Минэнерго изложило свое видение программы модернизации электростанций до 2035 года. ТЭС с изношенным оборудованием, которые хотят попасть в ежегодную квоту на модернизацию в 4 ГВт, должны будут конкурировать между собой, предлагая наименьшие затраты относительно эталонного уровня. По расчётам министерства, новая программа не приведет к росту тарифов выше инфляции, но аналитики полагают, что обеспечить это можно только за счёт будущих ограничений по созданию новой генерации.
Минэнерго 12 января опубликовало базовые принципы масштабной программы модернизации энергоблоков ТЭС в период с 2022 по 2035 год. Речь идёт о том, чтобы модернизировать около 40 ГВт мощностей старых станций к 2030 году за счёт платежей потребителей. Сейчас потребители платят за новые мощности, построенные после реформы РАО ЕЭС по так называемым договорам поставки мощности (ДПМ), но к началу 2020-х годов эти платежи резко упадут, поскольку блоки уже окупятся. Эти «высвобождающиеся» 1,5 трлн рублей в год и предлагается направить на модернизацию. Концепция была одобрена Владимиром Путиным в ноябре, механизмы её проведения нужно подготовить к 1 марта.
Предложенная Минэнерго схема мало отличается от старых ДПМ, считают аналитики и участники рынка. Проекты модернизации будут разделены на категории в зависимости от её глубины (масштаба замены оборудования и т. д.), для каждой категории будут обозначены эталонные затраты. Затем проекты будут отбираться по наименьшей удельной стоимости: чем предложенная стоимость будет ниже эталона, тем больше шансов попасть в программу. Доходность проектов будет определяться по схеме, похожей на старые ДПМ (формула с привязкой к доходности ОФЗ), но саму формулу Минэнерго не привело.
Квота для ежегодного конкурса составит не более 4 ГВт, возврат средств Минэнерго предлагает растянуть на 15–20 лет. К отбору допускается основное генерирующее оборудование: турбины, котлы и генераторы, если они выработали нормативный ресурс не менее чем на 125%, а их загрузка за предыдущие два года составляла не менее 60% (довольно высокий уровень). После проведения модернизации ТЭС должна будет работать в рынке не менее 15–20 лет. Владимир Скляр из «ВТБ Капитала» отмечает, что это требование касается ТЭС старше 40 лет, их в энергосистеме около 60%. Система штрафов за срыв ввода будет довольно лояльной: если в старых ДПМ санкции составляли 25% от повышенного ежемесячного платежа потребителей, то в новой программе это 25% от цены конкурентного отбора мощности.
Минэнерго приводит итоги своих расчётов, согласно которым с учётом модернизации ТЭС цена на электроэнергию и мощность (совокупно) к 2035 году будет расти темпами ниже инфляции и составит 2,875 тыс. рублей за 1 МВт/ч против 3,875 тыс. рублей за 1 МВт/ч при индексации на уровень инфляции. Но этот прогноз пока не учитывает вводы новых АЭС после 2025 года (договоры ДПМ ещё не заключены) и возможное расширение программы ДПМ для зелёной генерации после 2023 года. На рынке пока не понимают, как Минэнерго проводило эти расчёты. Но в целом удержать цену в рамках инфляции возможно, если одновременно сократить отбор проектов новой генерации, полагает Наталья Порохова из АКРА. «С учётом того что модернизация дешевле нового строительства и, значит, платежи за неё будут меньше, таргетирование в рамках инфляции достижимо», – уверена она.
В «Совете производителей энергии» в целом согласны с основными принципами модернизации, предложенными Минэнерго, отмечает глава ассоциации Дмитрий Вологжанин. По его словам, текущие цены не позволяют привлечь необходимые для обновления мощностей средства: цена КОМ на 2020 год практически равна цене КОМ 2011 года, в то время как инфляция нарастающим итогом составила 76%.
На Бережковской набережной.
«Запуск такой парогазовой установки является большим событием в электроэнергетике и в энергетике в целом, потому что это огромный объём инвестиций, большие работы, современные технологии», — отметил Мэр Москвы.
Он подчеркнул, что такие события в Москве происходят с завидной регулярностью. «Это означает, что энергетика Москвы становится более эффективной, меньше потребляет газа, и, соответственно, меньше выбросов в атмосферу, больше надёжность и, конечно, больше возможностей для подключения новых потребителей», — заявил Сергей Собянин.
