Минэнерго изложило свое видение программы модернизации электростанций до 2035 года. ТЭС с изношенным оборудованием, которые хотят попасть в ежегодную квоту на модернизацию в 4 ГВт, должны будут конкурировать между собой, предлагая наименьшие затраты относительно эталонного уровня. По расчётам министерства, новая программа не приведет к росту тарифов выше инфляции, но аналитики полагают, что обеспечить это можно только за счёт будущих ограничений по созданию новой генерации.

Минэнерго 12 января опубликовало базовые принципы масштабной программы модернизации энергоблоков ТЭС в период с 2022 по 2035 год. Речь идёт о том, чтобы модернизировать около 40 ГВт мощностей старых станций к 2030 году за счёт платежей потребителей. Сейчас потребители платят за новые мощности, построенные после реформы РАО ЕЭС по так называемым договорам поставки мощности (ДПМ), но к началу 2020-х годов эти платежи резко упадут, поскольку блоки уже окупятся. Эти «высвобождающиеся» 1,5 трлн рублей в год и предлагается направить на модернизацию. Концепция была одобрена Владимиром Путиным в ноябре, механизмы её проведения нужно подготовить к 1 марта.

Предложенная Минэнерго схема мало отличается от старых ДПМ, считают аналитики и участники рынка. Проекты модернизации будут разделены на категории в зависимости от её глубины (масштаба замены оборудования и т. д.), для каждой категории будут обозначены эталонные затраты. Затем проекты будут отбираться по наименьшей удельной стоимости: чем предложенная стоимость будет ниже эталона, тем больше шансов попасть в программу. Доходность проектов будет определяться по схеме, похожей на старые ДПМ (формула с привязкой к доходности ОФЗ), но саму формулу Минэнерго не привело.

Квота для ежегодного конкурса составит не более 4 ГВт, возврат средств Минэнерго предлагает растянуть на 15–20 лет. К отбору допускается основное генерирующее оборудование: турбины, котлы и генераторы, если они выработали нормативный ресурс не менее чем на 125%, а их загрузка за предыдущие два года составляла не менее 60% (довольно высокий уровень). После проведения модернизации ТЭС должна будет работать в рынке не менее 15–20 лет. Владимир Скляр из «ВТБ Капитала» отмечает, что это требование касается ТЭС старше 40 лет, их в энергосистеме около 60%. Система штрафов за срыв ввода будет довольно лояльной: если в старых ДПМ санкции составляли 25% от повышенного ежемесячного платежа потребителей, то в новой программе это 25% от цены конкурентного отбора мощности.

Минэнерго приводит итоги своих расчётов, согласно которым с учётом модернизации ТЭС цена на электроэнергию и мощность (совокупно) к 2035 году будет расти темпами ниже инфляции и составит 2,875 тыс. рублей за 1 МВт/ч против 3,875 тыс. рублей за 1 МВт/ч при индексации на уровень инфляции. Но этот прогноз пока не учитывает вводы новых АЭС после 2025 года (договоры ДПМ ещё не заключены) и возможное расширение программы ДПМ для зелёной генерации после 2023 года. На рынке пока не понимают, как Минэнерго проводило эти расчёты. Но в целом удержать цену в рамках инфляции возможно, если одновременно сократить отбор проектов новой генерации, полагает Наталья Порохова из АКРА. «С учётом того что модернизация дешевле нового строительства и, значит, платежи за неё будут меньше, таргетирование в рамках инфляции достижимо», – уверена она.

В «Совете производителей энергии» в целом согласны с основными принципами модернизации, предложенными Минэнерго, отмечает глава ассоциации Дмитрий Вологжанин. По его словам, текущие цены не позволяют привлечь необходимые для обновления мощностей средства: цена КОМ на 2020 год практически равна цене КОМ 2011 года, в то время как инфляция нарастающим итогом составила 76%.

Ильин Е.Т., к.т.н., ЗАО «Комплексные энергетические системы», руководитель департамента по инвестиционно-технической политике

Научно-техническая конференция «Энергетическое машиностроение России – новые решения»

Развитие энергетики страны до настоящего времени шло в основном за счет ввода новых паротурбинных агрегатов, имеющих более высокие начальные параметры и большую единичную мощность. Повышение начальных параметров позволяло совершенствовать термодинамический цикл и снижать удельные расходы топлива. Вторым фактором повышения экономичности было широкое развитие теплофикации.

Здесь и далее под термином теплофикация понимается энергоснабжение на базе комбинированной, то есть совместной выработки тепловой и электрической энергии в одной установке. Термодинамической основой теплофикации служит полезное использование отработавшего в паросиловой установке пара для отпуска тепла внешним потребителям (в этом случае используется теплота фазового перехода пара в жидкость).

В комбинированной выработке заключается основное отличие теплофикации от так называемого раздельного метода энергоснабжения, при котором электрическая энергия вырабатывается на конденсационных тепловых электростанциях (КЭС), а тепловая - в котельных.

