Метод ценовых предпочтений для распределения топлива при когенерации или какой должна быть инвестпрограмма Кременчугской ТЭЦ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Метод ценовых предпочтений для распределения топлива при когенерации или какой должна быть инвестпрограмма Кременчугской ТЭЦ

Краснораменский В.И.

Введение

Свободная торговля - не принцип,

а средство для достижения цели.

Бенджамин Дизраэли

Максима прагматизма, сформулированная Чарльзом Пирсом, говорит: «Примем во внимание, какой практический эффект может быть связан с данным объектом, и наше понимание этого объекта будет состоять в совокупности наших знаний о его практических приложениях». Попробуем взглянуть именно с позиции прагматизма на последние события, связанные со снижением цены природного газа для потребителей в Украине, и их последствия. Почему именно с точки зрения прагматизма? Потому что, наверно, каждый разумный человек в своей жизни, в бытовом смысле, стремиться к получению практически полезных результатов.

Начало 2014 г. ознаменовалось двумя значительными событиями для экономики Украины вообще и энергетики, как её отрасли, в частности: вступление в силу Закона № 663-VII "Об основах функционирования рынка электрической энергии Украины" и снижение стоимости российского природного газа с 400 до 268,5 $/тыс. м3. Для производства электрической энергии в энергетике Украины природный газ применяется исключительно на ТЭЦ, доля которых составляет 9 % в общем объёме произведённой электроэнергии (по данным ДП «Энергорынок» за декабрь 2013 г.) Доля других источников электроэнергии составила соответственно: АЭС - 45 %, ТЭС - 40 %, ГЭС - 5 %, другие источники энергии - менее 1 %. Цена выработанной электроэнергии (без НДС) за указанный период составила: АЭС - 0,22 грн/кВтч, ТЭС - 0,62 грн/кВтч, ГЭС - 0,22 грн/кВтч, ТЭЦ - 1,05 грн/кВтч и другие источники энергии - 1,94 грн/кВтч. В целом по 2013 г стоимость электроэнергии от ТЭС составляет 0,63 грн/кВтч, а от ТЭЦ - 1,07 грн/кВтч.

Из приведённых цифр видно, громадную разницу между стоимостью электроэнергии от ТЭС и от ТЭЦ - 0,63 грн/кВтч и 1,07 грн/кВтч соответственно, до снижения цены природного газа. Электроэнергия такой разной цены не может свободно конкурировать друг с другом в условиях рынка электроэнергии, поэтому указанный Закон № 663 (статья 23) с одной стороны предусматривал создание специального Фонда стоимостного дисбаланса, который бы компенсировал ТЭЦ указанную разницу в цене произведённой электроэнергии, а с другой стороны обязывал ТЭЦ работать на, так называемом, тепловом графике производства электроэнергии, т. е в графике, когда производство электроэнергии минимально возможное, как по объёмам, так и по цене и определяется объёмом тепла, отпускаемого потребителю. Фонд стоимостного дисбаланса наполнялся бы за счёт продажи более дешёвой электроэнергии от АЭС и ГЭС. В этой же статье устанавливается, что такой порядок компенсации для ТЭЦ стоимости дорогой произведённой электроэнергии при продаже её на рынке электроэнергии Украины, где будут действовать естественно рыночные цены, будет действовать в течение 10 лет с момента вступления в действия рынка электроэнергии в Украине в полном объёме (с 01.07.2017 г.).

Следствием установленного порядка расчётов будет с одной стороны, что через 10 лет выработка электроэнергии на существующих в Украине ТЭЦ должна прекратиться, а сами ТЭЦ превратиться в котельные, а с другой стороны, что 10 лет средства от деятельности государственных АЭС и ГЭС будут перенаправляться на ТЭЦ, которые уже сейчас являются преимущественно частными, а согласно Энергетической стратегии Украины до 2030 г. должны быть полностью приватизированы до конца 2014 г., так же как и ТЭС. Учитывая два обстоятельства, во-первых, что все ТЭЦ на Украине старые, имеют возраст 40 - 50 лет, а по времени наработки основного оборудования преодолели не только границу физического износа (200 000 ч), но и вышли уже за 300 000 ч суммарного времени работы оборудования. Во-вторых, технологии комбинированного производства тепловой и электрической энергии на практически всех ТЭЦ Украины морально устарели, соответствуют технологиям начала 20-го века, являются высокозатратными и имеют низкий КПД. Поэтому без технической модернизации все данные ТЭЦ через 10 лет просто прекратят своё существование, как ТЭЦ, что вполне вероятно, так как предыдущие 20 лет, с момента обретения независимости Украины, не была модернизирована ни одна из них.

Данный апокалиптический сценарий был вполне вероятен при стоимости газа 400 $/тыс. м3. Что же изменилось при снижении цены природного газа до 286,5 $/тыс. м3? Учитывая, что доля стоимости топлива в структуре себестоимости 1 кВтч электроэнергии вырабатываемой на ТЭЦ составляет 80 - 90 %, стоимость 1 кВтч электроэнергии от ТЭЦ снизиться и составит: 268,5*1,07/400 = 0,72 грн/кВтч, что уже ближе к цене электроэнергии от ТЭС (0,63 грн/кВтч) и уже позволяет конкурировать с ТЭС на рынке электроэнергии на общих основаниях, совершенствуя при этом тепловую схему станции и увеличивая объёмы выработки электроэнергии. Работа в условиях свободного рынка электроэнергии не за счёт дотации от других участников рынка, не на минимально возможных режимах и без ограничений сроком в 10 лет позволит, с одной стороны, максимально загрузить имеющееся энергетическое оборудование на ТЭЦ, увеличив коэффициент использования установленной мощности и прибыль, а, с другой стороны, после полной приватизации позволит сделать данный сегмент рынка инвестиционно привлекательным для вложений в модернизацию основного оборудования станций. В этих условиях для данного субъекта электроэнергетики (для ТЭЦ) отпадает необходимость в регулировании цены выработанной электроэнергии со стороны НКРЭ, так как цена электроэнергии будет либо свободно устанавливаться рынком, либо определяться на основании двухсторонних договоров.

