному обсязі виробництва електроенергії довести до 29%.

Для порівняння:

ефективність атомної електростанції – 32%;

ефективність теплоелектростанцій – близько 30%;

ефективність парогазової електростанції – близько 50%;

ефективність когенераційних установок – 80 – 90%.

35

У більшості розвинених європейських країн запроваджено законодавчі

стимули для підтримки когенерації. Зокрема, у Великобританії, Німеччині, Франції,

Польщі та інших країнах запроваджено «зелені» тарифи, які поширюються і на

когенерацію. На електроенергію, вироблену в теплофікаційному циклі,

оформляються спеціальні сертифікати, оплачувані за рахунок усіх споживачів

електроенергії.

У Великобританії, Іспанії, Італії, Нідерландах запроваджено податкові пільги

для енергокомпаній, які виробляють електроенергію в комбінованому циклі, у

Німеччині ТЕЦ не обкладаються екологічним податком.

Німеччина. На виконання Директиви ЄС з лібералізації газового сектора в

країні прийнято новий енергетичний закон, за яким діяльність видобувних,

розподільних і газотранспортних компаній регулюється Федеральним мережевим

агентством (BNA – "Bundesnetzagentur").

Регулювання процесів в електроенергетиці також доручено BNA, до завдань

якого входить упорядкування системи формування цін на електроенергію з

відповідним зниженням тарифів, які після лібералізації ринку електроенергії стали

найвищими в ЄС.

Установлена потужність електростанцій Німеччини за останнє дисятиріччя

зросла на 13% і досягла 133,9 ГВт. При цьому основні генеруючі потужності

зосереджено на ТЕС (61,6%) і АЕС (16,8%). Потужності ГЕС становлять 3,4%;

електростанцій, що використовують ПДЕ – 21,7 ГВт, або 17,9%. Передбачено

збільшення частки ПДЕ у виробництві електроенергії до 12,5% на кінець 2010 р. і до

20% – у 2020 р.

Отриману в перші 2 роки після лібералізації ринку електроенергії в Німеччині

економію затрат промислових і побутових споживачів було повністю

нейтралізовано за рахунок інтенсивного підвищення цін у наступні роки, що

пояснюється зростанням вартості палива, податковими пільгами на розвиток

поновлюваних джерел енергії та модернізацією ТЕЦ.

У східних землях країни для підвищення економічної ефективності

електростанцій із застарілим низькоекономічним обладнанням на ТЕС

установлюють нові енергоблоки потужністю 800 і 900 МВт з понадкритичними

параметрами пари (25,5 МПа, 550°С) з доведенням їх ККД до 39%. З установленням

теплообмінників для підігрівання конденсату димовими газами котла ККД

підвищується до 40,8%.

Слід відзначити, що коефіцієнт використання встановленої потужності

(КВВП) на вугільних енергоблоках в основному перевищує 80%, а на енергоблоці

150 МВт ТЕС Buer FWK – 92%.

36

В енергетиці Німеччини для підвищення ефективності використання

енергоносіїв широкого розвитку набувають ПГУ. У м. Кельн введено в

експлуатацію сучасну парогазову електростанцію (Delesto-2) електричною

потужністю в 400 МВт (тепловою – 270 МДж/с) із перспективою доведення її

теплової потужності до 370 МДж/с. Викиди СО2 на електростанції знижено на 28%,

що дозволило продавати квоту на 50 тис. т викидів.

Важливою характеристикою теплової електроенергетики Німеччини є суворе

дотримання законодавства з обмеження викидів забруднювальних речовин в

атмосферу. Гранично допустимі норми з викидів SО2 і NОx у країні є жорсткішими,

ніж загальноєвропейські. Наприклад, усі енергоблоки потужністю понад 300 МВт

мають бути оснащеними установками для сіркоочищення з ефективністю, не

нижчою 85%, лише енергоблоки потужністю 100 – 300 МВт можна обладнувати

менш ефективними системами сіркоочищення. Це правило поширюється не лише на

нові, але й на діючі енергоблоки всіх електростанцій.

Єдиним національним джерелом енергії, яке не вимагає урядових субсидій, є

лігніт, що сприяло активізації робіт щодо спорудження та освоєння енергоблоків

великої потужності на цьому виді палива.

Нове покоління буровугільних ТЕС представляє енергетичну промисловість із

значною технологічною перспективою та виробничими можливостями світового

масштабу. Зокрема, введення в роботу енергоблоків підвищеної ефективності – BoA

(Blok Niederaubenm) – дало змогу вивести з експлуатації шість застарілих

енергоблоків потужністю по 150 МВт, введених за період з 1957 по 1961 рр. із ККД

31% (порівняно із 43% у BoA – енергоблоці), що дозволило знизити емісійні викиди

на 30%.

Слід відзначити, що лібералізація енергетичного сектора Німеччини

активізувала діяльність національних та іноземних інвесторів. Німецький

транснаціональний енергетичний холдинг "Steag" і австрійський “EVN” у 2010 р.

ввели в експлуатацію вугільну ТЕС Walsum потужністю 750 МВт з електричним

ККД понад 45%.

Компанією «Siemens» виготовлено найбільш потужну у світі ГТУ SGТ5-

8000H потужністю 340 МВт з ККД 39% і повітряним охолодженням, яку введено в

експлуатацію на ТЕС Ireciting в Баварії. Після завершення випробувань ГТУ

передбачається установлення котла-утилізатора і парової турбіни з доведенням

потужності парогазового енергоблока до 530 МВт із ККД понад 60%.

У Німеччині на стадії будівництва перебувають 24 електростанції загальною

потужністю близько 18 ГВт із початком введення в експлуатацію енергоблоків у

2011 р. і завершенням їх будівництва до 2020 року.

37

Програмою інвестування в розвиток енергетики країни передбачено

реконструкцію і розширення десяти великих ТЕС на кам'яному вугіллі потужністю

від 600 до 1500 МВт (усього 8950 МВт), 3770 МВт – на бурому вугіллі та 7390 МВт

– на газі.

Продовжується спорудження електростанції Mainz вартістю близько 1 млрд

євро та проектною потужністю 750 МВт і ККД 46% із уведенням його в роботу у

2013 р. У 2012 р. введено в експлуатацію пиловугільну ТЕС Endsorf з двома

енергоблоками потужністю по 800 МВт і ККД 46% із передбаченою проектом

можливістю впровадження системи зв'язування СО2. У спорудження цієї

найсучаснішої у світі пиловугільної ТЕС енергокомпанія "RWE Power" інвестувала

2 млрд євро.

Потенціал подальшого підвищення енергоефективності ТЕС є ще досить

великим. Великомасштабні технології залишаються основою національної

електроенергетики з високим рівнем економічності, надійності і прийнятними

екологічними показниками. З метою визначення потреби в подібних дослідженнях

на наступні 10 – 20 років Федеральним Міністерством економіки і технологій

сформовано робочі групи з представників німецької академії наук, енергокомпаній і

проектних організацій.

Прийнято рішення про спрямування бюджетних коштів на подальше

вдосконалення пиловугільних блоків з супернадкритичними параметрами і

розроблення ключових компонентів ПГУ нового покоління. Запропоновано

об'єднати фінансові та технічні ресурси для підтримки НДДКР, спрямованих на

проектування та будівництво більш ефективних ТЕС, створення демонстраційних

проектів з уловлювання і захоронення СО2 з подальшим спорудженням ТЕС з

нульовими викидами.

В енергетичній сфері країни намічається також тенденція до укрупнення

енергоблоків (до 700 – 1000 МВт), що дозволить збільшити маневрові потужності в

умовах розвитку вітроенергетики (з 21 ГВт до 30 ГВт до 2020 р.).

Сьогодні німецька енергокомпанія RWE Power AG ставить своєю метою

спорудження нових надійних і економічних ТЕС з терміном служби понад 40 років

на сучасних ефективних технологіях. Побудовані нею об'єкти характеризуються

параметрами:

- блоки ВОА на ТЕС Neurath, що працюють на бурому вугіллі, електричною

потужністю нетто 2 х 1050 МВт досягають ККД більше 43%. Максимальна

паропродуктивність котлів - 2 х 2960 т/год, тиск свіжої пари – 27,2 МПа,

температура - 600 ° С, тиск і температура пара після проміжного перегріву

становить 5,5 МПа, 605 ° С;

38

- два блоки ТЕС Westfalen потужністю нетто по 765 МВт з ККД близько 46%,

з котлами, які функціонують на імпортному кам'яному вугіллі, виробляють по 2300

т / год свіжої пари тиском 28,5 МПа і температурою 600° С

- парогазова ТЕС Lingen потужністю 800 - 1000 МВт з максимальним

відпусткою приблизно 100 т / год пари з ККД понад 59%.

Умови для створення нових ТЕС за останні роки через ряд причин істотно

змінилися. Нововведення стосуються:

• регулюючих основ, директивних документів ЄС, законів і норм;

• підвищення параметрів пари, зниження температури відхідних газів і

викидів;

• збільшення числа паралельно споруджуваних ТЕС;

• використання нових матеріалів;

• зменшення числа організацій - розробників проектів ТЕС;

• виготовлення компонентів ТЕС в різних країнах світу.

Сьогоднішні ККД пиловугільних ТЕС Європи є вищим, ніж ТЕС США чи

Китаю. Він досягає 46%, а в майбутньому може бути доведеним до 50%. Введення в

експлуатацію таких ТЕС вивели ФРН і інші країни Європи на передові позиції в

галузі будівництва пиловугільних ТЕС.

У жовтні 2014 р. Радою Європи передбачається затвердити основи

кліматичної політики ЄС на період до 2030 р. в якій поставлено три основні

завдання – скорочення емісії вуглекислого газу на 40% порівняно з рівнем 1990 р.,

рекомендації з доведення частки ПДЕ в споживанні енергії до 27%, а також

рекомендації країнам-членам ЄС до 2030 р. знизити енергоємність ВВП на 30/%

порівняно з рівнем 2007 р. При цьому нова європейська політика енергозбереження

направлена, в першу чергу, на скорочення імпорту енергоносіїв, перш за все,

російського газу.

3. Китай. Напрями та перспективи розвитку сучасних технологій в

енергетиці.

У результаті успішно проведеної реформи та реструктуризації економіки

Китай за останні роки виходить на передові позиції світового розвитку. Його

економіка успішно конкурує із США та Євросоюзом.

Високі темпи розвитку економіки країни (ВВП – 7,7% за 2013 рік) потребують

відповідного енергетичного забезпечення. Програмою розвитку енергетики на

середньо- та довгострокову перспективу (2004 – 2020 рр.) передбачено

стимулювання ефективного використання енергетичних ресурсів, а також

розширення використання альтернативних джерел енергії.

39

Стратегія розвитку енергетики Китаю є частиною стратегії розвитку

китайської економіки і спрямовано її на вирішення основного завдання –

забезпечення запланованих показників розвитку економіки.

Китайському уряду шляхом ефективного регулювання закупівельних цін на

електроенергію від генерувальних компаній та завдяки відповідному законодавчому

стимулюванню вдалося створити конкурентні умови конкуренції за право

встановлення на своїх електростанціях обладнання останнього покоління. У країні

успішно будуються потужні теплові електростанції на нових технологіях, зокрема

на супернадкритичних параметрах. При цьому значні обсяги введення

кондесаційних потужностей на ТЕС орієнтуються на енергоблоки до 1000 МВт на

надкритичні та ультранадкритичні параметри пари, питомі витрати палива на яких є

більш ніж на 10% нижчими проти енергоблоків на докритичних параметрах.

Інвестиційному прориву сприяли успішне реформування та подальший

розвиток власного енергетичного машинобудування, будівельної індустрії і

проектно-конструкторського напряму, а також перехід у всіх регіонах країни до

моделі енергоринку – «Єдиний покупець», що дало змогу за рахунок регулювання

тарифів і недопущення необмеженої прибутковості енергокомпаній забезпечити

стимулювання притоку інвестицій, що сприяло щорічному введенню в експлуатацію

від 80 до 100 ГВт енергетичних потужностей.

На кінець 2013 р. потужність усіх енергоустановок Китаю становила 1247 ГВт.

