Применение когенерационных технологий в решении проблем
реклама
2. ПРИМЕНЕНИЕ КОГЕНЕРАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ В РЕШЕНИИ ПРОБЛЕМ ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКИ, ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ И ЭКОЛОГИИ 2.1. Анализ современного состояния энергетики и экономики Украины показывает, что наиболее эффективным и оперативным средством реанимации электрогенерирующих мощностей страны может явиться разработка и широкомасштабное внедрение когенерационных технологий в нашей теплоэнергетике. Определяющими и стимулирующими факторами являются: чрезвычайно высокий моральный и физический износ энергогенерирующего оборудования, требующий в течение ближайшего десятилетия практически полную замену парка оборудования ТЭС, ГЭС, а еще через десятилетие – вывода из эксплуатации АЭС и отсутствие для этого технических возможностей; практически полное отсутствие у государства возможностей самостоятельного финансирования таких проектов (требуется не менее 50 млрд. долл. на 20 лет); тяжелейшая экологическая обстановка в стране и все возрастающие требования к экологической безопасности ТЭС, что обуславливает применение на электростанциях современного и более дорогого оборудования; отсутствие условий для привлечения крупных инвестиций под долгосрочные проекты; повышение цен на энергоносители и, как следствие этого, увеличение цен на электроэнергию и тепло; и с другой стороны низкая удельная стоимость когенерационных установок и быстрая окупаемость вложенных средств; огромный потенциал теплогенерирующего оборудования, способного трансформироваться в когенерационные установки; бурное развитие в последние десятилетия когенерационных технологий в Европе и Америке. 2.2. Идеи повышения эффективности использования топлива за счет комбинированной выработки в одном агрегате тепловой и электрической энергии известны давно. Одной из первых реализованных когенерационных технологий является теплофикация, или выработка теплоты для отопления на базе паровых энергетических турбин. В этом году исполняется 75 лет со дня пуска первой в России паротурбинной ТЭЦ, а первая в мире ТЭЦ была сооружена в 1907 году. Тем не менее, нельзя сказать, что идеи теплофикационных электростанций нашли широкое применение в энергетике страны. В Украине из 17 крупных ТЭЦ только 3 наименьшие (Киевская № 5 и 6 и Харьковская № 5) вырабатывают тепло и электроэнергию, остальные – только электрическую энергию. Удельный вес комбинированных ТЭС не превышает 5 % от 34 установленной мощности ТЭС Украины и менее 3 процентов от установленной мощности генерирующих станций. Это в первую очередь и обуславливает низкий термодинамический КПД выработки электроэнергии на наших ТЭС и ТЭЦ, который составляет в среднем 3337%, а на старых блоках опускается до 28%. В середине столетия, по мере развития газотурбостроения и поршневых ДВС появились многочисленные схемы утилизации теплоты отработавших газов путем надстройки двигателей всевозможными теплообменными устройствами - парогенераторами, водо- и воздухоподогревателями, теплоаккумуляторами и т.п. Одной из разновидностей когенерационных технологий является использование паровой противодавленческой турбины для срабатывания избыточного давления парового технологического котла. И даже парогазовую установку по отношению к газовой турбине можно рассматривать как когенерационную, поскольку утилизируемая теплота используется путем еще одного превращения для выработки дополнительного количества электроэнергии. Главной особенностью большинства из рассмотренных когенерационных схем является то, что в их основе лежит выработка электрической энергии, т.е. электроэнергия является базовым продуктом, а тепловая — вспомогательным, и ее производство улучшает экономические показатели установки. При таком подходе в организации когенерационной схемы, которую можно назвать “выработкой теплоты на базе производства электричества”, существует, по крайней мере, два обстоятельства, которые ограничивают применение когенерации и несколько снижают ее привлекательность. Вопервых, это полная зависимость эффективности и возможности осуществления когенерационной установки от наличия потребителя теплоты в зоне расположения электростанции. Удаленность от потребителей тепла является одной из основных причин, по которым среди наших тепловых электростанций и, прежде всего - самых крупных, суммарной мощностью около 30 млн.кВт, лишь чуть больше 5 % выполнены по когенерационной схеме. Это же относится и к атомным электростанциям и по этой же причине слабо используется когенерация в газоперекачке. Во-вторых, максимальный коэффициент полезного использования теплоты топлива в схемах “выработка теплоты на базе производства электроэнергии” не превышает 0,75-0,8, вследствие чего при отнесении выигрыша от когенерации на основной продукт (электроэнергию), выработанная теплота может оказаться неконкурентоспособной с теплотой, генерируемой в котельных централизованного теплоснабжения, в которых к.п.д. котлов достигает 92 %. Именно по этой причине уже существующие в стране ТЭЦ пока что приходят в упадок. 35 Указанных недостатков лишен подход в организации когенерационных схем по принципу “производство электроэнергии на базе выработки теплоты”, который предлагается и реализуется Институтом технической теплофизики НАН Украины совместно с ОАО “Рассвет” (г. Запорожье). Новизна предлагаемого подхода заключается не в комбинировании выработки тепловой и электрической энергии, которое остается практически таким же, как и в рассмотренном выше подходе, а в применении когенерации в теплотехнологических процессах, которые сами по себе как бы и не нуждаются в улучшении. Например, в системе коммунального теплоснабжения водогрейный котел имеет к.п.д. 92 %, причем не существует принципиальных препятствий увеличить коэффициент полезного использования топлива и до 100 % без использования когенерации. Поэтому идея состоит в том, чтобы, не нарушая экономическую эффективность производства основного продукта (теплоты), снизить, за счет когенерации, себестоимость производства вспомогательного (электроэнергии), что условно эквивалентно увеличению к.п.д. электрогенерирующей установки, входящей в состав когенерационной. Указанный подход реализуется путем надстройки любого существующего теплогенерирующего устройства, сжигающего органическое топливо (котла, печи, топки), энергетическим тепловым двигателем (газовой турбиной или поршневым двигателем), сбрасывающим отработавшие газы в топку котла (Рисунок 2.1). Эффект экономии топлива в комбинированном цикле по сравнению с раздельным производством того же количества теплоты и электроэнергии достигается за счет замещения части топлива, сжигавшегося в котле, теплотой отработавших газов двигателя. Полученный выигрыш в суммарном расходе топлива, отнесенный к производству электроэнергии, и определяет ее низкую себестоимость. Рисунок 2.1 —Тепловая схема когенерационной установки. 36 Детальный анализ энергетических характеристик когенерационных схем, выполненных на базе водогрейных котлов и газотурбинных двигателей [1], показал, что коэффициент полезного использования теплоты топлива КИТ и доля выработанной в установке электрической энергии P Pэ полностью Рэ Рт определяются термодинамикой энергетического двигателя, однозначно характеризуемой коэффициентом избытка воздуха в его отработавших газах т и коэффициентом тепловой нагрузки котла gK - как отношения сжигаемого gKO в котле топлива к расходу gKO при максимальной тепловой нагрузке котла, получаемой при сжигании в выхлопных газах турбины при к = 1 (Рисунок 2.2). Как следует из графика, КИТ увеличивается при снижении т, т.е. при увеличении к.п.д. применяемых ГТУ, а также при увеличении тепловой нагрузки котла, т.е. по мере перехода котла из режима утилизации (т.е. без дожига топлива в котле) к режиму максимальной тепловой нагрузки. Видно, что предлагаемый путь когенерации (т.е. с дожигом) энергетически является более эффективным по сравнению со схемами комбинированной выработки тепловой и электрической энергии, основанными на применении пассивных утилизаторов, и обеспечивает максимально возможный в теплоэнергетике коэффициент полезного использования теплоты топлива (свыше 90 %) при выработке тепловой и электрической энергии. 1 - т =3; 2 – 4; 3 – 5; 4 – 6; 5 – 7; 6 – 10; а - =0; б – 0,2; в – 0,4; г – 1,0; д – для =м. Рисунок 2.22. —Энергетические характеристики когенерационной установки. 37 Оценка топливной экономичности комбинированных циклов не является столь очевидной, как оценка их энергетической эффективности [2]. Достаточно корректно можно оценить только общий выигрыш в топливе для когенерационной схемы по сравнению с раздельной выработкой того же количества тепловой и электрической энергии. Когда же мы переходим к оценке себестоимости того и другого продукта, то на логически обоснованные те или иные схемы распределения топлива на производство теплоты и электроэнергии начинают влиять конъюнктурные соображения, состояние топливного и энергетического рынка, политика цен и т.п. факторы. Именно по этим причинам на сегодняшний день теплота, вырабатываемая на ТЭЦ, является неконкурентоспособной с теплотой, вырабатываемой в котельных централизованного теплоснабжения. По этой же причине, несмотря на все указываемые выше достоинства когенерационных схем, их применение может оказаться на сегодняшний день невыгодным для многих предприятий Украины и стран СНГ. Здесь мы затронули проблему, которая является характерной не только для нас, но и для всей мировой теплоэнергетики. В экономически развитых странах она решается на правительственном уровне, путем создания льготных условий и поощрительных мероприятий для производителей энергии, обеспечивающих экономию топливных ресурсов, о чем уже говорилось выше. В этом проекте мы предлагаем один из путей решения этой проблемы, применительно к сегодняшнему состоянию энергетики и экономики Украины. Для оценки экономических показателей предлагаемых когенерационных технологий нам все же необходимо остановиться на определенной схеме распределения топлива, расходуемого на производство теплоты и электроэнергии. Физически казалось бы все ясно: сколько топлива сжигалось в отдельной газовой турбине, столько в ней и сжигается в составе когенерационной установки. Вся экономия топлива получается в котле, где оно замещается теплотой отработавших газов турбины, и поэтому выигрыш необходимо отнести к генерируемой теплоте. Однако, этот путь нам представляется нелогичным, т.к. теплота и раньше генерировалась в котле с высоким к.п.д. (свыше 90 %), а когенерационная установка создается ради выработки электроэнергии более дешевой, чем в сети. Поэтому более оправданным может быть так называемый “нейтральный” вариант, в котором мы считаем, что теплота после модернизации котельной вырабатывается с той же эффективностью, что и до модернизации, при всех режимах тепловой нагрузки котла, а выигрыш в топливе от применения когенерации относится к производству электроэнергии. Вычисленные для таких условий величины расхода топлива на выработанный кВтч электроэнергии в зависимости от экономичности примененного газотурбинного двигателя (параметр т) и тепловой нагрузки котла (параметр ) показаны на Рисунке 2.3. Минимальные удельные расходы топлива при выработке электроэнергии имеют место при максимальной тепловой нагрузке котла и равны удельным расходам топлива на выработку теплоты, а максимальные - в режиме утилизации. Как видим, этот показатель в когенерационной установке намного ниже, чем для конденсационной тепловой электростанции (пунктирная линия) и тем 38 существеннее, чем более экономичный газотурбинный двигатель применяется для надстройки котла. 450 Для ТЭЦ 400 г.у.т./кВт.