энергия ценовый турбина топливо

Метод ценовых предпочтений при распределении топлива при комбинированном производстве тепловой и электрической энергии

Важным условием для нормальной работы ТЭЦ на рынке электроэнергии является ещё одно обстоятельство. ТЭЦ в отличие от ТЭС является участником двух рынков продукции: рынка электроэнергии, который собирается стать свободным, и местного рынка теплоэнергии, который контролируется государством. Очень важно для нормальной работы предприятий, чтобы цены на их продукцию адекватно отражали понесённые предприятиями затраты при производстве этой продукции. Для рынка электроэнергии такие цены будет устанавливать сам рынок, для теплоэнергии цены устанавливает государство. Однако, вопрос не в том, что эту цену государство устанавливает ниже экономически обоснованной цены, нет. Если государство устанавливает цену на теплоэнергию для каких-либо потребителей ниже экономически обоснованной цены, то оно должно компенсировать разницу в необходимых и фактических тарифах за счёт государственного бюджета. Такой механизм есть в Украине, и он действует, хотя его и не назовёшь рыночным механизмом. Также как есть перекрёстное субсидирование различных групп потребителей за счёт дифференциации цен между ними как на теплоэнергию, так и на электроэнергию. Такое перекрёстное субсидирование - это вопрос государства, а нас интересует совсем другое перекрёстное субсидирование, перекрёстное субсидирование внутри ТЭЦ. И здесь возникает основной вопрос в том, как предприятие (ТЭЦ) разносит потреблённое топливо в едином цикле комбинированного производства тепловой и электрической энергии по видам продукции. То есть, сколько из общего расхода газа пошло на выработку электроэнергии, а сколько на выработку теплоэнергии. Однозначного объективного критерия здесь нет, есть условно принятые методики такого разделения. В СССР был принят метод «физического» разделения топлива по видам продукции при комбинированном производстве тепловой и электрической энергии, его суть сводилась к тому, что вся экономия от комбинированного производства энергии относилась на выработку электроэнергии. В этих условиях стоимость 1 кВтч электроэнергии была минимальна, а стоимость 1 Гкал тепла максимальна. В Украине в 90-х годах, для снижения разницы в стоимости для потребителей 1 Гкал тепла, производимого от ТЭЦ и от районных котельных, была внедрена методика разделения потраченного топлива согласно ГКД № 34.09.108-98, по которой экономия от комбинированного производства энергии распределялась уже 50 % на 50 % между производством тепловой и электрической энергии и корректировалась с помощью коэффициентов ценности тепла отборов в сторону больше экономии при выработке электроэнергии (метод ОГРЭС). Что, естественно, привело к увеличению стоимости 1 кВтч электроэнергии и снижению стоимости 1 Гкал тепла. С этой ситуацией можно было мериться, пока цены на электроэнергию устанавливались государством и пока не вступил в действие рынок электроэнергии. С одной стороны может показаться, что так как на ТЭС всё топливо идёт на производство электроэнергии, то для того чтобы ТЭЦ могла нормально конкурировать с ТЭС в условиях свободного рынка электроэнергии необходимо, чтобы для ТЭЦ был возвращён «физический» метод распределения топлива по видам продукции. Это связано, прежде всего, с тем, что оборудование ТЭЦ не в тепловых режимах значительно уступает в экономичности оборудованию ТЭС, которое предназначено для стабильной выработки электроэнергии круглый год при номинальной загрузке. Оборудование же ТЭЦ работает очень неравномерно в течение года, так как его состав и загрузка в отопительный и межотопительный период совершенно различны. Кроме того, экономичность работы ТЭЦ зависит в значительной степени от температуры окружающей среды, которая сейчас постоянно растёт, даже в зимний период, т.е. от количества отпускаемого потребителю тепла. Возвращение «физического» метода распределения топлива по видам продукции позволит избежать отнесения дополнительных затрат на 1 кВтч электроэнергии.

При «физическом» методе распределения топлива удельные нормы расхода топлива на выработку электроэнергии снижаются до значений 148 - 165 гут/кВтч, а на выработку теплоэнергии возрастают до 170 - 180 кг/Гкал. Однако, на самом деле, в нынешних условиях переход на «физический» метод распределения топлива приведёт к удорожанию стоимости 1 Гкал тепла от ТЭЦ по сравнению с 1 Гкал тепла от котельной и, как следствие, к отказу потребителей от потребления тепла от систем централизованного теплоснабжения ТЭЦ и дальнейшему массовому переходу на индивидуальные источники тепла. Это приведёт к снижению отпуска тепла от ТЭЦ, к снижению экономичной выработки электроэнергии на тепловом потреблении и, в конечном счёте, ухудшению экономичности работы ТЭЦ.

За всё время существования комбинированного производства тепловой и электрической энергии (когенерации) на ТЭЦ в энергетике возникло много разных методик распределения использованного топлива по видам продукции: «физический», метод ОРГРЭС, по ценности отбираемого пара (метод ОРГРЭС-2), эксергетический, пропорциональный по отпущенной энергии, пропорциональный по потреблению топлива при раздельном производстве энергии на ТЭС и котельной, «термодинамический», и даже пропорционально стоимости основных фондов при производстве различных видов энергии. Причём различные страны после развала СССР используют в своей практике различные методы: Россия и Украина - метод ОРГРЭС, Беларусь - физический, Казахстан - эксергетический. Такое большое разнообразие методов говорит лишь об одном: единого объективного подхода к разделению топлива при когенерации энергии нет.

В глобальном смысле, мне кажется, совершенно всё равно, куда уходит неиспользованная энергия после совершения полезной работы (получения электроэнергии) по циклу Карно: на градирни и в атмосферу или в отборы турбин и к потребителю для поддержания теплового баланса в его жилье, а затем, всё равно, в атмосферу. Величина работы зависит только от температуры горячего источника и температуры холодного приёмника тепла.

Целью совершения работы теплоносителя по термодинамическому циклу является именно получение электроэнергии. «Физический» метод имеет под собой больше оснований, так как для получения тепла не надо вообще никаких термодинамических циклов, достаточно перевести энергию топлива в энергию теплоносителя. Всё развитие энергетики - это совершенствование термодинамических циклов энергетических процессов с целью получения электроэнергии с максимальным КПД. Однако, если отклониться от теории к практике, то в реальных условиях в настоящее время «физический» метод, как уже было сказано выше, не может быть применён.

