О ТЭЦ-2, чистом воздухе Алма-Аты и роли общественности: размышления накануне ОВОС и вдогонку ТЭО

Петр СВОИК, инженер-теплоэнергетик (в прошлой жизни), кандидат технических наук.

Петр Своик

***

На 30 октября назначено проведение общественных слушаний по ОВОС (оценка воздействия на окружающую среду) ТЭО перевода Алма-Атинской ТЭЦ-2 на газ. Последний, пусть и постановочно-формальный, этап возможности общественности выразить свое мнение. После чего собственно перевод будет осуществлен еще не скоро, но процесс будет идти по уже по определенному пути.

С другой стороны, впереди еще поиск финансирования, рабочее проектирование, согласование с поставщиками и подрядчиками и много чего еще, на целую череду лет. А потому все уже, казалось бы, решенные вопросы будут всплывать неоднократно. Значит, привязывай ниже излагаемое к ОВОС или ни привязывай, как ни считай, что все уже решено и переигрываться не будет, — от уходящего поезда мы с вами далеко еще не отстали. И слово наше еще не раз отзовется …

Так вот, некогда мой родной «КазНИПИЭнергоПром» уже изготовил презентационный вариант ТЭО «Модернизация Алматинской ТЭЦ-2 с минимизацией воздействия на окружающую среду», с которым Заказчик – «Самрук-Энерго» и вышел на суд общественности и официальных инстанций. На первом слайде «Презентации …» сказано, что это первый этап разработки ТЭО с целью сравнения вариантов для выбора и утверждения оптимального, на основании которого в последующем будут выполнены окончательные проектные проработки ТЭО.

Однако на заключительном слайде прямо так и сообщаются сроки дальнейшего продвижения проекта: октябрь – ОВОС, декабрь – Государственная экспертиза. То есть, фактически все решения уже приняты, нужный вариант отобран, остается прохождение полагающихся по законодательству процедур.

Среди которых ОВОС — последняя, на которой общественность еще как-то может заявить свою позицию. В данном же случае это особенно важно, так как вопрос модернизации А-А ТЭЦ-2, как часть проблемы «чистый воздух Алматы» действительно привлекает общественное внимание, вокруг него сформировалась группа активистов, и принимающие решение инстанции не могут с этим не считаться.

Впрочем, собственно процедура ОВОС никаких шансов не оставляет: это будет заранее организованное Заказчиком под нужный ему результат мероприятие, с профессиональным ведущим и специально завезенной массовкой «участников». Оппонирующей же стороне ничего не останется, как брать свое криком и попытками разрушить режиссерский сценарий.

Между тем, включенные в «Презентацию …» варианты не только не охватывают весь круг возможных, но и очевидным образом проходят мимо такого, который, даже по предварительной оценке, и мог бы стать наиболее эффективным. По всей видимости, такой «пробел» является не случайным. Как не случайным выглядит и презентованный набор заведомо слабых в инженерном и проигрышных в технико-экономическом смысле вариантов, на фоне которых выгодный Заказчику вариант, действительно, представляется лучшим.

По принципу «от противного» этому (будем надеяться – не специально) подыгрывает и позиция инициативной группы, добивающейся реализации варианта «новой» ТЭЦ, взамен «старой». Да, такой вариант в ТЭО тоже имеется, — но в явно несостоятельном виде, тоже работающем на уже выбранный Заказчиком «оптимальный» вариант.

Таким образом, перед ОВОС решающе важно дать объективную оценку как рассмотренным, так и обойденным в ТЭО вариантам, на что и направлена настоящая экспертная инициатива.

По всей видимости, у Заказчика имеются и более полные варианты ТЭО, в которых, возможно, можно найти ответы на вопросы, обойденные в «Презентации…». Но поскольку в публичном доступе только этот документ, он и взят для экспертной оценки.

Ниже перечислены вопросы, безусловно относящиеся к проблематике задачи перевода ТЭЦ-2 на газ, но вообще не затронутые в ТЭО, далее сделан анализ рассмотренных вариантов, затем излагается суть «пропущенного» в ТОЭ наиболее конкурентоспособного варианта, в заключение – общие выводы и предложения.

Однако начнем мы с более общих, адресованных как раз неравнодушной общественности, вопросов. Сам факт общественного неравнодушия к модернизации ТЭЦ-2 чрезвычайно важен, а способность любого образованного человека разбираться в проблемах современной энергетики не вызывает сомнений.