Как доложил Мэру Москвы генеральный директор ООО «Газпром энергохолдинг» Денис Фёдоров, пуск нового блока намечен на 26 июня, в настоящее время заканчиваются подготовительные работы.
Ввод нового энергоблока также позволит улучшить экологическую ситуацию в Москве. Впервые на нём будет использоваться сухая вентиляторная градирня (устройство для охлаждения воды). В отличие от традиционных башенных градирен, новая технология позволяет исключить испарения воды и уменьшить её забор из Москвы-реки.
Кроме того, объём выбросов в атмосферу окислов азота при использовании парогазовых энергоблоков примерно в три раза меньше, чем у традиционных паросиловых агрегатов.
По словам Дениса Фёдорова, новая парогазовая установка достаточно небольших размеров, поскольку построена в центре города. Он пояснил, что во время работы установки большие облака пара образовываться не будут: «Она использует температуру воздуха в охлаждении, а не воду. И дополнительно охлаждается вентиляторами».
ТЭЦ-12 (историческое наименование — Фрунзенская ТЭЦ) была введена в эксплуатацию 17 июня 1941 года. В начале войны оборудование ТЭЦ было эвакуировано. Восстановление теплоэлектроцентрали началось в 1944 году, а ещё через два года состоялось вторичное введение ТЭЦ в эксплуатацию.
«В 1944 году началось восстановление электростанции, она постоянно увеличивала нагрузку. В своё время она работала на угле, на сегодняшний день это чисто газовая электростанция. Здесь стоит новый энергоблок, который в ближайшие дни будет запущен», — отметил руководитель Департамента топливно-энергетического хозяйства Москвы Павел Ливинский. По его словам, следующим этапом на ТЭЦ-12 планируется строительство аналогичного блока, а в итоге она станет современной, новой электростанцией.
До ввода нового энергоблока электрическая мощь станции составляла всего 400 мегаватт, а тепловая мощность — 1751 гигакалорию в час. После запуска энергоблока эти показатели выросли до 612 мегаватт и 1897 гигакалорий соответственно.
Строительство нового парогазового энергоблока мощностью 220 мегаватт (ПГУ-220) началось в декабре 2010 года. В его состав вошли:
— газовая турбина типа ГТЭ-160 с синхронным генератором типа ТЗФГ-160-2МУЗ производства ОАО «Силовые машины» (завод генераторов «Электросила»);
— двухконтурный котёл-утилизатор ПК-74 производства ОАО «Подольский машиностроительный завод»;
— паровая турбина типа Т-56/73-7,8/0,04 производства ОАО «Калужский турбинный завод» с синхронным генератором ТЗФП-80-2УЗ производства ОАО «Силовые машины».
Кроме того, было применено трансформаторное оборудование производства ПАО «Запорожтрансформатор» (Украина) и высоковольтные распределительные устройства КРУЭ 110 киловольт и КРУЭ 220 киловольт производства Siemens (Германия).
Таким образом, основное оборудование нового блока мощностью 212 мегаватт произведено отечественными машиностроительными предприятиями. Его тепловая мощность составляет не менее 140 гигакалорий в час, а удельный расход условного топлива — 192 грамма на киловатт-час, что на 27 процентов меньше, чем на действующих энергоблоках ТЭЦ-12 (263,5 грамма на киловатт-час).
Построенный энергоблок является одним из самых современных парогазовых блоков в России. Его КПД в конденсационном режиме составляет 49 процентов, в теплофикационном режиме — 77 процентов.
Строительство энергоблока нового поколения с передовым российским оборудованием повысит безопасность столицы и исключит дефицит электрической мощности в 23 районах Западного и Центрального административных округов Москвы. Благодаря новому ПГУ-220 сети будут работать без аварий, а более двух миллионов горожан смогут получать тепло без перебоев.
Дефицит мощности ТЭЦ исключён минимум до 2020 года и позволяет присоединять к ней новых потребителей. Установленная электрическая мощность ТЭЦ-12 после ввода в эксплуатацию энергоблока ПГУ-220 составит 612 мегаватт (МВт), тепловая — 1897 гигакалорий в час (Гкал/ч).