ч 350 1 300 2 250 3 200 4 150 100 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1 - т =10; 2 – 8; 3 – 6; 4 – 4. Рисунок 2.3.— Удельный расход топлива на производство электроэнергии в когенерационной установке в зависимости от тепловой нагрузки котла, и экономичности применяемой ГТУ 2.3. Для оценки прибыли, приносимой когенерационной установкой, сроков окупаемости капиталовложений в модернизацию отопительной котельной, а также влияния на эти показатели основных энергетических характеристик оборудования приняты следующие условия: стоимость энергетического оборудования 480 дол. США на установленный кВт электрической мощности, цена производимой электроэнергии - 4,1 цента/кВтч, цена природного газа 83 дол. США за 1000 нм3, коэффициент амортизации 0,1, время работы электрогенерирующего оборудования 7000 час/год. Затраты на строительные работы, зарплату и налоги на прибыль не учитываются. Зависимость срока окупаемости установки от тепловой нагрузки котла и экономичности примененной ГТУ показана на рисунке 2.4. Как видим, срок окупаемости затрат резко снижается при росте тепловых нагрузок и увеличении экономичности ГТД. При использовании современной энергетической ГТУ с =5 для климатических условий Украины с относительной продолжительностью отопительного сезона около 0,5 срок окупаемости сооружения когенерационной установки на базе отопительного водогрейного котла составит 3,3 года и это без учета всех затрат. Столь высокие сроки окупаемости можно объяснить диспропорциями цен на современном рынке энергоносителей Украины: высокими (практически мировыми) ценами на топливо и сравнительно низкими ценами на теплоту и электроэнергию. Влияние отпускной цены электричества на срок окупаемости когенерационной установки наглядно иллюстрируется на рисунке 2.5. Даже при увеличении цены на топливо до 120 дол. США за 1000 нм 3 газа при цене электричества 6...7 цент./кВт-ч срок окупаемости капиталовложений 39 в сооружение когенерационной установки на базе газотурбинного двигателя снижается до 2 лет и ниже. 5 4,5 р 4 3 3,5 2 3 2,5 1 2 1,5 1 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 Н Рисунок 2.4.— Зависимость относительного срока окупаемости когенерационной установки от тепловой нагрузки котла 1 - т=3, 0 лет 4,8 3,8 3 2 2,8 1 1,8 0,8 4 6 8 10 Ц, цент/кВт-ч 2 -5 3-7; Рисунок 2.53.— Зависимость срока окупаемости когенерационной установки от цены электроэнергии на рынке при тепловой нагрузке котла =0,5 и ценах на топливо 1-Цт =83 дол.США/1000 нм3 , 2 - 100, 3 - 120. Здесь следует отметить, что в случае применения в качестве привода генератора газопоршневых двигателей (газодизелей) сроки окупаемости при прочих равных условиях дополнительно снижаются примерно в 1,5 раза за счет снижения удельной стоимости оборудования. 40 2.4. Изложенные выше общие положения проиллюстрируем конкретными примерами приложения когенерационных технологий к различным объектам теплогенерирования. Одним из базовых вариантов реконструкции отопительных котельных является создание когенерационной установки на основе водогрейного котла ПТВМ-30 путем надстройки его энергетической газотурбинной установкой ГТУ-2500 производства НПП “Машпроект” (г. Николаев). В стандартном исполнении котельной турбина с генератором располагаются под котлом (Рисунок 2.6), для чего котел поднимается на своих опорах на 2,5 м. Энергетические характеристики установки приведены в таблице 2.1. Рассмотрено 3 режима работы когенерационной установки по тепловой нагрузке котла (при номинальной постоянной нагрузке электрогенерирующего агрегата): Таблица 2.1— Энергетические показатели когенерационной установки на базе ГТУ-2500 с котлом ПТВМ-30. Наименование Размерность Режимы 1 2 3 4 5 Тепловая нагрузка Расход топлива на производство тепла при кпд котла 91% и Q PH =8000 ккал/нм3 Удельный расход условного топлива ( Q PH =7000) на выработку тепла Электрическая нагрузка Суммарный отпуск энергии когенерационной установкой Коэффициент использования тепла топлива Суммарный расход топлива на установку Прирост расхода топлива по сравнению с отдельно работающим котлом при данной тепловой нагрузке Удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии Гкал/час нм3 /час 35 4808 27,5 3777 4,37 600 г/Гкал 157 157 157 Гкал/час Гкал/час 2,155 37,2 2,155 29,6 2,155 6,5 0,91 0,915 0,803 нм3 /час 5110 4044 1016 нм3/час 302 267 416 г/кВтч 138 122 190,2 * режим номинальной нагрузки котла 35 Гкал/час, * режим максимальной нагрузки на дожиге в выхлопных газах турбины - 27,5 Гкал/час, 41 * режим минимальной утилизации). (летней) нагрузки 4,37 Гкал/час (режим 1-котел; 2 - контейнер турбогенератора; 3 - вход воздуха в ГТУ; 4 электрогенератор; 5 - редуктор; 6 компрессор; 7 - камера сгорания ГТУ; 8 - газовая турбина; 9 - система сжигания топлива в выхлопных газах ГТУ Рисунок 2.6 —Схема когенерационной установки на базе котла ПТВМ-30 Как указывалось выше, затраты топлива на выработку электроэнергии определяются как разность суммарных затрат топлива при данном режиме когенерационной установки и расхода топлива на отдельно работающий котел при этом же режиме. Минимальные удельные затраты топлива на выработку электроэнергии получаются в максимальном когенерационном режиме без добавки свежего воздуха в котел и равны теоретически возможному минимальному расходу 123 г/кВтч (э = 1). Это объясняется тем, что при рассматриваемом режиме к.п.д. котла оказывается более низким, чем коэффициент полезного использования теплоты топлива и эта разность прибавляется к эффективности генерирования электроэнергии (при к=КИТ., э=к). Расчет себестоимости вырабатываемой электроэнергии и сроков окупаемости капитальных затрат приведен в таблице 2.2. Эксплуатационные расходы, учитываемые при определении себестоимости, включают топливную составляювщую, амортизационные расходы, расходы на зарплату обслуживающего персонала и отчисления во внебюджетные фонды, прочие расходы (в размере 40 % от амортизационных отчислений и заработной платы), включающие расходы на масло, воду, ремонт и содержание оборудования и пр. 42 Себестоимость электроэнергии определялась по соотношению С=Згод /Эгод, как отношение годовых затрат на выработку электроэнергии к отпущенной потребителю электроэнергии. Стоимость топлива принималась равной 60 дол.США за 1000 нм3 . Прибыль определялась по соотношению П=(Цэ-С)Эгод, где тарифная цена электроэнергии Цэ принималась равной 3,6 цента/кВтч . При определении капитальных затрат учитывались приобретение и монтаж газовой турбины с генератором, дожимного топливного компрессора, системы маслоочистки, арматуры и трубопроводов, системы управления, включая КИП и А, токоприемного и распределительного оборудования, реконструкция и подъем котла. Цены оборудования приняты по данным заводов-изготовителей. Таблица 2.2. —Себестоимость отпускаемой электроэнергии для КУ в системе теплоснабжения и сроки ее окупаемости. Наименование Режим работы по отпуску тепла Годовой отпуск электроэнергии Годовой расход топлива на отпуск электроэнергии Цена топлива, 1000 нм3 P Отпускная цена на основное оборудование (природный газ с Q H =8000 ккал/ нм3) Годовые затраты на топливо для выработки электроэнергии Капитальные затраты по внедрению установки ГТУ-2500 Электрогенератора Дожимающего компрессора Токоприемного оборудования Всего Прирост амортизационных отчислений Прирост годовых затрат на зарплату и отчисления Прирост прочих расходов Весь прирост Годовые эксплуатационные затраты Себестоимость отпускаемой электроэнергии (за 1000 кВтч) Структура Амортизационные себестои- отчисления Топливо мости электро- Зарплата энергии Прочие Прирост прибыли Срок окупаемости Размерность Гкал/час МВтч 35 20103 Режимы 27,5 20103 4,37 20103 103 нм3 2415 2135 3329 Дол. тыс. дол. 60 144,9 128,1 199,7 тыс. дол. 1619,4 тыс. дол. тыс. дол. 500 145 тыс. дол. 100 тыс. дол. 102,4 тыс. дол. 847,4 тыс. дол. 67,8 тыс. дол. 8,6 тыс. дол. тыс. дол. тыс. дол. 261,9 40,6 117,0 245,1 316,7 дол. 13,09 12,25 15,84 % 26 28 21 % % % дол. 1000 кВтч лет 55 3 16 21,91 3,7 52 4 17 22,75 3,6 63 3 13 19,16 4,2 43 Как следует из таблицы 2.2, себестоимость вырабатываемой электроэнергии составляет от 1,3 до 1,7 цента/кВтч., а срок окупаемости от 3,6 до 4,2 лет в зависимости от режимов тепловой нагрузки котла. По мере увеличения тарифов на электроэнергию и приближения их к мировым уровням, сроки окупаемости будут сокращаться, хотя и приведенные в таблице 2.2 их значения существенно ниже показателей, типичных для традиционной электроэнергетики (10-12 лет). Необходимость в создании когенерационной станции «Южная» возникла вследствие потребности в обеспечении Коммунарского района г. Запорожья тепловой и электрической энергией на базе строящейся котельной. Первая очередь проекта предполагает монтаж 3-х котлов КВГМ-50 суммарной мощностью 150 Гкал и 3-х турбин ЭГ-6000 суммарной мощностью 18 МВт. Вторая очередь предполагает монтаж еще 4-х котлов и 4-х турбин, в результате чего суммарная тепловая нагрузка составит 350 Гкал, электрическая — 42 МВт. Технико-экономические показатели проекта представлены в таблице 2.3. Первая очередь проекта требует 15 000 тыс. USD капиталовложений. Из них на закупку оборудования — 9 750 тыс. USD. Годовые объемы производства электроэнергии на станции составят более 150 тыс. МВт-ч. При этом доля затрат на топливо в себестоимости электроэнергии будет составлять около 60 %. Прибыль на 1 тыс. кВт-ч составит 23 USD, а в пересчете на годовой отпуск — 3 500 тыс. USD. Срок окупаемости равен 4,3 года. В когенерационных схемах в качестве двигателя для привода электрогенератора кроме газовых турбин могут применяться также газопоршневые двигатели. Особенностью цикла на базе использования газопоршневого двигателя является более низкое содержание кислорода в продуктах сгорания двигателя, т.к. коэффициент избытка воздуха в них не превышает 2,0-2,2. Вследствие этого для организации надежного сжигания топлива в котле к продуктам сгорания двигателя необходимо добавлять свежий воздух, доводя содержание кислорода до 15 % объемных. Применение газопоршневых двигателей по сравнению с ГТД имеет ряд существенных преимуществ: более низкая удельная стоимость установленного кВт электрогенерирующих мощностей, большее соотношение номинальных электрических и тепловых мощностей, что сокращает сроки окупаемости установки, больший коэффициент использования теплоты топлива на частичных нагрузках и при режиме утилизации. 44 Таблица 2.3. —Технико-экономические показатели 1-ой очереди проекта строительства ТЭЦ «Южная» г. Запорожье Наименование Режим работы по отпуску тепла Размерность Гкал/час 50 Годовой отпуск электроэнергии МВтч 151 200 151 200 103 нм3 17 539 17 388 Годовой расход топлива на отпуск электроэнергии Цена топлива, 1000 нм3 P (природный газ с Q H =8000 ккал/нм3) Годовые затраты на топливо для выработки электроэнергии Капитальные затраты по внедрению установки ГТУ-6000 (3 шт.) Отпускная Станционное цена на оборудование основное оборудование Всего Прирост амортизационных отчислений Прирост годовых затрат на зарплату и отчисления Прирост прочих расходов Весь прирост Годовые эксплуатационные затраты Себестоимость отпускаемой электроэнергии (за 1000 кВтч) Структура Амортизационные себестои- отчисления Топливо мости электро- Зарплата энергии Прочие Прирост прибыли Срок окупаемости Дол. тыс. дол. Режимы 45,8 19 807 60 1 052 1 043 тыс. дол. 15 000 тыс. дол. 7 500 тыс. дол. 750 тыс. дол. 8 250 тыс. дол. 660,0 тыс. дол. 15 тыс. дол. тыс. дол. тыс. дол. 7,3 151 20 0 1 188 1 767,3 40 715,0 1 758,3 1 903,4 дол. 11,69 11,63 12,59 % 37 38 35 % % % дол. 1000 кВтч лет 60 1 2 23,3 4,3 59 1 2 23,4 4,2 62 1 2 22,4 4,4 Технико-экономические показатели когенерационных установок, созданных на базе отопительных котлов и газопоршневых двигателейгенераторов приведены в таблице 2.4. При расчетах цена топлива принималась равной 66 дол. США за 1000 нм3 , а тариф на электроэнергию - 3,5 цента за кВтч. При примерно таких же уровнях себестоимости производимой электроэнергии сроки окупаемости когенерационных установок с газопоршневым приводом почти в 2,5 раза ниже, чем с газотурбинным. 