Принципова схема ПГУ. Парогазові установки (ПГУ): будову та принцип роботи. Вплив тиску пари на ефективність ПГУ

Про статтю, в якій докладно та простими словами описаний цикл ПГУ-450. Стаття справді дуже легко засвоюється. Я ж хочу розповісти про теорію. Коротко, але справи.

Матеріал я запозичив із навчального посібника "Введення в теплоенергетику". Автори цього посібника І. З. Полещук, Н. М. Цирельман.Посібник пропонується студентам УГАТУ (Уфімський державний авіаційний технічний університет) для вивчення однойменної дисципліни.

Газотурбінная установка (ГТУ) являє собою тепловий двигун, в якому хімічна енергія палива перетворюється спочатку в теплоту, а потім в механічну енергію на валу, що обертається.

Найпростіша ГТУ складається з компресора, в якому стискається атмосферне повітря, камери згоряння, де серед цього повітря спалюється паливо, і турбіни, в якій розширюються продукти згоряння. Так як середня температура газів при розширенні істотно вище, ніж повітря при стисканні, потужність, що розвивається турбіною, виявляється більшою за потужність, необхідну для обертання компресора. Їхня різниця є корисною потужністю ГТУ.

На рис. 1 показані схема, термодинамічний цикл та тепловий баланс такої установки. Процес (цикл) працюючої таким чином ГТУ називається розімкненим або відкритим. Робоче тіло (повітря, продукти згоряння) постійно відновлюється - забирається з атмосфери і скидається до неї. ККД ГТУ, як і будь-якого теплового двигуна, є відношенням корисної потужності N ГТУ до витрати теплоти, отриманої при спалюванні палива:

η ГТУ = N ГТУ / Q T.

З балансу енергії випливає, що N ГТУ = Q T - ΣQ П, де ΣQ П - загальна кількість відведеної з циклу ГТУ теплоти, що дорівнює сумі зовнішніх втрат.

Основну частину втрат теплоти ГТУ простого циклу становлять втрати з газами, що йдуть:

ΔQух ≈ Qух - Qв; ΔQух - Qв ≈ 65 ... 80%.

Частка решти втрат значно менша:

а) втрати від недопалу в камері згоряння ΔQкс/Qт ≤ 3%;

б) втрати через витік робочого тіла; ΔQут / Qт ≤ 2%;

в) механічні втрати (еквівалентна їм теплота відводиться з циклу з маслом, що охолоджує підшипники) ΔNмех / Qт ≤ 1%;

г) втрати в електричному генераторі ΔNег / Qт ≤ 1...2%;

д) втрати теплоти конвекцією або випромінюванням у довкілля ΔQокр / Qт ≤ 3%

Теплота, яка відводиться з циклу ГТУ з газами, що відпрацювали, може бути частково використана поза циклом ГТУ, зокрема, в паросиловому циклі.

Принципові схеми парогазових установок різних типів наведено на рис. 2.

У випадку ККД ПГУ:

Тут - Qгту кількість теплоти, підведеної до робочого тіла ГТУ;

Qпсу - кількість теплоти, підведеної до парового середовища в котлі.

Мал. 1. Принцип дії найпростішої ГТУ

а - принципова схема: 1 - компресор; 2 - камера згоряння; 3 - турбіна; 4 - електрогенератор;
б - термодинамічний цикл ГТУ у ТS-діаграмі;
в - баланс енергії.

У найпростішій бінарній парогазовій установці за схемою показаною на рис. 2 а, вся пара виробляється в котлі-утилізаторі: η УПГ = 0,6 ... 0,8 (залежно, головним чином, від температури газів, що йдуть).

При Т Г = 1400 ... 1500 К η ГТУ ≈ 0,35, і тоді ККД бінарної ПГУ може досягати 50-55%.

Температура відпрацьованих у турбіні ГТУ газів висока (400-450оС), отже, великі втрати теплоти з газами, що йдуть, і ККД газотурбінних електростанцій становить 38%, тобто він практично такий же, як ККД сучасних паротурбінних електростанцій.

Газотурбінні установки працюють на газовому паливі, яке суттєво дешевше за мазут. Поодинока потужність сучасних ГТУ досягає 250 МВт, що наближається до потужності паротурбінних установок. До переваг ГТУ порівняно з паротурбінними установками належать:

1. незначна потреба в охолодній воді;
2. менша маса та менші капітальні витрати на одиницю потужності;
3. можливість швидкого пуску та форсування навантаження.