Мне кажется целесообразным при вступлении ТЭЦ в рынок электроэнергии вообще отказаться от какой-нибудь общей глобальной методики разделения топлива, одинаковой для всех ТЭЦ в Украине. Паровая турбина при производстве электрической и тепловой энергии должна рассматриваться как «чёрный» ящик, в который заходят одни энергетические потоки, а выходят другие в соответствии с балансом энергии. Распределение топлива между видами продукции для каждой конкретной ТЭЦ должно определяться соотношением необходимых ей тарифов на электрическую и тепловую энергию для полноценного участия одновременно в двух рынках: свободном рынке электроэнергии и регулируемом рынке теплоэнергии. Назовём этот метод методом ценовых предпочтений и проиллюстрируем на примере Кременчугской ТЭЦ.

В 2012 г. Кременчугская ТЭЦ выработала 799 322,88 МВтч электроэнергии и отпустила потребителям 1 793 287 Гкал тепла. Из этого тепла 260 122 Гкал были выработаны на водогрейном котле, а 4 207 Гкал на РОУ (БРОУ), т.е. на тепловом потреблении Кременчугская ТЭЦ выработала:

1 793 287 - 264 329 = 1 528 958 Гкал (1 778 178,1 МВтч)

Выработка электроэнергии на тепловом потреблении составила:

799 322,88 / 1 778 178,1 = 0,45

Из общего расхода тепла Q на выработку тепловой и электрической энергии на выработку электроэнергии было потрачено:

799 322,88/(799 322,88 + 1 778 178,1) *100 = 31 %

на выработку теплоэнергии 69 %.

При расчёте тарифов НКРЭ утвердило для Кременчугской ТЭЦ в 2014 г. плановый расход условного топлива на отпуск электроэнергии 330 гут/кВтч, а на выработку тепловой энергии - 152,5 кгут/Гкал. Указанные удельные нормы определены методом ОРГРЭС. По данным КП «Теплоэнерго», которое отпускает в г. Кременчуге тепловую энергию от котельных потребителям, которые не подключены к сетям Кременчугской ТЭЦ, расход условного топлива на выработку тепловой энергии в её котельных составляет 162,9 кгут/Гкал. Следовательно, для того чтобы стоимость тепла от Кременчугской ТЭЦ была приблизительно одинаковой со стоимостью тепла от котельных КП «Теплоэнерго», необходимо чтобы расход условного топлива на выработку тепловой энергии был такой же. Увеличим расход условного топлива на выработку тепла на Кременчугской ТЭЦ до 162,9 кгут/Гкал, т.е. на 162,9 - 152,5 = 10,4 кгут/Гкал (8,94 кгут/МВтч). Так как у нас используется один и тот же расход топлива на совместную выработку тепловой и электрической энергии в едином процессе, то, если расход топлива на выработку тепла вырос, значит, расход топлива на выработку электроэнергии должен уменьшиться. Определим на какую величину:

0,69Q - расход тепла на выработку теплоэнергии;

8,94*0,69Q - расход топлива, на который дополнительно пошёл на выработку теплоэнергии;

0,31Q - расход тепла на выработку электроэнергии.

Исходя из баланса топлива, его расход на выработку электроэнергии при этом уменьшиться на туже величину, что будет соответствовать изменению удельного расхода условного топлива на выработку электроэнергии:

8,94*0,69Q / 0,31Q = 8,94*0,69/0,31 = 19,9 кгут/МВтч (гут/кВтч).

Удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии на Кременчугской ТЭЦ составит: 330 - 19,9 = 310,1 гут/кВтч (при условии удельного расхода топлива на выработку теплоэнергии 162,9 кгут/Гкал), что означает его снижение на 6,4 %.

Согласно Постановления НКРЭ № 1477 от 21.11.2013 г. Кременчугской ТЭЦ установлен тариф на отпуск электрической энергии в размере 105,18 коп/кВтч (без НДС) без учёта снижения цены природного газа. После снижения цены природного газа до 286,5 $/тыс.м3 цена 1 кВтч Кременчугской ТЭЦ должна приблизительно составить 268,5 * 1,0518 / 400 = 0,706 грн/кВтч.

После изменения распределения топлива между видами продукции с метода ОРГРЭС на метод ценовых предпочтений цена 1 кВтч от Кременчугской ТЭЦ составит:

0,706 / 1,064 = 0,663 грн/кВтч.

Видно, что после снижения цены природного газа появляется возможность участия ТЭЦ без всяких ограничений в создающемся свободном рынке электроэнергии. Дополнительные условия для такого участия образуются при отходе от метода ОРГРЭС при распределении топлива по видам продукции на ТЭЦ. Предлагаемый метод ценовых предпочтений позволяет так распределить топливо на ТЭЦ между выработанными тепловой и электрической энергиями, что ТЭЦ, с одной стороны, сможет на рыночных конкурентных условиях участвовать в свободном рынке электроэнергии, где буде конкурировать с ТЭС за потребителей, а, с другой стороны, сможет участвовать в местном регулируемом рынке теплоэнергии на существующих на нём условиях. Конечно, каждая ТЭЦ будет стремиться в рыночных условиях, чтобы увеличить объёмы выработки электроэнергии, перейти к «физическому» методу распределения топлива, однако это ей не позволят сделать, с одной стороны, регулирующие органы, а, с другой, тощие кошельки наших граждан.

Инвестпрограмма Кременчугской ТЭЦ

1) ПГУ-230

А для чего надо участвовать на равных в свободном рынке электроэнергии? Само по себе участие в рынке ещё не благо. А вот получить возможность привлечь инвестиции, технически модернизировать производство, уменьшить величину затрат на выработку продукции, увеличить объём выработки и затем максимизировать получаемую прибыль - это благо, это полезный результат, к которому надо стремиться. Для того чтобы это стало возможным первый камень положен - снижена стоимость природного газа, что снимает необходимость в переходе на другой вид топлива (уголь) при модернизации производства, теперь необходимо положить второй камень - определить направления, по которым надо производить модернизацию производства и внедрение новой техники.

