Какие причины внедрения ПГУ в России, почему это решение трудное но необходимое?

Почему начали строить ПГУ

Децентрализованный рынок производства электроэнергии и теплоты диктует энергетическим компаниям необходимость повышения конкурентоспособности сво­ей продукции. Основное значение для них имеют минимизация риска инвестиций и реальные результаты, которые можно получить при использовании данной технологии.

Отмена государственного регу­лирования на рынке электроэнергии и теплоты, которые станут коммерческим продуктом, приведет к усилению конкуренции между их производителями. Поэтому в будущем только надежные и высо­корентабельные электростанции смогут обеспечить дополнитель­ные капиталовложения в осуществление новых проектов.

Критерии выбора ПГУ

Выбор того или иного типа ПГУ зависит от многих факто­ров. Одними из наиболее важных критериев в реализации про­екта являются его экономическая выгодность и безопасность.

Анализ существующего рынка энергетических установок пока­зывает значительную потребность в недорогих, надежных в эк­сплуатации и высокоэффективных энергетических установках. Выполненная в соответствии с этой концепцией модульная конструкция с заданными параметрами делает установку легко адаптируемой к любым местным условиям и специфическим требованиям заказчика.

Такая продукция удовлетворяет более 70 % заказчиков. Этим условиям в значительной степени соответствуют ГТ и ПГ-ТЭС утилизационного (бинарного) типа.

Энергетический тупик

Анализ энергетики России, выполненный рядом академи­ческих институтов, показывает: уже сегодня электроэнергетика России практически теряет ежегодно 3-4 ГВт своих мощностей. В результате к 2005 г. объем отработавшего свой физический ресурс оборудования будет составлять, по данным РАО “ЕЭС России”, 38 % общей мощности, а к 2010 г. этот показатель составит уже 108 млн. кВт (46 %).

Если события будут развиваться именно по такому сценарию, то большинство энергоблоков из-за старения в ближайшие годы войдут в зону серьезного риска аварий. Пробле­му технического перевооружения всех типов существующих элек­тростанций обостряет то, что даже часть сравнительно “молодых” энергоблоков 500-800 МВт исчерпала ресурс работы основных узлов и требует серьезных восстановительных работ.

Читайте также: Как отличаются КПД ГТУ и КПД ПГУ для отечественных и зарубежных электростанций

Реконструкция электростанций – это проще и дешевле

Продление сроков эксплуатации станций с заменой крупных узлов основного оборудования (роторов турбин, поверхностей на­грева котлов, паропроводов), конечно, значительно дешевле, чем строительство новых электростанций.

Электростанциям и заводам-изготовителям зачастую удобно и выгодно заменять оборудование на аналогичное демонтируемому. Однако при этом не используют­ся возможности значительного увеличения экономии топлива, не уменьшается загрязнение окружающей среды, не применяются со­временные средства автоматизированных систем нового оборудо­вания, увеличиваются затраты на эксплуатацию и ремонт.

Низкий КПД электростанций

Россия постепенно выходит на европейский энергетический рынок, войдет в ВТО, вместе с тем у нас много лет сохраняется крайне низкий уровень тепловой эффективности электроэнерге­тики. Средний уровень коэффициента полезного действия энерго­установок при работе на конденсационном режиме равен 25 %. Это означает, что при повышении цены на топливо до мирового уровня цена на электроэнергию у нас неизбежно станет в полто­ра-два раза выше мировой, что отразится на других товарах. По­этому реконструкция энергоблоков и тепловых станций должна производиться так, чтобы вводимое новое оборудование и отдель­ные узлы электростанций были на современном мировом уровне.

Энергетика выбирает парогазовые технологии

Сейчас, несмотря на тяжелое финансовое положение, в конст­рукторских бюро энергомашиностроительных и авиадвигательных научно-исследовательских институтов возобновились разработки новых систем оборудования для тепловых электростанций. В частности, речь идет о создании конденсационных парогазовых электро­станций с коэффициентом полезного действия до 54-60 %.

Эконо­мические оценки, сделанные разными отечественными организациями, свидетельствуют о реальной возможности снизить издержки производства электроэнергии в России, если строить подобные электростанции.

Даже простые ГТУ будут эффективнее по КПД

На ТЭЦ не обязательно повсеместно применять ПГУ такого типа, как ПГУ-325 и ПГУ-450. Схемные решения могут быть различны­ми в зависимости от конкретных условий, в частности, от соотно­шения тепловых и электрических нагрузок.

Читайте также: Выбор цикла парогазовой установки и принципиальной схемы ПГУ

В простейшем случае при использовании тепла отработавших в ГТУ газов для теплоснаб­жения или производства технологического пара электрический КПД ТЭЦ с современными ГТУ достигнет уровня 35 %, что также зна­чительно выше существующих сегодня. Об отличиях КПД ГТУ и ПТУ - читате в статье Как отличаются КПД ГТУ и КПД ПГУ для отечественных и зарубежных электростанций

Применение ГТУ на ТЭЦ может быть очень широким. В настоя­щее время около 300 паротурбинных агрегатов ТЭЦ мощностью 50-120 МВт питаются паром от котлов, сжигающих 90 и более процентов природного газа. В принципе все они являются кандида­тами на техническое перевооружение с использованием газовых турбин единичной мощностью 60-150 МВт.

Трудности с внедрением ГТУ и ПГУ

Однако процесс промышленного внедрения ГТУ и ПГУ в на­шей стране идет крайне медленно. Главная причина - инвестици­онные трудности, связанные с необходимостью достаточно круп­ных финансовых вложений в минимально возможные сроки.

Другое сдерживающее обстоятельство связано с фактическим отсутствием в номенклатуре отечественных производителей чисто энергетических газовых турбин, проверенных в широкомасштаб­ной эксплуатации. За прототипы таких газовых турбин можно при­нять ГТУ нового поколения.

