Инвестиции в тепло: как модернизировать ТЭЦ без ущерба для потребителей. Глава "Элсиба" о модернизации ТЭЦ: "власти должны поддержать своих"

29 ноября в Москве состоялся круглый стол на тему «Критерии эффективности проектов модернизации ТЭЦ» , на котором эксперты обсудили подходы к выбору таких критериев с учётом опыта реализации программы ДПМ. Организатор мероприятия - . Ведущим круглого стола стал Межевич Валентин Ефимович , член правления ПАО «РОССЕТИ».

Поводом для данного обсуждения стало совещание , проведенное Президентом Российской Федерации Владимиром Владимировичем Путиным 14 ноября 2017 г., в рамках которого было принято решение о реинвестировании средств, высвободившихся после действия программы ДПМ (договор о предоставлении мощности), в глубокую модернизацию тепловой генерации.

С предложениями критериев по отбору проектов строительства и модернизации энергообъектов выступил Дорфман Юрий Валентинович , и.о. первого заместителя генерального директора по технической политике ПАО «ТГК-14». Он представил 8 критериев:

1. Объем энергии, производимой в режиме когенерации. Замена генерирующих мощностей должна быть направлена на увеличение производства энергии в режиме комбинированной выработки.

2. Энергетическая сбалансированность. Модернизация должна быть направлена на достижение энергетической сбалансированности.

3. Экология. В соответствии с данными Росстата за 2016 год города Чита и Улан-Удэ входят в тройку городов с самым загрязненным воздухом в стране. Кроме того, в них функционируют низкоэффективные котельные. При закрытии котельных и подключении объектов теплоснабжения к ТЭЦ удельная эмиссия выбросов снижается в 1,5-2 раза. Выброс бенз(а)пирена при переходе на централизованное теплоснабжение снижается в 3-4 раза на каждую тонну сожженного твердого топлива. С целью снижения негативного воздействия на экологию, требуется модернизация оборудования.

4. Топливная эффективность. ПАО «ТГК-14» имеет одно из самых высоких значений показателя удельного расхода топлива. Снижение удельного расхода топлива является фактором сдерживания роста тарифа на тепловую энергию. Чем выше топливная эффективность, тем предпочтительнее проект.

5. Оставшийся парковый ресурс. Замене должно подвергаться оборудование, парковый ресурс которого исчерпан.

6. Резерв мощности для присоединения потребителей. Отсутствие возможности технологического присоединения новых объектов капитального строительства является сдерживающим фактором развития регионов. Модернизация должна быть направлена в первую очередь на станции, исчерпавшие резерв мощности.

7. Надежность. В первую очередь необходимо осуществить модернизацию высоко изношенных генерирующих мощностей.

8. Наличие первичной инфраструктуры. Наличие первичной инфраструктуры (дымовая труба, внешние инженерные сети, транспортные пути) сокращает затраты на реализацию проекта и уменьшает срок ввода мощности в эксплуатацию.

«Подход к отбору проектов по строительству и модернизации энергообъектов должен учитывать весь комплекс критериев», - закончил выступление Юрий Дорфман.

Ю. Дорфман

Вице-президент НП «Энергоэффективный город» Сергей Сергеевич Белобородов представил в качестве критериев выбора проектов модернизации ТЭС следующие показатели:

Надёжность электро- и теплоснабжения потребителей;

Топливная эффективность (КИТТ);

Экология (улучшение экологической ситуации);

Локализация производства оборудования в Российской Федерации (создание рабочих мест);

Парковый ресурс оборудования;

Стоимость жизненного цикла (отсутствие связи с курсом валют);

Стоимость электрической и тепловой энергии для потребителей.

Катаев Андрей Михайлович , директор по энергетическим рынкам АО «СО ЕЭС» добавил, что главной проблемой является то, что каждый под словом модернизация понимает что-то свое.

«Если стоит вопрос, что такое модернизация, мне кажется, самое важное ответить, какие задачи мы решаем. С точки зрения большой генерации вопрос понятен - не надо закрывать нормальную станцию, выводить все блоки 300 МВт, давайте за 25-50% цены продлим ресурс еще лет на 20. С точки зрения теплоснабжения городов сегодня задача не урегулирована, и уж тем более никто не попытался сформулировать ответы на эти задачи: что мы хотим увидеть через 5-10 лет», - резюмировал он.

По мнению эксперта для недопущения ухода потребителей с ОРЭМ потребность в дополнительных надбавках на модернизацию должна быть абсолютно прозрачна и экономически обоснована.

В случаях если парковый ресурс оборудования истек из-за прибыльной работы на оптовом рынке и требуется его продление для прибыльной работы в дальнейшем или возможно качественное улучшение характеристик оборудования для получения большей прибыли на рынке, то надбавка не требуется.

В случае если парковый ресурс оборудования истек из-за убыточной работы на оптовом рынке по требованию системного оператора и требуется его продление для продолжения убыточной работы на рынке, то надбавка необходима, если оборудование нельзя заместить более эффективным новым строительством или сетевым решением.

Согласно данным СИПР за последние 16 лет (2000-2016) в России было выведено из эксплуатации 18 ГВт устаревших генерирующих мощностей, т.е. средний объем вывода примерно 1,1 ГВт в год:

• данные выводы происходили в разных экономических сценариях (до начала реформы РАО ЕЭС, в ее процессе, в ходе программы ДПМ);
• мероприятия, связанные с данными выводами, не требовали специальных инвестиционных надбавок в тарифы;
• вывод данных объектов генерации не стал причиной социальных взрывов или проблем с электро- и теплоснабжением.