Рассмотрим это на примере Кременчугской ТЭЦ - установленная электрическая мощность 255 МВт, тепловая - 1200 Гкал. Это ТЭЦ сверхвысокого давления (130 атм), котлы энергетические: ТГМ-84 (4шт.), водогрейные - ПТВМ-180 и КВГМ-180, турбины: ПТ-50/130/13/1,2 (2 шт.), Р-50/130/13; Т-100/120-130. Турбина Р-50/10/13 практически не используется из-за отсутствия тепловой нагрузки.

Известно (1), что соотношение электрической и тепловой мощности для паровой ТЭЦ составляет 0,5 - 0,62, а для парогазовой установки (ПГУ) - 1,2 - 1,4, при практически том же коэффициенте использования тепла топлива: ТЭЦ - 84 - 86 %, ПГУ- 86 - 88 %. Для Кременчугской ТЭЦ в 2012 г. эти параметры составляют 0,45 и 70 %, что не есть хорошо и говорит о низкой выработке электроэнергии на тепловом потреблении и наличии большого количества потерь тепла топлива. Очевидно, что Кременчугской ТЭЦ надо увеличивать выработку высоколиквидного рыночного продукта - электроэнергии, поэтому реконструкция Кременчугской ТЭЦ должна, прежде всего, вестись по пути внедрения парогазовых технологий, причём с учётом того, что потребление тепла потребителями, а значит и выработка дешёвой электроэнергии на тепловом потреблении, в дальнейшем имеет неуклонную тенденцию к снижению. Современные ПГУ имеют хороший электрический КПД при условии работы паротурбинных установок (ПТУ), входящих в их состав, в конденсационном режиме. Для Кременчугской ТЭЦ, прежде всего, должен быть реализован проект реконструкции турбины Т-100/120-130 в ПГУ. Турбина Т-100/120-130, головной образец которой был выпущен на Уральском турбинном заводе (УТЗ) в 1961 г., является самой новой на Кременчугской ТЭЦ и была введена в эксплуатацию 28.12.1972 г. ЗАО «УТЗ» и Всероссийский теплотехнический институт (ВТИ) (2) предлагают два варианта реконструкции ПТУ с выделением её в отдельный парогазовый блок по «классической» схеме с предвключённой газовой турбиной (ГТ), котлом-утилизатором (КУ) и ПТУ:

1) Газовая турбина ГТЭ-150 ЛМЗ (Ленинградский металлический завод) с горизонтальным подвесным КУ типа П-87 производства ОАО «ИК «ЗиОМАР» (г. Подольск);

2) Газовая турбина V94.2 Siemens с вертикальным КУ типа П-90 также производства ОАО «ИК «ЗиОМАР».

Модернизация заключается в следующем:

- установка на «старый» фундамент нового ЦВД с дроссельным парораспределением;

- установка блока клапанов, состоящего из стопорного клапана с автозатвором и двух регулирующих клапанов со своими сервомоторами (полная унификация с турбиной Т-53/67-8,0 УТЗ для ПГУ-230);

- ремонт и модернизация старого ЦСД с частичным переоблопачиванием ряда ступеней и удалением одной ступени для осуществления подвода пара контура НД и глушением патрубков отборов пара на регенерацию;

- установка защитно-регулирующего клапана на подводе пара НД;

- установка котла-утилизатора и демонтаж или вывод в резерв котла;

- при необходимости ремонт ЦНД, генератора, сетевых подогревателей и сальникового подогревателя;

- корректировка системы трубопроводов в соответствии с новой схемой реконструкции.

Расположение ГТУ и КУ, как правило, предполагается полностью или частично в новом корпусе существующей ТЭЦ, который как раз имеется на Кременчугской ТЭЦ в наследство от былой неудавшейся попытки расширения. Данная установка классифицируется УТЗ, как ПГУ-230, и разрабатывается заводом для Владимирской ТЭЦ-2, Ижевской ТЭЦ-1, Новобогословской ТЭЦ, Академической ТЭЦ, Кировской ТЭЦ-3 и двух блоков на Нижнетуринской ТЭЦ.

Основные показатели рассматриваемых ПГУ-230 с модернизируемыми турбинами типа Т-100 представлены в таблице.

Таблица

Как видно из таблицы, паровая турбина работает на пониженных давлении и температуре свежего пара, что дает возможность увеличить парковый ресурс ещё на 200000 и более часов (наработка Т - 100/120-130 на 01.01.2014 г. составляет 272 495 ч).

Удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии в конденсационном режиме составит: 123/47,2 *100 = 260,6 и 123/51,4 *100 = 239,3 гут/кВтч, соответственно. Сразу видна разница и с плановым расходом условного топлива на выработку электроэнергии на Кременчугской ТЭЦ в 2014 г. - 330 гут/кВтч, и с фактическим удельным расходом условного топлива по результатам работы в 2013г. - 318,2 гут/кВтч, а для теплофикационного режима указанных турбин эта разница будет ещё больше.

Другая удачная разработка УТЗ - это введённый в эксплуатацию в 2008 г. парогазовый блок ПГУ-230 на Минской ТЭЦ-3, в состав которого входит:

- одна газотурбинная установка типа GT13E2 производства ALSTOM с генератором типа 50WY21Z-095 мощностью 168 МВт;

- один горизонтальный двух контурный барабанный котел-утилизатор типа HRSG/DP 01.1/ производства фирмы SES ENERGY Словакия;

- одна паровая турбоустановка типа Т-53/67-8,0 ЗАО «Уральский турбинный завод» с генератором типа ТФ-80-2УЗ.