Це на 94 ГВт, або 9,3%, є більше, ніж у 2012 р. Так, потужність енергоблоків на ТЕС

становила 860 ГВт, ГЕС – 280 ГВт, АЕС – 14,61 ГВт, ВЕС – 75,48 ГВт, СЕС –

14,79 ГВт. Ці показники зросли, відповідно, на 12,3%, 5,7%, 16,2%, 24,5% і 340% у

річному обчисленні порівняно з 2012 р.

Тільки у І кварталі 2014 р. у Китаї було введено в експлуатацію нові

енергоблоки загальною потужністю 36,7 ГВт, у тому числі на ГЕС енергоблоки

загальною потужністю 13,01 ГВт, на ТЕС – енергоблоки загальною потужністю

15,03 ГВт з використанням сучасних ефективних технологій. У 2015 р.в

електроенергетиці сумарні генерувальні потужності досягнуть 1440 ГВт, у 2020 р. –

1760 ГВт. Потужність ВЕС до 2015 р. планується збільшити до 55 ГВт.

До 2020 р. частка поновлюваних джерел у виробництві електроенергії має

досягти 15%.

Згідно з даними, опублікованими Державним управлінням у справах

енергетики Китаю, у першому півріччі 2014 р. обсяг споживання електроенергії в

Китаї становив 2 трлн 627,6 млрд кВт∙год. Показник виріс на 5,3% порівняно з

торішніми даними за той самий період. При цьому споживання електроенергії в

сільському господарстві країни становило 43,5 млрд кВт∙год, тобто скоротилося на

4,6%, в промисловості – 1 трлн 932,5 млрд кВт∙год з приростом на 5,1 %, у сфері

40

послуг – 313,8 млрд кВт∙год з приростом на 6,9 %. Електроспоживання міського та

сільського населення країни становило 337,8 млрд кВт∙год, тобто виросло на 6,6%.

Китай став світовим лідером за обсягом ввведення в експлуатацію

електростанцій. Різноманіття варіантів для забезпечення зростаючих потреб у

електроенергії є відмінною рисою електроенергетики країни.

Китай стає одним з передових випробувальних полігонів для відпрацювання

новітніх технологій виробництва електроенергії.

У результаті інтенсифікації розвитку енергетичної сфери Китай посів друге

місце у світі після США за обсягом виробництва електроенергії, забезпечивши

потреби країни в електроенергії на 90%.

Із урахуванням того, що в Китаї ефективність використання енергетичних

ресурсів є значно нижчою, ніж у провідних зарубіжних країнах, цій проблемі

надається значна державна підтримка та законодавче стимулювання підвищення

енергоефективності, у тому числі і в електроенергетиці, зокрема в генерації. До

2020 р. заплановано знизити рівень витрат енергоносіїв на одиницю ВВП на 20%.

Запроваджені в країні правила «китайської націоналізації» вимагають

установлення на нових електростанціях не менше 3/4 обсягу вітчизняного

обладнання, що стимулює випереджаючий розвиток енергетичного

машинобудування за активного залучення провідних зарубіжних компаній до

створення потужних спільних підприємств.

Основним паливом для китайських електростанцій залишається вугілля, на

якому виробляєтьсяя понад 70% усієї електроенергії. Резерви вугілля в країні

оцінюються в 114,5 млрд т – третє місце в світі після США і Росії. Шахти діють у 27

провінціях країни.

Середній ККД вугільних енергоблоків, які використовують вугілля, є різним –

від менше ніж 30% до 45%. Ці відмінності є результатом різноманітних факторів,

включаючи тривалість експлуатації електростанцій, параметри пари, місцеві

кліматичні умови, якість вугілля, професіоналізм експлуатаційного і ремонтного

персоналу, а також активність до засвоєння новітніх технологій.

Сьогодні в енергетиці країни залишається ще велика кількість

електростанцій з низьким рівнем ефективності – більше половини всіх

генерувальних потужностей, які експлуатуються понад 25 років і мають відносно

малу потужність (менше 300 МВт). Майже три чверті експлуатованих

електростанцій використовують докритичні параметри пари . У той час як

впровадження НК- і УНК-технологій зростає, їхня частка в загальній потужності

залишається низькою.

Уряд має намір в найближчій перспективі закрити малі та неефективні ТЕС

загальною потужністю 31 ГВт.

41

Вугілля залишиться основним джерелом енергії на досить довгий час. Тому

країна стала полігоном для випробування та відпрацювання пиловугільних

енергоблоків УНК, зрідження і газифікаціі вугілля, використання шахтного метану

тощо.

Потреба в підвищенні ефективності використання палива спонукає великих

виробників до створення установок на сучасних передових технологіях, зокрема

спалювання пилоподібного вугілля в циркулюючому псевдозрідженому шарі

(СЦПШ) i з НК- та УНК-параметрами пари, ЦКШ, ПГУ з ВЦГВ тощо.

Китай виробляє в основному устаткування енергоблоків за ліцензіями із

залученням фахівців зарубіжних компаній, зокрема паротурбінні блоки НК і УНК, а

також ПГУ.

Передбачається, що до 2020 р. усі енергоблоки потужністю 600 МВт і більше в

Китаї функціонуватимуть на надкритичних параметрах пари, приблизно половину

нових енергоблоків планується споруджувати на ультранадкритичних параметрах

пари. Зокрема, уже з 2007 р. в країні працює ТЕС Yuhuan з чотирма енергоблоками

УНК потужністю по 1000 МВт з ККД 45%. При цьому ККД енергоблока Waigaoqiao

III потужністю 1000 МВт, введеного в експлуатацію у 2008 р, становить 46%.

Станом на 2010 р. він вважався найбільш економічним енергоблоком у світі.

До 2020 р. КНР планує довести загальну потужність АЕС до 70 ГВт, для чого

передбачено ввести в дію близько 44 нових енергоблоків – по чотири щорічно.

Згідно з 10-м п'ятирічним планом у період з 2010 р. до 2016 рр. в експлуатацію має

бути введено 25 нових атомних енергоблоків. Створення ще 18 передбачено між

2014 р. і 2017 р. Поки що офіціцйно не визначено, реактори яких типів будуть

використовуватися, хоча в планах переважають дві конструкції – CPR-1000

(удосконалений китайський реактор з охолоджувальною водою під тиском,

створений на основі французького триконтурного реактора із 157 паливними

збірками) і АР1000 Westinghouse. Буде також приділено достатню увагу

високотемпературним газовим реакторам і реакторам на швидких нейтронах.

Паливо для АЕС імпортується в основному з Казахстану (близько 60%), дещо

менше – з Росії, Намібії і Узбекистану. Можливі поставки урану з Австралії.

Устаткування для АЕС Китай прагне виробляти самостійно. На АЕС Ningde3,

будівництво якої почалося в січні 2010 р., 80% всього обладнання, включаючи

цифрову систему контролю та управління, буде китайського виробництва.

Китай володіє великими запасами гідроресурсів, більшість з яких зосереджено

на південному заході країни, цей район займає перше місце у світі з виробництва

електроенергії на ГЕС. З 2009 р. введено ряд найбільших ГЕС: на річці Яндзи ГЕС

«Три ущелини» потужністю 22,5 ГВт, на якій установлено 32 гідроагрегати

потужністю 700 МВт; на Цзиньпінскій ГЕС, яка має ключове значення в проекті

42

каскаду гідроелектростанцій, діють шість енергоблоків потужністю 600 МВт кожен.

Вироблена на ГЕС електроенергія надходить до східних районів Китаю.

Зростаючі потреби ринку ПДЕ стимулювали стрімкий розвиток виробництва

обладнання для ВЕС. Станом на 2010 р. в країні налічується понад 70 заводів з

виробництва комплектуючих для ВЕС. До 2015 р. Китай може стати світовим

лідером з виробництва обладнання для ВЕС. Лише у 2013 р. 7 китайських

підприємств із виробництва вітрових установок експортували більше 340 вітрових

енергоблоків загальною потужністю 692 МВт.

Загальний обсяг інвестицій у розвиток ПДЕ перевищує 460 млрд дол.

Розвиток поновлюваних джерел енергії фінансується в основному на

державному рівні за рахунок кредитів державних банків. Зокрема на реалізацію

нової 10-річної програми розвитку альтернативних джерел енергії Уряд Китаю

виділяє 293 млрд дол.

Китай бере участь у міжнародних проектах з розроблення нових

високоефективних технологій виробництва електричної енергії. В Інституті No.712

при Китайській корпорації суднобудівної промисловості розроблено високо

потужний комбінований генератор для перетворення наднизькопотенційної теплової

енергії в електроенергію.

Китай, спільно з Євросоюзом, Росією, Індією, Японією, Південною Кореєю і

США також бере участь у реалізації проекту першого у світі міжнародного

експериментального термоядерного реактора ІТЕР, який будується в

дослідницькому центрі Кадараш на півдні Франції.

4. Росія. Ефективність використання енергетичних ресурсів у

електроенергетиці країни

У структурі паливного балансу електроенергетики Росії перше місце посідає

газ (45%), друге – вугілля (19%), третє – гідроенергетика великих ГЕС (18%),

четверте – атомна енергетика (16%).

Сучасний електроенергетичний комплекс Росії включає майже

600 електростанцій одиничною потужністю понад 5 МВт. Загальна встановлена

потужність електростанцій Росії станом на кінець 2013 р. становила 227,6 ГВт.

Установлена потужність діючих електростанцій за типами генерації має таку

структуру: ТЕС – 154,5 ГВт (67,9%), у тому числі ТЕЦ – 84,0 ГВт (54,4%), КЕС –

70,5 ГВт (45,6%); АЕС – 25,3 ГВт (11,1 %);ГЕС – 46,6 ГВт (20,5 %); ГАЕС – 1,2 ГВт

(0,5 %); ПДЕ – 0,01 ГВт.

У Росії гостро стоїть проблема зношення виробничих фондів у

електроенергетиці. Устаткування продовжує старіти. Сьогодні ступінь зношення

основних фондів у середньому по галузі становить 60%. Частка турбінного

43

устаткування 1971–1980 рр. випуску у встановленій потужності досягла 32%, а

випуску 1961–1970 рр. – понад 23%. Біля 50% генераторів загальною потужністю

понад 60 ГВт перебуває в експлуатації більше 40 років.

Установлена потужність енергоблоків на надкритичний тиск пари становить

49,2 ГВт (32,4% установленої потужності ТЕС). Зокрема, на ТЕС Росії

експлуатуються 76 енергоблоків потужністю 300 МВт, у тому числі 49 енергоблоків

загальною потужністю 14,7 ГВт – на газоподібному паливі та 27 енергоблоків

сумарною потужністю 7,6 ГВт – на вугіллі. До 1970 р. в експлуатацію введено 15

енергоблоків НКП потужністю 300 МВт на природному газі, у 1970 – 1980 рр. – 30

енергоблоків.

Більшість ТЕС у Росії мають ККД нижче 38%, при цьому питоме споживання

палива коливається від 336 до 800 г у. п./кВт∙год і більше, що зумовлено в

основному зношеністю обладнання ТЕС, значна кількість якого відпрацювала

нормативний термін, а також роботою електростанцій у неекономічних режимах

навантаження. Теплові електростанції, які працюють на рідкому і твердому паливі

в конденсаційному режимі, мають ККД 36%, а ті, які працюють на газовому паливі,

– 39%.

Пиловугільні енергоблоки потужністю 300 МВт вводилися в експлуатацію в

1964 – 1974рр. Питомі витрати умовного палива на них, наприклад, на найбільших

вугільних електростанціях за 2012 р. становили для енергоблоків 300 МВт

Іриклінскої ГРЕС 332,1г/кВт∙год, для аналогічних блоків Костромської ГРЕС – 308 –

312 г/кВт∙год. Коефіцієнт використання установленої потужності енергоблоків

СКД-300 сьогодні залишається нарівні 30 – 60%, що пов'язано з надлишком

генерувальних потужностей.

Проектний ресурсвироблено й обладнанням ряду АЕС загальною потужністю

8ГВт, а на ГЕС понад 80ГВт встановленої потужності. Близько 60%

гідрогенераторів не проходили докорінної реконструкції 25 років і більше, що

призводить до зростання аварійності та витрат на ремонти і значного зниження

ефективності роботи енергоблоків електростанцій.

