CC BY
21
© Белобородое С. С., Дудолин А.А., Лисин Е.М., Киндра В. О. УДК 620.9
ПОВЫШЕНИЕ СИСТЕМНОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЭЦ КАК ФАКТОР ПЕРЕХОДА К РЕСУРСОСБЕРЕГАЮЩЕЙ И ЭКОЛОГИЧЕСКИ БЕЗОПАСНОЙ ЭНЕРГЕТИКЕ
Белобородов С.С., 1 Дудолин А.А., 2 Лисин Е.М., 2* Киндра В.О.2
'Некоммерческое партнерство по содействию внедрению энергоэффективных технологий «Энергоэффективный город», Россия, г. Москва 2Национальный исследовательский университет «МЭИ», Россия, г. Москва
*lisinym@mpei. ru
Резюме: ЦЕЛЬ. Определение места ТЭЦ при формировании ресурсосберегающих энергосистем е условиях роста неравномерности энергопотребления и развития возобновляемых источников энергии. Повышение системной эффективности когенерации в контексте растущих требований к маневренности и экологичности энергоустановок. МЕТОДЫ. Разработка и расчет параметров тепловой схемы высокоманевренной ГТУ-ТЭЦ в программной среде Thermoflow на основе исходных данных эксплуатационных показателей газовых турбин российского производства. РЕЗУЛЬТАТЫ. Расчеты показали, что КИТТ высокоманевренной ГТУ-ТЭЦ в отопительный период составляет 80-85%, а в летний период в аварийном режиме превышает 53%. При этом достигаются высокие характеристики маневренности, позволяющие эксплуатировать энергоустановку в пиковом и полупиковом режиме: количество пусков от 300 в год без изменения межремонтного периода; время пуска до 600 секунд (быстрый пуск до 300 секунд); расход топлива на пуск менее 30 кг у.т./МВт; регулировочный диапазон - 100% располагаемой мощности. В сравнении с раздельным производством предложенная тепловая схема ГТУ-ТЭЦ в режиме когенерации в пиковой части суточного графика электрических нагрузок показала снижение расхода топлива до 74,6% и выбросов NOx до 60,8%. ЗАКЛЮЧЕНИЕ. Внедрение 10 ГВт высокоманевренных ГТУ-ТЭЦ в рамках ЕЭС России позволит снять системные ограничения на загрузку энергоблоков АЭС и обеспечить снижение расхода органического топлива на 19,6 млн т.у.т в год и выбросов СО2 и NOx на 55 млн тонн и 24,7 тыс. тонн в год соответственно. Также это приведет к снижению маржинальной стоимости электрической энергии в секторе торгов оптового энергорынка - рынке на сутки вперед, и таким образом, тарифа на электроэнергию для конечных потребителей.
Ключевые слова: электроэнергетическая отрасль; ресурсосбережение; экологическая безопасность; высокоманевренная ГТУ-ТЭЦ; системный эффект.
INCREASING THE SYSTEM EFFICIENCY OF CHPP AS A FACTOR OF TRANSITION TO RESOURCE-SAVING AND ENVIRONMENTALLY SAFE ENERGY INDUSTRY
Beloborodov SS, 1 Dudolin AA, 2 Lisin EM,2* Kindra VO2
'Non-profit partnership to promote the implementation of energy efficient technologies
«Energy efficient city», Russia, Moscow 2National Research University «Moscow Power Engineering Institute», Russia, Moscow
*lisinym@mpei. ru
Abstract: THE PURPOSE.. Determination of the place of CHPP in the formation of resource-saving energy systems in the face of growing uneven energy consumption and the development of renewable energy sources. Improving the systemic efficiency of cogeneration in the context of growing demands on the flexibility and environmental friendliness of power plants. METHODS. Development and calculation of the parameters of the thermal scheme of a highly maneuverable GTU-CHPP in the Thermoflow software environment based on the initial data of the operational parameters of Russian-made gas turbines. RESULTS. Calculations have shown that the fuel heat utilization factor of a highly maneuverable GTU-CHPP during the heating period is 80-85%, and in the summer period in emergency mode it exceeds 53%. At the same time, high maneuverability characteristics are achieved, which allow operating the power plant in peak and semi-peak modes: the number of starts from 300 per year without changing the overhaul period; starting time up to 600 seconds (quick start up to 300 seconds); fuel consumption for start-up is less than
30 kg of fuel equivalent / MW; regulation range - 100% of available power. In comparison with separate production, the proponed thermal scheme of the GTU-CHPP in cogeneration mode in the peak part of the daily schedule of electrical loads showed a decrease in fuel consumption by up to 74.6% and NOx emissions by up to 60.8%. CONCLUSION. The introduction of 10 GW of highly maneuverable GTU-CHPPs within the UES of Russia will remove systemic restrictions on the loading of NPP power units and ensure a decrease in fossil fuel consumption by 19.6 million tons offuel equivalent per year and CO2 and NOx emissions by 55 million tons and 24.7 thousand tons per year, respectively. It will also lead to a decrease in the marginal cost of electricity in the trading sector of the wholesale power market - the day-ahead market, and thus in the electricity tariff for consumers.
