CC BY
29Эффективность модернизации теплоэлектроцентрали путём надстройки модулем ГТУ—ТЭЦ с газовой турбиной АЛ—31 СТЭ
да
о
см
00 О!
Бакиров Фёдор Гайфуллович,
д.т.н., заведующий кафедрой АТиТ, Уфимский Государственный Авиационный Технический Университет, fgbakirov@bk.ru
Ибрагимов Евгений Самимович,
к.т.н., доцент кафедры АТиТ, Уфимский Государственный Авиационный Технический Университет,
Ibragimoves5757@mail.ru
Рассмотрена модернизации Уфимской ТЭЦ-3 с паротурбинным оборудованием на давление 90 ата, работающей преимущественно в теплофикационном режиме, путём надстройки газотурбинной установкой (ГТУ) типа АЛ-31СТЭ с котлом-утилизатором (КУ) высокого давления 100 ата. Выявлено, что после проведения такой модернизации возможно обеспечить выполнение Постановления Правительства №335 от 28.03.2019 г. в части уменьшения удельных затрат топлива до 285,6 г/кВт ч к 2024 г. Установлено, что при стоимости величины финансирования на проведение модернизации 850 млн. руб. (без НДС) и ставки дисконта 12,57 % дисконтированный срок окупаемости составит 15,2 лет.
Ключевые слова: модернизация теплоэлектроцентрали, газовая турбина, повышение эффективности топливоиспользова-ния электростанции.
Введение
В соответствии с Постановлением Правительства РФ от 28.03.2019 г. №335 одной из целей государственной программы Российской Федерации "Развитие энергетики" является надежное, качественное и экономически обоснованное обеспечение потребностей внутреннего рынка в энергоносителях, энергии и сырье на принципах энергосбережения и энергоэффективности. В качестве целевого индикатора энергоэффективности для электростанций с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии в программе запланировано снижение удельного расхода топлива на отпуск электроэнергии (УРУТ э/э) до 285,6 г/кВт ч к 2024 г. [1].
Актуальность темы исследования
Существуют различные технические решения, обеспечивающие повышение эффективности топливоиспользования [2—8]. Установлено, что за счёт проведения реконструкции существующего оборудования паротурбинных электростанций, находящегося в хорошем техническом состоянии, возможно уменьшение уровня УРУТ э/э на примерно 1 — 3,3 г/кВт ч от каждого из проведённых мероприятий по повышению КПД котла или уменьшения затрат тепловой энергии на выработку электроэнергии паровой турбиной при реконструкции её проточной части [2]. Так как уровень УРУТ э/э на электростанциях с оборудованием на давление 90 ата, как правило больше 330 г/кВт ч, то уменьшение УРУТ э/э до уровня 286 - 289 г/к Вт ч в большинстве случаев практически недостижимо путём реконструкции существующего паротурбинного оборудования. Для достижения поставленной Правительством РФ задачи по уменьшению УРУТ э/э необходимо проведение модернизации электростанций на давление 90 ата на базе парогазовых технологий.
о ш т х
<
т о х
X
Обзор исследования авторов В соответствии с концепцией технического перевооружения отечественных тепловых электрических станций [9] рекомендовалось полнее использовать высокоэффективные отечественные разработки, применять для технического перевооружения ТЭЦ газотурбинные установки мощностью от 2,5 до 20—30 МВт, разработанные на базе авиадвигателей и уже опробованные в газовой промышленности и на электростанциях. Фактически модернизация многих тепловых электростанций на основе па-
рогазовых технологий (ПГУ) проводилась преимущественно за счёт применения газовых турбин импортного производства [10—15]. В связи с существенным изменением курса доллара при текущих ценах на электрическую и тепловую энергию применение ГТУ импортного производства может быть экономически малоэффективным мероприятием. Поэтому, в настоящее время дальнейшая модернизация ТЭЦ на основе ПГУ в основном планируется на основе финансирования такого рода проектов путём внедрения договоров о предоставлении мощности (ДПМ) [16].
Научная новизна
С целью уменьшения величины капитальных вложений представляет интерес выполнить анализ эффективности модернизации ТЭЦ на основе ГТУ отечественного производства. Для расчёта эффективности была выбрана ГТУ типа АЛ-31 СТЭ, так как этот тип турбины отвечает требованиям, изложенным в концепции технического перевооружения электрических станций [9]: номинальная электрическая мощность ГТУ составляет 18 МВт и она достаточно давно и широко используется на объектах "Газпрома". В качестве объекта расчёта эффективности проведения модернизации была выбрана Уфимская ТЭЦ-3. На станции установлено оборудование на давление 90 ата, что в соответствии с [9] требует замещения существующего основного оборудования на оборудование типа ГТУ-ТЭЦ или ПГУ-ТЭЦ. При этом, несмотря на наличие морально устаревшего основного оборудования, электростанция обладает очень высоким коэффициентом использования тепловой энергии топлива (КИТТ), который составляет около 89 % за год. Такая значительная величина КИТТ достигается за счёт эксплуатации оборудования преимущественно в теплофикационном режиме с минимальной конденсационной мощностью. На станции установлено четыре турбины типа "Р" различной мощности и одна турбина типа ПТ-25-90/10, конденсатор которой прошёл реконструкцию для возможности работы в "четырёх ходовом" режиме с ухудшенным вакуумом. Благодаря наличию крупных производственных потребителей с большой величиной не возврата конденсата охлаждающая конденсатор сырая вода направляется в химический цех, что обеспечивает возможность работы турбины в теплофикационном режиме значительный период времени за год. Однако, несмотря на высокое значение КИТТ электростанция оказалась неконкурентоспособной на оптовом рынке электроэнергии и мощности. Причиной явилось внедрение в 1996 году новой методики расчёта технико-экономических показателей электростанции (ТЭП). До внедрения в 1996 году методики расчёта ТЭП электростанций [17], основанной на учёте "ценности" отпускаемого потребителям тепловой
энергии из отборов паровых турбин УРУТ э/э у электростанции составлял примерно 160 г/кВт ч за год. После внедрения новой методики расчёта ТЭП значение УРУТ на э/э существенно увеличился до 344 г/кВт ч (данные за 2017 за год), а вместе с ним увеличилась и себестоимость электроэнергии. В результате станция оказалась убыточной на оптовом рынке электроэнергии и мощности, но осталась в целом прибыльной благодаря низкому значению удельного расхода топлива на отпуск тепловой энергии (УРУТ т/э), который составил 140,9 кг/Гкал. Поэтому, вывод из эксплуатации пусть и морально устаревшего, но ремонтопригодного оборудования, обеспечивающего достаточно высокую величину экономической эффективности, представляется нецелесообразным. Более практически интересным является надстройка такой электростанции модулем ГТУ-ТЭЦ небольшой электрической мощности с целью уменьшения УРУТ э/э до уровня рентабельности электростанции на оптовом рынке электроэнергии и мощности с сохранением прибыли станции при отпуске тепловой энергии. Для достижения поставленной цели в тепловую схему станции предлагается включить ГТУ типа АЛ-31СТЭ с паровым котлом утилизатором, предназначенным для включения в общий паропровод высокого давления станции (станция с "поперечными связями") с давлением 100 ати.