Перспективні обсяги виробництва електроенергії в Росії будуть визначатися

очікуваною динамікою внутрішнього попиту на неї відповідно до стратегій і

прогнозів соціально-економічного розвитку регіонів країни. При цьому

передбачається поетапне уточнення прогнозних обсягів споживання електроенергії

з урахуванням її очікуваної вартості. До 2030 р. обсяги виробництва електроенергії

прогнозуються на рівні 1800 – 2210 млрдкВт∙год (зростання – у1,4 – 2,1раза).

Згідно з «Генеральною схемою розміщення об’єктів електроенергетики Росії

до 2020 року і з урахуванням перспективи до 2030 року», схваленою Урядом

Російської Федерації 03.06.2010р., прогнозується зростаннязагального попиту на

44

електроенергію до 2020 р. до 1710 ТВт∙год, що вимагає щорічного введенняв дію

близько 16 ГВт додаткових потужностей. Обов'язковою частиною плану

передбачено введення до 2015 р. 26 ГВт нових теплогенерувальних потужностей,

що потребує інвестицій в обсязі 1,2 трлн руб. За більш консервативним

оцінюванням, до 2020 р. попит може становити 1250–1500 ТВт∙год. У цьому разі від

2012 р. до 2020 р. необхідно буде вводити близько 8–11 ГВт потужностей щорічно.

У цілому, планується побудувати 186 ГВт потужностей вартістю в 450 млрд дол.

США, при цьому до 2015 р. має бути введено 39 ГВт, із яких 26 ГВт є для

генерувальних компаній обов'язковими. Крім того, більш гнучкий підхід до

формування паливної корзини нових потужностей заснований на критеріях

економічної ефективності, дозволить скоротити заплановані інвестиції на 50 –

70 млрд дол. США.

Відповідно до Енергетичної стратегії Росії на період до 2030 р. передбачено,

що частка АЕС у загальному обсязі виробництва електроенергії в Росії підвищиться

до 18–19% у 2020 р. до 22–23% – у 2030 р., порівняно з 16,8% у 2011 р.; частка ГЕС

становитиме 15% у 2020 р. й 14–15% – у 2030 р. (15,6% у 2011 р.); частка

потужностей ТЕС знизиться з 67,9% у 2011 р. до 60–61 % у 2030 р.

Передбачається, що платежі за потужність разом із платежами за поставлену

електроенергію мають компенсувати як мінімум повну вартість будівництва нових

електростанцій.

У Росії існує значний потенціал для підвищення ефективності сектора

генерації шляхом будівництва нових і реконструкції та модернізації діючих

електростанцій з використанням сучасних енергоблоків і передових технологій

виробництва електроенергії.

Сьогодні єдиним діючим засобом введення нових генерувальних потужностей

є неринковий механізм договорів про надання потужності (ДНП), що забезпечує

гарантоване повернення інвестицій за відповідним рішенням Уряду РФ за

відповідним переліком генерувальних об'єктів. Проте структура ДНП така, що всі

ризики – фінансові, помилки розміщення і технічних рішень, надмірності введення

генерувальних потужностей в окремих регіонах країни – переносяться на

промислових споживачів. Як відзначають експерти, у ДНП необґрунтовано

завищуються капітальні затрати на створення нових енергетичних потужностей та

оплату послуг менеджменту. У результаті капітальні витрати на введення ПГУ на

діючих електростанціях в Росії в 1,5 раза перевищують капітальні витрати, ніж у

США, хоча використовується одне і те ж саме обладнання.

Розв'язання проблеми енергоефективності, у тому числі і в енергетиці, зокрема

в генерації, є одним із пріоритетів політики Россії, який входить до п'яти

Стратегічних напрямів технологічного розвитку країни. Разом з тим рішення цієї

45

проблеми викликає певні труднощі, оскільки в Росії, за оцінками експертів за

останні 15 років потенціал розвитку енергомашинобудування втрачено. Основна

частина діючого нині енергетичного обладнання в країні – російського виробництва.

Скоротилися розробки і створення перспективного обладнання, зменшилося

будівництво нових і технічне переоснащення діючих електростанційна власному

обладнанні. Частка російського обладнання в нових проектах сьогодні становить

35%. Підприємства, які здатні випускати великі енергоустановки, не працюють, або

не спроможні в найближчій перспективі виготовляти нове сучасне обладнання для

заміни зношеного.

Прийняті в Росії принципи проектування передбачали пріоритет надійності

електростанцій над їх ефективністю. Перед проектувальниками стояло завдання

передусім забезпечити безупинну роботу електростанції вразі аварії. Як наслідок –

багато електростанцій обладнано дублюючими системами насосів і золовидалення,

окремими диспетчерськими приміщеннями на кожну турбіну тощо. До тогож

більшість російських генерувальних компаній не використовують стандартних

проектів електростанцій, що дозволило б знизити витрати, прискорити будівництво і

знизити витрати на ремонт та обладнання.

Часто умови тендерів прописано таким чином, що до участі в них

допускається обмежене коло постачальників, а достатній рівень цінової конкуренції

забезпечується не завжди. Крім того, російські генеральні підрядники часто

працюють з десятками субпідрядників, що ускладнює координацію процесу

будівництва. При цьому існуюча практика розподілу ризиків під час будівництва

нових потужностей не завжди забезпечує підрядникам стимули для якісного та

своєчасного виконання робіт.

Одним із актуальних завдань в енергетиці Росії є ефективне використання

вугілля. Для багатьох існуючих електростанцій (особливо Сибірського регіону)

основним паливом є кам'яне і буре вугілля. При цьому якість вугілля, яке

поставляється часто не відповідає закладеним проектним вимогам. Це викликано

природним погіршенням якості вугілля в процесі вироблення старих розрізів, що

призводить до погіршення техніко-економічних показників електростанцій.

Державною програмою Російської Федерації «Енергоефективність та розвиток

енергетики», затвердженою постановою Уряду РФ від 15.04. 2014 р. № 321,

передбачено застосування технологій ЦКШ з доведенням ККД вугільних

електростанцій до 48% і заміною застарілих пиловугільних енергоблоків 600 – 800

МВт на енергоблоки з супернадкритичними параметрами пари (СНКП) – 30 – 32

МПа, до 700°С, з ККД 44 – 46% з наступним доведенням його до 55 – 59%, що

еквівалентно зниженню витрат палива майже на чверть. Також на ТЕЦ, які

використовують низькоякісне паливо, передбачається введення в експлуатацію

46

котлоагрегатів з ЦКШ з ККД до 40 – 41%, а після 2015 – 2020 рр. – з підвищенням

його до 48%.

Для реалізації завдання щодо підвищення енергоефективності питомі витрати

палива на електростанціях до 2020 р. мають бути зниженими не менше ніж на 12% з

доведенням їх у середньому до 286 г у. п./кВт∙год та підвищенням ККД ТЕС у

середньому до 43,4%.

Цільові значення динаміки основних індикаторів енергетичної ефективності,

за даними Центру з ефективного використання енергії, наведено нижче:

Індикатор

енергоефективності

Рівень

2000 р. 2007 р. 2020 р.

Питомі витрати палива на

відпуск електроенергії,

г у. п./кВт∙год

341,5 335,6 286,0

Власні потреби

електростанцій, % 7,6 6,8 5,6

Будівництво вугільних енергоблоків у Росії на 30 – 50% перевищує вартість

будівництва газових (у Росії встановлений 1 кВт потужності обходиться у 2 500 дол.

США, у країнах ЄС – 1300 дол./кВт, а в Китаї – 720 дол./кВт).

Нижче наведено потенціал зниження вартості будівництва вугільної

електростанції для деяких країн світу, у тому числі в Росії:

Джерело інформації: компанія МcKinsey

Однимз ефективних методів підвищення ККД вугільних енергоблоків у Росії,

як і в інших країнах світу, є перехід від традиційних одно контурних схем до нових

47

високотемпературних низьконапірних двоконтурних (парогазових або

паропарових).

Подальшим розвитком двоконтурних схем є створення за типом ПГУ

пиловугільних низьконапірних високотемпературних паротурбінних енергоблоків,

які працюють за комбінованим циклом Фільда-Барановського (на перегрітій водяній

парі у високотемпературній зоні) та Ренкіна (в утилізаційній частині).Такі

конструкції енергоблоків за аналогією з парогазовими називають паро паровими

(ЕПП). Вони забезпечують отримання експлуатаційного електричного ККД на рівні

48–52%. За такою схемою в Росії працюють зокрема теплофікаційні ПГУ

потужністю 450 МВт, установлені на Північно-Західній ТЕЦ Санкт-Петербурга.

Вони мають розрахунковий ККД нетто 51%, фактичний експлуацйний ККД у

режимі регулювання потужності 48 – 49%.

Державною програмою РФ «Енергоефективність та розвиток енергетики»

пропонується здійснювати подальший розвиток генерації шляхом реконструкції та

технічного переоснащення енергоблоків ТЕС, і в першу чергу серійних (150, 200 і

300 МВт загальною потужністю 50 ГВт). Як приклад – у результаті модернізації

блока №6 Кіришської ДРЕС потужність блока підвищено з 300 МВтдо 775 МВт,

ККД з 34,8% підвищено до 55,5%, а питомі витрати палива знижено з 353,1 до

221,3г/кВт∙год. При цьому вартість реконструкції становила 950 дол. на кВт нової

установленої потужності. Заміщення пиловугільних енергоблоків потужністю

300 МВт рекомендується здійснювати шляхом установлення енергоблоків на

супернадкритичні параметри пари.

«Енергетичною стратегією Росії» передбачається, що ККД енергоблоків

СНКП (26–32 МПа і 580–620°С) потужністю 660 – 800 МВт буде доведено до 43–

46%. Створення обладнання для енерблоків ТЕС потужністю близько 660 МВт

(СНКП зтемпературою пари 600/610 °Сі тиском 30 МПа) визнано одним із

пріоритетних напрямів розвитку теплової енергетики Росії. Вартість енергоблока

зазначеного типу становить 2700–3300 дол./кВт (66 млрд руб/кВт у цінах грудня

2011 р.), що практично можливо реалізувати приватними компаніями за умови

відповідної участі держави. Відзначається, що у разі зниження температури свіжої

пари з 565 до 540 С термін служби елементів конструкцій тепломеханічного

обладнання з більшується приблизно в 4 рази; вартість заготовок для виготовлення

елементів конструкцій тепломеханічного обладнання при збільшенні вмісту нікелю

в металіз 15% (матеріал РВ Тенергоблоків НКП) до 55% (матеріал частини РВТ

енергоблока СНКП) збільшується в 15 разів. «Генеральною схемою розміщення

об'єктів електроенергетики Росії на період до 2020р. з урахуванням перспективи до

2030 року» визначено необхідність спорудження енергоблоків зазначеного типу.

48

За останні роки ВАТ «ЗиО-Подольськ» спільно із ЗАТ «ЗиО-КОТЄС» виконано

і реалізовано ряд проектів щодо глибокої реконструкції та модернізації парових

котлів і допоміжного обладнання енерблоків ПКТ потужністю З00 і 500МВт.

Відзначається можливість підвищення параметрів паридорівня СНКП для

енергоблоків 300 і 500MBт, при цьому вартість глибокої реконструкції та

модернізації відповідних котлоагрегатів з виходом на рівень СНКП подорожчає

приблизно на 5 – 8%.

На замовлення Мінпроменерго Росії на Ленінградському металевому завод і

розроблено та освоєно виробництво сімейства високоефективних ПГУ нового

покоління потужністю 230, 325 і 450 МВт. Разом з тим масове впровадження ПГУ в

Росії стримується відсутністю налагодженого виробництва сучасних

високотемпературних ГТУ потужністю 150 – 200 МВт. Сьогодні в роботі перебуває

лише одна турбіна російського виробництва ГТУ-110 ВАТ«НВО «Сатурн» і одна

ліцензійна ГТУ-160 компанії «Сіменс» виробництва Ленінградського металевого

заводу ВАТ «Силовые машины», яким придбано ліцензію у «Сіменс» на

виробництво ГТУ – 260.