Бинарные ПГУ без регенерации

Определенным преимуществом обладают бинарные ПГУ, как наиболее дешевые и надежные в эксплуатации. Паровая часть би­нарных ПГУ очень проста, так как паровая регенерация невыгодна и не используется. Температура перегретого пара на 20-50 °С ниже температуры отработавших в ГТУ газов. В настоящее время она дос­тигла уровня стандартных в энергетике 535-565 °С. Давление све­жего пара выбирается так, чтобы обеспечить приемлемую влаж­ность в последних ступенях, условия работы и размеры лопаток которых примерно такие же, как и в мощных паровых турбинах.

Влияние давления пара на эффективность ПГУ

Учитываются, конечно, экономические, стоимостные факторы, так как давление пара мало влияет на термический КПД ПГУ. Чтобы уменьшить температурные напоры между газами и паро­водяной средой и лучшим образом с меньшими термодинами­ческими потерями использовать тепло отработавших в ГТУ га­зов, испарение питательной воды организуют при двух или трех уровнях давления. Выработанный при пониженных давлениях пар подмешивают в промежуточных точках проточной части турби­ны. Осуществляют также промежуточный перегрев пара.

Читайте также: Надежность парогазовых установок ПГУ

Влияние температуры уходящих газов на КПД ПГУ

С повышением температуры газов на входе в турбину и выхо­де из нее параметры пара и экономичность паровой части цикла ГТУ возрастают, способствуя общему увеличению КПД ПГУ.

Выбор конкретных направлений создания, совершенствования и широкомасштабного производства энергетических машин дол­жен решаться с учетом не только термодинамического совершен­ства, но и инвестиционной привлекательности проектов. Инвести­ционная привлекательность российских технических и производственных проектов для потенциальных инвесторов - важнейшая и актуальнейшая проблема, от решения которой в значительной мере зависит возрождение экономики России.

(Visited 3 460 times, 1 visits today)

Парогазовыми называются энергетические установки, в которых теплота уходящих газов ГТУ прямо или косвенно используется для выработки электроэнергии в паротурбинном цикле. Отличается от паросиловых и газотурбинных установок повышенным КПД.

Принципиальная схема парогазовой установки (из лекции Фоминой).

ГТ ЭГ пар

компрессор Котёл утилизатор К

воздух ЭГ

питательная вода

КС – камера сгорания

ГТ – газовая турбина

К – конденсационная паровая турбина

ЭГ – электрогенератор

Парогазовая установка состоит из двух отдельныхустановок: паросиловой и газотурбинной.

В газотурбинной установке турбину вращают газообразные продукты сгорания топлива. Топливом может служить как природный газ, так и продукты нефтянойпромышленности (мазут, солярка). На одном валу с турбиной находится первый генератор, который за счет вращения ротора вырабатывает электрический ток. Проходя через газовую турбину, продукты сгорания отдают ей лишь часть своей энергии и на выходе из газотурбины все ещё имеют высокую температуру. С выхода из газотурбины продукты сгорания попадают в паросиловую установку, в котел-утилизатор, где нагревают воду и образующийся водяной пар. Температура продуктов сгорания достаточна для того, чтобы довести пар до состояния, необходимого для использования в паровой турбине (температура дымовых газов около 500 градусов по Цельсию позволяет получать перегретый пар при давлении около 100атмосфер). Паровая турбина приводит в действие второй электрогенератор.

Перспективы развития ПГУ (из учебника Аметистова).

1. Парогазовая установка - самый экономичный двигатель, используемый для получения электроэнергии. Одноконтурная ПГУ с ГТУ, имеющей начальную температуру примерно 1000 °С, может иметь абсолютный КПД около 42 %, что составит 63 % от теоретического КПД ПГУ. Коэффициент полезного действия трехконтурной ПГУ с промежуточным перегревом пара, в которой температура газов перед газовой турбиной находится на уровне 1450 °С, уже сегодня достигает 60 %, что составляет 82 % от теоретически возможного уровня. Нет сомнений в том, что КПД можно увеличить еще больше.

2. Парогазовая установка - самый экологически чистый двигатель. В первую очередь это объясняется высоким КПД - ведь вся та теплота, содержащаяся в топливе, которую не удалось преобразовать в электроэнергию, выбрасывается в окружающую среду и происходит ее тепловое загрязнение. Поэтому уменьшение тепловых выбросов от ПГУ по сравнению с паросиловой будет ровно в той степени, на сколько меньше расход топлива на производство электроэнергии.

3. Парогазовая установка - очень маневренный двигатель, с которым в маневренности может сравниться только автономная ГТУ.

4. При одинаковой мощности паросиловой и парогазовой ТЭС потребление охлаждающей воды ПГУ примерно втрое меньше.

5. ПГУ имеет умеренную стоимость установленной единицы мощности, что связано с меньшим объемом строительной части, с отсутствием сложного энергетического котла, дорогой дымовой трубы, системы регенеративного подогрева питательной воды, использованием более простых паровой турбины и системы технического водоснабжения.

6. ПГУ имеют существенно меньший строительный цикл. ПГУ, особенно одновальные, можно вводить поэтапно. Это упрощает проблему инвестиций.

Парогазовые установки практически не имеют недостатков, скорее следует говорить об определенных ограничениях и требованиях к оборудованию и топливу. Установки, о которых идет речь, требуют использования природного газа. Для России, где доля используемого для энергетики относительно недорого газа превышает 60 % и половина его используется по экологическим соображениям на ТЭЦ, имеются все возможности для сооружения ПГУ.

Все это говорит о том, что строительство ПГУ является преобладающей тенден­цией в современной теплоэнергетике.

КПД ПГУ утилизационного типа:

ηПГУ = ηГТУ + (1- ηГТУ)*ηКУ*ηПТУ

ПТУ - паротурбинная установка

КУ – котёл-утилизатор

В общем случае КПД ПГУ:

Здесь - Qгту количество теплоты, подведенной к рабочему телу ГТУ;

Qпсу - количество теплоты, подведенной к паровой среде в котле.

