Энергосберегающие технологии Системы теплоснабжения Региональный опыт энергосбережения Повышение энергоэффективности теплосетей Развитие нетрадиционной энергетики

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


Ветроэнергетика в России