Тем не менее, хотя мы с вами и сами все знаем о коронавирусе, лечиться, если что, предпочли бы под присмотром не журналиста, дизайнера или блогера-урбаниста, а профессионального врача. А потому кое-какие пояснения по ТЭЦ-2 и энергетике Казахстана в целом тоже не помещают.

  1. Кое-что важное про газ, Алматинскую ТЭЦ, другие ТЭЦ и вообще энергетику Казахстана

1.1 О «старых» и «новых» электростанциях

Неприятие интересующейся электроэнергетикой общественных активистов вариантов модернизации действующего оборудования и непременной необходимости строительства нового имело место всегда, что вполне естественно.

Так, когда вопросы перевода на газ ТЭЦ-2 только обсуждались, в СМИ и соцсетях активно критиковалась сама идея поставить газовые горелки на «старые» котлы. Ныне же, по выходу «Презентации …» активисты отвергают какую-либо реконструкцию «старой» станции и настаивают на выборе варианта с отдельной площадкой. Благо, в «Презентации…» этот вариант назван «новой станцией».

На это полезно заметить, что принципиальная разница между недавно построенной ТЭЦ на аналогичную тепловую и электрическую мощность, проработавшей, например, всего четыре года и той, что отработала уже сорок лет, не велика.

Техника, как известно, стареет морально и физически. Смартфоны, например, устаревают каждый год или чаще. Однако котлы и турбины с параметрами пара 140 атмосфер, 560 градусов, освоенные еще в 60-х годах прошлого века, были наиболее эффективными для теплофикационных электростанций тех времен и остаются такими поныне – более высокие параметры для ТЭЦ не применяются.

На такие возможности вышли жаропрочная металлургия и котло-турбо-машиностроение СССР еще в ходе послевоенного восстановления, и это тот порог, который и по сей день считается оптимальным. Стоило ли двигаться дальше, или нет, но это – факт. Не только для бывшего СССР, но и для всей мировой энергетики. И не только полвека назад, но и поныне.

Как факт и то, что СССР был если и не мировым лидером, то мало в чем уступал в создании самых эффективных электростанций, причем на полностью самодостаточной производственной базе.

Да, на лучших в мире конденсационных электростанциях применяются, — тоже с тех еще пор, так называемые закритические параметры, на Экибастузских ГРЭС-1 и ГРЭС-2 в том числе. На них установлены прямоточные котлы на 240 атмосфер, да еще и с промперегревом. И это – вершина паровой электроэнергетики. В Казахстане и в мире. Полвека назад и поныне.

Прогресс шел только по наращиванию единичной мощности, здесь мы несколько отстаем, но у нас попросту и нет достаточного тепло-электропотребления. Поэтому в своем классе и ЭГРЭС-1 и Алма-Атинская ТЭЦ-2, кстати — практически одногодки, по составу установленных на них котло- и турбоагрегатов, — самого высокого класса и экономичности. Какого-то следующего поколения, которое делало бы морально устаревшими наши построенные перед распадом СССР ГРЭС и ТЭЦ (включая Карагандинскую ТЭЦ-3 и Целиноградскую ТЭЦ-2, «сестренки» А-АТЭЦ-2, о них тоже пойдет речь) попросту нет. И у нас, и в мире.

Да, наши электростанции кратно более европейских «дымные» — технологии газоочистки сильно продвинулись, но это отдельная тема и связана она не с заменой «старых» котлов и турбин, а с весьма дорогостоящим дооборудованием хвостовых сооружений, с соответствующими тарифами.

И вот здесь мы выходим на тему перевода угольных электростанций на газ, что не только радикально решает проблему вредных выбросов, но и открывает переход на действительно гораздо более современные и эффективные технологии – бинарного газопарового цикла. Через газотурбинную надстройку действующих ТЭЦ или строительства новых бинарных. Именно эта задача и должна бы быть рассмотрена, как центральная, в вариантах модернизации ТЭЦ-2.

Об этом и пойдет речь ниже, пока же общественности полезно обратить внимание, что имеющийся в ТЭО вариант «новой станции» по набору оборудования далеко не нов и отнюдь не самый эффективный из давно применяемых. Об этом мы тоже скажем.