Особо следует подчеркнуть роль теплофикации для нашей страны, находящейся в зоне суровых климатических условий, где для поддержания жизнедеятельности требуются значительные расходы энергии и тепла. Среднегодовая температура в России - минус 5,5°C. В то же время, например, в Финляндии - плюс 1,5°C. В Швеции и Норвегии еще выше - плюс 2 °C, а это самые северные страны Европы, которые расположены по широте значительно севернее, чем большая часть территории России. Это объясняется тем, что на климат в Европе существенное влияние оказывает теплое морское течение Гольфстрим. Поэтому климатические пояса в Европе расположены таким образом, что средняя температура меняется больше не с севера на юг, а с запада на восток, т.е. чем дальше от побережья, тем холоднее

Развитие теплофикации в нашей стране шло в основном за счет ввода мощных паротурбинных установок типа Т-110-130 или Т-250/300-240. Это позволило за последние 50 лет более чем в два раза снизить удельные расходы топлива на выработку электроэнергии на ТЭЦ с bуд = 590 г.у.т/кВтЧч до bуд = 264 г.у.т/кВтЧч. Однако начиная с 80-х годов, процесс снижения удельных расходов топлива на выработку электроэнергии практически прекратился и даже начался наоборот, рост удельных расходов топлива, рис. 1. Это связано с тем, что к тому моменту теплоснабжение практически всех крупных потребителей теплоты (крупных городов и мощных промышленных потребителей) осуществлялось от мощных ТЭЦ с паротурбинным оборудованием типа Т-110-130, ПТ-80-130, Т-175-130, Т-250-240. Дальнейшее наращивание мощностей ТЭЦ проводилось за счет ввода больших единичных мощностей отдельных агрегатов, что удешевляло строительство, но приводило к неоправданному увеличению αтэц. В результате увеличилось время работы агрегатов ТЭЦ по конденсационному циклу, что и привело к снижению эффективности использования ТЭЦ.

Это подтверждает анализ режимов работы и условий эксплуатации оборудования ТГК-9, ТГК-5, ТГК-6. Даже в отопительный период на уровне 60-70%. Отчасти это связано со снижением тепловой нагрузки промышленных предприятий. Коэффициент использования установленной мощности ТЭЦ в летний период составляет k=0,3-0,4 не более для станций с параметрами пара Ро=130 кг/см ² и tо=555 °С, а станции с параметрами пара Ро=35 кг/см ² и tо=440 °С, имеют коэффициент использования установленной мощности еще более низкий k=0,2-0,3, так как значительно уступают по экономичности работы в конденсационном режиме мощным энергоблокам с промежуточным перегревом пара.

Одним из основных показателей определяющим эффективность оборудования ТЭЦ, является удельная выработка на тепловом потреблении. Ниже, в табл. 1. приводится изменение показателей удельной выработки на тепловом потреблении, для оборудования различного типа.

Как видно из табл. 1., только турбины типа Т-250/300-240, на закритические параметры, способны составить конкуренцию в летних режимах для конденсационных энергоблоков. Таким образом, большинство ТЭЦ с существующим оборудованием, морально и физически устарели и требуют реконструкции или модернизации. При этом реконструкция или должна сопровождаться увеличением уровня загрузки в течение всего года. Так как в противном случае реализация проекта, как правило, не окупается. Из этих условий следует, что реконструкция и модернизация должна сопровождаться повышением выработки электроэнергии на тепловом потреблении, оптимизацией величины αтэц, повышением конкурентоспособности реконструируемого или модернизируемого оборудования в конденсационном режиме. Обеспечить эти условия можно либо путем повышения параметров в паротурбинном цикле или путем газотурбинной надстройки существующей паротурбинной части, если оборудование не выработало свой ресурс.

Для станций работающих на газовом топливе наиболее эффективным способом реконструкции является надстройка существующей паротурбинной части, газовыми турбинами. Этот вариант реконструкции обеспечивает существенное увеличение выработки электроэнергии на тепловом потреблении, при минимальных капиталовложениях.

Такая надстройка может производиться несколькими способами :

1) Надстройка с котлами утилизаторами, бинарного типа или по параллельной схеме;

2) Надстройка с вытеснением системы регенерации;

3) Надстройка со сбросом газов в котел.

Выбор варианта реконструкции в каждом конкретном случае должен определяться исходя из реальных условий эксплуатации и обеспечения экономической эффективности проекта.

Реконструкция с вытеснением системы регенерации или со сбросом газов в котел являются менее эффективными, с точки зрения электрического КПД станции (42-44 и 46-48 соответственно). В этом случае они существенно уступают при прочих равных условиях ПГУ с котлами утилизаторами, электрический КПД которых, для современных ГТУ, меняется от 51% и выше. В силу более низкой эффективности, а также сложности реконструкции схемы реконструкции по вариантам 2 и 3 не нашли широкого применения. Однако, несмотря на высокую экономичность, при реализации первого варианта реконструкции возникает проблема с подбором газовых турбин.