По мнению представителя ПАО «Фортум» при сохранении тренда последних 16 лет на горизонте до 2035 года можно будет вывести до 20 ГВт устаревших мощностей без создания значимых проблем для энергосистемы и экономики страны в целом.

Рис. Источник ПАО «Фортум».

Косяков Сергей Алексеевич , представитель ООО «Невская Энергетика», для корректного анализа проектов модернизации (реконструкции) ТЭЦ предложил использовать критерий: «удельная выработка суммарной теплофикационной электрической мощности, отнесенная к суммарно отпущенной тепловой мощности» . Такой критерий позволяет оценивать «интегральную тепловую эффективность» всей системы (схемы) теплоснабжения. Ключевым условием сопоставления вариантов модернизации (реконструкции) ТЭЦ, по мнению эксперта, является одинаковая электрическая мощность, поэтому для альтернативных вариантов (с недовыработкой электрической мощности) в затратах должны быть учтены затраты на «замещающую» мощность, вырабатываемую на КЭС (ГРЭС) системы. Это определяет состав приведенных затрат для сопоставления и выбора варианта модернизации.

С. Косяков

Валерий Федорович Очков , профессор НИУ «МЭИ», считает, что в крупном городе, тем более в мегаполисе, где есть избыток электроэнергии, поступающей из других регионов, ТЭЦ могут сохраниться и развиться за счет производства не только тепла и электроэнергии, но и дополнительных продуктов и услуг.

К этим продуктам и услугам можно отнести:

• холод (тригенерация);
• информацию (создание на территории ТЭЦ крупных облачных хранилищ информации в тренде развития цифровой экономики);
• зарядку электромобилей (генерация на ТЭЦ низковольтного постоянного тока на генераторах с паровым приводом);
• подготовку городской и питьевой воды;
• утилизацию сточных вод;
• выработку биогаза, а также перевод в тепло и электричество энергии других нетрадиционных источников (солнечная энергия, тепло недр, энергия ветра); выработку минеральных удобрений, строительных и иных материалов;
• утилизацию снега в городе;
• утилизацию бытового мусора;
• регенерацию противогололедных реагентов;
• очистку воздуха городских магистралей через теплотрассы;
• утилизацию избыточного давления газопроводов (турбодетандерные установки);

По мнению профессора, ТЭЦ также должны более активно внедрять современные технологии энергосбережения и энергоэффективности, базирующиеся на:

• аккумуляторах тепла и холода;
• тепловых насосах;
• источниках низкопотенциального тепла (реки, озера, канализационные стоки, подземные пласты и др.);

«ТЭЦ должны не противопоставлять себя современным локальным системам тепло-, электро- и хладоснабжения бытовых и промышленных потребителей, а интегрироваться в данный современный тренд», - добавил эксперт.

После выступлений состоялся обмен мнениями присутствующих экспертов.

В. Очков

Подводя итоги заседания, Валентин Межевич предложил президенту НП «Энергоэффективный город» Виктору Семенову собрать и объединить все предложения участников дискуссии, а также «продолжать проводить подобные мероприятия, пока не будет выработано что-то, что удовлетворит экспертное сообщество в качестве предложений для органов госрегулирования».

После мероприятия президент НП «Энергоэффективный город» Семенов Виктор Германович дал комментарий для портала ЭнергоСовет.Ru.

«При отборе проектов модернизации должен быть учтен общесистемный эффект. Возьмем конкретный случай, ТЭЦ-2 в Улан-Удэ. Заместитель директора АО «Системный оператор ЕЭС» Андрей Катаев правильно сказал: с точки зрения потребления электроэнергии станция не нужна. По мнению вице-президента НП «ЭГ» Сергея Белобородова с точки зрения надёжности теплоснабжения - нужна. При этом станция расположена так, что, если отключается электроэнергия, идут гидроудары в сетях, и поэтому вода сливается. Происходит это потому, что ТЭЦ-2 расположена на холме, из соображений соблюдения экологических требований. Эти факторы взаимно влияют друг на друга. Как в этой ситуации оценить проект по нескольким показателям? Просто оценить можно, сравнивать - нельзя.

Конкурс проектов модернизации подразумевает выбор. Выбор на основании стоимости предполагает, что мы по каким-то финансовым показателям должны сравнивать и выбирать то, что дешевле. Но если мы будем выбирать то, что дешевле, получится, что мы будем делать энергетические блоки или турбины, которые дешевле всего отремонтировать. При этом они могут оказаться не нужны. Т.е. мощность мы восстановим, но это будет та мощность, которая не задействована. Если мы вводим при отборе коэффициент, который будет учитывать, как сегодня турбина загружена, то это опять-таки не показатель. Турбины после модернизации могут быть загружены совершенно по-другому.

Выход из ситуации, безусловно, есть. Это общесистемный (народно-хозяйственный) эффект, он должен быть измеряем, причём, в рублях. Т.е. должна быть разработана некая методика оценки последствий модернизации конкретной ТЭЦ.