45 Таблица 2.4. —Технико-экономические показатели когенерационной установки на базе газопоршневых двигателей 17ГД100А и котлов ПТВМ-30 и ДКВР 20/13 № п/п 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Наименование Размерность 2 Тип котла Максимальная (расчетная) электрическая мощность Рекомендуемый тип электрогенерирующего оборудования Количество агрегатов на котел Суммарная электрическая мощность Число рабочих часов в год Выработано электроэнергии в год Стоимость основного оборудования (электрогенерирующие агрегаты плюс дожимной компрессор) Стоимость проектно-монтажных работ Капитальные вложения Приведенная стоимость работ по техническому обслуживанию основного оборудования Приведенная стоимость затрат на капитальный ремонт основного оборудования Амортизационные отчисления 14 Расход смазочных материалов 15 Цена смазочных материалов 16 Зарплата обслуживающего персонала 17 Дополнительный расход топлива 18 Дополнительный расход топлива в год 19 Стоимость топлива 20 Дополнительные суммарные эксплуатационные расходы 21 Себестоимость кВт.час 22 Стоимость установленного кВт 23 Срок окупаемости 46 Варианты 3 4 5 -МВт ПТВМ-30 4,75 ДКВР 20/13 1,515 -- 17ГД100А 17ГД100А шт. МВт 3 4,8 1 1,6 час кВт.час год тыс. дол 8000 38,4106 8000 12,8106 1005 335 тыс. дол 402 134 тыс. дол тыс. дол год 1407 44,65 469 14,9 тыс. дол год 40,2 13,4 тыс. дол год т/год тыс. дол год тыс. дол год нм3 час тыс.нм3 час тыс. дол год тыс. дол год цента дол лет 100,5 33,5 69,12 43,5 23,2 16,85 16 16 578 193 4624 1544 305,2 101,9 550 208,15 1,43 293 1,77 1,625 293 1,95 В качестве примера применения когенерационных технологий в теплотехнологических процессах приведем технико-экономические показатели когенерационных установок на базе парогенераторов и риформинговых печей предприятий типа АО «Азот» (Таблица 2.5). В данном случае экономический эффект от применения когенерации получается от генерирования дешевой электроэнергии и использования ее для покрытия собственных нужд. При этом учитывается стоимость электроэнергии, покупаемой предприятием по цене 5,9 цент/кВтч , и газа - 83 дол. США за 1000 нм3 (данные 1997 г.). При себестоимости получаемой электроэнергии 1,3...1,8 цента за кВтч , т.е. на уровне рассмотренных выше примеров реализации КУ, сроки окупаемости установки в данном технологическом варианте составляют примерно 1,5 года даже при использовании ГТУ. Это объясняется более низкой стоимостью примененного оборудования, т.е. уменьшением капитальных вложений, а также более высокой получаемой прибылью. Таблица 2.5. —Результаты технико-экономического анализа применения когенерации на предприятии типа АО «Азот». № п/п 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 Наименование Размерн ость Варианты Расход природного газа до реконструкции Максимально возможная электрическая мощность Рекомендуемая электрогенерирующая установка нм3/ч 4500 6000 24500 24500 МВт 4,3 5,7 23,4 23,4 Количество Суммарная эл. мощность Стоимость ГТУ Расход природного газа на ГТУ То же на печь или парогенератор после реконструкции Суммарный расход топлива Увеличение расхода топлива Эксплуатационные расходы на увеличение расхода топлива Суммарные дополнительные эксплуатационные расходы Выработка электроэнергии Себестоимость электроэнергии шт. МВт тыс. дол нм3/ч нм3/ч -- нм3/ч нм3 /ч тыс. дол год тыс. дол год кВтч/год дол . 1000 кВтч Прибыль пери стоимости покупной тыс. дол электроэнергии 59 дол. за 1000 кВтч год Доход с учетом налога (30%) на тыс.дол прибыль год Капитальные вложения (с учетом тыс. дол разработки техдокументации, монтажных и пусковых работ) Срок окупаемости лет 47 ПАЭС-2500 ПАЭС- ГТГ-15 з-да “Мотор 2500 Машпрое Січ” кт 1 1 1 2,5 2,5 15 650 650 3830 1140 1140 4730 3600 5135 21400 ПАЭС2500 5 12,5 3250 5682 20182 4740 240 159,4 6275 275 182 26130 1630 1090 25864 1364 906 273 295 1695 1431 20106 18 20106 14,7 120106 13,3 100106 14,3 820 886 5484 4470 574 620 3839 3129 910 910 5362 4550 1,58 1,46 1,4 1,45 Прибыль, получаемая от применения когенерации в технологических процессах, может быть выражена в уменьшении себестоимости получаемой продукции [3]. В качестве примера рассмотрим надстройку газотурбинным электрогенерирующим агрегатом типа ПАЭС-2500 печи по обжигу клинкера в цементном производстве. Когенерационная установка проектируется с таким расчетом, чтобы покрыть только собственные нужды в электроэнергии, стоимость которой составляет ~50 % в стоимости цемента. Расчеты показывают, что при производительности печи около 150 тыс. тонн в год, надстроенной ГТУ, мощностью 2500 кВт, за счет прибыли получаемой от покрытия собственных нужд на электроэнергию (539 тыс. дол. в год) себестоимость тонны цемента снижается на 32 %. Срок окупаемости установки составляет 1,56 года. Для сравнения с приведенными выше данными приведем пример технологической когенерационной установкой, созданной в Германии фирмой STORK. КУ создана на базе печи для подогрева сырой нефти с использованием энергетической ГТУ фирмы Дженерал-Электрик мощностью 36 МВт. Выхлопные газы турбины сбрасываются в печь и проходят последовательно секцию парогенерирования и подогрева нефти. Утилизируемая теплота составляет 64,2 МВт. Дополнительно в печи получают 29 МВт теплоты за счет сжигания в потоке газа дополнительного топлива. Насыщенный пар для технологических целей имеет давление 18,5 бар, расход 125 т/ч. Суммарно в когенерационном цикле расходуется 148,2 МВт. При раздельном производстве потребовалось бы 198 МВт, т.е. экономия в топливе составляет около 25 %. При существующих ценах на энергоносители себестоимость вырабатываемой электроэнергии составляет 1,7...2,2 цента/кВтч. Капиталовложения составили 9,13 млн.дол. США, а срок их окупаемости менее полугода (вследствие высоких тарифов на электроэнергию - до 10 цент/кВтч.). 2.5. Приведенные примеры убедительно свидетельствуют, что применение когенерационных технологий являются на сегодняшний день одним из самых предпочтительных и результативных путей повышения эффективности использования топлива в теплоэнергетике. Недаром в последнее десятилетие этим технологиям уделяется в высокоразвитых странах пристальное внимание. В Украине на сегодняшний день еще не построено ни одной когенерационной установки, реализующей рассматриваемый здесь подход, хотя возможность для широкого внедрения когенерации в нашей стране (так же, как и в других странах СНГ) - уникальные. На протяжении многих десятилетий в стране создавалась система централизованного теплоснабжения на базе ТЭЦ и мощных отопительных котельных, благодаря чему достигнута очень высокая концентрация теплогенерирующих мощностей. Одним из путей внедрения когенерации с комплексом энергосберегающих проектов в системе коммунальной энергетики является создание Демонстрационных зон высокой энергетической эффективности в 48 рамках проекта Европейской Экономической комиссии ООН “Энергетическая эффективность - 2000”. Комплекс наиболее эффективных и быстро окупаемых проектов предлагается для реализации в рамках жилмассива “Южный”, г. Запорожье, в системе производства, передачи и распределения тепловой и электрической энергии. 2.6. Основные направления повышения энергоэффективности и сокращения выбросов. Проведенный анализ энергосберегающих проектов в системе муниципальной энергетики, позволил выделить комплекс основных мероприятий, позволяющих проводить реконструкцию существующих систем теплоснабжения в масштабах жилмассива, района, города, области, используя типовой набор технических решений: когенерация - совместное производство тепловой и электрической энергий с применением газотурбинных, газовых или газодизельных генераторов и утилизацией их тепловой энергии в водогрейных или паровых котлах; глубокая утилизация тепла отходящих газов котлов с конденсацией водяных паров; прокладка теплотрасс предварительно изолированными трубами; создание автоматизированной энергоснабжения; системы управления и учета внедрение индивидуальных тепловых пунктов и приборов учета тепла, газа и воды. Комплекс предложенных мероприятий позволяет вдвое снизить расход топлива (природный газ) на производство тепловой энергии и соответственно снизить количество вредных выбросов. Разработанные применительно к системе теплоснабжения жилмассива “Южный”, с населением в 35 тысяч человек, проекты имеют следующие технико-экономические показатели, которые представлены в таблице 2.6. 49 Таблица 2.66 —Энергосберегающие инвестиционные проекты, предлагаемые к осуществлению в демонстрационной зоне высокой энергетической эффективности жилмассива “Южный” на первом этапе. № п/п Наименование проекта, объект 1 Внедрение когенерации в котельной завода “Радио- прибор” Внедрение когенерации в котельной “Южная” Глубокая утилизация тепла на котельных “Южная” и “Радиоприбор” Замена теплотрасс предизолированными трубами Автоматизированная система управления энергоснабжением микрорайона. Внедрение приборов учета тепла, газа, воды и ИТП Итого 1а 2 3 4 5 Капитальные Экономическая Срок Снижение Снижение вложения, эффекокупаемо расх. прирасхода тыс.$ тивность, тыс.$ сти, лет родн. газа, природного млн. м3/год газа, % 4860 1350 3,6 4,3 12,8 1410 742 1,9 1,07 3,2 205 513,9 0,4 3,1 9,2 3378 609,3 5,5 5,36 16,0 1850 804 2,3 1,4 4,1 2200 1158 1,9 1,7 5,0 13903 4830,2 - 16,9 50,3 Комплексный характер предлагаемых мероприятий позволяет использовать их в любых масштабах путем тиражирования на систему теплоснабжения района, города, области, государства, что позволит получить следующие результаты (Таблица 2.7): Таблица 2.77.— Параметры проекта при тиражировании его масштабов Параметры Размерность Жилмассив параметров “Южный” Сокращение расхода млн. м3 / год 16,90 газа Сокращение тыс.тонн/год 10,75 выбросов СО2 Сокращение тыс.Гкал/год 131,00 тепловых выбросов Выработка млн.кВт/час/г 70,00 электроэнергии од г. Запорожский Украина Запорожье регион 350 1000 25000 280 890 17000 2500 8000 200000 1861 5813 116271 Кроме прямого снижения выбросов за счет уменьшения количества топлива, необходимого для выработки тепловой энергии, предполагается 50 комплекс специальных экологических мероприятий по снижению выбросов СО2, NOх, СО путем следующих решений: * рециркуляция дымовых газов; * стадийное сжигание топлива; * применение высокоэффективных малотоксичных горелок; * глубокая утилизация тепла отходящих газов в контактных теплообменных аппаратах; * контроль и регулирование процессов горения с помощью газоанализаторов и управляющих контроллеров; * озеленение и благоустройство жилмассива с целью снижения количества пыли в атмосфере. 2.7. Следует отметить некоторые особенности применения когенерационных технологий. Первая состоит в том, что электроэнергия вырабатывается практически на месте ее потребления. Это ликвидирует колоссальные потери (достигающие в некоторых случаях 50%) в линиях электропередачи. Расчеты показывают, что в большинстве случаев превращение теплогенерирующих мощностей в когенерационные позволяет практически полностью обеспечить данный жилой массив или данное производство, привязанные к рассматриваемому теплогенератору, собственной электроэнергией. За исключением крупных производств это позволяет решить местные или даже региональные энергетические проблемы, обеспечив собственную энергетическую независимость. Вторая особенность состоит в том, что сжигание топлива в когенерационном цикле приводит к существенному уменьшению вредных выбросов по сравнению с сжиганием того же количества топлива раздельно (Рисунок 2.7). Расчеты показывают, что за счет снижения содержания кислорода и адиабатной температуры горения в топке котла при дожигании топлива при номинальном режиме выбросы NOx снижаются в 2-3 раза, а СО почти на порядок, и в любом случае тем больше, чем ниже коэффициент избытка воздуха в двигателе. При снижении тепловых нагрузок котла вредные выбросы монотонно увеличиваются до значений выбросов двигателя в автономном режиме работы. 