Keywords: energy industry; resource saving; environmental safety; highly maneuverable GTU-CHPP; systemic effect.
Введение
Единая энергосистема (ЕЭС) России характеризуется значительным избытком генерирующих мощностей. Так, установленная мощность электростанций на 1 января 2020 года составила 246342,45 МВт при историческом максимуме потребления мощности 157425 МВт, наблюдавшееся 21 декабря 2012 года [1,2].
Превышение предложения мощности над спросом более чем в 1,5 раза приводит к значительным издержкам эксплуатации единой энергосистемы и связано, в первую очередь, с суточной и сезонной неравномерностью потребления. Для покрытия суточной неравномерности нагрузки, составляющей не менее 20000 МВт как в зимний, так и летний период, необходимо генерирующее оборудование, работающее в полупиковом и пиковом режимах. От правильности выбора структуры генерирующих мощностей зависит эффективность работы электростанций, и соответственно, рациональное использование энергоресурсов единой энергосистемой.
В 1960-х годах при формировании Единой энергосистемы страны уже широко обсуждались вопросы необходимости производства специального генерирующего оборудования для работы в пиковом и полупиковом режимах [3,4]. В последующие десятилетия велись разработки малогабаритного энергоблока МГ-210 мощностью 210 МВт с параметрами пара 13 МПа и 540 оС на твердом топливе, предназначенного для работы в полупиковом режиме с возможностью ежесуточных остановов на ночь, и полупиковых блоков мощностью 500 МВт с давлением пара 16 МПа [3,5]. Также были изготовлены маневренные паровые турбины К-300 и К-500 [3,6].
В настоящее время энергоблоки К-300 и К-500, введенные в эксплуатацию в период с 1963 по 1980 годы и активно используемые для ведения электрических режимов ЕЭС России, в основном выработали свой парковый ресурс. Поэтому покрытие неравномерности суточного графика потребления осуществляется в основном генерирующим оборудованием ГЭС, ГАЭС и ГРЭС, а также теплофикационными турбинами ТЭЦ при работе в конденсационном режиме.
Новые тенденции в борьбе с изменением климата на планете, предполагающие снижение выбросов парниковых газов, оказывают существенное влияние на формирование новой структуры единой энергосистемы. Так, необходимость активного развития возобновляемых источников энергии и интеграции их в единую энергосистему сильно повлияет на электрические режимы работы электростанций и приведет к необходимости ежедневного пуска/останова части генерирующего оборудования [7-9]. Также необходимо учитывать, что структура генерирующих мощностей должна соответствовать структуре потребления тепловой и электрической энергии, а их размещение на территории страны должно приводить к снижению потребности в строительстве сетевой инфраструктуры.
При проектировании развития единой энергосистемы в условиях ужесточения требований к маневренности и экологичности энергоустановок особое внимание следует уделять повышению системной эффективности ТЭЦ. Это вызвано тем, что электроэнергетические и теплоэнергетические системы связаны едиными режимами работы. Таким образом, необходимо рассматривать вопросы одновременной оптимизации электро- и теплоснабжения, стоимости электроэнергии и тепла для конечных потребителей, системного экологического эффекта, а также влияния строительства новой генерации на режимы работы существующих электростанций. Минимальная стоимость энергоресурсов возможна только для эффективной и сбалансированной по структуре мощности энергосистемы.
Литературный обзор
В России наряду с ростом доли ВИЭ особое внимание уделяется вопросам развития когенерации на ТЭЦ, признанного приоритетным направлением повышения ресурсосбережения и снижения выбросов парниковых газов [10-13]. Это связано с климатическими и географическими особенностями страны, которые определяют высокую потребность в тепле. Так, в энергетическом эквиваленте системами централизованного теплоснабжения производится тепла в 1,5 раза больше, чем электроэнергии. При этом теплофикация от ТЭЦ на сегодняшний день является самой экологичной технологией производства тепла [14].
В настоящее время ТЭЦ в режиме комбинированной выработки электрической энергии и тепла работает в базовой части суточного графика нагрузок, обеспечивая высокие показатели ресурсосбережения. При переходе в конденсационный режим основное генерирующее оборудование ТЭЦ используется для резервирования сезонного максимума нагрузок. В этом случае эффективность и экологичность производства на ТЭЦ существенно снижается [15].
Возникает актуальная задача обеспечения использования комбинированной выработки ТЭЦ в полупиковой и пиковой частях суточного графика нагрузок, решение которой позволит существенно расширить применение комбинированной выработки тепловых электростанций в энергосистеме.