Предстоит оценить, сколько стоят выбросы; оценить надёжность; посмотреть, сколько стоят другие замещающие мероприятия, которые обеспечат такую же надёжность. Необходимо просчитать снижение затрат на строительство новых электрических сетей - какие конкретные электрические сети не надо будет строить, сколько они стоят. В отношении предотвращения аварий: сколько возможно и каких аварий, оценка стоимости последствий. Оценить затраты на сетевую инфраструктуру при подключении новых потребителей.

Всё должно быть приведено к одному всего показателю - к величине эффектов. Тогда конкурс может быть проведён не на минимизацию, а, наоборот, на максимальный эффект. Мы вкладываем 1 рубль, и оцениваем, сколько эффектов имеем на этот рубль на выходе.

Такой подход всех бы устроил. Существуют разрозненные методики для оценки отдельных эффектов. Опыт комплексного решения, учитывая разноплановые эффекты, имеется у .

Новосибирский завод "Элсиб" — одно из крупнейших энергомашиностроительных предприятий за Уралом. На его генераторах работают 33% ТЭЦ и 30% ГЭС России. О том, что ждет предприятие от грядущей модернизации тепловых электростанций и планах на будущее в интервью корреспондентам РИА Новости Дмитрию Михалеву и Ларисе Макеевой рассказал гендиректор завода Дмитрий Безмельницын.

— Дмитрий Аркадьевич, как "Элсиб" оценивает предварительные итоги 2017 года?

— Все наши заказчики готовятся к процессу модернизации энергетики. Они стремятся все свои инвестиционные потребности, что разумно, скомпоновать в рамках новой программы модернизации энергомощностей (ДПМ-2).

Рыночная ситуация достаточно напряженная: количество заказов ограничено, игроков на рынке не убавилось. Более того, идет мощная экспансия со стороны зарубежных производителей, таких как Siemens и General Electric, которые тоже ощущают дефицит загрузки.

С учетом реалий, которые сложились на рынке и в экономике, считаю, что результаты 2017 года можно назвать нормальными. Предприятие функционирует, осваивает новую продукцию, не прекращает реализацию инвестпрограммы.

— По итогам 2017 года есть прирост выручки?

— По выручке мы остались на уровне 2016 года — около 2,4 миллиарда рублей. И 2018 год мы тоже планируем на аналогичном уровне. Этот объем позволяет нам оставаться в плюсе, нормально вести хозяйственную и инвестиционную деятельность. В 2019 году мы ожидаем рост выручки до 3 миллиардов рублей, а в 2020 году планируем выйти на выручку в 5 миллиардов рублей.

— Какова ситуация по объему портфеля заказов?

— Думаю, что в этом году начнется рост. Уже сейчас есть проекты, которые с большой долей вероятности будут реализованы. В этом году мы можем выйти на показатель по контрактации в 3,5-4 миллиарда рублей. Эти цифры как раз и обеспечат рост выручки предприятия в 2019-м и дальнейших годах. В 2017 году мы законтрактовали проектов на 2,575 миллиарда рублей. На сегодняшний день в этом году законтрактовано проектов на 1,545 миллиарда.

— Какие основные риски на сегодняшний день существуют для предприятия?

Риск один — промышленности нужна загрузка. Даже меры господдержки в виде софинансирования каких-то затрат… Это хорошо, но их же нужно возвращать, даже если процентная ставка или часть затрат субсидируется. А из чего вернуть, если ты не работаешь? Но мы находимся, может быть, даже в чуть более выигрышной ситуации по сравнению с другими отраслями. Потому что, во-первых, энергетика такая отрасль, в которой остановка инвестиций и ремонта чревата тяжелыми последствиями. Во-вторых, энергокомпании-заказчики, в большей степени, финансово устойчивы. Третье, и это озвучено на уровне президента и правительства, готовятся документы для грядущей программы модернизации энергомощностей.

— Как вы оцениваете перспективы загрузки "Элсиба" новыми заказами в рамках разрабатываемой сейчас масштабной программы модернизации тепловой генерации?

— В рамках этой программы планируется обновить 40 ГВт мощностей, причем речь идет о городских ТЭЦ, где эксплуатируется большое количество наших машин — в основном генераторы мощностью 60 МВт и 100 МВт. То есть, если мы за все время существования изготовили 870 турбогенераторов, то здесь речь идет о том, что нужно за 10 лет изготовить не одну сотню машин. Понятно, что не все они попадут к нам в производство, тем не менее, это будет серьезный объем. А кроме этого еще будут проекты не в рамках договоров предоставления мощности.

— Способны ли российские производители полностью покрыть потребности новой программы?

— Климатические условия нашей страны и низкие температуры позволили наработать опыт и компетенции в сфере проектирования и изготовления теплофиксационных турбин — на территории России вырабатывается большая часть теплоэнергии мира. Соответственно, отечественные энергомашиностроители считаются одними из самых передовых в этом сегменте.

Относительно нашего завода — мы готовы на 100%. Абсолютно. Ничего не утрачено. Поэтому я просто уверен, что энергомашиностроительный комплекс страны блестяще справится с решением этой задачи и очень сильно поднимется на этой программе.

— В свете обсуждения перспектив производства газовых турбин на территории РФ есть ли интерес к проектам производства ключевых элементов газотурбинных установок?

— Эта продукция требует специфичного станочного парка. Здесь нужен специализированный турбинный завод, для того чтобы полноценно и эффективно осваивать изготовление таких компонентов. То есть это не наша сфера.

