В 2024 году ПГУ в Казани произвели более 6,5 млрд кВт.ч электроэнергии
По итогам 2024 года ПГУ на казанских ТЭЦ выработали 6,5 млрд кВт⋅ч
Запуск парогазовой установки (ПГУ) на Казанской ТЭЦ-2 «Татэнерго» в декабре 2014-го стал «пробным шаром», но с тех пор, и всего за «пятилетку», «парогазовый» статус Казанского энергоузла укрепился кратно. В 2017-м ТАИФ запустил уникальную газотурбинную установку (ГТУ) мощностью 405,6 МВт на Казанской ТЭЦ-3, а «Татэнерго» годом позже – еще две ПГУ общей мощностью 246 МВт на Казанской ТЭЦ-1.
Сейчас на трех казанских ТЭЦ действуют ПГУ и ГТУ суммарной мощностью около 880 МВт при общей установленной мощности этих электростанций более чем в 1,6 ГВт и при нагрузках в энергоузле свыше 1,1 ГВт. До запуска Лемаевской ПГУ на «Нижнекамскнефтехиме» в 2022-м (ее мощность – 495 МВт) Казань оставалась единственным в Татарстане центром, где работали такие объекты генерации.
Все парогазовые электростанции в Казани были построены на газовых турбинах американской фирмы General Electric
Фото: © предоставлено пресс-службой «Татэнерго»
Именно ПГУ, в силу высокой эффективности и низких топливных затрат, – главные «рабочие лошадки» на тепловых электростанциях и «Татэнерго», и ТГК-16. Парогазовые энергоблоки позволяют этим локальным энергокомпаниям успешно конкурировать с гигантами федерального масштаба на оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ). И вносить солидный вклад в общую выработку по республике. Так, по данным директора РДУ Татарстана Андрея Большакова, по итогам 2024 года ПГУ только в Казани произвели более 6,5 млрд кВт⋅ч электроэнергии (при суммарной выработке по Татарстану свыше 31 млрд кВт⋅ч).
Все парогазовые электростанции в Казани были построены на газовых турбинах американской фирмы General Electric. Ставка на иностранное оборудование, сделанное тогда Татарстаном, была во многом вынужденной – отечественных газовых турбин большой мощности (более 50 МВт) в те годы на рынке просто не существовало (они появляются только сейчас, на волне аврального импортозамещения). Также поступали тогда и другие генерирующие компании страны: с начала 2000-х в Россию было поставлено около 100 мощных газовых турбин производства Siemens, GE, Alstom, Mitsubishi и др.
ТАИФ на ТЭЦ-3 сделал выбор в пользу турбины так называемого Н-класса (у нее даже есть имя – Alberta), но в сложившихся санкционных условиях ему оказалось намного сложнее
Фото: © Владимир Васильев
При этом если ТАИФ на ТЭЦ-3 сделал выбор в пользу уникальной турбины 9HA.01 так называемого Н-класса (у нее даже есть имя – Alberta), то «Татэнерго» для своих ТЭЦ предпочла турбины PG6111FA более простого F-класса. «Нам не нужно было слишком эксклюзивное и оригинальное оборудование, мы искали уже отработанную и хорошо себя зарекомендовавшую схему», – объяснил «Татар-информу» Радик Галиуллин, ныне технический директор «Татэнерго», а с 2013-го и до недавного времени директор Казанской ТЭЦ-2 (он принимал активное участие в строительстве ПГУ).
Ставка на турбины F-класса в новых реалиях оказалась верной. ТАИФу с его Alberta в сложившихся санкционных условиях оказалось намного сложнее. «Турбин F-класса в России очень много, а за минувшее десятилетие сложился уже и качественный отечественный сервис. Что касается комплектующих, в том числе деталей горячего тракта – тех же лопаток, то, во-первых, их можно ремонтировать – и у нас в стране научились это делать. А во-вторых, их можно купить на рынке, в том числе и в Европе. Цены сейчас кусаются, логистика непростая, но они доступны. К тому же мы успели сформировать запас комплектующих, так что рисков в этом плане не видим», – отметил Галиуллин.
Выбор ТЭЦ-2 для строительства первой в Казани ПГУ был обусловлен тем, что к началу 2010-х эта станция нуждалась в полномасштабной модернизации
Фото: © предоставлено пресс-службой «Татэнерго»
ТЭЦ-2 требовалась быстрая и полномасштабная модернизация
Проект на Казанской ТЭЦ-2 был реализован «Татэнерго» хоть и «с нуля», но не с чистого листа. Как рассказал «Татар-информу» Радик Галиуллин, в начале 2000-х работавший замглавы «Татэнерго» по инвестициям и перспективному развитию, представители компании, и он в том числе, в начале нового века объехали чуть ли не всех производителей энергетического оборудования в мире в поисках самых современных и перспективных решений. А преимущества парогазового цикла над традиционным для российской энергетики паросиловым еще с 1980-х не вызывали никаких сомнений.