А что касается собственно физического старения, то котлоагрегаты, как и турбоагрегаты, как и все остальное серьезное оборудование электростанций, подвергаются регламентным текущим, средним и капитальным ремонтам через установленные промежутки времени. Включая и полную замену, при необходимости, ключевых узлов и целых агрегатов. То же касается и несущих строительных конструкций, рассчитываемых на долгий срок и по необходимости обновляющихся.

В целом основное оборудование ТЭЦ-2 имеет ресурс работы еще на несколько десятков лет, с возможностью его продления, поэтому тема отказа от «старой» ТЭЦ в пользу строительства новой только уводит от сути дела.

Итак: Алматинская ТЭЦ-2 в своем классе: вполне современная и эффективная теплофикационная электростанция. Кстати – самая крупная в стране. И этот факт надо, по крайней мере, уважать.

1.2 Об использовании газа в электроэнергетике

Казахстан с полным правом можно считать не только нефтяной, но и газовой державой, однако своего газа в Казахстане — … нет.

По отчетности, газодобыча у нас весьма солидна, но в основном это газоконденсат Карачаганакского месторождения, целиком поступающий на переработку в Оренбург. Взамен нам компенсируют объемы, но это – не наш газ.

Еще достаточно много газа добывается попутно на нефтяных месторождениях, раньше его сжигали на факелах, последние 10-15 лет на всех крупных источниках построены газотурбинные электростанции. Это хорошо и полезно, но для энергетики имеет сугубо вспомогательное значение, а для газификации – почти никакого.

Есть еще несколько некрупных газовых месторождений, играющих вспомогательную роль в собственно газификации. Например, Амангельдинское, кое-что добавляющее к газопроводу из Узбекистана до Чимкента-Тараза-Бишкека-Алматы.

Собственно же газификация Казахстана, где она имеется, построена на импорте узбекского или туркменского газа. Причем большим подспорьем здесь стал Китай, тянущий газопроводы к себе из Туркмении по югу Казахстана. Благодаря этому удалось пробросить нашу собственную связь с Запада на Юг, закольцевав южный узбекский газ с западным туркменским и получив, таким образом, возможность увеличения потребления газа в Алматы. Это очень полезный и важный проект, отсюда и возможность газификации ТЭЦ-2.

Другой долгожданный, важный и полезный для страны проект – газопровод «Сары Арка», от той же туркмено-китайской трубопроводной основы. Он позволил подвести газ к Караганде, Нур-Султану и в перспективе к Кокшетау и Петропавловску. Но уже сейчас в практическую плоскость переходит перевод на газ сестренок Алматинской ТЭЦ-2 по возрасту и по составу оборудования — Карагандинской ТЭЦ-3 и Астанинской ТЭЦ-2.

Что будет в Южной столице – воспроизведется и там. Случится банальный перевод действующих паровых котлов на газ, без газотурбинной надстройки, — значит в энергоснабжении мы останемся страной «третьего мира», унаследовавшей современную паросиловою энергетику, но не способной модернизировать ее для эффективного использования открываемых газом возможностей.

Уточним, каковы же возможности газовой электроэнергетики Казахстана, и как они используются.

Начнем с МАЭК – не все знают, что Мангистауский атомно-энергетический комплекс почти с самого начала имел добавку «газовый». Да, поначалу атомный реактор, предназначенный для опреснения каспийской воды (военная составляющая – отдельная тема), пропускал пар в испарители через две пред-включенные турбины, обеспечивающие первичное электроснабжение. Но еще в 70-х годах они были демонтированы, а для тепло-электро-обеспечения растущего города были построены две обычные ТЭЦ, работающие на добываемом на полуострове газе. Ныне же эти ТЭЦ взяли на себя и опреснение морской воды в паровых теплообменниках-испарителях. И это – единственные в Казахстане ТЭЦ, работающие на отечественном газе.

Вы скажите, есть еще относительно крупные газовые ТЭЦ в Актюбинске и в Уральске. Да, есть. В Актюбинске – благодаря газопроводу «Бухара – Урал», в Уральске – газопроводу «Средняя Азия – Центр».