— Какие меры со стороны правительства, на ваш взгляд, сегодня уместно предпринять для поддержки отечественных производителей энергооборудования?

— На ближайшие 10-15 лет рынок России будет являться самым крупным рынком энергомашиностроения в мире. Потому что в мировом масштабе рынок уже насыщен оборудованием и, чтобы зайти на второй круг, надо ждать 30 лет, когда оно износится. А мы уже как раз подошли к этому.

Все крупные компании, в том числе Siemens, GE и многие другие имеют в своем арсенале паровые турбины и генераторы для них. Сейчас они имеют очень большие проблемы с загрузкой. В этой ситуации только правительство может сказать, что "нам надо поддержать своих". Мы очень надеемся на это. Наш энергомашиностроительный комплекс вполне конкурентный. Единственное, правительство не должно допустить стороннего давления на отечественные заводы. Это будет лучшей поддержкой.

— Как реализуются проекты по поставкам двигателей на АЭС, которые строит "Росатом" в России и за рубежом?

— Сейчас мы реализуем проекты по изготовлению двигателя для индийской станции "Куданкулам", создаются третий и четвертый блоки. В ближайшее время начнутся конкурсы по АЭС "Аккую" (Турция), "Руппур" (Бангладеш), "Бушер-2" (Иран), "Ханхикиви" (Финляндия), "Пакш" (Венгрия). Поскольку все эти двигатели будут разыгрываться на конкурсной основе, мы одни из возможных производителей. Считаю, что мы очень серьезно поборемся за эти заказы. Там будут и тяжелые машины мощностью 7100 кВт и большое количество других машин. В этом году и в целом в перспективе 3-5 лет будут очень большие объемы заказов по атомной технике.

— В 2019 году завод должен поставить индийской АЭС "Куданкулам" двигатели нового типа. Выполнение этого контракта увеличит шансы на получение новых?

— Это очень серьезные машины. Они должны обладать высокой надежностью, продукция требует серьезных инженерных решений и технологических возможностей по изготовлению элементов и узлов. Справившись с такой работой, мы доказываем свою дееспособность и имеем возможность участвовать в проектах, о которых мы говорили ранее. А дальше, если ты справляешься с самой сложной машиной, то тебя будут привлекать и на другие. Понятно, что есть конкуренция по цене, но если говорить об АЭС, то главный упор будет на качество, так как последствия могут быть необратимыми. Здесь нужно действовать наверняка.

— Какие возможности для себя "Элсиб" видит в области распределенной энергетики?

— Мы видим их, прежде всего, в части освоения выпуска генераторов меньших мощностей для комплектования турбин, которые работают в распределенной энергетике. Это мощности 6,8,12,16 МВт как для паровых, так и для газовых машин.

В некоторых регионах тарифы на электроэнергию достаточно высокие, некомфортные для многих промышленных потребителей, которые имеют свою генерацию. Поэтому спрос на генераторы малой мощности будет иметь место.

Мы уже этим занимаемся, выполнили поставку машины мощностью 6 МВт на Южную станцию Рубцовска для паровой турбины. Этот проект, хоть и не относится к распределенной энергетике, стал для нас первым опытом изготовления генератора такой малой мощности. Сейчас у нас в производстве с выпуском в этом году находится генератор мощностью 12 МВт. Мы планируем расширять номенклатуру и линейку генераторов для распределенной энергетики.

— То есть предприятие планирует развитие по всем направлениям?

— А почему нет? Ведь, на данный момент, сохранен коллектив завода, материальная часть, осваивается новая продукция. Мы готовы к реализации масштабной программы модернизации энергомощностей. Мое мнение, что "Элсиб" ждет блестящее будущее. Причем развитие будет комплексным.

В последние годы столичные власти активно модернизируют городские ТЭЦ . По словам экспертов, установка современного оборудования позволяет электрическим и тепловым сетям работать без аварий и перебоев. Кроме того, модернизация выгодна и экономически. Например, ввод парогазового энергоблока ПГУ-220 ТЭЦ-12 даст возможность снизить расход топлива на выработку энергии на 15-20%, ощутимо сократить потребление газа и уменьшить себестоимость производства.

ВЫБРОСЫ СОКРАЩАЮТСЯ В ТРИ РАЗА

Как следствие - городские ТЭЦ сокращают давление на городскую экологию. Так, с вводом парогазового энергоблока ПГУ-220 объем выбросов окислов азота сокращается в три раза по сравнению с традиционным паросилового энергоблока. Больше того, использование замкнутого контура охлаждения оборудования позволит уменьшить использование воды из Москвы -реки. Как видим, в результате модернизации ТЭЦ сводится к минимуму негативное воздействие на жильцов окрестных кварталов и объекты транспортной инфраструктуры.

И так, немного цифр. Электрическая мощность блока ПГУ-220 – 212 МВт. Мощность ТЭЦ-12 после ввода в эксплуатацию энергоблока составит 612 мегаватт (МВт).

Энергосистема города Москвы - крупнейшая в России . Установленная мощность электростанций энергосистемы на 1 января 2015 г. составила 11,4 тыс. МВт.