51 1 - т=8, 2 -4 3-2. Рисунок 2.7—Зависимость вредных выбросов из котла когенерационной установки от его тепловой нагрузки при номинальной нагрузке газовой турбины И, наконец, еще одна особенность применения когенерационных технологий состоит в том, что экономия топлива носит скрытый характер. Действительно, преобразование котла в когенерационную установку приводит к увеличению потребляемого природного газа по сравнению с расходом газа на автономно работающий котел. Однако, это приращение расхода газа в 2-3 раза меньше того количества, которое необходимо для работы электрогенерирующей установки такой же мощности в автономном режиме. Для физической реализации экономии топлива необходимо, параллельно с вводом когенерационных мощностей, выводить из эксплуатации отработавшие свой ресурс тепловые электростанции или агрегаты. Таким образом, когенерационные технологии из средства решения местных энергетических проблем перерастают в элемент энергосбережения общегосударственной энергетической программы. С теми мощностями, которые могут быть введены при помощи превращения теплогенерирующих мощностей в когенерационные, необходимо считаться, т.к. они могут достигать 15-20 % от ныне установленных электрогенерирующих мощностей страны. При этом может быть сэкономлено в год около 10...12 млн.т.у.т. Для этого в стране имеются реальные предпосылки, т.к. к 2005 г. большинство тепловых электростанций отработают не только расчетный, но и предельный ресурс работы, а к 2020 г. должны быть выведены из эксплуатации и все атомные электростанции. Поэтому проблема модернизации нашей крупной энергетики может и должна решаться с учетом программы развития когенерационных технологий в Украине, а уточненная стратегия развития энергетики, которую нужно 52 создавать с учетом реального состояния нашего топливно-энергетического комплекса, должна реально учесть место когенерации в энергетике страны. Подводя итоги сказанному, следует отметить следующее. Когенерация не панацея от всех наших энергетических бед. Но благодаря самым низким в энергетике удельным капиталовложениям (300-500 дол. США на установленный электрический кВт), небольшим срокам ввода оборудования в действие (от 0,5 до 1 года), низким срокам окупаемости (1,5-4 года), и решению ряда социальных проблем (загрузка производителей оборудования, увеличение занятости населения и т.п.) широкое внедрение когенерационных технологий в промышленной теплоэнергетике, теплоснабжении, транспорте газа и других отраслях хозяйства позволит решить злободневные энергетические проблемы, оживить производство и основное - дать время и возможности для реорганизации и модернизации крупной энергетики, которая в ближайшие годы будет непосильной для нашей больной экономики. И во-вторых, несмотря на все то колоссальное значение, которое когенерация имеет для экономики и энергетики страны, никакого сдвига в решении проблемы ее широкого внедрения не произойдет, если руководство страны не предпримет соответствующих встречных шагов. В условиях перехода к рыночным отношениям и отсутствия у государства средств для финансирования капитальных проектов инициатива в строительстве когенерационных установок и в получении инвестиций под него может исходить только “снизу”, от заинтересованной организации. Поэтому необходимо законодательным путем с одной стороны пробудить интерес к внедрению когенерационных технологий, а с другой стороны - предоставить гарантии и обеспечить условия возврата инвестиций, т.е. сделать сооружение когенерационных установок делом прибыльным. Для этого необходимо отрегулировать ценовую политику в топливно-энергетическом комплексе, поощрять внедрение топливо- и энергосберегающих технологий льготами (дотациями, “налоговыми каникулами” и т.п.), обеспечивающими получение прибыли и погашение кредитов, т.е. разработать систему стимулов для применения когенерационных технологий, отрегулировать правовые вопросы при обмене выработанной электроэнергией с сетями, либо при ее продаже, разработать систему гарантий для иностранных и внутренних инвесторов и возможные схемы возврата кредитов, обеспечить государственную поддержку когенерационных проектов. Зарубежный опыт показывает, что все эти вопросы в той или иной форме решаются, т.к. стимулом для таких решений является чрезвычайно высокая топливная эффективность когенерационных технологий. 53 3. ФИНАНСИРОВАНИЕ В СТРОИТЕЛЬСТВО КОГЕНЕРАЦИОННЫХ СТАНЦИЙ С ВНЕДРЕНИЕМ ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ ПРОЕКТОВ По расчетам, приведенным в данном «Проекте», Украина имеет возможность в течение 20 лет построить и/или реконструировать действующие водогрейные котельные и ТЭЦ с вводом 10 тыс. МВт новых установленных мощностей. На ввод этих мощностей с внедрением энергосберегающих мероприятий потребуется более 5 млрд. долларов США, то есть с вводом 500 МВт установленных генерирующих мощностей ежегодно необходимо более 250 млн. долларов США инвестиций. Таким образом, появляется возможность в течение этого срока вывести из эксплуатации около 20% действующих тепловых станций, отработавших свой граничный срок. Для финансирования данных проектов необходимы начальные условия: Утверждение уровня рентабельности по выработке тепла и электрической энергии не ниже 25%. Право получения прибыли сверх уровня предельной рентабельности от энергосберегающих проектов. Принятие закона об освобождении от налога на прибыль финансовых средств, направляемых на внедрение энергосберегающих проектов. Право предприятий относить на валовые издержки проценты по займам, привлеченным для внедрения этих проектов, а также оплату всех видов страхования по этим проектам. Государственные или муниципальные гарантии по возврату этих займов. Принятие закона о разделе продукции и открытие спецсчетов для возврата займов и оплаты процентов по ним. Освобождение от НДС по закупаемому оборудованию и выполняемым работам по данным проектам. 3.1. Схемы финансирования проектов. В мировой практике финансирования энергетических проектов наблюдается огромная многовариантность, но для экономических и политических условий Украины наиболее подходят следующие схемы финансирования. 3.1.1. Финансирование строительства когенерационной станции одним или несколькими частными компаниями, заинтересованными в удовлетворении своих потребностей в тепловой и электрической энергии для отопления офисов и производственных помещений, а также для технологических режимов. 54 В данной схеме наилучшим вариантом является создание самостоятельной компании по производству тепла и электроэнергии. Этой компании передается в уставный фонд необходимое оборудование, здания, сооружения, инженерные сети. После этого компания привлекает под разработанный инвестиционный проект соучредителей со стороны, желающих вложить деньги или оборудование в этот бизнес. Вторым этапом является получение недостающей наличности в виде кредитов банков. В качестве залога под возврат кредита выступают материальные ценности и недвижимость вновьобразованной компании. Гарантией возврата кредитов должны быть договора с компаниямиучредителями на поставку им, в течение срока возврата кредита, тепла и электроэнергии по фиксированным ценам, удовлетворяющим инвестиционный проект. При данной схеме для получения дальнейшей прибыли и снижения доли рисков в случае банкротства, одной из компаний-учредителей желательно иметь установленные мощности с двойным покрытием собственных потребностей для отпуска энергии на сторону. 3.1.2. Финансирование проектов на базе государственной или муниципальной собственности. Аналогична первой, но только в связи с запрещением приватизации систем теплоснабжения и электроснабжения взносом в уставный фонд может быть договор аренды на срок, равный сроку эксплуатации основного оборудования. 3.1.3. Самофинансирование проектов предприятиями муниципальной энергетики. I Схема Данная схема финансирования предполагает использование собственной прибыли предприятия (возможно даже расчетной) с гарантированной выплатой предприятию, ведущему энергопроект, дотации на разницу тарифов за услуги населению. При этом возможна оплата дотации 50% денежными средствами и 50% казначейскими векселями. В связи с тем, что 85% оборудования предполагается отечественного производства, казначейские векселя будут использованы для его приобретения. Денежные средства необходимы для оплаты закупки импортного оборудования и программных продуктов, а также на зарплату персоналу. Так как внедрение всех энергосберегающих проектов на предприятиях муниципальной энергетики позволит экономить свыше 40% топлива, а стоимость топлива в тарифе тепловой и электрической энергии составляет больше 50%, есть реальная возможность в результате внедрения этих проектов отказаться, после окончания срока возврата заемных средств от дотаций на тепло и электрическую энергию как от таковых. 55 Поэтому предполагается контракт между государством (или органами местной власти) о том, что государство предоставляет предприятию вышеприведенные льготы и в течение срока строительства гарантирует выплату дотаций. А предприятие в свою очередь обязывается, начиная с 4-го года начала работ по внедрению данного проекта, постепенно в течение 10 лет исключать дотации из своих расчетов тарифа. 120 100 100 100 100 90 80 Доля, % 80 60 60 50 40 40 30 20 20 0 1 2 3 Срок внедрения проекта 4 5 6 7 8 9 10 Годы Доля дотации в тарифе, % Рисунок 3.1— Доля дотации в тарифе на тепловую энергию II Схема. Эта схема предполагает финансирование проекта жителями населенного пункта, на территории которого они проживают и пользуются услугами предприятия, снабжающего их теплом и электроэнергией. В данном случае предполагается заключение инвестиционного договора об инвестиции в это предприятие дополнительных средств в размере (1-5) стоимости годовой оплаты за тепло и электроэнергию, потребляемыми данным заимодавцем. В этом случае предполагается выплата процентов по займу на срок 10 лет (срок окупаемости проекта) с погашением этого займа через 10 лет. Оплата процентов по займу осуществляется ежемесячно, путем уменьшения стоимости оплаты за тепло и электроэнергию на сумму, аналогичную начисленным процентам. 56 Таблица 3.1 —Примерный расчет процентов в зависимости от суммы инвестиционного договора Сумма платежей за - Годовые проценты по займу 1 год 2 года 3 года 4 года 5 лет 10 11 12 13 15 Количество лет оплаты за тепловую и электроэнергию после окончания договора займа 1 2 3 4 5 Таким образом, предполагается привлечение средств на основе самофинансирования практически с твердыми гарантиями по оплате процентов, так как вне зависимости от удорожания стоимости тепла и электрической энергии процентное соотношение остается постоянным, оговоренным в договоре займа, а также гарантий антиинфляционных процессов возврата (так как покрывается стоимость цен через 10 лет) за 1-5 лет вне зависимости от их фактической стоимости. Эта схема хороша тем, что она не требует привлечения кредитов банков (которые сегодня проблематичны), привлекаются деньги в оборот и социальной гарантией заемщиков от обесценивания этих вложений. Формы привлечения инвестиций могут быть различны: 1. Инвестиционные договора. 2. Создание инвестиционного фонда под данный проект в банке или инвестиционных компаниях. 3. Выпуск и продажа облигаций. 4. Выпуск привилегированных акций с гарантиями. По истечению срока займа его возврат возможен по следующим вариантам: 1. Оплата за 1-5 лет стоимости тепла и электроэнергии. 