Мал. 2. Принципові схеми різних парогазових установок:

а - ПГУ з парогенератором утилізаційного типу;
б - ПГУ зі скиданням газів у топку котла (НПГ);
в - ПГУ на парогазовій суміші;
1 - повітря з атмосфери; 2 - паливо; 3 - відпрацьовані в турбіні гази; 4 - гази, що йдуть; 5 - вода з мережі на охолодження; 6 - відведення охолоджувальної води; 7 - свіжа пара; 8 - поживна вода; 9 - проміжний перегрів пари; 10 - регенеративні покидьки пари; 11 - пара, що надходить після турбіни в камеру згоряння.
К - компресор; Т - турбіна; ПТ - парова турбіна;
ГВ, ГН - газоводяні підігрівачі високого та низького тиску;
ПВД, ПНД - регенеративні підігрівачі живильної води високого та низького тиску; НПГ, УПГ - низьконапірний, утилізаційний парогенератори; КС – камера згоряння.

Об'єднуючи паротурбінну та газотурбінну установки загальним технологічним циклом, отримують парогазову установку (ПГУ), ККД який істотно вищий, ніж ККД окремо взятих паротурбінної та газотурбінної установок.

ККД парогазової електростанції на 17-20% більше, ніж звичайної паротурбінної електростанції. У варіанті найпростішої ГТУ з утилізацією тепла газів, що йдуть, коефіцієнт використання тепла палива досягає 82-85%.

У списку систем, що генерують електричну та теплову енергію на сучасних підприємствах, є парогазові установки електростанції. Вони є комбінованими за своїм принципом дії та включають 2 базові етапи:

1. спалювання вихідного палива (газу) та за рахунок цього обертання газотурбінної установки;
2. нагрівання продуктами згоряння, що утворилися в першій стадії, води в котлі-утилізаторі з утворенням водяної пари, що використовується в паровій турбіні, що активує паросиловий електрогенератор.

За рахунок раціонального використання теплоти, що отримується при спалюванні палива, вдається заощадити паливо, на 10% збільшити економічність системи, у рази підвищити ККД обладнання, на 25% знизити витрати.

Робота парогазової установкистає можливою за рахунок використання як вихідного палива або природного газу, або продуктів нафтової галузі (зокрема – ДП). Конфігурацій обладнання, залежно від його потужності та специфіки застосування, може бути декілька. Так виробники можуть поєднувати обидві турбіни на єдиному валу, комплектуючи цю комбінацію двопривідним генератором. Перевага такого пристрою – у наявності в його арсеналі 2 режими роботи: простого газового циклу та комбінованого.

Незважаючи на достатній складний пристрій, парогазова установка (ПГУ)має дуже важливу особливість, яка виділяє її на тлі інших систем генерації електрики. Йдеться про рекордно високий коефіцієнт корисної діяльності, що становить в окремих випадках понад 60%.

Переваги парогазової установки

Принцип роботи парогазової установкимає специфічний характер, вона, на відміну аналогічних систем, споживає менше ресурсів (особливо – води) кожну одиницю енергії, одержуваної з її допомогою. Також експерти галузі зазначають, що парогазові конструкції виділяються:

• більшим ступенем екологічності (зменшується викид парникових газів);
• компактними габаритами;
• порівняльною швидкістю зведення (менше 1-го року);
• меншою потребою у паливі.

Варто зазначити, що виробники ПДУ не зупиняються на досягнутому. Сучасний парогазовий генератореволюціонує набагато швидше, ніж попередні версії цієї техніки. Сьогодні активно розробляються конструкції, що працюють на відновлюваних джерелах енергії, біопаливі: відходах деревообробної промисловості та сільського господарства.

Типи парогазових установок

Класифікувати парогазові системи можна залежно від їхньої конструкції та технологічних особливостей:

• за принципом дії: когенераційні, з витісненням регенерації, з низьконапірним парогенератором, високонапірним парогенератором, з котлами-утилізаторами;
• за кількістю газотурбінних установок розрізняють системи з 1, 2, 3 базовими ГТУ;
• за видом витратної речовини: газові, рідкопаливні, що працюють на біомасі і т.д.;
• за різноманітністю контурів КУ або котлів-утилізаторів, виділяють одно-, дво- та триконтурні модулі.

Багато енергетики також говорять про те, що важливо розрізняти системи, які відрізняються своїм принципом дії. Зокрема, сьогодні існує паровий електрогенератор, В якому є стадія проміжного перегріву пари, а є модифікації, які позбавлені цього етапу. У процесі вибору ПГУ важливо брати до уваги ці особливості роботи виробів, оскільки вони можуть позначитися на продуктивності та ефективності електростанцій загалом.

Застосування парогазових установок

Незважаючи на той факт, що на Заході вже давно почали використовувати ПДУ для отримання доступної електрики, в нашій країні дані технології досі не були потрібні. І лише з 2000-х років у російських промислових підприємств виник стійкий інтерес до парогазових систем.

Згідно зі статистикою, понад 30 великих енергоблоків, що базуються на використанні парогазових технологій, розпочали свою роботу в різних регіонах Росії протягом останніх 10 років. Ця тенденція лише посилюватиметься як у короткостроковій, так і в довгостроковій перспективі, оскільки дуже показові результати демонструють парогазові установки, експлуатаціяяких обходиться не надто дорого, а результат завжди перевершує очікування.

