Экономическая оценка эффективности монои дубль-блочных схем пгу при покрытии суточной неравномерности графика электрических нагрузок Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

УДК 621.311

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ МОНО- И ДУБЛЬ-БЛОЧНЫХ СХЕМ ПГУ ПРИ ПОКРЫТИИ СУТОЧНОЙ НЕРАВНОМЕРНОСТИ ГРАФИКА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

Р.З. АМИНОВ*, С.В. НОВИЧКОВ**, А.В. ЯНКОВ**

*Отдел энергетических проблем Саратовского научного центра Российской Академии наук, **Саратовский государственный технический университет

В статье выявлены границы эффективности моно- и дубль-блочных схем ПГУ при покрытии суточной неравномерности графика электрической нагрузки. Была определено влияние отношения капиталовложений в ПГУ и КПД ГТУ на сравнительную эффективность рассматриваемых ПГУ, а также изменение доли топливной составляющей в структуре издержек ПГУ, при покрытии суточной неравномерности.

Ключевые слова: парогазовая установка (ПГУ), график электрической нагрузки, капиталовложения, КПД, газотурбинная установка (ГТУ), котел-утилизатор (КУ), паротурбинное установка (ПТУ) стоимость природного газа.

Введение

Проблема роста суточной неравномерности графиков электрической нагрузки в европейской части России будет нарастать по мере увеличения количества вводимых энергоблоков АЭС и выхода из строя устаревшего оборудования ТЭЦ.

Как известно, участие парогазовых установок (ПГУ) в прохождении минимумов электрической нагрузки в ночные часы и в выходные дни могло бы в значительной степени решать эту проблему. И здесь возникает необходимость выбора наиболее эффективных схемных решений ПГУ с позиции данной задачи.

В зависимости от состава оборудования, ПГУ могут участвовать в покрытии суточной неравномерности следующими способами:

1) при моноблочной схеме ПГУ (1ГТУ + 1КУ + 1ПТУ) происходит снижение мощности ГТУ, до необходимого уровня, в часы провала нагрузки;

2) при дубль-блочной схеме ПГУ (2ГТУ + 2КУ + 1ПТУ) происходит останов одной ГТУ (вместе с котлом-утилизатором) с последующим её запуском после прохождения минимума нагрузки.

С точки зрения экономичности каждая схема ПГУ, при покрытии суточной неравномерности, имеет как положительные, так и отрицательные стороны. Так, моноблочная схема ПГУ является более дешевой, однако работа ГТУ на пониженной нагрузке приводит к перерасходу топлива. У дубль-блочной схемы ПГУ газотурбинная установка работает в номинальном режиме, но будут возникать дополнительные

пусковые затраты топлива и издержки, связанные со снижением ресурса оборудования.

© Р.З. Аминов, С.В. Новичков, А.В. Янков Проблемы энергетики, 2013, № 7-8

Кроме того, влияние данных факторов зависит от времени работы ПГУ на пониженной нагрузке.

В статье сделана попытка выявить границы экономической эффективности указанных схем ПГУ при покрытии суточной неравномерности электрической нагрузки. Как правило, в качестве критериев экономической эффективности используются: чистый дисконтированный доход, индекс доходности, внутренняя норма доходности, дисконтированный срок окупаемости. Однако, в силу неопределенности информации в отношении изменения на перспективу тарифов на электрическую энергию, в качестве критерия сравнительной эффективности принят минимум суммарных дисконтированных затрат.

Т

Здис = ^ Зп , С1)

Г=0

З?гу = И,м + Изп + Ис°ц + Иам + И^Р , (2)

где Им - суммарные материальные издержки при производстве электрической энергии

на ПГУ; И™ - издержки на оплату труда; И^оц - отчисления на социальные нужды;

ИГ - амортизационные отчисления; И^р - ежегодные платежи, за услуги связи, охрану, ПДВ и т.д.

При сравнении вариантов экономической эффективности разных схем ПГУ при покрытии суточной неравномерности могут оказывать влияние следующие факторы: стоимость природного газа, капиталовложения в оборудование ПГУ, износ оборудования ПГУ при работе на переменных режимах и использовании частых пуско-остановочных операций, пусковые расходы топлива, КПД ГТУ.