Таким образом, ТЭЦ должна содержать высокоманевренное (пиковое) оборудование, обеспечивающее эффективную работу одновременно в пиковом (полупиковом) режиме по электрическому графику с ежедневными пусками/остановами и базовом режиме по тепловому графику нагрузок.
Продолжительность пуска, количество циклов пуска/останова зависит от установленной мощности газовых и паровых турбин. Чем меньше установленная мощность, тем выше скорость пуска/останова и больше разрешенное заводом-изготовителем количество циклов. Отсюда генерирующее оборудование меньшей мощности обладает большей маневренностью.
Снижение электрической мощности генерирующего оборудования позволяет электростанции работать в режиме когенерации с коэффициентом использования тепла топлива более 80%. Наиболее популярными решениями в связи с их энергоэффективностью является инсталляция на ТЭЦ парогазовых и газотурбинных установок.
Соотношение производства электрической и тепловой энергии для ПГУ-ТЭЦ, работающей в теплофикационном режиме с электрическим КПД 50% и КИТТ 85%, составляет около 1,4 МВтч/Гкал, а для ГТУ-ТЭЦ с электрическим КПД 35% и КИТТ 85% -около 0,7 МВтч/Гкал. Таким образом, при отпуске потребителю 1 Гкал тепла, производство электрической энергии на ПГУ-ТЭЦ примерно в 2 раза больше, чем на ГТУ-ТЭЦ при сравнимых КИТТ. Учитывая избыток генерирующих мощностей в единой энергосистеме страны, активное строительство атомных электростанций, ветростанций и электростанций, работающих на принципе утилизации твердых коммунальных отходов, дополнительная электроэнергия, вырабатываемая в режиме когенерации, может быть не востребована в энергосистеме [16]. Следовательно, больший объем выработки электрической энергии в режиме когенерации на ПГУ-ТЭЦ при равном отпуске тепловой энергии потребителям не является преимуществом.
Если рассматривать ТЭЦ как пиковую тепловую электростанцию, то выбор между ПГУ-ТЭЦ и ГТУ-ТЭЦ определяется продолжительностью пусковых операций. Продолжительность пусковых операций для ПГУ малой мощности из горячего состояния составляет не менее 2,5 часов, в то время как продолжительность пуска малых ГТУ не превышает 15 минут. Значительный рост продолжительности пуска ПГУ в отличие от ГТУ определяется контуром высокого давления парового котла-утилизатора и паровой турбины [17, 18].
Основной режим работы высокоманевренной ГТУ-ТЭЦ предполагает ежедневные пуски/остановы генерирующего оборудования. Работа в «островном» режиме рассматривается исключительно для аварийных ситуаций в энергосистеме. Характеристики маневренности ГТУ-ТЭЦ представлены в таблице 1.
Высокоманевренная ГТУ-ТЭЦ должна содержать газотурбинную установку и автономную паротурбинную установку малой мощности, подключенные к общей системе автоматического регулирования и способные работать независимо друг от друга. Газотурбинная установка предназначена для выработки электрической и тепловой энергии для внешних потребителей в дневное время. Паротурбинная установка используется для выработки тепловой энергии для внешних потребителей и электроэнергии для собственных
нужд электростанции в ночное время. Паротурбинная установка малой мощности может включать дополнительно водогрейные и паровые котлы.
Таблица 1
Название параметра Единицы измерения Величина
Количество пусков раз в год 300 - 350
Парковый ресурс час 100 000
Время пуска: - с вентилированием газового тракта; - без вентилирования газового тракта минут < 15 < 5
Скорость изменения нагрузки %, Nуст/мин 20
КИТТ % 80-85
Удельный расход топлива на выработку электроэнергии гут/кВтч 175,6 - 193
Удельный расход топлива на выработку тепла кгут/Гкал 142,8
Удельный расход топлива на пуск кгут/МВт 25 - 30
С целью снижения продолжительности пусковых операций ГТУ-ТЭЦ требуется отказаться при работе в основном режиме от парового контура и упростить конструкцию котла-утилизатора.
Материалы и методы
Для обеспечения высокой маневренности ГТУ-ТЭЦ необходимо определить подходящий состав основного энергетического оборудования, включающий газотурбинную установку, способную работать независимо от нее паротурбинную установку малой мощности и котельное оборудование.
Проведенный анализ газовых турбин показал, что в России серийно выпускаются газовые турбины электрической мощностью до 25 МВт, соответствующие заявленным характеристикам маневренности теплоэлектростанции. Могут быть рассмотрены газовые турбины производства АО «Пермские моторы», установленной мощностью 16 МВт и 25 МВт, АО «Сатурн» - 10 МВт, компании «Турбомах» 10 МВт - 15 МВт (в случае локализации производства на территории страны).
