Реконструкция и новые котлы отечественных ТЭС

 
 
 
 
 
А. Н. Алехнович 
 
 
 
 
РЕКОНСТРУКЦИЯ И НОВЫЕ КОТЛЫ 
ОТЕЧЕСТВЕННЫХ ТЭС 
 
Монография 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Москва    Вологда 
«Инфра-Инженерия» 
2022 

УДК 621.181 
ББК 31.361 
А49 
 
Рецензенты: 
к. т. н. Богомолов В. В. – главный инженер Уральской  
теплотехнической лаборатории;  
к. т. н. Васильев В. В. – заслуженный энергетик РФ 
 
 
Алехнович, А. Н. 
А49  
Реконструкция и новые котлы отечественных ТЭС : монография / 
А. Н. Алехнович. – Москва ; Вологда : Инфра-Инженерия, 2022. – 320 с. : 
ил., табл.  
ISBN 978-5-9729-1082-3 
 
Обобщен опыт по состоянию котельного оборудования на отечественных 
электростанциях и даны предложения по улучшению его работы в условиях кризиса в энергетике и энергомашиностроении. 
Для специалистов, занимающихся вопросами конструирования, наладки и 
эксплуатации энергетических котлов. Может быть полезно студентам электроэнергетических направлений подготовки. 
 
 
УДК 621.181 
ББК 31.361 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ISBN 978-5-9729-1082-3 
” Алехнович А. Н., 2022 
 
” Издательство «Инфра-Инженерия», 2022 
 
” Оформление. Издательство «Инфра-Инженерия», 2022 

Предисловие 
 
В отечественной технической литературе много книг, посвящённых 
теплоэнергетическому оборудованию ТЭС. Среди них учебники и пособия с систематическим изложением информации и монографии с детальным на высоком профессиональном уровне рассмотрением узких 
тем. Достаточно обширные сведения в настоящее время можно найти в 
Интернете (например, сайты Энергоконсультант и типа «познайка») однако на последних информация приведена «пиратским образом»: без 
ссылок и без анализа. 
Эта монография отражает опыт работы автора в институте повышения квалификации и ориентирована на профессионалов, уже имеющих представление и опыт по рассматриваемому вопросу, но не нацеленных на его рассмотрение в академическом плане. 
В ней обобщены публикации по состоянию котельного оборудования на отечественных электростанциях и предложения по улучшению 
его работы в условиях кризиса в энергетике и энергомашиностроении. 
Автор согласен с мнением, что никакая реконструкция созданного много 
лет назад оборудования не может вывести его на достигнутый в мире за 
последние десятилетия мировой уровень. Однако при стагнации промышленного развития и отсутствии планов коренного обновления оборудования ТЭС в краткосрочной перспективе оправдано проведение мероприятий, сколь-либо улучшающих ситуацию, особенно в вопросах 
экологии. 
Очевидно, что приводимая информация не включает многие результаты и не во всех случаях полностью достоверна, что связано с отсутствием публикаций и сложностями её проверки на местах из-за замалчивания неудач по карьерным, конъюнктурным соображениям. 
Автор будет благодарен за замечания и предложения, направленные по e-mail: alekhnovich@rambler.ru. 
3 

Введение 
 
Россия входит в число лидеров по установленной в электроэнергетике мощности (5-е место в мире вслед за Китаем, США, Индией и Японией). 
На начало 2017 г. общая установленная мощность электростанций с учетом технологически изолированных энергосистем (энергосистемы удаленных регионов) составила 244,1 ГВт, в том числе ЕЭС России – 236,34 ГВт. 
В электроэнергетический комплекс ЕЭС России входит около 700 электростанций мощностью свыше 5 МВт [1]. Структура электроэнергетики по типу 
станций: ТЭС – 67,8 %, ГЭС – 20,34 %, АЭС – 11,82 %, нетрадиционная 
возобновляемая энергетика, НВЭ – 0,04 %. 
Основные генерирующие мощности электроэнергетики создавались в 60–80-е годы прошлого столетия. После 1991 года динамичное 
развитие электроэнергетики прекратилось. Ввод до 2010 года составлял 
в среднем 1,25 ГВт/год при незначительном выводе; накапливался 
большой износ основных фондов, который в настоящее время составляет порядка 50 %, при моральном устаревании оборудования.  
Низкий спрос и практическое отсутствие ввода новых мощностей 
привели к стагнации энергетического машиностроения, существенному 
сокращению научно-исследовательских и наладочных работ при практически полной ликвидации экспериментальной базы и технологическому 
отставанию. Ввод мощностей на отечественных ТЭС, соответственно, 
характеризуется чрезмерным использованием импортного оборудования. Стимулирование ввода новых генерирующих мощностей в последние годы при отсутствии развития промышленного производства и недостаточном выводе устаревшего оборудования привело в настоящее 
время к образованию избытка установленной мощности [2]. 
Энергоемкость российского ВВП вдвое выше, чем у ведущих стран 
Европы и в 1,5 раза выше среднемировой из-за неоптимальной структуры и плохой организации экономики при заметном технологическом отставании, а также холодного климата и больших расстояний [3]. Несмотря на высокую энергоемкость российского ВВП, из-за низких темпов 
промышленного развития в перспективе до 2040 года в электроэнергетике изменения ситуации не прогнозируется. Так, превышение ввода 
установленной мощности над выводимой из эксплуатации 'Nуст на электростанциях разных типов до 2035 года не превысит 1,9–2,3 ГВт/год с 
ростом доли атомных станций и в небольшой мере станций с традиционными и новыми возобновляемыми источниками.  
4 