Да и с этой технологией в компании к тому времени уже были знакомы – еще в 2006-м на Казанской ТЭЦ-1 заработала газотурбинная установка, состоящая из двух турбин ГТД НК-37 самарского «Мотостроителя» (по 25 МВт каждая), с котлами-утилизаторами таганрогского «Красного котельщика». Эти ГТУ работают и сейчас, обеспечивая потребителей станции тепловой энергией.
Радик Галиуллин: «К 2011 году на станции сложился самый большой износ оборудования, реконструкцию электростанции нельзя было откладывать»
Фото: © предоставлено пресс-службой «Татэнерго»
Выбор же для строительства первой в Казани ПГУ именно ТЭЦ-2 (а не более «старой» ТЭЦ-1, например) был обусловлен тем, что к началу 2010-х эта станция нуждалась в полномасштабной модернизации. «Вторая» ТЭЦ работала с 1938-го, сыграв огромную роль в электроснабжении большого кластера авиационных предприятий (ныне это – Казанский вертолетный завод, КМПО, Казанский авиационный завод им. С.П. Горбунова), эвакуированных в Казань в годы Великой Отечественной войны. Но на границе Московского и Авиастроительного районов города, где ее построили, в послевоенные годы фактически были пустоши. Это хорошо видно, кстати, на исторических снимках, сделанных в 1942 году немецкими самолетами-шпионами (есть в открытых архивах).
«Когда Иван Грозный брал Казань, с этой стороны город даже не защищали – там все в болотах было. Никто бы и не подумал еще полвека назад, что так все здесь расстроится», – говорит Галиуллин. Но все «расстроилось», да так сильно, что от «Татэнерго» требовались быстрые решения.
«К 2011 году на станции сложился самый большой износ оборудования, часть его фактически выработала свой ресурс. Эксплуатация таких котлов и турбин не просто требовала значительных средств на капительные и текущие ремонты, что приводило к простоям, но и создавала риски аварий. Все это подрывало надежность работы всей станции, про эффективность вообще говорить не приходилось. А это было чревато, так как ТЭЦ-2 расположена в центре нагрузок – и электрических, и тепловых. От нее идет 13 линий электропередачи для выдачи в энергосистему и пять тепловодов для обеспечения 350 тысяч жителей Казани. Поэтому реконструкцию электростанции с замещением устаревшего оборудования нельзя было откладывать», – рассказывает Галиуллин.
ПГУ на Казанской ТЭЦ-2 была построена по ДПМ
К тому же ПГУ можно было очень быстро построить (максимум за два года) и с меньшими капзатратами, чем вышло бы в случае ставки на обычные паросиловые энергоблоки. А на ТЭЦ-2 была фактически готова и площадка – не действующий к тому времени котельный цех. Котлы разобрали на металлолом, стены снесли под корень.
Запуск ПГУ на Казанской ТЭЦ-2 в декабре 2014-го стал тогда самым крупным вводом новой генерации в Татарстане в его новейшей истории
Фото: © предоставлено пресс-службой «Татэнерго»
Требовалось учесть и ограничения на выдачу мощности от нового генерирующего объекта. В плотной городской застройке, в которой оказалась ТЭЦ-2 к началу 2000-х (с тех пор стало только плотнее), радикально перестраивать схему выдачи мощности, с прокладкой новых линий, тем более более высокого класса напряжения (220 кВ и более), оказалось бы делом чрезвычайно дорогостоящим. Скорее, даже технически невозможным. Поэтому мощность ПГУ и была ограничена 220 МВт – такую электростанцию действующее на ТЭЦ-2 открытое распределительное устройства (ОРУ) спокойно бы «переварило».
Кстати, в том числе и по этой причине так затянулся запуск Лушниковской ПГУ мощностью 311,4 МВт, которую СИБУР достраивает на «Казаньоргсинтезе» (ввод запланирован на этот год). Просто потребовалось реализовать большой перечень мероприятий для организации схемы выдачи мощности. Причем часть из них, как рассказал «Татар-информу» Андрей Большаков, обернулись благом для всех, так как «привели к реконструкции электросети 220 кВ Казани, что позволило повысить надежность электроснабжения потребителей в столице республики».