1. Принципиальные тепловые схемы отпуска пара и тепла с ТЭЦ. Коэффициент теплофикации α ТЭЦ. Способы покрытия пиковой тепловой нагрузки на ТЭЦ,

ТЭЦ (теплоэлектроцентрали) - предназначены для централизованного снабжения потребителей теплом и электроэнергией. Их отличие от КЭС в том, что они используют тепло отработавшего в турбинах пара для нужд производства, отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Из-за такого совмещения выработки электроэнергии и тепла достигается значительная экономия топлива в сравнении с раздельным энергоснабжением (выработкой электроэнергии на КЭС и тепловой энергии на местных котельных). Благодаря такому способу комбинированного производства, на ТЭЦ достигается достаточно высокий КПД, доходящий до 70%. Поэтому ТЭЦ получили широкое распространение в районах и городах с высоким потреблением тепла. Максимальная мощность ТЭЦ меньше, чем КЭС.

ТЭЦ привязаны к потребителям, т.к. радиус передачи теплоты (пара, горячей воды) составляет приблизительно 15 км. Загородные ТЭЦ передают горячую воду при более высокой начальной температуре на расстояние до 30 км. Пар для производственных нужд давлением 0.8-1.6 МПа может быть передан на расстояние не более 2-3 км. При средней плотности тепловой нагрузки мощность ТЭЦ обычно не превышает 300-500 МВт. Только в крупных городах, таких как Москва или Санкт-Петербург с большой плотностью тепловой нагрузки имеет смысл строить станции мощностью до 1000-1500 МВт.

Мощность ТЭЦ и тип турбогенератора выбирают в соответствии с потребностями в тепле и параметрами пара, используемого в производственных процессах и для отопления. Наибольшее применение получили турбины с одним и двумя регулируемыми отборами пара и конденсаторами (см. рис). Регулируемые отборы позволяют регулировать выработку тепла и электроэнергии.

Режим ТЭЦ - суточный и сезонный - определяется в основном потреблением тепла. Станция работает наиболее экономично, если ее электрическая мощность соответствует отпуску тепла. При этом в конденсаторы поступает минимальное количество пара. Зимой, когда спрос на тепло максимален, при расчетной температуре воздуха в часы работы промпредприятий нагрузка генераторов ТЭЦ близка к номинальной. В периоды, когда потребление тепла мало, например летом, а также зимой при температуре воздуха выше расчетной и в ночные часы электрическая мощность ТЭЦ, соответствующая потреблению тепла, уменьшается. Если энергосистема нуждается в электрической мощности, ТЭЦ должна перейти в смешанный режим, при котором увеличивается поступление пара в части низкого давления турбин и в конденсаторы. Экономичность электростанции при этом снижается.

Максимальная выработка электроэнергии теплофикационными станциями "на тепловом потреблении" возможна только при совместной работе с мощными КЭС и ГЭС, принимающими на себя значительную часть нагрузки в часы снижения потребления тепла.

сравнительный анализ способов регулирования тепловой нагрузки.

Качественное регулирование.

Преимущество: стабильный гидравлический режим тепловых сетей.

Недостатки:

■ низкая надежность источников пиковой тепловой мощности;

■ необходимость применения дорогостоящих методов обработки подпиточной воды теплосети при высоких температурах теплоносителя;

■ повышенный температурный график для компенсации отбора воды на ГВС и связанное с этим снижение выработки электроэнергии на тепловом потреблении;

■ большое транспортное запаздывание (тепловая инерционность) регулирования тепловой нагрузки системы теплоснабжения;

■ высокая интенсивность коррозии трубопроводов из-за работы системы теплоснабжения большую часть отопительного периода с температурами теплоносителя 60-85 ОС;

■ колебания температуры внутреннего воздуха, обусловленные влиянием нагрузки ГВС на работу систем отопления и различным соотношением нагрузок ГВС и отопления у абонентов;

■ снижение качества теплоснабжения при регулировании температуры теплоносителя по средней за несколько часов температуре наружного воздуха, что приводит к колебаниям температуры внутреннего воздуха;

■ при переменной температуре сетевой воды существенно осложняется эксплуатация компенсаторов.

НИЗКОНАПОРНЫЕ И ВЫСОКОНАПОРНЫЕ ПАРОПРОИЗВОДЯЩИЕ УСТАНОВКИ
Для производства электроэнергии находят применение комбинированные парогазовые установки (ПГУ), объеди¬ненные в единой тепловой схеме. При этом достигается снижение удельного расхода топлива и капитальных затрат. Наибольшее применение находят ПГУ с высоконапорной паропроизводящей установкой (ВНППУ) и с низконапорной паропроизводящей установкой (ННППУ). Иногда ВНППУ называют высоконапорными котлами.
В отличие от котлов, работающих под разряжением с газовой стороны, в топочной камере и газоходах котлов высоконапорных и с наддувом создается давление относительно небольшое у ННППУ (0,005-0,01 МПа) и повышенное у ВНППУ (0,5-0,7 МПа).
Работа котла под давлением характеризуется рядом по¬ложительных особенностей. Так, полностью исключаются присосы воздуха в топку и газоходы, что приводит к умень¬шению потери теплоты с уходящими газами, атакже к сни¬
жению расхода электроэнергии на их перекачку. Повыше¬ние давления в топочной камере открывает возможность преодоления всех воздушных и газовых сопротивлений за счет дутьевого вентилятора (дымососная тяга может отсут¬ствовать), что также приводит к уменьшению расхода элек¬троэнергии в связи с работой дутьевого устройства на хо¬лодном воздухе.
Создание избыточного давления в топочной камере при¬водит к соответствующей интенсификации процесса горе¬ния топлива и позволяет существенно повысить скорости газов в конвективных элементах котла до 200-300 м/с. При этом увеличивается коэффициент теплоотдачи от газов к по¬верхности нагрева, что приводит к уменьшению габаритов котла. Вместе с тем его работа под давлением требует плотной обмуровки и различных приспособлений против выбивания продуктов сгорания в помещение.