2. Приобретение акций или корпоративных прав данного предприятия. 3. Заключение на новые сроки договора займа на льготных условия. 4. Получение наличных денег по окончанию срока договора. Описанные выше схемы привлекательны сами по себе. Но наибольшую эффективность они смогут дать при применении обеих схем в одном проекте «Демзоны «Южная». И на сегодняшний день они могли бы привлечь под внедрение этих проектов на Украине около 5 млрд. долларов США в энергосберегающие проекты, которые позволят сэкономить около 611 млрд. м3 газа и получить дополнительно 5000 МВ энергетических мощностей. 3.2. Государство, гарантии и инвестиции. Все приведенные схемы финансирования могут с определенной вероятностью работать на территории Украины, но наилучшим условием 57 внедрения этих проектов с учетом проведения мер по энергосбережению и уменьшению вредных выбросов в атмосферу может быть гарантия государства о приобретении электрической энергии, получаемой в результате экономии топлива, по фиксированным ценам для бюджетной сферы и/или на экспорт на срок окупаемости данных проектов. Также представляет интерес идея инвестирования проектов, уменьшающих выбросы в окружающую среду путем продажи квот в другие страны. 3.2.1. Экспорт электроэнергии как механизм финансирования когенерационных и энергосберегающих проектов. Как говорилось выше, вопросом возврата кредитов под когенерационные проекты является предоставление государством твердых гарантий предприятиям, которые вырабатывают электроэнергию на сэкономленном топливе, о приобретении ее по строго фиксированным ценам на весь период окупаемости проекта. Одной из таких гарантий может быть предоставление государством квот по экспорту электроэнергии. Опыт развития энергетики бывшего Советского Союза и стран Восточной Европы показывает, что экспорт-импорт электроэнергии является важным инструментом повышения эффективности и надежности энергетической системы. Бурное развитие частной энергетики Западной Европы за последние 10 лет подтверждает эффективность этой доктрины. Анализ развития рынков энергетики Европы показывает растущую интеграцию систем электроснабжения и высокую конкуренцию среди генерирующих компаний и независимых поставщиков. Благоприятное геополитическое расположение Украины на Европейском континенте, развитая сеть линий электропередач высокого напряжения (до 750 кВ), избыток генерирующих мощностей электростанций позволяют считать, что экспорт электроэнергии из Украины имеет огромный потенциал. 58 Рисунок 3.2 — Схемы экспорта электроэнергии Хотя и существуют экономические и технические трудности для его реализации, успешное осуществление одного-двух пилотных проектов позволило бы отработать механизмы его реализации, занять определенную позицию на Европейском рынке, оживить процесс реконструкции энергетических мощностей Украины за счет притока «живых» денег. Проведенный совместно с Кембриджской Ассоциацией Энергетических Исследований (CERA), привилегированным членом которой является ОАО «Рассвет», анализ рынков, компаний и потоков энергоносителей позволил выделить два приоритетных проекта (Рисунок 3.2): - экспорт электроэнергии из Центральной и Западной Украины через Словакию, Венгрию, Румынию в Австрию, Германию, Италию; - экспорт электроэнергии из Юго-Восточной Украины через Молдавию, Румынию, Болгарию в Турцию для замещения местной электроэнергии и высвобождения дефицитного газа для нужд муниципальной энергетики. Основой успешной реализации проектов экспорта электроэнергии являются следующие моменты: высокая надежность и качество поставляемой электроэнергии; конкурентоспособная цена на рынке импортера; 59 экологическая чистота вырабатываемой электроэнергии; наличие опытного и влиятельного партнера на рынке Западной Европы. Для обеспечения высокой надежности и качества электроэнергии существует два решения: - «островной» генерирующей станции, когда несколько блоков работают только на экспорт и синхронизируются только с сетью импортера и не связан с частотной национальной ОЭС; - экспорт электроэнергии осуществляется через вставки постоянного тока на межгосударственных линиях электропередач. Схемы транзита и этапы реализации проекта. Анализ рынка (Таблица 1.3) и цен на электроэнергию Европы показывает, что наиболее привлекательными являются рынки Австрии (экспорт 9,3 ГВтч), Италии (экспорт 13,6 ГВтч), Германии (импорт 31 ГВтч) и Турции, как рынки с достаточно высокой ценой электроэнергии (Таблица 3.2). Таблица 3.2 — Цены на электроэнергию, цент/кВт-ч Страна Австрия Германия Италия Франция Венгрия Словакия Чехия Швеция Турция Промышленность 8,1 11,5 8,5 6 4,9 5,0 6,1 4,0 8,5 Частные потребители 16,6 20,0 16,0 16,7 5,9 3,2 3,9 11,0 8,7 Подписанный между Минэнерго Украины и РАО «ЕЭС России» 1.03.99г. «Меморандум об основных принципах российско-украинского сотрудничества в области электроэнергетики» подтверждает высокую привлекательность и растущую конкуренцию на рынке экспорта электроэнергии. В качестве поставщиков газа может выступать как РАО «Газпром», так и ГП «Укргаздобыча». Для транзита электроэнергии из Украины в Австрию в цену поставки необходимо внести цену транзита через территорию Украины, Венгрии и Австрии. Предварительные расчеты экспорта электроэнергии и использования прибыли на реконструкцию и ввод новых мощностей. Приведенные ниже расчеты носят предварительный характер и будут уточняться в процессе переговоров и подписания контрактов. 60 Таблица 3.3 — Расчет прибыли от экспорта электроэнергии в объеме 1500 млн. кВт-ч. Показатели на 1 кВт-ч (центы) 1,3 0,96 0,45 2,71 3,12 0,41 Закупочная цена эл. энергии Расходы на транспортировку Расходы на экспорт Себестоимость Цена продаж Прибыль Рентабельность на отпуск (млн. долларов США) 19,5 14,4 6,75 40,65 46,75 6,1 15% Часть полученной прибыли пойдет на покрытие налоговых и таможенных затрат, оставшаяся часть прибыли будет использована на внедрение когенерационных технологий, реконструкцию пылегазоочистного оборудования станций и на расширение экспортных возможностей Украинской энергетики путем тиражирования опыта пилотных проектов. 3.2.2. Государственные инвестиции в энергосберегающие проекты путем продажи квот (согласно протокола Киото). Одним из наиболее привлекательных способов инвестирования в строительство когенерационных станций с внедрением ресурсосберегающих технологий является торговля выбросами СО2. Для Украины представляет интерес п. 4.1 Конвенции к Протоколу, согласно которому любые страны, достигшие соглашения о совместном выполнении обязательств, рассматриваются как выполнившие эти обязательства, если их совокупные антропогенные выбросы парниковых газов не превышают арифметической суммы величин, заявленных этими странами в приложении В и статье 3. Квоты Украины на период 1990 года составили 235 млн. тонн в углеродном эквиваленте. По оценкам украинских специалистов цена квотируемых выбросов может составить 10-40 долларов США, а международный спрос на квоты до 2005 г. – 10-15 млрд. тонн. Крупнейшими покупателями выступят США, Япония, Канада, Австралия и страны ЕС, а крупнейшими продавцами – Россия и Украина. По данным международного энергетического агентства использование гибких механизмов может предоставить и другие возможности. Исследования, проведенные ОЭСР, Энергетическим Форумом и другими, говорят о возможности снижения стоимости углерода более чем на 50%, в случае если будет разрешена торговля не ограниченными выбросами между всеми Сторонами, входящими в Приложение 1. Такое сокращение достигнет приблизительно 90% при неограниченном глобальном использовании гибких механизмов, в особенности Механизма Чистого Развития (МЧР). Использование такой неограниченной торговли может привести к очень значительному ежегодному финансовому трансферу. 61 При торговле ограничений для стран, входящих в Приложение 1, при средней стоимости выбросов углерода 85 долларов США за тонну, общие годовые трансферы, главным образом в России, Украине и других странах с переходной экономикой, составят порядка 44 млрд. долларов США. При действии глобального проекта касательно Механизма Чистого Развития, сумма трансферов может равняться примерно 10 млрд. долларов США в развивающихся странах, со средней стоимостью углерода – 27 долларов США за тонну. По предварительным подсчетам можно оценить возможности снижения энергопотребления в Украине и, соответственно, возможности продажи квот на выброс парниковых газов на сумму в 10 млрд. долларов США, причем лишь за счет снижения расхода топлива в энергетике. Так как внедрение данного проекта дает огромные уменьшения выбросов СО2, этот аспект тоже необходимо учитывать в схемах финансирования этих проектов. Другим видом инвестирования проекта может быть получение льготного кредита за квоты (схема такого инвестирования приводится ниже). По схеме кредитования предполагается брать ежегодно заем в размере 250 млн. USD под 1 % годовых сроком на 25 лет с отсрочкой платежа по выплате процентов — 3 года, по выплате основной суммы долга — 19 лет. Эта сумма кредита перераспределяется между предприятиями энергетики и используется на внедрение энергосберегающих и экологических проектов. Условия кредитования: ставка — 7 % годовых; срок возврата — 11 лет; отсрочка платежа по процентам — 3 года; отсрочка платежа по основной сумме долга — 4 года. Расходы по обеспечению кредита составят 2 % от выдаваемой суммы кредита. Прибыль, получаемую от перераспределения кредита предполагается реинвестировать. Так, уже в 5-году реализации проекта реинветированная прибыль (собственные оборотные средства) составит 24 % от общей суммы ежегодного кредита (заемные средства), а в 9-м году возможно вообще отказаться от финансирования банка и в дальнейшем предлагать кредиты на сумму более 250 млн. USD. По итогам осуществления проекта сумма займа составит 1 380 млн. USD, сумма погашения по нему — 1 660,6 млн. USD, сумма расходов по обеспечению кредита — 158,4 млн. USD, сумма реинвестированной прибыли — 6 540 млн. USD. 62 Прогноз. Итогом последующих 25 лет работы проекта (26-50 годы) является пополнение оборотных средств (реинвестируемой прибыли) до 6 417,4 млн. USD, что в 7 раз больше в сравнении с 25 годом реализации проекта. Сумма расходов, направленных на обеспечение кредита за 50 лет составит 1 777 млн. USD. Наряду с представленными схемами и способами финансирования возможно использование традиционных схем финансирования через кредиты банков и в том числе использование кредитов энергосервисных компаний (УкрЭСКО), широкое использование лизинга, кредитов инновационного фонда и др. График изменения дохода 7 000 6 000 5 000 Сумма 4 000 3 000 2 000 1 000 49 47 45 43 41 39 37 35 33 31 29 27 25 23 21 19 17 15 13 11 9 7 5 3 1 0 -1 000 Годы 4. Соотношение собственных и заемных средств 700 640 600 610 610 590 Сумма 570 550 500 400 410 390 400 440 470 640 510 500 460 340 300 290 10 200 250 250 250 250 190 120 60 240 190 100 130 60 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 Годы Реинвест. 63 Финансир. 17 18 19 20 21 22 23 24 25 4. АНАЛИЗ ВОЗМОЖНОСТЕЙ РЕАЛИЗАЦИИ КОГЕНЕРАЦИОННОЙ ПРОГРАММЫ В УКРАИНЕ 4.1. Оценка объемов электроэнергии, которые можно получить в Украине, производится путем анализа объемов, распределения по стране и учета структуры производства (распределения по отраслям) теплоты и теплогенерирующих агрегатов, допускающих совместную работу с энергетическими тепловыми двигателями. Основными потребителями топлива для производства теплоты и технологического пара в стране являются (по данным 1992г.): теплоснабжение в системе коммунального хозяйства (55,5% всего количества теплоты в стране); производство теплоты в системе Минэнерго (37,5%); производство теплоты на промышленных предприятиях (7%); теплотехнологические установки в промышленности и сельском хозяйстве (используют свыше 40% топлива, сжигаемого в стране). Все эти объекты представляют интерес для внедрения когенерационных технологий. На сегодняшний день наиболее полно исследованы возможности для внедрения когенерации коммунального теплоснабжения. По другим отраслям анализ теплогенерирующих мощностей проведен частично, поэтому оценка потенциальных возможностей ввода когенерационных электрогенерирующих мощностей производилась интегрально – по суммарным затратам топлива. 