Газовые турбины российского производства характеризуются более высоким электрическим КПД во всем диапазоне нагрузок по сравнению с ГТУ производства компании «Турбомах». В свою очередь, снижение электрического КПД турбин «Турбомах» (Титан-130 и Марс-100) является платой за лучшие экологические показатели по выбросам N0* и СО [19,20]. Также ГТУ-ТЭЦ на базе газовых турбин компании «Турбомах» при температурах наружного воздуха менее +8 оС (отопительный период) имеет более высокий коэффициент использования тепла топлива (КИТТ).
Температура выхлопных газов Титан-130 при разгрузке генерирующего оборудования до 50% установленной мощности растет с 500 оС до 580 оС. В то же время, температура выхлопных газов российской энергетической газотурбинной установки ГТЭ-16ПА падает с 500 оС до 420 оС при нагрузке 50% при температуре наружного воздуха +15оС, что отражается на ее экологичности. Более высокая температура выхлопных газов на частичных нагрузках Титан-130 и Марс-100 накладывает дополнительные требования к котлу-утилизатору.
Маневренные характеристики ГТУ-ТЭЦ в значительной степени определяются режимами работы котла-утилизатора, которые должны предусматривать возможность ежедневных пусков и остановов. Для этих целей предлагается использование водогрейного, водотрубного, прямоточного, газоплотного котла-утилизатора (КУВ) без использования системы дожига. Отсутствие системы дожига снимает повышенные требования к жаростойкости материалов внутренних поверхностей КУВ, а также дополнительные требования к вентилированию.
Конструкция котла допускает работу ГТУ через опорожненный котел (на сухую). Осуществление пуска КУВ по «сухому» может быть обеспечено за счет использования байпаса и/или жаростойких сталей для изготовления теплообменных аппаратов и внутренней поверхности котла. Для температуры выхлопных газов ГТУ около 500 оС возможно использование жаростойких сплавов с относительно низкой стоимостью. Применение элементов с минимальной толщиной стенок позволяет увеличить скорость пуска/останова и изменения нагрузки КУВ.
Малое время пуска газотурбинной установки из холодного состояния будет определяться:
• малой мощностью газовой турбины с более низкими температурами в камере сгорания,
• простотой конструкции водогрейного КУ (отсутствием толстостенных узлов, парового контура, системы дожига),
• способностью КУ работать по «сухому».
Как отмечалось ранее, высокоманевренная ГТУ-ТЭЦ также должна содержать автономную паротурбинную установку малой мощности. В свою очередь, малое время пуска паротурбинной установки из холодного состояния будет определяться:
• малой мощностью парового котла (отсутствием толстостенных узлов),
• способностью паровой расширительной машины работать на влажном паре,
• низкими параметрами влажного пара.
Генерирующее оборудование со временем пуска не более 300 секунд относится к вращающемуся резерву и может быть использовано для оперативного покрытия пиковых и полупиковых нагрузок. В то же время в соответствии с данными заводов-изготовителей количество пусков/остановов ГТУ без изменения сроков сервисного обслуживания для Titan 130 составляет 300-350 в год, для российского энергоагрегата ГТД-10РМЭ - 425-450 в год. В соответствии с требованиями правил технической эксплуатации вентилирование газового тракта осуществляется перед пуском газовой турбины, что автоматически увеличивает продолжительность пусковых операций. Время пуска из холодного состояния, включая время вентилирования газового тракта, составляет 600 секунд (быстрый пуск менее 300 секунд).
Снижение времени пуска ГТУ-ТЭЦ до 300 секунд может быть достигнуто за счет изменения подходов к вентилированию газового тракта. Использование непрерывного вентилирования газового тракта в период остановки ГТУ позволит снизить время пусковых операций до требуемого значения.
Расход топлива ГТД-10РМЭ по данным завода-изготовителя при работе на холостом ходу составляет 400 кг у. т. в час, а суммарный массовый расход топливного газа от момента подачи топлива до выхода ГТД на режим холостого хода не превышает 10 кг. Расход топлива при работе ГТД-10РМЭ на холостом ходу в течение часа в 40 раз больше, чем при пуске из холодного состояния до режима холостого хода.
Сводные данные по расходу топлива на пуск энергоблоков на базе газовых и паровых турбин представлены в таблице 2 [21, 22].
Таблица 2.
Сводные данные по расходу топлива на пуск энергоблоков
Тип оборудования Время Расход топлива
простоя, час. т.у.т. кг у.т./МВт
К-160-130 8-10 30 188
К-200-130 8-10 45 225
К-300-240 8-10 70 233
Alstom GT 13D2 (100 МВт) - 11,2 112
Alstom GT 11N2 (113 МВт) - 12,2 107
GE 9151E (113 МВт) - 12,4 109
Siemens SGT52000 EV942 (157 МВт) - 16,2 103
Как видно из представленных данных, удельный расход топлива на пуск 1 МВт электрической мощности газовых турбин малой мощности составляет около 25-30 кг у.т./МВт, что в 6-8 раз меньше по сравнению с конденсационными турбинами. В соответствии с характеристиками сформированного состава генерирующего оборудования была разработана тепловая схема ГТУ-ТЭЦ, отличающаяся высокой маневренностью и экологичностью (рисунок 1).