Програма з будівництва ПГУ великої потужності в Росії базується саме на

ГТУ-110. Відмовитися від ГТУ-110 на користь іноземних турбін – означає закрити

для Росії, як для розробника й виробника велику енергетику. При цьому вартість

ГТД-110 приблизно на 20% є нижчою, ніж у закордонних аналогів, а запчастини й

сервіс – у рази дешевше.

Такий стан в енергомашинобудуванні країни ставить під сумнів можливість

реалізації завдань Енергетичної стратегії, в якій передбачається значне зростання

обсягів будівництва ПГУ.

Значна увага приділяється в Росії розвитку та впровадженню науково-

технічних розробок з підвищення ефективності процесів спалювання, газифікації та

комплексного перероблення твердих палив, у тому числі з їх плазмовою та

кисневою активацією із застосуванням вихрових технологій і ЦКШ тощо.

Однією з причин істотного негативного впливу на ефективність роботи

електростанцій є нерівномірність графіків навантаження енергоблоків. Змінні

режими роботи блоків з частими зупинками і пусками призводять не тільки до

перевитрати палива і зниження економічної ефективності енергоблоків, а й до

зниження працездатності і надійності всього устаткування. Зокрема навіть

найбільший у Росії енергоблок потужністю 1200 МВт Костромської ГРЕС,

надкритичні параметри якого мають забезпечувати високу ефективність, теж

змушений брати участь урегулюванні навантаження. Енергоблок працює лише в

зимовий період із щоденними розвантаженнями до 800 МВт, а коефіцієнт

використання встановленої потужності перебуває на рівні 35%. При цьому

49

коефіцієнт використання встановленої потужності всієї електростанції становить

40%, незважаючи на її значну економічність – 310 г у.п./кВт∙год. Нижче

представлено показники роботи Костромської ГРЕС.

Із урахуванням зазначеного, завдання регулювання навантажень в

енергосистемі Росії є пріоритетною основою щодо зниження питомих витрат палива

та підвищення загального ККД енергосистеми.

Російські ТЕС використовують паливо менш ефективно, ніж у Європі. У

середньому паливна ефективність вугільних електростанцій на 8% є нижчою, а

газових – на 6% нижчою, ніж у країнах ЄС.

Коефіцієнт використання встановленої потужності енергоблоків у Росії є

значно нижчим, ніж у передових зарубіжних країнах. Час простоїв генерувальних

потужностей у Росії є майже вдвічі вищим, ніж у Європі. Під час зимового пікового

попиту в Росії простоює близько 12% потужностей, в Європі – лише 7%.

Продуктивність праці в секторі генерації електроенергії в Росії становить

лише 25% від рівня США. На діаграмі наведено співвідношення продуктивності

праці при виробництві електричної енергії в Росії та в деяких розвинених країнах

(ГВт∙год на одного співробітника).

Джерело інформації: компанія МcKinsey

Канада США Німеччина Франція Росія

Джерело інформації: МЕА, аналіз McKinsey

50

Атомна енергетика. У цілому на 10 АЕС Росії експлуатуються 33

енергоблоки встановленою потужністю25,2 ГВт: 17 енергоблоків з реакторами типу

ВВЕР (з них 11 енергоблоків ВВЕР-1000 і 6 енергоблоків ВВЕР-440 різних

модифікацій); 15 енергоблоків з канальними реакторами (11 енергоблоків з

реакторами типу РБМК-1000 і 4 енергоблоки з реакторами типу ЕГП-6); 1

енергоблок з реактором на швидких нейтронах з натрієвим охолодженням БН-600.

Державною програмою Російської Федерації «Розвиток атомного

енергопромислового комплексу», затвердженою постановою Уряду РФ від 02.06.

2014 р. № 506-12 передбачається введення в експлуатацію серійних атомних

енергоблоків нового покоління та модернізація діючих енергоблоків з

продовженням терміну їх ефективної і безпечної експлуатації на 15–25 років з

підвищенням коефіцієнта використання встановленої потужності. Передбачається

формування нової технологічної бази ядерної енергетики на основі замкнутого

паливного циклу з реакторними установками на швидких нейтронах. До 2020 р.

планується введення 14 енергоблоків одиничною потужністю 800–1150 МВт на

восьми АЕС загальною потужністю 15,35 ГВт. Передбачається також модернізація

реакторів типу ВВЕР і створення нових типів реакторів на швидких нейтронах,

підвищення маневреності АЕС за рахунок впровадження технології акумулювання

теплоти, що дозволить підвищити коефіцієнт використання установленої

потужності.

Будівництво нових потужностей атомної енергетики передбачено переважно в

європейській частині Росії.

За останні роки на діючих АЕС у Росії провадилася активна робота з

формування програм енергозбереження та підвищення енергетичної ефективності

АЕС.

Потенціал енергозбереження енергоблока АЕС, залежно від режиму його

роботи, за різними оцінками і розрахунками, перебуває на рівні 15–20% від

загальної витрати електроенергії на власні потреби (близько 100000 МВт∙год

/рік).Реалізація ефективних енергозберігаючих технологій дозволить збільшити

еквівалент потужності генерації енергоблока (12,5–25 МВт) на 1–2%.

Витрати електроенергії на власні потреби енергоблока на різних АЕС

перебувають у межах від 4,5% до 8,5% від загальної генерації. Основними

споживачами електроенергіїна власні потреби є:

– реакторне відділення (ГЦНА) – 30%;

– турбінне відділення (ПЕН, КЕН) – 27%;

– блокова насосна станція (ЦН) – 31%;

– інше –12%.

51

Значним енергозберігаючим ресурсом власних потреб АЕС є електропривід,

гідромуфти, пристрої плавного пуску, енергозберігаючі лампи та світильники,

компенсатори реактивної енергії тощо.

Частотно-регульований електропривід (ЧРЕ) посідає одне з лідируючих місць

щодо підвищення енергоефективності роботи енергоблока. На електропривід з

асинхронним електродвигуном з коротко замкнутим ротором припадає понад 90%

споживаної електроенергії на власні потреби енергоблока АЕС. Застосування ЧРЕ

дає можливість не лише знизити споживання електроенергії на власні потреби, а й

істотно розширити технологічні можливості регулювання вихідної потужності.

Зниження швидкості обертання ротора електродвигунів насосів і вентиляторів на

10% дає економію до 30% споживання електроенергії.

У разі роботи ГЦНА з ЧРЕ в маневреному режимі (100 – 50 – 100% від N ном.)

за добової зміни навантаження залежно від терміну режиму економія споживаної

електроенергії може досягати в середньому до 50% від номінальної потужності.

Термін окупності обладнання, залежно від режиму роботи енергоблока, може

становити від 2 до 5 років експлуатації.

Державна підтримка процесів підвищення енергоефективності в Росії

проводиться як на законодавчому рівні через прийняття законів РФ та указів

Президента, так і шляхом прийняття постанов і розпоряджень Уряду щодо

встановлення механізмів сприяння підвищенню енергоефективності у всіх галузях.

Одна з ключових цілей щодо зниження енергоємності економіки в Росії

відводиться заходам стимулюючого характеру. Серед них – надання пільг і

преференцій підприємствам, які використовують енергозберігаючі технології та

спрощений доступ до фінансових ресурсів для виконання програм із зниження

енерговитрат. Так, починаючи з 2010 р. новим підприємствам, які мають високий

клас енергоефективності, що відповідає вимогам відповідного чинного

нормативного документа, надається право для платника податку встановлювати

підвищений коефіцієнт амортизації.

Основні пріоритети політики енергозбереження в Росії визначено

Федеральним Законом від 23.11. 2009 р. № 261-ФЗ «Про енергозбереження і про

підвищення енергетичної ефективності і про внесення змін до окремих

законодавчих актів Російської Федерації», в якому зазначено конкретні заходи та

економічні стимули і пільги для сприяння вирішенню питання щодо підвищення

енергоефективності всіх секторів економіки Росії, у тому числі паливно-

енергетичного комплексу.

«Енергетичною стратегією Росії» передбачається зміна структури

паливозабезпечення – зниження частки газу з 70% до 60 – 62%, зростання частки

вугілля з 26% до 34 – 36%.

52

На засіданні Уряду РФ у вересні 2012 р. Міненерго Росії представлено

розроблену за дорученням Президента РФ і Уряду РФ «Програму модернізації

російської електроенергетики до 2020 року». Ключовими показниками Програми

визначено підвищення ККД електростанцій, зниження питомої витрати палива на

10% (з 332,7 до 300 г/кВт∙год).

Передбачається, що модернізація потужностей дозволить до 2030 р.

покращити показники енергетичної ефективності, зокрема збільшити середній

термічний ККД ТЕС на газі – з 57% до 65%; ТЕС на вугіллі – з 44% до 53%; АЕС – з

32% до 36%. Потреба в капіталовкладеннях становитиме для генерації 9,8 трлн руб.

Загальний обсяг демонтажу генерувальних потужностей до 2030 р. відповідно

до «Генеральної схеми розміщення об’єктів електроенергетики Росії до 2020 року і з

врахуванням перспективи до 2030 року» становитиме 67,7 ГВт, у тому числі

16,5 ГВт – АЕС і 51,2 ГВт – ТЕС. Демонтаж обладнання у варіанті активного

оновлення електроенергетики буде провадитися за критеріями: обладнання на газі

віком понад 50 років, яке має низькі параметри пари (9 МПа і нижче) та обладнання,

яке перебуває в консервації понад один рік.

Головним напрямом підвищення енергоефективності електроенергетичної

галузі в Росії є суттєве оновлення генерації та електромережевого господарства.

Постановою Уряду РФ від 15 квітня 2014 р.№321 затверджено державну

програму «Енергоефективність і розвиток енергетики», яка включає підпрограми

«Енергозбереження і підвищення енергетичної ефективності», «Розвиток і

модернізація електроенергетики», «Розвиток використання поновлюваних джерел

енергії» і підпрограми розвитку паливних галузей.

Програмою, зокрема, передбачається збільшення виробництва електричної

енергії генерувальними об'єктами, які функціонують, на основі використання енергії

сонця, енергії вітрута енергії вод (без урахування гідроелектростанцій установленою

потужністю понад 25 МВт) до 2,5% до 2020 р. і відповідного збільшення їх

потужності з 2013 р. по 2020 р. на 5871 МВт. У Програмі відмічається дефіцит

генерувальних потужностей, не оптимальна структура генерувальних потужностей,

тривале технологічне відставання в освоєнні сучасних парогазових, екологічно

чистих вугільних технологій, низька енергетична та економічна ефективності галузі,

зокрема, низький ККД більшості ТЕС, не оптимальне завантаження генерувальних

потужностей у ЄЕС Росії, вкрай висока залежність від природного газу тощо.

Програмою передбачається випереджальний розвиток атомної, вугільної та

поновлюваної енергетики (включаючи гідроенергетику), спрямоване зниження

залежності від природного газу, розширене впровадження нових екологічно чистих і

високоефективних технологій спалювання вугілля, ПГУ з високим ККД, розвиток

когенерації тощо. При цьому передбачається зниження енергоємності ВВП за

53

рахунок реалізації заходів Програми (до рівня 2007 р.) у 2020р. на 13,5%, зниження

питомої витрати умовного палива на відпуск електричної енергії на джерелах

комбінованого виробництва електричної та теплової енергії до 310г/кВт∙год та

питомі витрати палива на відпуск теплової енергії – до 157кг/Гкал.

5. Використання енергетичних ресурсів у енергетиці України

Україна належить до найбільш енерговитратних країн світу. Cпоживання

первинних енергоресурсів в Україні у 2013 р. становило 117,5 млн т н.е. У структурі

первинних енергоресурсів переважають викопні види палива: природний газ,

вугілля та нафта. У 2013 р. спожито 50,4 млрд м3 природного газу, з яких біля

30 млрд м3, або майже 60%, було імпортовано. При цьому частка російського газу

становила 94%, решта – реверсні поставки з країн Європи – Німеччини, Угорщини,

Австрії, Польщі. У нафтовій сфері з Росії постачалося близько 35% імпортованих

нафтопродуктів (окрім Білорусії і Литви).