В табл. 1 представлены исходные данные, принятые для расчета. В расчетах были приняты прогнозные цены на природный газ, исходя из следующих соображений. Транспортные издержки на природный газ от России до границы Германии составляют 26,9 дол./тыс.м3 [1], на перспективу принимались 30 дол./тыс.м3. Экспортная таможенная пошлина на природный газ составляет 30 % от таможенной стоимости -цены экспортируемого газа на границе России [1, 2]. С учетом вышесказанного, внутренняя цена на газ в Европейской части России, равновесная с мировыми ценами за период с 2010 по 2035 г., возрастет со 180 до 530 дол./тыс.м3 . Кроме того, рассмотрены два варианта, когда внутренние цены на газ в России существенно ниже мировых цен (рис. 1).

Таблица 1

Исходные данные, принятые для расчета_

Показатель Единица измерения ПГУ (1ГТУ+1КУ+ +1ПТУ) ПГУ (2ГТУ+2КУ+ +1ПТУ)

1 2 3 4

1. Установленная электрическая мощность МВт 170 170

2. Мощность газовой части ПГУ МВт 110 2x55

3. Мощность паровой части ПГУ МВт 60 60

4. Удельный расход топлива ПГУ на выработку электроэнергии на номинальном режиме кг.у.т./кВт-ч 0,227 0,227

на пониженном режиме 0,2528 0,227

5. Удельный расход топлива на пуск ГТУ - 0,3514

6. Инвестиции в проект ПГУ, в том числе: млн.руб. 4080 4330

стоимость ГТУ 740 495

7. Число часов работы в году ч/год 8040

8. Расход электроэнергии на собственные нужды ПГУ % 5,3

9. Время пуска ГТУ ч - 1 0,5

10. Установленный ресурс ГТУ ч 150000

11. Штатный коэффициент ПГУ чел/МВт 0,3

12. Годовой фонд заработной платы ПГУ руб/год 204000

13. Норма дисконта - 0,1

14. Ставка водного налога руб/м3 0,3

15. Ставка налога на землю % 1,5

16. Удельная кадастровая стоимость земли руб/м2 250

Цг,

дол/тыс . м3

550,00

450,00 -

350,00

250,00 -

150,00

50,00

530

Годы

2010

2020

2030

2035

Рис. 1. Прогноз цен на природный газ: 1 - внутренняя цена на природный газ в России, равновесная с мировыми ценами; 2 - внутренняя цена на природный газ в России, вариант 1 (Цг1); 3 - внутренняя цена на природный газ в России, вариант 2 (Цг2)

На рис. 2 показана зависимость суммарных дисконтированных затрат от времени работы ПГУ на сниженной суточной нагрузке, при различных вариантах внутренних цен на природный газ.

Здис., значения Здис при внутренней

млн. руб. 39000

37000 35000

33000 31000 29000

цене на природный газ (вариант Цг1)

значения Здис при внутренней цене на природный газ (вариант Цг2)

10

12

р!.р,ч

Рис. 2. Зависимость суммарных дисконтированных затрат Здис от времени работы ПГУ на сниженной нагрузке (1:п.р.) , при различных вариантах внутренних цен на природный газ

-ПГУ (2 ГТУ + 2 КУ + 1 ПТ)

---ПГУ (1 ГТУ + 1 КУ + 1 ПТ)

4

6

8

При 1-м варианте цены на газ (Цг1) моноблочная схема ПГУ (1 ГТУ + 1 КУ + 1 ПТ) в диапазоне 4ч - 8ч является выигрышной. При 10ч работы на сниженной нагрузке обе схемы ПГУ имеют примерно равные значения Здис. При 12-часовом снижении нагрузки суммарные дисконтированные затраты ниже у дубль-блочной схемы ПГУ с полным отключением одной из ГТУ (2 ГТУ + 2 КУ + 1 ПТ), выигрыш составляет 0,3%.

При 2-м варианте цены на газ (Цг2) схема ПГУ (1 ГТУ + 1 КУ + 1 ПТ) в диапазоне 4 - 10ч является выигрышной. При 12-часовом снижении нагрузки обе схемы ПГУ примерно равноэффективны, хотя у схемы ПГУ (2 ГТУ + 2 КУ + 1 ПТ) значения Здис ниже на 0,04%.

На рис. 3 показана зависимость суммарных дисконтированных затрат от суточного времени работы ПГУ на сниженной нагрузке, при внутренней цене на природный газ, равновесной с мировой.