Характеристики данной ПГУ-230, установленной мощностью 222 МВт, следующие:

Анализ работы данного блока, проведённый ОАО «Белэнергоремналадка» (3) показал, что удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии составил в отопительный период 150 -160 гут/кВтч, а в межотопительный период - 205 - 216 гут/кВтч (отпуск тепла от блока 60 Гкал/ч или 44,1 % номинальной тепловой нагрузки). Учитывая длительность работы ПГУ-230 в отопительном и межотопительном периоде 4200 и 3300 часов соответственно, получим среднегодовой удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии от ПГУ-230: (155*4200 + 210*3300)/7500 = 179,2 гут/кВтч. Определение данных расходов условного топлива было произведено «физическим» методом. В работе (4) проведён сравнительный анализ различных методов распределения топлива при комбинированном производстве тепловой и электрической энергии. Между «физическим» методом и методом ОРГРЭС при работе ПТУ в конденсационном режиме нет разницы при определении удельных расходов условного топлива на выработку электроэнергии, а при работе ПТУ по тепловому графику эта разница достигает 78,5 гут/кВтч (исследования на базе ПТУ Т-50-130).

Итоговая разница между обеими методами для ПГУ-230 Минской ТЭЦ составит:

(78,5*4200 + 78,5*0,441*3300) = 59,2 гут/кВтч.

Поэтому в нашем случае в Украине, где применяется метод ОРГРЭС, удельный расход условного топлива при работе блока ПГУ-230 составил:

179,2 + 59,2 = 238,4 гут/кВтч.

В 2013 г. отпуск электроэнергии от Кременчугской ТЭЦ составил 667 541,6 МВтч. Пускай 2/3 этой выработки приходиться на турбину Т-100/120-130, которую предлагается модернизировать в ПГУ-230. Цена природного газа для промышленных потребителей составляла для Кременчугской ТЭЦ в 2013 г. 4661,74 грн/тыс. м3. Следовательно, новая цена в 2014 г. должна составлять

4661,74*286,5/400 = 3338,97 грн/тыс. м3.

Экономия при отпуске такого количества электроэнергии по топливу (природный газ) составит за год (курс 8 грн/$):

(318,2 - 238,4)*8300/7000*667 541,6*2/3*3,34 = 140 642 470,6 грн (17 580 308,8$),

где 8300 и 7000 теплотворная способность природного газа и условного топлива, ккал/кг;

Пусть ПГУ-230 работает 7500 ч в году (всего в году 8760 ч) с номинальной нагрузкой 222 МВт. Тогда выработка электроэнергии составит 222 * 7500 = 1 665 000 МВтч, в т.ч. дополнительно на ПГУ-230: 1 219 972,3 МВтч. Как было показано ранее, после снижения цены природного газа до 268,5 $тыс. м3, цена 1 кВтч электроэнергии от Кременчугской ТЭЦ (без НДС) может быть снижена до 0,706 грн/кВтч. После реконструкции турбины Т-100/120-130 в ПГУ-230 удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии стал 238,4 гут/кВтч, т. е снизился на 38,4 % от планового расхода (330 гут/кВтч). Возможное снижение цены 1 кВтч электроэнергии составило 0,706/1,384 = 0,51 грн/кВтч. Следовательно, дополнительный доход от продажи всего выработанного объёма электроэнергии на ПГУ-230 на рынке электроэнергии по цене отпуска электроэнергии от ТЭС (0,63 грн/кВтч или 630 грн/МВтч) составит:

(630 - 510)*1 665 000 = 198 600 000 грн (24 825 000 $).

Монтаж нового энергоблока ПГУ-230 на Минской ТЭЦ-3 с демонтажем устаревшего силового оборудования високого давлением 90 атм (5 котлов и 4 турбины ПТ-25) потребовал 200 млн. $ затрат или 901 $/кВт. Реконструкция с частичной заменой оборудования и монтажом недостающего нового оборудования должна стоить дешевле, однако так получается не всегда. Например, модернизация Новокуйбышевской ТЭЦ-1 по проекту «Кремень» с использованием 3 имеющихся турбин ПТ-25 (90 атм, 500 ?С) с установкой 3 газотурбинных установок Frame 6FA (PG6111) производства GE мощностью по 77 МВт и 3 паровых котлов-утилизаторов Энергомаш, а также дожимной компрессорной станции (35 атм) и блока подготовки топливного газа, составила 10,5 млрд. руб (328,1 млн. $ при курсе 32 руб/$). Удельные капитальные вложения в этом случае составили 1070 $/кВт. При этом расход условного топлива на выработку электроэнергии снизился с 370 гут/кВтч до 220 гут/кВтч. Примем удельные капитальные затраты при реконструкции ПТУ Т-100/120-130 на Кременчугской ТЭЦ в блок ПГУ-230 в размере 1000 $/кВт.

Общие затраты составят:

222 000 * 1000 = 222 млн. $

Простой срок окупаемости проекта составит:

222/(17,6 + 24,8) = 5,2 года

Это хороший срок окупаемости для такого масштабного проекта, хотя расчёты носят оценочный характер и лишь показывают направление необходимого движения.

Кроме того, надо отметить, что магистральный газопровод (МГ) «Диканька - Кременчуг - Кривой Рог», который принадлежит УМГ «Черкассытрансгаз» и питает через сети ОАО «Кременчуггаз» потребителей Северного промышленного узла, в том числе и Кременчугскую ТЭЦ, давлением газа 6 атм после ГРС имеет общую протяженность 272,2 км и производительность 3,2 млрд. куб. м в год. Номинальное давление природного газа в этом газопроводе составляет 55 атм. Поэтому в случае установки газовой турбины (ГТ) на Кременчугской ТЭЦ, для которой необходимо обеспечить давление газа на входе 30 - 50 атм, нет необходимости в установке дожимной компрессорной станции. Достаточно лишь проложить газопровод от МГ до Кременчугской ТЭЦ и это, во-первых, позволит отказаться от установки дорогого оборудования, а, во-вторых, позволит отказаться от оплаты услуг по транспортировке газа ОАО «Кременчуггаз». Такой проект разрабатывался при уже «бывшем» проекте расширения Кременчугской ТЭЦ, однако в контексте снабжения газом проектировавшихся к установке котлов Е-500. Кстати, возможно окажутся полезными и другие «памятники» этого несовершившегося расширения. О здании нового котлотурбинного цеха я уже говорил, а вот недостроенная дымовая труба, высота которой составляет 270 м при проектной высоте 320 м, может быть использована, как сбросная труба для газов ГТ в аварийных случаях, так и в случае достройки до проектных значений и ввода в эксплуатацию для снижения затрат электроэнергии на привод тягодутьевых механизмов существующих паровых котлов ТГМ-84 (вместо существующей дымовой трубы высотой 180 м).

