CC BY
17багатьох факторiв, зокрема вщ вибору низькокиплячого робочого тша, параметрiв термодинамiчного циклу вторинного контуру й режиму експлуатацп первинного контуру ГеоЕС. Перспективи розвитку геотермально! енергетики обумовлеш 11 конкурентоспроможшстю й перевагами в порiвняннi iз традицшно'!: екологiчною чистотою, вiдсутнiстю транспортних витрат на доставку палива й вщносно короткими строками будiвництва. Викиди в атмосферу диоксида вуглецю на ГеоЕС, яка працюе на пароводянш сумiшi, у десятки разiв нижче, шж на ТЕС, що працюють на вугiллi, мазутi i природному газь На сучасних ГеоЕС, де застосовусться технологiя зворотного накачування вщпрацьованого геотермального теплоносiя, викиди СО2 повшстю виключенi.
Список л1тератури
1. Поваров О. А. Развитие геотермальной энергетики в России и за рубежом / О. А., Поваров, Г.В. Томаров - Теплоэнергетика. - 2006. - № 3. - С. 2-10.
2. Барканов В.И. Геотермальный потенщал Украины / http://rudocs.exdat.com/docs/index-33136.html?page=2#1403625.
3. Накорчевский А.И. Экспериментальная проверка достоверности математических моделей грунтового аккумулирования теплоты / А.И Накорчевский, А.Н. Недбайло и др. - Пром. теплотехника. - 2006. - Т. 28, №2. - С. 51 - 60.
4. Алхасов А. Б. Электроэнергетическое освоение геотермальных ресурсов осадочных бассейнов / А. Б. Алхасов, Д. А. Алхасова - Теплоэнергетика. - 2011. - № 2. - С. 5966.
5. Редько А.А. Термодинамические параметры геотермальной електрической станции с бинарным сверхкритическим циклом / А.А. Редько - 1нтегроваш технологи та енергозбереження. 2009. - № 4. - С. 81-85.
УДК 536
ОСОБЕННОСТИ ВЫБОРА ЭНЕРГОГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ ДЛЯ
УСЛОВИЙ КРЫМА
Клименко А.А., Олесевич Е.К., Ткаченко К.С.
Одесского национального политехнического университета
Представлены результаты анализа особенностей выбора энергогенерирующих мощностей для условий Крыма. Сформулированы основные рекомендации по выбору типа, структуры и характеристик оборудования перспективных теплоэлектростанций с учетом: суммарной установленной электрической мощности энергосистемы, существующего дефицита электроэнергии и теплоты, климатических условий, возможных схем топливоснабжения и технического водоснабжения. Приведены возможные технические решении отдельных вопросов. Оценены проектная себестоимость отпускаемых киловатт-часа электроэнергии и Гигакалории теплоты в зависимости от цены природного газа, как топлива. Энергогенерирующие мощности, атомная электростанция, парогазовые установки, теплоэлектростанции, тепло электроцентраль
Введение
Одной из особенностей электроснабжения Крыма является его энергетическая зависимость от материковой части Украины. Местные энергогенерирующие мощности Крыма обеспечивают только 19 % потребностей электроэнергии. Кардинальным решением проблемы энергетической независимости Крыма должно было стать строительство Крымской АЭС с мощностью первой очереди 2000 МВт. Однако, в 1987 г.
строительство было прервано по ряду причин, основная из которых была и остается сегодня - неудовлетворительное состояние экономики.
Анализ публикаций
Решение существующей проблемы энергетической безопасности Крыма нашло отражение в разработках института «Укрэнергосетьпроект» (г. Харьков) на базе предлагаемого строительства парогазовой электростанции, как альтернативы нереализованного проекта строительства Крымской АЭС [1]. Принимался, как обоснованный, ввод новых мощностей на 450 МВт, что позволило бы довести суммарную электрогенерирующую мощность системы полуострова до 650 МВт.
Достоинства парогазовых установок (1 Н У) общеизвестны, они в полной мере соответствуют условиям Крыма. Однако, реализация проекта - строительство парогазовой электростанции, в свое время, не было начато по той же причине, по которой было прекращено строительство Крымской АЭС.
Цель и постановка задач
Выбор перспективных энергогенерирующих мощностей для условий Юго-Восточного Крыма производится с учетом требуемых объемов электроснабжения, годовых и сезонных графиков нагрузок, климатических условий, требований экологической чистоты района, соответствующих рекреационной зоне, наличия гидроресурсов, транспортных схем обеспечения топливом и т.д.