Рис. 3. Зависимость суммарных дисконтированных затрат Здис от времени работы ПГУ на сниженной нагрузке (1п.р), при внутренней цене на природный газ, равновесной с мировой -ПГУ (2 ГТУ + 2 КУ + 1 ПТ); - - ПГУ (1 ГТУ + 1 КУ + 1 ПТ)

Из рис. 3 видно, что схема ПГУ (1 ГТУ + 1 КУ + 1 ПТ) является выигрышной только при 4 - 6 часовом периоде разгрузки. При дальнейшем увеличении времени работы на сниженной нагрузке суммарные дисконтированные затраты ниже у схемы ПГУ с полным отключением одной из ГТУ (2 ГТУ + 2 КУ + 1 ПТ).

Из рис. 2, 3 видно, что с увеличением стоимости природного газа суммарные дисконтированные затраты моноблочной схемы ПГУ, относительно дубль-блочной схемы ПГУ, все более возрастают. Объясняется это большими издержками на топливо в структуре затрат моноблочной схемы ПГУ за счет расхода топлива на пониженной нагрузке.

Таким образом, увеличение цены на природный газ (при росте ?п.р) наиболее ощутимое влияние оказывает на схему ПГУ с большей долей топливной составляющей. В табл. 2 показана структура топливных издержек, рассчитанная на 1-й год эксплуатации при цене на природный газ 3000 руб/т.у.т. (первый вариант внутренней цены на природный газ (Цг1)).

Таблица 2

Структура топливных издержек, рассчитанная на 1-й год эксплуатации при цене на природный газ 3000 руб/т.у.т.

Тип ПГУ Время работы на сниженной нагрузке, ч Расход топлива на номинальном режиме Вт(ном), т.у.т./год Расход топлива на пониженном режиме Вт(пон), т.у.т./год Расход топлива на пуск ГТУ Впуск, т.у.т./год Издержки на топливо, И1, млн. руб.

ПГУ (1 ГТУ+ + 1КУ+ + 1ПТ) 4 259008,6 28793,92 - 863,408

6 233107,74 43190,88 - 828,896

8 207206,88 57587,84 - 794,384

10 181306,02 71984,8 - 759,872

12 155405,16 86381,76 - 725,361

ПГУ (2 ГТУ+ + 2КУ+ + 1ПТ) 4 259008,6 25900,86 3237,536 864,44

6 233107,74 38851,29 3237,536 825,59

8 207206,88 51801,72 3237,536 786,738

10 181306,02 64752,15 3431,788 748,7

12 155405,16 77702,58 3690,79 710,396

Зависимость параметров и показателей ГТУ (на базе ГТЭ-110) от электрической нагрузки с регулируемым положением ВНА принята в соответствии с работой [3]. Все дальнейшие расчеты выполнены при 1-м варианте цены на газ (Цг1). В табл. 3 представлена смета затрат на производство электроэнергии ПГУ с 8-часовым снижением нагрузки при покрытии суточного графика.

Таблица 3

Смета затрат на производство электроэнергии ПГУ с 8-часовым снижением нагрузки при покрытии суточного графика

Наименование Единица измерения ПГУ (1ГТУ+1КУ+ +1 ПТУ) ПГУ (2ГТУ+2КУ+ +1ПТУ)

1. Установленная электрическая мощность МВт 170

2. Выработка электроэнергии МВт-ч/год 1139000

3. Отпуск электроэнергии МВт-ч/год 1078633

4. Инвестиции в проект млн.руб. 4080 4330

5. Смета затрат на производство: млн.руб. 1394,917 1408,548

материальные затраты всего, в том числе млн.руб. 966,478 958,396

издержки на топливо млн.руб. 794,384 786,738

издержки на ремонт млн.руб. 100,504 100,666

прочие материальные издержки млн.руб. 71,59 70,992

издержки на оплату труда млн.руб. 10,404

отчисления на социальные нужды млн.руб. 2,726

амортизационные отчисления млн.руб. 244,8 259,8

издержки на оплату по кредитам, за аренду, за ПДВ, командировочные расходы, услуги связи, охрану млн.руб. 28,675 29,888

налог на имущество млн.руб. 89,76 95,26

земельный налог млн.руб. 2,869 2,869

водный налог млн.руб. 49,205 49,205

прочие издержки млн.руб. 170,509 177,222

Из табл. 3 видно, что для принятых исходных данных наиболее эффективной является ПГУ, работающая с частичным снижением мощности ГТУ в период провала нагрузки.