Рис. 1. Тепловая схема высокоманевренной ГТУ-ТЭЦ
Fig. 1. Thermal diagram of a highly maneuverable GTU-CHPP
Предложенная схема включает газовую турбину (ГТУ), газовый сетевой подогреватель (ГСП), малогабаритный цилиндрический парогенератор (МЦП), паровую винтовую машину (ПВМ), теплообменник (ТО), водогрейные котлы (КВГМ), сетевые насосы (НС).
Результаты и обсуждение
Результаты расчетов параметров разработанной тепловой схемы высокоманевренной ГТУ-ТЭЦ с энергоустановкой Titan-130 производства компании Solar Turbines, выполненной в программной среде Thermoflow, представлены в таблице 3.
Таблица 3
Результаты расчетов параметров высокоманевренной ГТУ-ТЭЦ
№ Параметр Температура наружного воздуха, оС
Основной режим ГТУ-КУВ -30 -3,6 15 30
1 Суммарная электрическая мощность, кВт 18092 15857 11073 9897
2 Суммарная тепловая мощность, кВт 22591 21788 17258 17376
3 Температура выхлопных газов, оС 482 492 503 587
4 Температура воды на входе в КУВ, оС 70 48 40 40
5 Температура воды на выходе из КУВ, оС 150 94 74 74
6 КИТТ в основном режиме ГТУ-КУВ,% (дневной режим) 79,12 83,20 82,27 84,34
7 КИТТ с отключенной ГТУ, % (ночной режим) 90,75 90,8 90,7 90,53
Коэффициент полезного использования тепла топлива (КИТТ) высокоманевренной ТЭЦ превышает 80% при работе газотурбинной установки и 90% при работе паротурбинной установки.
Сравнительный анализ показателей топливной эффективности и экологичности (по объемам выбросов СО2 и N0*) предложенной схемы высокоманевренной ГТУ-ТЭЦ, работающей, в том числе, при пиковых нагрузках в режиме когенерации, со схемами
раздельного производства электрической и тепловой энергии (ГТУ и водогрейный котел (ВК); ПГУ и ВК) представлен в таблице 4. Расчеты выполнены для производства одинакового объема электроэнергии и тепла. В соответствии с условиями моделирования производство 18 МВт тепловой энергии осуществляется в течение 24 часов и 15 МВт электрической энергии в течение 14 часов в сутки.
Таблица 4.
Сравнительный анализ показателей топливной эффективности и экологичности высокоманевренной _ГТУ-ТЭЦ._
Вариант Состав оборудования Расход топлива, % Выбросы СО2, % Выбросы NOx, %
Раздельное ГТУ + ВК 100,0% 100% 100,0%
производство
э/э и т/э ПГУ + ВК 84,4% 84,4% 91,0%
Когенерация ГТУ-ТЭЦ + ВК 74,6% 74,6% 60,8%
Таким образом, предложенный вариант ГТУ-ТЭЦ + ВК для рассмотренного состава и режимов работы генерирующего оборудования является приоритетным с точки зрения топливной эффективности и выбросов СО2 и N0*.
Окупаемость инвестиций в программу развития высокоманевренных ГТУ-ТЭЦ необходимо рассматривать с позиции системного эффекта от повышения энергоэффективности единой энергосистемы страны. Базовым критерием системного эффекта для энергосистемы является отсутствие роста стоимости электроэнергии для конечного потребителя. При этом необходимо учитывать, что в настоящее время окупаемость строительства новой генерации в России обеспечивается исключительно за счет специальных тарифов, устанавливаемых в рамках договоров на поставку мощности.
Строительств высокоманевренных ТЭЦ приведет к росту объема генерации, способной работать в пиковом режиме в энергосистеме, что позволит дополнительно загрузить базовую генерацию за счет снятия режимных ограничений [23].
На рисунке 2 приведено сравнение электрических режимов работы энергосистемы первой ценовой зоны оптового энергорынка при вводе в эксплуатацию 10 ГВт (около 4% установленной мощности электростанций в ЕЭС России) в виде высокоманевренных ГТУ-ТЭЦ с фактическими режимами.
90000
80000
70000
£ 60000
£ 50000
и
0 1 40000
3
О S 30000
20000
10000
4--у
/ /
0123456789 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
А. Фактические режимы работы энергосистемы
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
Б. Режимы работы энергосистемы с высокоманевренными ГТУ-ТЭЦ
Рис. 2. Электрические режимы в первой ценовой Fig. 2. Electric modes in the first price zone of the зоне оптового энергорынка в летний период wholesale energy market in the summer
На рассмотренных графиках представлены следующие зависимости между загрузкой различных видов мощностей и энергопотреблением:
1.Загрузка АЭС, работающих в базовой части графика электрических нагрузок;
2.Загрузка АЭС с учетом технологического минимума ТЭС;
3.Загрузка АЭС с учетом технологического максимума ТЭС;
4.Потребление электроэнергии в рамках энергосистемы за вычетом выработки ГЭС;
5.Загрузка высокоманевренных ГТУ-ТЭЦ.