Методика исследования
Разработки выполнены как альтернатива прекращенному строительству Крымской АЭС (п.г.т. Щелково). Высокое значение установленноймощности спроектированной Крымской АЭС требовало больших капитальных вложений в ее строительство, выделение которых, в свое время, по состоянию экономики Украины оказалось проблематичным. Сегодня представляется более рациональным разработка для Крыма проектов нескольких ТЭС средней мощности. Возможности последовательного строительства нескольких ТЭС, т.е. децентрализация создания новых генерирующих мощностей, должна способствовать возможному привлечению частного капитала как за счет ограничений размеров капитальных вложений, зависящих от установленной мощности каждой ТЭС, так и за счет снижения эффекта их «замораживания» при сокращении сроков строительства.
Опыт проектирования и принятые технические решения в проекте Одесской парогазовой электростанции на площадке действующей городской ТЭЦ который был выполнен Одесским отделением Инженерной академии Украины, подтверждает экономическую целесообразность в современных условиях децентрализации строительства электростанции, т.е. строительство поэтапное, очередями.
Задача выбора структуры электрогенерирующей мощности ТЭС в выполняемых предварительных разработках может быть ограничена решением следующих вопросов:
- оценка установленной мощности станции, единичной мощности энергоблоков и их
числа;
- выбор типа энергоблоков и их основных характеристик;
- выбор вида топлива, схемы его доставки;
- выбор системы технического водоснабжения;
- компоновочные решения размещения оборудования;
- оценка влияние станции на экологию региона;
- оценка капитальных затрат в строительство и себестоимости единицы продукции.
Предполагается, что предлагаемые решения отдельных вопросов являются технически осуществимыми, экономически оправданными; их реализация возможна в будущем.
Перспективным типом новых генерирующих мощностей считаются парогазовые энергоблоки. Единичная мощность таких агрегатов в настоящее время достигает 420 МВт и более. Но для конкретных условий Крыма оптимальная мощность блоков ПГУ может быть принята ниже.
Известно, что безусловными достоинствами ПГУ являются их высокая тепловая экономичность, относительно низкие значения удельных капитальных вложений, компактность компоновки оборудования, низкие расходы технической воды по сравнению с обычными КЭС, высокая маневренность и мобильность оборудования. Приведенные особенности парогазовых установок определяют целесообразность их применению в Крыму.
Основной существенный недостаток ПГУ - необходимость использования природного газа, как топлива, с его высокой стоимостью, в определенной степени компенсируется высокими КПД энергоблоков парогазовых ТЭС, потенциальной возможностью доставки сжиженного газа в Крым морским путем. В частности, глубина залива в г.Феодосии у входа в залив составляет 20 м, что достаточно для приема танкеров и сухогрузов большого водоизмещения [2]. Безусловно, такой путь доставки газа потребует строительства специальных терминалов, что повысит стоимость топлива. Но такая схема топливоснабжения тепловых электростанций в Крыму будет способствовать энергетической независимости Крыма.
Парогазовые энергоблоки, в сопоставлении с конденсационными одинаковой мощности, требуют примерно в три раза меньше технической воды для охлаждения конденсаторов паротурбинной части ПГУ при примерном соотношении мощностей газотурбиной и паротурбинной части ПГУ с конденсационными турбинами 2 :1.
В структуре генерирующей мощности единичного парогазового энергоблока число ГТУ может достигать четырех. По разработкам фирмы АВВ, выполненным в свое время, единичная номинальная мощность парогазового энергоблока может составлять от 14 МВт до 876 МВт в зависимости от единичной мощности ГТУ (10-140 МВт) и их количества в структуре ПГУ (от 1 до 4). Диапазон расчетных значений КПД нетто ПГУ (42,8 - 51,1) получен в зависимости от типа и числа рассматриваемых газотурбинных установок.