2) Перевод ПТ-50-130/13 на ухудшенный вакуум

Второе по значимости мероприятие по модернизации Кременчугской ТЭЦ - это перевод существующих турбин ПТ-50/130/13/1,2 (2 шт.) на режим работы с ухудшенным вакуумом. Это мероприятие позволит, с одной стороны, перейти к 3-х ступенчатому нагреву сетевой воды, получить дополнительный источник тепла и уменьшить время включения в работу водогрейных котлов, а, с другой стороны, позволит увеличить выработку дешёвой электроэнергии на тепловом потреблении. Какой бы ни был тепловой режим, т.е. режим работы с закрытой диафрагмой низкого давления, всегда остаётся небольшой пропуск пара на конденсатор (до 20 т/ч) для охлаждения лопаток хвостовых ступеней турбины. Этот небольшой пропуск пара не играет большой роли зимой, когда тепловая нагрузка ПТУ велика, однако летом, когда тепловые нагрузки минимальны, ликвидация этого небольшого пропуска пара в конденсатор, тепло которого затем выбрасывается в атмосферу на градирнях, является критически важным для экономичности работы ТЭЦ. Этот вопрос уже хорошо изучен в энергетике, и такая модернизация считается типовой.

В отчёте ОАО «Белэнергоремналадка» (3) приводятся следующие данные: экономия топлива в энергосистеме при переводе турбины типа ПТ на режим работы с ухудшенным вакуумом составляет 1 тут/ч, причём исследования снижения расхода топлива производились именно на базе турбин ПТ-60-130/13. Естественно, перевод турбины ПТ-60 на режим работы с ухудшенным вакуумом снижает располагаемую мощность турбогенератора на 6 - 8 МВт, однако этот недостаток легко компенсируется модернизацией турбины Т-100 в ПГУ-230. Кроме того, есть и другие положительные эффекты, связанные с уменьшением расхода электроэнергии на привод циркуляционных насосов, повышение температуры конденсата турбины до 90 •С, что делает ненужным наличие подогревателей низкого давления (ПНД). При реконструкции конденсатора ТГ необходимо укрепить конструкцию конденсатора турбины, т.е. из конденсатора сделать конденсатор-бойлер, чтобы можно было использовать для охлаждения выхлопа турбины обратную сетевую воду, которая имеет большую температуру и давление (хотя в наше случае расчётное давление и циркуляционной, и сетевой воды практически одинаково и составляет 1 - 1,5 атм). Экономию в затратах на топливо определим из соображений, что 1/3 из выработанного количества электроэнергии от Кременчугской ТЭЦ приходиться на ПТ-50-130/13/1,2, так как остальные 2/3 электроэнергии вырабатывает турбина Т-100, а турбина Р-50 практически не используется из-за отсутствия потребителей пара 10 - 16 атм. Соответственно, турбина ПТ-50/130/13 несёт следующую условную среднюю нагрузку весь год (8760 ч.):

1/3*799 322,88 / 8760 = 30,4 МВт/ч.

При такой фактической нагрузке экономия условного топлива составит:

1 * 30,4/50 = 0,608 тут/ч.

Общая экономия затрат составит:

0,608 * 8760 * 8300/7000 * 3338,97 = 21 086 293,9 грн (2 635 786,7 $).

Это очень большая сумма, даже если на реконструкцию каждого из 2-х конденсаторов потратить по 1 млн. $, то это мероприятие окупиться меньше чем за год.

Причём предыдущие два мероприятия по модернизации: реконструкция турбины Т-100 в ПГУ-230 и перевод турбины ПТ-50-130/13 на режим работы с ухудшенным вакуумом, хорошо сочетаются с друг другом как в отопительный, так и в межотопительный периоды.

В отопительный период тепловой нагрузки будет 300 - 400 Гкал/ч хватает, чтобы обеспечить нагрузкой и блок ПГУ-230, и две работающих на ухудшенном вакууме турбины ПТ-50-130/13, обеспечив при этом надёжную подачу пара производственного отбора потребителю. В межотопительный период, когда тепловая нагрузка ТЭЦ составляет 80 - 100 Гкал/ч, в работе должны остаться блок ПГУ-230 и одна реконструированная турбина ПТ-50-130/13, что будет, конечно, нарушением надёжности снабжения потребителей паром 10-16 атм, так как в работе останется только один котёл ТГМ-84. Однако, данный вопрос может быть легко решён либо установкой РОУ-90/13 на блоке ПГУ-230, либо ещё на студии проектирования блока ПГУ-230. Если при проектировании блока ПГУ-230 выбрать вместо турбины Т-53/67-8,0 турбину Т-63/76-8,8 в следующей конфигурации: 1?ГТЭ-160 + 1?КУ (Е-236/41-9,3/1,5-512/298) + 1?Т-63/76-8,8, то очевидно параметры пара контура низкого давления КУ (15 атм и 298 ?С) позволят отпускать пар 10 - 16 атм промышленным потребителям непосредственно от блока ПГУ-230 (в аварийных случаях). Или, по согласованию с потребителями пара, можно использовать вместо турбины Т-53/67-8,0 турбину КТ-63-7,7, у которой параметры производственного пара немного ниже (11,3 атм и 275 ?С), однако конденсационный режим является для неё базовым и очень экономичным (4).

