CC BY
88
УДК 621.438
ОПРЕДЕЛЕНИЕ СРЕДНИХ УДЕЛЬНЫХ КАПИТАЛОВЛОЖЕНИЙ В СТРОИТЕЛЬСТВО ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК, ВВЕДЕННЫХ В РОССИИ ЗА ПЕРИОД 2010-2014 гг.
© Е.Л. Степанова1, С.Н. Сушко2
Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, 664033, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130. Иркутский национальный исследовательский технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
Проведены исследования объемов ввода на ТЭС Российской Федерации газовых турбин в диапазоне единичных мощностей 30-125 МВт, работающих в составе парогазовых установок в период 2010-2014 гг. Целью проводимых исследований является определение средних удельных капиталовложений в строительство и средних удельных расходов топлива на отпуск электро- и теплоэнергии для введенных за эти годы парогазовых установок по объединенным энергетическим системам Российской Федерации. Введенные газовые турбины разделены по электрической мощности на три группы: от 100 до 125 МВт, от 60 до 99 МВт и от 30 до 59 МВт. Проведена оценка их количественного распределения по объединенным энергетическим системам.
Ключевые слова: газовые турбины; парогазовые установки; тепловые электрические станции; удельные капиталовложения; удельные расходы условного топлива.
DETERMINATION OF AVERAGE SPECIFIC INVESTMENTS IN THE CONSTRUCTION OF COMBINED CYCLE PLANTS INTRODUCED IN OPERATION IN RUSSIA IN 2010-2014 E.L. Stepanova, S.N. Sushko
Melentiev Energy Systems Institute SB RAS, 130 Lermontov St., Irkutsk, 664033, Russia. Irkutsk National Research Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074, Russia.
The article studies the commissioning volume of gas turbines in the range of single capacities of 30-125 MW operating as a part of combined cycle plants at the power stations of the Russian Federation in 2010-2014. The purpose of the conducted research is to determine average specific investments in construction and average specific fuel consumption for electricity and heat output at the combined-cycle plants introduced over the recent years by the united energy systems of the Russian Federation. According to their electric power, introduced in operation gas turbines are classified into three groups: from 100 to 125 MW, from 60 to 99 and from 30 MW to 59 MW. Their quantitative distribution in the united energy system is estimated.
Keywords: gas turbines; combined cycle plants; thermal power plants; specific capital investments; specific consumption of equivalent fuel.
В настоящее время доля газотурбинных установок (ГТУ) и парогазовых установок (ПГУ) в единой энергетической системе России мала. Но в последние годы наметилась тенденция увеличения ввода газовых турбин в составе ГТУ и ПГУ. Это обусловлено меньшими по сравнению с паротурбинными электростанциями капиталовложениями в реконструкцию или в новое строительство ТЭС, сокращенными сроками строительства и т.д. [1-4]. Стоит отметить, что основное производство энергетических газовых турбин сосредоточено на совместных предприятиях с участием иностранных партнеров таких, как Siemens, General Electric и т.д. Основная проблема отечественных ПГУ и ГТУ - это дефицит мощностей по производству необходимой номенклатуры этих установок [5].
В рамках данной работы проводились исследования объемов ввода на ТЭС Российской Федерации газовых турбин в диапазоне единичных мощностей 30-125 МВт, работающих в составе ПГУ, в период 2010-2014 гг. Целью проводимых исследований было определение средних удельных капиталовложений в строительство и средних удельных расходов топлива на отпуск электрической и тепловой энергии для введенных за эти годы ПГУ по объединенным энергетическим системам (ОЭС) РФ.
В период 2010-2014 гг. на территории России были введены в эксплуатацию 83 газовые турбины в диапазоне единичных мощностей 30-125 МВт [1-5]. Введенные газовые турбины можно разделить по электрической мощности на три группы: от 100 до
Степанова Елена Леонидовна, кандидат технических наук, старший научный сотрудник, тел.: 89148713669, e-mail: step@isem.sei.irk.ru
Stepanova Elena, Candidate of technical sciences, Senior Researcher, tel.: 89148713669, e-mail: step@isem.sei.irk.ru
2Сушко Светлана Николаевна, кандидат технических наук, доцент кафедры теплоэнергетики, тел.: 89025104300,
e-mail: svetas@istu.edu
Sushko Svetlana, Candidate of technical sciences, Associate Professor of the Department of Heat Power Engineering, tel.: 89025104300, e-mail: svetas@istu.edu
125 МВт, от 60 до 99 МВт и от 30 до 59 МВт. Их количественное распределение по ОЭС представлено в табл. 1.