Рис. 15.1. Принципиальная схема парогазовой установки с ВНППУ:
/ - забор воздуха; 2 - компрессор; 3 - топливо; 4 - камера сгорания; 5 -газо¬вая турбина; 6 - выхлоп отработавших газов; 7 - электрогенератор; 8 - котел; 9 - паровая турбина; 10 - конденсатор; // - насос; 12 - подогреватель высокого давления; 13 - регенеративный подогреватель на отходящих газах (экономайзер)

На рис. 15.1 показана схема парогазовой установки (ПГУ) с высоконапорным котлом. Сжигание топлива в топ¬ке такого котла происходит под давлением до 0,6-0,7 МПа, что приводит к значительному сокращению затрат метал¬ла на тепловоспринимающие поверхности. После котла про¬дукты сгорания поступают в газовую турбину, на валу которой находятся воздушный компрессор и электрогенера-
тор. Пар из котла поступает в турбину с другим электрогене¬ратором.
Термодинамическая эффектив¬ность комбинированного парога¬зового цикла с высоконапорным котлом, газовой и пароводяной турбинами показана на рис. 15.2. На Т, я-диаграмме: площади 1-2-3-4-1 - работа газовой ступе¬ни Ьт, площадь сйе\аЬс - работа паровой ступени Ь„; 1-5-6-7-1 - потеря теплоты с уходящими га¬зами; сЬдпс-потеря теплоты в конденсаторе. Газовая ступень ча¬стично надстраивается над паро¬вой ступенью, что приводит к значительному увеличению термического КПД установки.
Находящийся в эксплуатации высоконапорный котел, разработанный НПО ЦКТИ, имеет производительность 62,5 кг/с. Котел водотрубный, с принудительной циркуля¬цией. Давление.пара 14 МПа, температура перегретого па¬ра 545 °С. Топливо---газ (мазут), сжигается с объемной плотностью тепловыделения около 4 МВт/м3. Выходящие яз котла продукты сгорания при температуре до 775 °С и давлении до 0,7 МПа расширяются в газовой турби¬не до давления, близкого к атмосферному. Отработав¬шие газы при температуре 460 °С поступают в экономай¬зер, за которым уходящие газы имеют температуру око¬ло 120 °С.
Принципиальная тепловая схема ПГУ с ВНППУ мощ¬ностью 200 МВт показана на рис. 15.3. Установка включа¬ет паровую турбину К-160-130 и газовую турбину ГТ-35/44-770. Из компрессора воздух поступает в топку ВНППУ, куда подается и топливо. Высоконапорные газы после пароперегревателя при температуре 770 °С поступа¬ют в газовую турбину, а затем в экономайзер. В схеме пре¬дусмотрена дополнительная камера сгорания, обеспечива¬ющая номинальную температуру газов перед ГТУ при из¬менении нагрузки. В комбинированных ПГУ удельный рас¬ход топлива на 4-6 % меньше, чем в обычных паротурбин¬ных, снижаются также капиталовложения.


Рис. 15.2. Т, ї-диаграмма для комбинированного парогазового цикла

Выше рассмотрена ПГУ самого простого и самого распространенного типа - утилизационного. Однако многообразие ПГУ столь велико, что нет возможности рассмотреть их в полном объеме. Поэтому ниже рассмотрим основные типы ПГУ, интересные для нас либо с принципиальной, либо с практической точки зрения. Одновременно попытаемся выполнить их классификацию, которая, как и всякая классификация, будет условной.

По назначению ПГУ подразделяют на конденсационные и теплофикационные. Первые из них вырабатывают только электроэнергию, вторые - служат и для нагрева сетевой воды в подогревателях, подключаемых к паровой турбине.

По количеству рабочих тел, используемых в ПГУ, их делят на бинарные и монарные. В бинарных установках рабочие тела газотурбинно­го цикла (воздух и продукты горения топлива) и паротурбинной установки (вода и водяной пар) разделены. В монарных установках рабочим телом турбины является смесь продуктов сгорания и водяного пара.

Схема монарной ПГУ показана на рис. 9.4. Выходные газы ГТУ направляются в котел-утилизатор, в который подается вода питательным насосом 5 . Получаемый на выходе пар поступает в камеру сгорания 2 , смешивается с продуктами сгорания и образующаяся однородная смесь направляется в газовую (правильнее сказать - в парогазовую турбину 3 . Смысл этого понятен: часть воздуха, идущего из воздушного компрессора и служащая для уменьшения температуры рабочих газов до допустимой по условиям прочности деталей газовой турбины, замещается паром, на повышение давления которого питательным насосом в состоянии воды затрачивается меньше энергии, чем на повышение давления воздуха в компрессоре. Вместе с тем, поскольку газопаровая смесь покидает котел-утилизатор в виде пара, то тепло конденсации водяного пара, полученное им в котле и составляющее значительную величину, уходит в дымовую трубу.

Техническая трудность организации конденсации пара из парогазовой смеси и связанная с этим необходимость постоянной работы мощной водоподготовительной установки является главным недостатком ПГУ монарного типа.

Рис. 9.4. Принципиальная схема монарной ПГУ

За рубежом описанная монарная установка получила название STIG (от Steam Iniected Gas Turbine). Их строит в основном фирма General Elec­tric в комбинации с ГТУ сравнительно малой мощности. В табл. 9.1 приведены данные фирмы General Electric, иллюстрирующие увеличение мощности и КПД двигателей при использовании впрыска пара.