Здесь необходимо отметить, что уменьшение времени пуска ГТУ в составе ПГУ (2ГТУ+2КУ+1ПТУ) на 5 минут при 10-часовом снижении нагрузки приведет к снижению пусковых топливных затрат на 0,15%.

Время работы оборудования ПГУ при прохождении минимума нагрузки является одним из параметров, влияющих на экономичность работы. В целом на эффективность работы ПГУ оказывают, в том числе, влияние: отношение капиталовложений в оборудование ПГУ (5КпГу), изменение КПД ГТУ (Дпгту).

Зависимости изменения суммарных дисконтированных затрат (ДЗдис), для рассмотренных схем, от отношения капиталовложений (5Кпгу) в ПГУ и от изменения КПД ГТУ (Дпгту), при разных значениях времени работы на пониженном режиме (?п.р), показаны, соответственно, на рис. 4 и 5, 6. Указанные величины определяются следующим образом:

(3)

,п = О пгу с 1 гту пгу с 2 гту . ДЗдис Здис Здис 5

5Кпгу =

К1 г1у Кпгу

К

2 гту пгу

Дп = ппгу с 1гту _ ппгу с 2 гту 1гту 1гту

гту

(4)

(5)

где здиу с 1 гту - дисконтированные затраты в моноблочную ПГУ, млн.руб.; З?гу с 2 гту

дис

- дисконтированные затраты в дубль-блочную ПГУ, млн.руб.; Кпу^ -капиталовложения в моноблочную ПГУ, млн.руб.; К^гу^ - капиталовложения в дубль-блочную ПГУ, млн.руб.; ппу 0 1гту - КПД ГТУ в моноблочной схеме ПГУ;

пгу с 2 гту _ -1гту

----- КПД ГТУ в дубль-блочной схеме ПГУ.

В соответствии с критерием минимума суммарных дисконтированных затрат верхняя положительная часть графика на рис. 4 - 6 характеризует эффективность работы дубль-блочной схемы ПГУ (2ГТУ + 2КУ + 1ПТ); нижняя отрицательная часть графика - эффективность работы моноблочной схемы ПГУ, (1ГТУ + 1КУ + 1ПТ).

600 400 200

1 ДЗдис, млн. руб ¿п.р.

0,8 0,85

¿п.р.

Г = 4

5 Кп

10

¿п.п. = 8

Рис. 4. Зависимость ДЗдис. от отношения капиталовложений в ГТУ (8Кпгу) при разных значениях времени работы на пониженном режиме (Гп.р.)

Из рис. 4 видно, что при минимальном времени работы с пониженной нагрузкой (^п.р = 4 ч) эффективной является моноблочная схема ПГУ, работающая с частичным снижением нагрузки ГТУ. Дальнейший рост ?п.р до 12 ч и повышение 5Кдгу приводит к постепенному росту эффективности дубль-блочной ПГУ с полным отключением одной

из ГТУ.

ДЗдис.,

млн. руб. -700

-1400

-2100

-2800

-3500

-4200

^.р. = 4 ч

Рис.5. Зависимость ДЗдис от изменения КПД ГТУ (Д"Ппу) при разных значениях времени работы на пониженном режиме (Гп.р.) и 5Кпгу = 0,8

'^дис^

млн. руб.

300

-200 0 -700 -1200 -1700 -2200 -2700 -3200

^.р. = 6 ч

¿п.р. = 4 ч

Рис.6. Зависимость ДЗдис от изменения КПД ГТУ (Д"Ппу) при разных значениях времени работы на пониженном режиме (Гп.р.) и 5Кпгу = 0,95

Из рисунков 5, 6 видно, что при 5КпГу = 0,8 ПГУ с частичным снижением нагрузки ГТУ (1ГТУ + 1КУ + 1ПТ) является эффективной во всем диапазоне работы.

При 5Кпгу = 0,95 дубль-блочная схема ПГУ является эффективной при условии равенства КПД в ГТУ (Д^гту = 0) и ?п.р = 10 ч и 12 ч. Ухудшение проектного КПД ГТУ на данном типе ПГУ (2ГТУ + 2КУ + 1ПТ) приводит к потере эффективности.

Таким образом, можно говорить об определении области эффективности каждого из рассмотренных типов ПГУ при покрытии суточной неравномерности графика электрической нагрузки.