На территории столицы действуют электрические сети напряжением 750, 500, 220, 110 кВ и ниже. Преобладают сети со средним напряжением 6 кВ и 10 кВ. При этом инвестпрограммы модернизации городских ТЭЦ предусматривают активное развитие сети класса напряжения 20 кВ, что вместе со строительством новых питающих центров в скором времени позволит увеличить пропускную способность распредсетей минимум в 2-2,5 раза и повысить надежность систем электроснабжения, исключив дефицит мощности в городе минимум на ближайшие пять лет.

МОДЕРНИЗАЦИЯ ПРОДОЛЖАЕТСЯ

Обращаем внимание, что в Москве преобладает тепловая генерация. Лидер рынка - «Мосэнерго ». Компания управляет 11 ТЭЦ на территории Москвы и двумя в Московской области. При этом всего на территории столицы расположено 152 питающих центра высокого класса напряжения, установленная мощность которых превышает 30 тыс. МВА (из которых 131 подстанция - «МОЭСК ») и 21 подстанция - ОАО «ОЭК» (на балансе города Москвы). Ежегодно сдается 2-3 высоковольтных подстанции и 200 трансформаторных подстанций среднего напряжения.

За 2012-2013 год на деньги инвесторов инвесторов - 162,4 млрд. рублей - введено 6 102,7 МВА трансформаторной мощности, а также реконструировано 562 км и построено 1 410 км кабельных линий. В 2014 году модернизация отрасли продолжилась - на 72,5 млрд рублей введено 2 319 МВА трансформаторной мощности, 489 МВт электрической мощности, а также реконструировано 852 км и построено 1 228 км кабельных линий.

Не смотря на кризис в мировой экономике, в 2015 году на энергетическом рынке Москвы преобразования продолжатся. В соответствии с имеющимися планами инвестиции в размере 67,2 млрд рублей будут потрачены на ввод 2 953 МВА трансформаторной мощности и 640 МВт электрической мощности, строительство 1 336 км и реконструкцию 572 км кабельных линий.

ВАЖНО!

Чем важна ТЭЦ-12?

Электрическая мощность ТЭЦ-12 после ввода в эксплуатацию энергоблока ПГУ-220 составит 612 мегаватт (МВт), тепловая – 1897 гигакалорий в час (Гкал/ч). Годовая потребность в природном газе на ТЭЦ-12 с учетом ввода энергоблока ПГУ-220 составит:

На выработку электроэнергии – 706,4 млн куб. м (в том числе ПГУ-220 – 196 млн куб. м);

На выработку тепловой энергии – 595,8 млн куб. м (в том числе ПГУ-220 – 109 млн куб. м).

Новый блок создан на базе российского оборудования: газовая и паровая турбина , двухконтурный котел-утилизатор для работы турбины.

Ильин Е.Т., к.т.н., ЗАО «Комплексные энергетические системы», руководитель департамента по инвестиционно-технической политике

Научно-техническая конференция «Энергетическое машиностроение России – новые решения»

Развитие энергетики страны до настоящего времени шло в основном за счет ввода новых паротурбинных агрегатов, имеющих более высокие начальные параметры и большую единичную мощность. Повышение начальных параметров позволяло совершенствовать термодинамический цикл и снижать удельные расходы топлива. Вторым фактором повышения экономичности было широкое развитие теплофикации.

Здесь и далее под термином теплофикация понимается энергоснабжение на базе комбинированной, то есть совместной выработки тепловой и электрической энергии в одной установке. Термодинамической основой теплофикации служит полезное использование отработавшего в паросиловой установке пара для отпуска тепла внешним потребителям (в этом случае используется теплота фазового перехода пара в жидкость).

В комбинированной выработке заключается основное отличие теплофикации от так называемого раздельного метода энергоснабжения, при котором электрическая энергия вырабатывается на конденсационных тепловых электростанциях (КЭС), а тепловая - в котельных.

Особо следует подчеркнуть роль теплофикации для нашей страны, находящейся в зоне суровых климатических условий, где для поддержания жизнедеятельности требуются значительные расходы энергии и тепла. Среднегодовая температура в России - минус 5,5°C. В то же время, например, в Финляндии - плюс 1,5°C. В Швеции и Норвегии еще выше - плюс 2 °C, а это самые северные страны Европы, которые расположены по широте значительно севернее, чем большая часть территории России. Это объясняется тем, что на климат в Европе существенное влияние оказывает теплое морское течение Гольфстрим. Поэтому климатические пояса в Европе расположены таким образом, что средняя температура меняется больше не с севера на юг, а с запада на восток, т.е. чем дальше от побережья, тем холоднее

Развитие теплофикации в нашей стране шло в основном за счет ввода мощных паротурбинных установок типа Т-110-130 или Т-250/300-240. Это позволило за последние 50 лет более чем в два раза снизить удельные расходы топлива на выработку электроэнергии на ТЭЦ с bуд = 590 г.у.т/кВтЧч до bуд = 264 г.у.т/кВтЧч. Однако начиная с 80-х годов, процесс снижения удельных расходов топлива на выработку электроэнергии практически прекратился и даже начался наоборот, рост удельных расходов топлива, рис. 1. Это связано с тем, что к тому моменту теплоснабжение практически всех крупных потребителей теплоты (крупных городов и мощных промышленных потребителей) осуществлялось от мощных ТЭЦ с паротурбинным оборудованием типа Т-110-130, ПТ-80-130, Т-175-130, Т-250-240. Дальнейшее наращивание мощностей ТЭЦ проводилось за счет ввода больших единичных мощностей отдельных агрегатов, что удешевляло строительство, но приводило к неоправданному увеличению αтэц. В результате увеличилось время работы агрегатов ТЭЦ по конденсационному циклу, что и привело к снижению эффективности использования ТЭЦ.