Структура споживання первинної енергії в Україні, %

Рік Вугілля Природний

газ

Нафта Ядерна

енергія

Гідравлічна

енергія

Поновлювані

джерела енергії

2012 34,80 36,35 10,19 16,63 1,95 0,08

2013 36,26 34,47 10,38 16,00 2,63 0,26

Джерело: BP Statistical Review of World Energy June 2014

Україна сьогодні є найбільш енергоємною країною в Європі. Низька

ефективність використання паливно-енергетичних ресурсів у технологічних

процесах, переважно енергоємних галузей та електроенергетики у структурі

економіки, подальше зростання споживання енергетичних ресурсів зумовлює

збереження високого рівня енергоємності ВВП в Україні.

54

Енергоємність ВВП України (у цінах 2002 р.), кг у.п. / грн

Джерело: Держенергоефективності

Незважаючи на зазначене в діаграмі суттєве зниження енергоємності ВВП

проти рівня 2000 р. економіка країни продовжує залишатися найбільш

енерговитратною проти країн Європейського Союзу – у 3,5 рази та світу в цілому –

у 2,21 рази (додаток № 1). Навіть порівняно з Польщею в Україні ефективність

використання енергетичних ресурсів є понад 3 рази нижчою. При цьому слід

зазначити, що в Польщі обсяг виробництва ВВП, за даними МВФ, перевищує рівень

України майже у 3 рази при споживанні лише обсягів природного газу в 2,9 рази

менше ніж в Україні.

Оновленною «Енергетичною стратегією України на період до 2030 року»

(далі – Енергетична стратегія) передбачено зниження енергоємності ВВП лише на

54% проти рівня 2000 р., що практично залишиться на кінець прогнозованого

періоду більш ніж у 1,8 рази вищим від сьогоднішнього середнього рівня по країнах

ЄС. У той же час Енергетичною стратегією ЄС та Планом дій ЄС щодо підвищення

ефективності використання енергетичних ресурсів передбачено подальше

підвищення енергоефективності використання енергоресурсів на 20% до 2020 р., що

ще в більшій мірі віддалить Україну від середньоєвропейського рівня і, відповідно,

не дозволить забезпечити конкурентоспроможність української продукції на

європейському ринку, який в умовах асоціаційного входження України до ЄС стає

одним з основних для економіки України. Крім зазначеного Енергетичною

стратегією не передбачено доведення питомих витрат палива на 1 кВт∙год

виробленої електроенергії навіть до рівня 1990 р., що підтверджує збереження

високого рівня витрат паливних ресурсів у галузі енергетики.

Враховуючи зазначене є доцільним невідкладно переглянути основні

положення Енергетичної стратегії перш за все в частині підвищенні ефективності

використання енергетичних ресурсів в економіці та енергетиці України.

55

Неефективне внутрішнє споживання паливно-енергетичних ресурсів створює

значну залежність від країн-експортерів і поглиблює проблему енергетичної безпеки

нашої держави, у той час, як потенціал енергозбереження в Україні становить 42 –

48% від обсягів споживаємих паливно-енергетичних ресурсів.

Енергетика України є основою розвитку галузей економіки країни через

забезпечення їх надійним, якісним та екологічно безпечним електро- та

теплопостачанням. Разом з тим ефективність використання енергетичних ресурсів у

енергетиці країни залишається вкрай низькою. Це обумовлено незадовільним

станом основних фондів теплових електростанцій, високим рівнем спрацювання

обладнання, застарілою технологією спалювання вугілля, мазуту й газу, що

призводить до перевитрат палива на виробництво електро- та теплоенергії, низького

рівня коефіцієнтів корисної дії та використання встановленої потужності.

Вугільна теплова енергетика виробляє понад 40 % електроенергії, а її

встановлена потужність складає понад 50 % від загального обсягу.

Коефіцієнт використання встановленої потужності, % Назва 2006 2010 2011 2012 2013

ТЕС генерувальних

компаній

29,4 28,4 30,8 33,0 32,5

ТЕЦ + блокстанції 35,1 32,3 33,96 30,77 28,2

АЕС 74,4 73,6 74,5 74,4 68,7

ГЕС 32,2 31,4 25,8 25,9 34,0

ГАЕС 4,7 4,8 6,1 6,8 8,9

ВЕС 4,8 6,6 9,6 17,6 22,3

СЕС – 2,8 7,4 15,4 14,2

Джерело: дані Міненерговугілля

Питомі витрати умовного палива на відпуск електроенергії у 2013 р. на ТЕС і

ТЕЦ України становили 386,4 г/кВт∙год (346,1 г/кВт∙год – у 1990 р.) порівняно з

відповідним показником у розвинутих країнах – 280 – 320 г/Вт∙год. Питомі витрати

умовного палива на відпуск теплоенергії в 2013 р. становили 154,0 кг/Гкал при тому,

що середньосвітовий показник питомих витрат енергоресурсів на відпуск теплової

енергії становив 140 – 150 кг/Гкал.

Основні економічні показники роботи найбільших електростанцій України у

2013 році наведено в додатку 2.

Основним видом палива для ТЕС є енергетичне вугілля. Природний газ і мазут

використовуються лише в технологічних цілях. Державну політику спрямовано на

зменшення частки імпортного вугілля у структурі палива, тому виробництво

електроенергії забезпечується за рахунок українського вугілля.

56

Споживання вугільної продукції електростанціями Одиниця виміру 2008 2009 2010 2011 2012 2013

млн т 27,4 25,8 27,4 31,7 32,2 37,6

% від загального

споживання

52,8 50,5 51,7 55,0 52,7 53,1

Джерело: дані Міненерговугілля

До теплової енергетики належать 14 найбільших ТЕС п’яти генерувальних

компаній з яких Вуглегірська, Зміївська та Трипільська ТЕС ПАТ «Центренерго»

перебувають у державній власності. Генерувальні компанії «Дніпроенерго»,

«Західенерго», «Східенерго» входять до вертикально-інтегрованої групи ДТЕК.

ПАТ «Донбасенерго» приватизовано компанією «Енергоінвестхолдінг».

На ТЕС встановлено 101 енергоблок, з них: 7 енергоблоків потужністю 800

МВт, 42 енергоблоки потужністю 275 – 325 МВт, 42 енергоблоки потужністю 175 –

225 МВт, 10 енергоблоків потужністю 100 – 150 МВт. Також на Київських ТЕЦ – 5,

ТЕЦ – 6 та Харківській ТЕЦ – 5 установлено п’ять теплофікаційних енергоблоків

потужністю 250 МВт кожний.

Структура енергетичних ресурсів у виробництві електричної

і теплової енергії ТЕС генерувальних компаній України Назва Одиниця

виміру

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Вугілля млн т 27,2 32,9 32,6 33,7 29,9 32,2 35,8 37,4 36,9

млн т у.п. 19,0 23,7 24,1 24,6 22,4 23,8 26,1 28,1 27,3

% 84,0 91,6 90,0 92,9 97,0 96,2 97,7 97,7 98,1

Мазут млн т 0,062 0,110 0,056 0,071 0,198 0,050 0,039 0,047 0,041

млн т у.п. 0,081 0,144 0,074 0,093 0,259 0,070 0,060 0,070 0,054

% 0,4 0,5 0,3 0,3 1,1 0,3 0,2 0,3 0,2

Газ млрд м3 3,072 1,756 2,249 1,545 0,381 0,755 0,491 0,511 0,402

млн т у.п 3,557 2,033 2,604 1,789 0,441 0,880 0,570 0,600 0,465

% 15,6 7,9 9,7 6,8 1,9 3,5 2,1 2,0 1,7

Довідково: у зв’язку з обмеженням газопостачання на початку 2009 р. та ціновою ситуацією на

ринку мазуту в першому півріччі 2009 р. виробництво електроенергії на ТЕС генерувальних

компаній здійснювалось з використанням мазуту замість природного газу.

Джерело: дані Міненерговугілля

Скорочення обсягів споживання природного газу до 2% і менше на ТЕС

країни відбулося завдяки поліпшенню якості вугілля (природний газ

використовується лише на пусковий розпал котлоагрегатів). Разом з тим якість

вугілля, що постачається сьогодні на ТЕС країни, залишається низькою за світовими

нормами і має зольність 23 – 25%, а вміст сірки – понад 2%.

Сьогодні 92 % енергоблоків відпрацювали свій розрахунковий ресурс (100

тис. год), з яких 64 % знаходяться за межею граничного ресурсу та фізичного

зношення (200 тис. год). Газомазутні блоки зупинено на тривалу консервацію (6

57

енергоблоків потужністю 800 МВт Запорізької та Вуглегірської ТЕС та 2

енергоблоки потужністю 300 МВт Трипільської ТЕС).

У зв'язку із значним фізичним і моральним зношенням основного обладнання

більшість енергоблоків ТЕС країни не відповідають вимогам ефективного і

екологічно безпечного використання паливних ресурсів, надійності та безпеки

експлуатації. Сьогодні максимальний ККД теплових енергоблоків країни не

перевищує 32%, у той час як в Німеччині та інших країнах ЄС цей показник

становить 40 – 45% при роботі в базовому режимі.

Основним видом палива для більшості ТЕЦ є природний газ. Виробництво

електроенергії і тепла забезпечується за рахунок використання імпортованого

природного газу.

Централізоване теплопостачання становить значну частину українського

споживання первинної енергії, забезпечує теплом понад 65% українських будинків

та офісів. Виробництво теплової енергії здійснюється на 250 ТЕЦ, в яких є понад

200 малих промислових підприємств. ТЕЦ працюють на природному газі (70 – 80%),

мазуті (15 – 18%) і вугіллі (5 – 6%). Перехід ТЕЦ на тверде паливо ускладнюється

через об'єктивні перешкоди: складність транспортування, обмеженість місця для

складування та паливоподачі твердого палива, безпосередня наближеність до

населених пунктів та екологічна загроза здоров'ю населення.

Українська система теплопостачання характеризується неефективною і

застарілою технологією, значними втратами енергії та високими експлуатаційними

витратами. На кожні 100 км тепломереж щороку реєструються понад 70 випадків їх

пошкоджень. Втрати теплоенергії в трубопроводах магістральних тепломереж

перевищують 14 %, а сумарні втрати з урахуванням розподільчих тепломереж – 30

%. Українські ТЕЦ мають низький техніко-економічний рівень, а викиди

забруднюючих речовин суттєво перевищують європейські нормативи.

Баланс потужності енергосистеми України харатеризується дефіцитом як

маневрених, так і регулюючих потужностей; частка гідроелектростанцій, які

забезпечують основний обсяг маневрених потужностей, у загальному балансі

потужностей не перевищує 9% за оптимального рівня 15%. В результаті блоки ТЕС і

ТЕЦ, спроектовані для роботи в базовому режимі, використовуються для підтримки

змінної частини графіка навантаження енергосистеми. Для вугільних енергоблоків,

які становлять основу теплової енергетики України, робота в режимі маневрених

потужностей, крім значного додаткового спрацювання обладнання, призводить до

додаткових витрат палива. При цьому ККД ТЕС знизився з 36 – 38% до 25 – 28%,

що обумовило підвищення собівартості кіловат-години. Через часті пуски та

зупинки енергоблоків, за інформацією Державного комітету України з

енергозбереження, середні перевитрати палива становлять від 10 до 30%.

58

Інститут електродинаміки (ІЕД) НАН України пропонує ефективне

вирішення проблеми дефіциту маневрених потужностей ОЕС України шляхом

впровадження своєї інноваційної розробки. На існуючих централізованих міських та

індивідуальних котельнях пропонується додатково встановити електричні котли, які

отримуватимуть електроенергію із мереж ОЕС у періоди добового провалу

навантаження. Для цього передбачається використання спеціальної автоматики для

включення/виключення електричних котлів при досягненні в мережі ОЕС заданих

показників напруги і частоти електричного струму. При цьому електричні котли

будуть на 100% завантажено в години «нічного провалу» навантаження ОЕС.

Водночас регулювальна автоматика дозволить використовувати електроенергію для

опалення в періоди «напівпікового» і навіть «пікового» навантаження ОЕС.