Выводы

1. Доля топливной составляющей в структуре издержек у моноблочной схемы ПГУ (1ГТУ + 1КУ + 1ПТ), за счет расхода топлива на пониженной нагрузке в период ночного провала больше, чем у дубль-блочной схемы ПГУ (2ГТУ + 2КУ + 1ПТ) при останове одной из ГТУ. Поэтому при увеличении стоимости природного газа более выигрышной становится дубль-блочная схема ПГУ. Так, при втором варианте внутренней цены на природный газ (Цг2) схема ПГУ (1ГТУ + 1КУ + 1ПТ) является выигрышной при 4 - 10 часах покрытия переменной части графика нагрузки; при первом варианте внутренней цены на природный газ (Цг1) моноблочная схема ПГУ (1ГТУ + 1КУ + 1ПТ) имеет наименьшую величину суммарных дисконтированных затрат в диапазоне 4 - 8 часов работы на сниженной нагрузке; а при внутренней цене на природный газ, равновесной с мировой, схема ПГУ (1 ГТУ + 1 КУ + 1 ПТ) является выигрышной только при 4 - 6-часовом покрытии суточной неравномерности.

2. Отношение капиталовложений в моноблочную и дубль-блочную ПГУ (5Кпгу) оказывает влияние на эффективность при покрытии суточной неравномерности. При минимальном времени работы с пониженной нагрузкой (?п.р= 4 ч) эффективной является моноблочная схема ПГУ, работающая с частичным снижением нагрузки ГТУ. Дальнейший рост ?п.р. до 12 ч и повышение 5Кдгу приводит к постепенному росту эффективности дубль-блочной ПГУ с полным отключением одной из ГТУ.

3. Номинальный (проектный) КПД ГТУ также оказывает влияние на сравнительную эффективность ПГУ при покрытии суточной неравномерности графиков электрической нагрузки. При 5Кпгу = 0,95 дубль-блочная схема ПГУ является эффективной при условии равенства КПД в ГТУ (Д"Пгту = 0) и ?п.р. = 10 и 12 ч. Ухудшение проектного КПД ГТУ в дубль-блочном варианте ПГУ (2ГТУ + 2КУ + 1ПТ) приводит к потере эффективности.

Summary

The efficient frontiers of the one- and two-boiler single-turbine unit combined-cycle plant are determined at a covering of the schedule of electric loadings. Influence of the relation of capital investments in CCGT and the efficiency factor of the gas turbine on comparative efficiency of considered CCGT and the change of a share of a fuel component in cost structure of station at a covering of the daily production schedule was revealed.

Key words: CCGT, the schedule of electric loading, investments, efficiency factor, cost of natural gas

Литература

1. Давид Тарр и Питер Томпсон. Достоинство двойственного установления цен на природный газ в России. Всемирный банк. 2003 // Ошибка! Недопустимый объект гиперссылки..

2. Постановление Правительства РФ от 23 декабря 2006 г. № 795 «Об утверждении ставок вывозных таможенных пошлин на товары, вывозимые с территории Российской Федерации за пределы государств - участников соглашений о Таможенном союзе, и признании утратившими силу некоторых актов Правительства Российской Федерации» (Код 2711 21 000 0) Газ природный в газообразном состоянии вывозная пошлина 30 % от таможенной стоимости.

3. Исследование тепловых характеристик газотурбинной установки ГТЭ-110 / А.В. Агеев, М.Н. Гутник, С.В. Малахов, Г.Г. Ольховский, В.П. Трушечкин, В.Н. Хомиченко // Теплоэнергетика. 2004. № 11. С. 2-8.

Поступила в редакцию 29 апреля 2013г.

Аминов Рашид Зарифович - д-р техн. наук, профессор, заведующий кафедрой «Тепловые и атомные электрические станции» (ТАЭС) Саратовского государственного технического университета, директор отдела энергетических проблем СНЦ РАН. Тел: 8(452)99-87-82, факс 8(452)52-49-84. E-mail: oepran@inbox.ru.

Новичков Сергей Владимирович - канд. техн. наук, доцент кафедры «Тепловые и атомные электрические станции» (ТАЭС) Саратовского государственного технического университета. Тел: 8(927)6255287. E-mail: novishkovsv@mail.ru.

Янков Алексей Вячеславович - аспирант кафедры «Тепловые и атомные электрические станции» (ТАЭС) Саратовского государственного технического университета. Тел.: 99-87-61. E-mail: emporio-jav@mail.ru.