С целью уменьшения величины затрат предлагается котёл утилизатор для ГТУ выполнить барабанным одноконтурным без дожига. Для уменьшения потерь тепловой энергии котёл утилизатор планируется оснастить газовым подогревателем питательной воды (ГППВ). Вода подаётся в газовый подогреватель из существующих деаэраторов электростанции с рабочим давлением 1,2 ата (Д—1,2 ата) с температурой 102 0С (первая ступень деаэрации). После газового подогревателя питательная вода направляется в существующие деаэраторы электростанции с рабочим давлением 6 ата (Д-6 ата) с температурой 158 0С (вторая ступень деаэрации). В водяной экономайзер котла утилизатора питательная вода направляется при помощи существующих питательных насосов из деаэраторов Д-6 ата электростанции. Из пароперегревателя котла утилизатора пар направляется в общий паропровод высокого давления существующих энергетических котлов электростанции. В зависимости от конструкции котла возможны различные значения его параметров. Для дальнейших расчётов экономической эффективности была рассмотрена конструкция котла производства ООО "Интер-энерго", обеспечивающая уменьшение температуры дымовых газов до 114 0С после ГППВ и па-ропроизводительность 31 т/ч. Конструкция поверхностей нагрева котла обеспечивает его высокую эффективность — температурный напор
х
X
о
го А с.
X
го т
о
ю 8
М О
а>
о
см
00 О!
О Ш
т
X
<
т о х
X
между дымовыми газами и питательной водой на выходе из пароперегревателя составляет 5 0 С (515 0 С — температура дымовых газов на входе а котёл, 510 0 С — температура перегретого пара на выходе из котла). Характеристики ГТУ и расчётные характеристики котла утилизатора [18, 19] приведены в табл.1.
Таблица 1
Параметр Размерность Значение
Номинальная электрическая мощность ГТУ МВт 18,0
КПД эффективный ГТУ % 37
Давление природного газа перед ГТУ ата 32+2
Расход природного газа с калорийностью 9530 ккал/м3 на ГТУ при номинальной мощности т/ч 3,708
Температура дымовых газов после ГТУ 0С 515
Ресурс ГТУ час 125
Срок службы ГТУ лет 25
Паропроизводительность котла-утилизатора т/ч 31
Давление пара на выходе из котла-утилизатора ати 110
Температура пара на выходе из котла-утилизатора после 0С 510
Температура питательной воды на входе в водяной экономайзер 0С 158
Температура уходящих дымовых газов после ГППВ 0С 114
Температура питательной воды на входе в ГППВ 0С 102
Температура питательной воды на выходе из ГППВ 0С 158
Расход питательной воды через ГППВ т/ч 129,6
Тепловая мощность котла утилизатора (без учёта ГППВ) Гкал/ч 20,2
Тепловая мощность ГППВ Гкал/ч 7,26
Теоретическая часть
Включение котла утилизатора в параллельную работу с существующими энергетическими котлами при сохранении отпуска тепловой энергии от электростанции на прежнем уровне позволит выполнить разгрузку существующих котлов на величину паропризводительности котла утилизатора. Это, в свою очередь, вызовет уменьшение расхода топлива на них. Нагрев части питательной воды в ГППВ, которая до модернизации нагревалась в деаэраторах Д—6 ата вызовет уменьшение расхода пара из отборов турбин электростанции на деаэраторы Д—6 ата, что вызовет уменьшение выработки паровых турбин, уменьшению расхода пара на турбины и соответствующую разгрузку энергетических паровых котлов. Расчёт технико — экономических показателей проводился в соответствии с [17]. Затраты тепловой энергии на выработку электрической энергии Qэ на электростанции после модернизации увеличились, так как включают в себя помимо затрат на существующих турбинах электростанции так же затраты тепловой энергии и на вновь смонтированной ГТУ. Причём затраты Qэ на существующих турбинах уменьшились из-за нагрева части питательной воды в ГППВ. По этой же причине стала ниже величина увеличения расхо-
да тепла на производство электроэнергии при условном отсутствии отпуска тепла внешним потребителям из отборов и от конденсаторов турбоагрегатов ДQэотр. Затраты электрической энергии на собственные нужды увеличились из-за монтажа газодожимного компрессора (ГДК).
