Раздел - Энергоснабжение

Основные замечания, не предусмотренные при оценке применения газотурбинных установок в энергетике

Газовые турбины – это установки с относительно небольшим ресурсом, для поддержания которого не­обходимо предусматривать плату за ресурс:

– при наработке 25 тыс. часов дополнительная плата за ресурс составляет 25 % от первоначальной стоимос­ти двигателя. На заводе-изгото-вителе производится капитальный ремонт газовой турбины с полной пере­боркой двигателя и частичной заменой деталей, выра­ботавших свой ресурс.

– при наработке 100 тыс. часов производится пол­ная замена двигателя на заводе-изготовителе и его 100 %-ная оплата.

Вывод первый: при анализе стоимости производ­ства энергии на ГТУ за период наработки 100 тыс. ча­сов необходимо закладывать двойную стоимость газовых турбин. Эта особенность в технико-экономи­ческих расчетах, содержащихся в бизнес-планах пермс­кого и самарского заводов, не учитывается.

Серьезным препятствием для установки газавых турбин на объектах, не входящих в систему АО-энерго, является плата за надежность энергообеспечения, достигающая по затратам на оборудование 200-300 %.

Как известно, задача обеспечения надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей реша­ется путем установки двух - или трехкратного резерва мощности оборудования. Для производителя энергии, работающего только на себя в изолированной энерге­тической системе, необходимо соблюдение следующего принципа: одна газовая турбина – в работе, вторая в резерве (либо обе работают с нагрузкой по 50 %), третья –в ремонте.

При внедрении ГТУ в системе АО-энерго, где обес­печивается параллельная работа, вопрос платы за резерв мощности решается автоматически. С учетом того, что энергосистема объединяет большое количе­ство источников электрической и тепловой энергии, плата за резерв снижается с 200-300 % до 110-120 %.

Таким образом, себестоимость электроэнергии, вырабатываемой на ГТУ-16 МВт в составе того или иного промышленного предприятия, пытающегося вне­дрить собственные энергогенерирующие мощности, именно вследствие включения в тариф платы за надеж­ность (резерв мощности) будет на 40-80 % дороже, чем себестоимость электрической энергии, вырабатывае­мой на аналогичной ГТУ, но в составе АО-энерго.

Вывод второй: снижение платы за надежность (резерв мощности) – самое главное преимущество энер­гетических систем по сравнению с изолированно рабо­тающими производителями. При прочих равных усло­виях ГТУ, работающие в АО-энерго, всегда будут в более выгодном положении, чем ГТУ в составе промыш­ленных предприятий, не входящих в АО-энерго.

Именно по этой причине промышленным предпри­ятиям, развивающим собственные источники энерго­обеспечения, необходимо быть готовыми к тяжелому, но по сути справедливому варианту решения вопроса платы за надежность. То есть либо закладывать двух-, трехкратный запас генерирующей мощности турбин против необходимого и работать изолированно, либо заявлять резервную мощность и платить за ее содержа­ние, даже если она, возможно, никогда не будет исполь­зована.

Вывод третий: существующие договоры на энерго­снабжение предприятий, имеющих свои генерирующие мощности, необходимо переоформлять с целью перехо­да от работы по типовым одноставочным тарифам к работе по вновь разрабатываемым двухставочным. Необходимо предусматривать отдельно плату за заявленную мощность и отдельно – плату за потреблен­ную энергию. Этот принцип тарифообразования уже сейчас необходимо внедрять на ряде промышленных пред­приятий региона (ЗАО «Сибшерсть», ОАО «Омсктехуглерод», ЗАО «Полистирол» и т. д.).

Число установленных в нашей стране ГТУ-ТЭЦ и их показатели приведены в табл. 14.

Таблица 14

*данные за 1994-2002 годы

Вывод четвертый: энергетики РАО «ЕЭС России» серьезно отстали во внедрении ГТУ. За последние 10 лет от энергосистем РАО ЕЭС ушло большое коли­чество потребителей электроэнергии на газоперекачи­вающих установках. Внедрение ГТУ в энергосистемах только начинается.

Анализ расхода топлива на производство тепловой и электрической энергии показывает очень высокую экономичность производства энергии на ГТУ (табл. 9.15).

