СЖИГАНИЕ ТОПЛИВА НА КРУПНЫХ УСТАНОВКАХ В ЦЕЛЯХ ПРОИЗВОДСТВА ЭНЕРГИИ (ИТС 38-2022)

Оглавление

Введение

Краткое содержание

Нормативные акты

Предисловие

Область применения

Обозначения и сокращения

Единицы измерения

Раздел 1 Общая характеристика электроэнергетической отрасли России

1.1 Сведения о производственной структуре и ключевые показатели

функционирования электроэнергетики России

1.1.1 Зоны электроснабжения

1.1.2 ЕЭС России

1.1.3 Генерирующие мощности

1.1.3.1 Применяемые технологии производства электроэнергии

1.1.3.2 Генерирующие мощности в зоне централизованного

электроснабжения (ЕЭС России)

1.1.3.3 Генерирующие мощности в технологически изолированных

территориальных электроэнергетических системах Сибири и Дальнего

Востока

1.1.3.4 Структура генерирующих мощностей ТЭС по видам топлива

1.1.3.5 Возрастная структура генерирующего оборудования ТЭС России ..19

1.1.4 Производство электроэнергии в ЕЭС России

1.1.4.1 Производство электроэнергии в зоне централизованного

электроснабжения (ЕЭС России)

1.1.4.2 Производство электроэнергии в технологически изолированных

территориальных электроэнергетических системах Сибири и Дальнего

Востока

1.1.5 Использование топлива

1.1.5.1 Использование топлива на ТЭС и котельных электроэнергетической

отрасли

1.1.5.2 Прогноз потребности ТЭС в топливе

1.1.6 Показатели энергетической эффективности ТЭС

1.2 Экологические показатели ТЭС

1.2.1 Воздействие электростанций отрасли на атмосферный воздух

1.2.2 Воздействие электростанций отрасли на водные объекты

1.2.2.1 Забор воды

1.2.2.2 Сброс загрязненных сточных вод

1.2.3 Образование отходов на электростанциях отрасли

1.2.4 Акустическое воздействие (шум)

1.2.5 Выбросы парниковых газов в электроэнергетике

1.3 Характеристика системы централизованного теплоснабжения России

1.3.1 Источники теплоснабжения

1.3.2 Отпуск тепловой энергии

1.3.3 Использование топлива

Раздел 2 Производство энергии при сжигании углей

2.1 Описание технологических процессов

2.1.1 Транспортировка, разгрузка и хранение твердого топлива

2.1.2 Сжигание твердого топлива

2.1.3 Технологии, применяемые для снижения выбросов маркерных

загрязняющих веществ

2.1.3.1 Технологии, применяемые для снижения выбросов золы твердого

топлива

2.1.3.2 Технологии, применяемые для снижения выбросов оксидов азота .75

2.1.3.3 Технологии, применяемые для снижения выбросов оксидов серы ..82

2.1.4 Обращение с золошлаками

2.2 Методология определения технологических показателей выбросов

загрязняющих веществ при сжигании твердого топлива

2.3 Текущие уровни выбросов ЗВ в окружающую среду при сжигании твердого

топлива

2.4 Определение НДТ при сжигании твердого топлива

104

2.4.1 Определение НДТ разгрузки, хранения и предварительной подготовки

твердого топлива

104

2.4.2 Определение НДТ снижения выбросов золы твердого топлива

113

2.4.3 Определение НДТ снижения выбросов оксидов азота NOx при сжигании

твердого топлива

115

2.4.4 Определение НДТ снижения выбросов SOх при сжигании твердого

топлива

119

2.4.5 Определение НДТ обращения с золошлаками

121

2.5 НДТ сжигания твердого топлива

124

2.5.1 НДТ разгрузки, хранения и подготовки твердого топлива

124

2.5.2 НДТ снижения выбросов загрязняющих веществ при сжигании твердого

топлива

125

2.5.3 НДТ обращения с золошлаками

126

2.6 Экономические аспекты реализации НДТ

127

2.7 Определение технологических показателей выбросов маркерных

загрязняющих веществ для угольных КТЭУ

131

2.8 Перспективные технологии

137

2.8.1 Суперсверхкритические параметры (ССКП) пара………………………..137

2.8.2 Газификация твердого топлива

138

2.8.3 Перспективные системы обращения с ЗШО на ТЭС

141

III

2.8.3.1 Полувлажная технология внутреннего шлакоудаления

141

2.8.3.2 Безводные технологии внутреннего шлакоудаления

141

2.8.3.3 Гранулирование золошлаков

142

2.8.4 Аммиачно-сульфатная установка сероочистки

142

2.8.5 Комбинированный золоуловитель для пылеугольных котлов, сжигающих

экибастузские и кузнецкие угли

144

2.8.6 Установки азотоочистки по технологии селективного каталитического

восстановления (СКВ)

146

Раздел 3 Производство энергии при сжигании газообразных топлив

148

3.1 Описание технологических процессов

148

3.1.1 Сжигание природного газа в топках котлов………………………………..148

3.1.2 Сжигание природного газа в газотурбинных установках…………………149

3.1.3 Газовое хозяйство ТЭС………………………………………………………..157

3.2 Текущие уровни эмиссии в окружающую среду

158

3.3 Определение НДТ снижения выбросов при сжигании газообразного

топлива

165

3.4 НДТ снижения выбросов NOx при сжигании газообразного топлива

167

3.5 Экономические аспекты реализации НДТ

167

3.6 Перспективные технологии

168

Раздел 4 Производство энергии при сжигании жидкого топлива

171

4.1 Описание технологических процессов

171

4.2 Текущие уровни эмиссии в окружающую среду

175

4.3 Определение НДТ при сжигании жидкого топлива

178

4.3.1 Определение наилучших доступных технологий для разгрузки, хранения

и подготовки жидкого топлива

178

4.3.2 Определение наилучших доступных технологий снижения выбросов

диоксида серы SO2 при сжигании жидкого топлива

179

4.3.3 Определение наилучших доступных технологий снижения выбросов

оксида азота NOx при сжигании жидкого топлива

180

4.4 НДТ при сжигании жидкого топлива

183

4.4.1 НДТ разгрузки, хранения и транспортировки жидкого топлива

183

4.4.2 НДТ снижения выбросов оксидов азота NOx при сжигании жидкого

топлива

184

4.4.3 НДТ снижения выбросов оксидов серы SO2 при сжигании жидкого

топлива

184

4.4.4 НДТ ликвидации продуктов очистки оборудования мазутного

хозяйства

184

Раздел 5 Системы охлаждения КТЭУ

185

Раздел 6 Воздействие ТЭС на водные объекты

189

6.1 Виды воздействия ТЭС на водные объекты

189

6.2 Воздействие систем охлаждения ТЭС

189

6.3 Воздействие водоподготовительных установок

194

6.3.1 Предварительная очистка (осветление) воды

194

6.3.2 Технологии умягчения и обессоливания воды

199

6.3.3 Рекомендации по выбору технологий водоподготовки на ТЭС

205

6.4 Сточные воды, загрязненные нефтепродуктами

207

6.5 Стоки, загрязненные взвешенными веществами

208

6.6 Сточные воды, загрязненные специфическими веществами

210

6.7 Определение НДТ снижения воздействия на водные объекты

211

6.8 НДТ снижения воздействия на водные объекты

217

Раздел 7 Акустическое воздействие (шум)

219

7.1 Источники шума на ТЭС

219

7.2 НДТ снижения шума

220

Раздел 8 Организация ПЭК на ТЭС

222

8.1 Контроль стационарных источников выбросов

223

8.2 Контроль ГОУ

228

8.3 Контроль водопользования

229

8.3.1 Контроль объемов водопотребления и водоотведения

229

8.3.2 Контроль качества сточных вод

230

8.4 Общие метрологические требования к методам контроля

234

8.5 НДТ организации ПЭК на ТЭС

235

Раздел 9 Заключительные положения и рекомендации

242

Приложение А (обязательное) Перечень маркерных веществ

246

Приложение Б (обязательное) Перечень технологических показателей выбросов

маркерных загрязняющих веществ

247

Приложение В (обязательное) Перечень НДТ

252

Приложение Г (обязательное) Ресурсная и энергетическая эффективность……….274

Приложение Д (справочное) Ориентировочные шумовые характеристики

оборудования ТЭС

280

Приложение Е (обязательное) Заключения по НДТ

283

Библиография

313

Введение

Цель разработки

- обеспечение реализации перехода предприятий

электроэнергетики на принципы наилучших доступных технологий для улучшения

показателей экономической и экологической эффективности путём постепенного

вытеснения устаревших технологических и технических решений, замены их

современными образцами и обеспечения сбалансированного решения задач

устойчивого экономического роста и улучшения качества окружающей среды [6, 7]. С

этой целью предполагается внедрение инновационных технологий, создание

отечественного

современного

оборудования

рамках

программы

импортозамещения, улучшение экологической обстановки в регионах, повышение

энергетической

экологической

эффективности

различных

отраслей

промышленности, в том числе объектов электроэнергетики и, в особенности,

угольных ТЭС, использование низкоуглеродных и ресурсосберегающих технологий

производства, транспортировки, хранения и использования энергоресурсов, включая

технологии «чистого угля», а также повышение эффективности использования

топлива в процессе генерации электрической и тепловой энергии. Разработанный

справочник НДТ 38-2022 содержит рекомендации для достижения поставленных

целей.

Настоящий информационно-технический справочник по наилучшим доступным

технологиям «Сжигание топлива на крупных установках в целях производства

энергии» (далее

- Справочник НДТ

38-2022) разработан на основе анализа

технологических, технических и управленческих решений, применяемых в области

производства электроэнергии и теплоэнергии, и содержит описание используемых в

настоящее время и перспективных технологических процессов, технических

способов, методов предотвращения и сокращения негативного воздействия на

окружающую среду, а также процессов, способов, методов, направленных на

повышение энергоэффективности и экологической результативности, из числа

которых выделены решения, признанные наилучшими доступными. Основные

принципы и порядок разработки справочника НДТ установлены постановлением

Правительства Российской Федерации от

23.12.2014 года

№ 1458 «О порядке

определения технологии в качестве наилучшей доступной технологии, а также

разработки,

актуализации

и опубликования

информационно-технических

справочников по наилучшим доступным технологиям» в редакции от 31.12.2021 года,

действующей с 01.03.2022 года.

Структура справочника НДТ 38-2022 соответствует ГОСТ Р 113.00.03-2019

«Наилучшие доступные технологии. Структура информационно-технического

справочника».

Краткое содержание

Введение. Даны аннотация справочника НДТ, основные нормативные

правовые акты, содержащие комплекс мер по переходу на принципы НДТ.

Предисловие. Указаны статус справочника и его взаимосвязь с аналогичными

международными документами.

Область применения. Описаны основные виды деятельности, на которые

распространяется действие справочника НДТ.

В разделе 1 представлена общая характеристика электроэнергетической

отрасли России.

В разделе 2 представлены сведения о производстве энергии при сжигании

каменных и бурых углей, включая:

- описание технологических процессов;

- текущие уровни эмиссии в окружающую среду на ТЭС, сжигающих твердое

топливо;

- определение наилучших доступных технологий при сжигании твердого

топлива;

- наилучшие доступные технологии;

- экономические аспекты реализации НДТ;

- перспективные технологии.

В разделе 3 представлены сведения о производстве энергии при сжигании

газообразных топлив, включая:

- описание технологических процессов;

- текущие уровни эмиссии в окружающую среду на ТЭС при сжигании

газообразного топлива;

- определение наилучших доступных технологий при сжигании газообразного

топлива;

- наилучшие доступные технологии при сжигании газообразного топлива;

- экономические аспекты реализации НДТ;

- перспективные технологии.

В разделе 4 представлены сведения о производстве энергии при сжигании

жидкого топлива:

- описание технологических процессов;

- текущие уровни эмиссии в окружающую среду на ТЭС при сжигании жидкого

топлива;

- определение наилучших доступных технологий при сжигании жидкого

топлива;

- наилучшие доступные технологии;

- экономические аспекты реализации НДТ;

- перспективные технологии.

В разделе 5 представлены сведения о системах охлаждения КТЭУ, в том числе

НДТ.

В разделе 6 представлены сведения о воздействии КТЭУ (ТЭС) на водные

объекты:

- описание технологических процессов;

VII

- определение наилучших доступных технологий снижения воздействия на

водные объекты;

- НДТ снижения воздействия на водные объекты.

В разделе 7 приведены:

- источники шума при работе ТЭС на угле;

- источники шума при работе ТЭС с использованием жидкого и газообразного

топлива;

- НДТ для снижения шума на ТЭС.

В разделе

8 приведены сведения об организации производственного

экологического контроля (далее - ПЭК) на КТЭУ, в том числе НДТ.

В разделе 9 даны заключительные положения и рекомендации:

- общие сведения;

- состав технической рабочей группы (ТРГ 38);

- рекомендации.

Приложения содерждат информацию, раскрывающую все ключевые

подробности, включая технологические показатели выбросов загрязняющих веществ

настоящего Справочника.

Библиография. Приведен перечень источников информации и нормативных

правовых актов, использованных при разработке настоящего справочника НДТ.

Нормативные акты

Справочник НДТ 38-2022 разработан в соответствии:

- с поручением Президента Российской Федерации от 14.12.2021 Пр-2519, п. 2

по обеспечению актуализации информационно-технического справочника по

наилучшим доступным технологиям в сфере производства электрической и тепловой

энергии через сжигание топлива с учетом особенностей определения таких

технологий для территорий проведения эксперимента по квотированию выбросов

загрязняющих веществ в атмосферный воздух на основе установленных

национальными стандартами нормативов удельных выбросов для котельных

установок и оборудования, предусмотрев при необходимости внесение изменений в

законодательство Российской Федерации [19];

- с поручением Заместителя Председателя Правительства Российской

Федерации В.В. Абрамченко от 08.09.2021 года № ВА-П11-124777 об обеспечении

актуализации информационно-технического справочника по наилучшим доступным

технологиям «Сжигание топлива на крупных установках в целях производства

энергии» [17];

- с

поэтапным графиком актуализации информационно-технических

справочников по наилучшим доступным технологиям, утвержденным распоряжением

Правительства РФ от 10.06.2022 года № 1537-р [18].