Что важно: обе ТЭЦ уже в недавние времена получили высокоэффективные газовые приставки – ГТУ. Да, выработка электроэнергии на них существенно выше, чем на традиционной части, но …

Это не надстройки, а всего лишь приставки к «старой» части, — отдельные частно-приватизационные проекты, пользующиеся уже имеющейся тепловой инфраструктурой. Да, их электрический КПД выше, но и не более того, базовые ТЭЦ остаются в прежнем виде. Действительно ли оптимальны и не слишком ли «упрощены» такие ГТУ-пристройки, почему не были использованы возможности бинарного цикла – трудно судить. Станции не слишком большие, оборудование не самых современных параметров, общественного внимания к таким модернизациям – не наблюдалось.

Для нас же эти примеры полезны в одном: применение газотурбинных технологий на казахстанских ТЭЦ – освоено, но … по самым «упрощенным» вариантам. Тем более важно, по какому варианту пустят Алматинскую ТЭЦ-2, а вслед за нею, ключевые ТЭЦ в Караганде и в Нур-Султане.

И в заключение: газа в Казахстане, да, относительно достаточно, включая даже и частичное использование в электроэнергетике. Однако это … не свой газ и использовать его стоило бы максимально эффективно.

  1. Относящиеся к теме «чистый воздух Алматы», но не рассмотренные в ТЭО вопросы

2.1 Обеспечение алматинской энергетики и всего мегаполиса газом: полное или с ограничениями

Поскольку основная цель ТЭО – минимизация воздействия на окружающую среду, как и способ решения этой задачи – перевод на газ, относятся не только к конкретной ТЭЦ-2, а в целом к системе тепло-электроснабжения алматинского мегаполиса, в таких рамках и должны рассматриваться возможные варианты. В частности, работающая на угле ТЭЦ-3 (бывшая Алма-Атинская ГРЭС) находится даже ближе к городу, а ее выбросы, хотя и составляют менее четверти от выбросов ТЭЦ-2, тоже существенны.

Более того, минимизация воздействия на воздушный бассейн Алматы и ее окрестностей со стороны энергетики неразрывно связана с двумя другими составляющими общей задачи «чистый воздух Алматы»: перевода городского транспорта на газ и электропривод и сплошной газификации городского частного сектора, вместе с пригородной поселковой зоной.

Как видим, все вместе завязано, с одной стороны, на возможные к получению лимиты от «КазТрансГаза», с другой стороны, на возможность дополнительной выработки на электростанциях «АлЭС» достаточного количества недорогой электроэнергии.

Понятно, что в целом такие вопросы должны бы найти свое комплексное решение в Генеральном плане Алматы, состояние разработки которого нам не известно, а ведь Южная столица живет без Генплана еще с 2004 года. Нынешний аким начал с разработки «Мастер-плана развития Алматы до 2050 года», — набора рекламных картинок, а дождемся ли мы градоначальника, взявшегося за настоящий Генеральный план – большой вопрос. Между тем, только в таком документе, охватывающем и пригороды в радиусе Талгар – Каскелен – Капчагай и выведенном на уровень Национального плана, можно было бы найти комплексное решение проблемы оздоровления воздушного бассейна. Но и сейчас Заказчик и Исполнитель ТЭО должны бы получить от акимата и от «КазТрансГаза» исходные данные насчет возможности, или имеющихся пределов, в газоснабжении не просто ТЭЦ-2, но и ТЭЦ-3, а также газификации автотранспорта, городской и пригородной частной застройки.

И только зная возможности полного или ограниченного обеспечения газом ТЭЦ-2 ныне и на перспективу 15-25 лет, можно компетентно рассматривать варианты ее модернизации, включая увеличение мощности.

И вот еще что стоило бы иметь в виду, как базу для выбора правильного варианта: перевод энергетики на газ, это хорошо, но возможностью подстраховаться углем, как резервным топливом, то же стоило бы. Возможность снабжения Алматы узбекским и туркменским газом – это здорово, и где-то даже надежно. Однако, это все же не наш газ, а времена ныне неспокойные и что будет в наших краях через 15-25 лет никому не ведомо.

2.2 Вопросы повышения электрической мощности ТЭЦ-2, включая маневренную

Ныне, как известно, мощности предприятия «Алматинские электрические станции» не покрывают даже текущего потребления Алматы и дефицит приходится закрывать покупкой более дорогой электроэнергии Экибастузских ГРЭС-1 и ГРЭС-2.