В качестве критериев подбора оборудования для реализации вышеуказанной схемы можно назвать следующие:

Котлы-утилизаторы должны производить достаточное количество пара с параметрами, соответствующими параметрам паротурбинной части;

Параметры газов за газовой турбиной должны обеспечивать возможность генерации пара с необходимыми параметрами в течении всего года, без использования дожигания;

Использование паровых турбин в схеме ПГУ предполагает отключение реге-нерационных отборов (весь цикл подогрева питательной воды осуществляется в котле-утилизаторе). В этом случае мощность паровых турбин, при сохранении уровня тепловой нагрузки и параметров регулируемых отборов, уменьшается приблизительно на 20%. Анализ различных вариантов парогазовых установок

с котлами утилизаторами , показывает, что доля газотурбинной мощности в составе общей электрической мощности ПГУ (брутто) составляет 65-70 % в конденсационном режиме работы и может быть более при максимальном отпуске тепловой энергии от установки. Таким образом, исходя из характеристик паровой турбины, определяется мощность и количество газотурбинных установок.

В общем случае выбор количества и единичной мощности газотурбинных агрегатов ПГУ-ТЭЦ представляет собой комплексную технико-экономическую задачу, имеющую итерационный характер, при этом учитываются максимальный и минимальный уровень необходимых нагрузок, их суточное и сезонное распределение (т.к. мощность ГТУ меняется в зависимости от температуры наружного воздуха), расходы энергии на собственные нужды энергоисточника, капитальные затраты в оборудование, тарифы на отпускаемые виды энергии и цена топлива, а также необходимые требования по надежности энергопроизводства и пр.

Снижение количества и увеличение единичной мощности ГТУ с одной стороны способствует уменьшению удельных капитальных затрат в оборудование станции, снижению количества технологических связей на ТЭЦ и числа вспомогательных агрегатов. Однако в этом случае значительно снижается степень надежности энергоснабжения, так как любой (плановый, либо аварийный) вывод из эксплуатации газотурбинной установки автоматически означает остановку всего парогазового энергоблока. Также заметно сокращается возможный диапазон регулирования нагрузок.

С уменьшением единичной мощности и увеличением числа ГТУ возможно осуществление более гибкого регулирования нагрузок ПГУ-ТЭЦ, а вывод из эксплуатации газотурбинных агрегатов, в том числе и на плановые ремонты, менее болезненно отражается на общем отпуске полезной энергии от станции. С другой стороны при этом увеличиваются удельные затраты в оборудование, возрастает количество паропроводов, водопроводов и других технологических связей. Также увеличиваются необходимые размеры площадки станции, что зачастую является решающим, так как при реконструкции имеются ограничения по существующим размерам ячеек для размещения оборудования.

Существенное влияние на выбор типа ГТУ установки оказывает характеристика изменения температуры уходящих газов за газовой турбиной в процессе эксплуатации. На рис.2 и рис.3 представлены зависимости изменения температуры уходящих газов за газовыми турбинами соответственно фирмы Сименс, ГТУ типа SGT-800 и завода «Авиадвигатель» GTES-16P. Анализ этих характеристик показывает, что SGT-800 способна обеспечивать температуру пара на уровне 510 оС, при понижении температуры наружного воздуха до tнв=-30оС, сохраняя при этом производительность котла утилизатора. В то же время » у GTES-16P температура уходящих газов понижается до 400°С. В этом случае без дожига топлива, не удается обеспечить необходимые параметры пара за котлом утилизатором, что соответственно приводит к снижению эффективности такой реконструкции.

Следует отметить, что реализация схем реконструкции с вытеснением системы регенерации или со сбросом газов в энергетический котел, менее чувствительны к таким характеристикам ГТУ.

Анализ стандартных параметров и мощностей паровых турбин установленных на существующих ТЭЦ показывает, что для газотурбинной надстройки нужны параметры уходящих газов за газовой турбиной в соответствии с требованиями представленными в табл. 2.

В этой ситуации, оказывается, что с учетом сурового климата нашей страны, для реализации надстройки с котлами утилизаторами возможно применение очень ограниченного ряда ГТУ. Расширение парка ГТУ для надстройки может быть достигнуто за счет перевода работы паротурбинного оборудования на скользящие параметры. В этом случае необходимо выделение соответствующего оборудования в отдельные блоки и согласование режимов работы паротурбинной части с заводами изготовителями, а также необходим пересчет характеристик паротурбинной установки и котла утилизатора, при переводе их на скользящее давление.