Таблица 2
Основные среднегодовые характеристики электростанции
Наименование Размерность Значение до модернизации Значение после модернизации
1 2 3 4
Выработка электрической энергии электростанцией тыс. кВт ч 518450 652770
Отпуск электрической энергии от электростанции тыс. кВт ч 453782 583093
Отпуск тепловой энергии от электростанции тыс. Гкал 2826,169 2826,169
Увеличение установленной электрической мощности электростанции после проведения модернизации МВт 18
Количество топлива, сожженного существующими энергетическими котлами электростанции т.у.т. 554268 51 9228
Количество топлива, сожжённого вновь смонтированной ГТУ т.у.т. - 49840
Количество топлива, сожжённого существующими паровыми котлами электростанции и вновь смонтированной ГТУ т.у.т. 569068
Увеличение количества сожжённого топлива на электростанции после модернизации т.у.т. 1 4800
Количество топлива, отнесённого к выработке электрической энергии т.у.т. 156192 173078
Затраты электрической энергии на собственные нужды, отнесённые на выработку электрической энергии тыс. кВт ч 21 51 6 27732
Затраты тепловой энергии на собственные нужды турбинного цеха Гкал 1 603 1 603
Электрическая мощность на собственные нужды ГТУ—ТЭЦ кВт 777
Увеличение затрат на электроэнергию на собственные нужды после модернизации тыс. кВт ч 621 6
Уменьшение расхода пара из отборов существующих турбин из-за нагрева части питательной волы в ГППВ т/ч 11,8
Величина паровой разгрузки энергетических котлов из-за монтажа КУ и ГППВ т/ч 42,8
Уменьшение расхода топлива из-за паровой разгрузки существующих котлов т/ч 4,38
Расход тепловой энергии на производство электроэнергии тыс. Гкал 501 621,4
Увеличение расхода тепла на производство электроэнергии при условном отсутствии отпуска тепла ДОэотр тыс. Гкал 801,827 787,272
Относительная величина потерь, связанных с отпуском тепла % 3,17 3,17
Уменьшение электрической мощности существующих турбин после монтажа ГППВ МВт 0 1 ,21
Тепловая мощность, затрачиваемая на выработку электрической энергии ГТУ Гкал/ч 0 16,15
УРУТ э/э г/кВт ч 344,2 296,84
УРУТ т/э кг/Гкал 140,9 140,11
Основные среднегодовые характеристики электростанции до и после проведения модернизации при работе ГТУ-ТЭЦ 8000 часов за год приведены в таблице 2.
Режим работы рассматриваемой электростанции существенно меняется в течение года. Максимальная величина нагрузки приходилась на зимние месяцы, а минимальная величина нагрузки — на летние месяцы. Поэтому, влияние модернизации на изменение удельных расходов топлива электростанции было максимальным в летние месяцы и минимальным в зимние. Данные об удельных расходах топлива электростанции УРУТ э/э и УРУТ т/э после проведённой модернизации при зимнем (на примере января) и летнем (на примере июля) режиме работы приведены в табл. 3.
Таблица 3
Удельные расходы топлива на отпуск электрической и тепловой энергии при зимнем и летнем режиме работы элек-
Наименование Размерность Значение до модернизации Значение после модернизации
зима лето зима лето
1 2 3 4 5 6
Выработка элек- тыс. кВт ч 66558 24951 79050 37442
трической энер-
гии электро-
станцией
Отпуск электри- тыс. кВт ч 59024 21194 71040 33243
ческой энергии
от электростан-
ции
Отпуск тепловой Гкал 320526 178821 320526 178821
энергии от элек-
тростанции
Удельный рас- г/кВт ч 340,9 328,6 304,48 256,44
ход условного
топлива отне-
сенный к отпуску
электрической энергии (УРУТ э/э)
Удельный рас- кг/Гкал 137,8 141,3 137,42 140,29
ход условного
топлива отне-
сенный к отпуску
тепловой энергии (УРУТ т/э)
Таким образом, монтаж одного модуля ГТУ-ТЭЦ обеспечивает уменьшение УРУТ э/э до значений предусмотренных [1] в летние месяцы, когда доля электрической мощности вновь монтируемой ГТУ-ТЭЦ относительно электрической мощности электростанции до модернизации имеет величину 0,537. При среднегодовом режиме работы значение УРУТ э/э превышает значение, предусмотренное соответствующим Постановлением Правительства на 7,24 г/кВт ч [1]. Для обеспечения необходимой величины УРУТ э/э рассматриваемой электростанции в среднем за год необходимо монтировать два модуля ГТУ-ТЭЦ с суммарной установленной электрической мощно-
стью 36 МВт. Влияние относительной величины электрической мощности вновь монтируемого модуля ГТУ-ТЭЦ к электрической мощности электростанции до модернизации на УРУТ э/э электростанции после проведения модернизации.
Таблица 3
Влияние отношения электрической мощности вновь монтируемого модуля ГТУ-ТЭЦ к электрической мощности модернизируемой электростанции на величину УРУТ э/э после
Электрическая мощность электростанции до модернизации Ыэл, МВт Электрическая мощность вновь монтируемого модуля ГТУ-ТЭЦ, Ыэлгту, МВт Ыэл / Ыэлгту УРУТ э/э, г/кВт ч
89,46 18 0,201 304,42
59,18 18 0,304 296,84
33,54 18 0,537 256,44
Необходимо отметить, что для обеспечения конкурентоспособности рассматриваемой электростанции на оптовом рынке электрической энергии и мощности достаточно уменьшить УРУТ э/э до значений меньших 312 г/кВт ч. Например, на наиболее близко расположенной к рассматриваемой электростанции Кармановской ГРЭС с энергоблоками 300 МВт минимальное значение УРУТ э/э в среднем за год составляло 312,5 г/кВт ч. Поэтому, модернизация рассматриваемой электростанции путём надстройки даже одного модуля ГТУ-ТЭЦ обеспечит рентабельность её работы на оптовом рынке электроэнергии и мощности, так как среднегодовое значение УРУТ э/э после модернизации на 8 г/кВт ч ниже, чем у ГРЭС с паротурбинным оборудованием электрической мощностью 300 МВт на сверхкритическое давление.