Таблица 9.1

Изменение мощности и экономичности при вводе пара в камеру сгорания монарной ПГУ

Видно, что при впрыске пара и мощность, и КПД растут.

Отмеченные выше недостатки не привели к широкому распространению монарных ПГУ, по крайней мере, для целей производства электроэнергии на мощных ТЭС.

На Южно-турбинном заводе (г. Николаев, Украина) построена демонстрационная монарная ПГУ мощностью 16 МВт.

Большинство ПГУ относится к ПГУ бинарного типа. Существующие бинарные ПГУ можно разделить на пять типов:

Утилизационные ПГУ . В этих установках тепло уходящих газов ГТУ утилизируется в котлах-утилизаторах с получением пара высоких параметров, используемого в паротурбинном цикле. Главными преимуществами утилизационных ПГУ по сравнению с ПТУ являются высокая экономичность (в ближайшие годы их КПД превысит 60 %), существенно меньшие капиталовложения, меньшая потребность в охлаждающей воде, малые вредные выбросы, высокая маневренность. Как показано выше, утилизационные ПГУ требуют высокоэкономичных высокотемпературных газовых турбин с высокой температурой уходящих газов для генерирования пара высоких параметров для паротурбинной установки (ПТУ). Современные ГТУ, отвечающие этим требованиям, пока могут работать либо на природном газе, либо на легких сортах жидкого топлива.

ПГУ со сбросом выходных газов ГТУ в энергетический котел. Часто такие ПГУ называют кратко «сбросными» , или ПГУ с низконапорным парогенератором (рис. 9.5).

Рис. 9.5. Схема сбросной ПГУ

В них тепло уходящих газов ГТУ, содержащих достаточное количество кислорода, направляется в энергетический котел, замещая в нем воздух, подаваемый дутьевыми вентиляторами котла из атмосферы. При этом отпадает необходимость в воздухоподогревателе котла, так как уходящие газы ГТУ имеют высокую температуру. Главным преимуществом сбросной схемы является возможность использования в паро­турбинном цикле недорогих энергетических твердых топлив.

В сбросной ПГУ топливо направляется не только в камеру сгорания ГТУ, но и в энергетический котел (рис. 9.5), причем ГТУ работает на легком топливе (газ или дизельное топливо), а энергетический котел - на любом топливе. В сбросной ПГУ реализуется два термодинамических цикла. Теплота, поступившая в камеру сгорания ГТУ вместе с топливом, преобразуется в электроэнергию так же, как и в утилизационной ПГУ, т.е. с КПД на уровне 50 %, а теплота, поступившая в энергетический котел - как в обычном паротурбинном цикле, т.е. с КПД на уровне 40 %. Однако достаточно высокое содержание кислорода в уходящих газах ГТУ, а также необходимость иметь за энергетическим котлом малый коэффициент избытка воздуха приводят к тому, что доля мощности паротурбинного цикла составляет примерно 2/3, а доля мощности ГТУ - 1/3 (в отличие от утилизационной ПГУ, где это соотношение обратное). Поэтому КПД сбросной ПГУ составляет примерно

т.е. существенно меньше, чем у утилизационной ПГУ. Ориентировочно можно считать, что в сравнении с обычным паротурбинным циклом экономия топлива при использовании сбросной ПГУ примерно вдвое меньше, чем экономия топлива в утилизационной ПГУ.

Кроме того, схема сбросной ПГУ оказывается очень сложной, так как необходимо обеспечить автономную работу паротурбинной части (при выходе из строя ГТУ), а поскольку воздухоподогреватель в котле отсутствует (ведь в энергетический котел при работе ПГУ поступают горячие газы из ГТУ), то необходима установка специальных калориферов, нагревающих воздух перед подачей его в энергетический котел.

Основная литература:

Ваш собственный конспект;

Основы современной энергетики: Курс лекций для менеджеров энергетических компаний. В двух частях. / Под общей редакцией чл.-корр. РАН Е.В. Аметистова. ISBN 5-7046-0889-2. Часть 1. Современная теплоэнергетика / Трухний А.Д., Макаров А.А., Клименко В.В. - М.: Издательство МЭИ, 2002. - 368 с., ил. ISBN 5-7046-0890-6 (ч. 1). Часть 2. Современная электроэнергетика / Под ред. профессоров А.П. Бурмана и В.А. Строева. - М.: Издательство МЭИ, 2003. - 454 с., ил. ISBN 5-7046-0923-6 (ч. 2)

Рынок ждёт постановления правительства по итогам стартового отбора проектов в рамках общероссийской программы модернизации ТЭС и обсуждает поправки в механизм, который вновь планируется использовать уже этим летом. Второй конкурентный отбор мощности на модернизацию (КОММод), на этот раз на 2025 год, планируется фактически провести до 1 сентября. Возможные корректировки правил отбора, проблемы локализации газовых турбин и вопросы распределения высвобождающихся средств потребителей, за счёт которых осуществляется возврат инвестиций генераторам, стали темами ключевой дискуссии на Российском международном энергетическом форуме (РМЭФ-2019), который прошёл в Санкт-Петербурге 25–28 июня.

Источник: energyforum.ru

По итогам залпового отбора проектов ТЭС для модернизации с вводом в 2022–2024 годах были отобраны 45 проектов: 30 (суммарные капзатраты по ним оцениваются в 61,6 млрд рублей) – в ходе конкурентного отбора мощности для модернизации (КОММод), ещё 15 (63,5 млрд рублей) – в рамках квоты Правительственной комиссии по вопросам развития электроэнергетики. При этом в Единой энергосистеме (ЕЭС) сформировалась региональная специализация: 29 газовых проектов будут реализованы в центре России и на Урале (первая ценовая зона (1 ЦЗ)), в Сибири (2 ЦЗ) в первую волну программы попали 16 угольных проектов. Всего в период реализации программы (2022–2031 годы) планируется обновить до 41 ГВт мощностей, потратив на это до 1,9 трлн рублей (в том числе 200 млрд – на модернизацию в неценовых зонах). Источником возврата инвестиций генераторам станут так называемые высвобождающиеся средства – деньги, «остающиеся невостребованными» на энергорынке по мере завершения платежей по первой программе ДПМ (договоры предоставления мощности). Предварительно их объём оценивается в 3,5 трлн рублей, сохранение допнагрузки на потребителей в этих пределах позволит выполнить поручение президента РФ Владимира Путина и не допустить роста цен на энергию выше уровня инфляции после 2021 года.