Кроме этого, значительная часть ТЭЦ находится в черте городов. Поэтому реконструкция ТЭЦ с одновременным наращиванием электрической и тепловой мощности должна обеспечивать если не снижение, то хотя сохранение вредных выбросов на прежнем уровне. В этой ситуации варианты надстройки паротурбинной части с помощью ГТУ с котлами утилизаторами позволяет решить эту задачу без дополнительных затрат на очистные сооружения, так как современные газотурбинные установки способны обеспечить выбросы оксидов азота на уровне 25ppm и ниже. В результате чего при вытеснении котельных агрегатов котлами утилизаторами, выбросы при росте электрической мощности остаются в допустимых пределах. Перечень некоторых ГТУ средней мощности и их характеристик приведен в табл. 3.

Для обеспечения оптимального αтэц по мере исчерпания ресурса паротурбинной части, часть из них должна выводиться без замены. В этой ситуации, в освободившихся ячейках может быть размешены газотурбинные установки, если компоновка позволяет это сделать. Следует при этом учесть, что по мере увеличения удельной выработки на тепловом потреблении, оптимальная доля αтэц снижается, с αтэц =0,5-0,55 для паротурбинного оборудования с параметрами пара на Ро= 130кг/ см2, tо=555оС, до αтэц =0,35-0,4 для ПГУ с удельной выработкой на тепловом потреблении выше 1МВт/Гкал.ч.

Приведенный выше анализ позволяет определить основные принципы реконструкции ТЭЦ и требования к оборудованию, необходимому для реконструкции.

1. Реконструкция и модернизация ТЭЦ должна быть направлена на повышение использования установленной мощности в течение всего календарного года. С этой целью экономичность реконструируемого или модернизируемого оборудования должна быть не ниже экономичности существующих мощных конденсационных энергоблоков. Поэтому необходимо рассмотрение вопроса о расширении номенклатуры паротурбинного оборудования с промперегревом, в том числе единичной мощностью N= 100МВт.

2. В процессе реконструкции и модернизация ТЭЦ удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении должна быть повышена до максимально

возможной, с учетом выбираемой технологии. При этом выбор технологии определяется наличием рынка потребителей тепловой и электрической энергии и их пропорции.

3. Реконструкция ТЭЦ с надстройкой газотурбинными установками с котлами утилизаторами должна предусматривать отключение системы регенерации, с соответствующим пересчетом характеристик паровой турбины.

4. Параметры газов за газовой турбиной должны обеспечивать сохранение параметров пара перед паровой турбиной во всем диапазоне нагрузок и температур наружного воздуха, в противном случае необходимо организация дожига в котле утилизаторе или перевод паротурбинной части на скользящие параметры. При этом эффективность работы оборудования снижается.

5. В процессе реконструкции и модернизации, необходимо приведение величины αтэц к оптимальному уровню, в соответствии с принятой технологией реконструкции.

Список использованной литературы

1. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций. М.: Издательство МЭИ, 2002.-584с.

2. Арсеньев Л.В., Тарышкин В.Г. Комбинированные установки с газовыми турбинами. Л.: Машиностроение, 1982.

3. Безлепкин В.П. Парогазовые и паротурбинные установки электростанций. СПб.: СПбГТУ, 1997.

В последние годы столичные власти активно модернизируют городские ТЭЦ . По словам экспертов, установка современного оборудования позволяет электрическим и тепловым сетям работать без аварий и перебоев. Кроме того, модернизация выгодна и экономически. Например, ввод парогазового энергоблока ПГУ-220 ТЭЦ-12 даст возможность снизить расход топлива на выработку энергии на 15-20%, ощутимо сократить потребление газа и уменьшить себестоимость производства.

ВЫБРОСЫ СОКРАЩАЮТСЯ В ТРИ РАЗА

Как следствие - городские ТЭЦ сокращают давление на городскую экологию. Так, с вводом парогазового энергоблока ПГУ-220 объем выбросов окислов азота сокращается в три раза по сравнению с традиционным паросилового энергоблока. Больше того, использование замкнутого контура охлаждения оборудования позволит уменьшить использование воды из Москвы -реки. Как видим, в результате модернизации ТЭЦ сводится к минимуму негативное воздействие на жильцов окрестных кварталов и объекты транспортной инфраструктуры.

И так, немного цифр. Электрическая мощность блока ПГУ-220 – 212 МВт. Мощность ТЭЦ-12 после ввода в эксплуатацию энергоблока составит 612 мегаватт (МВт).

Энергосистема города Москвы - крупнейшая в России . Установленная мощность электростанций энергосистемы на 1 января 2015 г. составила 11,4 тыс. МВт.

На территории столицы действуют электрические сети напряжением 750, 500, 220, 110 кВ и ниже. Преобладают сети со средним напряжением 6 кВ и 10 кВ. При этом инвестпрограммы модернизации городских ТЭЦ предусматривают активное развитие сети класса напряжения 20 кВ, что вместе со строительством новых питающих центров в скором времени позволит увеличить пропускную способность распредсетей минимум в 2-2,5 раза и повысить надежность систем электроснабжения, исключив дефицит мощности в городе минимум на ближайшие пять лет.