Практическая значимость
Несмотря на высокую энергоэффективность проведения модернизации электростанции, после проведения которой УРУТ з/э может быть уменьшена на 47 г/кВт ч в среднем за год, широкое внедрение ГТУ на электростанциях не происходит из-за не всегда достаточной экономической эффективности инвестиционных проектов. Поэтому, в соответствии с [16] в основном инвестиционные проекты модернизации генерирующих активов электростанций с монтажом ГТУ финансируются за счёт увеличения платежа за мощность вновь вводимого оборудования, включающего возврат капитальных вложений с базовой доходностью 14 %, а так же возврат операционных расходов. Но увеличение платы за мощность электростанциям повышает себестоимость продукции промышленных потребителей электрической энергии, что ухудшает конкурентоспособность их продукции. Поэтому, представляет практический интерес определение величины капитальных вложений проведения вышерассмотренного варианта модернизации электростанции на основе
X X
о
го А с.
X
го т
о
ю 8
М О
да
о
см
00 О!
о ш т
X
3
<
т О X X
отечественного оборудования сравнительно небольшой электрической мощностью, при котором будут обеспечены приемлемые показатели эффективности инвестиций без привлечения механизма увеличения платежа за мощность. Расчёт показателей экономической эффективности носит оценочный характер из-за сложности корректного составления прогноза изменения цен на топливо, электроэнергию, мощность, стоимости ремонтов оборудования в рассматриваемом интервале длительности инвестиционного проекта. Длительность проекта принята 25 лет в соответствии со сроком службы ГТУ [18]. Ставка дисконта принята равной 12,57 %. Дополнительно проведено исследование её влияния на изменение показателей эффективности проекта. Цена на электроэнергию и топливо приняты по фактическим данным работы в 2019 году. Цена на мощность на рынке конкурсного отбора мощности принята по данным, приведённым в [20]. Время работы модуля ГТУ-ТЭЦ в течение каждого года эксплуатации принято равным: 8000 часов - в год проведения капитального ремонта ГТУ (проводится раз в 3 года [18] или капитального ремонта остального основного оборудования ГТУ-ТЭЦ (проводится один раз в 5 лет); 8088 часов - в году отсутствия капитальных ремонтов (проведения технического обслуживания ГТУ-ТЭЦ и текущего ремонта остального основного оборудования). Длительность проведения ремонтов принималась по данным фактической эксплуатации существующего оборудования других электростанции и ГТУ других производителей с относительно близкой по величине электрической мощностью (25 и 46 МВт). Стоимость проведения технического обслуживания и капитальных ремонтов ГТУ принята в соответствии с [18]. Стоимость текущих и капитальных ремонтов остального оборудования модуля ГТУ-ТЭЦ из-за отсутствия надёжных исходных данных принята оценочно равной фактическим затратам на ремонт существующего оборудования электростанции (парового энергетического котла с паропроизводи-тельностью 230 т/ч, электрического генератора мощностью 25 МВт, питательного насоса ПЭ 270150, а так же связанного с их работой электрооборудования). В связи с отсутствием данных затраты на ремонт ГДК приняты равными фактическим затратам на ремонт паровой турбины типа Р-20-90/21. Принятые для расчёта исходные данные индексировались по каждому году работы модернизированной электростанции в течение 25 лет в соответствии с прогнозными значениями темпами роста цен. Исходные данные, принятые для расчёта показателей эффективности проекта в ценах 2020 года приведены в табл. 4.
Изменение величин затрат и цен в течение эксплуатации учтено введением коэффициентов темпа роста цен. Прогноз изменения цен на длительный период времени является сложной самостоятельной задачей. Поэтому, в рамках дан-
ной работы он носил оценочный характер, основанный на фактических показателях темпа роста соответствующих цен в предыдущий период времени и предположения постепенного замедления темпа роста к окончанию длительности проекта. Изменение темпа роста цен на цену электроэнергии на оптовом рынке электроэнергии и мощности предполагалось в течение длительности проекта от 1,031 в 2020 году до 1,072 в 2030 году с последующим уменьшением до 1,042 к 2045 году. Изменение темпа роста цен на электрическую мощность предполагалось от 1,044 в 2020 году до 1,09 к 2023 с последующим уменьшением до 1,044 в 2045 году. Темп роста цен на природный газ предполагался постоянным и равным 1,030.
Таблица 4
Исходные данные, принятые для расчёта показателей эф-
Наименование Значение
Цена на электроэнергию на оптовом рынке электроэнергии и мощности 1 руб.15 коп./кВт ч
Цена на электрическую мощность на рынке конкурентного отбора мощности (КОМ) 115200 руб./МВт
Цена на топливо (природный газ) 3551 руб./т.у.т.
Доход от продажи дополнительно выработанной электроэнергии с учётом разгрузки существующих паровых турбин электростанции на 1,21 МВт после монтажа модуля ГТУ-ТЭЦ: - при времени работы ГТУ-ТЭЦ 8088 часов в год; - при времени работы ГТУ-ТЭЦ 8000 часов в год; 156157 тыс. руб. 154468 тыс. руб.
Увеличение затрат из-за роста расхода топлива на электростанции - при времени работы ГТУ-ТЭЦ 8088 часов в год; - при времени работы ГТУ-ТЭЦ 8000 часов в год 51855 тыс. руб. 52555 тыс. руб.