В основу Справочника НДТ 38-2022 положен ряд важных нормативно-правовых

документов, предусматривающих комплекс мер по переходу на принципы НДТ и

внедрению современных природоохранных технологий, в том числе:

- Энергетическая стратегия Российской Федерации на период до 2035 года,

утвержденная распоряжением Правительства Российской Федерации от

09.06.2020 года № 1523-р [1];

- Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2035 года,

VIII

утвержденная

распоряжением Правительства

Российской Федерации от

09.06.2017 года № 1209-р [2];

- Федеральный закон от 10.01.2002 года № 7-ФЗ «Об охране окружающей

среды» [3];

- Распоряжение Правительства РФ от 08.07.2015 года № 1316-р «Перечень

загрязняющих веществ, в отношении которых применяются меры государственного

регулирования в области охраны окружающей среды» [4];

- Приказ Министерства промышленности и торговли РФ от 23.08.2019 года №

3134 «Об утверждении Методических рекомендаций по определению технологии в

качестве наилучшей доступной технологии» [5];

- Постановление Правительства РФ от 31.12.2020 года № 2398 «Критерии

отнесения объектов, оказывающих негативное воздействие на окружающую среду, к

объектам I, II, III и IV категорий» [14];

- Приказ Минприроды России от 18.04.2018 года № 154 «Об утверждении

перечня объектов, оказывающих негативное воздействие на окружающую среду,

относящихся к I категории, вклад которых в суммарные выбросы, сбросы

загрязняющих веществ в Российской Федерации составляет не менее чем

процентов» [15];

- Постановление Правительства РФ от 09.03.2019 года № 250 «О внесении

изменений в Правила определения технологии в качестве наилучшей доступной

технологии, а также разработки, актуализации и опубликования информационно-

технических справочников по наилучшим доступным технологиям» [16].

Кроме того, при формировании Справочника учитывались рекомендации

национальных стандартов, определяющих структуру и содержание информационно-

технических справочников:

- ГОСТ Р

113.00.03-2019 Наилучшие доступные технологии. Структура

информационно-технического справочника;

- ГОСТ Р 113.00.04-2020 Наилучшие доступные технологии. Формат описания

технологий;

- ГОСТ Р 56828.10-2015 Наилучшие доступные технологии. Методические

рекомендации по актуализации информационно-технического справочника по

наилучшим доступным технологиям;

- ГОСТ Р 56828.11-2015 Наилучшие доступные технологии. Методические

рекомендации по разработке раздела информационно-технического справочника по

наилучшим доступным технологиям по описанию приоритетных проблем отрасли;

- ГОСТ Р

56828.8-2015 Наилучшие доступные технологии. Методические

рекомендации по описанию наилучших доступных технологий в информационно-

техническом справочнике по наилучшим доступным технологиям;

- ГОСТ Р

56828.9-2015 Наилучшие доступные технологии. Методические

рекомендации по проведению сравнительного анализа производств при разработке

информационно-технического справочника по наилучшим доступным технологиям;

- ГОСТ Р

56828.2-2015 Наилучшие доступные технологии. Методические

рекомендации представления информации по экономическим аспектам реализации

наилучших доступных технологий в информационно-техническом справочнике по

наилучшим доступным технологиям;

- ГОСТ Р

56828.4-2015 Наилучшие доступные технологии. Подходы к

проведению сравнительного анализа ресурсоэффективности и экологической

результативности предприятий для предупреждения или минимизации негативного

воздействия на окружающую среду.

В настоящем Справочнике применяются термины в соответствии со

следующими национальными стандартами:

- ГОСТ 19431-84 Энергетика и электрификация. Термины и определения;

- ГОСТ 26691-85 Теплоэнергетика. Термины и определения;

- ГОСТ Р 54974-2012 Котлы стационарные паровые, водогрейные и котлы

утилизаторы. Термины и определения;

- ГОСТ Р 51852-2001 (ИСО 3977-1) Установки газотурбинные. Термины и

определения;

- ГОСТ 27065-86 Качество вод. Термины и определения;

- ГОСТ Р

56828.15-2016 Наилучшие доступные технологии. Термины и

определения;

- РМГ 29-2013 Государственная система обеспечения единства измерений.

Метрология. Основные термины и определения.

Предисловие

1 Статус документа

Информационно-технический справочник по наилучшим доступным

технологиям является документом по стандартизации.

2 Информация о разработчиках

Справочник НДТ разработан технической рабочей группой «Сжигание топлива

на крупных установках в целях производства энергии» (ТРГ 38), согласно приказам

Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 15.11.2021 г.

№ 4489 «О создании технической рабочей группы «Сжигание топлива на крупных

установках в целях производства энергии»» и от 16.05.2022 г. № 1942, от 05.08.2022

г. № 3269 «О внесении изменений в состав технической рабочей группы «Cжигание

топлива на крупных установках в целях производства энергии»». Перечень

организаций, представители которых принимали участие в разработке справочника

НДТ, приведены в разделе «Заключительные положения и рекомендации».

3 Взаимосвязь с международными, региональными аналогами

Справочник НДТ 38-2022 разработан в результате проведения экспертных

оценок и консультаций со специалистами ведущих отечественных предприятий

теплоэнергетики, научно-исследовательских, проектных и образовательных

организаций с учетом материалов справочника Best Available Techniques (BAT)

Reference Document for Large Combustion Plants [8].

4 Сбор данных о применяемых в Российской Федерации технологических

процессах, оборудовании, технических способах, методах сжигания топлива на

крупных установках в целях производства энергии осуществлялся Бюро НДТ в период

с 29.12.2021 по 31.01.2022 в соответствии с положениями «Порядка сбора и обработки

данных, необходимых для разработки и актуализации информационно-технических

справочников по наилучшим доступным технологиям» [9].

В результате опроса были получены анкеты по

130 ТЭС основных

энергогенерирующих компаний, на которых эксплуатируется более 1000 КТЭУ. С

учетом данных ГИС ТЭК Минэнерго России это составляет, в соотношении с базой

данных ГИС ТЭК Минэнерго России, более 40% КТЭУ с входной тепловой мощностью

более 50 МВт, эксплуатируемых в Российской Федерации на конец 2021 года.

Кроме того, при актуализации справочника ИТС 38 были использованы данные

следующих источников:

отчет АО «СОЕЭС» «О функционировании ЕЭС России» в 2021 году [10];

«Схемы и программы перспективного развития ЕЭС России на 2021-2027

годы» [11];

Доклад Минэнерго России «Теплоэнергетика и централизованное

теплоснабжение» за 2020 год [12];

отчетные данные по выбросам и сбросам загрязняющих веществ (ЗВ),

отходам и выбросам парниковых газов, предоставленные энергокомпаниями по

Приказу от 23.07.2012 № 340 Минэнерго России (ред. от 16.08.2019) «Об утверждении

перечня предоставляемой субъектами электроэнергетики информации, форм и

порядка ее предоставления» (Зарегистрировано в Минюсте России 06.09.2012 №

25386) (с изм. и доп., вступ. в силу с 01.05.2020).

5 Взаимосвязь с другими справочниками НДТ

ИТС НДТ 38-2022 ссылается на действующие межотраслевые информационно-

технические справочники НДТ:

ИТС

8-2015 «Очистка сточных вод при производстве продукции

(товаров), выполнении работ и оказании услуг на крупных предприятиях»;

ИТС 17-2021 «Размещение отходов производства и потребления»;

ИТС 20-2016 «Промышленные системы охлаждения»;

ИТС 22-2016 «Очистка выбросов вредных (загрязняющих) веществ в

атмосферный воздух при производстве продукции (товаров), а также при проведении

работ и оказании услуг на крупных предприятиях»;

ИТС 22.1-2021 «Общие принципы производственного экологического

контроля и его метрологического обеспечения»;

ИТС

48-2017 «Повышение энергетической эффективности при

осуществлении хозяйственной и (или) иной деятельности».

6 Информация об утверждении, опубликовании и введении в действие

Справочник ИТС 38-2022 утвержден приказом Росстандарта от 20 декабря 2022

года № 3227, введен в действие с 1 марта 2023 года и официально опубликован в

информационной системе общего пользования

на официальном сайте

Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети

Интернет (www.gost.ru).

7 Взамен ИТС 38-2017

XII

И Н Ф О Р М А Ц И О Н Н О - Т Е Х Н И Ч Е С К И Й С П Р А В О Ч Н И К

П О Н А И Л У Ч Ш И М Д О С Т У П Н Ы М Т Е Х Н О Л О Г И Я М

СЖИГАНИЕ ТОПЛИВА НА КРУПНЫХ УСТАНОВКАХ В ЦЕЛЯХ

ПРОИЗВОДСТВА ЭНЕРГИИ

FOSSIL FUEL COMBUSTION FOR PRODUCTION OF ENERGY

BY LARGE PLANTS

Дата введения - 2023-03-01

Область применения

Настоящий информационно-технический справочник по НДТ ИТС

38-2022

распространяется на деятельность по производству электрической и тепловой

энергии

посредством

сжигания

топлива

действующими

крупными

топливосжигающими энергогенерирующими установками (КТЭУ) на

объектах,

оказывающих негативное воздействие на окружающую среду (НВОС),

соответствующих каждому из следующих критериев:

а) КТЭУ, предназначенные для производства (генерации) электрической

энергии и (или) тепловой энергии в виде пара и (или) горячей воды, при этом типы

потребителей (собственные нужды энергогенерирующего объекта или внешние

потребители), объем производимой продукции при определении области применения

справочника НДТ не учитываются;

б) стационарные КТЭУ, т.е. установки, прочно связанные фундаментом с

землей и технологически присоединенные к сетям инженерно-технического

обеспечения;

в) КТЭУ, потребляющие следующие виды топлива:

- твердые виды топлива: антрациты, каменные и бурые угли, в том числе

обогащенные;

- газ природный и попутный;

- жидкие нефтяные топлива.

В справочнике ИТС 38-2022 не рассматриваются топливосжигающие установки,

потребляющие следующие виды топлива:

- искусственные газы;

- жидкие производственные отходы и искусственные жидкие топлива;

- твердые отходы производства и потребления, сланцы, торф и биомасса.

г) КТЭУ, расположенные на объектах I и II категорий, с номинальной входной

тепловой мощностью от 50 МВт и более, включая тепловую энергию, подводимую в

режиме дожигания (например, в котлах-утилизаторах ПГУ или камерах сгорания

промежуточного подогрева в газотурбинных установках), потребление топлива

которых при номинальной нагрузке составляет от 6,15 тонн условного топлива в час

(т.у.т./час) и более (по низшей рабочей теплотворной способности топлива).

Область применения справочника НДТ приведена в соответствии с

классификаторами ОКПД 2 и ОКВЭД 2, утвержденными приказом Росстандарта от

31.01.2014 № 14-ст.13 в действующих редакциях (таблица 0.1).

Т а б л и ц а 0.1 - Область применения справочника НДТ согласно ОКПД 2 и ОКВЭД 2

Наименование вида

Наименование продукции по

экономической деятельности

общероссийскому

по общероссийскому

классификатору продукции

классификатору видов

ОКПД-2

по видам экономической

ОКВЭД-2

экономической деятельности

деятельности (ОКПД-2) ОК

(ОКВЭД-2) ОК 029-2014 (КДЕС

034-2014 (КПЕС 2008) в

Ред. 2) в редакции от

редакции от 04.02.2022

21.06.2022

Электроэнергия,

произведенная конден-

35.11.10.111

сационными электро-

станциями (КЭС) общего

Производство

назначения

электроэнергии тепловыми

Электроэнергия,

электростанциями, в том

произведенная тепло-

35.11.10.112

числе деятельность по

35.11.1

электроцентралями (ТЭЦ)

обеспечению

общего назначения

работоспособности

Электроэнергия,

электростанций

произведенная

35.11.10.113

газотурбинными

электростанциями (ГТЭС)

общего назначения

Энергия тепловая,

35.30.11.110

отпущенная

Производство пара и

электростанциями

горячей воды (тепловой

35.30.11

Энергия тепловая, отпу-

энергии) тепловыми

35.30.11.111

щенная тепловыми

электростанциями

электроцентралями (ТЭЦ)

Производство пара и

Энергия тепловая,

35.30.11.120

горячей воды (тепловой

35.30.14

отпущенная котельными

энергии) котельными

Дополнительные виды деятельности и соответствующие им справочники НДТ

приведены в таблице 0.2.

Т а б л и ц а 0.2 - Дополнительные виды деятельности и соответствующие им справочники

НДТ

Соответствующий

Вид деятельности

справочник НДТ

Очистка сточных вод при производстве продукции (товаров),

ИТС 8-2015

выполнении работ и оказании услуг на крупных предприятиях

Размещение отходов производства и потребления

ИТС 17-2021

Промышленная система охлаждения

ИТС 20-2016

Очистка выбросов вредных (загрязняющих) веществ в

ИТС 22-2016

атмосферный воздух при производстве продукции (товаров),

а также при проведении работ и оказании услуг на крупных

предприятиях

Общие принципы производственного экологического контроля и

ИТС 22.1-2021

его метрологического обеспечения

Повышение энергетической эффективности при осуществлении

ИТС 48-2017

хозяйственной и (или) иной деятельности

В область применения справочника НДТ 38-2022 не входят:

- энергоустановки, используемые в качестве привода механического

оборудования, насосов, компрессоров и т. п., энерготехнологические

топливосжигающие установки, предназначенные для нагрева, сушки, испарения

рабочих сред, сырья и продукции, для производства холода в виде льда,

охлажденного воздуха и (или) воды;

- энергоутилизационные установки, производящие тепло за счет утилизации

энергии,

образующейся

различных

технологических

процессах

(энерготехнологические котлы, котлы-утилизаторы после металлургических печей,

котлы для сжигания отходов производства и потребления и т.д.);

- передвижные

электрогенерирующие

установки,

энергоустановки

транспортных средств, вне зависимости от видов и объемов используемого ими

топлива.

При описании технологий производства электрической и тепловой энергии с

использованием крупных топливосжигающих установкок рассматривается комплекс

технологического оборудования, осуществляющий полный технологический цикл

энергопроизводства и включающий в свой состав следующие операции,

осуществляемые на площадках энергогенерирующих предприятий:

- разгрузка топлива из транспортных средств, его хранение и подготовка к

сжиганию;

- сжигание топлива и производство электроэнергии, тепла в виде пара и (или)

горячей воды с очисткой и отведением дымовых газов;

- преобразование энергии пара в электроэнергию, включая охлаждение

технологического оборудования;

- водоподготовка для нужд энергообъектов;

- техническое водоснабжение энергообъекта для целей охлаждения

технологического

оборудования,

компенсации

пароводяных

потерь,

золошлакоудаления, прочих производственных нужд;

- обращение с отходами.