Приведенные зависимости показывают, что использование высокоманевренных ТЭЦ позволит снять режимные ограничения и дополнительно загрузить 6 ГВт электрической мощности АЭС, а также увеличить объем теплофикационной выработки ТЭЦ и снизить использование неэффективных конденсационных режимов работы теплофикационных
турбин. В свою очередь, это приведет к снижению расхода органического топлива в энергосистеме, которое по полученным оценкам составит 19,6 млн т.у.т. в год.
Повышение топливной эффективности работы ГТУ-ТЭЦ и рост загрузки АЭС в энергосистеме также позволит снизить выбросы СО2 и N0x на 55 млн тонн и 24,7 тысяч тонн в год соответственно.
Еще одним немаловажным эффектом будет являться снижение маржинальной стоимости электрической энергии в секторе торгов оптового энергорынка - рынке на сутки вперед. Так, при использовании высокоманевренных ГТУ-ТЭЦ в пиковой части суточного графика нагрузок вместо конденсационной выработки паровых турбин с давлением пара 130 ата можно оценить в 188 млрд рублей в год. При этом вывод из эксплуатации 10 ГВт неэффективных мощностей ТЭС дополнительно снизит финансовую нагрузку на потребителей на 16 млрд рублей в год в ценах сектора конкурентного отбора мощности оптового энергорынка на 2021 год.
Непосредственно затраты на программу строительства и ввода в эксплуатацию 10 ГВт высокоманевренных ГТУ-ТЭЦ в рамках единой энергосистемы страны в зависимости от серийности производства составят от 600 до 1000 млрд рублей. За счет вышеописанного системного эффекта простой срок окупаемости инвестиций составит от 3 до 5 лет, а дисконтированный (при WACC=12%) - от 5 до 8 лет, что позволяет сделать вывод об инвестиционной привлекательности строительства высокоманевренных ГТУ-ТЭЦ.
Заключение
Повышение системной эффективности ТЭЦ в условиях ужесточения требований к маневренности и экологичности энергоустановок является одной из важнейших задач формирования ресурсосберегающих энергосистем как на региональном, так и на национальном уровне. Ее решение требует разработки новых тепловых схем и определения подходящего состава основного энергетического оборудования, включая газотурбинное, паротурбинное и котельное оборудование, позволяющих ТЭЦ эффективно работать в пиковых и полупиковых режимах.
Была предложена тепловая схема ГТУ-ТЭЦ, включающая газотурбинную и паротурбинную установки, подключенные к общей системе автоматического регулирования и способные работать независимо друг от друга. Газотурбинная установка предназначена для выработки электроэнергии и тепла для внешних потребителей в дневное время. Паротурбинная установка используется для выработки тепла для внешних потребителей и электроэнергии для собственных нужд электростанции в ночное время. С целью снижения продолжительности пусковых операций ГТУ-ТЭЦ упрощена конструкция котла-утилизатора.
Расчеты, выполненные в программной среде «Thermoflow», показали, что КИТТ высокоманевренной ГТУ-ТЭЦ в отопительный период составляет 80%-85%, а в летний период в аварийном режиме превышает 53%. При этом достигаются следующие характеристики маневренности:
• количество пусков от 300 в год без изменения межремонтного периода;
• время пуска до 600 секунд (быстрый пуск до 300 секунд);
• расход топлива на пуск менее 30 кг у.т./МВт;
• регулировочный диапазон - 100% располагаемой мощности.
В сравнении с раздельным производством тепловая схема ГТУ-ТЭЦ в режиме когенерации в пиковой части суточного графика электрических нагрузок показала снижение расхода топлива до 74,6% и выбросов N0x до 60,8%.
Внедрение 10 ГВт высокоманевренных ГТУ-ТЭЦ в рамках ЕЭС России позволит снять системные ограничения на загрузку энергоблоков АЭС и обеспечить снижение расхода органического топлива на 19,6 млн т.у.т в год и выбросов СО2 и N0x на 55 млн тонн и 24,7 тыс. тонн в год соответственно. Также это приведет к снижению маржинальной стоимости электрической энергии в секторе торгов оптового энергорынка - рынке на сутки вперед, и таким образом, тарифа на электроэнергию для конечных потребителей.
Литература
1. СО ЕЭС. Отчёт о функционировании ЕЭС России в 2020 году. [Электронный ресурс] // СО ЕЭС: [сайт]. [2021]. (дата обращения: 24.08.2021).