Увеличение затрат из-за роста расхода электроэнергии на собственные нужды - при времени работы ГТУ-ТЭЦ 8088 часов в год; - при времени работы ГТУ-ТЭЦ 8000 часов в год 7227 тыс. руб. 7148 тыс. руб.
Увеличение затрат из-за роста расходов на ремонт и техническое обслуживание вновь смонтированного оборудования: - в год проведения капитального ремонта ГТУ и текущего ремонта остального оборудования ГТУ-ТЭЦ: - в год проведения текущего ремонта и обслуживания ГТУ и капитального ремонта остального оборудования ГТУ-ТЭЦ; - в год проведения капитальных ремонтов ГТУ и остального оборудования ГТУ-ТЭЦ; - в год проведения только текущих ремонтов и технического обслуживания 44 000 тыс. руб. 9200 тыс. руб. 51700 тыс. руб. 1420 тыс. руб.
Налог на имущество 2,2 %
Налог на прибыль 20 %
НДС 20 %
Результаты расчёта показателей эффективности рассматриваемого инвестиционного проекта
при различной величине капитальных вложений приведена в табл. 5.
Таблица 5
Показатели эффективности рассматриваемого инвестиционного проекта при различной величине капитальных вложений
Величина КВЛ, млн. руб. (без НДС) Показатели эффективности Размерность Значение
850 Чистый дисконтированный доход млн. руб. 222,2
Внутренняя норма доходности % 16
Индекс прибыльности 1,28
"Простой" период окупаемости (РВР) лет 8,29
Дисконтированный период окупаемости лет 15,2
954 Чистый дисконтированный доход млн. руб. 120,8
Внутренняя норма доходности % 14
Индекс прибыльности 1,13
"Простой" период окупаемости (РВР) лет 9,25
Дисконтированный период окупаемости лет 18,9
1050 Чистый дисконтированный доход млн. руб. 26,823
Внутренняя норма доходности % 13
Индекс прибыльности 1,03
"Простой" период окупаемости (РВР) лет 9,89
Дисконтированный период окупаемости лет 24,4
ведения модернизации рассматриваемой электростанции) использованы рекомендуемые к применению прогнозные индексы изменения сметной стоимости СМР, проектных, изыскательских прочих работ и затрат, приведённые в [24—27].
Стоимость финансирования вышеупомянутых проектов после приведения к ценам 2019 года составили 1014 и 1104 миллиона рублей соответственно, что больше, чем вышеприведённая оценка предельной величины затрат в 850 миллионов рублей. Для определения возможности уменьшения величины финансирования для реализации проекта был проведён анализ структуры затрат на строительства. На рассматриваемой электростанции монтаж новой ГТУ-ТЭЦ предполагался на месте подлежащего демонтажу одного из энергетических паровых котлов. Поэтому, при строительстве модуля ГТУ-ТЭЦ возможно использование существующей дымовой трубы и газоходов к ней. Кроме того, возможно использование другого оборудования, сооружений и коммуникаций демонтированного котла (электрические кабели, трубопроводы, оборудование соответствующих ячеек распределительного устройства собственных нужд). Величина затрат на ГТУ, котёл—утилизатор и дожимной компрессор определена в соответствии с [18] и приведена в табл. 6.
Таблица 6
Структура затрат на финансирование проекта, обеспечивающая срок дисконтированной окупаемости меньший, чем
Таким образом, при значении величины финансирования проекта модернизации 850 миллионов рублей дисконтированный срок окупаемости при принятых в расчёт исходных данных составляет 15,2 лет, что меньше, чем ресурс ГТУ. равный 125 тыс. часов (15,5 лет при принятой величине времени работы за год ГТУ) [18]. Для оценки достаточности величины финансирования в размере 850 миллионов рублей для реализации данного проекта использованы данные о необходимой величине финансирования других инвестиционных проектов строительства новой ГТУ-ТЭЦ сравнительно близкой электрической мощностью. По данным [21] необходимая величина финансирования строительства новой ГТУ-ТЭЦ номинальной электрической мощностью 22,5 МВт и тепловой мощностью.25,8 Гкал/ч в ценах 2007 года составляет 542 миллиона рублей без НДС. По данным [22] плановая величина строительство новой ГТУ-ТэЦ, состоящей из двух блоков электрической мощностью 30 МВт и тепловой мощностью 31,2 Гкал/ч каждый [23] в ценах 2004 года составляет суммарно 830,5 миллион рублей без НДС (около 415 миллионов рублей за каждый блок). Для перевода величины финансирования в цены 2019 года (принятого в качестве года про-
Объекты инвестиций Сумма, млн. руб.
ГТУ-25 с генератором 399,46
Котел—утилизатор 258
Дожимной компрессор 70
Электротехническое оборудование для схемы выдачи мощности от ГТУ и питания собственных нужд, проектные работы, строительно-монтажные работы (СМР), пуско-наладочные работы (ПНР), фундаменты, обвязка коммуникациями 122,5
Итого 850
Для обеспечения общей величины финансирования не более 850 миллионов рублей суммарная величина затрат на электротехническое оборудование для схемы выдачи мощности от ГТУ и питания собственных нужд ГТУ-ТЭЦ, на проектные работы, СМР, ПНР, на фундаменты, на обвязку вновь смонтированного оборудования коммуникациями) не должна превышать 122,5 миллионов рублей, что составляет 14,4 % от обшей стоимости финансирования проекта. В соответствии с [21] доля затрат на аналогичные работы при строительстве другой ГТУ-ТЭЦ близкой электрической и тепловой мощностью составила 37 %, от общей стоимости проекта. Необходимо отметить, что затраты на реализацию сравниваемого проекта соответствовали затратам при строительстве полностью нового объекта, а не модер-
х
X
о
го А с.