Комбіновані електростанції можуть використовуватися для постачання електрики промислових підприємств і цілих населених пунктів.

На нашому сайті Ви зможете знайти парогазові установки, які вже пройшли перевірку на якість та потужність у європейських країнах. Всі парогазові установки, представлені на сайті, знаходяться у справному стані та забезпечують стабільну роботу для промисловості.

€ 6.980.000

6 x Нові - 17,1 МВт - HFO / DFO / газогенератор.
Ціна в євро: 6 980 000 — від заводу за штуку
Купуючи всі 6 генераторів, можна домовитися про ціну

Оцінювання електричної ефективності 47,2%.
Пристрій може працювати як з важким паливом (HFO), так і дизельним паливом та газом.

Парогазова установка - електрогенеруюча станція, що служить для виробництва електроенергії. Відрізняється від паросилових та газотурбінних установок підвищеним ККД.

Парогазові установки виробляють електрику та теплову енергію. Теплова енергія використовується додаткового виробництва електрики.

Принцип дії та влаштування парогазової установки (ПДУ)

Парогазова установка складається з двох окремих блоків: паросилового та газотурбінного. У газотурбінній установці турбіну обертають газоподібні продукти згоряння палива.

Паливом може бути як природний газ, і продукти нафтової промисловості (наприклад мазут, дизельне паливо). На одному валу з турбіною знаходиться генератор, який за рахунок обертання ротора виробляє електричний струм.

Проходячи через газову турбіну, продукти згоряння віддають лише частину своєї енергії і на виході з неї, коли їх тиск вже близький до зовнішнього і робота не може бути ними виконана, все ще мають високу температуру. З виходу газової турбіни продукти згоряння потрапляють у паросилову установку, в котел-утилізатор, де нагрівають воду і водяну пару, що утворюється. Температура продуктів згоряння достатня для того, щоб довести пару до стану, необхідного для використання в паровій турбіні (температура димових газів близько 500°C дозволяє отримувати перегріту пару при тиску близько 100 атмосфер). Парова турбіна приводить у дію другий електрогенератор.

Існують парогазові установки, у яких парова та газова турбіни знаходяться на одному валу, в цьому випадку встановлюється лише один генератор. Також часто пар із двох блоків ГТУ-котел-утилізатор направляється в одну загальну паросилову установку.

Іноді парогазові установки створюють з урахуванням існуючих старих паросилових установок. У цьому випадку гази, що йдуть з нової газової турбіни, скидаються в існуючий паровий котел, який відповідним чином модернізується. ККД таких установок, як правило, нижче, ніж у нових парогазових установок, спроектованих та побудованих «з нуля».

На установках невеликої потужності поршнева парова машина зазвичай ефективніша, ніж лопаткова радіальна або осьова парова турбіна, і є пропозиція застосовувати сучасні парові машини у складі ПГУ.

Переваги та недоліки парогазових установок (ПДУ)

Парогазові установки (ПГУ) – відносно новий тип електростанцій, що працюють на газі, рідкому чи твердому паливі. Парогазові установки (ПГУ) призначені для отримання максимальної кількості електроенергії.

Загальний електричний ККД парогазової установки становить ~58-64%. Для порівняння, у працюючих окремо паросилових установок ККД зазвичай знаходиться в межах 33-45%, у стандартних газотурбінних установках ККД становить ~ 28-42%.

Переваги ПДУ

• Низька вартість одиниці встановленої потужності
• Парогазові установки споживають істотно менше води на одиницю електроенергії, що виробляється в порівнянні з паросиловими установками
• Короткі терміни зведення (9-12 міс.)
• Немає необхідності в постійному підвезенні палива залізничним або морським транспортом
• Компактні розміри дозволяють зводити безпосередньо у споживача (заводу чи всередині міста), що скорочує витрати на ЛЕП та транспортування ел. енергії
• Більш екологічно чисті порівняно з паротурбінними установками

Недоліки парогазових установок

• Низька одинична потужність обладнання (160-972 МВт на 1 блок), тоді як сучасні ТЕС мають потужність блоку до 1200 МВт, а АЕС 1200-1600 МВт.
• Необхідність здійснювати фільтрацію повітря, яке використовується для спалювання палива.
• Обмеження на типи палива, що використовується. Як правило, як основне паливо використовується природний газ, а резервного - мазут. Застосування вугілля як паливо абсолютно виключено. Звідси випливає необхідність будівництва недешевих комунікацій транспортування палива – трубопроводів.