Реалізація цієї інновації може зменшити діапазони перепадів добових графіків

навантажень ОЕС, ТЕС вивільняться від участі в регулюванні навантажень ОЕС,

коефіцієнт використання встановленої потужності ТЕС підвищиться до 50 – 60%, а

АЕС – до 90 – 95%. При цьому зменшаться питомі витрати палива на ТЕС, а також

буде значно скорочено споживання природного газу для гарячого водопостачання і

опалення. Розрахунки свідчать, що опалення житла електричними котлами буде

дешевшим на 20 – 30% від опалення газовими котлами.

Унаслідок роботи теплоенергетичного устаткування на морально та фізично

застарілому обладнанні і в непроектних режимах спричиняються не лише великі

перевитрати палива а й майже пропорційне збільшення шкідливих викидів золи,

оксидів сірки та азоту на 28,6 % проти нинішнього середнього світового рівня та на

майже 38,7 % порівняно з новітніми технологіями спалювання.

Газоочисне устаткування на ТЕС України представлено лише

пиловловлювальними пристроями, введеними в експлуатацію 25 – 50 років тому, із

проектною ефективністю, яка не відповідає сучасним екологічним вимогам, а

установки очищення димових газів від оксидів сірки та азоту – взагалі відсутні.

ТЕС та ТЕЦ є відповідальними за 80% загального обсягу викидів двоокису

сірки в Україні та 25% оксидів азоту. На багатьох ТЕС країни рівень викидів

твердих частинок золи, які утворюються під час спалювання вугілля, є на порядок

вище від нормативів ЄС.

Зараз в Україні жоден пиловугільний котлоагрегат, крім котлоагрегату ЦКШ-

670 виробництва Lurgi Lentjes AG (Німеччина) Старобешівської ТЕС, не відповідає

європейським нормам щодо викидів пилу, оксидів сірки та азоту.

У грудні 2010 р. Європейським Союзом прийнято Директиву 2010/75/EU, яка

встановлює обмеження на промислові викиди, і всі договірні сторони мають

впровадити у національні нормативно-правові акти норми цієї Директиви та

59

розробити і впровадити національні плани дій із скорочення викидів

забруднювальних речовин.

Фактичний рівень вмісту забруднювальних речовин у викидах вітчизняних

електростанцій є вищим від рівня установленого цими стандартами у 5 – 30 разів. За

даними Інституту вугільних енерготехнологій, концентрація оксидів азоту в

димових газах ТЕС України становить від 500 до 1800 мг/м3, двоокису сірки – від

2000 до 7000 мг/м3, твердих часток – від 250 до 3200 мг/м

3

Потрібно розроблення національного плану дій зі скорочення шкідливих

викидів в атмосферу, який має стати основним регулюючим документом для

теплової енергетики з визначенням джерел фінансування розроблення та

запровадження національної системи моніторингу й аудиту викидів, як це

передбачено Директивою 2001/80/ЕС.

Пріоритетним напрямом розвитку електроенергетики країни є

широкомасштабне технічне переозброєння діючих ТЕС з метою радикального

підвищення їх економічності, ефективності та екологічності.

Згідно з Розпорядженням Кабінету Міністрів України від 08.09.2004 р.№ 648-

р. із змінами, внесеними згідно з Розпорядженням Кабінету Міністрів України

№ 850-р. від 18.06.2008 р. «Про заходи щодо реконструкції та модернізації

теплоелектростанцій і теплоелектроцентралей у період до 2020 року» та наказом

Міненерговугілля України від 20.04.2012 р. № 253 на виконання пункту

4 розпорядження Кабінету Міністрів України від 08.09.2004 р. № 648-р «Про заходи

щодо реконструкції та модернізації теплоелектростанцій і теплоелектроцентралей у

період до 2020 року» планом реконструкції та модернізації ТЕС та ТЕЦ у п’яти

генерувальних компаніях у період до 2020 р. передбачено лише реконструкцію

існуючих енергоблоків з подовженням терміну роботи на 15 – 20 років і доведенням

їх потужності до проектної чи з підвищенням її на 5 – 10 %.

Проведення широкомасштабної модернізації, реконструкції та нового

будівництва енергетичних об’єктів теплової генерації потребує 281 млрд грн. (у

цінах 2010 р.). Фінансування передбачено за рахунок залучення інвестицій, коштів

компаній та відповідного регулювання тарифів. З метою ефективного виконання

розпорядження Кабінету Міністрів України від 08.09. 2004 р. № 648-р «Про заходи

щодо реконструкції та модернізації теплоелектростанцій і теплоелектроцентралей у

період до 2020 року» НКРЕ прийнято постанову від 18.07.2013 № 999 «Про Порядок

затвердження та коригування інвестиційної складової в тарифі на електричну

енергію».

Енергетичною стратегією передбачено модернізувати 14 ГВт діючих

вугільних енергоблоків, а після 2018 р. додаткове введення 9 ГВт нових

потужностей вугільних енергоблоків шляхом як заміни основного устаткування

60

діючих енергоблоків, так і будівництва нових, а також через модернізацію та

реконструкцію діючих ТЕЦ. Першочерговим завданням визначено подовження

терміну експлуатації діючих потужностей ТЕС і ТЕЦ на 15 – 20 років за умови їх

модернізації і реконструкції, зниження питомих витрат палива на виробництво

електро- і теплоенергії та приведення обладнання електростанцій у відповідність до

стандартів ENTSO-E з регулювання частоти, активної і реактивної потужності, а

також оснащення електростанцій сучасними системами пило- газоочищення, оксиду

сірки й азоту відповідно до норм ЄС. Після 2020 р. передбачено спорудження нових

вугільних енергоблоків на місцевому паливі з високими техніко-економічними та

екологічними показниками та забезпеченням маневреного режиму роботи.

За даними Інституту вугільних енерготехнологій (ІВЕ) НАН України,

найбільш перспективними напрямами використання вугілля власного видобутку в

енергетиці є спалювання його в ЦКШ за атмосферного тиску; спалювання вугілля в

ЦКШ під тиском; впровадження ПГУ з внутрішньо-цикловою газифікацією вугілля,

що дозволить більш ефективно спалювати низькоякісне тверде паливо, у тому числі

буре вугілля, сумарні запаси якого в Україні становлять близько 8 млрд т. ІВЕ НАН

України проведено аналіз сучасного стану вугільних електростанцій України; аналіз

ринку енергетичного вугілля в Україні та тенденції його розвитку; огляд стану та

умов впровадження технологій очищення димових газів від забруднюючих речовин

в Україні; огляд сучасних чистих вугільних технологій та досвіду їх впровадження;

оцінювання можливості застосування чистих вугільних технологій в Україні. Також

розроблено пропозиції з впровадження в енергетику України сучасних чистих

вугільних енерготехнологій, у тому числі створених в ІВЕ. Розроблено: робочі

проекти котлів киплячого та циркулюючого киплячого шару паропродуктивністю

від 10 до 75 т за годину; технічні рішення щодо паливоприготування для ЦКШ-

котлоагрегата блока 210 МВт Старобешівської ТЕС; технологію термохімічної

підготовки вугілля на пиловугільних котлах ТЕС України; технологію спільного

спалювання антрациту та твердої біомаси в пиловугільних котлах; технологію

непрямої парової конверсії біомаси шляхом використання газифікатора зворотного

типу та високотемпературного парового реформера. Отриманий горючий газ,

збагачений воднем, може бути використано для виробництва електроенергії тощо.

Впровадження нормативних документів, розроблених ІВЕ та за його участю,

сприятиме наближенню якості вугілля до проектних вимог пиловугільних

котлоагрегатів, виключенню підсвічування, зменшенню частки газу та мазуту в

паливній базі ТЕС до 2 % і менше, зменшенню механічного недопалу вугілля в 2 – 3

рази, гармонізації чинних в Україні стандартів з випробування та аналізу вугілля з

системою ISO.

61

Для теплоенергетики України ІВЕ пропонує такі чисті вугільні технології: для

реконструкції та заміни існуючих котлоагрегатів – пиловугільне спалювання з

газоочищенням, у тому числі для кам’яного вугілля – із застосуванням режимно-

технологічних заходів зменшення викидів оксидів азоту (паливо – вугілля зольністю

20 – 24 %) та спалювання вугілля в ЦКШ за атмосферного тиску (паливо – вугілля

та промпродукт зольністю до 45 %, відходи вуглезбагачення, буре вугілля); для

нового будівництва – сучасні технології пиловугільного спалювання з ультра-

надкритичними параметрами пари, з твердим шлаковидаленням, з високоефектвним

очищенням димових газів (паливо – вугілля зольністю 8 – 14 %) та одночасне

будівництво ЦКШ-енергоблоків для утилізації промпродукту з метою зменшення

втрат горючої маси при збагаченні вугілля.

ДП «Сіменс Україна» (дочірнє підприємство концерну Siemens)

запропоновано реалізацію ряду проектів в енергетиці країні, зокрема, проведена

комплексна реконструкцiя енергоблока № 8 потужністю 300 МВт на Змiївськiй ТЕС.

У результаті модернізації ККД енергоблока підвищено з 33 % до 37 %, потужність

зросла до 325 МВт, а робочий ресурс продовжено на 20 років; впроваджено також

автоматизовану систему керування парогенератора блока № 4 на Старобешівській

ТЕС; автоматизовану систему керування режимами роботи електрофільтрів і

контролю за викидами димових газів на Бурштинській ТЕС; систему автоматичного

керування енергетичним обладнанням блока № 3 на ТЕЦ- 6 «Київенерго» тощо.

НТУУ «КПІ» проведено стендові дослідження з підготовки вугілля та

випробування нової технології розпалювання водовугільного палива (ВВП) на

основі плазмохімічних процесів. Головною метою цієї роботи є створення технології

спалювання твердого палива на принципово нових фізичних основах, що дозволить

істотно знизити шкідливі викиди в навколишнє середовище, знизити споживання

газу, вугілля і нафтопродуктів та ширше використовувати водень вуглевідходів, які

нагромадилися за довгі роки у золовідвалах ТЕС. Представлений та випробуваний

прототип техніки й технології можна вже сьогодні використовувати як основу для

розроблення проектів розпалювання пиловугільних котлоагрегатів на основі

серійного розпалювального плазмо-водовугільного модуля. Плазмо-водовугільна

технологія дозволяє повністю замінити дорогу газомазутну технологію з

розпалювання й підтримки автотермічності процесу горіння в пиловугільних

котлоагрегатах на вугіллях марки АШ.

За попереднім оцінюванням економічний ефект від впровадження такої

технології може становити від 22 до 27 млн дол. США за рік на одній ТЕЦ (як

приклад – проведено відповідні розрахунки економічної ефективності по

Дарницькій ТЕЦ).

62

Інститутом проблем машинобудування ім. А. Н. Підгірського НАН України

(ІПМаш НАН України) створено ряд розробок для модернізації генерувального

устаткування ТЕС, у тому числі високоефективні лопаткові апарати для проточних

частин турбін, що дозволяє підвищити ККД експлуатованих турбін при заміні

лопаткових апаратів циліндра низького тиску на 8 – 12%.

Харківське центральне конструкторське бюро по створенню, модернізації й

реконструкції тепломеханічного устаткування електростанцій (ХЦКБ

«Енергопрогрес») філія ТОВ «Котлотурбопром» впровадило свої проектні,

конструкторські й технологічні розробки на більш ніж 1000 котлоагрегатах

паропродуктивністю від 50 до 2650 т/год і близько 1100 турбін потужністю від 2 до

1000 МВт. Також розроблено низку проектів енергетичних котлів

паропродуктивністю 220 – 670 т /год високого та надвисокого тиску.

Харківське ЦКБ здійснює роботу із впровадження інноваційної технології

ЦКШ фірми Babcokc & Wilcoks (США), що забезпечує ефективне спалювання

рядового вугілля і шламів українських родовищ та має напрацювання по

котлоагрегатах ЦКШ конструкції Babcokc & Wilcoks – 230 т/год, 270 т/год, 570 т/год

і 640 т/год. Сьогодніі проробляється проект створення вітчизняного котлоагрегату за

технологією ЦКШ для енергоблоків 125, 150 і 200 МВт.

Досвід впровадження котлоагрегату ЦКШ на енергоблоці № 4

Старобешівської ТЕС підтверджує перспективність застосування технології ЦКШ.