X
го т
о
ю 8
М О
а>
о
сч
00 OI
О Ш
m
X
3
<
m о х
X
низации существующей электростанции. Таким образом финансирование в размере 850 миллионов рублей не позволит обеспечить необходимую величину затрат на электротехническое оборудование для схемы выдачи мощности от ГТУ и питания собственных нужд ГТУ-ТЭЦ, на проектные работы, СМР, ПНР, на фундаменты, на обвязку вновь смонтированного оборудования коммуникациями. Поэтому, уменьшение затрат вышеперечисленные работы до 14,4 % от общей стоимости проекта возможно только для работ по модернизации существующих электростанций при возможности максимального использования существующего оборудования, зданий, сооружений и коммуникаций. Возможность максимального их использования должна быть определена при разработке технического предложения, которое должно предшествовать разработке бизнес-плана модернизации электростанции.
Представляет интерес определить влияние на показатели эффективности рассматриваемого проекта величины нормы прибыли. Вышеприведённые результаты расчёта выполнены для ставки дисконта 12,57 %, близкой к величине базовой доходности 14 %, предусмотренной в [16]. При уменьшении величины ставки дисконта до 10 % обеспечение прежнего срока дисконтированного срока окупаемости 15,2 лет возможно при величине финансирования проекта в 975 миллионов рублей. Это позволит увеличить долю затрат на электротехническое оборудование для схемы выдачи мощности от ГТУ и питания собственных нужд ГТУ-ТЭЦ, на проектные работы, СМР, ПНР, на фундаменты, на обвязку вновь смонтированного оборудования коммуникациями до 25,4 % от общей величины затрат на реализацию проекта. Но, тем не менее, вышеприведённая величина доли затрат всё равно остаётся меньшей, чем необходимая для реализации полностью нового строительства.
Выводы
1. Модернизация существующей электростанции с паротурбинным оборудованием на давление 90 ата, путём монтажа ГТУ-ТЭЦ на основе ГТУ типа АЛ-31 СТЭ с котлом утилизатором на давление 100 ата, является мероприятием обеспечивающим получение значительного энергетического эффекта. Величина удельного расхода топлива на отпущенную электроэнергию после модернизации электростанции может быть уменьшена на 47 г/кВт ч в среднем за год относительно удельного расхода топлива до модернизации.
2. При отношении электрической мощности вновь монтируемого модуля ГТУ-ТЭЦ к электрической мощности модернизируемой паротурбинной электростанции равным или более 0,537 возможно обеспечить выполнение Постановления Правительства №335 от 28.03.2019 г. в части
уменьшения удельных затрат топлива на электростанции до 285,6 г/кВт ч к 2024 г.
3. При величине финансирования на проведение модернизации 850 миллионов. руб. (без НДС) и ставки дисконта 12,57 % дисконтированный срок окупаемости составит 15,2 лет. Достаточность величины финансирования проекта 850 миллионов рублей для его реализации возможна при обеспечении доли затрат на проектные работы, СМР, ПНР, на фундаменты, на обвязку вновь смонтированного оборудования коммуникациями равной 14,4 % относительно общих затрат на финансирование проекта. Последнее требует максимального использования существующего оборудования, зданий, сооружений и коммуникаций модернизируемой электростанции при реализации проекта..
4. За счёт применения ГТУ АЛ-31 СТЭ при величине финансирования на проведение модернизации не превышающей указанной выше величины и рассмотренных фактических режимах работы электростанции возможно выполнение целевых показателей, установленных Правительством РФ по уменьшению удельных затрат топлива за счёт собственных средств энергокомпаний без механизма привлечения механизма финансирования по договорам ДПМ.
Литература
1. Постановление Правительства РФ от 28.03.2019 г. №335 "О внесении изменений в постановление Правительства РФ от 15 апреля 2014 года №321 "Об утверждении государственной программы Российской Федерации "Энергоэффективность и развитие энергетики"".
2. Ибрагимов Е.С. Повышение эффективности топливоиспользования тепловых электрических станций за счет модернизации турбинного и котельного оборудования // Научные горизонты. -2017. - №3. С 71-83.
3. S. Storm, M. DeCaprio, "Recent Regenerative Airheater Improvements at HECO Kahe Point, Oahu", Electric Power Conference, Rosemont, USA, May 10-12, 2011.
4. S. Storm, J. Guffre, "Experiences with Regenerative Air Heater Performance Evaluations & Optimization", POWER-GEN Europe, Amsterdam, Holland, June 8 - 10, 2010.
5. E. Ibragimov, S. Cherkasov, "Improving the efficiency of power boilers by cooling the flue gases to the lowest possible temperature under the conditions of safe operation of reinforced concrete and brick chimneys of power plants", MATEC Web of Conferences, Volume 245 (2018), International Scientific Conference on Energy, Environmental and Construction Engineering (EECE-2018), Saint-Petersburg, Russia, November 19-20, 2018.
6. Контактный нагрев воды продуктами сгорания природного газа/ Аронов И.З. - 2-е изд., пе-рераб. и доп. - М.:Недра, 1974 - 280 с.
7. Высокоэффективные газовые контактные водонагреватели /Соснин Ю.П., Бухаркин Е.Н. - 4-е изд., испр. и доп. - М.:Стройиздат, 1988. - 375 с.
8. Кудинов А.А. Энергосбережение в теплоге-нерирующих установках. - Ульяновск: УлГТУ, 2000. 33 с.
9. О концепции технического перевооружения отечественных электрических станций // Энергетик. — 2002. — №2. С. 11 —13.
10. https://bbgl.ru/station/1311/ Маркетинг B2B компаний. Ново—Салаватская ТЭЦ (дата обращения 06.08.2019)
11.https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A3%D1%84 %D0%B8%D0%BC%D1%81%D0%BA%D0%B0%D 1%8F_%D0%A2%D0%AD%D0%A6-2/ ВикипедиЯ. Свободная энциклопедия. Уфимская ТЭЦ-2 (дата обращения 06.08.2019).