Ринок чекає на постанову уряду за підсумками стартового відбору проектів у рамках загальноросійської програми модернізації ТЕС і обговорює поправки в механізм, який знову планується використовувати вже цього літа. Другий конкурентний відбір потужності на модернізацію (КОММод) цього разу на 2025 рік планується фактично провести до 1 вересня. Можливі коригування правил відбору, проблеми локалізації газових турбін та питання розподілу коштів, що вивільняються споживачів, за рахунок яких здійснюється повернення інвестицій генераторам, стали темами ключової дискусії на Російському міжнародному енергетичному форумі (РМЕФ-2019), який пройшов у Санкт-Петербурзі 25-25.

Джерело: energyforum.ru

За підсумками залпового відбору проектів ТЕС для модернізації з введенням у 2022–2024 роках було відібрано 45 проектів: 30 (сумарні капвитрати за ними оцінюються у 61,6 млрд рублів) – у ході конкурентного відбору потужності для модернізації (КОММод), ще 15 (63 ,5 млрд рублів) – у межах квоти Урядової комісії з питань розвитку електроенергетики. При цьому в Єдиній енергосистемі (ЄЕС) сформувалася регіональна спеціалізація: 29 газових проектів буде реалізовано в центрі Росії та на Уралі (перша цінова зона (1 ЦЗ)), у Сибіру (2 ЦЗ) у першу хвилю програми потрапили 16 вугільних проектів. Загалом у період реалізації програми (2022–2031 роки) планується оновити до 41 ГВт потужностей, витративши цього до 1,9 трлн рублів (зокрема 200 млрд – на модернізацію в нецінових зонах). Джерелом повернення інвестицій генераторам стануть так звані кошти, що вивільняються – гроші, які «залишаються незатребуваними» на енергоринку в міру завершення платежів за першою програмою ДПМ (договори надання потужності). Попередньо їх обсяг оцінюється в 3,5 трлн рублів, збереження додаткового навантаження на споживачів у цих межах дозволить виконати доручення президента РФ Володимира Путіна і не допустити зростання цін на енергію вище за рівень інфляції після 2021 року.

Три шляхи та «камінь на роздоріжжі»

Після стартового відбору, ціни на якому внаслідок конкуренції знизилися на 30–40%, у секторі активно обговорюється тема «Яка має бути модернізація – дорогою чи дешевою?», зазначила, відкриваючи ключовий круглий стіл «Модернізація російської енергетики. Прогнози подальшої еволюції», голова наглядової ради «Рада виробників енергії», член правління «Інтер РАТ» Олександра Паніна.

"Баланс на сьогоднішній момент, мені здається, ще не знайдений", - задала тон дискусії пані Паніна, яка виступила модератором круглого столу.

Окремі учасники ринку раніше критикували результати стартового відбору як за дорожнечу проектів у рамках квоти правкомісії, так і за недостатню глибину оновлення при реалізації значно менших витратних проектів, що пройшли КОММод. Зокрема, ТГК-2 просила владу скоригувати програму, надавши преференції ТЕЦ. Великих генераторів непокоїть перспектива оновлення паросилових установок (ПСУ) до більш ефективних парогазових (ПГУ), але необхідні для цього газові турбіни поки не виробляються в Росії, питання з їх локалізацією також не вирішено.

«Системний оператор ЄЕС» (СВ ЄЕС) представив на РМЕФ три сценарії наступних відборів на модернізацію. Вони були зроблені на основі заявок, які подавали учасники ринку на перший відбір. «Прогноз не справдиться, але має право на існування», – попередив гостей форуму заступник голови правління СВ ЄЕС Федір Опадчий. За збереження діючих параметрів КОММод ПДУ почнуть потрапляти під відбір 2027 року (проходять три проекти переведення ПСУ до ПГУ), до цього часу органічно зростатиме частка ТЕЦ, що відбираються. Загалом, за цим сценарієм СВ ЄЕС, відбір на 2025–2027 роки пройдуть 59 проектів: 34 з них передбачають модернізацію турбінного обладнання, 18 – котельного, 4 – і того, й іншого. При цьому питомі капзатрати у 2025-2026 роках становитимуть 7,6-9 тис. рублів за 1 кВт; 2027 року вони кратно зростуть, перевищивши 24,3 тис. рублів. Для порівняння: середні питомі капзатрати за проектами, які вже пройшли КОММод, на 2022 рік становлять 5,3 тис. рублів за 1 кВт, на 2023 рік – 7,2 тис. рублів, на 2024 рік – 8,5 тис. рублів.

Другий сценарій, представлений СВ ЄЕС, передбачає зміну правил КОММод на користь ТЕЦ. Тут регулятор спрогнозував результати лише на 2025 рік. Конкурс пройдуть багато проектів - 41, при цьому питомі капзатрати зростуть на 90% (14,4 тис. рублів за 1 кВт проти 7,6 тис. за першим сценарієм), LCOE - на 17%.