2. СО ЕЭС. Индикаторы работы ЕЭС/ОЭС. [Электронный ресурс] // СО ЕЭС: [сайт]. [2021]. (дата обращения: 24.08.2021).
3. Мелентьев Л. А. Методология системных исследований в энергетике. Избранные труды. Москва: Издательство Наука, 1995, 289 с.
4. Lisin E., Rogalev A., Strielkowski W., Komarov I. Sustainable modernization of the Russian power utilities industry // Sustainability. 2015(9): 11378-11400.
5. Воропай Н. И., Паламарчук С. И., Подковальников С. В. Современное состояние и проблемы электроэнергетики России //Проблемы прогнозирования. 2001(5): 49-69.
6. Lisin E., Kurdiukova G., Strielkowski W. Economic prospects of the power-plant industry development in Russia // Journal of International Studies. 2016(3): 178-190.
7. Тягунов М. Г. Как должна быть построена энергетическая система с установками на основе ВИЭ //Технический оппонент. 2019 (3): 22-29.
8. Белобородов С.С. Обеспечение баланса производства и потребления электроэнергии в энергосистеме Германии в дни с максимальной выработкой ВИЭ // Электрические станции. 2020(2): 16-22.
9. Lisin E., Kurdiukova G., Okley P., Chernova, V. Efficient Methods of Market Pricing in Power Industry within the Context of System Integration of Renewable Energy Sources // Energies. 2019(12): 3250.
10. Полей А. К., Штым К. А. Анализ экономичности и технологических особенностей эксплуатации импортной ГТУ в условиях распределённой когенерации //Энергетик. 2020(8): 26-31.
11. Дильман М. Д., Филиппов С. П. Требования к топливной эффективности перспективных когенерационных установок //Известия Российской академии наук. Энергетика. 2017(5): 102-111.
12. Зройчиков Н. А., Прохоров В. Б., Фоменко М. В., Зеленов В. В., Киндра, В. О. Анализ изменения выбросов вредных веществ в атмосферу от энергетического оборудования г. Москвы с 1990 по 2010 год // Энергосбережение и водоподготовка. 2013(4): 50-52.
13. Филиппов С. П., Дильман М. Д. Перспективы использования когенерационных установок при реконструкции котельных // Промышленная энергетика. 2014(4): 7-11.
14. Белобородов С. С. ^ижения эмиссии СО2: развитие когенерации или строительство ВИЭ? // Энергосовет. 2018(1): 16-25.
15. Шаршун С. С., Левданская А. А., Сырых Е. А., Позняк Е. А., Рослякова М. А. Анализ эффективности различных вариантов модернизации и реконструкции действующих тепловых электростанций //Московский экономический журнал. 2021(4): 510-521.
16. Юферев Ю. В., Белобородов С. С. Перспективы развития ТЭЦ Санкт-Петербурга в современных условиях // Энергетик. 2017(2): 3-6.
17. Усов С. В., Козаров С. А. Режимы тепловых электростанций. Энергоатомиздат, 1985, 240 с.
18. Радин Ю. А., Фролов М. С., Крутицкий И. В., Илюшин В. В. Влияние элементов котла-утилизатора П-88 энергоблока ПГУ-325 на продолжительность пусковых режимов //Теплоэнергетика. 2011(9): 2-7.
19. Siorek M. P, Guillot S., Xue S., Ng W. F. A sensitivity study of gas turbine exhaust diffuser-collector performance at various inlet swirl angles and strut stagger angles // Journal of Engineering for Gas Turbines and Power. 2018(7): 072602
20. Thomas M. E., Ostrander M. J, Leonard A. D, Noble M., Etheridge C. Mars SoloNOx Cobustion system CFD Modeling. Proceedings of International Gas Turbine and Aeroengine Congress and Exposition. 1995: V003T06A042
21. Андрющенко А. И., Аминов Р.З. Оптимизация режимов работы и параметров тепловых электростанций. Москва: Высшая школа, 1983, 255 с.
22. Кожевников А. И., Аминова Р. З. Оптимизация режимов работы газотурбинной электростанции с учетом влияния износа оборудования //Теплоэнергетика. 2017(10):17-24.
23. Зубакин В. А. Анализ тенденций преобразований и развития российской электроэнергетики //Научно-технические ведомости Санкт-Петербургского государственного политехнического университета. Экономические науки. 2019(6): 104-115.
Авторы публикации
Белобородов Сергей Сергеевич - канд. техн. наук, вице-президент НП «Энергоэффективный город», г. Москва.
Дудолин Алексей Анатольевич - канд. техн. наук, доцент, заместитель заведующего кафедры тепловых электрических станций, НИУ «МЭИ», г. Москва.
Лисин Евгений Михайлович - д-р экон. наук, профессор кафедры экономики в энергетике и промышленности НИУ «МЭИ», г. Москва.
Киндра Владимир Олегович - канд. техн. наук, доцент кафедры инновационных технологий наукоемких отраслей НИУ «МЭИ», г. Москва.
