Оценка технико-экономической эффективности модернизации ГТУ-ТЭС с использованием парогазовой технологии

Приняты действующие на сегодня по Мосэнерго средние тарифы на тепло и электроэнергию и действующая цена природного газа (табл. 2).

Результаты расчетов показывают, что даже в этом случае вариант расширения ТЭЦ-27 двумя ПГУ-170Т с водогрейным котлом имеет положительные критерии эффективности, чего нельзя сказать о варианте с Т-265 (табл. 3).

2-я гипотеза

Цены на природный газ и тепло приняты действующие, а тариф на электроэнергию выбран минимальный, при котором оба варианта строительства имеют положительные критерии эффективности инвестиций (54,15 коп./кВт ч).

Анализ полученных критериев показывает, что вариант строительства двух ПГУ-170Т значительно выгоднее, чем строительство паросилового блока с Т-265 (табл. 4). В варианте с ПГУ-170Т:

■ чистый дисконтированный доход существенно выше;

■ внутренняя норма доходности и индекс доходности выше, что в результате при прочих равных условиях обеспечивает большую устойчивость к возможным рискам при осуществлении проекта;

■ дисконтированный период окупаемости значительно меньше (на 11 лет), что приведет к более быстрому возврату вложенных средств при одинаковых рисках.

Аналогичные расчеты критериев эффективности инвестиций были выполнены Научным центром прикладных исследований (МЦПИ) под руководством доктора экономических наук П.В. Горюнова. Полученные данные и представленное заключение подтверждают расчеты, выполненные на ТЭЦ-27.

Критерии эффективности инвестиций для акционерного капитала по двум вариантам строительства энергоблока №3 ТЭЦ-27 при действующих тарифах (гипотеза № 1) Таблица 3
№	Наименование		Варианты строительства
			Т-265	две ПГУ-170+ВК6
1 2 3 4	Дисконтированный период окупаемости (ДПО, DPB), мес. Чистый дисконтированный доход (ЧДЦ , NPV), $ тыс. Индекс доходности (ИД, PI) Внутренняя норма доходности (ВНД, IRR), %		больше 240 -3750 0,91 18,24	156 6080 1,14 22,94
Критерии эффективности инвестиций для акционерного капитала по двум вариантам строительства энергоблока № 3 ТЭЦ-27 (гипотеза № 2) Таблица 4
№	Наименование	Варианты строительства
		Т-265			двеПГУ-170+ВК6
1 2 3 4	Дисконтированный период окупаемости (ДПО, DPB), мес. Чистый дисконтированный доход (ЧДД , NPV), $ тыс. Индекс доходности (ИД, PI) Внутренняя норма доходности (ВНД, IRR), %	240 0 1,00 20,00			108 10370 1,24 24,98

 

Различие в «привлекательности» инвестиций обусловлено следующими обстоятельствами:

■ удельные расходы топлива на отпуск электрической энергии для ПГУ на 50 г/кВт*ч ниже, чем для паросилового блока, а на отпуск тепловой энергии в отопительный период в варианте с ПГУ на 10 кг/Гкал выше, зато в летний и переходный периоды на 65 кг/Гкал ниже (рис. 1);

 

■ коэффициент использования тепла топлива в отопительный период практически одинаковый, летом — на 22 % выше для варианта с ПГУ (рис. 2);

■ при равном годовом отпуске тепловой энергии блок на базе ПГУ отпустит электроэнергии в сети системы на 18% больше при практически одинаковых затратах топлива (рис. 5).

Кроме того, известно, что на таком крупном оборудовании, как блок с Т-265, трудно обеспечить режимы с оптимальными показателями в течение года. Для оценки этого фактора на основании данных производственно-технического отдела Мосэнерго и Теплосети произведено сравнение расчетных и фактических показателей работы второй очереди ТЭЦ-23 ОАО «Мосэнерго» с энергоблоками Т-250 и водогрейными котлами производительностью 180 Гкал/ч. Характеристики районов, обеспечиваемых тепловой энергией ТЭЦ-23, аналогичны характеристикам районов, которые подключены к ТЭЦ-27. В результате оказалось, что оборудование ТЭЦ-23 работает менее экономично, чем ожидалось в соответствии с расчетами. Фактический коэффициент использования тепла топлива на 6-8%, а иногда и до 15% ниже, чем теоретический (рис. 3).

В наибольшей степени это относится к периоду март-октябрь и связано в основном с тем, что фактическая тепловая нагрузка ниже номинальной и имеет место конденсационная выработка.