В Справочнике 38-2022 ранжирование КТЭУ производится по входной тепловой

мощности на номинальной нагрузке и часовому расходу условного топлива. Входная

тепловая мощность (МВт) топливосжигающей энергетической установки

рассчитывается как произведение низшей теплоты сгорания топлива на рабочую

массу Qri (МДж/кг, для твердого и жидкого топлива) или сухую массу Q^d

(МДж/м³, для

природного и попутного газов) на его массовый расход B (кг/с, м³/с) при работе с

номинальной нагрузкой.

Т а б л и ц а 0.3 - Приблизительное соотношение входной тепловой мощности КТЭУ и

часового расхода условного топлива с паропроизводительностью и тепловой мощностью

котлов и электрической мощностью блоков КЭС

Для двухкорпусных котлов в составе дубль-блоков входная тепловая

мощность рассчитывается на отдельный корпус.

В ГОСТ Р 50831-95 (для котлов), ГОСТ

29328-92 (для ГТУ) и других

нормативных документах для корректного сопоставления выбросов из разных КТЭУ

концентрации загрязняющих веществ (ЗВ) даются в пересчете на так называемые

«стандартные условия», которые отличаются для конкретных ЗВ. При этом массовая

концентрация оксидов азота NOx рассчитывается как сумма концентраций диоксида

NO2 и монооксида азота NO в пересчете на NO2.

Обозначения и сокращения

BAT

Best Available Techniques (англ.)

АИС

Автоматизированная измерительная система (контроля)

АО

Акционерное общество

АШ

Антрацитовый штыб (марка угля)

АЭС

Атомная электростанция

БГП

Бункер готовой пыли

БПК

Биологическое потребление кислорода

БСУ

Бункер сырого угля

БОУ

Блочная обессоливающая установка

БУ

Бурый уголь

ВИЭ

Возобновляемые источники энергии

ВД

Высокое давление

ВК

Водогрейный котел

ВОФ

Воздухоосушительный фильтр

ВПУ

Водоподготовительная установка

ВРВ

Временно разрешенный выброс

ВТИ

Всероссийский теплотехнический институт

ВЭС

Ветряная электростанция

ГАЭС

Гидроаккумулирующая электростанция

ГеоТЭС

Геотермальная электростанция

ГЗО

Гидрозолоотвал

ГЗУ

Гидрозолоудаление

ГКА

Гидрокавитационная обработка

ГМТЭЦ

Газомоторная теплоэлектроцентраль

ГОУ

Газоочистная установка

ГПА

Газопоршневой агрегат

ГРП

Газорегуляторный пункт

ГРЭС

Государственная районная электростанция

ГТУ

Газотурбинная установка

ГТЭС

Газотурбинная электростанция

ГШУ

Гидрошлакоудаление

ГЭС

Гидроэлектростанция

ДЭС

Дизельная электростанция

ДКД

Докритическое давление

ДПМ

Договор предоставления мощности

ЕЭС

Единая энергетическая система России

ЖТ

Жаровая труба

ЖШУ

Жидкое шлакоудаление

ЗАГ

Зона активного горения

ЗВ

Загрязняющее вещество

ЗСА

Золосмывной аппарат

ЗШО

Золошлаковые отходы

ЗШС

Золошлаковая смесь

Продолжение

Обозначения и сокращения

ЗШУ

Золошлакоудаление

ЗШХ

Золошлакохранилище

ЗУ

Золоуловитель

ИСП

Испарительная поверхность нагрева

ИТС

Информационно-технический справочник

КВ

Труба-коагулятор Вентури

КИТ

Коэффициент полезного использования топлива

КНД

Котел низкого давления

КПД

Коэффициент полезного действия

КПН

Конвективная поверхность нагрева

КС

Кипящий слой

КО

Конденсатоочистка

КТЭУ

Крупная топливо-сжигающая энергогенерирующая установка

КУ

Каменный уголь

К-У

Котел-утилизатор

КЭС

Конденсационная электрическая станция

МГЭС

Малая гидроэлектростанция

М-В

Мельница-вентилятор

ММ

Молотковая мельница

МОО

Маслоочистительное оборудование

МЭИ

Национальный исследовательский университет «МЭИ» -

Московский энергетический институт

МЭКС

Малоэмиссионная камера сгорания

НВОС

Негативное воздействие на окружающую среду

НД

Низкое давление

НДВ

Норматив допустимых выбросов

НДС

Норматив допустимых сбросов

НДТ

Наилучшая доступная технология

НРЧ

Нижняя радиационная часть

НТВ

Низкотемпературная вихревая технология

НУВ

Норматив удельных выбросов

ОГ

Основная горелка

ОРО

Объект размещения отходов

ОРУ

Открытое распределительное устройство

ОСО

Оборотная система охлаждения

ОЭС

Объединенная энергетическая система

ПАТЭС

Плавучая атомная теплоэлектростанция

ПВН

Пневмовинтовый насос

ПВК

Пыль с высокой концентрацией

ПГ

Пилотная горелка

ПГОУ

Пылегазоочистная установка

ПГУ

Парогазовая установка

ПГУ-КУ

Парогазовая установка с котлом-утилизатором

ПДВ

Предельно допустимый выброс

Продолжение

Обозначения и сокращения

ПДК

Предельно допустимая концентрация

ПДШХ

Предельно допустимая шумовая характеристика

ПЗП

Пневмозолопровод

ПЗУ

Пневмозолоудаление

ПКН

Пневмокамерный насос

ПМ

Первичный метод

ПМШУ

Пневмомеханическое шлакоудаление

ПНВД

Питательный насос высокого давления

ПННД

Питательный насос низкого давления

ПП

Пароперегреватель

ППВК

Подача пыли высокой концентрации

ППЭЭ

Программа повышения экологической эффективности

ПДКмр

Предельно допустимая максимальная разовая концентрация

ПСН

Струйный насос

ПСО

Промышленные системы охлаждения

ПСУ

Паросиловая установка

ПТЭ

Правила технической эксплуатации

ПФ

Прямоточный факел

ПЭК

Производственный экологический контроль

ПЭС

Приливная электростанция

РВП

Регенеративный воздухоподогреватель

РОУ

Редукционно-охладительная установка

РРУ

Радиационное размораживающее устройство

СанПиН

Санитарно-эпидемиологические правила и нормы

СВМ

Среднеходная валковая мельница

СВЧ

Сверхвысокочастотное

СЗЗ

Санитарно-защитная зона

СИ

Средство измерения

СИПР ЕЭС

Схема и программа развития Единой энергетической системы России

СКВ

Селективное каталитическое восстановление оксидов азота

СКД

Сверхкритическое давление пара

СМР

Строительно-монтажные работы

СМС

Сушильно-мельничная система

СНКВ

Селективное некаталитическое восстановление оксидов азота

СО ЕЭС

АО «Системный оператор Единой энергетической системы России»

СП

Система пылеприготовления

ССКП

Супер-сверхкритические параметры пара

СТО

Стандарт организации

СЦТ

Система централизованного теплоснабжения

СЭС

Солнечная электростанция

ТВД

Турбина высокого давления

ТН

Технологический норматив выбросов

ТНД

Турбина низкого давления

ТП

Технологический показатель

Окончание Обозначения и сокращения

ТРГ

Техническая рабочая группа

ТШУ

Твердое шлакоудаление

ТЭС

Тепловая электростанция

ТЭЦ

Теплоэлектроцентраль

УОО

Установка оборотного осмоса

УОСЗ

Установка отгрузки сухой золы

УРУТ

Удельный расход условного топлива

УУФ

Установка ультрафильтрации

УЭДИ

Установка электродеионизации

УЭС

Удельное электрическое сопротивление

ФРО

Фильтр с обратной продувкой

ФРИР

Фильтр с импульсной регенерацией

ФСД

Фильтр смешанного действия

ФТО

Фильтр тонкой очистки

ФЭСМ

Фотоэлектрический солнечный модуль

ЦВД

Цилиндр высокого давления

ЦЛАТИ

Центр лабораторного анализа и технических измерений

ЦКС

Циркулирующий кипящий слой

ЦСВ

Централизованная система водоотведения

ЦСД

Цилиндр среднего давления

ШБМ

Шаровая барабанная мельница

ЭК

Экономайзер

ЭФ

Электрофильтр

Единицы измерения

В таблице 0.3 приведены единицы измерния, используемые в Справочнике НДТ

38-2022 согласно ГОСТам, указанным в разделе Введение.

Т а б л и ц а 0.3 - Единицы измерения

Единица измерения

Наименование измеряемой величины

Обозначение

Наименование

Вольт

электрическое напряжение;

электрический потенциал;

разность электрических потенциалов;

электродвижущая сила

Вт, кВт,

ватт, киловатт, мегаватт,

мощность

МВт, ГВт

гигаватт

кВтч

киловатт-час

мера электрической энергии

г СО2-

грамм СО2-эквивалента

мера удельных выбросов парниковых

экв./кВтч

на киловатт-час

газов на отпуск электрической

энергии

кг СО2-

килограмм СО2-эквивалента

мера удельных выбросов парниковых

экв./Гкал

на гигакалорию

газов на отпуск тепловой энергии

г у.т./кВтч

грамм условного топлива на

удельный расход условного топлива

отпущенный киловатт-час

на отпуск электрической энергии

Гц

Герц

частота

дБА

акустический децибел

уровень звукового давления

МДж/кг

(мега)Джоуль на килограмм

удельная теплота сгорания топлива

ккал (Гкал)

килокалория (гигакалория)

количество теплоты

Гкал/ч

гигакалория в час

тепловая мощность

кг/м³

килограмм на кубический

плотность

метр

кгс/см²

килограмм-сила на

давление

квадратный сантиметр

кг у.т./Гкал

килограмм условного топлива

удельный расход условного топлива

наотпущенную гигакалорию

на отпуск тепловой энергии

м/с

метр в секунду

скорость

кубический метр

объём

м³

мг/м³

миллиграмм на метр

концентрация

кубический

Ом*м

Ом на метр

удельное электрическое сопротивление

Па

Паскаль

давление

тонна

масса

т СО2-экв.

тонна СО2-эквивалента

мера выбросов парниковых газов

Раздел

1 Общая характеристика электроэнергетической

отрасли России

1.1

Сведения о производственной структуре и ключевые показатели

функционирования электроэнергетики России

В соответствии с Энергетической стратегией Российской Федерации на период

до 2035 года [1], основу электроэнергетики большинства стран мира в прогнозном

периоде будут

составлять существующие системы централизованного

электроснабжения, базирующиеся на крупных электростанциях

- традиционных

(тепловые, атомные, гидроэлектростанции) или ветро- и солнечных электростанциях,

функционирующих в составе энергетических систем. Российская Федерация

характеризуется высоким уровнем централизации электроснабжения.

1.1.1 Зоны электроснабжения

По степени централизации электроснабжения в рамках электроэнергетики

Российской Федерации выделяется несколько зон:

зона централизованного электроснабжения России, охватывающая

регионы страны в сфере действия Единой энергетической системы России (далее -

ЕЭС России);

зона функционирования технологически изолированных территориальных

электроэнергетических систем Сибири и Дальнего Востока;

зона функционирования небольших изолированных энергоузлов на

территории, главным образом, сельских населенных пунктов, не охваченных

централизованным электроснабжением, удаленных от топливных баз и имеющих

сложную и затратную схему доставки топлива (зоны децентрализованного

электроснабжения). Изолированные системы энергоснабжения данной зоны в

основном используют дизельные электростанции (ДЭС) в качестве генераторов

электроэнергии, а также автономные системы энергоснабжения на базе

возобновляемых источников энергии (ВИЭ).

перечень

технологически

изолированных

территориальных

электроэнергетических систем, согласно Постановлению Правительства РФ от

27.12.2004 года № 854 в редакции от 30.01.2021 года «Об утверждении Правил

оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике»

[25],

входят

следующие:

электроэнергетическая система Камчатского края, территория которой

является зоной диспетчерской ответственности ПАО «Камчатскэнерго»;

электроэнергетическая система Магаданской области, территория которой

является зоной диспетчерской ответственности ПАО «Магаданэнерго»;

электроэнергетическая система Сахалинской области, территория которой

является зоной диспетчерской ответственности ПАО «Сахалинэнерго»;

электроэнергетическая система Чукотского автономного округа, территория

которой является зоной диспетчерской ответственности АО «Чукотэнерго»;

электроэнергетическая

система

Таймырского

(Долгано-Ненецкого)

автономного округа, территория которой является зоной диспетчерской

ответственности АО «Норильско-Таймырская энергетическая компания».

1.1.2 ЕЭС России

Основой российской электроэнергетики является Единая энергетическая

система России - уникальный, высокоавтоматизированный, единый технологический

комплекс, являющийся крупнейшим в мире централизованно управляемым

энергообъединением.

В настоящее время ЕЭС России состоит из 71 региональной энергосистемы,

которые, в свою очередь, образуют 7 объединенных энергетических систем (ОЭС):

Востока, Сибири, Урала, Средней Волги, Юга, Центра и Северо-Запада. Все

энергосистемы

соединены

межсистемными

высоковольтными

линиями

электропередачи напряжением 220-500 кВ и выше и работают в синхронном режиме

(параллельно) [26].

1.1.3 Генерирующие мощности

1.1.3.1 Применяемые технологии производства электроэнергии

По особенностям технологического процесса преобразования энергии и видам

природных источников энергии (твердое, жидкое, газообразное, ядерное топливо,

возобновляемые источники энергии) электростанции подразделяются на следующие

основные типы:

тепловые электростанции (ТЭС), оборудованные паросиловыми

установками, газовыми турбинами, парогазовыми установками (комбинирование

паросиловых установок и газовых турбин),

электростанции, оборудованные дизельными и газопоршневыми

энергетическими установками;

атомные электростанции (АЭС);

гидроэлектростанции (ГЭС) и гидроаккумулирующие электростанции

(ГАЭС);

электростанции, использующие возобновляемые источники энергии (ВИЭ):

солнечные (СЭС), ветровые (ВЭС), геотермальные (ГеоТЭС) и приливные (ПЭС)

электростанции.