Однако еще более остро стоит вопрос дефицита маневренной мощности. В Алматинской зоне и без того традиционная нехватка маневренной генерации в последние годы быстро усугубляется увеличением прерывистой выработки на активно вводимых солнечных и ветровых электростанциях, достигая уже сегодня величины более 1000 МВт. Учитывая же удвоение мощности ВИЭ уже к 2023 году, дефицит маневренных мощностей превысит 1,5 ГВт и грозит стать критическим. В этом смысле из всех возможных вариантов ТЭО следовало бы выбирать дающий наибольшую величину генерации от ТЭЦ-2, а также сохранение, по крайней мере, имеющейся возможности маневренной конденсационной выработки.

2.3 Тарифный вопрос

Помимо роста тарифов вследствие неизбежных затрат на модернизацию ТЭЦ-2, необходимо учитывать рост общего тарифного фона в электроэнергетике. Во-первых, из- за быстрого роста ВИЭ: уже сейчас в тарифах традиционных электростанций (включая «АлЭС») примерно 10% — надбавка на доплаты ВИЭ, а уже в ближайшие два-три года эта надбавка вырастет вдвое.

Кроме того, поскольку казахстанская электроэнергетика только сейчас вышла на объемы потребления-выработки последних лет существования КазССР и опять возникает задача ввода новых мощностей, — по крайней мере, 2500 МВт уже к 2026 году, привычная эпоха «эксплуатационного» тарифа сменяется наступающим временем тарифа инвестиционного. Который придется устанавливать примерно на четверть выше нынешнего уровня.

Отсюда вывод для ТЭО ТЭЦ-2: оптимальный вариант следует искать на путях наименьшего повышения тарифа.

2.4 Вопрос использования газа для бинарной электро-генерации

По сравнению с экибастузским углем газ – почти в два с половиной раза более дорогое топливо, но зато его применение позволяет использовать бинарный газопаровой цикл, позволяющий, — на том же отпуске тепла потребителям, существенно повысить выработку электроэнергии. С «классических» 35% КПД до 55-60%. При этом теплофикационная выработка вообще, а в бинарном цикле, тем более, имеет заведомо меньшую себестоимость по сравнению с самой эффективной конденсационной выработкой. А потому возможность максимального использования дополнительной генерации при переходе на газ и должна быть рассмотрена в ТОЭ в первую очередь.

Так, ныне на ТЭЦ-2 установлено восемь энергетических котлов БКЗ-420, которые, при оптимальном наборе теплофикационных турбин, способны обеспечить 800 МВт электрической мощности и 1200 Гкал/час тепловой. Фактически же мощность ТЭЦ-2 составляет 510 МВт и 1411 Гкал/ч, то есть с некоторым перекосом в отпуск тепла. Теоретически, если не пересматривать набор паровых турбин, на том же отпуске тепла от ТЭЦ, за счет газовой надстройки можно повысить электрическую мощность ТЭЦ-2 еще примерно на 400 МВт.

Что, конечно же, было бы заведомо самым эффективным как с точки зрения наращивания дефицитной генерации, так и наименьшего уровня требуемого для такого варианта эксплуатационно-инвестиционного тарифа.

Более того, если вынесенная за город ТЭЦ-2 ныне имеет тепловую мощность 1400 Гкал/ч, то в самом городе, — прямо в центре и в густонаселенных районах, действуют три крупных, почти десяток средних и множество мелких газовых котельных общим числом более семидесяти и мощностью более 2000 Гкал/ч. Из которых в качестве пиковых вполне можно было бы оставить, например, половину, а другую половину использовать для теплофикационной газотурбинной электро-выработки. Путем, например, передачи этой тепловой нагрузки на ТЭЦ-2, что позволит очистить атмосферу центра города от продуктов сжигания газа. Либо рассмотреть вариант модернизации на бинарный газовый цикл ТЭЦ-1 и ее водогрейной котельной.

В целом потенциал базового теплопотребления в Алматы позволяет более чем удвоить нынешнюю генерацию электроэнергии, и такие варианты полагалось бы рассмотреть в ТЭО на предмет их целесообразности и реализуемости.

  1. Оценка рассмотренных в ТЭО вариантов

3.1. Сохранение угля и установка газоочистки

Такой вариант в ТЭО по порядку первый, но сделан явно для демонстрации его непригодности, дескать, неоправданно дорого. Возможно, так оно и есть. К тому же, к 2024 году исчерпывается емкость золоотвала, а пригодных площадок поблизости больше нет, и это, действительно, проблема. И, наверное, альтернативы перевода ТЭЦ-2 на газ нет.