12.https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A1%D0%B E%D1%87%D0%B8%D0%BD%D1%81%D0%BA% D0%B0%D1%8F_%D0%A2%D0%AD%D0%A1/ ВикипедиЯ. Свободная энциклопедия. Сочинская ТЭЦ (дата обращения 06.08.2019).
13.https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%90%D0%B4 %D0%BB%D0%B5%D1%80%D1%81 %D0%BA%D0 %B0%D1 %8F_%D0%A2%D0%AD%D0%A1/ ВикипедиЯ. Свободная энциклопедия. Адлерская ТЭС (дата обращения 06.08.2019).
14.https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A2%D0%A D%D0%A6-20/ ВикипедиЯ. Свободная энциклопедия. ТЭЦ-20 Мосэнерго (дата обращения 06.08.2019).
15.https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A2%D0%A D%D0%A6-26/ ВикипедиЯ. Свободная энциклопедия. ТЭЦ-26 Мосэнерго (дата обращения 06.08.2019).
16. http://irao-engineering.ru/ru/press-center/po-predvaritelnym-itogam-otbora-proektov-modernizatsii-na-2022-2024-gg-otobrany-proekty-gruppy-inter/ Интер РАО Инжиниринг. Пресс—Центр. По предварительным итогам отбора проектов модернизации на 2022—2024 г.г. отобраны проекты Группы "Интер РАО" мощностью 5,1 ГВт (60 % квоты) (дата обращения 06.08.2019).
17. РД 34.08.552-95. Методические указания по составлению отчета электростанции и акционерного общества энергетики и электрификации о тепловой экономичности оборудования. -М.:ОРГРЭС, 1995 г. - 109 с.
18. Предварительное ТКП на поставку энергетического оборудования на Уфимскую ТЭЦ-3. -Уфа:АО "Уфа—АвиаГаз", 2019, 7 с.
19. http://ccpowerplant.ru/otechestvennye-proizvoditeli-gazovyx-turbin/ CCPowerplant.ru. Отечественные производители газовых турбин (дата обращения 06.08.2019).
20.https://www.np-sr.ru/sites/default/files/sr_pages/SR_0V055897/2017 0630_ishodnye-dannye-i-prognoz-na-2018-2021.pdf
Прогноз свободных цен на электроэнергию (мощность) по субъектам Российской Федерации на 2019 - 2021 г.г. и исходные данные для построения прогнозов (дата обращения 06.08.2019).
21. Бизнес план инвестиционного проекта строительства газотурбинной электростанции ГТЭС-25 в КЦ-1 г. Уфа, - Уфа: ОАО "Башкирэнер-го", 2007, 52 с.
22. http://www.gostorgi.ru/148-847.htm/ Тендер 148-847 от 06.05.2004 г. Строительство ГТУ-ТЭС с поставкой оборудования (дата обращения 06.08.2019).
23. https://energybase.ru/power-plant/GTU_CHP_BEAM/ Energybase.ru. Об электростанции Белгородская ГТУ-ТЭЦ "Луч" (дата обращения 06.08.2019).
24.http://www.ocenchik.ru/docso/3253-indexy-izmeneniya-smr-1kv2019-minstroy1408.html/ Письмо Минстроя России от 22.01.2019 г. №1408-ЛС/09 "Об индексах изменения стоимости строительства на I квартал 2019 года" (дата обращения 26.08.2019).
25. http://www.ocenchik.ru/docs/233.html/ Письмо Минрегион РФ от 12.02.09 г. №3652-СК/08". "О рекомендуемых к применению прогнозных индексов изменения сметной стоимости СМР, проектных, изыскательских прочих работ и затрат I квартал 2009 года" (дата обращения 26.08.2019).
26.http://www.ocenchik.ru/docsb/1657-indexy-smr-za-mnogo-let.html/ Письмо Росстроя от 23.01.07 г. №СК-184/02" (дата обращения 26.08.2019).
27.http://www.ocenchik.ru/docsb/1657-indexy-smr-za-mnogo-let.html/ Письмо Госстроя РФ от 09.01.2004 г. №СК-91/10" (дата обращения 26.08.2019).
Efficiency of modernization of thermal power plant by
superstructure module with gas turbine AL—31 STE Bakirov F.G., Ibragimov E.S.
Ufa State Aviation Technical University
The modernization of the Ufa thermal power plant №3 with steam turbine equipment at a pressure of 90 atmospheres, operating mainly in the heating mode, by adding a gas turbine unit (GTU) of the AL-31STE type with a heat recovery boiler (CU) of high pressure of 100 atmospheres is considered. It is revealed that after such modernization it is possible to ensure the implementation of the government Decree No. 335 of 28.03.2009 in terms of reducing the specific cost of fuel to 285.6 g/kWh by 2024. It is established that with the cost of financing for the modernization of 850 million rubles (without value added tax) and a discount rate of 12.57 %, the discounted payback period will be 15.2 years. Key words: modernization of thermal power plant, gas turbine, increase of fuel efficiency of power plant.
1. Decree of the Government of the Russian Federation of March
28. 2019 No. 335 "On Amending the Decree of the Government of the Russian Federation of April 15, 2014 No. 321" On Approving the State Program of the Russian Federation "Energy Efficiency and Energy Development".
2. Ibragimov E.S. Improving the fuel efficiency of thermal power
plants through the modernization of turbine and boiler equipment // Scientific horizons. - 2017. - No. 3. C 71-83.
X X О го А С.
X
го m
о
ю 8
М О
to
3. S. Storm, M. DeCaprio, "Recent Regenerative Airheater Improvements at HeCo Kahe Point, Oahu", Electric Power Conference, Rosemont, USA, May 10-12, 2011.