Наявність інструментів для регулювання кінцевої ціни спричинила відбір невеликої кількості ТЕЦ, пояснив пізніше пан Опадчий. У поточній моделі капзатрати на відборі не є визначальним фактором, на результати, тобто ціну одноставки (LCOE), значною мірою впливають такі показники, як коефіцієнт РСВ та КВУМ, зазначив пан Опадчий. Крім того, під час подачі ТЕЦ-заявок учасники вкрай низько оцінювали свої доходи на ринку «на добу вперед» і не враховували фінпотоки з ринку тепла, що негативно позначилося на конкурентоспроможності проектів.

«Нас багато критикували за КВВМ, насамперед споживачі, але відібралися затребувані проекти – середній КВВМ склав 59% проти 43% у середньому по ТЕС країни», – зазначив голова «Ради ринку» Максим Бистров.

Третій сценарій СВ ЄЕС передбачає коригування механізму у зворотний бік – на користь інноваційних проектів, тобто добудову ПСУ до ПГУ. У цьому випадку, залежно від нюансів, відбір на 2025 рік пройдуть 5–9 проектів сумарною потужністю 3–3,4 ГВт. Питомі капзатрати становитимуть 37,4–48,5 тис. рублів за 1 кВт: щодо базового сценарію вони зростуть у 5,5–7,5 разів, приріст LCOE становитиме 38–63%.

У ході дискусії було озвучено й альтернативний шлях оновлення теплоджерел. Їм може стати механізм альтернативної котельні, що впроваджується зараз у Росії. Ідею популяризує федеральна влада: попередньо альткотельною зацікавилися три десятки муніципалітетів, але заявки на офіційний перехід Міненерго поки що отримало (і схвалило) лише від двох міст. Проблема у цьому, що це витрати виконання замісних заходів у разі компенсується рахунок регіону, що створює головний біль губернаторам; простіше перекладати Витрати оптовий ринок, модернізуючи ТЕЦ через федеральну програму. Раніше «Рада ринку» пропонувала запровадити додатковий критерій та відбирати проекти для модернізації лише в тих регіонах, які готові підтвердити оперативний перехід на метод альткотельної, розповів пан Бистров.

"Наша позиція: проекти з реконструкції ТЕЦ треба давати тільки тим територіям, які чітко демонструють бажання зробити окремий і чесний ринок тепла у себе в регіоні", - заявив під час обговорення пан Бистров.

В очікуванні газових турбін

Питання підвищення ефективності генерації при модернізації упирається у локалізацію газових турбін. Якщо ситуація зміниться, існує ймовірність, що ПГУ-проекти зможуть підпадати під відбір раніше 2027 року, зазначив Федір Опадчий.

«У проектів ПДУ є економічні шанси (на відбір у наступні КОММод. – Ред.) та без зміни економічної моделі – за умови появи у нас дешевої газової турбіни», – зазначив Федір Опадчий.

Поки що в секторі опрацьовується два можливі сценарії. Перший передбачає розробку вітчизняних газових турбін середньої та великої потужності з нуля. Кабмін вже заявив, що має намір виділити на проект як співфінансування до 7 млрд рублів, Мінпромторг пообіцяв оголосити конкурс з їхнього розподілу в липні. Потенційним бенефіціаром проекту вважаються «Силові машини» Олексія Мордашова, які підтримує Мінпромторг. Крім того, великі генератори опрацьовують варіанти локалізації виробництва в Росії вже наявних зразків турбін іноземних постачальників. "Інтер РАО" веде такі переговори з GE, "Газпром енергохолдинг" - з Siemens, "РЕП Холдинг" - з Ansaldo, а також (у партнерстві з "Газпромом") з BHGE. Втім, Мінпромторг намагається ускладнити ці переговори: у травні стало відомо, що відомство Дениса Мантурова пропонує зобов'язати ДЕХ та «Інтер РАО» збільшити свої частки у спільних підприємствах із Siemens та GE з 50 до 75% плюс 1 акцію, що неминуче ускладнить переговори про локалізацію. .

Прогнози профільного міністерства вписуються в базовий розрахунковий сценарій СВ ЄЕС: проекти ПГУ почнуть проходити відбори у 2025–2027 роках, вважають у Міненерго.

«Ми чекаємо, що на відбори приходитиме все більше машин з газової тематики... Вони не пройшли (перший відбір. – Ред.), бо були дорожчими. Але я б сказав, що 2025, 2026, 2027 роки – це якраз ті дати, коли такі проекти без якихось додаткових інвестицій відбуватимуться вже за вартістю», – заявив на РМЕФ заступник директора департаменту розвитку електроенергетики Міненерго Андрій Максимов (цитата по РІА Новини").

Водночас, Міненерго «вважає розумним» спочатку визначитися з заходами підтримки виробництва газових турбін у Росії, а вже потім, у разі потреби, повертатися до обговорення питання про створення «спецлакуни» для ПГУ в рамках модернізаційних відборів. "Поки про це рано говорити, їх (турбін. - Ред.) немає", - пояснив свою думку Максимов.