Большую часть электроэнергии в стране вырабатывают ТЭС, АЭС и ГЭС

(п. 1.1.4.1).

ТЭС. Самым массовым источником электрической энергии в России являются

паросиловые ТЭС. Оборудование электростанций этого вида может быть

приспособлено для сжигания твердого, жидкого или газообразного топлива в качестве

основного или резервного топлива. Большинство ТЭС в европейской части страны в

качестве основного топлива используют природный газ, а в качестве резервного

топлива - мазут (газомазутные ТЭС). В большинстве регионов азиатской части

страны в качестве основного топлива ТЭС используется энергетический уголь

(пылеугольные ТЭС). В соответствии с начальными параметрами пара различают

паросиловое оборудование ТЭС с докритическими (котлы ДКД

- давление

перегретого пара до 13,8 МПа, температура до 560-570°С), сверхкритическими (СКД -

давление перегретого пара

25,5 МПа, температура до

545°С) и

суперсверхкритическими (ССКП - давление перегретого пара 30 МПа, температура

до 600 - 630°С) параметрами пара. КТЭУ на ССКП в России в эксплуатации нет.

ТЭС, оборудованная конденсационными турбоустановками, называется

конденсационной электростанцией (КЭС). Коэффициент полезного действия (КПД)

таких электростанций, ввиду производства на них преимущественно электрической

энергии, определяется только электрической составляющей и, в зависимости от

начальных параметров пара, может достигать для сверхкритических параметров пара

41% при работе на природном газе и

37% - при сжигании угля. Единичная

электрическая мощность российских конденсационных блоков в основном составляет

200-1200 МВт (что соответствует входной тепловой мощности 500-3000 МВт).

теплоэлектроцентралям

(ТЭЦ)

относят

ТЭС,

оборудованные

теплофикационными турбинами ДКД, в том числе в составе парогазовых установок,

на которых осуществляется совместная выработка электрической и тепловой

энергии. Для снижения потерь тепла и пара ТЭЦ сооружают вблизи потребителей.

Паропроизводительность котлов ТЭЦ обычно составляет

90-670 т/час, что

соответствует входной тепловой мощности

70-500 МВт. В основном

теплоэлектроцентрали с агрегатами в тепловой части до 100-150 МВт включительно

выполняют с поперечными связями по пару и воде, а в электрической части - со

сборными шинами 6-10 кВ; ТЭЦ с агрегатами 100-250 МВт в электрической части

выполняют по блочному типу. ТЭЦ по сравнению с КЭС более экономичны. Благодаря

производству тепловой энергии, вырабатываемой в теплофикационных турбинах

ТЭЦ, эффективность преобразования энергии топлива станции, оцениваемой

коэффициентом использования теплоты топлива (КИТ), увеличивается до 60-85%.

ТЭС, оборудованная газотурбинными установками, использует газообразное

или дизельное топливо (подробное описание

- в разделе

3). Максимальный

электрический КПД современных газотурбинных установок превышает

39% и

постоянно возрастает с увеличением рабочих параметров ГТУ. Используются и

тепловые схемы ГТУ с утилизацией тепла отработавших газов для нужд

теплоснабжения (ГТУ ТЭЦ). В этом случае часть тепла продуктов сгорания

утилизируется для нужд теплоснабжения, что в значительной мере увеличивает

эффективность преобразования энергии.

Для повышения эффективности производства энергии газовые турбины

используют в составе парогазовых энергетических установок (ПГУ). Основу ПГУ

составляют газотурбинные (ГТУ) и паросиловые (ПСУ) установки, каждая из которых

работает на свой электрический генератор. В ПГУ топливо сжигается в камере

сгорания газовой турбины, после прохождения проточной части которой, продукты

сгорания поступают в котел-утилизатор (теплообменник противоточного типа), где за

счет тепла горячих газов генерируется пар высоких параметров, направляемый в

паровую турбину. Принципиальная особенность ПГУ состоит в том, что в ней для

получения пара утилизируется тепловая энергия продуктов сгорания на выходе из

газовой турбины. Поэтому параметры пара и тепловая мощность паротурбинной

установки, входящей в ПГУ, существенно ниже, чем в паросиловых установках ТЭС.

При этом суммарный КПД ПГУ достигает высоких значений - так, КПД трехконтурной

ПГУ с промежуточным перегревом пара, в которой температура газов перед газовой

турбиной составляет

1450°С, достигает 60%. У утилизационных ПГУ выбросы

загрязняющих веществ в атмосферу существенно меньше, чем у паросиловых ТЭС,

а потребление объемов охлаждающей воды значительно ниже в сравнении с

паросиловыми установками аналогичной электрической мощности.

Дизельные электростанции в качестве первичного генератора используют

двигатели внутреннего сгорания, работающие на жидком топливе. Они мобильны,

автономны и поэтому широко используются в удаленных труднодоступных районах, а

также для снабжения электроэнергией сельскохозяйственных потребителей. Для

некоторых

классов

потребителей,

требующих

высокой

надежности

электроснабжения, ДЭС используются в качестве резервного или аварийного

источника электропитания. Например, дизельные агрегаты используются в качестве

резервных аварийных источников питания собственных нужд АЭС. Определяющими

в себестоимости электроэнергии, вырабатываемой ДЭС, являются затраты на

топливо. Поэтому минимизация расхода топлива при эксплуатации ДЭС является

важнейшим фактором повышения экономической эффективности этого типа

электростанций.

АЭС. Атомные электростанции - это, по сути, тепловые электростанции,

использующие ядерное топливо вместо органического. АЭС могут сооружаться в

любом географическом районе страны при наличии источника водоснабжения.

Атомные электростанции сооружаются по блочному принципу, как в тепловой, так и в

электрической части. Наиболее выгодным решением является строительство АЭС с

несколькими энергоблоками большой мощности, тогда по своим технико-

экономическим показателям они приближаются к КЭС, а в ряде случаев и превосходят

их. КПД АЭС составляет 28-34%, а для энергоблоков с натриевыми реакторами на

быстрых нейтронах (БН) достигает 39,4%. В 2022 году в Российской Федерации

эксплуатируется 37 энергоблоков в составе 11 АЭС:

22 энергоблока с реакторами типа ВВЭР (в составе 4 энергоблоков - 1200,

13 энергоблоков - ВВЭР-1000 и 5 энергоблоков - ВВЭР-440 различных модификаций);

11 энергоблоков с канальными реакторами (8 энергоблоков с реакторами

типа РБМК-1000 и 3 энергоблока с реакторами типа ЭГП-6);

2 энергоблока с реакторами на быстрых нейтронах с натриевым

охлаждением (БН-600 и БН-800);

2 реакторные установки типа КЛТ-40^оС электрической мощностью по 35 МВт

в составе плавучей атомной теплоэлектростанции (ПАТЭС).

ГЭС и ГАЭС. Гидроэлектростанции преобразуют механическую энергию

водного потока в электроэнергию. КПД ГЭС определяется КПД гидротурбины и

электрического генератора, образующих гидроагрегат. КПД преобразования энергии

движения водяного потока в электрическую достаточно высок

85-87%.

Гидроагрегаты являются высокоманевренными: разворот, включение в сеть и набор

нагрузки занимают 1-5 минут. Гидроэнергетика России состоит из 86 крупных

гидроэлектростанций (установленной электрической мощностью 25 МВт и более),

эксплуатирующих 435 гидроагрегатов различного типа. Помимо больших ГЭС, в

России получили распространение малые ГЭС (МГЭС) - объекты мощностью менее

25-30 МВт. В стране эксплуатируется порядка сотни таких станций общей мощностью

более 600 МВт.

ГАЭС предназначены для выравнивания суточного графика нагрузки

энергосистемы. В здании ГАЭС устанавливаются обратимые гидроагрегаты. В часы

минимума нагрузки энергосистемы генераторы ГАЭС переводят в двигательный

режим, а турбины - в насосный. Агрегаты ГАЭС высокоманевренны и могут быть

быстро переведены из насосного режима в генераторный и наоборот. КПД ГАЭС

составляет 70-75%.

ВИЭ. Наибольшее распространение в России получили технологии солнечной

(СЭС) и ветровой (ВЭС) генерации. В настоящее время в РФ функционируют 81

относительно крупная фотоэлектрическая СЭС и 38 относительно крупных ВЭС

каждая мощностью 1 МВт и более.

На СЭС применяются фотоэлектрические солнечные модули (ФЭСМ)

наземного типа, сетевые инверторы, автономные инверторы, аккумуляторы. На ВЭС

используются самые востребованные в мире ветроустановки с прямым приводом (без

редуктора) и мощностью от 2,5 МВт, турбины G132 - 3,465 МВт от Siemens Gamesa и

ветрогенераторы с горизонтальной осью.

Геотермальная энергетика занимает третье место в структуре мощностей

генерации, использующей ВИЭ, и имеет ограниченные масштабы развития.

Суммарная установленная мощность геотермальных электростанций (ГеоТЭС) в

России составляет порядка

77 МВт. При этом Россия имеет значительные

потенциальные запасы высокотемпературных месторождений Камчатки и Курильских

островов, достаточные для их полного энергообеспечения.

Приливные электростанции с так называемыми капсульными гидроагрегатами

сооружаются там, где имеется значительный перепад уровней воды во время

приливов и отливов. В России освоение этой технологии в значимых масштабах пока

не происходит. На Кольском полуострове построена опытно-промышленная

Кислогубская ПЭС мощностью 1,7 МВт, тогда как за рубежом построены и успешно

функционируют крупные ПЭС установленной мощностью 200-300 МВт.

1.1.3.2 Генерирующие мощности в зоне централизованного электроснабжения

(ЕЭС России)

В составе ЕЭС России работают 911 электростанций единичной мощностью от

5 МВт и более. Общая установленная мощность электростанций Единой

энергосистемы (ЕЭС России) на 01.01.2022 составила 246 590,9 МВт.

В структуре генерирующих электроэнергию мощностей России преобладают

тепловые электростанции (ТЭС), доля которых в суммарной установленной мощности

ЕЭС России на 01.01.2022 составляет 66,14%, АЭС - 11,98%, ГЭС - 20,26%, ВЭС -

0,83%, СЭС - 0,79%.

Структура установленной мощности электростанций по ЕЭС России и

отдельным ОЭС приведена в таблице 1.1.

Т а б л и ц а

1.1

- Структура установленной мощности электростанций ЕЭС России и

отдельных ОЭС на 01.01.2022

Энерго

Всего,

ТЭС

ГЭС

АЭС

ВЭС

СЭС

система

МВт

ЕЭС

246 590,9

163 097,1

66,14

49 954,8

20,26

29 543,0

11,98

2 035,4

0,83

1 960,6

0,79

России

ОЭС

50 199,2

34 610,8

68,9

1 810,1

3,6

13 778,3

27,5

Центра

ОЭС

Сред-

27 477,9

16 155,0

58,8

7 020,5

25,6

4 072,0

14,8

85,4

0,31

145,0

0,53

ней

Волги

ОЭС

53 472,27

49 617,9

92,8

1 913,7

3,6

1 485,0

2,78

1,7

0,01

454,0

0,85

Урала

ОЭС

Северо-

24 758,1

156 56,4

63,2

2 960,8

12,0

6 135,8

24,8

5,1

0,02

Запада

ОЭС

27 166,0

13 833,7

50,9

6 305,7

23,2

4 071,9

15,0

1943,3

7,16

1011,4

3,72

Юга

ОЭС

52 251,3

26 574,7

50,9

25 326,5

48,5

350,2

0,67

Сибири

ОЭС

11 266,1

6 648,6

59,0

4 617,5

41,0

Востока

Источник: СО ЕЭС России [24]

Структура установленной мощности тепловых электростанций объединенных

энергосистем и ЕЭС России на 01.01.2021 приведена на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 - Структура установленной мощности ТЭС ЕЭС России [24]

В таблице

1.2 приведены данные, характеризующие использование

установленной мощности электростанций ЕЭС России в разрезе ОЭС в 2021 году.

Т а б л и ц а 1.2 - Коэффициенты использования установленной мощности электростанций

ЕЭС России и отдельных ОЭС в 2021 году, %^*

2021 год, %

Энергосистема

ТЭС

ГЭС

АЭС

ВЭС

СЭС

ЕЭС России

46,05

47,89

83,89

28,31

14,40

ОЭС Центра

44,76

23,64

84,70

ОЭС Средней Волги

39,32

33,32

94,21

29,25

14,40

ОЭС Урала

54,88

27,40

60,01

5,40

15,11

ОЭС Северо-Запада

43,32

52,31

77,45

21,71

ОЭС Юга

45,43

36,39

88,91

28,31

14,30

ОЭС Сибири

36,93

57,61

13,72

ОЭС Востока

48,04

47,55

* Без учета электростанции промышленных предприятий.

Источник: СО ЕЭС России [24]

1.1.3.3 Генерирующие

мощности

технологически

изолированных

территориальных электроэнергетических системах Сибири и Дальнего Востока

Установленная мощность электростанций в технологически изолированных

территориальных электроэнергетических системах Сибири и Дальнего Востока

составляет порядка 5022 МВт (ТЭС - 2502 МВт), в том числе:

электроэнергетическая

система

Камчатского

края

(ПАО

«Камчатскэнерго») - 455,3 МВт [27] (в т.ч. Камчатская ТЭЦ-1 - 204 МВт, Камчатская

ТЭЦ-2 - 160 МВт);

электроэнергетическая

система

Магаданской

области

(ПАО

«Колымаэнерго» и ПАО «Магаданэнерго») - 1530,5 МВт на 01.01.2019 без учета ДЭЗ

населенных пунктов. В свою очередь, ПАО «Колымаэнерго» состоит из Колымской

ГЭС и Усть-Среднеканской ГЭС - 900 МВт и 310,5 МВт соответственно. А ПАО

«Магаданэнерго» включает Аркагалинскую ГРЭС - 224 МВт и Магаданскую ТЭЦ -

75 МВт (с шестью резервными дизель-генераторами мощностью по 3,5 МВт - 96 МВт).