Тем не менее, вопрос реальной стоимости современной газоочистки стоило бы уточнить путем прямого обращения к ведущим производителям оборудования и перспективным подрядчикам – на предмет их собственных предложений для сдачи «под ключ». В конце концов, надо думать о варианте сохранения угля, как резервного топлива, и знание реальных затрат на дополнительную газоочистку не помешает.

3.2 Реконструкция котлоагрегатов для сжигания газа

По порядку приоритетов, простой перевод котлов с угля на газ должен быть рассмотрен в последнюю очередь, — как заведомо самый неэффективный и применимый лишь в случае доказательной невозможности ни одного из вариантов надстройки действующего паротурбинного оборудования ТЭЦ-2 газотурбинной генерацией.

Но об этом – ниже, пока же подчеркнем, что под предлогом отсутствия СпецТехУсловий оставлен без рассмотрения самый простой вариант переоборудования, — с заменой угольных горелок на газовые, а выбран явно затратный.

Специальные техусловия – это не более чем регламентирующий работу котла документ, разработка которого, при наличии технического решения, не является проблемой. Тогда как техническое решение с сохранением котлов в нынешних габаритах и с организацией на заглубленной части необходимой вентиляции, сигнализации о скоплении газа и отсечной автоматики – несомненно существует.

Более того, выбранный затратный вариант, предусматривающий переделку котлов и размещение их выше нулевой отметки, гарантированно уводящий от возможности резервного использования угля, не отменяет существования ниже него подвальной части, все равно требующей всех вентиляционных и других защищающих от газового хлопка мероприятий. Таких как переделка остекления и стенового ограждения наружной стены котельной, строительство отделяющей котельную часть от машинного зала защитной стены, вентиляцию и защитную автоматику.

Но в таком случае далеко не факт, что само по себе размещение котлов выше нулевой отметки что-то добавляет к тому обстоятельству, что эксплуатация газовых котлоагрегатов будет происходить в помещении, заглубленном на 12 метров. Коль скоро газ, при его утечке, все равно будет опускаться вниз, разница в расположении газовых горелок – на три метра ниже нулевой отметки или на три метра выше, вряд ли существенна.

Равным образом это еще вопрос, когда газовый хлопок нанесет больше вреда котлоагрегату: когда он случится в подвальном пространстве вокруг котла и уйдет вверх, или когда хлопок произойдет внизу под котлом и устремится, прежде чем выбить остекление, на него самого.

Создается впечатление, что вариант полной переделки выбран ради переделки и связанного с этим удорожания.

3.2. Расширение ТЭЦ-2 газотурбинными и водогрейными установками из расчета нагрузки ГВС

Вариант предполагает установку дополнительно четырех ГТУ по 78,3 МВт и четырех водогрейных котлов-утилизаторов (КУВ), итого 316 МВт и 400 Гкал/ч.

При этом действующая часть ТЭЦ-2 в наборе оборудования и применяемого угольного топлива остается неизменной, с установкой после котлов газоочистки.

Вариант затруднительно комментировать, поскольку как инженерной, так и экономической логики в нем не просматривается.

По всей видимости, разработчики предполагают, что такая надстроечная часть ТЭЦ-2 станет работать в летний период, тогда как угольная часть будет останавливаться. В отопительном же режиме надстройка также будет нести часть нагрузки, снижая расход угля в основной части.

То-есть, в работе предполагается оставить всю существующую угольную часть ТЭЦ-2, только с меньшей нагрузкой. Но в таком случае еще менее оправданной выглядит установка дорогостоящей газоочистки. При этом понижение нагрузки угольной части все равно не снимает проблему исчерпанности золоотвала, — если емкость закончится не к 2024 году, а двумя-тремя годами позже, задача не облегчается.

В то же время надстроечная газотурбинная часть, будучи всего лишь неким частичным замещением остающейся в работе угольной части, собственной логики тоже не имеет.

Вариант выглядит искусственным, вставленным в «Презентацию…» для количества и предназначенным на роль наихудшего из «не проходных».