3) УТДУ-6000

Также является полностью совместимым с предыдущими двумя мероприятиями и третье: установка на вновь проложенном трубопроводе газа высокого давления (55 атм) для ПГУ-230 турбодетандерной установки для подачи газа на действующий ГРП Кременчугской ТЭЦ. Утилизационная турбодетандерная установка (УТДУ) предназначена для выработки электроэнергии на ГРС или ГРП за счёт перепада давления редуцируемого газа (до ГРС и после) на газовой турбине. То есть на ТДУ мы одновременно достигаем две цели: снижаем давление газа и вырабатываем электроэнергию. Кроме того, положительным является также то обстоятельство, что из-за охлаждения природного газа при расширении в газовой турбине его надо предварительно подогревать, что легко реализуемо на ТЭЦ и позволяет увеличить выработку электроэнергии на тепловом потреблении на основном оборудовании ТЭЦ. КПД таких установок при выработке электроэнергии достигает 75 - 80 %. В Украине существует организация ОАО «Турбогаз», которая занимается проектированием, производством и установкой УТДУ различной мощности: 8кВт, 300 кВт, 500кВт, 1МВт, 2,5МВТ; 4МВт; 5МВт; 6МВт; 8МВт; 12МВт для входного давления газа до 7,5 МПа и с расходом газа 0,05-6 млн. нм3/сут. Из реализованных в энергетике проектов можно отметить установку 2-х УТДУ-2500 на Минской ТЭЦ-4 мощность 2,5 МВт каждая и 1-й УТДУ-2500 на Новолукомольской ГРЭС (ГРП-2), а также установку 1-й УТДУ-4000 мощность 4 МВт на Гомельской ТЭЦ-2. Как видно, все проекты реализованы в Республике Беларусь.

Характеристики УТДУ-4000 следующие (5):

Как видно, выходное давление газа после УТДУ 3,5 - 5,5 атм подходит для подачи на действующий ГРП Кременчугской ТЭЦ для дальнейшего использования в паровых и водогрейных котлах. Расход газа, который в течение года изменяется в пределах 30 000 - 90 000 м3/ч или 0,72 - 2,16 млн. м3/сутки, также может быть обеспечен данной УТДУ-2500. А вот давление газа перед УТДУ-2500 должно составлять 20,4 - 38,2 атм, что меньше имеющегося (55 атм) и говорит о не полностью используемом потенциале подаваемого газа. Поэтому выберем для предполагаемой установки на Кременчугской ТЭЦ УТДУ-6000 мощностью 6 МВт, которая также есть в номенклатуре производимой продукции ОАО «Турбогаз». В отчёте ОАО «Белэнергоремналадка» (3) приводятся данные, что экономия топлива при использовании УТДУ составляет 0,2 - 0,35 тут на каждые 1000 кВтч выработанной мощности. Примем в нашем случае среднее значение 0,275 тут/МВтч. При использовании УТДУ-6000 (аналогично ПГУ-230) в летний период в течение 3300 ч с нагрузкой 3 МВт и в зимний период в течение 4200 ч с нагрузкой 6 МВт получим средне по году использование УТДУ в течение 7500 ч с нагрузкой:

(3*3300 + 6*4200) / 7500 = 4,68 МВт

Экономия в затратах на топливо по году составит:

0,275*8300/7000*4,68*7500*3338,97 = 38 214 869,4 грн (4 776 858,7 $)

Согласно (5) удельные капитальные вложения при строительстве УДТУ-6000 составляют 330 $ за 1 кВт установленной мощности, т.е. общие капитальные затраты составят:

6 000 * 330 = 1 980 000 $

Очевидно, что даже без учёта стоимости дополнительно проданной электроэнергии простой период окупаемости составит:

1 980 000 / 4 776 858,7 = 0,42 года.

Такой фантастический результат на самом деле подтверждается и из других источников. Например, в работе (6) приводится опыт внедрения УТДУ компании «Криокор» на Московкой ТЭЦ-21, где установлены 2 УТДУ мощностью 5 МВт каждый, и Московской ТЭЦ-23, где установлены 2 УТДУ мощностью 6 МВт каждый. Каждый УТДУ в данном случае выполнен совместно с газотурбинной установкой (ГТУ) для предварительного подогрева газа, что увеличивает затраты в 2 раза (5) однако и увеличивает выработку электроэнергии, т.е. денежный поток, тоже в 2 раза. Так вот расход условного топлива на выработку электроэнергии на такой УДТУ + ГТУ составляет 70 гут/кВтч при аналогичных затратах на ТЭЦ около 300 гут/кВтч. Экономия, как говориться, налицо.

В этой работе я перечислил только основные, принципиальные пути возможной модернизации Кременчугской ТЭЦ, которые кардинально меняют её положение на вводимом свободном рынке электроэнергии. Делают производство электроэнергии экономически выгодным и конкурентоспособным. Причём этот экономический эффект достигается без изменения способа распределения топлива при когенерации, что не зависит от ТЭЦ, а устанавливается регулирующими органами, но желательно при вступлении в рынок электроэнергии. Оценка экономической эффективности предлагаемых мероприятий выполнена в упрощённой манере, без полного учёта всех составляющих, учёта изменения стоимости денег во времени и срока реализации предлагаемых проектов. Более точные расчёты должны быть выполнены при составлении ТЭО. Кроме того, к реализации могут быть намечены и другие энергосберегающие мероприятия, например, внедрение современных экономичных двигателей переменного тока совместно с частотно регулируемыми приводами и т.д., все эти мероприятия хорошо известны и мы не будем на них останавливаться подробнее.

4) Т-35/55-1,6 или К-55-1,6

Собственная инвестиционная программа Кременчугской ТЭЦ на 2014 г. составляет 53,3 млн. грн. (6,66 млн. $), что конечно немного и не позволяет реализовать вышеперечисленные мероприятия без привлечения кредитных ресурсов. Одной из главных инвестиционных мероприятий последних лет на Кременчугской ТЭЦ есть подготовка (разработка рабочего проекта) к установке на ТЭЦ приключённой к турбине Р-50 турбины Т-35/55-1,6 с двухступенчатым подогревом сетевой воды производства ЗАО «УТЗ». К достоинствам этого проекта можно отнести то, что он позволяет выработать большее количество электроэнергии на тепловом потреблении (Т-35/55-1,6 + Р-50 = 85 МВт в теплофикационном режиме в отличие от 50 МВт на ПТ-50-130/13/1,2) за счёт более эффективной бойлерной установки (2-х ступенчатый подогрев сетевой воды во встроенных бойлерах тепловой мощностью 150 Гкал/ч) и позволит создать условия для дальнейшей замены турбин ПТ-50-130/13/1,2 на более совершенные турбины ПТ-65/75-130/13 производства ЗАО «УТЗ» или другого производителя. К недостаткам - декларируемое уменьшение расхода условного топлива на выработку электроэнергии в размере 10 - 15 гут/кВтч не приведёт к существенному снижению стоимости вырабатываемой электроэнергии на ТЭЦ (105,18 коп/кВтч (без НДС), т.е. не сделает эту электроэнергию более конкурентоспособной на вводимом свободном рынке электроэнергии. В результате ТЭЦ будет вынуждена согласно Правил действующего оптового рынка электроэнергии и вновь вводимого свободного рынка электроэнергии работать исключительно в тепловом режиме, а тепловая нагрузка, в лучшем случае, будет стабильна или будет иметь тенденцию к постоянному снижению.