При этом, с

1993 года большая часть оборудования Аркагалинской ГРЭС

законсервирована, станция работает в зимний период с нагрузкой 7-10 МВт с целью

теплоснабжения поселка, поддерживая оборудование в готовности для ввода в

работу в случае аварийных ситуаций в энергосистеме;

электроэнергетическая

система

Сахалинской

области

(ПАО

«Сахалинэнерго») - 575,2 МВт на 31.12.2020 (в т. ч. Сахалинская ГРЭС-2 - 120 МВт,

паросиловая часть Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 - 225 МВт, 5-й энергоблок Южно-

Сахалинской ТЭЦ-1 - 91 МВт и 4-й энергоблок Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 - 139 МВт);

электроэнергетическая система Чукотского автономного округа (АО

«Чукотэнерго» и филиал АО «Концерн Росэнергоатом») - 244,8 МВт на 31.12.2020 (в

том числе Анадырская ТЭЦ - 50 МВт, Анадырская ГМТЭЦ - 18,3 МВт, Эгвекинотская

ГРЭС - 30 МВт, Чаунская ТЭЦ - 30 МВт). Помимо станций АО «Чукотэнерго» в составе

энергосистемы еще работают Билибинская АЭС и плавучая атомная

теплоэлектростанция (ПАТЭС) в Чаун-Билибинском энергорайоне округа;

электроэнергетическая

система Таймырского

(Долгано-Ненецкого)

автономного округа (АО «Норильско-Таймырская энергетическая компания»)

2216 МВт на 31.12.2020 (в том числе Норильские ТЭЦ-1, 2, 3 - 1115 МВт).

Крупнейшие ТЭС, работающие в технологически изолированных

территориальных электроэнергетических системах Сибири и Дальнего Востока:

Норильские ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3 суммарной установленной мощностью

1115 МВт (основное топливо - газ);

Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 - 455 МВт (основное топливо - газ/уголь);

Камчатские ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 суммарной установленной мощностью 364 МВт

(основное топливо - мазут/газ);

Аркагалинская ГРЭС - 224 МВт (основное топливо - уголь).

1.1.3.4 Структура генерирующих мощностей ТЭС по видам топлива

Суммарная установленная мощность ТЭС в ЕЭС России (зона

централизованного электроснабжения) на

01.01.2022 составила

163,1 ГВт, а в

технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах

Сибири и Дальнего Востока - порядка 2,5 ГВт.

Подробная структура генерирующих мощностей ТЭС с разбивкой по типам

оборудования и видам топлива в зоне централизованного электроснабжения

представлена в таблице 1.3.

Т а б л и ц а 1.3 - Структура генерирующих мощностей ТЭС России по типам оборудования и

видам топлива в зоне централизованного электроснабжения на 01.01.2020

Газ+жидкое топливо

Твердое топливо

Установлен

Установлен-

Типы

ная

Кол-

Установлен-

Кол-

ная

оборудования

мощность,

во, ед.

ная мощность,

во,

мощность,

МВт

ед.

МВт

ТЭС, всего

163895,0

1956

124148,7

1476

100%

39746,3

480

100%

ПСУ 24 МПа

42045,5

109

32097,5

25,9%

9948,0

25,0%

ПСУ 13 МПа

68465,1

643

45838,5

451

36,9%

22626,6

192

56,9%

ПСУ ≤ 9

16538,0

753

9366,3

489

7,5%

7171,7

264

18,0%

МПа

ПГУ

27847,3

125

27847,3

125

22,4%

0,0

0,0%

ГТУ

8485,9

291

8485,9

291

6,8%

0,0

0,0%

Прочие

513,1

0,4%

0,0

0,0%

КЭС, всего

72933,1

450

53707,0

343

100%

19226,1

107

100,0%

ПСУ 24 МПа

36215,5

26267,5

48,9%

9948,0

51,7%

ПСУ 13 МПа

19627,9

102

11899,9

22,2%

7728,0

40,2%

ПСУ ≤ 9

2307,2

757,1

1,4%

1550,1

8,1%

МПа

ПГУ

9919,1

18,5%

0,0

0,0%

ГТУ

4649,3

156

4649,3

156

8,7%

0,0

0,0%

Прочие

214,1

0,4%

0,0

0,0%

Окончание таблицы 1.3

Газ+жидкое топливо

Твердое топливо

Установлен

Установлен-

Типы

ная

Кол-

Установлен-

Кол-

ная

оборудования

мощность,

во, ед.

ная мощность,

во,

мощность,

МВт

ед.

МВт

ТЭЦ, всего

90961,9

1506

70441,7

1133

100%

20520,2

373

100,0%

ПСУ 24 МПа

5830,0

8,3%

0,0

0,0%

ПСУ 13 МПа

48837,2

541

33938,6

390

48,2%

14898,6

151

72,6%

ПСУ ≤ 9

14230,9

687

8609,2

465

12,2%

5621,6

222

27,4%

МПа

ПГУ

17928,2

25,5%

0,0

0,0%

ГТУ

3836,6

135

3836,6

135

5,4%

0,0

0,0%

Прочие

299,0

0,4%

0,0

0,0%

1.1.3.5 Возрастная структура генерирующего оборудования ТЭС России

Средний возраст генерирующего оборудования электростанций России на

конец 2020 года оценивался в 34,1 года (рассчитывался с учетом восстановления

ресурса на ГЭС и ТЭС). Темпы его обновления за последние 10 лет превысили темпы

естественного старения, что позволило стабилизировать возраст оборудования. С

учетом прогнозной динамики ввода, модернизации и вывода оборудования с высокой

вероятностью реализации, представленной в Схеме и программе развития ЕЭС

России на 2021-2027 годы, средний возраст генерирующего оборудования вырастет

к 2026 году до 37,9 лет (рисунок 1.2).

Средний

возраст, лет

37.9

36.7

35.0

33.3

34.1

32.3

30.0

26.3

21.9

18.4

1990

1995

2000

2005

2010

2015

2020

2025

Фактические значения

Прогнозные значения

Источник: расчеты на основе данных АО «СО ЕЭС России» и отраслевых данных

Рисунок 1.2 - Динамика среднего возраста генерирующего оборудования

электростанций в Российской Федерации

Среди групп оборудования тепловой энергетики (рисунок 1.3) наиболее новое

оборудование относится к группам ПГУ (средний возраст - 8,1 лет), ГТУ и ГПА

(12,1 лет). Наибольший средний возраст оборудования приходится на группу

«паросиловые ТЭС» (34,1 года в 2020 году с ожидаемым ростом до 37,9 лет в 2026

году, согласно Схеме и программе развития ЕЭС России на 2021-2027 годы).

Средний

возраст, лет

46.3

41.5

45.1

37.9

36.5

34.1

39.0

32.9

32.0

32.9

34.5

35.2

31.5

30.7

27.2

27.5

29.6

26.2

25.8

30.9

23.2

22.3

28.2

26.5

19.1

18.5

22.0

14.1

14.0

12.1

9.7

15.4

14.2

13.6

13.5

8.1

11.6

9.0

10.1

9.0

2.6

7.8

1.0

4.5

3.7

1990

1995

2000

2005

2010

2015

2020

2025

ГЭС (факт)

ГЭС (прогноз)

АЭС (факт)

АЭС (прогноз)

Паросиловые ТЭС (факт)

Паросиловые ТЭС (прогноз)

ГТУ, ГПА (факт)

ГТУ, ГПА (прогноз)

ПГУ* (факт)

ПГУ* (прогноз)

ВИЭ (факт)

ВИЭ (прогноз)

Источник: расчеты на основе данных АО «СО ЕЭС России» и других отраслевых данных

Рисунок 1.3 - Динамика среднего возраста основного оборудования электростанций

России (по группам оборудования)

В таблице 1.4 приведена возрастная структура основного оборудования по

группам оборудования ТЭС по состоянию на конец 2020 года.

Т а б л и ц а 1.4 - Возрастная структура оборудования тепловых электростанций на конец 2020 года, МВт

Год ввода (обновления)

Группа

оборудования

ТЭС всего

109

102

105

1 572

2 809

11 701

18 381

19 363

20 482

16 370

16 612

7 042

4 090

5 208

6 668

24 187

9 634

611

Теплофикационные:

102

1 049

1 936

5 947

8 114

8 914

10 656

11 084

8 658

3 171

2 838

3 862

5 245

12 576

6 581

589

Паросиловые

102

1 049

1 936

5 947

8 114

8 914

10 656

11 079

8 658

3 171

2 709

2 214

1 653

1 915

814

292

ПГУ

1 288

3 069

8 896

4 676

265

ГТУ, ГПА

129

359

523

1 766

1 092

Конденсационные:

523

873

5 754

10 241

10 428

9 811

5 223

7 919

3 860

1 158

1 285

1 329

11 486

2 988

Паросиловые

523

873

5 754

10 241

10 428

9 517

5 081

7 665

3 860

420

1 015

143

2 290

469

ПГУ

710

7 397

1 812

ГТУ, ГПА

294

142

254

738

270

476

1 799

707

Детандерные

генерирующие

установки

Дизельные

Источник: расчеты на основе данных АО «СО ЕЭС России», ГИС ТЭК

За последние

20 лет обновление генерирующих мощностей тепловых

электростанций происходило, главным образом, за счет ввода ПГУ и ГТУ,

использующих газ в качестве основного топлива. По состоянию на конец 2020 года

средний возраст оборудования, рассчитанного на сжигание газа, составил 32,4 года.

Средний возраст оборудования, рассчитанного на использование угля, - 39,4 года

(рисунок 1.4).

Источник: расчеты на основе данных АО «СО ЕЭС России» и ГИС ТЭК

Рисунок 1.4 - Возрастная структура оборудования тепловых электростанций России,

использующих в качестве проектного топлива уголь и природный газ, по состоянию

на конец 2020 года

Состояние основных фондов в тепловой генерации характеризуется высоким

физическим износом. На конец 2020 года суммарная мощность турбоагрегатов,

продолжительность эксплуатации которых превышает 30 лет (введены до 1991 года),

составила около 107,6 ГВт, или свыше 65% мощности всего парка генерирующего

оборудования ТЭС. При этом по группам теплофикационного и конденсационного

паросилового оборудования эти показатели составляют 56,6 ГВт (81,6%) и 50,1 ГВт

(85,9%), соответственно.

1.1.4 Производство электроэнергии в ЕЭС России

1.1.4.1 Производство

электроэнергии

зоне

централизованного

электроснабжения (ЕЭС России)

В 2021 году электростанции ЕЭС России выработали 1 114,55 млрд кВт∙ч

(+6,5% к 2020 году) при потреблении электроэнергии 1 090,44 млрд кВт∙ч (+5,5% к

2020 году).

По данным АО «СО ЕЭС России» [24], в объединенных энергосистемах ЕЭС

России выработка электроэнергии в 2021 году составила (таблица 1.5):

ОЭС Центра - 255,57 млрд кВт·ч (+10,7% к 2020 году);

ОЭС Средней Волги - 110,89 млрд кВт·ч (+1,4% к 2020 году);

ОЭС Урала - 259,66 млрд кВт·ч (+5,2% к 2020 году);

ОЭС Северо-Запада - 115,41 млрд кВт·ч (+8,5% к 2020 году);

ОЭС Юга - 110,18 млрд кВт·ч (+7,1% к 2020 году);

ОЭС Сибири - 215,90 млрд кВт·ч (+4,3% к 2020 году);

ОЭС Востока - 46,94 млрд кВт·ч (+6,9% к 2020 году).

Т а б л и ц а 1.5 - Выработка электроэнергии по ОЭС и ЕЭС России и по типам генерации в

2021 году в сравнении с 2020 годом

ТЭС

ГЭС

АЭС

ВЭС

СЭС

Всего,

Энерго-

2021,

2021/

2021,

2021/

2021,

2021/

2021,

2021/

2021,

2021/

млн

система

кВт∙ч

Млн

2020,

млн

2020,

млн

2020,

млн

2020,

млн

2020,

кВт∙ч

ЕЭС

1114548

676907,9

+9,1

209519,8

+1,0

222244,8

+3,0

3621,7

+161,7

2253,8

+13,7

России

ОЭС

255567,5

142435,6

+16,3

3747,9

-15,1

109384

+5,3

Центра

ОЭС

Средней

110892,2

56899,4

+10,8

20486,7

-23,6

33104,4

+7,4

218,8

+2,6

182,9

+15,9

Волги

ОЭС

259656,1

246713,9

+7,7

4587,3

-29,0

7806

-27,9

0,8

-10,2

548,2

+21,1

Урала

ОЭС

Северо-

115410,2

61603,50

+11,6

13559,3

-1,8

40237,7

+7,8

9,7

-11,2

Запада

ОЭС

110174,7

53810,7

+15,5

20102,1

-5,3

31712,7

-3.3

3392,4

+192,7

1156,8

+5,6

Юга

ОЭС

215904,2

87737,2

-1,4

127801,1

+8,5

365,9

+32,1

Сибири

ОЭС

46943,1

27707,6

+2,8

19235,4

+13,4

Востока

Источник: СО ЕЭС России [24]

Выработка электроэнергии на всей территории Российской Федерации,

включая электростанции промышленных предприятий, в

2021 году составила

1131,3 млрд кВт·ч (+6,4% к 2020 году).

В структуре общей выработки электроэнергии в ЕЭС России также

преобладают тепловые электростанции, доля которых в 2021 году составила 60,73%,

доля АЭС - 19,94%, ГЭС - 18,80%, ВЭС - 0,32%, СЭС - 0,20% (рисунок 1.5).

0.32%

0.20%

18.80%

19.94%

60.73%

ТЭС АЭС ГЭС ВЭС СЭС

Источник: АО «СО ЕЭС России» [24]

Рисунок 1.5 - Структура выработки электроэнергии по типам электростанций ЕЭС

Наибольшую выработку электроэнергии во всех ОЭС, кроме ОЭС Сибири,

обеспечивают тепловые электростанции (таблица 1.6.).