Для сравнения, в ОАО АК «Омскэнерго» удельные расходы топлива за 2001 год составили (табл. 9.16): Вывод пятый: даже если взять для сравнения самые лучшие показатели Омской ТЭЦ-5 (расход по теплу -140,9 кг у. т./Гкал, по электроэнергии – 313,9 г у. т./кВтч), то на ГТУ расход топлива на выработку электроэнер­гии все же меньше в 1,8 раза (172,5 г у. т./кВтч).

Для расчета экономических показателей в услови­ях рынка необходимо отказаться от существующего полиативного метода распределения расходов топли­ва и перейти на метод Вагнера с обеспечением таких расходов топлива при производстве электроэнергии, которые будут несколько ниже, чем на самых совре­менных ГРЭС - 300 г у. т./кВтч.

Вывод шестой: рынок тепловой и электрической энергии мы должны завоевать не за счет низких цен (зат­рат) на электроэнергию, а за счет снижения цены на тепло, получаемое по комбинированному циклу с расходами топлива от 26,6 до 93,9 кг у. т./Гкал против 150,6 кг у. т./Гкал.

Таблица 15

Расход топлива на производство единицы тепловой

и электрической энергии на ГТУ

Таблица 16

Расход топлива на производство единицы тепловой

и электрической энергии в ОАО АК «Омскэнерго» в 2001 году

Перспективные предложения по вариантам при­менения ГТУ в Омской области.

1. Омские ТЭЦ-2 и ТЭЦ-6.

Здесь имеются хорошие заделы по установке газо­вых турбин. Есть свободная площадка, где можно пол­ностью смонтировать одну-две комплектно поставляе­мые ГТУ мощностью по 30 МВт каждая. Необходимо объявить тендер между заводами-изготовителями.

Затраты на одну ГТУ-30 МВт составляют $12-13 млн, или 380-420 млн рублей. При этом ежегодная выработ­ка электроэнергии прогнозируется на уровне 162 млн рублей, тепловой энергии – 50 млн рублей. Итого выра­ботка за год – 212 млн рублей. Данный проект должен окупиться за 5-6 лет (требуется бизнес-план).

На паре 13 ата можно поставить турбины производ­ства Калужского турбинного завода, работающие как от котлов-утилизаторов после ГТУ, так и от существу­ющих котлов. За счет этого можно дополнительно по­лучить до 3 МВт электрической мощности.

Имея замещающие мощности в виде ГТУ с котла­ми-утилизаторами суммарной теплопроизводительностью 78 Гкал/ч, можно рассматривать вопрос о ре­конструкции существующих котлов в котлы с циркули­рующим кипящим слоем и работе на канско-ачинском малозольном угле со 100 %-ной переработкой.

2. Котельные завода кислородного машинострое­ния, ОГУП «Сибзавод», ОАО «Омскгидропривод», ОАО «Омский бекон» и др.

На каждой котельной можно установить одну или две комплектно поставляемые ГТУ мощностью по 16 МВт. Затраты на одну ГТУ – 16 МВт составляют $8 млн, или 250 млн рублей. Ежегодная выработка элек­троэнергии прогнозируется на уровне 72 млн. рублей, тепловой энергии – 20 млн рублей. Итого выработка за год – 92 млн. рублей. С учетом платы за ресурс и резерв мощности срок возврата вложенных средств составит 6-8 лет (требуется бизнес-план).

3. Котельные в городах Тара, Калачинск.

Можно полностью установить одну-две комплект­но поставляемые ГТУ мощностью по 6 МВт каждая. Затраты на одну ГТУ-6 МВт составляют $2,6 млн, или 85 млн рублей. Выработка электроэнергии – 23 млн. рублей, тепловой энергии – 10 млн рублей. Итого про­дукции за год – 33 млн рублей. С учетом платы за ресурс и резерв мощности срок возврата вложенных средств составит 5-7 лет (требуется бизнес-план).

Место ГТУ в большой энергетике на ТЭЦ – в полу­пиковой части графика:

– базовую часть нагрузки (Т > 5200 ч/год) несут ТЭЦ с теплофикационными отборами, работающие на каменном угле;

– полупиковую часть – ГТУ с утилизацией (Т – от 2500 до 5200 ч/год);

– пиковую часть нагрузки – ФОРЭМ;

– остро-пиковую часть – ГТУ по сбросной схеме без утилизации.