Основное оборудование нового блока произвели по принципу локализации производства и импортозамещения — блок создан на базе преимущественно российского оборудования: газовая и паровая турбины, двухконтурный котёл-утилизатор для работы турбины.
Ввод парогазового энергоблока ПГУ-220 ТЭЦ-12 позволит снизить удельный расход топлива на выработку энергии в целом по станции на 15 — 20 процентов. При этом благодаря новым технологиям сократится потребление природного газа, уменьшатся эксплуатационные затраты станции.
«Это большое дело, что такая реконструкция состоялась. Она не первая, и она не последняя в череде тех больших программ по модернизации мощностей „Мосэнерго“», — заявил Павел Ливинский.
ПГУ-220 на ТЭЦ-12 стал шестым по счёту энергоблоком на основе современной парогазовой технологии, введённым на электростанциях ОАО «Мосэнерго» начиная с 2007 года. Работы по строительству были выполнены за счёт собственных средств ОАО «Мосэнерго» без привлечения средств городского бюджета.
Мэр Москвы Сергей Собянин 17 июня ознакомился с работой ТЭЦ-12 ОАО “Мосэнерго
”
, где прошел запуск нового парогазового энергоблока. Мэр отметил важность введения такого мощного объекта в эксплуатацию и подчеркнул, что "энергетика Москвы становится более эффективной"
.
"Запуск такой установки является большим событием в электроэнергетике, в энергетике в целом, потому что это огромный объем инвестиций, большие работы, современные технологии"
, - сказал Сергей Собянин.
По словам Сергея Собянина, на ТЭЦ-12 введен шестой по счету парогазовый энергоблок нового поколения.
"Энергоблок, построенный на ТЭЦ-12, имеет высокий КПД - около 50%, тогда как КПД старых энергоблоков значительно ниже (около 40%). Соответственно, на новых энергоблоках ощутимо снижается расход топлива"
, - сказал мэр.
Он пояснил, что "для москвичей - здесь прямая выгода, т.к. появляется возможность более эффективно сдерживать темпы роста коммунальных тарифов"
. Таким образом, в этом году тарифы на электроэнергию будут увеличены от 7,5% до 13,5%, несмотря на то, что уровень инфляции существенно выше.
Модернизация ТЭЦ началась в декабре 2010 года. В настоящее время энергоблок включает в себя газовую турбину типа ГТЭ-160 с синхронным генератором типа ТЗФГ-160-2МУЗ; паровую турбину Т-56/73-7,8/0,04 и двухконтурный котел-утилизатор ПК-74. Все основное оборудование изготовлено в России.
После ввода нового энергоблока электрическая мощность станции составила 612 мегаватт, а тепловая мощность - 1897 гигакалорий в час. Кроме того, использование новых технологий позволило улучшить экологическую ситуацию: вредные выбросы в атмосферу сократились на 20%.
Введение в эксплуатацию энергоблока нового поколения даст возможность обеспечить надежное энергоснабжение 23 районов Западного и Центрального административных округов столицы.
13:04 17.06.2015 -
17 мая 2015 года Мэр Москвы Сергей Собянин посетил ТЭЦ-12 ОАО “Мосэнерго ” на Бережковской набережной, где был построен новый парогазовый энергоблок мощностью 220 мегаватт.
Как сообщил Сергей Собянин, новый блок стал 6-м по счету на электростанциях ОАО “Мосэнерго ” . Первый был введен в 2007 году. "Энергоблок имеет высокий КПД - около 50%, тогда как КПД старых энергоблоков значительно ниже (около 40%). На новых энергоблоках заметно снижается расход топлива. Для москвичей - здесь прямая выгода, т.к. появляется возможность более эффективно сдерживать темпы роста коммунальных тарифов. Например, в этом году тарифы на электроэнергию будут увеличены от 7,5% до 13,5%, хотя инфляция в прошлые месяцы была значительно выше" , - подчеркнул столичный градоначальник.
Таким образом, по словам Сергея Собянина, запуск такой парогазовой установки стал важным событием для энергетической системы города, которая год от года становится эффективней. "Энергетика столицы меньше потребляет газа, соответственно, меньше выбросов в атмосферу, больше надежности и возможностей для подключения новых потребителей" , - сказал Мэр Москвы.