Котлоагрегати ЦКШ можуть бути спроектовані та виготовлені в Україні на

основі ліцензійної угоди між компанією Babcokc & Wilcoks і підприємством ТОВ

«Котлотурбопром», філією якого є Харківське ЦКБ.

Виробничою базою ТОВ «Котлотурбопром» з виготовлення енергетичного

устаткування й запчастин, у тому числі на надкритичні параметри пари, є ВАТ

«Харківський котельно-механічний завод».

Масштабні завдання технічного переозброєння вугільних ТЕС України за

належної організації робіт можна успішно вирішувати силами вітчизняних

підприємств на всіх етапах реалізації проектів. В Україні сьогодні є можливості

виконання силами вітчизняних фахівців повного циклу робіт від інжинірингу до

уведення в експлуатацію модернізованого устаткування, у тому числі й за новими

технологіями. ВАТ «Котлотурбопром» активно виконує роботи з реконструкції

основного устаткування енергоблоків 200 і 300 МВт на замовлення енергокомпаній

ДТЕК, «Донбасенерго» і «Центренерго». Розроблення автоматизованих систем, у

тому числі для ТЕС, виконують підприємства «ХарТЕП» і « Ипра-Софт».

Багаторічний досвід налагоджувальних робіт на електростанціях, в тому числі

сучасних АСУ ТП і систем регулювання мають АТ «ЛьвівОРГРЕС», ДП

«ДонОРГРЕС» й Техенерго. В країні є ряд успішно працюючих монтажних

63

організацій, таких як «Южтеплоенергомонтаж», «Теплоенергомонтаж» тощо.

Збережено потенціал і в проектних інститутах, таких як Харківський ТЕП,

Донецький ТЕП, ЛьвовТЕП, Энергопроект тощо.

Висновки:

Основними пріоритетами реформ в енергетиці має бути: підвищення

енергоефективності й зменшення обсягів споживання газу; диверсифікація поставок

енергоносіїв і одночасне нарощування власного видобутку енергетичних ресурсів;

модернізація та реконструкція енергетичного устаткування; скорочення впливу

шкідливих викидів на навколишнє середовище; приведення правил функціонування

енергоринку у відповідність із європейськими правилами та законами тощо.

Зазначені та інші напрями підвищення ефективності роботи

електроенергетики країни, зниження витрат енергетичних ресурсів на одиницю ВВП

до середньоєвропейського рівня та підвищення енергетичної безпеки країни мають

найти вирішення при перегляді та корегуванні «Енергетичної стратегії України на

період до 2030 року» відполвідно до погодженого Міенерговугілля України

Технічного завдання на виконання науково-дослідної роботи «Розробка проекту

Енергетичної стратегії Українина період до 2030 року».

64

Додаток 1

Енергоємність ВВП країн світу

(тн.е. на тис. долл. США у цінах та по валютному курсу 2005 р. з ПКС)

Джерело: OECD Factbook 2014, Energdata Global Energy Statistical Yearbook 2014

0,6

3

0,1

2

0,1

8

0,2

4

0,1

1 0,1

5

0,1

3 0,1

7

0,1

1

0,1

4

0,1

4

0,1

2

0,1

9

0,1

2

0,1

9

0,1

0

0,1

2

0,2

0

0,1

6

0,1

4

0,2

1

0,4

3

0,1

1 0

,16

0,2

2

0,1

0 0,1

4

0,1

2

0,1

5

0,1

0

0,1

2

0,1

3

0,1

3

0,1

6

0,1

1 0

,16

0,0

9

0,1

0

0,1

7

0,1

5

0,1

2

0,1

9

0,4

8

0,1

2 0

,17

0,2

1

0,1

1

0,1

4

0,1

2

0,1

5

0,1

0

0,1

3

0,1

4

0,1

4

0,1

5

0,1

0

0,1

6

0,0

9

0,1

0

0,1

7

0,1

5

0,1

2

0,1

9

0,4

2

0,1

1 0

,16

0,2

0

0,0

9 0,1

3

0,1

1

0,1

4

0,1

0

0,1

1

0,1

3

0,1

2

0,1

4

0,1

0 0

,15

0,0

8

0,0

9

0,1

6

0,1

4

0,1

2

0,1

9

0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70

2002 2008 2010 2012

3 3,5 2,21

65

Додаток 2

Показники роботи найбільших електростанцій України у 2013 році

Назва

Встанов-

лена по-

тужність,

МВт

Вироб-

ництво

електро-

енергії,

млрд

кВт∙год

Питомі

витрати

умовного

палива на

виробницт-

во електро-

енергії,

г / кВт∙год

Питомі

витрати

умовного

палива на

виробницт-

во тепло-

енергії,

кг / Гкал

Коефіцієнт

викорис-

тання вста-

новленої

потуж-

ності,

%

ПАТ «Дніпроенерго 8234 17,51 385,4 183,9 22,38

Запорізька ТЕС 3625 6,00 357,9 177,7 18,75

Криворізька ТЕС 2844 7,52 386,9 182,2 25,60

Придніпровська ТЕС 1765 3,99 425,3 184,2 24,61

ПАТ «Донбасенерго» 2855 10,05 417,2 165,8 30,75

Слов’янська ТЕС 880 2,40 419,9 172,8 38,47

Старобешівська ТЕС 1975 7,65 416,4 153,5 26,92

ПАТ «Західенерго» 4634 17,90 392,0 135,9 35,72

Бурштинська ТЕС 2334 9,95 397,2 125,4 44,61

Добротвірська ТЕС 500 2,00 409,4 163,4 35,84

Ладижинська ТЕС 1800 5,95 377,5 133,3 24,32

ПАТ «Центренерго» 7665 13,82 399,9 136,3 21,65

Вуглегірська ТЕС 3600 2,29 372,9 127,2 16,05

Зміївська ТЕС 2265 7,04 405,7 137,1 26,94

Трипільська ТЕС 1800 4,49 404,5 141,0 26,47

ТОВ «Східенерго» 4247 19,04 385,5 181,3 –

Зуївська ТЕС 1270 6,57 354,6 170,8 59,6

Курахівська ТЕС 1517 7,12 384,7 181,6 53,9

Луганська ТЕС 1460 5,35 426,3 186,5 41,9

АК «Київенерго» 1200 3,32 226,5 152,6 31,6

Київська ТЕЦ-5 700 1,97 231,8 147,0 32,2

Київська ТЕЦ-6 500 1,35 219,0 151,2 30,8

ТОВ «Укрістгаз» – – – – –

Харківська ТЕЦ-5 470 1,29 230,0 138,3 31,4

66

Додаток 3

Основні положення перспективної високоефективної технології

на основі високотемпературних паливних елементів

Одним із перспективних напрямів сучасної енергетики є енергоустановки на

основі паливних елементів. Паливний елемент (ПЕ) – це електрохімічний

генератор, який безпосередньо перетворює в електроенергію хімічну енергію палива

і окислювача, що окремо і безперервно підводяться до його електродів.

Термодинамічна ефективність такого перетворення може бути дуже високою. Крім

того, ККД паливних елементів не залежить від потужності, тому вони можуть

ефективно виробляти електроенергію як на великих електростанціях, так і в складі

установок автономного енергопостачання невеликої потужності.

Установки на основі ПЕпрацюють безшумно і практично з нульовими

викидами забруднюючих речовин. Вони допускають високий ступінь автоматизації,

що значно спрощує їх обслуговування. Сьогодні в промислово розвинених країнах

велика увага приділяється гібридним енергоустановкам (ЕУ), які об'єднують

високотемпературні паливні елементи і газотурбінні установки або парогазові

установки.

У гібридної енергоустановки теплота відпрацьованих газів паливного

елемента використовується в циклі ГТУ або ПГУ.

Існує два основних типи високотемпературних паливних елементів:

розплавкарбонатні (РКТЕ) і твердооксидні (ТОТЕ). З позицій термодинаміки

електрохімічних процесів було доведено перевагу ТОТЕ над РКТЕ. При цьому

більш висока температура роботи ТОТЕ дозволяє утилізувати високопотенційне

тепло в газотурбінному циклі з більшою ефективністю. Крім того, ТОТЕ мають

більш високий ресурс, вони є простішими і безпечнішими в експлуатації завдяки

відсутності рідкого електроліту.

Твердооксидні паливні елементи є найбільш перспективними для стаціонарної

енергетики. Важливою їх перевагою є те, що, на відміну від інших типів паливних

елементів, вони можуть використовувати різні газоподібні палива, включаючи

біогаз, шахтний газ і продукти газифікації вугілля.

Наприкінці 90-х рр. XX століття завдяки застосуванню нанодисперсних

порошків було досягнуто великих успіхів у розробленні ТОТЕ. Про різке зростання

інтересу до ТОТЕ у всьому світі за останні 15 років свідчать дані Всесвітньої

організації інтелектуальної власності. На рисунку наведено кількість поданих

міжнародних патентних заявок із твердооксидних паливних елементів (клас H01M

8/00 – міжнародна патентна класифікація) залежно від року подачі.

67

Кількість поданих міжнародних заявок на ТОТЕ залежно від року

Основними проблемами щодо застосування технологій ТОТЕ сьогодні є

висока вартість і низький ресурс паливно-елементних батарей. На вирішення цих

проблем у всьому світі зосереджено великі дослідницькі зусилля, спрямовані на

вдосконалення виробництва наноструктур електродно-електролітної збірки і

розроблення найбільш раціональних конструкцій ТОТЕ. Крім державних

організацій, дослідження підтримують великі виробники енергообладнання

(Siemens, GeneralElectric, Mitsubishi, тощо.) Країнами-лідерами в цих роботах є

США, Євросоюз і Японія. У кожній з цих країн створено центри державної

підтримки цих досліджень: SECA в США; Real-SOFC, Flame-SOFC, LargeSOFC

тощо в ЄС; NEDO в Японії.

Технології ТОТЕ сьогодні розвиваються за двома напрямами:

• розроблення установок для децентралізованого енергопостачання

(потужність 1 – 100 кВт);

• розроблення великих (10 – 100 МВт) гібридних енергоустановок на

природному газі і продуктах газифікації вугілля з ефективністю 60 – 70%, у тому

числі з можливістю уловлювання CO2.

Європейські програми розвитку ТОТЕ орієнтовано переважно на перший з

названих напрямів, американські – на другий, а японські програмипоєднують обидва

підходи.

Кінцевою метою європейських програм державної підтримки ТОТЕ є широке

впровадження ТОТЕ в енергетику, особливо децентралізовану. Досягнення цих

цілей забезпечується низкою програм з розроблення ТОТЕ, які об'єднують фірми-

виробники та наукові центри різних країн Євросоюзу. Комерційними

розробленнями ТОТЕ малої потужності (1 – 2кВт) в Європі займається ряд

68

невеликих компаній і наукових центрів: Hexis, Staxera, Wärtsilä, Дослідницький

центр Юліх тощо. Значення електричного ККД для таких елементів становлять 30 –

50%, щільності потужності – 0,3 – 0,4 Вт/см2.

У США центром SECA (Solid State Energy Conversion Alliance) в жовтні 2001

р. було сформовано і прийнято найбільшу національну програму, метою якої є

розроблення ТОТЕ. Кінцевим підсумком програми має стати значне зменшення

вартості ТОТЕ та їх великомасштабний вихід на ринок. Передбачається, що ТОТЕ

працюватимуть на звичайному паливі: природному газі, дизельному паливі та

вугіллі з наступним переходом на водень. Саму програму було задумано як систему

заходів, яка забезпечує перехід до водневої енергетики.

У 2005 р. підрозділом викопного палива (OfficeFossilEnergy's) Міністерства

енергетики США підготовлено програму розроблення ТОТЕ з використанням

вугілля. Мета цієї програми – демонстрація технології ТОТЕ, яка відповідає

вимогам центральних електростанцій. Дослідження провадяться з використанням

досягнень програми SECA. Один із проектів цієї програми – FutureGen – спрямовано

на спорудження електростанції на вугіллі з практично нульовими викидами.

Передбачається будівництво електростанції потужністю 275 МВт, яка буде

виробляти електроенергію і водень з вугілля і стане великомасштабною інженерною

лабораторією для випробувань та оптимізації нових технологій екологічно чистої

електрогенерації, уловлювання СО2 і виробництва водню з вугілля.