При совершенствовании технологий в ближайшее время прорывных технических решений не предвидится, и несколько десятилетий 
структура и технологии электрогенерации будут подобными существующим. По стратегии развития электроэнергетики совершенствование 
оборудования ТЭС не отнесено к приоритетным технологиям на первом 
этапе (до 2020–2022 годов) и лишь в части ПГУ на втором этапе [4].  
По энергетическим котлам при незначительном вводе нового оборудования основные усилия будут связаны с продлением срока службы 
и модернизацией большой части существующего оборудования.  
В данном пособии обобщен опыт модернизации и создания отечественных котлов по материалам публикаций и конференций последних 
лет. Безусловно, приведённый материал охватывает лишь часть накопленного опыта и не свободен от субъективных оценок авторов публикаций.  
5 

1. Характеристика мирового котлостроения 
1.1. Есть ли будущее у энергетических угольных котлов? 
 
К приоритетам электроэнергетики относятся: 
 доступность (преодоление энергетической бедности, достаточное количество энергии по доступным ценам), 
 устойчивое развитие (передовые технологии, энергоэффективность, надёжность оборудования), 
 экологичность (мероприятия и стимул к снижению вредных выбросов), 
 энергобезопасность (меры по снижению импортной зависимости, по отказу от источников энергии, которые рассматриваются как «небезопасные»). 
В разных странах и на разных этапах развития расстановка приоритетов изменяется, и, по мнению автора, навязывание единого стандарта, выработанного в развитых странах, ошибочно и в существенной 
мере не реализуемо. 
По разным сценариям до 2040 года мировое электропотребление 
вырастет на 40–60 %, что ставит задачу масштабного расширения генерирующих мощностей. При этом основной рост будет сконцентрирован  
в развивающихся странах Азии, на Ближнем Востоке и в Африке, где прогнозируется удвоение за рассматриваемый период [3].  
Ужесточение норм по выбросам вредных веществ в атмосферу и,  
в первую очередь, принимаемые международным сообществом обязательства по уменьшению выбросов парниковых газов снижают привлекательность электроэнергетики, использующей природные горючие ископаемые, и обуславливают противоречивые сценарии её развития, 
особенно, угольных ТЭС. Помимо экологических факторов снижение интереса к угольным станциям определяется тем, что в условиях относительно низких цен газа станции на газе нередко получают заметное конкурентное преимущество по сравнению с угольными ТЭС. Среди конкурентных преимуществ – более высокие маневренные характеристики газовых блоков, что позволяет им легче адаптироваться к переменности 
режимов работы энергосистем со значимой долей электростанций, использующих возобновляемые источники энергии, ВИЭ [5]. 
Экологические и конкурентные ограничения приведут к замедлению темпов роста потребления угля в электроэнергетике, но даже при 
успешной реализации Парижского соглашения по климату угольная генерация, по разным прогнозам, включая [3], в обозримом будущем со6 

хранит лидирующую роль в мире. Ожидаемый уровень угольной энергетики в мире к 2040 г. составит 31–32 % при нынешнем 40 % (рис. 1.1.1).  
 
 
Рис. 1.1.1. Производство электроэнергии по видам первичной энергии:  
1 – нефть, 2 – газ, 3 – уголь, 4 – АЭС, 5 – ГЭС, 6 – ветровые, 7 – солнечные,  
8 – геотермальные и другие ВИЭ, 9 – биоэнергетика, * – по сценарию, названному 
авторами прогноза неблагоприятным [3] 
 
Роль угля здесь рассматривается в контексте котлостроения, поскольку сжигание газа в современной энергетике реализуется преимущественно в паро-газовых циклах (электроэнергетика на газе останется 
второй крупнейшей по мощности). 
В Европейском Союзе лишь Польша и Болгария планируют ввод 
угольных электростанций после 2020 г. [6]. Ряд развитых стран, в том 
числе Великобритания, Финляндия, Австрия, Бельгия, Канада и Франция, поставили перед собой цель закрыть угольные станции до 2030 г. 
[7]. Угольная энергетика, прежде всего, будет характерна для развивающихся стран, где уголь остаётся основным ресурсом, поддерживающим быстрый экономический рост, невзирая на высокие темпы роста 
возобновляемой, атомной и газовой генерации (рис. 1.1.2). 
 