Три пути и «камень на развилке»

После стартового отбора, цены на котором в результате конкуренции снизились на 30–40%, в секторе активно обсуждается тема «Какой должна быть модернизация – дорогой или дешёвой?», отметила, открывая ключевой круглый стол «Модернизация российской энергетики. Прогнозы дальнейшей эволюции», председатель набсовета «Совета производителей энергии», член правления «Интер РАО» Александра Панина.

«Баланс на сегодняшний момент, мне кажется, ещё не найден», – задала тон дискуссии г-жа Панина, выступившая модератором круглого стола.

Отдельные участники рынка ранее критиковали результаты стартового отбора как за дороговизну проектов в рамках квоты правкомиссии, так и за недостаточную глубину обновления при реализации существенно менее затратных проектов, прошедших КОММод. В частности, ТГК-2 просила власти скорректировать программу, дав преференции ТЭЦ. Крупных генераторов беспокоит перспектива обновления паросиловых установок (ПСУ) до более эффективных парогазовых (ПГУ), но необходимые для этого газовые турбины пока не производятся в России, вопрос с их локализацией также не решён.

«Системный оператор ЕЭС» (СО ЕЭС) представил на РМЭФ три сценария следующих отборов на модернизацию. Они были сделаны на основе заявок, подававшихся участниками рынка на первый отбор. «Прогноз не сбудется, но имеет право на существование», – предупредил гостей форума зампред правления СО ЕЭС Фёдор Опадчий. При сохранении действующих параметров КОММод ПГУ начнут попадать под отбор 2027 года (проходят три проекта перевода ПСУ в ПГУ), до этого времени органически будет расти доля отбираемых ТЭЦ. Всего, по этому сценарию СО ЕЭС, отбор на 2025–2027 годы пройдут 59 проектов: 34 из них предполагают модернизацию турбинного оборудования, 18 – котельного, 4 – и того и другого. При этом удельные капзатраты в 2025–2026 годах составят 7,6–9 тыс. рублей за 1 кВт; в 2027 году они кратно вырастут, превысив 24,3 тыс. рублей. Для сравнения: средние удельные капзатраты по проектам, уже прошедшим КОММод, на 2022 год составляют 5,3 тыс. рублей за 1 кВт, на 2023 год – 7,2 тыс. рублей, на 2024 год – 8,5 тыс. рублей.

Второй сценарий, представленный СО ЕЭС, предполагает изменение правил КОММод в пользу ТЭЦ. Здесь регулятор спрогнозировал результаты только на 2025 год. Конкурс пройдут много проектов – 41, при этом удельные капзатраты вырастут на 90% (14,4 тыс. рублей за 1 кВт против 7,6 тыс. по первому сценарию), LCOE – на 17%.

Наличие инструментов для регулировки конечной цены стало причиной отбора небольшого количества ТЭЦ, пояснил позднее г-н Опадчий. В текущей модели капзатраты на отборе не являются определяющим фактором, на результаты, то есть цену одноставки (LCOE), в значительной степени влияют такие показатели, как коэффициент РСВ и КИУМ, отметил г-н Опадчий. Кроме того, при подаче ТЭЦ-заявок участники крайне низко оценивали свои доходы на рынке «на сутки вперёд» и не учитывали финпотоки с рынка тепла, что негативно отразилось на конкурентоспособности проектов.

«Нас много критиковали за КИУМ, прежде всего потребители, но отобрались востребованные проекты – средний КИУМ составил 59% против 43% в среднем по ТЭС страны», – отметил глава «Совета рынка» Максим Быстров.

Третий сценарий СО ЕЭС предполагает корректировку механизма в обратную сторону – в пользу инновационных проектов, то есть «достройку» ПСУ до ПГУ. В этом случае в зависимости от нюансов отбор на 2025 год пройдут 5–9 проектов суммарной мощностью 3–3,4 ГВт. Удельные капзатраты составят 37,4–48,5 тыс. рублей за 1 кВт: относительно базового сценария они вырастут в 5,5–7,5 раз, прирост LCOE составит 38–63%.

В ходе дискуссии был озвучен и альтернативный путь обновления теплоисточников. Им может стать механизм альтернативной котельной, внедряемый сейчас в России. Идею популяризируют федеральные власти: предварительно альткотельной заинтересовались три десятка муниципалитетов, но заявки на официальный переход Минэнерго пока получило (и одобрило) только от двух городов. Проблема в том, что все расходы на выполнение замещающих мероприятий в этом случае компенсируется за счёт региона, что создаёт головную боль губернаторам; проще перекладывать расходы на оптовый рынок, модернизируя ТЭЦ через федеральную программу. Ранее «Совет рынка» предлагал ввести дополнительный критерий и отбирать проекты для модернизации только в тех регионах, которые готовы подтвердить оперативный переход на метод альткотельной, рассказал г-н Быстров.

«Наша позиция: проекты по реконструкции ТЭЦ надо давать только тем территориям, которые чётко демонстрируют желание сделать отдельный и честный рынок тепла у себя в регионе», – заявил в ходе обсуждения г-н Быстров.

В ожидании газовых турбин

Вопрос повышения эффективности генерации при модернизации упирается в локализацию газовых турбин. Если ситуация изменится, существует вероятность, что ПГУ-проекты смогут попадать под отбор ранее 2027 года, отметил Фёдор Опадчий.