Использование нового оборудования улучшит столичную экологическую ситуацию. Технология “сухой ” вентиляторной градирни (устройство для охлаждения воды) позволяет исключить испарения воды и уменьшить ее забор из Москвы-реки. Также, объем выбросов окислов азота почти в 3 раза меньше, чем у традиционных паросиловых агрегатов.
ТЭЦ-12 (ранее - Фрунзенская ТЭЦ) была построена в 1941 году. До ввода нового энергоблока электрическая мощь станции составляла всего 400 мегаватт, а тепловая мощность - 1751 гигакалорию в час. После запуска энергоблока эти параметры составили 612 мегаватт и 1897 гигакалорий.
Возведение нового энергоблока мощностью началось в конце 2010 года, строительные работы финансировались за счет ОАО “Мосэнерго ” без привлечения бюджетных средств. В новом блоке установлено преимущественно российское оборудование.
На сегодняшний день данный энергоблок - один из самых современных в стране.
Новый энергоблок обеспечит бесперебойное энергоснабжение Москвы и устранит дефицит электрической мощности в 23 районах на западе и центре столицы, где проживают более 2 млн людей.
К.т.н. П.А. Березинец, зав. лаборатории парогазовых установок, ОАО «ВТИ», г. Москва
Газотурбинные надстройки отопительных котельных
Появление на отечественном рынке энергетических газотурбинных установок (ГТУ) малой и средней мощности с неплохими экономическими показателями (КПД, габаритные размеры, стоимость) дает возможность реализовать комбинированную выработку тепла и электроэнергии в отопительных и промышленных теплоисточниках, использующих газообразное топливо.
При реконструкции отопительных котельных с использованием газотурбинных надстроек возникают следующие проблемы:
Вывод генерируемой электроэнергии (без этого об использовании ГТУ не может быть и речи);
Изыскание площади для размещения ГТУ (при отсутствии свободных площадей или неприемлемости других технических решений для размещения ГТУ использование их также невозможно);
Ограничение потребления природного газа (если разрешено потребление природного газа в количестве, достаточном только для обеспечения максимальной или более низкой тепловой нагрузки, то диапазон покрываемой ГТУ нагрузки сужается);
Необходимость повышения давления природного газа для ГТУ.
Модернизация отопительных котельных может выполняться двумя способами.
1. Посредством установки модулей ГТУ-ГПСВ (ГПСВ - газовый подогреватель сетевой воды) и интегрированием их в тепловую схему котельной. Фактически это расширение котельной, т.к. располагаемая тепловая мощность при этом увеличивается. Режим эксплуатации существующей части котельной в этом случае изменится из базового на пиковый. Выбор суммарной мощности модулей должен осуществляться при оптимальном коэффициенте теплофикации.
2. Посредством надстройки действующих водогрейных котлов газотурбинными установками. При этом способе необходимо согласование характеристик ГТУ и котлов. Это касается в первую очередь расхода выхлопных газов ГТУ, рас-
хода газов через водогрейные котлы и производительности дымососов. Возможны три схемы сопряжения ГТУ и водогрейного котла (рис. 1).
Первая - сбросная сбалансированная схема (рис. 1а), при которой весь расход выхлопных газов направляется в горелки водогрейного котла. Дополнительное топливо в водогрейном котле сжигается за счет воздуха, имеющегося в выхлопных газах ГТУ. При недостатке в них воздуха может быть использован дутьевой вентилятор. При отключении ГТУ сохраняется возможность работы котла на дутьевых вентиляторах. Перевод котла из комбинированного режима (с ГТУ) в автономный (с дутьевыми вентиляторами) наиболее просто осуществляется при остановленных ГТУ и котле переключением плотных газовых клапанов или заглушек.
Вторая - сбросная несбалансированная схема, когда расход выхлопных газов ГТУ превышает допустимый расход газов через котел.
За ГТУ можно установить ГПСВ, в котором выхлопные газы охлаждаются до температуры уходящих газов водогрейного котла. Необходимое для сжигания топлива количество газов направляется в горелки котла, а остальная часть выбрасывается в дымовую трубу. Сетевая вода нагревается в ГПСВ и водогрейном котле (рис. 1б). Тепловая нагрузка регулируется изменением расхода топлива в горелки водогрейного котла и необходимого для его сжигания расхода газов после ГПСВ.