Цю думку творчо розвинули споживачі: вони вважають, що до вирішення питання локалізації відборів варто тимчасово призупинити, досить довгий обрій планування, на їхню думку, дозволяє це зробити.

"Безглуздо займатися модернізацією паросилових циклів - зростання ефективності обмежується 1-2 п. п. Давайте візьмемо паузу, зрозуміємо, що у нас буде з газовим турбінобудуванням, і через рік повернемося до обговорення модернізації ... Споживачам потрібна ефективність", - заявив на форумі в Петербурзі директор «Спільноти споживачів енергії» Василь Кисельов.

Нецінові зони поки що дорожчають

У ході форуму стало відомо, що капвитрати за чотирма проектами «РусГідро» на Далекому Сході (1,3 ГВт), які вже отримали схвалення кабміну, оцінені компанією в 171 млрд. рублів. Раніше гідрогенератор прогнозував, що вартість модернізації п'яти ТЕС у ДФО складе 153 млрд рублів, таким чином, зростання запланованих витрат вже склало 12%. Міненерго розраховує і на отримання заявок від ТГК-2, яка також працює в нецінових зонах, зокрема в Архангельській області, повідомив Андрій Максимов. Нагадаємо, всього на оновлення потужностей у нецінових зонах закладено 200 млрд рублів коштів, що вивільняються. Остаточний перелік проектів будівництва та модернізації Міненерго має подати до уряду до 15 серпня.

Далекому Сходу та квоті правкомісії світить price-cap

Найбільші розбіжності в секторі викликали результати відбору в рамках квоти правкомісії - витрати тут трохи більше (на 1,9 млрд рублів), ніж за проектами, відібраними на КОММод, а обсяг потужності, що модернізується, істотно менше: 1,78 ГВт проти 8,61 ГВт. Правкомісія вибирала проекти за п'ятьма критеріями: економіка (ефективні, дешеві для споживачів), участь у виробленні тепла, підвищення екологічності ТЕС, наявність у проекті інноваційних рішень та зношеність обладнання (вироблений ресурс та індекс технічного стану (ІТС)). Найбільш витратні проекти модернізації в Сибіру, ​​включені до програми без конкурсу, за питомими капзатратами можна порівняти з найдорожчими атомними енергоблоками, обурювався Василь Кисельов. Одна з причин цього – проекти у 2 ЦЗ потрапили до програми завдяки «екологічному» фактору.

«Критерій екологічності (було введено. – Ред.) тільки для 2 ЦЗ, тому що там вугільні блоки, а в 1 ЦЗ – газ. Питання критеріїв та їхньої ваги при відборі в рамках квоти правкомісії є, оскільки вони дали той результат, який вийшов», – заявив Максимов.

Споживачі наполягають на запровадженні «стелі цін» (price-cap) для проектів, які відбирають правокомісії в «ручному режимі», а також для модернізації в нецінових зонах.

«Price-cap за квотою правкомісії, про яку говорять споживачі... Тут ми з ними навіть погоджуємося, треба дивитися в цей бік. Єдине, мабуть, не треба міняти те, що вже прийняла правкомісія: уряд задньої швидкості не має», – зазначив Максим Бистров.

«Рада ринку» підтримує й іншу поправку до механізму відбору проектів для модернізації. Регулятор вважає за можливе говорити про підвищення глибини модернізації, передбачивши як обов'язкові заходи комплексну заміну турбіни або котла, а не їх частин.

ДЕХ висловив невдоволення й іншим критерієм правкомісії – ІТС. Генератор вважає несправедливим, що під федеральну програму поновлення потрапляють блоки, власники яких раніше менше витрачалися на ремонти.

«Дуже багато говорилося про те, що справді в рамках урядової комісії ІТС нам перевернув частково картинку. Ми для себе зробили дуже цікаву вправу. Ми взяли звітність майже всіх великих публічних компаній і виявили кумедну кореляцію: чим вищі витрати на утримання потужності в компанії, чим більше, відповідно, компанія витрачає грошей на підтримку існуючої потужності, тим вище ІТС, чим менші витрати на утримання потужності, тим нижчий індекс технічного. стану. Виходить дійсно ті, хто недоремонтував, отримують преференції. Правильно це чи неправильно? Це окреме питання», – заявив директор роботи на ринку електроенергії ДЕХ Михайло Булигін.

«Ми у департаменті розвитку електроенергетики (Міненерго. – Ред.) спочатку були проти цього критерію (ІТС. – Ред.), який з'явився в останній момент. Але колеги нас не підтримали. Нам здається, що він не потрібний», – сказав Андрій Максимов.