Т а б л и ц а 1.6. - Структура выработки электроэнергии по типам генерации в ОЭС в 2021 году

ОЭС

Средней

Северо-

ОЭС Юга

Центра

Урала

Сибири

Востока

Волги

Запада

ТЭС

55,73%

51,31%

95,02%

53,38%

48,84%

40,64%

59,02%

ГЭС

1,47%

18,47%

1,77%

11,75%

18,25%

59,19%

40,98%

АЭС

42,80%

29,85%

3,01%

34,86%

28,78%

ВЭС

0,20%

0,0003%

0,01%

3,08%

СЭС

0,16%

0,21%

1,05%

0,17%

Источник: СО ЕЭС России [24]

1.1.4.2 Производство электроэнергии в технологически изолированных

территориальных электроэнергетических системах Сибири и Дальнего Востока

Суммарная выработка электроэнергии в технологически изолированных

территориальных электроэнергетических системах Сибири и Дальнего Востока

составляет 14804 млн кВт·ч (ТЭС - 7335 млн кВт·ч), в том числе:

- в электроэнергетической системе Камчатского края (ПАО «Камчатскэнерго») -

1531,7 млн кВт·ч в 2020 году (в том числе на Камчатской ТЭЦ-1 - 284,9 млн кВт·ч,

Камчатской ТЭЦ-2 - 821,9 млн кВт·ч);

в электроэнергетической системе Магаданской области (ПАО

«Колымаэнерго» и ПАО «Магаданэнерго») - 2546 млн кВт·ч в 2018 году, без учета

вырабтки ДЭС (в том числе Аркагалинская ГРЭС - 31 млн кВт·ч и Магаданская ТЭЦ -

130 млн кВт·ч);

в электроэнергетической системе Сахалинской области (ПАО

«Сахалинэнерго») - 2406,5 млн кВт·ч в 2020 году (в том числе Сахалинская ГРЭС-2 -

361,9 млн кВт·ч, паросиловое оборудование Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 - 918,7 млн

кВт·ч, 5-й энергоблок Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 - 435,3 млн кВт·ч и 4-й энергоблок

Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 - 690,6 млн кВт·ч);

- в электроэнергетической системе Чукотского автономного округа (АО

«Чукотэнерго» и филиал АО «Концерн Росэнергоатом») - 700 млн кВт·ч в 2020 году

(в том числе Анадырская ТЭЦ - 71,3 млн кВт·ч, Анадырская ГМТЭЦ - 52,0 млн кВт·ч,

Эгвекинотская ГРЭС - 69,2 млн кВт·ч, Чаунская ТЭЦ - 48,5 млн кВт·ч - станция

работает в режиме технологического минимума, что связано с увеличением доли

покупной электроэнергии после ввода в эксплуатацию ПАТЭС с 01.01.2020);

в электроэнергетической системе Таймырского (Долгано-Ненецкого)

автономного округа (АО «Норильско-Таймырская энергетическая компания») - 7620

млн кВт·ч в 2020 году (в том числе Норильские ТЭЦ-1, 2, 3 - 3420 млн кВт·ч).

1.1.5 Использование топлива

1.1.5.1 Использование топлива на ТЭС и котельных электроэнергетической

отрасли

Основными видами котельно-печного топлива на ТЭС и котельных отрасли

Российской Федерации являются природный газ и уголь.

По данным 2021 года, в структуре расхода топлива на ТЭС преобладает

газовое топливо (77,3% - природный как основной вид газового топлива, попутный и

искусственный газ), далее следует уголь (21,4% - угли всех месторождений и марок

России и Казахстана, используемые на ТЭС России). Наименьшие доли в структуре

расхода топлива занимают нефтетопливо (0,76% - топочный мазут как основной вид

нефтетоплива, дизельное топливо, а также прочие виды нефтетоплива), а также

прочие виды топлива (торф, продукты переработки древесного сырья и иные виды).

Территориальная структура расхода топлива на ТЭС в различных

федеральных округах РФ имеет свои особенности (таблица 1.7):

в Центральном, Северо-Кавказском и Приволжском федеральных округах

газ является фактически монотопливом;

в Северо-Западном, Южном и Уральском федеральных округах газ

является доминирующим видом топлива;

в Сибирском и Дальневосточном федеральных округах доминирующим

видом топлива является уголь.

Т а б л и ц а 1.7 - Доли газового топлива и угля в общей структуре расхода топлива на ТЭС в

федеральных округах России в 2020 году

Федеральный округ

Виды топлива

Доли в общей структуре расхода топлива, %

Газ

97,6

Центральный ФО

Уголь

2,2

Газ

87,0

Северо-Западный ФО

Уголь

6,7

Газ

84,5

Южный ФО

Уголь

14,7

Северо-Кавказский ФО

Газ

100,0

Газ

97,1

Приволжский ФО

Уголь

0,4

Уральский ФО

Газ

84,2

Уголь

15,1

Газ

17,1

Сибирский ФО

Уголь

82,2

Газ

32,9

Дальневосточный ФО

Уголь

63,9

Источник: на базе данных ГИС ТЭК

1.1.5.2 Прогноз потребности ТЭС в топливе

Ниже приведен прогноз спроса на топливо организаций электроэнергетики ЕЭС

России (без учета децентрализованных источников) для варианта развития

генерирующих мощностей с учетом вводов генерирующих мощностей и мероприятий

по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с

высокой вероятностью реализации, предусмотренный в Схеме и программе развития

Единой энергетической системы России на 2021-2027 годы [22].

Т а б л и ц а 1.8 - Прогноз производства электрической энергии на ТЭС ЕЭС России

Прогноз по годам

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

Выработка

электрической

энергии при

666,555^*

699,549

731,644

747,885

774,127

770,220

781,207

средневодных

условиях, млрд кВт·ч

Выработка

электрической

энергии при

666,555

715,082

747,177

763,418

789,660

785,753

796,740

маловодных

условиях, млрд кВт·ч

* По данным ГИС ТЭК, фактическая выработка электрической энергии в 2021 году составила

676,908 млрд кВт ч.

Источник: СИПР ЕЭС России на 2021-2027 годы [22]

При определении потребности электростанций в различных видах топлива

учитывались режимы работы ТЭС, характеристики действующего и вводимого

оборудования, виды установленного для ТЭС топлива, состояние топливоснабжения.

Оценка потребности ТЭС ЕЭС России в органическом топливе сформирована,

исходя из намеченных уровней производства электрической энергии (таблица 1.8).

Прогнозная динамика потребности в органическом топливе ТЭС ЕЭС России

для рассматриваемого варианта приведена в таблице 1.9.

Т а б л и ц а 1.9 - Прогноз потребности ТЭС ЕЭС России в органическом топливе

Прогноз по годам

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

Потребность ТЭС в

279 529*

289 643

302 984

305 454

313 110

312 649

315 613

топливе, тыс. т. у.т.

из них: газ

199 492

208 474

215 265

217 073

223 768

222 792

226 259

нефтетопливо

1 087

1 110

1 120

1 130

1 125

1 129

уголь

66 659

67 467

73 793

73 687

74 581

75 029

74 469

прочее топливо

12 292

12 615

12 817

13 574

13 631

13 703

13 755

Потребность ТЭС

100,0

в топливе, %

из них: газ

71,37

71,98

71,05

71,07

71,47

71,26

71,69

нефтетопливо

0,39

0,38

0,37

0,36

уголь

23,85

23,29

24,36

24,12

23,82

24,00

23,60

Прогноз по годам

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

прочее топливо

4,40

4,36

4,23

4,44

4,35

4,38

4,36

* По данным ГИС ТЭК, расход условного топлива на электростанциях и котельных отрасли

в 2021 году составил 274 831 тыс. т.у.т.

Источник: СИПР ЕЭС России на 2021-2027 годы [22]

Структура используемого топлива в течение периода прогнозирования

остается практически без изменений: на долю газа приходится около 71%, на долю

угля - около 24%, на долю нефтетоплива и прочего топлива - менее 5%.

При маловодных условиях в ОЭС Сибири и ОЭС Востока может возникнуть

дополнительная потребность в топливе для ТЭС с целью покрытия прогнозируемого

уровня электропотребления (таблица 1.10).

Т а б л и ц а 1.10 - Прогноз потребности в дополнительном топливе для ТЭС при

маловодных условиях, млн т у.т.

Прогноз по годам

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

ОЭС Сибири

3,95

4,08

4,06

4,02

3,97

ОЭС Востока

1,37

1,45

1,47

1,52

1,39

1,36

Источник: СИПР ЕЭС России на 2021-2027 годы [22]

Прогноз потребности ТЭС в различных видах органического топлива по ОЭС

приведен в таблице 1.11.

Т а б л и ц а 1.11 - Структура органического топлива в прогнозе его потребления ТЭС по

ОЭС, тыс. т у.т.

Расход

в том числе

условного

ОЭС

Годы

топлива,

Нефте-

Прочее

Газ

Уголь

всего

топливо

ОЭС Северо-Запада

2021

25350

20632

2021

484

2213

2022

25597

20855

2035

484

2223

2023

25719

20966

2042

485

2227

2024

25991

21221

2052

485

2234

2025

27050

22221

2087

485

2256

2026

26985

22216

2023

481

2264

ОЭС Центра

2021

53790

48381

1152

4174

2022

58330

52589

1308

4349

2023

59872

53948

1370

4469

2024

60854

54195

1364

5210

2025

64819

58028

1487

5217

2026

62022

55341

1384

5211

2027

63591

56864

1427

5213

ОЭС Средней Волги

2021

28071

27614

110

347

2022

29583

29075

112

396

2023

30221

29662

115

444

2024

30526

29961

121

444

2025

30847

30277

122

449

2026

30504

29946

119

439

2027

30974

30410

120

443

ОЭС Юга

2021

17757

15932

1787

2022

18198

16343

1816

2023

18777

16893

1845

2024

18901

17015

1848

2025

19271

17355

1877

2026

19436

17507

1890

2027

19840

17852

1948

Окончание таблицы 1.11

Расход

в том числе

условного

ОЭС

Годы

Нефте-

Прочее

топлива,

Газ

Уголь

топливо

всего

ОЭС Урала

2021

88629

77689

8021

109

2810

2022

91631

80247

8378

114

2893

2023

93481

81791

8673

114

2904

2024

95310

83230

9056

119

2905

2025

96350

84030

9272

122

2926

2026

97010

84491

9459

125

2936

2027

97357

84769

9526

126

2935

ОЭС Сибири

2021

52524

4214

45363

212

2736

2022

53008

4259

45804

204

2741

2023

59267

6070

50223

214

2760

2024

57145

5004

49161

210

2769

2025

57320

5054

49287

211

2769

2026

59150

6425

49672

212

2840

2027

59486

6419

49975

213

2878

ОЭС Востока

2021

13408

5029

8315

2022

13296

5107

8126

2023

15646

5936

9639

2024

16728

6446

10206

2025

17452

6803

10571

2026

17542

6866

10600

2027

17116

7491

9549

Источник: СИПР ЕЭС России на 2021- 2027 годы [22]

1.1.6 Показатели энергетической эффективности ТЭС

Ключевыми характеристиками энергетической эффективности ТЭС являются

удельные расходы условного топлива (УРУТ) на отпуск электрической и тепловой

энергии.

Динамика удельного расхода условного топлива на отпуск электрической

энергии на тепловых электростанциях России в 2017-2021 годах приведена на

рисунке 1.6.

Источник: на базе данных ГИС ТЭК

Рисунок 1.6 - Динамика удельного расхода условного топлива на отпуск

электроэнергии (пропорциональный метод) на ТЭС России в 2017-2021 годах,

гу.т./кВт·ч

Наиболее эффективным оборудованием является ПГУ. Наименее

эффективные - ТЭС с параметрами свежего пара до 90 кгс/см².

Динамика удельного расхода условного топлива на отпуск тепловой энергии на

ТЭС России и котельных на балансе станций приведена в таблице 1.12.

Т а б л и ц а 1.12 - Удельные расходы топлива ТЭС и котельных на балансе электростанций

по Российской Федерации

Уд

на отпуск тепла

станций, кг/Гкал

202

0 /

9,1

Источник: на базе данных ГИС ТЭК

Динамика удельных расходов топлива на отпуск электрической и тепловой

энергии по группам установленного оборудования ТЭС приведена в таблице 1.13.

Т а б л и ц а 1.14 - Динамика удельных расходов топлива на отпуск электрической и тепловой

энергии по субъектам Российской Федерации

Общий УРУТ на отпуск тепла от

УРУТ на отпуск электроэнергии,

электростанций и котельных на

Субъект РФ

г/кВт·ч

балансе станций, кг/Гкал

2020/

2018

2019

2020

2018

2019

2020

2019, %

Россия

309,9

311,4

311,3

99,9

147,4

147,3

147,5

100,2

Центральный ФО

287,9

289,6

290,0

100,1

140,9

142,9

142,4

99,7

Сев.-Западный ФО

281,7

288,0

290,9

100,9

142,5

144,6

143,9

99,5

Южный ФО

331,4

325,3

314,4

96,6

144,6

143,4

145,3

101,3

Сев.-Кавказский

315,5

319,6

101,3

140,5

137,3

138,5

100,9

319,9

ФО

Приволжский ФО

292,9

291,7

287,8

98,7

146,0

144,8

146,6

101,3

Уральский ФО

304,5

307,0

308,8

100,6

150,9

150,2

148,9

99,1

Сибирский ФО

350,7

356,4

356,1

99,9

153,6

153,2

153,3

100,1

Дальневосточ. ФО

377,1

383,1

382,3

99,8

158,6

155,6

155,7

100,1

Источник: на базе данных ГИС ТЭК

1.2 Экологические показатели ТЭС

1.2.1 Воздействие электростанций отрасли на атмосферный воздух

Выбросы загрязняющих веществ (ЗВ) в атмосферу от ТЭС отрасли составляют

около 11,6% от общероссийского объема выбросов от стационарных источников.

Наиболее значимыми видами выбросов ЗВ в атмосферу при сжигании на

электростанциях органического топлива являются диоксид серы, оксиды азота, оксид

углерода и зола твердого топлива, которые приняты в качестве маркерных веществ,

а также парниковый газ - диоксид углерода СО2. Другие загрязняющие вещества -

бенз(а)пирен, сажа, твердые (коксовые) частицы несгоревшего топлива, являющиеся

продуктами недожога топлива, образуются в незначительных количествах, как

правило, при кратковременной работе КТЭУ на переходных режимах и не оказывают

заметного влияния на здоровье населения и состояние окружающей среды.

Объем загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу ТЭС, за 10-

летний период заметно снизился при росте объема выработки электроэнергии. В 2020

году суммарные объемы выбросов ЗВ в атмосферу электростанциями и

предприятиями отрасли составили 1991 тыс. т - на 250 тыс. т (11,2%) меньше, чем в

2019 году, и на 1148 тыс. т (36,6%) меньше, чем в 2010 году.