Програма SECA спочатку розроблялася шістьома конкуруючими робочими

групами: Cummins-SOFCo, Delphi-Battelle, General Electric (GE), Siemens

Westinghouse (SW), Acumentrics, і FuelCellEnergy (FCE). У результаті цих робіт

вартість ТОТЕ було знижено з 1500 $/кВт у 2000 р. до 175 $/кВт у 2010 р. До 2010 р.

для продовження програми було обрано фірми FuelCellEnergy і Siemens. Створені

ними елементи успішно пройшли випробування в перебігу понад 5000 годин,

продемонструвавши зменшення напруги менше 3% за 1000 годин. До 2013 р.

передбачався запуск модуля енергетичної установки на базі ТОТЕ 250 кВт – 1 МВт,

до 2015 р. – гібридної установки потужністю близько 5 МВт ефективністю 60% з

уловлюванням 90% СО2, до 2020 р. – гібридної установки з газифікацією вугілля

потужністю 250 – 500 МВт.

Державна програма розвитку ТОТЕ в Японії передбачає розроблення ТОТЕ

для децентралізованого енергопостачання. Створений при Міністерстві економіки,

торгівлі і промисловості Центр організації нових енергетичних і промислових

розробок (New Energy and Industrial Technology Development Organisation) координує

фундаментальні та прикладні роботи з розвитку процесів і технологій ТОТЕ. Для

демонстраційних випробувань створеноконсорціум з п'яти компаній, включаючи

компанію Кіосера (Kyocera) – основного постачальника кераміки і компанію

69

NipponOil. При цьому поставлено завдання з доведення технології виробництва до

«технічної зрілості». У результаті у 2009 р. було введено 67 електрогенеруючих

систем на ТОТЕ з проведенням відповідних випробувань і збору експлуатаційних

даних під час їхньої безперервної роботи. Крім того, в Японії реалізується

довгостроковий проект EAGLE (CoalEnergyApplicationforGas, Liquid & Electricity),

спрямований на будівництво гібридних установок комбінованого циклу з ТОТЕ на

продуктах газифікації вугілля. Розроблено та випробувано протягом 1000 годин

газифікатор на кисневому дутті, розроблюється система уловлювання СО2. У

дослідницькому інституті Chigasaki (Chigasaki Research Institute) здійснуються

випробування гібридної установки на основі ТОТЕ потужністю близько 150 кВт.

Найбільшими світовими лідерами в дослідженнях і розробленнях гібридних

установок є компанії Siemens, Fuel Cell Energy і Mitsubishi Heavy Industrie. Сьогодні

ТОТЕ фірми Siemens трубчастої конструкції є неперевершеними в світі за

характеристиками надійності: ресурс кращих зразків досягає 69 тис. годин для

елемента в лабораторних випробуваннях і 37 тис. годин – для батареї

(демонстраційна установка CHP100). Фірмою Siemens у 2000 – 2002 роках було

випробувано першу у світі гібридну установку.

Випробування провадилися в Національному Дослідницькому Центрі

Паливних Елементів (NFCRC) в Ірвені на кошти компаній Southern California Edison,

Міністерства енергетики США і Каліфорнійської Енергетичної Комісії.

Енергоустановка потужністю 220 кВт включала в себе батарею ТОТЕ і мікротурбіни

потужністю 75 кВт. Сьогодні фірма Siemens є одним з найбільш успішних учасників

реалізації програми SECA.

Компанією Fuel Cell Energy розроблені комерційні енергетичні установки на

основі розплавкарбонатних паливних елементів (РКТЕ) потужністю 300, 1500 і

3000 кВт. У світовій енергетичній сфері працюють понад вісімдесят таких установок

загальною потужністю 182 МВт. Вони застосовуються як система автономного

енергопостачання в готелях, лікарнях, в'язницях, на підприємствах з очищення

стічних вод, на харчових виробництвах, в університетах, урядових установах, а

також у побутовому енергопостачанні. Перевагами цих систем є їх надійність,

безшумність, відсутність шкідливих викидів, а також можливість роботи на біогазі,

який є побічним продуктом харчового виробництва і процесів очищення стічних

вод.

На основі РКТЕ компанія Fuel Cell Energy розробляє для комерційного

застосування гібридні установки. У 2001 – 2002 рр. в Денбарі (США, штат Монтана)

на випробувальному майданчику компанія успішно провела випробування гібридної

енергоустановки потужністю 280 кВт, що складалася з модуля DFC потужністю

250 кВт і мікротурбіни Capstone Simple Cycle Model 330 кВт. У цих випробуваннях

70

вперше у світі гібридна установка працювала на електричну мережу. Компанія Fuel

Cell Energy розробляє ТОТЕ в гібридних установках на продуктах газифікації

вугілля. Ці дослідження підтримуються програмою SECA. Кінцева мета полягає в

отриманні технології виробництва ТОТЕ, здатних працювати на синтез-газі,

отриманому газифікацією вугілля. У перспективі передбачається будівництво

гібридних установок з ТОТЕ на продуктах газифікації потужністю понад 100 МВт з

електричним ККД не меншим 50% у разіуловлювання як мінімум 90% діоксиду

вуглецю і зменшення споживання води порівняно із сучасними тепловими

електростанціями.

Компанія Mitsubishi Heavy Industry (MHI) провадить дослідження

твердооксидних паливних елементів трубчастої конструкції з 1989 р. У 2007 –

2009 рр. було розроблено і випробувано першуу світі гібридну установку, ТОТЕ, яка

працювала під тиском вищим від атмосферного. Це надзвичайно важливий для

розвитку гібридних установок результат, оскільки саме така технологія та їх

конструкція забезпечує досягнення найбільшої енергетичної ефективності. До

2012 р. компанією MHI передбачалось вивести на ринок гібридну установку з ТОТЕ

потужністю близько 250 МВт для автономного постачання електричної і теплової

енергії.

Надалі планується розроблення гібридної установки, яка поєднала б модуль

ТОТЕ з парогазовою установкою на природному газі потужністю 800 МВт

ефективністю близько 70%. Планується також розроблення гібридної установки на

продуктах газифікації з електричним ККД, не нижчим 60%.

71

Умовні позначення

ОЕСР – Організація економічного співробітництва і розвитку

МЕА – Міжнародне енергетичне агентство

СПГ – скраплений природний газ

ОЕС – об’єднана енергетична стистема

ПДЕ – поновлювані джерела енергії

ПГУ – парогазова установка

ГТУ – газотурбінна установка

СНКП – супернадкритичні параметри пари

УНКТ – ультранадкритичні параметри

НКП – надкритичний тиск

НКП – надкритичні параметри

СНКП – супернадкритичні параметри

СКВ – селективне каталітичне відновлення

УНТ – ультранадкритична технологія

УНК – ультранадкритичні

A-УНК – новітня ультранадкритична технологія

НК – надкритична

СНП – супернадкритичні параметри

ЦКШ – циркулюючий киплячий шар

КШТ – киплячий шар під тиском

ВЦГВ – внутрішньоциклова газифікація вугілля

СПВ – спалювання пиловидного вугілля

ШЛРП – шлаковий розплав

ВЦГ – внутрішньоциклова газифікація

ПКВ – питомі капітальні витрати

ВЕЕЧ – високоефективний екологічно чистий

СЦПШ – спалювання пилоподібного вугілля в циркулюючому псевдозрідженому шарі

НТЗ – нижча теплотвірна здатність

УЗВГ – улавлювання та зберігання вуглецевих газів

СКТ – сверхкритичний тиск

СКВ – селективне каталітичне відновлювання

ДСУ – десульфуризаційна установка

УНК – ультранадкритичні

РВТ – матеріал частини енергоблока

ЧРЕ –частотно-регульований електропривід

ГЦНА – головний цилькуляціонний насос агрегатів

ПЕ – паливний елемент

АСУ ТП – автоматизована система технологічного процесу

КВВП – коефіцієнт використання встановленої потужності

ККД – коефіцієнт корисної дії

ВВП – валовий внутрішній продукт

ДТЕСВП – Директиви по ТЕС великої потужності

ДНП – договір про надання потужності

72

Джерела інформації

1. BP Statistical Review of World Energy June 2014. BP-statistical-review-of-world-energy-2014-full-

report.pdf.

2 .Состояние мировой энергетики на рубеже 2013 года. А.Иванов, И.Матвеев.

3. Энергетика мира в 2035 г. Энергетика за рубежом №6, 2013.

4. О путях развития ТЭС в Европе. Ю.В.Вихрев. Энергетик №6, 2014.

5. Новые ТЭС в Европе – состояние и перспективы. Энергетика за рубежом, №2, 2013.

6. Эффективность современных энергоустановок ТЭС. А.С.Гринчук.

7. О роли ТЭЦ в новой энергетической стратегии Европейского Союза.

8. О продолжении эксплуатации ТЭС, не соответствующих требованиям директивы по

топочным устройствам большой мощности. Энергетика за рубежом №4, 2013.

9. Государственная программа Российской Федерации «Энергоэффективность и развитие

энергетики». Утверждена Правительством РФ от 15.04.2014 г .№321.

10. Стратегическая программа исследований технологической платформы «Экологически чистая

тепловая энергетика высокой эффективности». ВТИ. 2012.

11. Показатели общей экономичности ТЭС. portal.tpu.ru.

12. Проблемы развития электроэнергетики. А.Ф.Дьяков, В.В.Молодюк. Электро 3/2014.

13. Экономическая эффективность применения суперкритических параметров пара для угольных

электростанций. П.А.Круганков, Л.Н.Моисеева. СевНТУ. 2009.

14. Расчетный анализ тепловых схем угольных энергоблоков мощностью 100–120 МВт с

повышенными технико-экономическими показателями для ТЭЦ нового поколения. И.А.Долгушин и

др. Энергетик 2013, №11.

15. Аналіз ефективності використання енергетичних ресурсів на виробництво одиниці ВВП у

провідних зарубіжних країнах, Росії та Україні. НТЦЕ НЕК «Укренерго».2010 р.

16. Автоматизация определения и анализа технико–экономических показателей энергоблоков.

Фурсова Т.Н..

17. Электроэнергетика. Китай. www.russian.china.org.cn,

18. Аналіз споживання паливно-енергетичних ресурсів України та їх раціонального використання.

/ Маляренко В.А., Щербак І.Є. Вісник НТУ «ХПІ» № 14, 2013.

19. Глобальные проблемы украинской теплоэнергетики. Кравченко А. Электрик № 9, 2013.

20. Новые технологии – ключевой фактор обеспечения надежности без газа. /Михайлов М.П.,

Литовкин В.В., Беляев И.И. Новини енергетики № 12, 2012. .

21. Перспективи впровадження чистих вугільних технологій в енергетику України./ Вольчин І.А.,

Дунаєвська Н.І., Гапонич Л.С., Чернявський М.В., Топал О.І., Засядько Я.І. ГНОЗІС, 2013.

22. Приоритетні заходи для виходу України з кризи. Оніпко О.Ф. Новини енергетики №7, 2014.

23. Пути инновационного развития єнергетики. Мацевитій Ю.М., Голощапов В.Н., Тарелин А.А.

Енергетика та електрифікація № 12, 2013.

25. Стан енергетичної безпеки України та забезпечення її у сфері постачання. Сухопарова Л.В.

Енергетика та електрифікація № 12, 2013.

26. Сучасні розробки Інституту вугільних енерготехнологій НАН України для теплової

енергетики Майстренко О.Ю., Корчевой Ю. П., Топал О.І., Чернявський М.В., Вольчин І.А.,

Дунаєвська Н.І., Дудник О.М. ГНОЗІС, 2014.

27. Техническое перевооружение угольных ТЭС. Левин М.М., Гуля А.М., ФХЦКБ «Энергопрогресс»

ООО «Котлотурбопром». Энергосбережение № 2, 2013.

29. Технологии «чистого» угля. Дунаевская Н. Энергобизнес № 5. 2014.

30. Украинская энергетика разрушается. КПД отечественных ТЭС вдвое ниже, чем в Европе и

России. http://censor.net.ua/n97174.

31. Чисті вугільні технології – шлях до енергетичної незалежності України. Проспект Інституту

вугільних енерготехнологій НАН України. 2014.