МОДЕРНИЗАЦИЯ ПРОДОЛЖАЕТСЯ

Обращаем внимание, что в Москве преобладает тепловая генерация. Лидер рынка - «Мосэнерго ». Компания управляет 11 ТЭЦ на территории Москвы и двумя в Московской области. При этом всего на территории столицы расположено 152 питающих центра высокого класса напряжения, установленная мощность которых превышает 30 тыс. МВА (из которых 131 подстанция - «МОЭСК ») и 21 подстанция - ОАО «ОЭК» (на балансе города Москвы). Ежегодно сдается 2-3 высоковольтных подстанции и 200 трансформаторных подстанций среднего напряжения.

За 2012-2013 год на деньги инвесторов инвесторов - 162,4 млрд. рублей - введено 6 102,7 МВА трансформаторной мощности, а также реконструировано 562 км и построено 1 410 км кабельных линий. В 2014 году модернизация отрасли продолжилась - на 72,5 млрд рублей введено 2 319 МВА трансформаторной мощности, 489 МВт электрической мощности, а также реконструировано 852 км и построено 1 228 км кабельных линий.

Не смотря на кризис в мировой экономике, в 2015 году на энергетическом рынке Москвы преобразования продолжатся. В соответствии с имеющимися планами инвестиции в размере 67,2 млрд рублей будут потрачены на ввод 2 953 МВА трансформаторной мощности и 640 МВт электрической мощности, строительство 1 336 км и реконструкцию 572 км кабельных линий.

ВАЖНО!

Чем важна ТЭЦ-12?

Электрическая мощность ТЭЦ-12 после ввода в эксплуатацию энергоблока ПГУ-220 составит 612 мегаватт (МВт), тепловая – 1897 гигакалорий в час (Гкал/ч). Годовая потребность в природном газе на ТЭЦ-12 с учетом ввода энергоблока ПГУ-220 составит:

На выработку электроэнергии – 706,4 млн куб. м (в том числе ПГУ-220 – 196 млн куб. м);

На выработку тепловой энергии – 595,8 млн куб. м (в том числе ПГУ-220 – 109 млн куб. м).

Новый блок создан на базе российского оборудования: газовая и паровая турбина , двухконтурный котел-утилизатор для работы турбины.

29 ноября в Москве состоялся круглый стол на тему «Критерии эффективности проектов модернизации ТЭЦ» , на котором эксперты обсудили подходы к выбору таких критериев с учётом опыта реализации программы ДПМ. Организатор мероприятия - . Ведущим круглого стола стал Межевич Валентин Ефимович , член правления ПАО «РОССЕТИ».

Поводом для данного обсуждения стало совещание , проведенное Президентом Российской Федерации Владимиром Владимировичем Путиным 14 ноября 2017 г., в рамках которого было принято решение о реинвестировании средств, высвободившихся после действия программы ДПМ (договор о предоставлении мощности), в глубокую модернизацию тепловой генерации.

С предложениями критериев по отбору проектов строительства и модернизации энергообъектов выступил Дорфман Юрий Валентинович , и.о. первого заместителя генерального директора по технической политике ПАО «ТГК-14». Он представил 8 критериев:

1. Объем энергии, производимой в режиме когенерации. Замена генерирующих мощностей должна быть направлена на увеличение производства энергии в режиме комбинированной выработки.

2. Энергетическая сбалансированность. Модернизация должна быть направлена на достижение энергетической сбалансированности.

3. Экология. В соответствии с данными Росстата за 2016 год города Чита и Улан-Удэ входят в тройку городов с самым загрязненным воздухом в стране. Кроме того, в них функционируют низкоэффективные котельные. При закрытии котельных и подключении объектов теплоснабжения к ТЭЦ удельная эмиссия выбросов снижается в 1,5-2 раза. Выброс бенз(а)пирена при переходе на централизованное теплоснабжение снижается в 3-4 раза на каждую тонну сожженного твердого топлива. С целью снижения негативного воздействия на экологию, требуется модернизация оборудования.

4. Топливная эффективность. ПАО «ТГК-14» имеет одно из самых высоких значений показателя удельного расхода топлива. Снижение удельного расхода топлива является фактором сдерживания роста тарифа на тепловую энергию. Чем выше топливная эффективность, тем предпочтительнее проект.

5. Оставшийся парковый ресурс. Замене должно подвергаться оборудование, парковый ресурс которого исчерпан.

6. Резерв мощности для присоединения потребителей. Отсутствие возможности технологического присоединения новых объектов капитального строительства является сдерживающим фактором развития регионов. Модернизация должна быть направлена в первую очередь на станции, исчерпавшие резерв мощности.