4. S. Storm, J. Guffre, "Experiences with Regenerative Air Heater
Performance Evaluations & Optimization", POWER-GEN Europe, Amsterdam, Holland, June 8-10, 2010.
5. E. Ibragimov, S. Cherkasov, "Improving the efficiency of power
boilers by cooling the flue gases to the lowest possible temperature under the conditions of safe operation of reinforced concrete and brick chimneys of power plants", MATEC Web of Conferences, Volume 245 (2018), International Scientific Conference on Energy, Environmental and Construction Engineering (EECE-2018), Saint-Petersburg, Russia, November 19-20, 2018.
6. Contact heating of water by the combustion products of natural
gas / Aronov I.Z. - 2nd ed., Revised. and add. - M.: Nedra, 1974 - 280 p.
7. Highly efficient gas contact water heaters / Sosnin Yu.P., Bukharkin E.N. - 4th ed., Rev. and add. - M.: Stroyizdat, 1988 .-- 375 p.
8. Kudinov A.A. Energy saving in heat generating installations. -
Ulyanovsk: UlSTU, 2000.33 s.
9. On the concept of technical re-equipment of domestic power
plants // Energetik. - 2002. - No. 2. S. 11—13.
10. https://bbgl.ru/station/1311/ Marketing B2B companies. Novo — Salavatskaya CHPP (accessed 08.08.2019)
11.https:
//ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A3%D1%84%D0%B8%D0%BC %D1 %81 %D0%BA%D0%B0%D1 %8F_%D0%A2 % D0% AD% D0% A6-2 / Wikipedia. Free encyclopedia. Ufa CHPP-2 (date of treatment 08/06/2019).
12.https:
//ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A1%D0%BE%D1%87%D0%B8% D0%BD%D1 %81%D0%BA%D0%B0%D1 %8F_ % D0% A2% D0% AD% D0% A1 / Wikipedia. Free encyclopedia. Sochi Thermal Power Plant (circulation date 06/08/2019).
13.https:
//ru.wikipedia.org/wiki/%D0%90%D0%B4%D0%BB%D0%B5% D1%80%D1 %81 %D0%BA%D0%B0%D1 %8F_ % D0% A2% D0% AD% D0% A1 / Wikipedia. Free encyclopedia. Adler TPP (accessed date 08/06/2019).
14.https: //ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A2%D0%AD%D0%A6-20/ Wikipedia. Free encyclopedia. Mosenergo TPP-20 (accessed August 6, 2019).
15.https: //ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A2%D0%AD%D0%A6-26/ Wikipedia. Free encyclopedia. TPP-26 Mosenergo (accessed 08.08.2019).
16. http://irao-engineering.ru/en/press-center/po-predvaritelnym-itogam-otbora-proektov-modernizatsii-na-2022-2024-gg-otobrany-proekty-gruppy-inter/ Inter RAO Engineering. Press — Center. According to preliminary results of the selection of modernization projects for 2022-2024 projects of the Inter RAO Group with a capacity of 5.1 GW (60% of the quota) were selected (accessed on 08/06/2019).
17. RD 34.08.552-95. Guidelines for compiling a report of a power plant and a joint-stock company of energy and electrification on the thermal efficiency of equipment. - M.: ORGRES, 1995 -109 p.
18. Preliminary TCH for the supply of power equipment to the Ufa TPP-3. - Ufa: JSC "Ufa — AviaGas", 2019, 7 p.
19. http://ccpowerplant.ru/otechestvennye-proizvoditeli-gazovyx-turbin/ cCPowerplant.ru. Domestic manufacturers of gas turbines (circulation date 06/08/2019).
20.https: //www.np-sr.ru/sites/default/files/sr_pages/SR_0V055897/20170630_ish odnye-dannye-i-prognoz-na-2018-2021.pdf Forecast of free prices for electricity (capacity) by constituent entities of the Russian Federation Federation for 2019 - 2021 and initial data for building forecasts (accessed on 08/06/2019).
21. The business plan of the investment project for the construction of a gas turbine power plant GtEs-25 in KC-1 of Ufa, - Ufa: OAO Bashkirenergo, 2007, 52 p.
22. http://www.gostorgi.ru/148-847.htm/ Tender 148-847 of 05/06/2004. Construction of a gas turbine power station with the supply of equipment (accessed 06.08.2019).
23. https://energybase.ru/power-plant/GTU_CHP_BEAM/ Energybase.ru. About the Belgorod power plant GTU-CHPP "Luch" (accessed 06.08.2019).
24.http: //www.ocenchik.ru/docso/3253-indexy-izmeneniya-smr-1kv2019-minstroy1408.html/ Letter of the Ministry of Construction of Russia dated January 22, 2019 No. 1408-IC / 09 "On the indices of changes in the cost of construction on I quarter of 2019 "(appeal date 08/26/2019).
25. http://www.ocenchik.ru/docs/233.html/ Letter of the Ministry of Regional Development of the Russian Federation of February 12, 2009 No. 3652-SK / 08 "." On the Recommended for Use of Forecast Indices of Change in the Estimated Cost of Construction and Installation, Design, Survey other works and expenses I quarter of 2009 "(date of treatment 08.26.2019).
26.http: //www.ocenchik.ru/docsb/1657-indexy-smr-za-mnogo-let.html/ Letter from Rosstroy dated January 23, 2007 No. CS-184/02 "(date of treatment 08.26.2019) .
27.http: //www.ocenchik.ru/docsb/1657-indexy-smr-za-mnogo-let.html/ Letter of the Gosstroy of the Russian Federation dated 09.01.2004 No. SC-91/10 "(date of treatment 08.26.2019 )
a>
o
CS
00 Ol
O HI
m
X
3
<
m
o
X X