Объемы выбросов основных видов ЗВ в атмосферный воздух в 2010 году, в

сравнении с 2019 и 2020 годами, приведены в таблице 1.15.

Т а б л и ц а 1.15 - Объемы выбросов основных видов загрязняющих веществ в атмосферный

воздух в 2010, 2019 и 2020 годах

Основные виды выбросы ЗВ в

2010

2019

2020

атмосферу

млн т

Выбросы основных видов ЗВ

2,92

100,0

2,05

100

1,8

100

в том числе:

твердые вещества

0,91

31,2

0,43

0,37

20,6

диоксид серы

1,12

38,4

0,86

0,75

41,7

оксиды азота*

0,89

30,5

0,76

37,1

0,68

37,8

* В пересчете на NO2.

Источник: на базе данных ГИС ТЭК

Причинами снижения объемов выбросов ЗВ в атмосферный воздух,

наблюдавшегося за указанный период, являются:

- изменение структуры генерирующих мощностей, в том числе внедрение

комбинированной парогазовой технологии производства энергии;

- существенное сокращение использования жидкого топлива и сжигания угля

и увеличение доли более экологически чистого природного газа;

- изменение качественных характеристик сожженного топлива;

- повышение эффективности золоулавливания в результате использования

более эффективного оборудования по очистке уходящих газов;

- проведение эксплуатационно-наладочных мероприятий, обеспечивших

оптимизацию режимов горения топлива.

В таблице 1.16 приведены суммарные объемы выбросов ЗВ в атмосферу по

федеральным округам (ФО) России в 2019-2020 годах.

Т а б л и ц а 1.16 Суммарные объемы выбросов ЗВ в атмосферу по ФО

Всего выброшено в атмосферу

Изменение

Субъекты РФ

загрязняющих веществ за год, млн т

2020 / 2019,

2019

2020

Центральный ФО

0,13

5,6

0,11

5,4

85,5

Северо-Западный ФО

0,17

7,6

0,15

7,6

89,1

Южный ФО

0,11

5,0

0,10

5,3

93,5

Северо-Кавказский ФО

0,01

0,6

0,01

0,6

93,8

Приволжский ФО

0,16

7,0

0,15

7,7

96,7

Уральский ФО

0,44

19,4

0,39

19,7

90,2

Сибирский ФО

0,85

38,0

0,74

37,3

87,1

Дальневосточный ФО

0,37

16,7

0,33

16,4

87,3

Источник: на базе данных ГИС ТЭК

Анализ отраслевой отчетности за 2019 год показывает:

1) доля выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от суммарных выбросов

ТЭС и котельных отрасли (на отпуск электрической и тепловой энергии) составляет:

- На ТЭС и котельных, использующих уголь: валовые выбросы - 71%, в том

числе твердые вещества

90%, газообразные и жидкие вещества

66,5%

(группировка ТЭС и котельных для расчета показателей проведена по видам

используемого основного топлива (уголь, газообразное топливо, нефтетопливо));

- на ТЭС и котельных, использующих газообразное топливо: валовые

выбросы - 29,2%, в том числе газообразные и жидкие вещества - 33,6%;

- на ТЭС и котельных, использующих нефтетопливо, - 0,88%, в том числе

твердые вещества - 0,16%, газообразные и жидкие вещества - 1,04%;

2) основная масса валовых выбросов ЗВ в атмосферу (свыше 87%) приходится

на крупные угольные и мазутные ТЭС с установленной электрической мощностью

свыше 250 МВт, доля которых составляет около 94% установленной мощности всех

угольных и мазутных ТЭС отрасли. Проведенные оценки применяемых в российской

энергетике видов энергетических топлив показывают, что в 2019 году удельная масса

выбросов ЗВ в атмосферу, образующихся при сжигании 1 тонны газообразного

топлива (ту.т.), составляет примерно 3,1 кг/ту.т., 1 т у.т. нефтетоплива - 15,6 кг/ту.т.,

а 1 ту.т. угля - 23,8 кг/т у.т.

1.2.2 Воздействие электростанций отрасли на водные объекты

1.2.2.1 Забор воды

Забор природных вод электростанциями отрасли достигает 45% в общем

объеме использования водных ресурсов России. Источниками водоснабжения

тепловых электростанций являются реки и крупные поверхностные водоемы (пруды,

озера, моря). Подземная вода (за редкими исключениями) используется только для

снабжения ТЭС питьевой водой. На ТЭС вода используется для следующих основных

нужд:

- конденсации пара в конденсаторах турбин, которые потребляют основной

объем (до 95%) всей воды;

- обеспечения работы и охлаждения систем маслоснабжения турбин,

турбогенераторов и различного вспомогательного оборудования;

- подготовки воды для обеспечения работы ПСУ, тепловых сетей, для

восполнения пароводяных потерь;

- обеспечения работы газоочистного оборудования;

- золошлакоудаления на угольных станциях.

Величина перечисленных выше расходов воды зависит от типа

электростанции, рода и количества сжигаемого топлива, типа и мощности

установленного основного и вспомогательного котельного и турбинного

оборудования, температуры воды, используемой для охлаждения, а также от условий

эксплуатации электростанции. Кроме того, вода расходуется для хозяйственных и

бытовых нужд.

В 2020 году объем забора воды (на производственные, хозяйственно-бытовые

и иные нужды) в отрасли составил

21 607 млн м³и по сравнению с

2019 году

уменьшился на 2 593 млн м³(на 10,7%).

В таблице 1.17 приведены данные об объемах забора воды всего (на про-

изводственные, хозяйственно-бытовые и иные нужды электростанций отрасли) в

2019-2020 годах по Российской Федерации и отдельным федеральным округам.

Т а б л и ц а 1.17 - Объемы забора воды электростанциями отрасли всего по Российской

Федерации и федеральным округам в 2019-2020 годах

Всего забрано или получено воды за год, млн

Изменение

м³

Субъекты РФ

(2020/2019),%

Российская Федерация

24 199,95

100

21 606,80

89,3

Центральный ФО

3 763,13

15,6

3 109,80

82,6

Северо-Западный ФО

6 744,81

27,9

6 055,78

89,8

Южный ФО

2 856,24

11,8

2 472,84

86,6

Се

94,

ве

Приво

лжский ФО

2 937,40

12,1

2 622,19

89,3

Ур

ал

Сибир

ский

ФО

3 959,61

16,4

3 505,98

88,5

Да

93,

ль

Источник: на базе данных ГИС ТЭК

1.2.2.2 Сброс загрязненных сточных вод

На ТЭС могут образовываться следующие виды сточных вод:

- возвратные воды систем охлаждения технологического оборудования;

- воды, загрязненные нефтепродуктами (мазутом, маслами и пр.);

- воды от обмывки конвективных поверхностей нагрева мазутных котлов и

регенеративных воздухоподогревателей (РВП);

- сбросные воды водоподготовительных установок;

- воды от консервации и химических промывок основного оборудования;

- воды, сбрасываемые системами гидрозолоудаления (ГЗУ);

- поверхностный сток с территории ТЭС.

В условиях ограниченности свободных водных ресурсов и ухудшения

качественного состояния водных объектов, при ужесточении требований

контролирующих органов к качеству воды, резко возрастают экологические риски для

предприятий электроэнергетики, связанные с попаданием в грунтовые и

поверхностные воды загрязняющих веществ.

Ежегодный объем водоотведения электрогенераторами составляет 17-18 млрд

м³, из которых 92-95% относится к возвратным теплообменным водам систем

охлаждения ТЭС и АЭС в категории нормативно чистых вод без очистки. Объем

отведения загрязненных сточных вод (без очистки и недостаточно очищенных)

предприятиями электроэнергетики составляет 4,7% в общем объеме сброса таких

сточных вод в стране. В таблице 1.18 представлены данные об объемах сброса

загрязненных сточных вод предприятиями электроэнергетики в 2019-2020 годах.

Т а б л и ц а

1.18

- Объемы отведения загрязненных сточных вод предприятиями

электроэнергетики всего по Российской Федерации и федеральным округам в 2019-2020 годах

зненных

енных, млн м³

Изменение

2019

2020

2019

2020/2019, %

530

447

112,

Це

16,

3,2

15,

33,

163

30,

154

34,

12,

0,0

Пр

54,

10,

54,

12,

1 8,

Ур

0,2

412,

Си

89,

16,

8,4

29,

Да

205

38,

207

46,

114,

ль

Источник: на базе данных ГИС ТЭК

1.2.3 Образование отходов на электростанциях отрасли

Объем отходов, образующихся на объектах электроэнергетики, составляет

примерно 2,5% от общероссийского показателя.

В 2020 году на долю опасных отходов

(1-4-го классов опасности, за

исключением золошлаковых отходов (ЗШО) 4-го класса опасности) приходилось лишь

1,5% общего объема образования отходов на предприятиях отрасли. ЗШО являются

наиболее массовым видом отходов в отрасли. Большие объемы выхода ЗШО

приводят к обострению ситуации в области их складирования и хранения и

ухудшению экологической обстановки в районе действия угольных ТЭС. Ежегодные

расходы только на хранение ЗШО (плата за размещение и аренду земли)

существенно влияют на себестоимость производства электрической и тепловой

энергии. Золошлакоотвалы занимают большие площади, являются источниками

загрязнения окружающей среды и требуют значительных капитальных и

эксплуатационных затрат. Ежегодно увеличивается стоимость транспортировки золы

и шлаков ТЭС в отвалы, строительства золошлакоотвалов и их реконструкции.

В то же время ЗШО в качестве минерального сырья определенного

химического, минералогического и гранулометрического состава при оформлении

необходимой технической документации, контроле качества, сепарации и

обеспечении условий хранения и отгрузки может быть таким же товарным продуктом,

как электроэнергия и тепло.

Объем образования золошлаковых отходов угольных ТЭС в Российской

Федерации зависит в основном от трех факторов:

- эффективности золоулавливания;

- характеристик угля (зольность, калорийность);

- физических объемов потребленного угля на производство тепла и

электроэнергии.

Данные по динамике образования и использования золошлаковых отходов

угольных ТЭС представлены в таблице 1.19.

Т а б л и ц а 1.19 - Динамика образования и утилизации золошлаковых отходов угольных ТЭС

в Российской Федерации и федеральных округах в 2010, 2019 и 2020 годах

Об

ШО за отчетный

, млн т

2010

2019

2020

2010

2020

Российская

26,77

100

17,95

100

16,45

100

2,76

100

3,14

100

Федерация

Це

0,8

3,1

0,1

1,0

0,4

12,

0,7

2,6

0,4

0,3

2,4

0,0

Юж

0,9

3,4

0,8

0,6

4,1

0,0

Пр

0,1

0,7

0,0

0,6

0,0

Ура

9,9

37,

4,9

27,

4,6

28,

0,2

10,

Си

9,1

34,

7,2

40,

6,4

39,

1,5

59,

5,1

19,

4,2

23,

4,0

24,

0,3

11,

Источник: на базе данных ГИС ТЭК

За период 2010, 2019 и 2020 годов среднегодовой объем образования ЗШО

составил 20,4 млн т в год. При этом:

- минимальное значение - 16,5 млн т в 2020 году;

- максимальное значение - 26,8 млн т в 2010 году.

Объемы накопления ЗШО в золошлакоотвалах угольных ТЭС в различных

федеральных округах страны отличаются на порядок. Так, объем накопления ЗШО в

Уральском федеральном округе почти в 9,8 раз превосходит аналогичный показатель

по Приволжскому федеральному округу. Объем накопления ЗШО в Сибирском

федеральном округе в 8,7 раз превосходит аналогичный показатель по Северо-

Западному федеральному округу. Суммарно на долю объемов ЗШО, размещенных в

золошлакоотвалах угольных ТЭС Уральского, Сибирского и Дальневосточного

федеральных округов, приходится 77,1% общего объема ЗШО, размещенных в

золошлакоотвалах угольных ТЭС страны.

Практически весь объем ЗШО, потребляемый непосредственно на ТЭС,

используется в виде золошлаковой смеси и шлака для следующих нужд:

- рекультивации нарушенных земель, объектов размещения отходов (60-65%);

- строительства, ремонта золошлакоотвалов (около 25%).

- ликвидации отработанных горных выработок (около 8%).

Объемы потребления ЗШО для собственных нужд ТЭС имеют тенденцию к

снижению, так как ЗШО не применяются в основных производственных процессах

ТЭС, а потребности ТЭС в строительстве, реконструкции, ремонте золоотвалов,

рекультивации земель и ликвидации горных выработок носят непостоянный,

эпизодический характер.

Основной объем утилизируемых ЗШО приходится на сторонние организации.

Сертифицированные материалы на основе сухой золы, как правило, используются

ими для производства строительных материалов: цемента, бетонных смесей и

изделий (в качестве заменителя части цемента и песка), кирпича. Объемы сбыта

сухой золы для этих целей в среднем составляют около 600 тыс. т/год, динамика этого

показателя не имеет явно выраженной тенденции.

Материалы на основе ЗШС из золоотвалов применятся сторонними

организациями в основном для:

- строительных нужд, производства стройматериалов;

- ликвидации отработанных горных выработок;

- рекультивации нарушенных земель и объектов размещения отходов.

Общая масса сбыта золошлаковой смеси заметно снижается. Наибольшее

снижение происходит за счет падения потребления ЗШО для производства

строительных материалов, что, наиболее вероятно, связано с общим экономическим

кризисом в стране, снижением экономической активности, включая строительство.

Однако обращает на себя внимание снижающийся уровень потребления ЗШО и по

другим перспективным направлениям:

- для рекультивации и изоляции отходов на полигонах ТКО;

- для рекультивации нарушенных земель;

- для ликвидации отработанных горных выработок.

По использованию золошлаковых отходов в стране лидирует Сибирский

федеральный округ. В СФО объемы годового использования ЗШО угольных ТЭС

наибольшие среди всех федеральных округов страны. В 2020 году на долю СФО

пришлось почти 60% годового использования ЗШО на угольных ТЭС страны.