7. Надежность. В первую очередь необходимо осуществить модернизацию высоко изношенных генерирующих мощностей.

8. Наличие первичной инфраструктуры. Наличие первичной инфраструктуры (дымовая труба, внешние инженерные сети, транспортные пути) сокращает затраты на реализацию проекта и уменьшает срок ввода мощности в эксплуатацию.

«Подход к отбору проектов по строительству и модернизации энергообъектов должен учитывать весь комплекс критериев», - закончил выступление Юрий Дорфман.

Ю. Дорфман

Вице-президент НП «Энергоэффективный город» Сергей Сергеевич Белобородов представил в качестве критериев выбора проектов модернизации ТЭС следующие показатели:

Надёжность электро- и теплоснабжения потребителей;

Топливная эффективность (КИТТ);

Экология (улучшение экологической ситуации);

Локализация производства оборудования в Российской Федерации (создание рабочих мест);

Парковый ресурс оборудования;

Стоимость жизненного цикла (отсутствие связи с курсом валют);

Стоимость электрической и тепловой энергии для потребителей.

Катаев Андрей Михайлович , директор по энергетическим рынкам АО «СО ЕЭС» добавил, что главной проблемой является то, что каждый под словом модернизация понимает что-то свое.

«Если стоит вопрос, что такое модернизация, мне кажется, самое важное ответить, какие задачи мы решаем. С точки зрения большой генерации вопрос понятен - не надо закрывать нормальную станцию, выводить все блоки 300 МВт, давайте за 25-50% цены продлим ресурс еще лет на 20. С точки зрения теплоснабжения городов сегодня задача не урегулирована, и уж тем более никто не попытался сформулировать ответы на эти задачи: что мы хотим увидеть через 5-10 лет», - резюмировал он.

По мнению эксперта для недопущения ухода потребителей с ОРЭМ потребность в дополнительных надбавках на модернизацию должна быть абсолютно прозрачна и экономически обоснована.

В случаях если парковый ресурс оборудования истек из-за прибыльной работы на оптовом рынке и требуется его продление для прибыльной работы в дальнейшем или возможно качественное улучшение характеристик оборудования для получения большей прибыли на рынке, то надбавка не требуется.

В случае если парковый ресурс оборудования истек из-за убыточной работы на оптовом рынке по требованию системного оператора и требуется его продление для продолжения убыточной работы на рынке, то надбавка необходима, если оборудование нельзя заместить более эффективным новым строительством или сетевым решением.

Согласно данным СИПР за последние 16 лет (2000-2016) в России было выведено из эксплуатации 18 ГВт устаревших генерирующих мощностей, т.е. средний объем вывода примерно 1,1 ГВт в год:

• данные выводы происходили в разных экономических сценариях (до начала реформы РАО ЕЭС, в ее процессе, в ходе программы ДПМ);
• мероприятия, связанные с данными выводами, не требовали специальных инвестиционных надбавок в тарифы;
• вывод данных объектов генерации не стал причиной социальных взрывов или проблем с электро- и теплоснабжением.

По мнению представителя ПАО «Фортум» при сохранении тренда последних 16 лет на горизонте до 2035 года можно будет вывести до 20 ГВт устаревших мощностей без создания значимых проблем для энергосистемы и экономики страны в целом.

Рис. Источник ПАО «Фортум».

Косяков Сергей Алексеевич , представитель ООО «Невская Энергетика», для корректного анализа проектов модернизации (реконструкции) ТЭЦ предложил использовать критерий: «удельная выработка суммарной теплофикационной электрической мощности, отнесенная к суммарно отпущенной тепловой мощности» . Такой критерий позволяет оценивать «интегральную тепловую эффективность» всей системы (схемы) теплоснабжения. Ключевым условием сопоставления вариантов модернизации (реконструкции) ТЭЦ, по мнению эксперта, является одинаковая электрическая мощность, поэтому для альтернативных вариантов (с недовыработкой электрической мощности) в затратах должны быть учтены затраты на «замещающую» мощность, вырабатываемую на КЭС (ГРЭС) системы. Это определяет состав приведенных затрат для сопоставления и выбора варианта модернизации.

С. Косяков

Валерий Федорович Очков , профессор НИУ «МЭИ», считает, что в крупном городе, тем более в мегаполисе, где есть избыток электроэнергии, поступающей из других регионов, ТЭЦ могут сохраниться и развиться за счет производства не только тепла и электроэнергии, но и дополнительных продуктов и услуг.