В системах технического водоснабжения ТЭС Крыма целесообразнее всего, при возможности, использовать морскую воду, учитывая низкие значения ее температуры в течение года при относительно малой глубине забора. В частности, это обусловлено рельефом дна морской прибрежной зоны, а также явлением апвеллинга в летний период вблизи берегов Крыма и Кавказа [3]. Среднегодовая температура воды в Черном море в районе Евпатории, Феодосии на глубине порядка 20 м составляет 11,5 при относительно небольших сезонных отклонениях. На глубине 40 м температура воды не превышает 10,5 0С в течение года. Многолетний опыт эксплуатации Одесской ТЭЦ, на которой используют для охлаждения конденсаторов турбин морскую воду глубинного забора со среднегодовой температурой примерно 90 С, подтверждает экономическую целесообразность использовании таких систем технического водоснабжения.
Разуплотненный график электрических нагрузок Крыма, связанный с отсутствием крупных промышленных предприятий, ставит актуальный вопрос набора и сброса нагрузок (т.е. вопросы мобильности и маневренности электрогенерирующих установок). Такому требованию наиболее полно отвечают газотурбинные установки, эксплуатируемые как основные агрегаты электрической станции, а также ГТУ работающие в составе парогазовых энергоблоков. Особенно это характерно для ГТУ разработанных на базе авиационных и корабельных газотурбинных установок. Повышению мобильности и маневренности ПГУ с котлами-утилизаторами способствуют относительно низкие параметры рабочего тела паротурбинной части, определяющие низкую металлоемкость теплосилового оборудования.
На пуск ГТУ, с которого начинается пуск парогазовой установки, затрачивается время и, соответственно, топливо. Расход топлива учитывается в расчетах издержек производства, что вносит коррективы в расчеты себестоимости выработанной и отпущенной электрической энергии, особенно при работе энергоблока (станции) в пиковых режимах при, как минимум, двух остановах и, соответственно двух пусках в течение суток.
По имеющимся данным время пуска ГТУ простого цикла, созданных на базе транспортных установок (GE Power Generation) мощностью до 123 МВт составляет максимум 20 мин (нормальный пуск) и (9 - 10) мин - режим ускоренного пуска. Для газотурбинной установки LM6000 мощностью 42,3 МВт время пуска из холодного состояния равно примерно 10 мин., в течение которых расходуется примерно 31,7 млн.
кДж теплоты топлива. Этому соответствует расход природного газа, с теплотой сгорания 8910 ккал/нм3 (37,33 МДж/нм3), в 849,2 нм3.
Другие газотурбинные установки, аналогичные по мощности ЬМ6000, расходуют на один пуск 52,8 млн. кДж, время пуска равно примерно 15 мин. Для этих ГТУ при двух пусках за сутки при стоимости топлива $420 за 1000 нм3 расход составляющей годовых издержек на топлива на пусковые операции составляет $173300.
Продолжительность отопительность отопительного периода в городах южного побережья Крыма не превышает 150 суток (табл. 1).
Таблица 1
Температуры наружного воздуха и продолжительность отопительного периода в
городах на побережье Черного моря в Крыму
Город Температура наружного воздуха, 0С Отопительный период при среднесуточной температуре воздуха < 8 0С
Среднегодовая Абсолютная минимальная Средняя наиболее холодной пятидневки Продолжительность, суток Средняя температура, 0С
Евпатория 11,0 -28 -16 149 2,4
Симферополь 10,2 -29 -16 158 1,9
Феодосия 11,7 -25 -15 144 2,9
Ялта 13,9 -15 -6 126 5,2
С целью повышения экономической эффективности когенерационных энергоблоков в летний период избыточные мощности ТЭС Крыма могут быть использованы для опреснения морской воды. Такая тепловая схема ПГУ может быть выгодной, учитывая снижение дебита источников пресной воды в Крыму в летний период. Естественно, тепловые схемы такого типа энергоблоков требуют специальных технико-экономических проработок с привязкой к конкретным потенциальным потребителям пресной воды. Сочетание обеспечения отопительной нагрузки в зимний период и опреснительной нагрузки в летний период выравнивает годовой график теплофикационной нагрузки ТЭЦ в течение года, повышая эффективность ее эксплуатации. Необходимость обеспечения двух видов теплофикационной нагрузки (отопление и опреснение морской воды) последовательно в течение года требует применения в схеме энергоблока электростанции паровых теплофикационных турбин (тип «Т»). В режимах работы с опреснением морской воды конденсатор турбины может быть использован как первая ступень подогрева. Последующий нагрев морской воды осуществляется паром регулируемого отбора турбин типа «Т». Одним из существенных преимуществ работы энергоблока с опреснением является возможность аккумулирования полученной пресной воды без жесткой привязки к ее потреблению.
