Экологически чистые энергогенерирующие комплексы на базе газотурбинных надстроек водогрейных котлов

1

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

В последнее время все больший интерес проявляется к децентрализованным источникам энергообеспечения со стороны многих достаточно крупных потребителей тепловой и электрической энергий.

Этот интерес подпитывается неуверенностью в надежном энергообеспечении традиционными крупными энергосистемами, составлявшими основу энергетики СССР.

В компетентных кругах все чаще раздаются заявления о надвигающемся энергетическом кризисе.

Для принятия правильных технических решений, требующих значительных инвестиций, необходимо в общих чертах охарактеризовать ситуацию в РАО «ЕЭС России» и оценить возможные последствия от намечаемых мероприятий по его дальнейшему развитию.

Причины надвигающегося энергетического кризиса.

В 70-х, 80-х годах в России ежегодно вводилось 7-10 млн. кВт новых энергетических мощностей, преимущественно в виде крупных энергоблоков. При этом инвестиции в энергетику осуществлялись централизованно, плановым порядком и без процентов за кредит.

Естественно, что после отработки своего ресурса такое же количество энергетических мощностей будет выводиться из эксплуатации. Для сохранения производства электроэнергии на данном уровне необходимо вводить столько же новых мощностей, сколько их выводится.

После массовой приватизации в 90-х годах, энергетика в принципе перешла на работу в рыночных условиях, т.к. исчезли источники централизованного инвестирования.

Однако новые владельцы основных фондов, получив их в собственность практически бесплатно, оказались в весьма выгодном положении по сравнению с реальными зарубежными собственниками:

не нужно возвращать долг за капиталовложения

не нужно платить проценты за кредит

отсутствует закон, имеющийся во многих странах с рыночной экономикой, обязывающий обеспечивать электроэнергией всех потребителей без ограничения.

В связи с этим, под общественным давлением устанавливается тариф на электроэнергию, покрывающий лишь эксплуатационные расходы. Сегодня этот тариф в среднем по РАО ЕЭС составляет 1-1,5 цента США за 1 кВтч.

В то же время нижний уровень рентабельности производства электроэнергии для частного инвестора при существующих ценах на энергетическое оборудование, с учетом возврата капитала хотя бы в течение 10 лет и оплаты процентов за кредит составляет около 5 центов за 1 кВтч.

Учитывая, что любой здравомыслящий инвестор рассчитывает при этом получить еще и прибыль, не следует удивляться, что никаких инвестиций в этих условиях не будет.

Как следствие отсутствия ввода новых мощностей в энергетике в течение длительного срока происходит катастрофическое старение основных фондов, деградация научно-исследовательских, проектно-конструкторских институтов и предприятий энергомашиностроения.

Если этот процесс не будет остановлен в ближайшее время, то он приведет к необратимым последствиям.

Намечаемые меры и их возможные последствия.

С целью выхода из создавшегося положения РАО ЕЭС России разработана и представлена на рассмотрение «Концепция реструктуризации РАО «ЕЭС России».

Не касаясь большого числа позитивных моментов, направленных на совершенствование управленческой структуры, остановимся лишь на главном - единственным выходом из надвигающегося энергетического кризиса считается разделение РАО ЕЭС на три составляющие: генерирующую, сетевую и сбытовую. При этом генерирующая, требующая привлечения до 90% инвестиций, отпускается на «рыночное регулирование».

Такой шаг противоречит зарубежной и отечественной практике и приведет к негативным последствиям по следующим причинам:

- В мировой практике наибольшее распространение получила вертикальная интеграция всех видов деятельности по энергоснабжению, включая производство, транспорт и распределение энергии (естественные монополии). Подтверждением жизнеспособности такой системы является и деятельность РАО ЕЭС России, работающей с высокой степенью надежности в последние годы в чрезвычайно сложных условиях.

- В ряде стран (особенно в Англии) с целью снижения тарифов на электроэнергию подвергнута демонополизации сфера производства энергии.

Однако такая демонополизация и конкуренция могут быть реализованы только при следующих условиях:

а) Имеются избыточные мощности в энергосистеме и топливодобывающих отраслях, превышающие необходимое потребление.