К этим продуктам и услугам можно отнести:

• холод (тригенерация);
• информацию (создание на территории ТЭЦ крупных облачных хранилищ информации в тренде развития цифровой экономики);
• зарядку электромобилей (генерация на ТЭЦ низковольтного постоянного тока на генераторах с паровым приводом);
• подготовку городской и питьевой воды;
• утилизацию сточных вод;
• выработку биогаза, а также перевод в тепло и электричество энергии других нетрадиционных источников (солнечная энергия, тепло недр, энергия ветра); выработку минеральных удобрений, строительных и иных материалов;
• утилизацию снега в городе;
• утилизацию бытового мусора;
• регенерацию противогололедных реагентов;
• очистку воздуха городских магистралей через теплотрассы;
• утилизацию избыточного давления газопроводов (турбодетандерные установки);

По мнению профессора, ТЭЦ также должны более активно внедрять современные технологии энергосбережения и энергоэффективности, базирующиеся на:

• аккумуляторах тепла и холода;
• тепловых насосах;
• источниках низкопотенциального тепла (реки, озера, канализационные стоки, подземные пласты и др.);

«ТЭЦ должны не противопоставлять себя современным локальным системам тепло-, электро- и хладоснабжения бытовых и промышленных потребителей, а интегрироваться в данный современный тренд», - добавил эксперт.

После выступлений состоялся обмен мнениями присутствующих экспертов.

В. Очков

Подводя итоги заседания, Валентин Межевич предложил президенту НП «Энергоэффективный город» Виктору Семенову собрать и объединить все предложения участников дискуссии, а также «продолжать проводить подобные мероприятия, пока не будет выработано что-то, что удовлетворит экспертное сообщество в качестве предложений для органов госрегулирования».

После мероприятия президент НП «Энергоэффективный город» Семенов Виктор Германович дал комментарий для портала ЭнергоСовет.Ru.

«При отборе проектов модернизации должен быть учтен общесистемный эффект. Возьмем конкретный случай, ТЭЦ-2 в Улан-Удэ. Заместитель директора АО «Системный оператор ЕЭС» Андрей Катаев правильно сказал: с точки зрения потребления электроэнергии станция не нужна. По мнению вице-президента НП «ЭГ» Сергея Белобородова с точки зрения надёжности теплоснабжения - нужна. При этом станция расположена так, что, если отключается электроэнергия, идут гидроудары в сетях, и поэтому вода сливается. Происходит это потому, что ТЭЦ-2 расположена на холме, из соображений соблюдения экологических требований. Эти факторы взаимно влияют друг на друга. Как в этой ситуации оценить проект по нескольким показателям? Просто оценить можно, сравнивать - нельзя.

Конкурс проектов модернизации подразумевает выбор. Выбор на основании стоимости предполагает, что мы по каким-то финансовым показателям должны сравнивать и выбирать то, что дешевле. Но если мы будем выбирать то, что дешевле, получится, что мы будем делать энергетические блоки или турбины, которые дешевле всего отремонтировать. При этом они могут оказаться не нужны. Т.е. мощность мы восстановим, но это будет та мощность, которая не задействована. Если мы вводим при отборе коэффициент, который будет учитывать, как сегодня турбина загружена, то это опять-таки не показатель. Турбины после модернизации могут быть загружены совершенно по-другому.

Выход из ситуации, безусловно, есть. Это общесистемный (народно-хозяйственный) эффект, он должен быть измеряем, причём, в рублях. Т.е. должна быть разработана некая методика оценки последствий модернизации конкретной ТЭЦ.

Предстоит оценить, сколько стоят выбросы; оценить надёжность; посмотреть, сколько стоят другие замещающие мероприятия, которые обеспечат такую же надёжность. Необходимо просчитать снижение затрат на строительство новых электрических сетей - какие конкретные электрические сети не надо будет строить, сколько они стоят. В отношении предотвращения аварий: сколько возможно и каких аварий, оценка стоимости последствий. Оценить затраты на сетевую инфраструктуру при подключении новых потребителей.

Всё должно быть приведено к одному всего показателю - к величине эффектов. Тогда конкурс может быть проведён не на минимизацию, а, наоборот, на максимальный эффект. Мы вкладываем 1 рубль, и оцениваем, сколько эффектов имеем на этот рубль на выходе.

Такой подход всех бы устроил. Существуют разрозненные методики для оценки отдельных эффектов. Опыт комплексного решения, учитывая разноплановые эффекты, имеется у .

На Бережковской набережной.

«Запуск такой парогазовой установки является большим событием в электроэнергетике и в энергетике в целом, потому что это огромный объём инвестиций, большие работы, современные технологии», — отметил Мэр Москвы.

Он подчеркнул, что такие события в Москве происходят с завидной регулярностью. «Это означает, что энергетика Москвы становится более эффективной, меньше потребляет газа, и, соответственно, меньше выбросов в атмосферу, больше надёжность и, конечно, больше возможностей для подключения новых потребителей», — заявил Сергей Собянин.

Как доложил Мэру Москвы генеральный директор ООО «Газпром энергохолдинг» Денис Фёдоров, пуск нового блока намечен на 26 июня, в настоящее время заканчиваются подготовительные работы.