В третьей схеме избыточная часть расхода выхлопных газов после ГТУ сбрасывается в ГПСВ, включенный параллельно водогрейному котлу (рис. 1в). Регулирование тепловой нагрузки осуществляется изменением расхода топлива в котле.
Для реализации последних двух схем необходимы дополнительные затраты на сооружение ГПСВ. Если не требуется увеличение тепловой мощности котельной, то в первую очередь должна рассматриваться сбалансированная схема.
Для иллюстрации использования ГТУ рассмотрим типичную районную отопительную котельную, оснащенную двумя котлами КВГМ-100, среднемесячная тепловая нагрузка которых в течение года представлена на рис. 2. График продолжительности действия тепловых нагрузок котельной и соответствующий ему график мощности ГТУ показан на рис. 3.
Котельная имеет возможность расширения за счет имеющихся свободных площадей и демонтажа неиспользуемого оборудования. На территории котельной есть место для размещения электротехнического оборудования, обеспечивающего передачу электроэнергии в энергосистему. Лимит потребления природного газа используется на 50%, т.к. расширение котельной остановлено из-за снижения темпов жилищного строительства. Избыточное давление природного газа, поступающего на территорию котельной, составляет 0,15 МПа, т.е. для работы ГТУ требуется установка дожимных компрессоров. Таким образом, котельная полностью удовлетворяет перечисленным условиям размещения в ней ГТУ. Показатели работы котельной, выполненной по сбалансированной схеме с использованием ГТУ различной мощности, представлены в табл. 1. В расчетах были приняты следующие температурные графики тепловой сети: зимний - 70/150 ОС, летний - 35/70 ОС.
При стоимости установленной газотурбинной мощности 600 долл. США/кВт фактический срок погашения 100% кредита (12 млн долл. США) на установку первой ГТУ составит 4 года. Однако для привлечения инвесторов следует ориентироваться на фактический срок погашения кредита до 2 лет, что также возможно, но при условии, если стоимость установленной мощности составляет менее 400 долл. США/кВт.
Таким образом, если в отопительной котельной имеются необходимые условия, то установка ГТУ с использованием сбалансированной или несбалансированной сбросной схемы может обеспечить существенный экономический эффект.
Газотурбинные и парогазовые ТЭЦ
Опыт разработки ГТУ-ТЭЦ показывает, что, не уступая паросиловым ТЭЦ по технико-экономическим показателям, ГТУ-ТЭЦ значительно дешевле по капитальным затратам, проще по устройству и эксплуатации.
Россия обладает значительным опытом освоения ГТУ-ТЭЦ. Первая такая установка была сооружена в 1971 г. для теплоснабжения г. Якутска. На этой ТЭЦ в настоящее время эксплуатируются четыре ГТУ типа ГТЭ-35 и две типа ГТЭ-45 производства ОАО «Турбоатом». Тепло выхлопных газов утилизируется в газовых подогревателях сетевой воды. Суммарная электрическая мощность станции составляет 230 МВт, максимальная тепловая нагрузка, отпускаемая электростанцией, превышает 300 Гкал/ч.
Главная проблема при использовании ГТУ-ТЭЦ - определение оптимальной доли газотурбинной мощности в отпускаемой тепловой мощности и числа часов ее использования. Если ГТУ-ТЭЦ работает на потребителя с постоянной круглосуточной тепловой нагрузкой, то максимальная выгода владельцу обеспечивается в том случае, если все тепло отпускается от газотурбинных установок. Если же в течение года тепловая нагрузка изменяется значительно, ГТУ будет использоваться существенно меньшее число часов, что в свою очередь будет повышать себестоимость электроэнергии.
Основную роль при решении этой задачи играют технико-экономические показатели ГТУ и ее мощность. Совершенно очевидно, что если КПД ГТУ в автономном режиме сравним с КПД паросиловой ТЭЦ в конденсационном режиме, то преимущество ГТУ-ТЭЦ неоспоримо в любом случае.
Электрический КПД современных ГТУ составляет 34-37%. Он близок или даже выше КПД паротурбинных установок ТЭЦ докритического давления, работающих в конденсационном режиме. Выработка тепла не снижает этого КПД в отличие от паротурбинных установок, где электрическая мощность и КПД вследствие отборов пара на теплофикацию (особенно промышленных, при высоком давлении) значительно уменьшаются.