Это подтверждает анализ режимов работы и условий эксплуатации оборудования ТГК-9, ТГК-5, ТГК-6. Даже в отопительный период на уровне 60-70%. Отчасти это связано со снижением тепловой нагрузки промышленных предприятий. Коэффициент использования установленной мощности ТЭЦ в летний период составляет k=0,3-0,4 не более для станций с параметрами пара Ро=130 кг/см ² и tо=555 °С, а станции с параметрами пара Ро=35 кг/см ² и tо=440 °С, имеют коэффициент использования установленной мощности еще более низкий k=0,2-0,3, так как значительно уступают по экономичности работы в конденсационном режиме мощным энергоблокам с промежуточным перегревом пара.

Одним из основных показателей определяющим эффективность оборудования ТЭЦ, является удельная выработка на тепловом потреблении. Ниже, в табл. 1. приводится изменение показателей удельной выработки на тепловом потреблении, для оборудования различного типа.

Как видно из табл. 1., только турбины типа Т-250/300-240, на закритические параметры, способны составить конкуренцию в летних режимах для конденсационных энергоблоков. Таким образом, большинство ТЭЦ с существующим оборудованием, морально и физически устарели и требуют реконструкции или модернизации. При этом реконструкция или должна сопровождаться увеличением уровня загрузки в течение всего года. Так как в противном случае реализация проекта, как правило, не окупается. Из этих условий следует, что реконструкция и модернизация должна сопровождаться повышением выработки электроэнергии на тепловом потреблении, оптимизацией величины αтэц, повышением конкурентоспособности реконструируемого или модернизируемого оборудования в конденсационном режиме. Обеспечить эти условия можно либо путем повышения параметров в паротурбинном цикле или путем газотурбинной надстройки существующей паротурбинной части, если оборудование не выработало свой ресурс.

Для станций работающих на газовом топливе наиболее эффективным способом реконструкции является надстройка существующей паротурбинной части, газовыми турбинами. Этот вариант реконструкции обеспечивает существенное увеличение выработки электроэнергии на тепловом потреблении, при минимальных капиталовложениях.

Такая надстройка может производиться несколькими способами :

1) Надстройка с котлами утилизаторами, бинарного типа или по параллельной схеме;

2) Надстройка с вытеснением системы регенерации;

3) Надстройка со сбросом газов в котел.

Выбор варианта реконструкции в каждом конкретном случае должен определяться исходя из реальных условий эксплуатации и обеспечения экономической эффективности проекта.

Реконструкция с вытеснением системы регенерации или со сбросом газов в котел являются менее эффективными, с точки зрения электрического КПД станции (42-44 и 46-48 соответственно). В этом случае они существенно уступают при прочих равных условиях ПГУ с котлами утилизаторами, электрический КПД которых, для современных ГТУ, меняется от 51% и выше. В силу более низкой эффективности, а также сложности реконструкции схемы реконструкции по вариантам 2 и 3 не нашли широкого применения. Однако, несмотря на высокую экономичность, при реализации первого варианта реконструкции возникает проблема с подбором газовых турбин.

В качестве критериев подбора оборудования для реализации вышеуказанной схемы можно назвать следующие:

Котлы-утилизаторы должны производить достаточное количество пара с параметрами, соответствующими параметрам паротурбинной части;

Параметры газов за газовой турбиной должны обеспечивать возможность генерации пара с необходимыми параметрами в течении всего года, без использования дожигания;

Использование паровых турбин в схеме ПГУ предполагает отключение реге-нерационных отборов (весь цикл подогрева питательной воды осуществляется в котле-утилизаторе). В этом случае мощность паровых турбин, при сохранении уровня тепловой нагрузки и параметров регулируемых отборов, уменьшается приблизительно на 20%. Анализ различных вариантов парогазовых установок

с котлами утилизаторами , показывает, что доля газотурбинной мощности в составе общей электрической мощности ПГУ (брутто) составляет 65-70 % в конденсационном режиме работы и может быть более при максимальном отпуске тепловой энергии от установки. Таким образом, исходя из характеристик паровой турбины, определяется мощность и количество газотурбинных установок.

В общем случае выбор количества и единичной мощности газотурбинных агрегатов ПГУ-ТЭЦ представляет собой комплексную технико-экономическую задачу, имеющую итерационный характер, при этом учитываются максимальный и минимальный уровень необходимых нагрузок, их суточное и сезонное распределение (т.к. мощность ГТУ меняется в зависимости от температуры наружного воздуха), расходы энергии на собственные нужды энергоисточника, капитальные затраты в оборудование, тарифы на отпускаемые виды энергии и цена топлива, а также необходимые требования по надежности энергопроизводства и пр.

Снижение количества и увеличение единичной мощности ГТУ с одной стороны способствует уменьшению удельных капитальных затрат в оборудование станции, снижению количества технологических связей на ТЭЦ и числа вспомогательных агрегатов. Однако в этом случае значительно снижается степень надежности энергоснабжения, так как любой (плановый, либо аварийный) вывод из эксплуатации газотурбинной установки автоматически означает остановку всего парогазового энергоблока. Также заметно сокращается возможный диапазон регулирования нагрузок.