Рис. 1.1.2. Состояние и прогноз  
структуры производства  
электроэнергии по видам первичной 
энергии и регионам:  
1 – нефть, 2 – газ, 3 – уголь,  
4 – АЭС, 5 – ГЭС,  
6 – нетрадиционные  
вознобновляемые источники 
 энергии (НВИЭ) [3];  
А – развивающаяся Азия,  
Б – Северная Америка, В – Европа 
 
7 

За предыдущие четверть века (1990–2015 гг.) потребление угля  
в мире увеличилось на 73 % преимущественно за счёт прироста в Китае, 
на долю которого приходится 52 % потребления. Однако здесь многолетнее развитие энергетики на базе угля достигло экологического предела, что привело к необходимости запуска мер по активному изменению энергетического баланса на основе газа, атомной и возобновляемых источников энергии [5]. Сейчас приоритетом государственной политики КНР является «борьба за голубое небо». При этом спрос на уголь 
в Китае будет снижаться в среднем на 1 % в год [8]. 
В развивающихся странах (кроме Китая) доля угля в электроэнергетике последовательно увеличивается и не исключается рост мирового 
спроса на угольную энергетику. Ключевую роль здесь сыграет Индия 
(рис. 1.1.3), где ускоренными темпами наращивается угольная генерация, и этот вид топлива является основным дешевым и доступным энергоресурсом, способным удовлетворить быстрорастущие энергетические 
потребности. Соответственно, в Индии существенно расширяется котлостроение. 
 
 
 
Рис. 1.1.3. Прогноз потребления угля [9] 
 
Помимо Китая и Индии ряд других стран (Австралия, Индонезия, 
Южная Африка и Польша) в значительной степени рассматривают уголь 
как основу для обеспечения электроэнергетики [10].  
В силу возможности на угольных энергоблоках иметь установленную 
мощность в 1000 и более мегаватт, спрос на угольную электроэнергию 
также растет после землетрясения в Японии в качестве замены ядерной 
энергии [11]. Планируется, что доля производства электроэнергии на 
8 

угольных ТЭС в Японии должна будет составлять 26 % (на ТЭС на газе –  
27 %, на АЭС и станциях с возобновляемыми источниками – по 22 %) [12]. 
Ожидается, что существенную роль в «сохранении» угольной энергетики будет играть освоение новых технологий с более высокой эффективностью. Влияние эффективности ТЭС, параметров пара и вида угля 
на выбросы CO2 показано на рис. 1.1.4, 1.1.5.  
 
 
Рис. 1.1.4. Снижение эмиссии CO2 по мере роста КПД ТЭС [13] 
 
 
 
 
Рис. 1.1.5. Выбросы CO2 в зависимости от теплового напряжения, типа  
котла и угля [14]: 
L – лигнит (бурые 1Б, 2Б), SB – суббитуминозные угли (бурые 3Б,  
каменные Д, Г), B – битуминозные угли (каменные СС, Т);  
1, 2, 3 – докритические, сверхкритические и суперсверхкритические  
параметры котла 
 
9 

1.2. Повышение эффективности энергоблоков и котлов 
 
Повышение эффективности традиционной паросиловой технологии обеспечивается совершенствованием тепловой схемы ТЭС, турбинной и котельной установки (рис. 1.2.1).  
 
 
Рис. 1.2.1. Составляющие повышения эффективности ТЭС Европы  
в 90-е годы с теплосиловым циклом [15] 
 
В части совершенствования тепловой схемы ТЭС, касающейся котельной техники, рост эффективности, в первую очередь, связывается  
с повышением параметров пара.  
Влияние температуры острого пара с учётом различий в других параметрах на эффективность блока показано на рис. 1.2.2. 
 
 
Рис. 1.2.2. Рост КПД энергоблоков с повышением эффективной (с учётом  
различий в значениях давления и температуры промперегрева) 
 температуры острого пара [16] 
 
По параметрам пара современные блоки характеризуются переходом от докритических параметров (давление ниже критического  
(< 22 МПа) и сверхкритических (СКД, давление > 22 МПа) к суперсверкритическим (ССКД, USC, сверхкритическое давление и температура 
пара выше 593 °C). В то время как докритические блоки, которые были 
преобладающим типом в 1970-х годах, имели КПД около 35 %, теперь 
достигается КПД более 45 % (рассчитанный на нижнюю теплоту сгорания) [11], рис. 1.2.3. 
10