б) Тариф во всяком случае превышает стоимость генерируемой энергии у основной массы производителей (разоряются наихудшие).

в) Полностью отработана и принята законодательная база, обеспечивающая функционирование и развитие отрасли.

В российских условиях в полном соответствии с законами рынка, здравой логикой и накопленной за последние годы практикой приватизации последствия реструктуризации будут следующими:

Низкоэффективные старые электростанции, работающие на угле, производящие электроэнергию по стоимости 1,2-1,3 цента за 1 кВтч разорятся, в результате чего дефицит в электроэнергии возрастет (в условиях дефицита эти электростанции должны доработать свой ресурс).

Наиболее эффективные электростанции будут скуплены наиболее предприимчивыми дельцами, менее всего думающими о надежности энергообеспечения регионов (чем больше дефицит, тем им лучше).

Расчленение АО-энерго на отдельные компании при их сохранении в составе существующего холдинга РАО «ЕЭС России» не уменьшит монопольных эффектов в электроэнергетике, а усилит их действие, что нежелательно.

В виду невозможности увеличения тарифа в 3-4 раза, инвестиции в строительство новых энергоблоков не появятся, будут «проедаться» полученные по низкой цене фонды, как это наблюдается практически на всех приватизированных объектах.

Разрушится вертикальная схема управления сегодня надежно работающей системы энергообеспечения, так как РАО ЕЭС России, владеющая лишь системами транспорта энергии, может влиять на энергогенерирующие системы лишь при избытке мощности (не покупать), а при дефиците наоборот свою волю будут диктовать частные производители.

Не может даже идти речи о прогрессе в энергетике:

некому заказывать разработку новых технологий

ни одна электростанция не будет покупать головные образцы новых технологий, т.к. они в 2-3 раза дороже последующих серийных.

Перечень негативных моментов может быть продолжен.

Пути выхода из кризиса

В складывающихся условиях возможны три вероятных сценария выхода из кризисной ситуации:

1. Государственная монополия в топливно-энергетическом комплексе с регулированием стоимости энергетических ресурсов в соответствии с единой научно-обоснованной Государственной программой.

Для поддержания производства электроэнергии на необходимом уровне следует вводить около 7 млн. кВт новых мощностей.

Оценивая средние удельные капитальные затраты по 700 долларов США за кВт установленной мощности, получим необходимые инвестиции в размере 5 млрд.долларов в год.

Это означает, что при годовом производстве электроэнергии более 800 млрд. кВтч для изыскания необходимых инвестиций требуется ввести инвестиционную составляющую тарифа в размере 0,6 цента за 1 кВтч, даже без отнесения части затрат на производство тепловой энергии. Эта инвестиционная составляющая должна изыматься в виде налога и поступать в централизованный фонд.

В связи с тем, что аналогичная ситуация с износом основных фондов наблюдается и топливодобывающих отраслях ТЭК, необходимо ввести инвестиционную составляющую и здесь. В первую очередь это касается газовой промышленности, т.к. доля потребления газа в энергетике России превышает 60%.

В этом случае стоимость газа должна увеличиться в два раза. В настоящее время цена газа, подаваемого на электростанции, составляет около 12 долларов США за 1000 м3 или 9,8 долларов за тут. При удельном расходе топлива 320 тут/кВтч топливная составляющая равна 0,3 цента США на кВтч.

Иными словами, общая инвестиционная составляющая будет равна 0,9 цента США за кВтч, а средняя цена на электроэнергию поднимется до 2-2,5 цента за кВтч.

Эта величина является нижним пределом рентабельности для условий России. водогрейный энергетический газотурбинный

При этом цены на различные виды топлива должны быть выстроены в соответствии с их потребительской стоимостью.

2. Перевод энергогенерирующей и топливодобывающей отраслей на свободные рыночные отношения.