Как видно из табл. 1, газовые турбины мощностью 30-59 МВт введены на электростанциях ОЭС в наибольшем количестве. Введенные в данный период газовые турбины преимущественно зарубежного производства: General Electric, Siemens, Ansaldo Energía и Rolls-Royce. Российским производителем турбины ГТЭ-110 является ОАО «НПО Сатурн». Определенный по данным производителей средний КПД ГТУ и ПГУ следующий: для газовых турбин мощностью от 100 до 125 МВт - 37,2% для ГТУ и 52,0% для ПГУ, для газовых турбин мощностью от 60 до 99 МВт - 37,5% и 53,5% и для турбин мощностью от 30 до 59 МВт -37,9% и 52,4%.
В результате анализа информации, полученной из документов и проектов по стратегии развития энергетики РФ [1-5] и информации с официальных сайтов генерирующих компаний и регионов РФ в сети Internet, были рассчитаны средние удельные капиталовложения в строительство ПГУ, в состав которых входят описанные выше газовые турбины, а также средние удельные расходы топлива блоков ПГУ на отпуск электро- и теплоэнергии для каждой ОЭС. Было определено, что стоимость строительства ПГУ для каждого диапазона мощностей, входящих в их состав газовых
турбин, была примерно на одном уровне, поэтому средние удельные капиталовложения в строительство ПГУ рассматриваются в зависимости от диапазона мощностей газовых турбин. Следует отметить, что стоимость строительства вводимых ПГУ и ГТУ на конденсационных электростанциях (КЭС) была примерно такой же, как и на ТЭЦ. Возможно, это объясняется региональными особенностями строительства этих электростанций и использованием на некоторых ТЭЦ существующих зданий и необходимой инфраструктуры, что значительно снижает капиталовложения. Поэтому при определении средних удельных капиталовложений в строительство ПГУ капиталовложения в КЭС и ТЭЦ учитывались вместе.
Полученные технико-экономические показатели для каждой ОЭС по трем группам диапазонов мощностей введенных газовых турбин представлены в табл. 2-8. Средний удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии для КЭС и ТЭЦ в таблицах показан отдельно. При переводе удельных капиталовложений в строительство ПГУ/ГТУ из рублей в доллары использовался среднегодовой курс доллара за период с начала 2010 г. до первого квартала 2014 г. (до резкого роста курса доллара в РФ).
На электростанциях ОЭС Северо-Запада введены газовые турбины только в диапазоне мощностей 6099 МВт (табл. 2).
Таблица 1
Количество введенных газовых турбин в период 2010-2014 гг._
ОЭС Общее количество введенных газовых турбин, шт. Количество газовых турбин по диапазонам мощностей, МВт
100-125 60-99 30-59
Северо-Запад 8 - 8 -
Центр 23 2 2 19
Средняя Волга 9 - 7 2
Урал 16 - 4 12
Сибирь 2 - - 2
Восток 8 - - 8
Юг 17 - 8 9
Итого 83 2 29 52
Таблица 2
Технико-экономические показатели ПГУ ОЭС Северо-Запада, _введенных в период 2010-2014 гг._
Показатели Диапазон мощностей газовых турбин, входящих в состав ПГУ, МВт
100-125 60-99 30-59
Средний удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии, г у.т./кВтч - 251,5 -
Средний удельный расход условного топлива на отпуск теплоэнергии, кг у.т./Гкал - 151,8 -
Средние удельные капиталовложения в строительство ПГУ, долл./кВт - 1443,3 -
Таблица 3
Технико-экономические показатели ПГУ ОЭС Центра, введенных в период 2010-2014 гг.