С уменьшением единичной мощности и увеличением числа ГТУ возможно осуществление более гибкого регулирования нагрузок ПГУ-ТЭЦ, а вывод из эксплуатации газотурбинных агрегатов, в том числе и на плановые ремонты, менее болезненно отражается на общем отпуске полезной энергии от станции. С другой стороны при этом увеличиваются удельные затраты в оборудование, возрастает количество паропроводов, водопроводов и других технологических связей. Также увеличиваются необходимые размеры площадки станции, что зачастую является решающим, так как при реконструкции имеются ограничения по существующим размерам ячеек для размещения оборудования.

Существенное влияние на выбор типа ГТУ установки оказывает характеристика изменения температуры уходящих газов за газовой турбиной в процессе эксплуатации. На рис.2 и рис.3 представлены зависимости изменения температуры уходящих газов за газовыми турбинами соответственно фирмы Сименс, ГТУ типа SGT-800 и завода «Авиадвигатель» GTES-16P. Анализ этих характеристик показывает, что SGT-800 способна обеспечивать температуру пара на уровне 510 оС, при понижении температуры наружного воздуха до tнв=-30оС, сохраняя при этом производительность котла утилизатора. В то же время » у GTES-16P температура уходящих газов понижается до 400°С. В этом случае без дожига топлива, не удается обеспечить необходимые параметры пара за котлом утилизатором, что соответственно приводит к снижению эффективности такой реконструкции.

Следует отметить, что реализация схем реконструкции с вытеснением системы регенерации или со сбросом газов в энергетический котел, менее чувствительны к таким характеристикам ГТУ.

Анализ стандартных параметров и мощностей паровых турбин установленных на существующих ТЭЦ показывает, что для газотурбинной надстройки нужны параметры уходящих газов за газовой турбиной в соответствии с требованиями представленными в табл. 2.

В этой ситуации, оказывается, что с учетом сурового климата нашей страны, для реализации надстройки с котлами утилизаторами возможно применение очень ограниченного ряда ГТУ. Расширение парка ГТУ для надстройки может быть достигнуто за счет перевода работы паротурбинного оборудования на скользящие параметры. В этом случае необходимо выделение соответствующего оборудования в отдельные блоки и согласование режимов работы паротурбинной части с заводами изготовителями, а также необходим пересчет характеристик паротурбинной установки и котла утилизатора, при переводе их на скользящее давление.

Кроме этого, значительная часть ТЭЦ находится в черте городов. Поэтому реконструкция ТЭЦ с одновременным наращиванием электрической и тепловой мощности должна обеспечивать если не снижение, то хотя сохранение вредных выбросов на прежнем уровне. В этой ситуации варианты надстройки паротурбинной части с помощью ГТУ с котлами утилизаторами позволяет решить эту задачу без дополнительных затрат на очистные сооружения, так как современные газотурбинные установки способны обеспечить выбросы оксидов азота на уровне 25ppm и ниже. В результате чего при вытеснении котельных агрегатов котлами утилизаторами, выбросы при росте электрической мощности остаются в допустимых пределах. Перечень некоторых ГТУ средней мощности и их характеристик приведен в табл. 3.

Для обеспечения оптимального αтэц по мере исчерпания ресурса паротурбинной части, часть из них должна выводиться без замены. В этой ситуации, в освободившихся ячейках может быть размешены газотурбинные установки, если компоновка позволяет это сделать. Следует при этом учесть, что по мере увеличения удельной выработки на тепловом потреблении, оптимальная доля αтэц снижается, с αтэц =0,5-0,55 для паротурбинного оборудования с параметрами пара на Ро= 130кг/ см2, tо=555оС, до αтэц =0,35-0,4 для ПГУ с удельной выработкой на тепловом потреблении выше 1МВт/Гкал.ч.

Приведенный выше анализ позволяет определить основные принципы реконструкции ТЭЦ и требования к оборудованию, необходимому для реконструкции.

1. Реконструкция и модернизация ТЭЦ должна быть направлена на повышение использования установленной мощности в течение всего календарного года. С этой целью экономичность реконструируемого или модернизируемого оборудования должна быть не ниже экономичности существующих мощных конденсационных энергоблоков. Поэтому необходимо рассмотрение вопроса о расширении номенклатуры паротурбинного оборудования с промперегревом, в том числе единичной мощностью N= 100МВт.

2. В процессе реконструкции и модернизация ТЭЦ удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении должна быть повышена до максимально

возможной, с учетом выбираемой технологии. При этом выбор технологии определяется наличием рынка потребителей тепловой и электрической энергии и их пропорции.

3. Реконструкция ТЭЦ с надстройкой газотурбинными установками с котлами утилизаторами должна предусматривать отключение системы регенерации, с соответствующим пересчетом характеристик паровой турбины.

4. Параметры газов за газовой турбиной должны обеспечивать сохранение параметров пара перед паровой турбиной во всем диапазоне нагрузок и температур наружного воздуха, в противном случае необходимо организация дожига в котле утилизаторе или перевод паротурбинной части на скользящие параметры. При этом эффективность работы оборудования снижается.

5. В процессе реконструкции и модернизации, необходимо приведение величины αтэц к оптимальному уровню, в соответствии с принятой технологией реконструкции.