В «Татэнерго» также весьма оригинальным способом решили тогда вопрос с инвестициями – для строительства ПГУ на ТЭЦ-2 компания в 2014-м перекупила у «КЭС-холдинга» (ныне – «Т Плюс») проект, запланированный к реализации на Безымянской ТЭЦ в Самаре по так называемому договору о предоставлении мощности (ДПМ). Этот инвестиционный механизм позволял инвесторам за счет гарантированных платежей потребителей ОРЭМ в приемлемые сроки окупать вложения в капиталоемкие проекты модернизации объектов генерации.
В 2015-м, кстати, «Татэнерго» выкупило у той же компании еще один проект ДПМ – на так и не построенной в итоге Новоберезниковской ТЭЦ в Пермском крае. Вместе с проектной документацией, кстати, получив и комплект основного оборудования (в состав которого входит газовая турбина немецкой Siemens). Это «железо» с тех пор ждет своего часа: компания рассчитывает использовать его при модернизации Набережночелнинской ТЭЦ. Примечательно, что ТАИФ на Казанской ТЭЦ-3 строил газотурбинную установку «на свои».
Парогазовая часть на Казанской ТЭЦ-2 расположена в отдельном корпусе, который заметно выделяется на фоне всей промплощадки
Фото: © предоставлено пресс-службой «Татэнерго»
В рамках ПГУ энергия топлива используется максимально эффективно
Парогазовая часть на Казанской ТЭЦ-2 расположена в отдельном корпусе, который заметно выделяется на фоне всей промплощадки, и не только раскраской, но и двумя дымовыми трубами по 60 метров каждая (старая часть «завязана» на трубу высотой 150 метров). По сути, это отдельная и «новая» электростанция, встроенная в некоторые технологические процессы «старой» (от использования воды до, как было сказано выше, выдачи мощности).
Ее запуск на Казанской ТЭЦ-2 позволил 10 лет назад повысить мощность всей электростанции (в то время энергоузел столицы Татарстана еще был дефицитным) со 190 до 410 МВт, а годовую выработку нарастить в три раза – с 700 млн до 2,1 млрд кВт⋅ч.
Далеким от энергетики и термодинамики обывателям преимущества ПГУ над традиционным для российских тепловых электростанций (что ТЭЦ, что ГРЭС) паросиловым циклом объяснить довольно сложно. Если совсем упрощать, то в рамках ПГУ преимущества паротурбинной технологии просто объединяются с достоинствами газотурбинной.
«Сердце» любой ПГУ – собственно, газовая турбина – работает по тому же циклу Брайтона, что и двигатели внутреннего сгорания (ДВС), хотя конструктивно они не похожи. Дело в том, что в ДВС процессы сжатия воздуха, сгорания топлива и расширения продуктов сгорания происходят в пределах одного узла (цилиндра двигателя). А в ГТУ они разнесены по отдельным элементам – компрессору, камере сгорания и газовой турбине.
В рамках ПГУ преимущества традиционной для России паротурбинной технологии объединяются с достоинствами газотурбинной
Фото: © предоставлено пресс-службой «Татэнерго»
В паросиловом энергоблоке за счет сжигания топлива сначала «раскочегаривают» паровой котел, чтобы перевести воду в пар (отработавшие на этом этапе газы выбрасываются в атмосферу через дымовую трубу). И он уже за счет высокого давления вращает лопатки паровой турбины.
Как объяснил «Татар-информу» директор Казанской ТЭЦ-2 Артем Гирфанов, в ПГУ продукты сгорания топлива сначала раскручивают газовую турбину. «Природный газ в газовую камеру подается в сочетании с большим количеством воздуха, как, например, это происходит и в реактивном двигателе самолета. Генератор газовой машины за счет вращения ротора производит электроэнергию. А отходящие от этого процесса газы за счет высокой температуры (до 600 градусов по Цельсию) нагревают воду в котле-утилизаторе. В нем такие же поверхности нагрева, как и в обычном паровом энергокотле, но нагреваются они не за счет горения топлива, то есть не огнем, а горячим потоком утилизируемых таким образом газов, выходящих из газовой машины. Далее вода, которая подается к котел, за счет этого превращается в пар, и этот пар уже, в свою очередь, раскручивает расположенную на конце цепочки паровую турбину, пусть и менее мощную», – рассказывает Гирфанов.
Подчеркивая, что за счет этого «энергия топлива используется максимально эффективно, ведь фактически электроэнергия в ПГУ производится и на газовой турбине, и на паровой».
Артем Гирфанов: «В ПГУ энергия топлива используется максимально эффективно, ведь фактически электроэнергия производится и на газовой турбине, и на паровой»
Фото: © предоставлено пресс-службой «Татэнерго»
Две газовые турбины GE мощностью 78 МВт каждая на Казанской ТЭЦ-2 работают в связке с котлами-утилизаторами таганрогского «Красного котельщика». А пары высокого и низкого давления, которые они выдают, вращают две паровые турбины по 32 МВт каждая, произведенные Калужским турбинным заводом. «Это оборудование мы выбирали исключительно по соотношению цена – качество. Но выбор котлов-утилизаторов и паровых турбин под такие нагрузки и был, и остается небольшим», – объяснил Радик Галиуллин. Кстати, ГТУ на Казанской ТЭЦ-3 включает котел-утилизатор бельгийского производства (паровой турбины «на конце цепочки» там нет).