Ввод нового энергоблока также позволит улучшить экологическую ситуацию в Москве. Впервые на нём будет использоваться сухая вентиляторная градирня (устройство для охлаждения воды). В отличие от традиционных башенных градирен, новая технология позволяет исключить испарения воды и уменьшить её забор из Москвы-реки.

Кроме того, объём выбросов в атмосферу окислов азота при использовании парогазовых энергоблоков примерно в три раза меньше, чем у традиционных паросиловых агрегатов.

По словам Дениса Фёдорова, новая парогазовая установка достаточно небольших размеров, поскольку построена в центре города. Он пояснил, что во время работы установки большие облака пара образовываться не будут: «Она использует температуру воздуха в охлаждении, а не воду. И дополнительно охлаждается вентиляторами».

ТЭЦ-12 (историческое наименование — Фрунзенская ТЭЦ) была введена в эксплуатацию 17 июня 1941 года. В начале войны оборудование ТЭЦ было эвакуировано. Восстановление теплоэлектроцентрали началось в 1944 году, а ещё через два года состоялось вторичное введение ТЭЦ в эксплуатацию.

«В 1944 году началось восстановление электростанции, она постоянно увеличивала нагрузку. В своё время она работала на угле, на сегодняшний день это чисто газовая электростанция. Здесь стоит новый энергоблок, который в ближайшие дни будет запущен», — отметил руководитель Департамента топливно-энергетического хозяйства Москвы Павел Ливинский. По его словам, следующим этапом на ТЭЦ-12 планируется строительство аналогичного блока, а в итоге она станет современной, новой электростанцией.

До ввода нового энергоблока электрическая мощь станции составляла всего 400 мегаватт, а тепловая мощность — 1751 гигакалорию в час. После запуска энергоблока эти показатели выросли до 612 мегаватт и 1897 гигакалорий соответственно.

Строительство нового парогазового энергоблока мощностью 220 мегаватт (ПГУ-220) началось в декабре 2010 года. В его состав вошли:

— газовая турбина типа ГТЭ-160 с синхронным генератором типа ТЗФГ-160-2МУЗ производства ОАО «Силовые машины» (завод генераторов «Электросила»);

— двухконтурный котёл-утилизатор ПК-74 производства ОАО «Подольский машиностроительный завод»;

— паровая турбина типа Т-56/73-7,8/0,04 производства ОАО «Калужский турбинный завод» с синхронным генератором ТЗФП-80-2УЗ производства ОАО «Силовые машины».

Кроме того, было применено трансформаторное оборудование производства ПАО «Запорожтрансформатор» (Украина) и высоковольтные распределительные устройства КРУЭ 110 киловольт и КРУЭ 220 киловольт производства Siemens (Германия).

Таким образом, основное оборудование нового блока мощностью 212 мегаватт произведено отечественными машиностроительными предприятиями. Его тепловая мощность составляет не менее 140 гигакалорий в час, а удельный расход условного топлива — 192 грамма на киловатт-час, что на 27 процентов меньше, чем на действующих энергоблоках ТЭЦ-12 (263,5 грамма на киловатт-час).

Построенный энергоблок является одним из самых современных парогазовых блоков в России. Его КПД в конденсационном режиме составляет 49 процентов, в теплофикационном режиме — 77 процентов.

Строительство энергоблока нового поколения с передовым российским оборудованием повысит безопасность столицы и исключит дефицит электрической мощности в 23 районах Западного и Центрального административных округов Москвы. Благодаря новому ПГУ-220 сети будут работать без аварий, а более двух миллионов горожан смогут получать тепло без перебоев.

Дефицит мощности ТЭЦ исключён минимум до 2020 года и позволяет присоединять к ней новых потребителей. Установленная электрическая мощность ТЭЦ-12 после ввода в эксплуатацию энергоблока ПГУ-220 составит 612 мегаватт (МВт), тепловая — 1897 гигакалорий в час (Гкал/ч).

Основное оборудование нового блока произвели по принципу локализации производства и импортозамещения — блок создан на базе преимущественно российского оборудования: газовая и паровая турбины, двухконтурный котёл-утилизатор для работы турбины.

Ввод парогазового энергоблока ПГУ-220 ТЭЦ-12 позволит снизить удельный расход топлива на выработку энергии в целом по станции на 15 — 20 процентов. При этом благодаря новым технологиям сократится потребление природного газа, уменьшатся эксплуатационные затраты станции.

«Это большое дело, что такая реконструкция состоялась. Она не первая, и она не последняя в череде тех больших программ по модернизации мощностей „Мосэнерго“», — заявил Павел Ливинский.

ПГУ-220 на ТЭЦ-12 стал шестым по счёту энергоблоком на основе современной парогазовой технологии, введённым на электростанциях ОАО «Мосэнерго» начиная с 2007 года. Работы по строительству были выполнены за счёт собственных средств ОАО «Мосэнерго» без привлечения средств городского бюджета.

Бизнес идеи