Список использованной литературы

1. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций. М.: Издательство МЭИ, 2002.-584с.

2. Арсеньев Л.В., Тарышкин В.Г. Комбинированные установки с газовыми турбинами. Л.: Машиностроение, 1982.

3. Безлепкин В.П. Парогазовые и паротурбинные установки электростанций. СПб.: СПбГТУ, 1997.

Проектом программы стоимостью от 1,35 трлн рублей предусматривается обновление до 4 ГВт мощности ежегодно. При этом предполагается установка 90% российского оборудования, норму доходности предлагается установить на уровне 14%. Возврат инвестиций предусмотрен за счет повышенных платежей потребителей. Параллельно Минэнерго намерено на 20% доиндексировать цену «старой» мощности к 2025 году, что даст дополнительный источник доходов генерации.

МОСКВА, 4 июня (BigpowerNews) — Первый отбор проектов модернизации ТЭС должен пройти уже до 1 ноября с началом поставки мощности в 2022−2024 годах, ежегодная квота составит 3,2 ГВт для европейской части РФ и 0,8 ГВт для Сибири, следует из подготовленного Минэнерго проекта постановления правительства, сообщает «Коммерсан». Министерство долго согласовывало параметры с генкомпаниями, Последнее совещание, по информации газеты, прошло у замминистра Вячеслава Кравченко 31 мая. В ФАС и Минэкономики изданию сообщили, что документ не поступал, а в Минэнерго заявили лишь, что документ будет опубликован «в ближайшее время». По данным «Коммерсант», это может произойти на этой неделе.

В проекте указан порог локализации оборудования для модернизации в 90%. Основной объем, как ожидается, будет закрыт паросиловым оборудованием, технологии которого в РФ есть. Сложности могут быть с мощными газовыми турбинами. Здесь есть два сценария: наращивать локализацию технологий Siemens или GE, на чем настаивала крупная генерация (например, «Газпром энергохолдинг»), но иностранные производители пока о таких планах не заявляли, либо разработать технологии. Владелец «Силовых машин» Алексей Мордашов, как сообщалось ранее, просил Минэнерго гарантировать компании сбыт в 48 турбин (65 и 170 МВт) в рамках модернизации. Компания также просила 7,5 млрд рублей из бюджета, столько же «Силмаш» планировала привлечь за счет облигаций, напоминает «Коммерсант».

Если проект будет принят, генкомпании по программе получат ту же доходность в 14%, что и по завершившейся программе строительства новых блоков в рамках договоров на поставку мощности (ДПМ). По этому вопросу велись основные споры, утверждают источники газеты, победила позиция генерации. Но считать параметр будут по методике, привязанной к кривой бескупонной доходности ОФЗ (КБД, зарегистрирована приказом Минюста 28 мая), что несколько снизит уровень прибыльности. До сих пор доходность ДПМ считали по выборке ОФЗ (срок до погашения 7−11 лет, переменная ставка — 11,44%, ликвидность и т. д.), что взвешивало неоднородные и немногочисленные финансовые инструменты. При КБД расчет упрощается.

Перечень объектов модернизации будет определять не только рыночный отбор по цене, до 10% от мощностей, прошедших конкурс, выберет правкомиссия по электроэнергетике (речь идет о проектах, важных для энергосистемы). На практике это «расшатает механизм и навредит программе, в отбор будет вмешиваться, например, руководство регионов», уверен один из участников рынка, слова которого приводит издание. Цена отборов ограничена сверху и снизу (price cap и price floor). Срок оплаты мощности по инвестконтрактам составит 15 лет.

При этом турбины, претендующие на оплаченную модернизацию, должны отработать от 100 тыс. (более 500 МВт) до 270 тыс. часов (менее 50 МВт), котлы должны быть старше 40 лет, есть норматив по востребованности (время работы на рынке). Штраф за опоздание со вводом составит 25% от разницы между ожидаемым платежом для модернизируемой генерации и ставкой на рынке.

При этом уже в 2018 году Минэнерго предлагает перевести конкурентный отбор старой мощности на шестилетний цикл и гарантировать рост цен. В этом году пройдет КОМ сразу на 2022−2024 годы, в 2019 году — на 2025 год, цену будут доиндексировать на 5%, а с 2020 года индексация вернется к уровню инфляции.

Глава «Сообщества потребителей энергии» Василий Киселев отмечает, что в предложениях Минэнерго нет механизма привлечения инвестиций, деньги снова отбирают у потребителей: «Вместо повышения эффективности производства электроэнергии экономика будет фактически дважды — в текущих платежах и через ДПМ — оплачивать капремонты старых блоков». В «Совете производителей энергии» проект не комментировали.

Шестилетний КОМ, по словам Натальи Пороховой из АКРА, в целом соразмерен с длительностью инвестцикла, в 2024 году цена старой мощности для первой ценовой зоны (европейская часть страны и Урал) может сложиться на уровне 192 тыс. руб. за 1 МВт в месяц, для второй (Сибирь) — 269 тыс. руб. На КОМ на 2021 год эти цены — 134,4 тыс. руб. и 225,3 тыс. руб. соответственно. Также эксперт находит странной пропорцию распределения модернизации между ценовыми зонами в 80:20 — это соотношение, например, в выработке, но не в мощности ТЭС, пишет «Коммерсант».