Сравнительный анализ возможных отказов котельных установок ПГУ и СКД

 

Таблица 5

Причина отказа	Удельный вес в МЭ в 2000 г.	Вероятность отказа		Обоснование невозможности отказа ПГУ
		СКД	ПГУ
Повреждение ПН вследствие дефектов монтажа, ремонта	14%	Выше	Ниже	Проще конструкция, нет сталей аустенитного класса
Разрыв ПН вследствие перегрева металла, высокотемпературной коррозии	37%	Есть	Нет	Отсутствуют радиационные поверхности нагрева Низкий уровень температур пара и греющих газов
Неисправность регулирующих клапанов, системы регулирования температуры пара	4%	Есть	Нет	Отсутствуют впрыскивающие пароохладители
Неисправность ТДМ и РВП	18%	Есть	Нет	Отсутствуют ТДМ, воздухоподогреватель
Неисправность ПЭН, ПТН, гидромуфты и редуктора ПЭНа	14%	Есть	Нет	Отсутствует гидромуфта ПЭНа
Другие причины	13%

 

В результате доля электроэнергии, выработанной по теплофикационному циклу с марта по октябрь, ниже расчетной. На практике это означает, что в этот период турбины работают не по тепловому графику и их экономичность резко снижается.

Относительно ТЭЦ-27 можно прогнозировать, что ее реальные тепловые нагрузки будут меньше расчетно-проектных. Несмотря на большую, по сравнению Т-250, пропускную способность бойлеров (13000 куб.м/ч против 8000 куб.м/ч) и более низкий а ТЭЦ (0,4 против 0,47), экономичность блока Т-265 с апреля по октябрь будет ниже расчетной, так как увеличится доля конденсационной выработки в этот период. При этом выигрыш от применения парогазовых технологий только возрастет, так как максимальный эффект достигается как раз при конденсационных режимах. Надежность теплоснабжения имеет большое значение в работе ТЭЦ-27, требуемая температура сетевой воды на выходе из ТЭЦ обеспечивается при нормальной работе оборудования как для варианта с Т-265, так и с ПГУ. Но в случае отключения оборудования (например, при минус 28°С) при передаче всего свободного тепла от действующей части недоотпуск будет составлять в варианте:

в с Т-265 - 33%;

■ с ПГУ -5%.

Анализируя наиболее часто встречающиеся случаи отказов котельного оборудования Мосэнерго в 2000 году, можно прогнозировать, что для котлов-утилизаторов ПГУ число отказов будет значительно ниже (табл. 5). Это связано с низким уровнем температуры пара и греющих газов, отсутствием радиационных и ширмовых поверхностей нагрева, тягодутьевых механизмов, регенеративных воздухоподогревателей.

Сравнивая затраты на эксплуатацию и ремонт по таким традиционным трудоемким направлениям, как контроль металла трубопроводов и поверхностей нагрева, ремонт и техническое обслуживание вращающихся механизмов, запорной и регулирующей арматуры, можно говорить о снижении трудозатрат в 3-5 раз по сравнению с блоками СКД (табл. 6).

 

Сравнительные характеристики ремонтно-эксплуатационных затрат блока СКД и 2-х ПГУ Таблица 6
№	Наименование		Количество			Трудозатраты, чел.-час.
			СКД	2 ПГУ		СКД	2 ПГУ (оценка)
1	Котел		1	2		14700	4500
2	Паровая турбина		1	2		15900	6000
3	Газовая турбина			2			ТО; через 25 тыс. часов кап. ремонт в условиях завода-изготовителя
4	Количество	запорной арматуры	450	60		3600	480
		регуляторов	43	10		335	78
5	Количество вращающихся механизмов	6кВ	25		6	7150	2150
		0,4 кВ	31		24
6	Объем контроля металла (сварных швов на 100 тыс. часов)		356	124		534	186

 

Экологические показатели вариантов с ПГУ ни по одному из параметров не уступают варианту с Т-265.

Выбросы NOx. В отопительный сезон удельные выбросы ПГУ несколько выше — за счет большей доли выбросов водогрейных котлов, а в летний период на 60 г/МВт-ч ниже, чем для Т-265. В целом за год выбросы оксидов азота ПГУ на 3% ниже (рис. 4).

Шум. Газовая турбина находится в здании и имеет собственное шумопоглощение. У блока с ПГУ нет таких источников шума, как тягодутьевые механизмы. Применение шумоглушителей на всасывании газовой турбины и за котлом-утилизатором смогут обеспечить шумовые характеристики не хуже, чем у блока с Т-265.