В соответствии с законами свободного рынка частный инвестор не появится до тех пор, пока цена на генерируемую электроэнергию не позволит вернуть капитальные затраты не более чем через 10 лет при банковском проценте за кредит в лучшем случае 10% годовых (акционерный 12%). В этом случае, с учетом сроков строительства электростанции, инвестиционная составляющая будет равна 3,5 цента за кВтч (24% годовых при удельных капитальных затратах 700 USD/кВт и 5000 среднегодовых часов использования номинальной мощности).

Стоимость природного газа в России при свободном рынке должна быть равна его стоимости на Европейском рынке за вычетом транспортных затрат, составляющих около 10 USD на 1000 км, т.е. 50-70 USD за 1000 м3. Это приведет к увеличению топливной составляющей тарифа на 1,2-1,5 цента на кВтч.

Таким образом, стоимость электроэнергии нового производителя будет 5,7-6,2 цента за кВтч.

На действующих электростанциях с учетом повышения цен на топливо стоимость производства электроэнергии должна была бы сохраниться на уровне 2,2-3 цента за 1 кВтч.

Однако, можно ли себе представить на свободном рынке, да еще при растущем дефиците производства энергии такое соотношение цен.

Наиболее вероятно, что у всех производителей энергии ее цена вырастет до 5,5-6,0 цента США за кВтч.

Это будет верхняя граница стоимости генерируемой электроэнергии.

3. Создание собственных децентрализованных источников энергообеспечения.

Учитывая непреодолимое стремление РАО ЕЭС России перевести энергогенерирующие предприятия на свободные рыночные отношения, второй сценарий развития становится весьма вероятным.

В этом случае создание у потребителей собственных альтернативных децентрализованных источников энергообеспечения становится не только экономически целесообразным, но и жизненно необходимым.

Авторами был рассмотрен достаточно широкий спектр таких энергоустановок:

Надстройка водогрейных котлов существующих отопительных котельных газотурбинными и дизельными установками различной мощности для выработки дополнительной электроэнергии.

Создание ГТУ-ТЭЦ с производством электрической и тепловой энергии для независимых потребителей энергии.

Производство тепловой и электрической энергии на базе дизель-генераторов малой мощности.

Анализ показывает, что во многих случаях создание таких источников энергоснабжения является целесообразным.

Вместе с тем, не следует забывать, что эксплуатационные расходы у мелких производителей энергии достаточно высоки и существует необходимость резервирования независимых источников энергоснабжения, что ухудшает их экономические показатели.

Поэтому в данной статье авторы решили остановиться на одном техническом решении, экономические преимущества которого являются бесспорными и не зависят от складывающейся конъюнктуры.

Речь идет о газотурбинных надстройках мощностью 16-20 МВт крупных водогрейных котлов тепловой производительностью 100-180 Гкал/ч.

Принципиальная схема такой установки приведена на рис. 1.

Газотурбинная надстройка устанавливается на существующей площадке котельной со стороны дымовой трубы. Продукты сгорания после газовой турбины, содержащие до 17% свободного кислорода, сбрасываются в топку котла, где используются в качестве окислителя топлива.

При этом электрическая нагрузка поддерживается на заданном уровне независимо от тепловой, а тепловая регулируется от 20 до 100% за счет дожигания дополнительного топлива в потоке продуктов сгорания в топке котла.

Для оценки технико-экономических показателей предлагаемого технического решения выполнено сравнение следующих альтернативных технологий в одних и тех же предпосылках при создании новых энергогенерирующих объектов:

А. Централизованные источники энергоснабжения.

Паротурбинные установки мощностью 300 МВт на газо-мазутном топливе (эталон для сравнения).

Перспективная парогазовая установка бинарного цикла мощностью 450 МВт на газе (2 ГТУ по 150 МВт и одна паротурбинная - 150 МВт).

Б. Децентрализованные источники энергоснабжения.

Газотурбинная надстройка мощностью 20 МВт водогрейного котла КВГМ-100.

Надстройка котла ДЕ-16-14ГМ дизель-генератором мощностью 2,5 МВт Коломенского завода.

В таблице 1 приведены основные параметры сравниваемых вариантов.