Показатели Диапазон м входяш ощностей газовых турбин, их в состав ПГУ, МВт
100-125 60-99 30-59
Средний удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии, г у.т./кВтч: - КЭС - ТЭЦ 270 248,4 272.0 238.1
Средний удельный расход условного топлива на отпуск теплоэнергии, кг у.т./Гкал - 163,8 148,1
Средние удельные капиталовложения в строительство ПГУ, долл./кВт 1206,3 1287,8 1477,6
Как видно из табл. 3, на электростанциях ОЭС Центра был осуществлен ввод газовых турбин всех трех диапазонов мощностей. Более низкое значение показателя средних удельных капиталовложений в диапазоне мощностей газовых турбин 60-99 МВт ОЭС Центра по сравнению с предыдущей таблицей ОЭС Северо-Запада объясняется вводами ПГУ и ГТУ на существующих электростанциях, т.е. имеющих здания для установки оборудования и всю необходимую инфраструктуру (электрические подстанции, распределительные устройства, системы технического водоснабжения, системы топливоснабжения и т.д.). В то время как, например, в ОЭС Северо-Запада строительство Юго-Западной ТЭЦ и ТЭЦ ПГУ «ГСР Энерго» осуществлялось практически с нуля.
На ТЭС ОЭС Средней Волги были введены ПГУ, имеющие в своем составе газовые турбины двух диапазонов мощностей: 60-99 МВт и 30-59 МВт (табл. 4). Все вводы осуществлялись на электростанциях, построенных еще в начале ХХ-го века. Практически на
всех ТЭС была необходимость обновления зданий для установки оборудования и дополнительной инфраструктуры, этим можно объяснить более высокие показатели средних удельных капиталовложений в строительство ПГУ ОЭС Средней Волги, чем показатели ОЭС Центра.
Как видно из табл. 5, на ТЭС ОЭС Центра был осуществлен ввод газовых турбин двух диапазонов мощностей: 60-99 МВт и 30-59 МВт. Показатели средних удельных капиталовложений в строительство ПГУ ОЭС Урала имеют по сравнению с показателями ПГУ предыдущих ОЭС более высокие значения. Причина этого, возможно, в том, что ввод блоков ПГУ осуществлялся не только на ТЭС, построенных в 50-60-х гг. прошлого столетия (что требует обновления инфраструктуры электростанции), но и на строящихся электростанциях, таких как, например, Курганская ТЭЦ-2, Приобская ГТЭС. Кроме того, при строительстве имеет значение региональное расположение электростанций.
Таблица 4
Технико-экономические показатели ПГУ ОЭС Средней Волги,
Показатели Диапазон м входяш ощностей газовых турбин, их в состав ПГУ, МВт
100-25 60-99 30-59
Средний удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии, г у.т./кВтч - 265,2 262,2
Средний удельный расход условного топлива на отпуск теплоэнергии, кг у.т./Гкал - 149,5 145,5
Средние удельные капиталовложения в строительство ПГУ, долл./кВт - 1587,0 1482,8
Таблица 5
Технико-экономические показатели ПГУ ОЭС Урала, введенных в период 2010-2014 гг.
Показатели Диапазон м входяш ощностей газовых турбин, их в состав ПГУ, МВт
100-125 60-99 30-59
Средний удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии, г у.т./кВтч: - КЭС - ТЭЦ - 261,0 350 264,7
Средний удельный расход условного топлива на отпуск теплоэнергии, кг у.т./Гкал - 148,3 149,8
Средние удельные капиталовложения в строительство ПГУ, долл./кВт - 1882,2 1528,4
В ОЭС Сибири в период 2010-2014 гг. была введена одна ПГУ-90 на Омской ТЭЦ-3, имеющая в своем составе газовые турбины единичной мощностью 31 МВт каждая (табл. 6). Высокий показатель удельных капиталовложений в строительство ПГУ можно объяснить особенностями строительства в регионах Сибири и изначально высокой стоимостью введенного газотурбинного оборудования.
По электростанциям ОЭС Востока имелась информация только по вводам ГТУ. Поэтому в табл. 7 приведен показатель средних удельных капиталовложений в строительство ГТУ. Часть работ по запуску в эксплуатацию газотурбинного оборудования приходится на 2015 г., что потребует дополнительных капи-
таловложений.
