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
Газовые турбины для привода газовых компрессоров |
Ед. изм. |
г. Пермь* |
г. Самара |
ГТУ-2,5 МВт |
шт. |
72 |
|
ГТУ-4 МВт |
шт. |
21 |
|
ГТУ-6 МВт |
шт. |
10 |
|
ГТУ-12 МВт |
шт. |
31 |
-300 |
ГТУ-16 МВт |
шт. |
20 |
-450 |
ГТУ-25 МВт |
шт. |
1 (проект) |
4 |
Итого: |
шт. |
-155 |
756 |
в том числе в АО-энерго |
шт. |
-6 |
-2 |
Наработан максимальный ресурс |
тыс. час |
45-14 |
74-33 |
*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
Мощность ГТУ |
МВт |
2,5 |
4,0 |
6,0 |
12,0 |
16,0 |
24,3 |
Расход топлива – полиативный метод: электроэнергия тепло const = 140,9 |
г у. т./кВтч кг у. т./Гкал |
264,0 140,9 |
230,4 140,9 |
209,9 140,9 |
188,8 140,9 |
182,5 140,9 |
172,5 140,9 |
Расход топлива - метод Вагнера: электроэнергия const = 300 тепло |
г у. т./кВтч кг у. т./Гкал |
300 125,7 |
300 107,7 |
300 93,9 |
300 60,1 |
300 48,8 |
300 26,6 |
Таблица 16
Расход топлива на производство единицы тепловой
и электрической энергии в ОАО АК «Омскэнерго» в 2001 году
ТЭЦ ОАО АК «Омскэнерго» |
Ед. изм. |
ТЭЦ-2 |
ТЭЦ-3 |
ТЭЦ-4 |
ТЭЦ-5 |
ТЭЦ-6 |
Средний по «Омскэнерго» |
Расход топлива – полиативный метод: электроэнергия тепло |
г у. т./ кВтч кг у. т./ Гкал |
– 170,4 |
408,8 144,6 |
413,9 158,6 |
313,9 140,9 |
– 164,6 |
364,7 150,6 |
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.