Втім, внесення коригувань до механізму під питанням – регуляторів підтискають терміни проведення наступного відбору для модернізації з поверненням оновлених проектів на ринок у 2025 році. Прийом цінових заявок намічено вже на 29–30 серпня.

«Безумовно, процедуру можна вдосконалити, але важливо пам'ятати, що до відбору на 2025 рік залишається мало часу, і якщо ми хочемо змін, то потрібно вже зараз все формулювати і вносити. Шукати якийсь консенсус. Але все ж таки, враховуючи всі думки, мені здається, що відбір був досить збалансований – були враховані наскільки можна інтереси всіх», – заявив глава «Ради ринку».

Грошей на всіх може не вистачити

Ситуація із ціновими параметрами програми модернізації викликає занепокоєння регуляторів. На стартовому відборі сумарно було розподілено 125,1 млрд рублів із 1,7 трлн рублів, запланованих для оновлення ТЕС у цінових зонах. Це значно нижче прогнозу регуляторів в 374 млрд рублів, але він робився з урахуванням максимальних цін не враховуючи ефекту конкуренції. Втім, економії, що зараз утворюється, може і не вистачити: мови про економію у світлі доручень президента поки не йде, зазначив глава «Ради ринку».

«Рада ринку» представила на форумі прогноз динаміки цін на ОРЕМ до 2035 року з урахуванням усіх основних та додаткових надбавок до ціни. У 1 ЦЗ вартість загалом залишиться в межах інфляції, невелике перевищення можливе у 2027–2033 роках, потім ціни знизяться. У Сибіру ситуація набагато складніша. У 2 ЦЗ ціни у прогнозі суттєво перевищують граничний рівень у 2028–2035 роках. У зв'язку з цим Максим Бистров запропонував переглянути підсумки майбутніх конкурсних відборів та оцінити перспективи доповнення списку правкомісією.

«Якщо в першій ціновій зоні, незважаючи на невелике перевищення після 2026 року, до 2034-2035 років можуть з'явитися додаткові гроші, то, зважаючи на те, які дорогі проекти були відібрані на правокомісії, у другій ціновій зоні все зовсім погано. Тому я ризикну висловити крамольну думку про те, що, можливо, правокомісії не варто відбирати більше проектів у рамках 15% квоти в Сибіру, ​​поки ми не зрозуміємо, що буде з конкурентним відбором», – сказав глава «Ради ринку».

Втім, «Рада ринку» виходила з максимально можливих розрахункових витрат, не враховуючи фактор конкурсного зниження цін, «намагаючись усіх максимально залякати», «щоб іти від поганого до хорошого», уточнив Максим Бистров, відповідаючи на запитання Олександри Паніної. У першій ціновій зоні інфляція не пробивається модернізацією, у прогноз вписується навіть оновлення на Далекому Сході, що викликає гарячі дискусії в енергоспільноті, зазначила Паніна. Причина – у витратах на АЕС, ВДЕ та КОМ на нову генерацію для обкатки експериментальних вітчизняних ПГУ (КОМ НДІО; у презентації пана Бистрова ці витрати були позначені як «Силові машини»). Середні капзатрати на КОММод склали трохи більше 7 тис. рублів за 1 кВт, на останніх відборах ВЕС – 64 тис. рублів, СЕС – 49 тис. рублів за значно нижчого КІУМу, ціни АЕС перевищують 100 тис. рублів, зазначила модератор.

Єдиний технологічний конкурс, як найбільш ринковий варіант, неодноразово згадувався в ході дискусії. Максим Бистров ще на початку обговорення визнав, що якби він проходив у поточних умовах для всіх видів генерації, то всі обсяги відійшли б до ТЕС. З погляду ринку правильніше, якщо споживачі спочатку оплачуватимуть дешевші потужності, а потім, у міру вичерпання таких, дорожчі, тобто спочатку модернізація, а потім, якщо необхідно, ВІЕ, заявив заступник гендиректора «Ен+ Девелопмент» Ігор Попов , що виступав від імені споживачів і виробників енергії (холдинг En+ контролює РУСАЛ, «Євросибенерго» («Іркутськенерго»)). Єдиний відбір – це правильна історія для споживачів, але вона має на увазі єдиний товар, зазначив він. У такому разі правильно перенести штучні елементи підтримки в інші сектори, наприклад, допомагати розвитку експортного потенціалу вітчизняних ВДЕ по лінії Мінпромторгу, за рахунок чого на енергоринку «зелені» постачальники могли б грати за загальними правилами, знову висловив думку, яку поділяє багатьма представниками енергоспівтовариства. -н ​​Попов.

«Рада ринку» теж проти будь-яких неринкових надбавок і виступає за те, щоб уряд вирішував свої завдання за рахунок вишукування резервів, а не вилучення грошей з енергоринку, погодився Максим Бистров.