4.2. Тепловые схемы когенерационных установок. Для теплоэнергетики Украины предлагается 3 подхода в реализации когенерационных проектов: строительство когенерационных установок средней и большой мощности (свыше 40 МВт) на базе использования тепло- и парогенерирующих мощностей в системах теплоснабжения и в промышленной теплоэнергетике и применения мощных газопоршневых и газотурбинных установок; создание когенерационных установок небольшой и средней тепловой мощности (1-40 МВт) на базе небольших газопоршневых машин и котлов, или котлов утилизаторов, работающих, как правило, в режиме пассивной утилизации (без дожига топлива в котле). строительство сравнительно крупных когенерационных установок по парогазовому циклу тепловой и электрической мощностью свыше 100150 МВт; В основе всех трех подходов лежит основная идея когенерации – сочетание в одном энергетическом агрегате выработки нескольких продуктов, главным образом, теплоты, электроэнергии и механической энергии, в результате чего эффективность использования теплоты топлива, расходуемого 64 на производство указанных видов энергии, существенно увеличивается по сравнению с их раздельным производством. Однако, каждый из указанных подходов организации когенерационного процесса обладает своими специфическими особенностями. При реализации первого подхода предусматривается, что все тепло- и электрогенерирующее оборудование работает совместно во всем диапазоне тепловых и электрических нагрузок. При этом, минимальная тепловая нагрузка обеспечивается полностью за счет утилизации теплоты отработавших газов теплового двигателя (газовой турбины или газопоршневого двигателя), а максимальная и частичные тепловые нагрузки обеспечиваются за счет сжигания топлива в топке котла в потоке отработавших газов, причем в случае применения газопоршневого двигателя в топку котла дополнительно подводится свежий воздух. В когенерационных установках, реализующих этот подход, доля электрической энергии в объеме энергий, производимых установкой, не превышает 20-25%, то есть теплота является основным продуктом, а электроэнергия – вторичным. Вследствие дороговизны газотурбинных агрегатов стоимость установленного кВт электрогенерирующих мощностей оказывается достаточно высокой (500-600 долларов США/кВт), а сроки самоокупаемости капиталовложений достигают 34 лет. Поэтому первый подход в реализации когенерационных идей становится рентабельным лишь при высоких уровнях базовых теплогенерирующих мощностей (свыше 40-50 МВт). В этом отношении газопоршневые двигатели являются более предпочтительными, т.к. их удельная стоимость в 1,5-2 раза ниже, чем у ГТД. Поэтому для основной массы всевозможных теплогенерирующих агрегатов тепловой мощностью от 1 до 30-40 МВт более рентабельным оказываются когенерационные установки, реализованные по второму из указанных выше подходов. Газопоршневой двигатель включается в тепловую сеть котельной и обеспечивает ее минимальную годовую тепловую нагрузку, отдавая утилизируемую теплоту в сетевом теплообменнике. Дефицит теплоты для перекрытия максимальных и промежуточных нагрузок генерирует котел, работающий на тот же теплообменник в обычном режиме, т.е. без подмешивания отработавших газов энергетического двигателя. Когенерационные установки, выполненные по такому подходу, обладают достаточно высокой энергетической эффективностью и минимально возможным уровнем удельных капиталовложений. Как и в первом случае, основным продуктом здесь также является теплота, а электрическая – вторичным, хотя ее доля в общем объеме энергий увеличивается до 30-40%, что благоприятно сказывается на экономических показателях установки. Для тех случаев, когда основным продуктом в когенерационных установках должна быть электроэнергия (ее доля должна превышать 50%), предлагается третий подход в организации когенерационной технологии. Он основан на сочетании парогазовой установки с теплофикационным циклом. Здесь электрическая или механическая (в случае привода нагнетателей природного газа) энергия вырабатывается газотурбинной установкой, а теплота ее отработавших газов утилизируется частично в сетях теплоснабжения, а частично в паротурбинном цикле для выработки электроэнергии. 65 Базовые проекты, реализующие рассмотренные выше 3 подхода к созданию когенерационных установок, представлены в разделе «Когенерация: базовые схемы и технические решения для теплоснабжения, промышленности и транспорта газа», настоящего проекта. 4.3. Теплогенерирующие мощности Украины и потенциальные возможности внедрения когенерационных технологий. В промышленных и муниципальных системах централизованного теплоснабжения Украины используется большая гамма тепло- и парогенерирующего оборудования. Краткая характеристика паровых и водогрейных котлов, эксплуатирующихся в Украине, представлена в таблице 4.1 и таблице 4.2 Таблица 4.1— Количество паровых котлов Характеристика Количество, шт Всего, шт до 0,4 23144 0,4-1 40533 Паропроизводительность, т/ч 1-2,5 2,5-10 10-50 50-75 2363 10935 1912 208 29433 75-500 277 500-2650 91 Таблица 4.2— Количество водогрейных котлов Характеристика Количество Всего до 0,1 35141 0,1-3 83451 3-4 1691 Мощность, Гкал/ч 4-8 8-10 1333 914 124515 10-60 1525 60-180 454 Наибольший интерес, с точки зрения скорейшего внедрения высокоэффективных когенерационных мощностей, представляют котлы мощностью более 3 Гкал/час (4т/ч). В котельных муниципального теплоснабжения установлены тысячи отопительных, главным образом, водогрейных котлов мощностью от нескольких Гкал/ч до 180 Гкал/ч, пригодных для надстройки их электрогенерирующими тепловыми двигателями (Таблица 4.3.) 66 Таблица 4.3— Краткая номенклатура котлов используемых в Украине. Диапазон единичных мощностей котлоагрегатов, Гкал/ч 100 50 30-35 3-10 до 1 Суммарная мощность, Гкал/час Тип котла Количество, шт. КВ-ГМ-100 ПТВМ-100 КВ-ГМ-50 ПТВМ-50 ПТВМ-30. ПТВМ-30М 35 26 126 79 142 85 855 83457 3500 2600 6300 4000 4260 2540 23200 10095 48405 Только на базе котлов мощностью свыше 30 Гкал/ч может быть установлено около 2500 МВт когенерационных электрогенерирующих мощностей, которые будут вырабатывать почти 20 % электроэнергии, производимой нашими атомными электростанциями. Еще столько же электроэнергии можно получить, если расширить область применения когенерации на половину отопительных котлов мощностью от 3 до 10 Гкал/час. Для более подробного анализа необходимо рассматривать конкретную структуру существующего теплогенерирующего оборудования. Сделаем это на примере коммунального хозяйства г. Запорожья и области (Таблица 4.4.). В этой таблице представлены данные о количестве и мощности установленных теплогенераторов, а также предполагаемый объем ввода электрических мощностей и приблизительные капитальные вложения на их внедрение. 67 Таблица 4.4 —Суммарные мощности и капитальные вложения во внедрение когенерационных установок по г. Запорожье и области. Тип котла Кол-во установок, шт Мощность одной установки, тепловая, МВт Установленная эл. мощность, МВт (коэф. исп. эл. мощн.0.9) Коммунарское ПТС ПТВМ-30 4 35 2,5 ПТВМ-30М 2 40 2,5 ТВГ-30 2 35 2,5 ТВГ-8М 6 9,3 1 КВГ-6,5 3 7,5 1 КВГ-4,65 2 5,4 0,5 Итого Заводское ПТС ПТВМ-30 3 35 2,5 ТВГ-8М 6 9,3 1 Итого ЗАО "Головное предприятие тепловых сетей" ПТВМ-50М 4 58,2 6 ПТВМ-30М 4 40 2,5 Итого Жовтневое ПТС КВГМ-100 2 116,3 12 ПТВМ-30М 3 40 2,5 ТВГ-8М 8 9,3 1 Итого ЗАО "Ленинское ПТС" КВГМ-50 3 58,2 6 ПТВМ-30М 4 40 2,5 ТВГ-8М 12 9,3 1 КВГ-4,65 1 5,4 0,5 ТВГ-4Р 2 5 0,5 Итого ЗАО "Шевченковсое ПТС" КВГМ-30 2 35 2,5 ТВГ-8М 5 9,3 1 Итого ЗАО "Теплоэнергия" (Хортицкое ПТС) КВГМ-100 2 116,3 12 КВГМ-30 3 35 2,5 Итого Итого по городу Мелитополь АПТС КВГМ-50 ПТВМ-30М ГМ-50-14 ДЕ-25-14 ДКВР-20-13 КВГМ-10-14 ДЕВ-16-14Г Итого Бердянск АПТС КВГМ-50 ДЕ-16-14 ТВГ-8 ДКВР-10-13 ДКВР-6,5-13 Итого Токмак АПТС ПТВМ-30М Пологи АПТС КВГМ-10 Орехов АПТС ПТВМ-30М Сумм. тепловая мощн., МВт Сумм. установленная электр. мощн., МВт Годовой отпуск э\э потребителям, МВт-ч (число часов экспл. 8000 ч.) Кап. Суммарные вложения, вложения, тыс. USD. тыс.USD. (когенерация 1 установка) кап. 140 80 70 55,8 22,5 10,8 379,1 10 5 5 6 3 1 30 72000 36000 36000 43200 21600 7200 216000 1620 1620 1620 469 469 309 6480 3240 3240 2815 1407 617 17799 105 55,8 160,8 7,5 6 13,5 54000 43200 97200 1620 469 4860 2815 7675 232,8 160 392,8 24 10 34 172800 72000 244800 3886 1620 15545 6480 22025 232,6 120 74,4 427 24 7,5 8 39,5 172800 54000 57600 284400 7773 1620 469 15545 4860 3753 24158 174,6 160 111,6 5,4 10 461,6 18 10 12 0,5 1 41,5 129600 72000 86400 3600 7200 298800 3886 1620 469 309 309 11659 6480 5629 309 617 24694 70 46,5 116,5 5 5 10 36000 36000 72000 1620 469 3240 2346 5586 232,6 105 337,6 24 7,5 31,5 172800 54000 226800 7773 1620 15545 4860 20405 200 1440000 2275,4 122342 2 3 3 1 3 3 1 58,2 40 32,5 16,25 13 11,6 10,4 6 2,5 2,5 1 1 1 1 116,4 120 97,5 16,25 39 34,8 10,4 434,35 12 7,5 7,5 1 3 3 1 35 86400 54000 54000 7200 21600 21600 7200 252000 3886 1620 1620 469 469 469 469 7773 4860 4860 469 1407 1407 469 21246 3 2 9 3 13 58,2 10,4 9,3 6,5 4,2 6 1 1 0,5 0,5 174,6 20,8 83,7 19,5 54,6 353,2 18 2 9 1,5 6,5 37 129600 14400 64800 10800 46800 266400 3886 469 469 309 309 11659 938 4222 926 4011 21756 2 40 2,5 80 5 36000 1620 3240 3 11,6 1 34,8 3 21600 469 1407 2 40 2,5 36000 1620 Итого по городу и области 80 3257,8 68 5 285 2052000 3240 173232 Проведенные расчеты только для крупных котлов мощностью более 5 МВт показывают, что надстройка существующих в городе Запорожье котлов позволит ввести 200 МВт высокоэкономичных, маневренных мощностей, а по области эта величина составит 285 МВт. Учитывая типичный для городов Украины характер системы теплоснабжения и мощность подобных котлов в системе коммунального хозяйства Украины (Таблица 4.3.), можно оценить масштабы внедрения когенерации в котельных системы теплоснабжения величиной 5-8 тыс. МВт. Огромными потенциальными возможностями обладает Украина для применения когенерационных технологий в промышленной теплоэнергетике. Достаточно сказать, что в этой отрасли используется природного газа почти в 3 раза больше, чем в системе отопления. Так, например, в химической промышленности только на 18 печах первичного риформинга сжигается 7,2109 нм3 газа в год, в цементной промышленности на 50 обжиговых печах потребляется 1,7109 нм3 газа в год, на 328 печах кирпичных заводов потребляется 0,9109 нм3/год и т.