3.2. «Новая станция»: установка на площадке ТЭЦ-2 ГТУ и КУВ из расчета замещения мощности действующей части

Рассматривалась установка дополнительно шести ГТУ-78,3 МВт, шести КУВ по 100 Гкал/ч и шести газовых водогрейных котлов тоже по 100 Гкал/ч. Итого 474 МВт и 1200 Гкал/ч.

Действующее котлотурбинное оборудование ТЭЦ-2, надо полагать, из работы выводится.

Вариант более чем странный: вместо 510 МВт получаем 474 МВт, вместо 1411 Гкал/ч получим 1200 Гкал/ч. Итого 36 МВт и 211 Гкал/ч в минусе. Плюс – весьма существенные капитальные затраты на такое «замещение».

В инженерном смысле просто чудовищно: как будто рядом с саркофагом Чернобыльской ЭАС возвести «замещающую» станцию. Фактически, предполагается «умертвить» действующую, одну из самых мощных в стране, электростанций. Причем умерщвление произойдет наполовину: в здании, где будут стоять разбираемые на металлолом котлы и турбины, придется оставить в работе такую инфраструктуру, как сетевые коллекторы и сетевые насосы, трубопроводы подачи подпиточной воды, электрические разводки и распредустройства, дежурные щиты. Что-то придется делать с переносом ОРУ, системами градирен.

В экономическом же смысле более чем странен «упрощенный» набор оборудования «новой» электростанции: почему-то на выхлопах газовых турбин предусмотрены не парогенераторы с дополнительной турбинной выработкой, а банальные водонагреватели. Мало того, газотурбинная генерация предусмотрена, почему-то, не на всю тепловую нагрузку «новой» станции, а только на половину. На другую же половину установлены обычные газовые водогрейные котлы – как будто их мало на источниках теплоснабжения в самом городе!

Одним словом, если бы перед разработчиками была поставлена задача сделать самый разрушительный относительно действующей ТЭЦ-2 и самый неэкономичный вариант «замещающей» газовой электростанции на той же площадке – решение было бы примерно таким.

Но коль скоро вариант «новой» станции в ТЭО рассмотрен, его следовало бы доработать на основе бинарного парогазового цикла в таких исходных параметрах: электрическая мощность на базе уже имеющейся на ТЭЦ-2 тепловой нагрузки 1400 Гкал – не менее 1100-1200 МВт.

А также проработать дополнительный вариант передачи на ТЭЦ-2 части вырабатываемой в самом городе на водогрейных котельных тепловой мощности, например, величиной 1000 Гкал/ч, с повышением электрической мощности до 1500 МВт и более.

  1. «Пропущенный» в ТЭО потенциально лучший вариант

С точки зрения наиболее эффективного использования газа, максимально возможного увеличения электрической мощности ТЭЦ-2 и наименьших капительных затрат при наибольшей экономической отдаче, включая сдерживание тарифного роста, потенциально наилучшей является реконструкция всех восьми действующих котлов БКЗ-420 с переводом их в энергетические котлы утилизаторы, использующие выхлопы пред-включенных газотурбинных установок.

Технически, такой вариант мог бы быть осуществлен, например, за счет, действительно, поднятия котлов БКЗ-420 над нулевой отметкой, с размещением газовых турбин в освободившемся пространстве, в горизонтальном или вертикальном исполнении. Либо в иных вариантах – по предложению изготовителя оборудования и фирмы-подрядчика.

Например, можно было бы расположить газовые турбины на новой площадке со стороны временного торца, а газ в них срабатывать до температуры, позволяющей подавать выхлопы по протяженному газоходу до действующей котельной. А для поддержания заданных параметров на пароперегревателе дополнительно оборудовать энергетические котлы-утилизаторы газовыми горелками.

При наличии технической возможности, все такие варианты перевода действующей ТЭЦ-2 на бинарный газопаровой цикл были бы безусловно лучшими, наличие же такой возможности представляется реальным. В мире имеется порядка двух десятков производителей газотурбинного и паросилового оборудования, специализирующихся на бинарных циклах и среди них, вполне вероятно, удастся найти исполнителей такого технического задания, как «изготовление газовой турбины для работы в паре с паровым энергетическим котлом БКЗ-420-140-560 с реконструкцией последнего».