Для увеличения выработки тепла в периоды максимальных нагрузок могут использоваться основные котлы-утилизаторы ГТУ, которые для этого оснащаются горелками для сжигания дополнительного топлива. Дополнительное сжигание топлива, однако, так же как и уменьшение тепловой нагрузки (недоиспользование тепла отработавших в ГТУ газов), снижает эффективность ГТУ-ТЭЦ. Даже с учетом этого ГТУ наиболее привлекательны для промышленных ТЭЦ со значительной долей стабильной паровой нагрузкой, хотя экономически ГТУ-ТЭЦ могут быть выгодными и при резко переменном графике тепловой и электрической нагрузки.
Наиболее эффективным вариантом модернизации ТЭЦ является использование бинарных парогазовых установок. При такой схеме каждая ГТУ работает на свой котел-утилизатор, в котором генерируется и перегревается пар, поступающий, например, в общий коллектор и из него в имеющиеся паровые турбины.
Схема котла для ПГУ-ТЭЦ может быть упрощена путем замены контуров низкого и среднего давления газоводяным подогревателем сетевой воды. Выработка тепла в этом случае осуществляется за счет отборов пара из паровой турбины и в газоводяном подогревателе.
Сравнительная эффективность газотурбинных и парогазовых ТЭЦ с ГТУ средней мощности (70 МВт), используемых для покрытия одной и той же заданной тепловой нагрузки, характеризуется данными, приведенными в табл. 2. Расчеты выполнялись с учетом срока использования -40 лет, при мировых ценах на топливо, оборудование, электроэнергию и тепло. Результаты свидетельствуют, что все варианты ТЭЦ при разумных тарифах и ценах на топливо эффективны. Наилучшие финансово-экономические показатели имеют ГТУ-ТЭЦ и ПГУ-ТЭЦ с турбинами типа Т.
Газотурбинные установки с котлам-утилизаторами лучше всего располагать в новом главном корпусе на площадке действующей ТЭЦ. В этом случае старые котлы и часть паровых турбин могут сохраняться в резерве для покрытия пиковых нагрузок или использоваться при перерывах в газоснабжении (т.к. в котлах в качестве резервного топлива может использоваться мазут).
На многих ТЭЦ возможна пристройка блока ГТУ - котел-утилизатор со стороны временного торца главного корпуса, ввод его в действие и подключение к паровому коллектору, создание резерва паровой мощности и последующая поочередная замена энергетических котлов и паровых турбин на ГТУ и котлы-утилизаторы.
Различные варианты использования ГТУ и ПГУ на ТЭЦ могут получить широкое распространение. На ТЭЦ мощностью более 200 МВт (эл.), в топливном балансе которых природный газ занимает 90% или более, эксплуатируется около 300 паровых турбин мощностью 60-110 МВт. Часть из них можно и целесообразно заменить газовыми. При этом наибольшая выгода может быть получена, если такая замена будет осуществлена с увеличением электрической мощности ТЭЦ (при постоянной тепловой нагрузке оптимально увеличение мощности в 2-2,5 раза).
Заключение
Трудности, возникающие при техническом перевооружении котельных и ТЭЦ с использованием газотурбинных и парогазовых технологий, в основном связаны: со стесненностью площадок, необходимостью вывода увеличенной мощности и обеспечения надежной круглогодичной подачи природного газа (или резервирования дизельным топливом), минимизацией капитальных вложений.
На ТЭЦ возможны газотурбинные надстройки различных типов. При сравнительно небольшой единичной паропроизводительности котлов старых ТЭЦ для этой цели можно использовать ГТУ мощностью 15-30 МВт с расходами газов 65-100 кг/с. Надстройки увеличивают выработку электроэнергии на тепловом потреблении. Их эффективность по финансово-экономическим показателям необходимо оценивать в каждом конкретном случае.
Выгода от внедрения газотурбинных и парогазовых технологий для технического перевооружения ТЭЦ будет максимальной в том случае, если будут использованы газовые турбины отечественного производства.
При благоприятном решении организационно-технических и хозяйственных вопросов, связанных с внедрением ГТУ в энергетику, их использование позволит в 1,5-2 раза снизить издержки на производство электроэнергии и тепла.