Тепловое загрязнение. По сравнению с паросиловым блоком оно будет ниже на 50%. Что касается собственно ГТУ -сложилась необычная ситуация: к энергетикам, с предложением осваивать и эксплуатировать крупную газовую турбину, пришли авиастроители. Пришли с «авиационным» подходом к конструированию, изготовлению, контролю качества. Предложение должно стать реальностью, потому что ГТД-ПО сконструирован на базе высоких авиационных технологий. Весит он почти в 4 раза меньше зарубежных аналогов и является транспортабельным модулем, что позволяет обеспечивать ее ремонт на заводе-изготовителе.

 

Масштабы внедрения ПГУ и ГТУ в среднесрочной перспективе

 

Т.В. Новикова, И.В. Ерохина, А.А. Хоршев - ИНЭИ РАН, Москва

В последнее время энергокомпании проявляют повышенный интерес к внедрению прогрессивных — парогазовых и газотурбинных — технологий производства электроэнергии. Так, например, в рамках разработки корпоративного баланса на 2005-2009 гг. дочерние зависимые общества РАО «ЕЭС России» (ДЗО) представили инвестиционные предложения по вводу новых и обновлению действующих паротурбинных электростанций суммарной мощностью около 14 млн кВт (рис. 1). 65% всех инвестиционных предложений — 9 млн кВт — относятся к внедрению прогрессивных технологий, из которых около 8 млн кВт — ПГУ и чуть более 1 млн кВт — ГТУ. Основная часть этих предложений относится к категории нового строительства — 5,8 млн кВт, суммарная мощность предложений по внедрению ПГУ и ГТУ при замене составляет 3,1 млн кВт.

В настоящее время вследствие низкой стоимости топлива, недостаточной надежности и неудовлетворительных технико-экономических показателей нового оборудования, в первую очередь его высокой стоимости, энергокомпании «осторожничают» и рассматривают продление срока службы как основное решение проблемы старения паротурбинного оборудования действующих ТЭС в среднесрочной перспективе. Так, например, предложения ДЗО по продлению сроков эксплуатации устаревшего оборудования в ближайшую пятилетку составляют около 25 млн кВт или 20% суммарной мощности действующих ТЭС. Однако, как показали многочисленные исследования ИНЭИ РАН по оценке эффективности обновления ТЭС, по мере роста стоимости топлива и повышения экономичности нового оборудования энергокомпании будут стремиться к внедрению ПГУ и ГТУ для решения проблемы не только физического, но и морального старения оборудования действующих электростанций.

Традиционно при оценке эффективности проектов нового строительства и обновления в условиях неопределенности, к которым относится среднесрочная и долгосрочная перспектива, в электроэнергетике применялся сценарный подход. Суть данного метода заключается в формировании нескольких сценариев, в которых часть факторов неопределенности принимается в «крайних» значениях, а остальные фиксируются на определенном уровне. Применение этого метода позволяет определить условия успешной реализации проекта, а также выделить критические факторы неопределенности, которые в наибольшей степени влияют на результаты оценки. Иллюстрация использования данного метода в оценке эффективности замены паротурбинного оборудования ТЭС на ПГЭС, ПГУ-ТЭЦ и ГТУ-ТЭЦ при варьировании значений удельных капиталовложений и цен топлива и электроэнергии представлена на рис. 2.

В результате процессов либерализации, приватизации и дерегулирования в электроэнергетике изменились механизмы реализации инвестиционных проектов в отрасли, в том числе возросло количество способов и источников их финансирования. В этом случае применения сценарного подхода к оценке эффективности проектов нового строительства и обновления электростанций недостаточно, так как он не позволяет обоснованно ответить на ключевые для инвестора вопросы: какой доход он получит в результате инвестирования, какова вероятность и возможный размер собственных убытков.

В качестве методического инструментария для оценки эффективности проектов нового строительства и обновления, позволяющего подготовить поле решений для инвестора, ИНЭИ РАН была разработана и апробирована методика риск-анализа. Данная методика предполагает формирование достаточно большого числа сочетаний значений факторов риска (например, колебания цен на топливо, спроса на электроэнергию, изменения технико-экономических показателей ТЭС в результате установки ПГУ и ГТУ), которые задаются случайно на основе использования датчика случайных чисел в границах принятых диапазонов и в соответствии с заданными законами их распределения. При этом закон распределения задается экспертно или по желанию инвестора.

Для каждого сформированного сочетания факторов риска (сценария) оценивается коммерческая эффективность установки ПГУ и ГТУ. На основе статистической обработки результатов расчета эффективности обновления ТЭС строится распределение вероятностей возможной величины дисконтированного дохода (ЧДД) и находится доля сценариев, которые соответствуют его отрицательному значению. Отношение числа таких сценариев к общему количеству сценариев и дает оценку риска инвестиций в обновление ТЭС.