На ТЭС ОЭС Юга был осуществлен ввод ПГУ, имеющих в своем составе газовые турбины двух диапазонов мощностей: 60-99 МВт и 30-59 МВт (табл. 8). Ввод ПГУ (с газовыми турбинами мощностью 60-99 МВт) осуществлялся на строящихся ТЭС, таких как Адлерская ТЭС, Джубгинская ТЭС, ТЭС ООО «Став-ролен» и т.д. Ввод ПГУ (с газовыми турбинами мощностью 30-59 МВт) осуществлялся в основном на существующих ТЭС, имеющих здания для установки газотурбинного оборудования и дополнительную инфраструктуру. Этими фактами можно объяснить соответствующее распределение показателей средних удельных капиталовложений в строительство ПГУ.
Таблица 6
Технико-экономические показатели ПГУ ОЭС Сибири, введенных в период 2010-2014 гг.
Показатели Диапазон мощностей газовых турбин, входящих в состав ПГУ, МВт
100-125 60-99 30-59
Средний удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии, г у.т./кВтч - - 250,1
Средний удельный расход условного топлива на отпуск теплоэнергии, кг у.т./Гкал - - 159,0
Удельные капиталовложения в строительство ПГУ, долл./кВт - - 2039,1
Таблица 7
Технико-экономические показатели ПГУ ОЭС Востока, введенных в период 2010-2014 гг.
Показатели Диапазон мощностей газовых турбин, МВт
100-125 60-99 30-59
Средний удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии, г у.т./кВтч: - КЭС - ТЭЦ - - 307,0 262,2
Средний удельный расход условного топлива на отпуск теплоэнергии, кг у.т./Гкал - - 145,5
Средние удельные капиталовложения в строительство ГТУ, долл./кВт - - 733,2
Таблица 8
Технико-экономические показатели ПГУ ОЭС Юга, введенных в период 2010-2014 гг.
Показатели Диапазон мощностей газовых турбин, входящих в состав ПГУ, МВт
100-125 60-99 30-59
Средний удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии, г у.т./кВтч: - КЭС - ТЭЦ - 299.0 250.1 244,8
Средний удельный расход условного топлива на отпуск теплоэнергии, кг у.т./Гкал - 148,5 150,1
Средние удельные капиталовложения в строительство ПГУ, долл./кВт - 1639 1346,6
Полученные данные позволяют сделать следующие выводы:
1. Введенные в период 2010-2014 гг. газовые турбины преимущественно зарубежного производства, исключение составляют газовые турбины ГТЭ-110 ОАО «НПО Сатурн».
2. В целом по ОЭС РФ на электростанциях в большем объеме были введены газовые турбины мощностью 30-59 МВт.
3. Строительство новых ТЭС требует больших капиталовложений по сравнению с модернизацией су-
ществующих, следовательно, средние удельные капиталовложения в строительство новых ПГУ имеют более высокие значения. Наибольшие вводы на вновь строящихся ТЭС приходятся на ПГУ, имеющие в своем составе газовые турбины мощностью 60-99 МВт.
4. На величину удельных капиталовложений влияют региональные и местные отличия в условиях строительства. Наблюдается рост значений показателей средних удельных капиталовложений в строительство ПГУ в регионах с более холодным климатом.
Статья поступила 25.08.2015 г.
Библиографический список
1. Прогнозный баланс развития электроэнергетики на период 2009-2015 гг. и на 2020 г. // Агенство по прогнозированию балансов в электроэнергетике [Электронный ресурс]. URL: http://www.e-apbe.ru/5years/ (03.08.2015).
2. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики России до 2020 года: одобр. распоряжением Правительства Российской Федерации от 22.02.08 № 215-р // Агенство по прогнозированию балансов в электроэнергетике [Электронный ресурс]. URL: http://www.e-apbe.ru/scheme/ (03.08.2015).
3. Сценарные условия развития электроэнергетики на период до 2030 года // Агенство по прогнозированию балансов в
электроэнергетике [Электронный ресурс]. URL: http://www.e-apbe.ru/5years/ (03.08.2015).
4. Схема территориального планирования Российской Федерации в области энергетики от 11 ноября 2013 г. № 2084-р // Распоряжение Правительства Российской Федерации [Электронный ресурс]. URL: http://government.ru/docs/ (22.07.2015).
5. Проект энергетической стратегии России на период до 2035 года // Министерство энергетики Российской Федерации (2014 г.) [Электронный ресурс]. URL: http://www.minenergo.gov.ru (22.07.2015).