«У проектов ПГУ есть экономические шансы (на отбор в последующие КОММод. – Ред.) и без изменения экономической модели – при условии появления у нас дешёвой газовой турбины», – отметил Фёдор Опадчий.

Пока в секторе прорабатывается два возможных сценария. Первый предполагает разработку отечественных газовых турбин средней и большой мощности с нуля. Кабмин уже заявил, что намерен выделить на проект в качестве софинансирования до 7 млрд рублей, Минпромторг пообещал объявить конкурс по их распределению в июле. Потенциальным бенефициаром проекта считаются «Силовые машины» Алексея Мордашова, поддерживаемые Минпромторгом. Кроме того, крупные генераторы прорабатывают варианты локализации производства в России уже имеющихся образцов турбин иностранных поставщиков. «Интер РАО» ведёт такие переговоры с GE, «Газпром энергохолдинг» – с Siemens, «РЭП Холдинг» – с Ansaldo, а также (в партнёрстве с «Газпромом») с BHGE. Впрочем, Минпромторг пытается осложнить эти переговоры: в мае стало известно, что ведомство Дениса Мантурова предлагает обязать ГЭХ и «Интер РАО» увеличить свои доли в совместных предприятиях с Siemens и GE с 50 до 75% плюс 1 акции, что неизбежно осложнит переговоры о локализации.

Прогнозы профильного министерства вписываются в базовый расчётный сценарий СО ЕЭС: проекты ПГУ начнут проходить отборы в 2025–2027 годах, полагают в Минэнерго.

«Мы ждём, что на отборы будет приходить всё больше машин по газовой тематике... Они не прошли (первый отбор. – Ред.), потому что были дороже. Но я бы сказал, что 2025, 2026, 2027 годы – это как раз те даты, когда такие проекты без каких-то дополнительных инвестиций будут проходить уже по стоимости», – заявил на РМЭФ заместитель директора департамента развития электроэнергетики Минэнерго Андрей Максимов (цитата по РИА «Новости»).

Одновременно Минэнерго «полагает разумным» сначала определиться с мерами поддержки производства газовых турбин в России, а уже затем, в случае необходимости, возвращаться к обсуждению вопроса о создании «спецлакуны» для ПГУ в рамках модернизационных отборов. «Пока об этом рано говорить, их (турбин. – Ред.) нет», – пояснил свою мысль г-н Максимов.

Эту мысль творчески развили потребители: они считают, что до решения вопрос локализации отборов стоит временно приостановить, достаточно длинный горизонт планирования, по их мнению, позволяет это сделать.

«Бессмысленно заниматься модернизацией паросиловых циклов – рост эффективности ограничивается 1–2 п. п. Давайте возьмём паузу, поймём, что у нас будет с газовым турбиностроением, и через год вернёмся к обсуждению модернизации… Потребителям нужна эффективность», – заявил на форуме в Петербурге директор «Сообщества потребителей энергии» Василий Киселёв.

Неценовые зоны пока только дорожают

В ходе форума стало известно, что капзатраты по четырём проектам «РусГидро» на Дальнем Востоке (1,3 ГВт), которые уже получили одобрение кабмина, оценены компанией в 171 млрд рублей. Ранее гидрогенератор прогнозировал, что стоимость модернизации пяти ТЭС в ДФО составит 153 млрд рублей, таким образом, рост запланированных расходов уже составил 12%. Минэнерго рассчитывает и на получение заявок от ТГК-2, также работающей в неценовых зонах, в частности в Архангельской области, сообщил Андрей Максимов. Напомним, всего на обновление мощностей в неценовых зонах заложено 200 млрд рублей высвобождающихся средств. Окончательный перечень проектов строительства и модернизации Минэнерго должно представить в правительство до 15 августа.

Дальнему Востоку и квоте правкомиссии светит price-cap

Наибольшие разногласия в секторе вызвали результаты отбора в рамках квоты правкомиссии – затраты здесь чуть больше (на 1,9 млрд рублей), чем по проектам, отобранным на КОММод, а объём модернизируемой мощности существенно меньше: 1,78 ГВт против 8,61 ГВт. Правкомиссия выбирала проекты по пяти критериям: экономика (эффективные, дешёвые для потребителей), участие в выработке тепла, повышение экологичности ТЭС, наличие в проекте инновационных решений и изношенность оборудования (выработанный ресурс и индекс технического состояния (ИТС)). Наиболее затратные проекты модернизации в Сибири, включённые в программу без конкурса, по удельным капзатратам сопоставимы с самыми дорогими атомными энергоблоками, негодовал Василий Киселёв. Одна из причин этого – проекты в 2 ЦЗ попали в программу благодаря «экологическому» фактору.

«Критерий экологичности (был введён. – Ред.) только для 2 ЦЗ, так как там угольные блоки, а в 1 ЦЗ – газ. Вопрос критериев и их веса при отборе в рамках квоты правкомисии есть, так как они дали тот результат, который получился», – заявил г-н Максимов.

Потребители настаивают на введении «потолка цен» (price-cap) для проектов, отбираемых правкомиссией в «ручном режиме», а также для модернизации в неценовых зонах.

«Price-cap по квоте правкомиссии, о котором говорят потребители... Здесь мы с ними даже согласны, надо смотреть в эту сторону. Единственное, наверное, не надо менять то, что уже приняла правкомиссия: у правительства задней скорости нет», – отметил Максим Быстров.

«Совет рынка» поддерживает и другую поправку в механизм отбора проектов для модернизации. Регулятор считает возможным говорить о повышении глубины модернизации, предусмотрев в качестве обязательных мероприятий комплексную замену турбины или котла, а не их частей.

ГЭХ выразил недовольство и другим критерием правкомиссии – ИТС. Генератор считает несправедливым, что под федеральную программу обновления попадают блоки, собственники которых ранее меньше тратились на ремонты.