д. Только на этих объектах промышленного производства можно установить около 1000 МВт когенерационных электрогенерирующих мощностей. Весьма перспективным для применения когенерационных технологий является транзит газа в системе магистральных газопроводов Украины и России. На газоперекачивающих станциях (ГПС) Украины установлено 1984,6 МВт газоперекачивающих агрегатов (ГПА) с газотурбинным приводом нагнетателей природного газа. Большинство из них работает с коэффициентом полезного действия, не превышающим 22-25% и только новейшие агрегаты обладают КПД 32-34%. Вследствие этого на перекачку газа потребляется огромное количество топлива – природного газа, которое в некоторых случаях на трансконтинентальных газопроводах превышают 10% от перекачивающих объемов. Одним из эффективных путей уменьшений этих расходов является применение когенерационных технологий на ГПС с газотурбинным приводом нагнетателей. Использование теплоты топлива уходящих газов ГПА для теплофикации и дополнительной выработки электроэнергии в паротурбинном цикле позволяет увеличить коэффициент полезного использования теплоты топлива до 75-80% при наличии теплофикации и до 40-50% при ее отсутствии. Можно предложить 2 пути реализации такого проекта: 1. При модернизации существующих газоперекачивающих станций часть газотурбинных агрегатов модернизируется в когенерационные установки, вырабатывающие электроэнергию, а другая часть газоперекачивающих агрегатов переводится на электрический привод, потребляющий электроэнергию. В данном проекте предлагаются технические решения, позволяющие вырабатывать в когенерационном цикле до 40-50% электрической мощности от мощности базового газотурбинного двигателя. Таким образом, 2/3 установленных на станции ГПА преобразуется в когенерационные установки, а 1/3 переоборудуются на электропривод, что позволит в конечном итоге экономить до 30% потреблявшегося станцией топлива. 69 2. При строительстве новых газопроводов новые ГПС необходимо располагать вблизи существующих станций, т.е. строительство вести в существующих газотранспортных коридоров. В этом случае если существующие ГПА преобразовать в когенерационные установки, а новые станции оборудовать нагнетателями с электрическим приводом, то общую мощность (производительность) газопроводов можно увеличить почти в 1,5 раза без увеличения затрат топлива на перекачку. Широкое внедрение когенерационных технологий в газоперекачку позволит получить в масштабах Украины колоссальный энергосберегающий эффект. Общая экономия топливного газа может достичь 2,5 109нм3 в год. На газоперекачивающих ТЭЦ можно выработать до 5,6 МВТ-ч в год электроэнергии и во многих случаях решить местные и региональные проблемы тепло- и электроснабжения. Рассмотренные на сегодняшний день возможности применения когенерационных технологий в коммунальной и промышленной теплоэнергетике представлены в таблице 4.5. Таблица 4.5 — Оценочные темпы внедрения когенерационных мощностей. Годы внедрения Область применения Коммунальная энергетика Машиностроение и металлообработка Металлургия Нефтегазовая и угольная промышленность Химическая промышленность Пищевая промышленность Строительство Потенциальные возможности 2000 г. 20 2005 г. 180 2010 г. 800 2015 1500 2020 2500 5000 10 190 400 400 800 1800 10 20 290 80 300 200 400 300 500 400 1200 1000 20 80 200 300 400 1000 10 140 150 150 150 600 10 90 100 100 100 400 70 4.4. Оборудование для когенерационных установок. Анализируя приведенные выше данные можно спрогнозировать количество основного оборудования необходимого для реализации проектов. Результаты такого оценочного анализа приведены в таблице 4.6. Таблица 4.6 — Перечень основного оборудования для когенерационных ТЭЦ № п/п Тип оборудования Газовые турбины 1 ГТД-10000 ЭГ-10000 ДО-12 ГТД-15000 ГТД-16000 ГТД-25000 2 ГТД-6000 ЭГ-6000 3 ГТД-2500 ГТД-3000 ЭГ-2500 ПАЭС-2500 Газопоршневые двигатели 4 11ГД-100М 15ГД-100 ДГ-80 5 ДвГА-400 ГДГА-500 ГДГА-630 ГДГА-800 Мощность, МВт Завод изготовитель 10-25 НПП «Машпроект» ОАО «Заря» ОАО «Мотор січ» АО «Южтрансэнерго» 5-10 3-5 1-3 0,2-1 Количество По Запорожью и области ЗМКБ «Прогресс» АО «Южтрансэнерго» ОАО «Мотор Січ» ОАО «Энергия» ОАО «Южтрансэнерго» НПП «Машппроект» ГП «Завод Малышева» По Украине 4 96 12 288 36 864 62 1488 21 504 им. ОАО «Первомайскдизель маш» В рассмотрении принято генерирующее оборудование выпускаемое в Украине исходя из нескольких причин: На Украине существует развитая энергомашиностроительная индустрия, загрузка мощностей которой является одной из стратегических задач развития экономики; Широкая номенклатура и диапазон мощностей выпускаемого оборудования позволяет подбирать наиболее оптимальное с учетом особенностей каждого конкретного случая; Цена отечественного оборудования существенно ниже по сравнению с аналогичным оборудованием зарубежного производства. Следует отметить растущие темпы внедрения когенерационных технологий во всем мире. В последние годы активное внедрение 71 когенерационных технологий происходит в России. По оценкам проведенным в 1994 г. совместно ГКНИ и ПИ градостроительства и ЦИАМ, потребности России в электрической и тепловой энергии могут быть решены преобразованием существующих отопительных котельных в теплофикационные, с использованием энергетических газотурбинных установок. Потребности России до 2010 года в таких ГТУ-ТЭЦ представлены в таблице 4.7. Класс мощности 0,5 установки, МВт Потребность, шт 1230 Всего, МВт 615 0,8 1,5 3 9 1170 1690 2130 1380 936 2535 6390 12420 50246 МВт или 8820 шт. 10 30 650 12350 500 15000 Учитывая исторические связи наших стран интеграцию наших промышленных технологий обширный рынок России можно рассчитывать на экспорт украинского оборудования и технологий при реализации этой программы. Тем более, что активную позицию на этом рынке занимают зарубежные фирмы. Однако качественные и ценовые параметры наших технологий позволяют надеяться на получение определенной доли этого рынка как в России, так и в развивающихся странах. 72 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 1. Предложен проект развития энергетических мощностей на базе когенерационных технологий с вводом 1015 тыс. МВт генерирующих мощностей до 2020 г. 2. Определены три типовые схемы модернизации теплогенерирующих устройств различной мощности и представлены их технико-экономические параметры и типовой набор оборудования. 3. Проведена оценка объемов и сроков внедрения электрогенерирующих мощностей по основным отраслям промышленности. 4. Предложены различные механизмы финансирования и строительства когенерационных установок и определены условия, необходимые для успешного осуществления проектов. 5. Создан механизм инвестирования подобных проектов на базе коллективной собственности пятнадцати учредителей на примере «Демонстрационной зоны высокой энергетической эффективности «Южная», г. Запорожье. 6. Определены объемы основного оборудования производства, необходимого для выполнения проекта. 7. Проведена оценка объемов экономии топлива (природного газа) и снижения выбросов при комплексном внедрении когенерационных технологий и энергосберегающих мероприятий в масштабах Украины. 8. Определены возможности экспорта продукции и технологий когенерации в странах СНГ и мира. 73 отечественного Отечественные фирмы-изготовители энергетического оборудования № Наименование предприятия 1 2 1 НПП “Машпроект” (Разработчик) ПО “Заря” (Изготовитель) Контактная информация 3 Украина, 327018, г.Николаев, Октябрский пр.,42-а Тел.380512 22 1348 Телекс 272 136 ВАЛ Факс 380512 22 0243 Украина, 327018, г.Николаев, Октябрский пр.,42-а Тел.380512 22 1147 Телекс 272 113 ДИСК Факс 380512 22 3300, 3805 12 22 0227 Общее описание продукции Тип турбогене ратора (год выпуска) Производители газотурбинного оборудования 4 5 Научно производственное предприятие “Машпроект” ГТГ-2.5 и Производственное объединение “Заря” имеют 40летний опыт проектирования, изготовления и ГТГ2.5Т поставок газотурбинной техники. Общее количество ГТД3200 изготовленных двигателей единичной мощностью от РГ 2,5 до 25 МВт составляет более 2, тысяч, в том числе ГТГ-6 для энергетики и магистральных газопроводов более 1991 840 ГТД На 12 стационарных электростанциях бывшего СССР ГТГ6Т ГТГ-8 работают 78 ГТД, на космодроме Байконур - 6, на ГТГ-10 плавэлектростанциях и энергопоездах 24 двигателя. ГТГ-15 На компрессорных станциях газопроводов работает около 300 двигателей. 1991 Суммарная наработка двигателей составила более 15 ГТГ-16 млн. часов. 140 ГТД отработали более 30 тысяч 1994 часов, 58 более 40 тысяч часов и 14 двигателей более ГТГ-25 50 тысяч часов каждый. 1995 ГТУ выполняется в модульном исполнении с полным ГТГ-110 объемом комплектации.Показатели установок 1993 соответствуют мировому уровню. При этом их стоимость почти вдвое ниже стоимости аналогичных тип зарубежных образцов.Достоинством ГТГ-16 и ГТГ-25 STIG ГТГ8STI является наличие у них дожимного компрессора, G создающего необходимое давление горючего газа перед камерой сгорания. КГТПУ- 16 1997 74 Мощность, МВт Состоя- КПД (по Цены, ние условиям тыс. дол. разработ- ISO) % США ки 6 7 2.5 СВ 2.5 3.4 ДО ОО СВ 6.0 8 28.5 78.6 40 31.5 74.6 9 500-1100 2900 в контейн. 6.0 8.0 10.0 15.4 ДО СВ СВ СВ 35.0 31.0 35.0 31.0 3640 4300 4300 16.0 СВ 35.0 5000 25.0 СВ 36. 7350 110 ОО 36.0 8.0 СВ 36.3 16-25 ОО 41-45 25.0 ОО 41.8 3700 6200 ГТГ-25В ГТГ25С ГТГ-35В ПГУ ПГУ-22 ПГУ-35 75 25.0 35.0 15гт+6п т 25гт+10 пт ОО ОО ОО ОО 42.8 43.0 43.6 47.7 3975 7400 10990 1 2 2 ОАО “СНТК им. Кузнецова” (ранее НПО “Труд”) 3 ЗКМБ “Прогресс” (Разработчик) АО “Мотор Січ” (Изготовитель) 3 Россия,44302 6, Самара, ул. С.Лазо, 3 Тел. 7 8462 500228 Факс 7 8462 501211 4 СНТК им.Кузнецова имеет значительный опыт конверсии авиационных двигателей для стационарных газоперекачивающих станций (более 1300 ГТУ). В последние годы предложен целый ряд ГТУ для энергетических целей. Наиболее близкая к реализации а России бинарная ПГУ мощностью 80 МВт, на базе двух ГТУ НК-37-1 (выпуск 1996 г) и паровой турбины 20 МВт Калужского з-да, монтируемого в г. Элиста Украина, ЗКМБ “Прогресс” им. А.И.Ивченко на основе широко 330068, г. используемого авиационного двигателя разработал Запорожье ряд газотурбинных двигателей наземного Тел. 380612 применения семейства Д-336, используемых в 65 0327 качестве привода газоперекачивающих агрегатов Телекс ГПА-Ц-6,3 (производства Сумского ПО им. Фрунзе), 127644 а также других промышленных установок ВОЛТ мощностью 6,8,10 МВт. Обеспечен принцип Факс 380612 модульной сборки. Выпущенно более 1000 65 4697 энергетических передвижных блочных установок Украина, ПАЭС-2500 с наработкой 100000 часов и более. 330068, г. Установка создана на базе авиационного двигателя Запорожье АИ-20. Тел. 380612 Разработанны также электростанции газотурбинные 61 4425 ЭГ-6000,ЭГ-8000,ЭГ-10000, предназначенные для Телекс питания Электроэнергией промышленных и бытовых 127113 ЗАРЯ потребителей в базовом и других режимах работы. Факс 380612 65 6007 76 5 НК-14 НК-40 НК-38 (1995) НК-37 (1993) НК-37-1 (1996) Д-18Т (1994) Д-3361/2 Д-336-8 Д-336-10 ЭГ-6000 (1996) ЭГ-8000 (1997) ЭГ10000 (1998) ПАЭС2500 6 8,0 10,0 16,0 7 8 32,0 34,0 38,0 25,0 36,4 30,0 37,0 25,0 СВ 35,0 6,3 8,0 10,0 6,3 СВ СВ СВ СВ 31,0 32,5 34,0 32,0 7,75 СВ 32,5 9,7 СВ 34,0 2,5 СВ 23 9 1200 2500 4 5 Государствен ное Предприятие «Завод имени Малышева» АООТ «Первомайск дизельмаш» Производители газопоршневого оборудования Украина, 310001, г. Харьков, ул. Плехановская, 126. Тел(0572) 28-37-31, 28-46-05 Тел./факс (0572) 27-75-04 Украина, 329810, Николаевская область, г.Первомайск, ул.Гагарина,17. Тел. (05161) 5-44-68, 5-23-36, факс (05161) 5-41-69 телекс 272774 СТЕНД 77 ФИРМЫ-ПРОИЗВОДИТЕЛИ ПАРОВЫХ ТУРБИН № Название предприятия Контактная информация Общее описание предприятия Паровые турбины Технические характеристики выпускаемого оборудования Тип турбогенератора 1 АО «Калужский Турбинный Завод» Россия, 248632, г.