Результаты и их анализ
Климатические условия Крыма способствуют использованию полуоткрытых компоновок оборудования тепловых электростанций, особенно парогазовых с котлами-утилизаторами, в которых применяются котлы открытой компоновки, а газотурбинные установки размещены в контейнерах. Такой тип полуоткрытой компоновки основного оборудования существенно сокращает капитальные вложения в строительство электростанции.
Периодические изменения курса доллара и цены природного газа осложняют выполнение финансового анализа проектов тепловых электростанций. Неизбежны риски при оценке технико-экономических показателей на будущее. Как пример можно привести выполненный в 2005 году в Одесском отделении Инженерной академии Украины и в Одесском национальном политехническом институте предэскизный проект Одесской
парогазовой когенерационной электростанции (Одесская ПГ ТЭЦ) в двух вариантах. По первому варианту была принята структура основного оборудования: три ПГУ на базе UGT 25000CC2 (НПО «Машпроект- Зоря», г.Николаев). В состав каждого из энергоблоков входит две газовые турбины, один котел-утилизатор, одна паровая турбина. Суммарная установленная электрическая мощность станции равна 223,2 МВт при отпуске теплоты потребителю 118,5 Гкал/час. По второму варианту предлагается установить два парогазовых энергоблока, в составе каждого одна ГТЭ-45-3М2 (ОАО «Турбоатом», г.Харьков), один котел-утилизатор, одна паровая турбина Т-35. Суммарная установлена электрическая мощность ТЭЦ 194,2 МВт, отпуск теплоты потребителю 140 Гкал/час. Удельные капитальные вложения в строительство были оценены, соответственно в 571 и 607,11 долл.иББ. Полные капитальные вложения в строительство составят 127,512 млн. долл. USD по первому варианту и 117,123 млн. долл.иББ по второму. Среднее значение удельных капитальных вложений по зарубежным ПГТЭС оценивалось в 584 долл.USD.
На время выполнения проекта курс валют составлял 1 долл. USD - 5,24 грн.иАН. Цена 1000 нм3 природного газа с теплотой сгорания 8050 ккал/м3 была равна 325,6 грн (62 долл. USD). По рассмотренным вариантам себестоимость 1 кВт.ч отпущенной электроэнергии получена равной, соответственно, 10,82 коп. и 10,30 коп, а себестоимость 1 Гкал отпущенной теплоты - 51,62 грн. и 51,37 грн.
Однако, с 2005 г. по 2014 г. стоимость природного газа в Украине периодически росла, что оказывало существенное влияние на ожидаемые значении себестоимости продукции новой Одесской ТЭЦ (табл. 2).
Таблица 2
Проектная себестоимость отпускаемой продукции ТЭЦ электрической мощностью
220 МВт в зависимости от стоимости топлива
Вариант Курс $ 1, Цена 1 тыс.м3 газа, С ебестоимость С ебестоимость
проекта грн. грн (долл.USD) отп. 1 кВт.ч, коп отп. 1 Гкал, грн
Машпроект 5,24 325,6 (62) 10,82 51,62
Турбоатом 10,30 51,37
Машпроект 5,24 611,2 (117) 15.67 82,42
Турбоатом 14,98 82,35
Машпроект 7,95 2600 (321) 52,32 327,3
Турбоатом 49,45 327,0
Машпроект 8,1 3113 (384) 89,7 481,8
Турбоатом 88,75 474,4
Полученные результаты существенно снижают привлекательность проекта для потенциальных инвесторов при высокой стоимости газа. Вместе с тем данные табл.2 позволяют оценить ориентировочно себестоимость отпускаемых электроэнергии и теплоты от парогазовой ТЭЦ аналогичной мощности при любых конкретных значениях топлива - газа.
Выводы
Приведенные рекомендации по выбору структуры электрогенерирующих мощностей, а также их характеристик предлагается использовать при разработке проектов новых парогазовых ТЭС в Крыму.
Список литературы
1. ГП Крымские генерирующие системы. Сайт предприятиям^
2. http://kimmeria.com/kimmeria/feodosiya/nature_main_04_htm
3. Феодосия отдых-климат.
4. http://meteopost.com/info/upwelling/Метеопост.Апвеллинг в Черном море