Але ключове питання, сформульоване пані Паніною в ході обговорення, – «Чи важливими є дорогі проекти АЕС і ВДЕ чи ними може бути відрегульована проблема утримання енергоцін у межах інфляції?». – залишився без прямої відповіді.

НИЗКОНАПОРНІ ТА ВИСОКОНАПОРНІ ПАРОВИРОБНИЧІ УСТАНОВКИ
p align="justify"> Для виробництва електроенергії знаходять застосування комбіновані парогазові установки (ПГУ), об'єднані в єдиній тепловій схемі. При цьому досягається зниження питомої витрати пального та капітальних витрат. Найбільше застосування знаходять ПГУ з високонапірною паропровідною установкою (ВНППУ) та з низьконапірною паровиробникною установкою (ННППУ). Іноді ВНППУ називають високонапірними казанами.
На відміну від котлів, що працюють під розрядженням з газового боку, в камері топки і газоходах котлів високонапірних і з наддувом створюється тиск відносно невеликий у ННППУ (0,005-0,01 МПа) і підвищений у ВНППУ (0,5-0,7 МПа) .
Робота котла під тиском характеризується рядом позитивних особливостей. Так, повністю виключаються присоси повітря в топку і газоходи, що призводить до зменшення втрати теплоти з газами, що йдуть, а також до зниження
женню витрати електроенергії з їхньої перекачування. Підвищення тиску в камері топки відкриває можливість подолання всіх повітряних і газових опорів за рахунок дутьового вентилятора (димососна тяга може бути відсутнім), що також призводить до зменшення витрати електроенергії у зв'язку з роботою дутьового пристрою на холодному повітрі.
Створення надлишкового тиску в камері топки призводить до відповідної інтенсифікації процесу горіння палива і дозволяє істотно підвищити швидкості газів в конвективних елементах котла до 200-300 м / с. При цьому збільшується коефіцієнт тепловіддачі від газів до поверхні нагріву, що призводить до зменшення габаритів котла. Водночас його робота під тиском вимагає щільного обмуровування та різних пристроїв проти вибивання продуктів згоряння до приміщення.

Мал. 15.1. Принципова схема парогазової установки з ВНППУ:
/ - забір повітря; 2 – компресор; 3 – паливо; 4 – камера згоряння; 5-газова турбіна; 6 - вихлоп відпрацьованих газів; 7 – електрогенератор; 8 – котел; 9 – парова турбіна; 10 – конденсатор; // - Насос; 12 - підігрівач високого тиску; 13 - регенеративний підігрівач на газах, що відходять (економайзер)

На рис. 15.1 показано схему парогазової установки (ПГУ) з високонапірним котлом. Спалювання палива в топці такого котла відбувається під тиском до 0,6-0,7 МПа, що призводить до значного скорочення витрат металу на теплосприймаючі поверхні. Після котла продукти згоряння надходять у газову турбіну, на валу якої знаходяться повітряний компресор та електрогенера-
тор. Пара з котла надходить у турбіну з іншим електрогенератором.
Термодинамічна ефективність комбінованого парогазового циклу з високонапірним котлом, газовою та пароводяною турбінами показана на рис. 15.2. На Т, я-діаграмі: площі 1-2-3-4-1 - робота газової ступі¬ні Ьт, площа сйе\аЬс - робота парового ступеня Ь„; 1-5-6-7-1 - втрата теплоти з газами, що йдуть; сЬдпс-втрата теплоти в конденсаторі. Газовий ступінь частково надбудовується над паровим ступенем, що призводить до значного збільшення термічного ККД установки.
Високонапірний котел, що знаходиться в експлуатації, розроблений НВО ЦКТІ, має продуктивність 62,5 кг/с. Котел водотрубний, з примусовою циркуляцією. Тиск.пара 14 МПа, температура перегрітої пари 545 °С. Паливо - газ (мазут), спалюється з об'ємною щільністю тепловиділення близько 4 МВт/м3. Вихідні яз котла продукти згоряння при температурі до 775 ° С і тиску до 0,7 МПа розширюються в газовій турбі до тиску, близького до атмосферного. Відпрацьовані гази при температурі 460 °С надходять в економайзер, за яким гази, що йдуть, мають температуру біля 120 °С.
Принципова теплова схема ПГУ з ВНППУ потужністю 200 МВт показано на рис. 15.3. Установка включає парову турбіну К-160-130 і газову турбіну ГТ-35/44-770. З компресора повітря надходить у топку ВНППУ, куди подається паливо. Високонапірні гази після пароперегрівача при температурі 770 °С надходять у газову турбіну, а потім в економайзер. У схемі передбачена додаткова камера згоряння, що забезпечує номінальну температуру газів перед ГТУ при зміні навантаження. У комбінованих ПГУ питома витрата палива на 4-6 % менше, ніж у звичайних паротурбінних, знижуються також капіталовкладення.


Мал. 15.2. Т, ї-діаграма для комбінованого парогазового циклу