КПД парогазовых энергоблоков всегда выше 50%
КПД паросиловых блоков сопоставимой мощности при работе в конденсационном режиме (то есть без отборов на теплофикацию) априори ниже парогазовых – как правило, не более 30-40%. Тогда как у ПГУ – всегда выше 50% и вплоть до 65% (именно такой показатель «Татэнерго» ожидало получить на Заинской ГРЭС, но проект строительства там ПГУ на 850 МВт по известным причинам пришлось отменить).
Еще более важное преимущество – пониженные в сравнении с ПСУ удельные расходы топлива, примерно 220 граммов на кВт⋅ч – для газовых станций это выдающийся показатель (у Заинской ГРЭС и Набережночелнинской ТЭЦ, для примера, он примерно в два раза выше). Также для работы ПГУ требуются меньшие объемы охлаждающей воды.
Все это в конечном итоге обусловливает и низкую себестоимость производимой на ПГУ электроэнергии, что важно с точки зрения конкуренции на ОРЭМ.
Преимущество ПГУ – пониженные удельные расходы топлива, примерно 220 граммов на кВт⋅ч. Для газовых электростанций это выдающийся показатель
Фото: © предоставлено пресс-службой «Татэнерго»
Выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от котлов-утилизаторов ПГУ получается меньше – во многом потому, что они выполняют свои функции без сжигания топлива. На этом фоне сезонные ограничения работы, связанные с морозами (воздух перед подачей в камеру сгорания приходится сначала подогревать), высокой влажностью и даже летним цветением тополей (чистить от пуха), выглядят не критическими, а управляемыми особенностями.
Газовые турбины на ТЭЦ «Татэнерго», которые в сравнении с обычными паровыми обладают еще и высокой маневренностью (выше – только у агрегатов ГЭС), работают исключительно на ОРЭМ. Всего за минувшее 10-летие ПГУ на Казанской ТЭЦ-2 выдали в сеть почти 15 млрд кВт⋅ч электроэнергии, наработав более чем по 72 тыс. часов каждый (это показывает востребованность такой генерации для ЕЭС России).
А с паровых турбин ПГУ организованы еще и теплофикационные отборы, но только в горячей воде (минимальные объемы до сих пор востребованного потребителями пара ТЭЦ-2 выдает со «старых» блоков). Поэтому парогазовая часть в своей тепловой ипостаси сразу была «встроена» в общий коллектор всей электростанции. Ее мощность – 140 Гкал/час, это примерно половина от тепловой мощности всей ТЭЦ-2 (без учета водогрейных котельных – 337 Гкал/час).
Все это позволяет «Татэнерго» в летние месяцы максимально снижать загрузку паросиловых блоков, и не использовать теплофикационное оборудование в неэкономичных для него режимах. Как объяснил Артем Гирфанов, воду для горячего водоснабжения в межотопительный период греют именно паровые турбины ПГУ.
Воду для горячего водоснабжения в межотопительный период греют именно паровые турбины ПГУ
Фото: © предоставлено пресс-службой «Татэнерго»
Кстати, именно по этой причине, как объяснял «Татар-информу» глава «Татэнерго» Раузил Хазиев, Набережночелнинская ТЭЦ, которую в силу режимно-балансовых условий в Нижнекамском энергоузле в летние месяцы «грузят» по максимуму, и генерирует убытки. И именно для решения этой проблемы компания и планирует построить там ПГУ.
«ПГУ – это самая совершенная технология выработки электроэнергии на электростанциях, использующих в качестве топлива природный газ. В мире не придумали ничего лучше парогазового цикла для таких ТЭС – и по экологическим показателям, и по затратам топлива, и по производительности труда, и по габаритам, и по срокам строительства, и по удельной стоимости, и по многим другим параметрам. Паросиловая технология использовалась с конца XIX века до 1980-х, но с тех пор, вот уже более 40 лет, все современные электростанции на природном газе – это только ПГУ… В долгосрочной перспективе парогазовые установки всегда, в течение десятилетий, будут сжигать меньше газа в пересчете на выработку единицы полезной энергии. Соответственно, у них больше возможностей для сокращения операционных затрат и для управления ценой для конечного потребителя», – описывал «Татар-информу» преимущества технологии независимый эксперт по устойчивой энергетике Юрий Мельников.