Сравним экономию топлива при установке турбины Т-35/55-1,6 и при переводе существующих турбин в режим работы с ухудшенным вакуумом. При выработке такого же количества электроэнергии, как и в случае перевода турбин ПТ-50-130/13/1,2 на ухудшенный вакуум (1/3 от 799 322,88 МВтч на базе 2012 г.), получим экономию топлива:

15*1/3*799 322,88*8300/7000*3,34 = 15 827 734,9 грн (1 978 466,9 $)

При переводе турбин ПТ-50-130/13/1,12 такая экономия составила 2 635 786,7 $, что на 33 % является более эффективным мероприятием с точки зрения величины полученной экономии топлива. С точки зрения капитальных затрат на выполнение данных мероприятий, то модернизацию турбин ПТ-50-130/13/1,2 мы условно оценили в 1 млн. $, что является, конечно, завышенной цифрой. Согласно опыта ОРГРЭС конденсаторы турбин мощностью до 25 МВт переводятся на работу с ухудшенным вакуумом вообще без существенных переделок. Стоимость же турбины Т-35/55-1,6 с реализацией двухступенчатого подогрева сетевой воды с генератором или её аналогов от различных производителей («УТЗ», «Силовые машины», «Турбоатом», «Сименс-Украина») составляет от 15,5 до 20,4 млн. $. Разница, как говорится, налицо. Поэтому установка турбины Т-35/55-1,6 является экономически неэффективным мероприятием. Другое дело, если вместо этой турбины установить конденсационную турбину К-55-1,6 также производства ЗАО «УТЗ». Данная турбина, являясь экономичной при работе именно в конденсационном режиме как зимой, так летом, могла бы обеспечить, работая в паре с турбиной Р-50, дополнительную суммарную выработку дешёвой электроэнергии в размере 105 МВт. Это позволило бы увеличить установленную мощность электростанции, коэффициент использования этой мощности, общий объём вырабатываемой электроэнергии при конкурентоспособной её цене в любой период времени в течение года. Особенно с учётом снижения стоимости газа с 400 до 268,5 $/тыс. м3. И, главное, у нас будет товар для продажи на рынке.

Выводы

Снижение цены российского газа с 400 до 268,5 $/тыс. м3 открывает новые горизонты перед ТЭЦ при участии во вновь создаваемом рынке электроэнергии. Позволяет полнее использовать потенциал конкурентного преимущества, которое даёт ТЭЦ возможность комбинированной выработки энергии. Конечно, этот потенциал проявился ещё более полно, если бы мы не зацикливались на конкретных методиках распределения топлива при когенерации, которые отстают от требований сегодняшнего дня, а позволили предприятию самому определять принципы такого распределения согласно метода ценовых предпочтений. Однако для реализации этой возможности необходимы решения на государственном уровне. Для эффективного участия в рынке электроэнергии и получения максимальной прибыли любой ТЭЦ необходимо проводить модернизацию собственного производства. Например, для Кременчугской ТЭЦ такая модернизация может состоять из следующих мероприятий:

1) Реконструкция турбины Т-100 в ПГУ-230;

2) Перевод турбин ПТ-50-130/13 на ухудшенный вакуум;

3) Установка турбодетандерной установки УТДУ-6000;

4) Установка вместо турбины Т-35/55-1,6 турбины К-55-1,6

А также многих других, менее значительных, но не менее важных мероприятий, которые остались за рамками данной работы.

В наше время, чтобы выжить, людям необходимо руководствоваться не какими-небудь идеологическими штампами и установками, а прагматическим подходом, который состоит в получении максимальной пользы для себя от своей деятельности.

Это касается и страны в целом. Если для общества в Украине снижение цены на российский газ несёт положительные перспективы, то значит это положительное явление независимо от того, чем руководствовались люди при принятии такого решения.

Вообще, в глобальном развитии Украине надо в своих геополитических и экономических движениях выбирать то направление, которое несёт ей прямую выгоду. Снижение цены первичного топлива (газ, нефть, уголь, уран) несёт такую выгоду для каждого жителя. Оно создаёт финансовый ресурс для развития и обновления общества. Дешёвое топливо находиться на Востоке. Поэтому для Украины путь лежит на Восток.

Литература

1. Г.Г. Ольховский, исполнительный директор ВТИ (доклад на международном Конгрессе, посвященном 100-летию централизованного теплоснабжения и теплофикации), «Совершенствование технологий комбинированной выработки электроэнергии и тепла на ТЭЦ России»;

2. Баринберг Г.Д., доктор техн. наук, Валамин А.Е., инженер, Култышев А.Ю., канд. техн. наук, ЗАО «Уральский турбинный завод», «Модернизация энергоблоков с паровыми теплофикационными турбинами с помощью парогазового цикла на примере Т-100/120-130»;

3. Отчёт ОАО «Белэнергоремналадка», руководитель группы топливоиспользования

Филазафович В. И., вед. инженер-программист Дубровенский А. Н., «Повышение эффективности использования генерирующих мощностей при производстве тепловой и электрической энергии»;

4. Суворов Д.М., Вятский государственный университет, «Анализ различных методов распределения затрат теплоты топлива при комбинированной выработке электрической и тепловой энергии»;

5. О.В. Купрыгин, председатель правления, генеральный директор ОАО «Турбогаз», «Решение проблемы энергоснабжения и энергосбережения на объектах нефтегазовой отрасли путём реализации высокоэффективных технологий на базе турбодетандерной техники».

Размещено на Allbest.ur