References
1. SO UES. Report on the functioning of the UES of Russia in 2020.SO UES: [web]. [2021]. (date of access: 24.08.2021).
2. SO UES. Indicators of work of the EES /ECO .SO UES: [web]. [2021]. (date of access: 24.08.2021).
3. Melentiev LA. Methodology of System Research in Power Engineering. Selected Works. Moscow: Nauka, 1995, 289 p.
4. Lisin E., Rogalev A., Strielkowski W., Komarov I. Sustainable modernization of the Russian power utilities industry. Sustainability. 2015(9): 11378-11400.
5. Voropai NI, Palamarchuk SI, Podkovalnikov SV. Current state and problems of the electric power industry in Russia. Problems of forecasting. 2001 (5): 49-69.
6. Lisin E, Kurdiukova G, Strielkowski W. Economic prospects of the power-plant industry development in Russia. Journal of International Studies. 2016(3): 178-190.
7. Beloborodov SS, Dudolin AA. Analysis of the adjustment range in the ups russia and ways of its improvement in the creation of new power facilities. Journal of Physics (conf. series) 2017(891): 012199.
8. Beloborodov SS. Ensuring the balance of production and consumption of electricity in the energy system of Germany on days with the maximum generation of renewable energy sources. Electric power plants. 2020 (2):16-22.
9. Lisin E, Kurdiukova G, Okley P, Chernova. Efficient Methods of Market Pricing in Power Industry within the Context of System Integration of Renewable Energy Sources Energies. 2019(12):3250.
10. Polei A.K, Shtym K.A. Analysis of the efficiency and technological features of the operation of imported gas turbines in the conditions of distributed cogeneration. Energetik. 2020 (8): 26-31.
11. Dilman MD, Filippov SP. Requirements for the fuel efficiency of promising cogeneration plants. Izvestia of the Russian Academy of Sciences. Energy. 2017 (5): 102-111.
12. Zroichikov NA, Prokhorov VB, Fomenko MV, et al. Analysis of changes in emissions of harmful substances into the atmosphere from power equipment in Moscow from 1990 to 2010. Energosberezhenie i vodopodgotovka. 2013 (4): 50-52.
13. Filippov SP, Dilman MD. Prospects for the use of cogeneration units in the reconstruction of boiler rooms. Promyshlennaya energetika. 2014 (4): 7-11.
14. Beloborodov SS. Reducing CO2 emissions: development of cogeneration or construction of renewable energy sources? Energosovet. 2018 (1): 16-25.
15. Sharshun SS, Levdanskaya AA, Syrykh EA, et al. Analysis of the effectiveness of various options for modernization and reconstruction of operating thermal power plants. Moscow Economic Journal. 2021 (4): 510-521.
16. Yuferev YuV, Beloborodov SS. Prospects for the development of the CHPPs of St. Petersburg in modern conditions. Energetik. 2017 (2): 3-6.
17. Usov SV, Kozarov SA. Modes of thermal power plants. Energoatomizdat, 1985, 240 p.
18. Radin YuA, Frolov MS, Krutitskiy IV, Ilyushin V. V. Influence of the elements of the waste heat boiler P-88 of the CCGT-325 power unit on the duration of start-up modes. Teploenergetika. 2011 (9): 2-7.
19. Siorek MP, Guillot S, Xue S, Ng WF. A sensitivity study of gas turbine exhaust diffuser-collector performance at various inlet swirl angles and strut stagger angles. Journal of Engineering for Gas Turbines and Power. 2018(7): 072602
20. Thomas ME, Ostrander MJ, Leonard AD, Noble M, Etheridge C. Mars SoloNOx Cobustion system CFD Modeling. Proceedings of International Gas Turbine and Aeroengine Congress and Exposition. 1995: V003T06A042
21. Andryushchenko AI, Aminov RZ. Optimization of operating modes and parameters of thermal power plants. Moscow: Vysshaya shkola, 1983, 255 p.
22. Kozhevnikov AI, Aminova RZ. Optimization of operating modes of a gas-turbine power plant taking into account the effect of equipment wear. Teploenergetika. 2017 (10): 17-24.
23. Zubakin VA. Analysis of trends in transformations and development of the Russian electric power industry. Scientific and technical statements of the St. Petersburg State Polytechnic University. Economic sciences. 2019 (6): 104-115.
© Белобородов С. С., Дудолин А.А., Лисин Е.М., Киндра В. О. Authors of the publication
Sergey Beloborodov - «Energy Efficient City».
Alexey Dudolin - National Research University «Moscow Power Engineering Institute». Evgeny Lisin - National Research University «Moscow Power Engineering Institute». Vladimir Kindra - National Research University «Moscow Power Engineering Institute».
Получено 11.10.2021г.
Отредактировано 18.10.2021г.
Принято 19.10.2021г.