Таблица 1

При этом все стоимостные показатели (удельные капитальные и эксплуатационные затраты, стоимость топлива и стоимость генерируемой электроэнергии) определялись в долях от удельных капитальных затрат в эталонную паротурбинную электростанцию Кэ. Удельные капитальные затраты в альтернативные варианты рассчитывались путем построчного сопоставления детальной структуры капитальных затрат, при этом стоимость основного оборудования определялась на основе статистической обработки большого числа зарубежных данных по заводским ценам.

На рис. 2, в частности, приведены данные по стоимости газотурбинных установок в заводской поставке в зависимости от их мощности.

На уровне 1996 года удельные капитальные затраты в партурбинную электростанцию на газе мощностью 1200 МВт с блоками 300 МВт в США составляли порядка 860 долларов на 1 кВт установленной мощности. В это время удельные капитальные затраты в аналогичную стаанцию в России, пересчитанные с типового проекта по коэффициентам Минэкономики РФ, составляли порядка 450 долларов США на 1 кВт установленной мощности, а по экспертной оценке около 500 долларов на кВт.

Принимая коэффициент инфляции доллара США 3% в год, получим удельные капзатраты в эталонную ТЭС 2001 года в США на уровне 1000 долларов на кВт.

Если считать, что в долларовом эквиваленте удельные капитальные затраты в эталонную ТЭС в России по сраавнению с мировыми ценами не изменились, то на уровне 2001 года Кэ = 580-600 долларов США на кВт.

В то же время по заявлению Минэкономики РФ удельные капзатраты в России в настоящее время принимаются на уровне 80% от мировых, т.е. 800 долларов на кВт.

Считаем эту цифру завышенной. В то же время реальная инфляция доллара США в России в 1999-2000 годах при постоянном рублевом курсе составила существенно большую величину чем 3%.

Поэтому для перевода полученных относительных данных в денежных эквивалент рекомендуем принимать значение Кэ = 700 долларов США за кВт.

На рис. 3 приведены графики изменения стоимости производства электроэнергии для сравнительных вариантов при изменении стоимости топлива.

Как указывалось выше, все показатели приводятся в относительных единицах. За 100% стоимости электроэнергии принята стоимость ее производства на крупной вновь сооружаемой паротурбинной электростанции. (При Кэ = 700 долларов США за установленный кВт, стоимость производства электроэнергии при современных низких ценах на газ и среднегодовом числе часов использования номинальной мощности 5000 ч/год, составит 4.7 цента США за кВтч).

Как следует из приведенных данных при любой стоимости топлива, стоимость производства электроэнергии на газотурбинных и дизельных надстройках к водогрейным котлам существенно ниже стоимости производства электроэнергии на перспективных крупных парогазовых установках, на которых планируется дальнейшее развитие энергетики в ближайшие годы.

Это объясняется как низкими удельными капитальными затратами в такие надстройки (используется готовая инфраструктура), так и высоким КПД выработки электроэнергии на тепловом потреблении. (Тепло уходящих продуктов сгорания утилизируется в котле).

Выводы:

1. В связи с ожидаемым дефицитом централизованного энергообеспечения и повышением стоимости электроэнергии муниципальному хозяйству крупных городов целесообразно и экономически оправданно обзаводиться собственными источниками энергообеспечения.

Наилучшими показателями обладают газотурбинные надстройки мощностью 16-20 МВт водогрейных котлов производительностью 100-180 Гкал/ч.

Водогрейные котлы малой производительности (16-25 Гкал/ч) целесообразно надстраивать дизель-генератором мощностью 2-3 МВт.

2. В связи с тем, что стоимость производства электроэнергии на таких надстройках существенно ниже, чем на перспективных крупных парогазовых установках, с помощью которых РАО ЕЭС России планирует наращивать новые энергетические мощности, возможно производить избыточную электрическую мощность с передачей ее в энергосистему.

Это позволит отказаться от резервирования электрической мощности при возникновении нестандартных ситуаций и поддерживать взаимовыгодную связь с РАО ЕЭС России.

3. Приведенные выводы не распространяются на другие типы децентрализованных источников энергоснабжения малой мощности, экономическую целесообразность сооружения которых необходимо анализировать дополнительно.

Размещено на Allbest.ru