Такие предложения можно было бы направить нескольким ведущим производителям и выбрать наилучшее. В таком случае Казахстан имеет шанс продемонстрировать самый убедительный пример модернизации традиционной ТЭЦ, получить одну из самых эффективных мире теплофикационных электростанций на самых современных технологиях, и такой возможностью не следует пренебрегать.

И только в случае получения доказательств неосуществимости, по каким-то причинам, такого технического решения, следовало бы сравнить между собой два основных варианта. Первый — перевод котлов БКЗ-420 на газ с сохранением угля, как резервного топлива, плюс — расширение новыми газотурбинными установками с передачей на них части (половины) нагрузки газовых котельных в черте города. Второй строительство на площадке ТЭЦ-2 или иной площадке замещающей ТЭЦ повышенной электрической и эквивалентной тепловой мощности по бинарному парогазовому циклу. С тем же дополнением – передачей на такую удаленную от города теплофикационную станцию части (половины) отопительной нагрузки газовых котельных в черте города.

  1. Выводы

Создается впечатление, что ТЭО лишь прикрывает заранее выбранное Заказчиком, как самое удобное для него, решение: простой перевод ТЭЦ-2 на газ, но с дополнительными затратами на переделку котлов.

Такое удорожание, разумеется, устраивает прежде всего, завод-изготовитель: «СибЭнергоМаш» получает очень простой для него в исполнении, хорошо оплачиваемый и рассчитанный на годы вперед крупный серийных заказ.

Самому АО «АлЭС», как и Заказчику, – «Самрук-Энерго», такой вариант тоже не в тягость: финансирование не за счет их средств, а чем больше стоимость переделок, тем выгоднее за них браться. Наконец, окупаемость затрат – тоже не проблема, новый тариф на электроэнергию утвердит поставленное перед фактом Минэнерго, а новый тариф на тепло – КРЕМ.

В конечном счете за все заплатит потребитель.

Остальные же рассмотренные в ТЭО варианты служат лишь невыгодным фоном для убедительного выбора желаемого. Отсюда, по-видимому, отказ даже от упоминания в «Презентации…» вариантов с использования бинарных парогазовых циклов. Плюс, это является и подстраховкой со стороны самих энергетиков: зачем рисковать переходом на пусть и гораздо более эффективные, но не освоенные газопаровые технологии, когда можно ограничиться совсем простыми схемами. А экономичность – это не к «АлЭС» и не к «Самрук-Энерго»: их интерес замыкается только на стоимости нового строительства и вытекающих из него новых тарифов.

Исполнитель же ТЭО «КазНИПИЭнергоПром», похоже, просто удовлетворил пожелания Заказчика.

  1. Предложения

Вынос ТЭО на ОВОС – отложить.

Напомнить акимату о необходимости разработки Генерального плана Алматы, включающего также пригороды в радиусах Талгар-Каскелен-Капчагай. В задании на Генплан обязательно учесть, помимо перевода на газ энергетики, вопросы газификации и электрификации городского и пригородного транспорта, городской и пригородной частной застройки.

Поднять вопрос разработки ТЭО модернизации ТЭЦ-2 до уровня Министерства энергетики. Основания: вопрос неотделим от проблем энергообеспечения всей Южной зоны и является неотъемлемой частью общего плана развития казахстанской электроэнергетики. К тому же, это позволит компенсировать слишком уж явный уклон Заказчика в сторону наименее хлопотного и более выгодного для него варианта.

Продолжить проработку вариантов ТЭО по таким направлениям:

А) направить запросы на возможность изготовления пред-включенных газовых турбин для работы в паре с энергетическими котлами БКЗ-420 и монтаже «под ключ» перспективным производителям;

Б) разработать техническое решение и Специальные технические условия для возможности перевода котлов БКЗ-420 на газ с сохранением их компоновки и возможностью использования угля, как резервного топлива;

В) проработать вариант расширения ТЭЦ-2 газотурбинными установками с передачей на них части (например, половины) нагрузки газовых котельных в черте города.

Г) Проработать вариант полного замещения ТЭЦ-2 станцией повышенной электрической и эквивалентной тепловой мощности на основе бинарного парогазового цикла. При этом рассмотреть вариант дополнительной передачи на ТЭЦ-2 части нагрузки (например, половины) газовых водогрейных котельных в черте города.

***

© ZONAkz, 2020г. Перепечатка запрещена. Допускается только гиперссылка на материал.