1.2.4 Акустическое воздействие (шум)

Источниками шума при работе ТЭС являются:

- системы транспортировки угля и углеразмольное оборудование;

- шум, излучаемый из устьев дымовых труб, воздухозаборов дутьевых

вентиляторов, от корпусов тягодутьевого оборудования, от газовоздушных трактов,

компрессорной, трансформаторов, от зданий ТЭС, градирен, ГРП, газопроводов;

- шум от турбин, особенно газовых, котлов, редукционно-охладительных

установок, насосов, деаэраторов, паропроводов, синхронных компенсаторов,

приточно-вытяжной вентиляции.

Источником наиболее интенсивного шума является сброс пара в атмосферу.

Шум, излучаемый от высотного источника, мало снижается естественными и

искусственными препятствиями. Шум от энергетических газовоздухопроводов имеет

тональные составляющие в спектре шума и излучается от срезов дымовых труб с

большой высоты.

Превышение допустимых норм для рабочих зон по уровню звука при работе

различного оборудования ТЭС по результатам измерений на расстоянии 1 метра

следующее:

аварийные сбросы пара в атмосферу - 36-58 дБА;

переключатели открытых распределительных устройств (ОРУ) - до 40 дБА;

паровые турбины - до 20 дБА;

тягодутьевые машины - 5-15 дБА;

редукционно-охладительные установки (РОУ) - 28-32 дБА;

градирни - до 7 дБА;

трансформаторы - до 5 дБА;

углеразмольное оборудование - 7-21 дБА;

ГРП - 20-25 дБА;

насосы - 9-17 дБА;

компрессоры - 6-15 дБА;

котлы - до 9 дБА.

Энергетическое оборудование при работе в расчетных режимах возбуждает

постоянный широкополосный и непостоянный, колеблющийся во времени, шум с

непрерывным спектром в октавных полосах со среднегеометрическими частотами

31,5, 63, 125, 250, 500, 1000, 2000, 4000 и 8000 Гц.

В ситуациях, связанных с выбросами пара в атмосферу или при срабатывании

переключателей ОРУ, возбуждается непостоянный прерывистый шум. В аварийных

ситуациях, связанных с образованием свищей, возбуждается тональный шум.

Оборудование механических мастерских возбуждает импульсный и прерывистый

шум.

1.2.5 Выбросы парниковых газов в электроэнергетике

Для электростанций и котельных отрасли основным парниковым газом,

образующимся при сжигании топлива, является диоксид углерода (CO2).

Незначительные выбросы другого парникового газа - закиси азота (N2O) - имеют

место только при пуске газотурбинных установок. Более 99,9% всех выбросов

приходится на CO2.

В 2020 году выбросы CO2 на электростанциях отрасли составили около

470 млн т, по данным ГИС ТЭК. По сравнению с 2019 годом выбросы диоксида

углерода снизились на 25 млн т (на 5,2 %). Необходимо иметь в виду, что в данных

2019 года учтены выбросы от котельных на балансе электростанций отрасли в сумме

5,8 млн т, которые не вошли в отчетность в 2020 году, а в данных 2020 года

содержатся выбросы по электростанциям ряда промышленных предприятий в сумме

23,5 млн т, которые отсутствовали в отчетности 2019 года.

В 2020 году на

144 электростанциях отрасли выбросы углекислого газа

превысили 1 млн т, а на 369 электростанциях выбросы были выше 50 тыс. т CO2.

В 2020 году выбросы CO2 от сжигания газа составили 305 млн т, от сжигания

угля - 159 млн т, от сжигания нефтетоплива - 4,5 млн т (в 2015 году - 296,5, 204,1, 3,1

млн т соответственно).

Снижение выбросов парниковых газов в 2020 году по сравнению с 2015 и 2019

годами обусловлено, в основном, снижением объемов потребеления угля.

К основным применяемым и перспективным мероприятиям по снижению

эмиссии парниковых газов на электростанциях можно отнести:

- снижение удельных расходов топлива путем строительства энергетических

установок с высоким КПД (например, на основе комбинированного парогазового

цикла);

- перевод котлов теплоэнергетических установок с угля на сжигание

газообразного топлива (обеспечивает снижение коэффициента эмиссии двуокиси

углерода);

- мероприятия, направленные на повышение экономичности и снижение

удельных расходов топлива (внедрение частотно-регулируемых приводов

собственных нужд, применение детандер-генераторных агрегатов для утилизации

избыточного давления транспортируемого природного газа и др.);

- вывод из эксплуатации и демонтаж устаревшего оборудования;

- внедрение на угольных станциях установок с паровым циклом со

суперсверхкритическими параметрами пара (до 600°С и выше и более 30 МПа) и КПД

более 45%;

- повышение доли совместной выработки электрической и тепловой энергии

за счет когенерации электроэнергии, теплоты и холода; строительство ветро- и

гидроэнергетических, геотермальных и приливных установок, тепловых и

фотоэлектрических гелиоустановок, установок по сжиганию древесной и прочей

биомассы;

- внедрение водородных установок (при условии снижения до приемлемого

уровня стоимости производства, транспортировки и хранения водорода);

- внедрение технологий улавливания и хранения СО2.

1.3 Характеристика системы централизованного теплоснабжения России

1.3.1 Источники теплоснабжения

Российская система централизованного теплоснабжения является самой

большой в мире. В Российской Федерации в

2020 году

[23] всего работало

572 тепловых электростанций мощностью от 500 кВт и выше и 77,3 тыс. отопительных

котельных, в том числе 59,3 тыс. - мощностью до 3 Гкал/ч и 13,5 тысяч - мощностью

от 3 до 20 Гкал/ч, а также 4,2 тыс. специальных газовых отопительных котлов

мощностью до 0,001 Гкал/ч, используемых бюджетофинансируемыми организациями.

В системах централизованного теплоснабжения, кроме ТЭС, работало 2,5 тыс.

котельных мощностью от 20 до 100 Гкал/ч и 620 котельных мощностью более

100 Гкал/ч.

Число ТЭС увеличилось с 2016 года на 60 единиц, котельных мощностью 20-

100 Гкал/ч сократилось на 149 единиц, котельных мощностью свыше 100 Гкал/час

увеличилось на 165 единиц.

Суммарная мощность всех источников теплоснабжения с 2016 года снизилась

с 844,7 тыс. Гкал/ч до 839,3 тыс. Гкал/ч. Мощность ТЭС увеличилась на 4%, а

мощность котельных снизилась на 3%. В общей структуре тепловой мощности доля

ТЭС составляет 31%, а доля котельных - 69%.

Наибольшее количество котельных находится в ЦФО, ПФО и СФО, из них

значительную долю составляют котельные мощностью до 3 Гкал/час, от 64,5% в

СЗФО до 84% в ЮФО. Число котельных свыше 20 Гкал/час распределились от 2,7%

в ЮФО до 6,7% в УФО от общего числа котельных.

1.3.2 Отпуск тепловой энергии

Отпуск тепловой энергии от источников тепла в системах централизованного

теплоснабжения снизился за последние 15 лет на 18%. Минимальное значение

отпуска отмечено в 2020 году - 1 221 млн Гкал. В структуре отпуска тепла доли ТЭС и

котельных составили по 46%.

В 2020 году отпуск тепловых электростанций составил

563,7 млн Гкал.

Максимальный отпуск тепла от ТЭС наблюдался в 2018 году (655,6 млн Гкал),

в 2020 году - почти на 14 % меньше. Во многом такое снижение связано с переходом

к сбору отраслевой статистической отчетности в ГИС ТЭК, в рамках которого при

выверке данных была исправлена ошибка Росстата по учету районных котельных в

форме 6-ТП.

Отпуск котельных мощностью свыше 100 Гкал/ч в последние годы вырос с 468,9

млн Гкал в 2016 году до 517,9 млн Гкал в 2020 году. Отпуск котельных мощностью от

20 Гкал/ч до 100 Гкал/ч постепенно снижается - в 2016 году он составлял 176,5 млн

Гкал, а в 2020 году снизился до 139,8 млн Гкал.

Наибольшую долю в структуре отпуска тепла составляют турбоагрегаты (около

78%), на пиковые водогрейные котлы и редукционно-охладительные установки (РОУ)

приходится по 7% на каждую категорию. Доля отпуска с коллекторов котельных и

прочих источников (котельные на балансе и утилизационное тепло) составляет по 4%

на каждую категорию.

1.3.3 Использование топлива

Основным видом топлива в теплоснабжении является природный и попутный

газ (76 % на котельных, 72 % на ТЭС). Доля угля составляет 22% на ТЭС и 15% в

котельных, мазута - менее 1% и около 4 % соответственно.

Совокупные объемы потребеления топлива в теплоэнергетике и

теплоснабжении России в 2020 году составили 358,3 млн т у. т., что на 21,8 млн т у. т.

(на 5,7 %) меньше уровня 2019 года и на 31,2 млн ту.т. (на 8%) меньше уровня 2016

года. Снижение объемов расхода топлива в теплоэнергетике и теплоснабжении по

России в целом в 2020 году в большей степени связано со снижением производства

электроэнергии на ТЭС из-за влияния на потребление электроэнергии пандемии

коронавируса и в меньшей - с объемами отпуска тепла (уменьшение объема топлива

на нужды теплоснабжения сократилось всего на 4 млн ту.т.).

На цели производства тепла в СЦТ было израсходовано 176,5 млн ту.т.,

которое почти поровну поделилось между ТЭС и котельными.

Совокупное потребление топлива для производства тепла с 2016 года за пять

лет на ТЭС снизилось на 4,7%, на котельных - на 7,7%. Наиболее сильное снижение

объемов расхода топлива произошло в СФО (на 14 %), как за счет ТЭС, так и

котельных. В ЦФО и ЮФО снижение составило 10-11 % (в ЦФО - за счет котельных,

в ЮФО - за счет ТЭС). Расход топлива увеличился только в ДФО - на 16 % за счет

ТЭС и котельных.

Раздел 2 Производство энергии при сжигании углей

2.1

Описание технологических процессов

На ТЭС происходит преобразование химической энергии органического топлива

в электрическую энергию и тепло, отпускаемое потребителю в виде горячей воды или

пара. На паротурбинной ТЭС, реализующей тепловой цикл Ренкина, источником

тепловой энергии является сжигание топлива. При этом в котле химическая энергия

топлива превращается в тепловую энергию высокотемпературных продуктов

сгорания (теплоносителя) и затем в тепловую энергию пара высокой температуры и

давления (рабочего тела), далее в паровой турбине - в кинетическую энергию ротора

турбины, являющейся приводом электрогенератора, и затем в электрогенераторе - в

электрическую энергию (рисунок 2.1). Показателем эффективности такого парового

цикла является коэффициент полезного действия.

Рисунок 2.1 - Паротурбинная ТЭС

1 - электрический генератор; 2 - паровая турбина; 3 - пульт управления; 4 - деаэратор;

5 и 6 - бункеры; 7 - сепаратор; 8 - циклон; 9 - котел; 10 - поверхности нагрева; 11 - дымовая

труба; 12 - дробильное помещение;

- склад резервного топлива;

- вагон;

15 - разгрузочное устройство; 16 - конвейр; 17 - дымосос; 18 - канал; 19 - золоуловитель;

20 - вентилятор; 21 - топка; 22 - мельница;

23 - насосоная станция; 24 - источник воды;

25 - циркуляционный насос; 26 - регенеративный подогреватель высокого давления;

- питательный насос;

- конденсатор;

- установка химводоподготовки;

30 - повышающий трансформатор; 31 - регенеративный подогреватель низкого давления;

32 - конденсатный насос

В зависимости от параметров рабочего тела (давления и температуры

перегретого пара) различают паротурбинные ТЭС докритического давления (ДКД -

9,8 МПа/540°C и 13,8 МПа/560°C) с КПД до 35-36%, сверхкритического давления (СКД

- 23,5 МПа/545°С) с КПД 36-40% и суперкритических параметров (ССКП - до 30

МПа/580-620°C) с КПД 42-45% [28].

Производство электрической и тепловой энергии на угольной ТЭС

сопровождается негативным воздействием на окружающую среду в виде выбросов

газообразных продуктов сгорания и твердых частиц в атмосферу, что является одной из

основных экологических проблем [29] (рисунок 2.2), сбросом загрязненных стоков в

гидросферу и изъятием земельных площадей под золошлаковые отходы.

Дымовые газы, образующиеся при сжигании угля, содержат молекулярный азот

N2 (более 70%), водяной пар Н2О (в зависимости от состава и влажности угля -

порядка 6%), диоксид углерода СО2 (около 10%), являющийся парниковым газом, и

остаточный кислород воздуха О2 (около 6%). Кроме того, в состав дымовых газов

входят такие загрязняющие вещества (ЗВ), как диоксид серы SO2, оксиды азота NOx,

монооксид углерода (угарный газ) CO и зола твердого топлива, включающая твердые

продукты неполного сгорания топлива, являющиеся для теплоэнергетики

маркерными ЗВ.

АТМОСФЕРА

СО2, Н2О, тв.част., NOx

Шум

Теплота Шум

Теплота

Шум

Теплота

Эл.-магн.

поля

Котел

Дымовая

ЛЭП

труба

Воздух

Золоуловитель

Трансфор-

матор

Турбина

Генератор

Конденсатор

Шлак

Зола

Топливо

Золошлакоотвалы

Вода

Сливы

Теплота

сточных

Ископаемое топливо

ГИДРОСФЕРА

ЛИТОСФЕРА

Рисунок 2.2 - Схема взаимодействия ТЭС с окружающей средой

2.1.1 Транспортировка, разгрузка и хранение твердого топлива

Твердое топливо хранится на угольных складах. Доставка топлива на ТЭС

может

осуществляться

железнодорожным,

водным,

автомобильным,

трубопроводным и конвейерным видами транспорта. Использование автомобильного

и конвейерного видов экономически целесообразно на небольшие расстояния до 10

км. Самым дешевым способом транспортировки является водный. При этом

наибольшее распространение в России получила доставка угля железнодорожным

транспортом.

Топливное хозяйство угольной ТЭС, вне зависимости от характеристик

твердого топлива, включает системы для приема, размораживания и разгрузки

топлива, вагоноопрокидыватели, конвейерные линии, дробильные устройства первой

очереди, склады длительного хранения, средства механизации разгрузки и погрузки,

СЖИГАНИЕ ТОПЛИВА НА КРУПНЫХ УСТАНОВКАХ В ЦЕЛЯХ ПРОИЗВОДСТВА ЭНЕРГИИ (ИТС 38-2022) - часть 1