«Очень много говорилось о том, что действительно в рамках правительственной комиссии ИТС нам перевернул отчасти картинку. Мы для себя сделали очень интересное упражнение. Мы взяли отчётность почти всех крупных публичных компаний и обнаружили забавную корреляцию: чем выше затраты на содержание мощности в компании, чем больше, соответственно, компания тратит денег на поддержание существующей мощности, тем выше ИТС, чем меньше затраты на содержание мощности, тем ниже индекс технического состояния. Получается, действительно, те, кто недоремонтировал, получают преференции. Правильно это или неправильно? Это отдельный вопрос», – заявил директор по работе на рынке электроэнергии ГЭХ Михаил Булыгин.

«Мы в департаменте развития электроэнергетики (Минэнерго. – Ред.) изначально были против этого критерия (ИТС. – Ред.), который появился в последний момент. Но коллеги нас не поддержали. Нам кажется, что он не нужен», – сказал Андрей Максимов.

Впрочем, внесение корректировок в механизм под вопросом – регуляторов поджимают сроки проведения следующего отбора для модернизации с возвращением обновлённых проектов на рынок в 2025 году. Приём ценовых заявок намечен уже на 29–30 августа.

«Безусловно, процедура может быть усовершенствована, но важно помнить, что до отбора на 2025 год остаётся мало времени, и если мы хотим изменений, то нужно уже сейчас всё формулировать и вносить. Искать какой-то консенсус. Но всё же, учитывая все мнения, мне кажется, что отбор был довольно сбалансированный – были учтены по возможности интересы всех», – заявил глава «Совета рынка».

Денег на всех может не хватить

Ситуация с ценовыми параметрами программы модернизации вызывает беспокойство регуляторов. На стартовом отборе суммарно были распределены 125,1 млрд рублей из 1,7 трлн рублей, запланированных для обновления ТЭС в ценовых зонах. Это существенно ниже прогноза регуляторов в 374 млрд рублей, но он делался на основе максимальных цен без учёта эффекта конкуренции. Впрочем, образующейся сейчас экономии может и не хватить: речи об экономии в свете поручений президента пока не идёт, отметил глава «Совета рынка».

«Совет рынка» представил на форуме прогноз динамики цен на ОРЭМ до 2035 года с учётом всех основных и дополнительных надбавок к цене. В 1 ЦЗ стоимость в целом останется в пределах инфляции, небольшое превышение возможно в 2027–2033 годах, затем цены снизятся. В Сибири ситуация намного сложнее. В 2 ЦЗ цены в прогнозе существенно превышают предельный уровень в 2028–2035 годах. В этой связи Максим Быстров предложил посмотреть итоги предстоящих конкурсных отборов и оценить перспективы дополнения списка правкомиссией.

«Если в первой ценовой зоне, несмотря на небольшое превышение после 2026 года, к 2034-2035 годам могут появиться дополнительные деньги, то, с учётом того, какие дорогие проекты были отобраны на правкомиссии, во второй ценовой зоне всё совсем плохо. Поэтому я рискну высказать крамольную мысль о том, что, может быть, правкомисии не стоит отбирать больше проекты в рамках 15% квоты в Сибири, пока мы не поймём, что будет с конкурентным отбором», – сказал глава «Совета рынка».

Впрочем, «Совет рынка» исходил из максимально возможных расчётных затрат, не учитывая фактор конкурсного снижения цен, «стараясь всех максимально запугать», «чтобы идти от плохого к хорошему», уточнил Максим Быстров, отвечая на вопрос Александры Паниной. В первой ценовой зоне инфляция не пробивается модернизацией, в прогноз вписывается даже обновление на Дальнем Востоке, вызывающее горячие дискуссии в энергосообществе, отметила г-жа Панина. Причина – в расходах на АЭС, ВИЭ и КОМ на новую генерацию для обкатки экспериментальных отечественных ПГУ (КОМ НГИО; в презентации г-на Быстрова эти расходы были обозначены как «Силовые машины»). Средние капзатраты на КОММод составили чуть более 7 тыс. рублей за 1 кВт, на последних отборах ВЭС – 64 тыс. рублей, СЭС – 49 тыс. рублей при существенно более низком КИУМе, цены АЭС превышают 100 тыс. рублей, отметила модератор.

Единый технологический конкурс как наиболее рыночный вариант неоднократно упоминался в ходе дискуссии. Максим Быстров ещё в начале обсуждения признал, что если бы он проходил в текущих условиях для всех видов генерации, то все объёмы бы отошли к ТЭС. С точки зрения рынка более правильно, если потребители будут сначала оплачивать более дешёвые мощности, а затем, по мере исчерпания таковых, более дорогие, то есть сначала модернизация, а потом, если необходимо, ВИЭ, заявил заместитель гендиректора «Эн+ Девелопмент» Игорь Попов, выступавший от лица и потребителей, и производителей энергии (холдинг En+ контролирует РУСАЛ, «Евросибэнерго» («Иркутскэнерго»)). Единый отбор – это правильная история для потребителей, но она подразумевает единый товар, отметил он. В таком случае правильно перенести искусственные элементы поддержки в другие сектора, например, помогать развитию экспортного потенциала отечественных ВИЭ по линии Минпромторга, за счёт чего на энергорынке «зелёные» поставщики могли бы играть по общим правилам, вновь высказал мысль, разделяемую многими представителями энергосообщества, г-н Попов.

«Совет рынка» тоже против любых нерыночных надбавок и выступает за то, чтобы правительство решало свои задачи за счёт изыскивания резервов, а не изъятия денег с энергорынка, согласился Максим Быстров.

Но ключевой вопрос, сформулированный г-жой Паниной в ходе обсуждения, – «Так ли важны дорогостоящие проекты АЭС и ВИЭ или ими может быть отрегулирована проблема удержания энергоцен в пределах инфляции?» – остался без прямого ответа.