Калуга, ул. Московская, 255. Тел:7-08422-322-70; 7-0842-16-72-30; Телекс: 183313 Rotor SU; Факс:7-08422-722-90 Крупнейшее предприятие в СССР по выпуску паровых турбин малой и средней мощности. Создано более 25 лет назад. Производит паровые турбины мощностью от 0,5 до 25 МВт. Типы паровых турбин КТЗ для электрических генераторов: конденсационные (тип ПТ, П); конденсационные для парогазовых установок (К, Т), с противодавлением (Р), с противодавлением и отбором (ПР). КТЗ производит также турбины для привода питательных насосов энергетических блоков, турбогенераторы блочные малой мощности (ТГ. ОК, ТГУ, ТГ, П), а также геотермальные паровые турбины и модульные энергоблоки геотермальные в контейнерном исполнении. Внедрена система обеспечения качества, отвечающая требованиям международного стандарта ISO 9001, что подтверждено сертификатом фирмы TüV CERT, Германия. ПТ-25/30-8.8/1.0-1 ПТ-30/35-3.4/1.0 ПТ-29/35-2.9/1.0 ПТ-12/13-3.4/1.0-1 П-6-3.4/1.0 П-6-3.4/0.5-1 П-6-12/0.5 К-6-1.6У К-6-1.6 Т-6/20-3.7 Р-12-8.8/3.1-1 Р-12-8.8/1.8-1 Р-12-3.4/1.0 Р-12-3.4/0.5-1 Р-12-3.4/0.1 Р-6-3.4/1.0-1 Р-6-3.4/0.5-1 Р-4-3.4/1.5-1 Р-4-3.4/0.5-1 Р-4-2.1/0.3 Р-2.5-3.4/0.3-1 Р-2.5-2.1/0.3 Р-2.5-2.1/0.6 ПР-12/15-8.8/1.5/0.7 ПР-12-3.4/1.0/0.1 ПР-12-3.4/0.6/0.1 ПР-6-3.4/1.5/0.5-1 ПР-6-3.4/1.0/0.1-1 ПР-6-3.4/0.5/0.1-1 ПР-2.5-1.3/0.6/0.1 ТР1.2/0.4(Р24/12) ОК-3С-01М ОК-3П ТТУ 500К 78 Мощ ность, МВт 25 30 29 12.5 6 6 6 6 6 6 12 12 12 12 12 6 6 4 4 4 2.5 2.5 2.5 12 12 12 6 6 6 2.5 1.2 2 3.15 0.5 Рабс. свеж. пара, Мпа 8.8 3.4 2.9 3.4 3.4 3.4 1.2 1.57 1.57 3.73 8.8 8.8 3.4 3.4 3.4 3.4 3.4 3.4 3.4 2.05 3.4 2.05 2.05 8.8 3.4 3.4 3.4 3.4 3.4 1.3 2.1 3.8 3.2 0.65 Цена, тыс. $ США Комментарии Темпер. свежего пара, С 535 435 405 435 435 435 270 320 320 426 535 535 435 435 435 435 435 435 435 370 435 370 370 535 435 435 435 435 435 300 300 285 285 250 КТЗ выпускает наиболее отработанные и готовые к промышленному применению в энергетике ПТУ малой и средней мощности на территории бывшего СССР. Предприятие рекомендуется авторами обзора как кандидат №1 для использования его ПТУ мощностью до 25 МВт после котлов сжигающих БМ. ТГ 500М ТГУ 800К ТГУ 1000К ПО.6-1.3/6 П1.5-4.0/8КР П1.5-2.4/10 ТГ 3/6.3-К-1 ТГО.5/0.4 (Р13/4) ТГ0.6/0.4 (Р12/4) ТГ0.6С/0.4 (Р12/4) ТГ0.75/0.4 (Р13/2) ТГ3.5/10.5 (Р12/1.2) ТГ1.7/0.4 (Р5/1.0) ТГ2.5/6.3(Р7/10) ТГ4/0.5-К-0.8 К-17-5-Гео К-23-7-Гео 2 ОАО «Турбоатом» бывший Харьковский турбинный з-д) Украина, 310323, г.Харьков, Московский просп., 19. Тел:380572902265 Факс: 380572264048 Телетайп: 125130 Диск: Телекс: 311032 TINA SU Выпущено более 300 паровых турбин для ТЭС суммарной мощностью более 100 млн. кВт. Для электростанций, использующих органическое топливо, серийно выпускались паровые турбины мощностью от 25 до 500 МВт на давление от 2.9 до 23.5 Мпа. На 24 АЭС в эксплуатации находятся более 160 турбин НПО «Турбоатом» суммарной мощностью 60 млн.кВт примерно 20 типов единичной мощностью от 30 до 1100 МВт. Наряду с установками для электростанций бывшего СССР завод изготовил 95 паровых турбин, установленных на 23 зарубежных электростанциях. В последние годы подготовлен и частично освоен выпуск турбин малой мощности с противодавлением 1, 2, 4, 5, 6, 12 МВт. конденсационные К-75-30 К-100-45 АК-50 АК-100 К-50-90/3600 ВКТ-100 К-100-130/3600 К-100-130/3600-2 КТ-40/32-6.4 КТ-11 с противодавлением ВР-25-1 ВР-25-2 ВРТ-25-1 ВРТ-25-2 СКР-100 Р-1-1.3/0.6 Р-2-1.3/0.6 79 0.5 0.8 1.0 0.6 1.5 1.5 3.0 0.5 0.6 0.6 0.75 3.5 1.8 2.5 4.0 17.5 23.0 1.4 0.65 1.1 1.3 4.0 2.4 1.0 1.3 1.2 1.2 1.3 1.2 0.5 0.7 0.8 0.56 0.7 250 250 310 191 450 370 260 191 187 187 191 187 151 164 170 х=0.995 х=0.995 75 100 50 100 50 100 100 100 40 10.5 2.94 4.41 2.85 2.85 8.8 8.8 12.7 12.7 6.37 2 232 430 400 400 535 535 545 540 278 360 25 25 25 25 100 1.1 8.8 8.8 8.8 8.8 29.5 1.3 500 500 535 535 650 200 2.0 1.3 200 В области ПТУ средней и большой мощности предприятие может успешно конкурировать с АО «ЛМЗ», хотя параметры турбин несколько ниже. 3 Р-4-1.3/0.6 Р-5.2-2.2/0.3 Р-6-3.4/0.3 Р-12-3.4/0.3 Р-12-3.4/0.8 ПТ-3.5-8.8/1.0 ПТ-60/80-12.8 Р-0.5-1.1/0.1 Р-0.8-1.1/0.1 Р-12-3.4/0.15 4.1 5.2 6.0 12.0 12.0 35 72 0.5 0.8 12 1.3 2.2 3.4 3.4 3.4 8.8 12.8 1.1 1.1 3.4 200 370 435 435 435 535 535 185 185 435 АО «Ленинградс кий металлическ ий завод» Россия, 195009, СанктПетербург, Свердловская наб., 18. Телекс: 614047 ТУРБО; Факс: (812)593-7000 Ведущее предприятие в бывшем СССР в области создания паровых турбин большой и средней мощности. Более 140 лет деятельности ЛМЗ серийно выпускает конденсационные и теплофикационные турбины мощностью 50 и 100 МВт на параметры пара 8.8 МПа и 500 С более 50 лет. В настоящее время ЛМЗ изготавливает более 50 типов и модификаций паровых турбин мощностью от 30 до 1200 МВт. В последние годы освоен выпуск турбин мощностью 110 и 150 МВт для работы в составе бинарных парогазовых установок. В 1995 ЛМЗ заработал 30 млн. дол. США прибыли. ПТ-30-3.5 ПР-30-2.9 К-64-8.8 Р-50-12.8(8.8) ПТ-65-8.8/1.3 ПТ-66-12.8/1.3 ПТ-80-12.8/1.3 КТ-115-8.8-1 КТ-115-8.8-2 К-35-0.6 К-110-6.5 30 30 64 52.7 64 65 80 100 100 35 100 3.5 2.9 8.8 12.8 8.8 12.8 12.8 8.8 8.8 0.6 6.5 435 400 535 555 535 555 555 500 500 х=0.995 487 Предприятие может рассматриваться как кандидат №1 для использования его ПТУ большой и средней мощности (30100 МВт) после котлов сжигающих БМ. АО «Турбомотор ный завод» Россия, Екатеринбург, Тел:7-343-2394222, 7-343-2394122 Факс:7-343-234-4894 Крупнейшее базовое предприятие энергомашиностроения по производству мощных паровых теплофикационных турбин. Более половины теплофикационных турбинных установок бывшего СССР изготовлено ТМЗ. На 1 января 1995 г. ТМЗ отгрузил заказчикам 742 теплофикационные турбины, которые установлены в бывшем СССР и 195 турбин, поставленных на экспорт. Значительный опыт в области выпуска ГТУ для газа-перекачивающих станций. На их основе разработаны ГТУ для энергетических целей. Разработаны паровые турбины Т-40-7.5 и Т (КТ)-150-8 мощностью 40 и 150 МВт для ПТУ. 70% нефти в России добывается с помощью серийных дизель-моторов. Т-110/120-130-5 Р-100-130/15 Т-55/60-130 Т-60-65-130-2 ПТ-50/60-130-7 Т-50/60-130 Р-40-130/31 Т-40-7.5 100 100 55 60 50 50 40 40 12.75 12.75 12.75 12.75 12.75 12.75 12.75 7.2 555 555 555 555 555 555 555 530 Предприятие может рассматриваться как кандидат №1 для использования его теплофикационных ПТУ большой и средней мощности (30-100 МВт) после котлов сжигающей БМ. 4 80 1 5 2 ОАО «Пролетарск ий завод» 6 Первый Брненский машиностро ительный завод «Велка Битеш» а.о. (PBS) 3 Россия, 193029, СанктПетербург, пр. Дудко,3. Тел:7 812-567-2920; 567-2927 Факс: 7 812-567-3842; 567-3733 Телетайп: 122214 НАСОС Чехия, 59512, Велка Битеш, ул.Вкловска 279 Тел: 00-42-619-962 711/доб.2640, 2620 Факс: 00-42-619962935 Коммерческая информация: Тел: 0619 962711.доб. 2622, 2160 Факс: 0619-962935 4 Большой опыт создания и эксплуатации паровых турбин малой мощности для энергетических целей и привода питательных насосов. 5 ПТ 1300-1500 PBS выпустила до настоящего времени 120000 установок тербонагнетателей для наддува дизельных двигателей с осерадиальными и радиальными колесами. Последние годы освоен выпуск паровых радиальных турбин малой мощности: мощность от 200 кВт до 1500 кВт, входное давление пара от 4.5 Мпа. Выходное давление пара 0.1 до 0.7 Мпа, температура газа на входе 200 до 460 С с противодавлением осевые РСР 400 РСР 550 РСР 700 радиальные STG STG 1 81 6 0.8 1.5 7 1.3 8 250 9 175 $/кВт 295 $/кВт 0.4 0.6 1.0 0.9-4.5 200-400 1.0 6.0 0.9-4.5 200-400 10 Базовые газотурбинные двигатели НПП «Машпроект»* Тип двигателя Мощность, кВт КПД, % ГТД-2500 ГТД-3000 ГТД-6000 ГТД-15000 ГТД-16000(ДЖ59) ГТД-25000 ГТД-10000 ГТД-15000Ф ГТД-110 По данным 1996 г. 2850 3000 6700 17500 16300 25000 10000 20000 110000 28,5 30,0 31,5 35,0 30,0 36,0 35 36 35,5 Начало серийного производства 1993 1981 1978 1988 1989 1995 1997 1997 1997 Приведем более полные технические характеристики для некоторых газотурбогенераторов различных производителей, применение которых в составе когенерационных установок наиболее перспективно. Основные характеристики ГТГ-2500 2500 производства ОАО «Энергия»*. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 Тип двигателя КПД (для ГТД на номинальном режиме),% Расход топлива (природного газа, Qнр=50056 кДж/кг), нм3/ч Давление топлива, 105 Па Расход выхлопных газов, кг/с Температура топлива, оС Температура выхлопных газов, оС Температура газов на входе, оС д (примерно) Расход масла, кг/ч Габариты Масса (без контейнера), т Ресурс, годин Примерная цена двигателя, млн. дол. Примерная цена комплекса, млн. дол. Цена кап. ремонта на предприятии производителе, млн.дол. 82 Д049 28,5 1225 24-25 15 20-40 420 950 3,75 0,6 815030003070 25 40000 0,5 1,2 0,2 Технические характеристики газотурбогенератора ГТГ-2500 № п/п 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Наименование параметра Единица измерения Номинальная мощность по ISO 2314 Номинальная частота вращения ротора турбогенератора Номинальная частота вращения выходного вала редуктора Расчетный расход газа за турбиной, не менее Температура газа за турбиной, К (оС), не более КПД по ISO 2314 Время пуска с выходом на частоту вращения холостого хода Время пуска с выходом на режим номинальной мощности, не менее Габаритные размеры, не более Длина Ширина Высота Сухая масса ГТД, не более Среднечасовой расход масла, не более Вид топлива кВт об/мин Значение (диапазон) об/мин 285014 233,30,6 (1400035) 500,12 кг/с 150,15 % с 7133,5 (4402,2) 28,5-1,2 180-300 с 780-900 мм кг кг кг/ч 2610 1250 1912 2300 3500 1,0 Природный газ ГОСТ 5542 ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ГТЭ-6 * 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 13 14 15 16 (производства НПП “Машпроект”) Тип двигателя КПД (для ГТД на номинальном режиме),% Максимальный расход топлива (природного газа, Qнр=50056 кДж/кг) при мощности 7,2МВт, кг/год Давление топливного газа, 105 Па Расход выхлопных газов, кг/с Температура топлива, К Температура выхлопных газов, К Температура газов на входе , К д (примерно) Расход масла, кг/ч Масса (без контейнера), т Ресурс до кап ремонта, ч Срок службы до кап ремонта, лет Ресурс до списания, годин Содержание NOx, в выхлопных газах ГТД мг/нм3 (при условной концентрации О2=15%) 83 ДВ71Л1 31,5 1650 24-25 29-31 293-313 663-693 1273 4,45 до 2 63 60000 не менее 3 100000 не более 150 * — По данным технических условий предложенных заводом производителем. Газопоршневые двигатели на Украине производят два предприятия ГП «Завод им. Малышева» (г. Харьков) и ОАО «Первомайскдизельмаш» (г. Первомайск). Номенклатура этих двигателей охватывает диапазон малых мощностей. Технические характеристики двигателей этих производителей приведены в таблицах. 84 Технические характеристики газопоршневых двигатель-генераторов 11ГД100М и 17ГД100А № ТИП ДВИГАТЕЛЯ 1 Номинальная мощность 2 Напряжение 3 Род тока кВт В -- Удельный расход газа(топлива) Удельный расход масла нм3/кВт.ч г/кВт.ч 4 5 Ресурс до первой переборки Ресурс до капитального ремонта Давление топливного газа Тепловыделение - в воду отводимого тепла - в масло - в систему охлаждения надувочного воздуха - в окружающую среду - с уходящими газами 10 Габариты длинна ширина высота 11 Масса 12 Стоимость 6 7 8 9 ч ч бар кДж/ч мм т тыс.дол.США 11ГД100М 1000 6300 переменный, трехфазный, частотой 50Гц 0,3 - на угар 0,7 - суммарный 3,0 9000 60000 5-7 17ГД100А 1600 400, 6300, 10500 переменный, трехфазный, частотой 50Гц 0,286 - на угар 1,43 - суммарный 1,80 10000 60000 5-7 1592200 1152250 - 2451150 1759800 431570 3708150 6980 2320 3115 1319850 544700 4001450 7510 2380 3245 28,3 234,5(экспортное исполнение) 32 374,5 85 Технические характеристики газопоршневых двигатель-генераторов производства ОАО «Первомайскдизельмаш» Параметры Тип дизеля Количество цилиндров Диаметр поршня Ход поршня Система охлаждения Мощность на генераторе Частота вращения Напряжение на генераторе Род тока Частота тока Расход запального дизельного топлива Удельный расход газа Удельный расход масла на угар Ресурс непрерывной работы Ресурс до переборки Ресурс до капитального ремонта Степень автоматизации Масса сухая Габаритные размеры длина ширина высота Ед. изм. кг ГДГА 500 ГДГА 630 6ГЖЧН 25/34 6ГЖЧН 25/34 6 6 250 250 340 340 * ** * ** 500 630 500 600 400 или 6300 Переменный трехфазный 50 8 9,6 0,35 0,35 0,35 1,45 1,45 1,25 1000 1000 1000 14000 12000 14000 70000 70000 50000 1 1 1 17150 17150 17200 17500 18000 18300 12 0,35 1,45 1000 15000 60000 1 21500 22000 мм мм мм 5220 1990 2650 5980 1800 3160 шт. мм мм кВт об/мин В Гц кг/ч нм3/кВт.ч г/кВт.ч ч ч ч ДвГА 400 6ГЧН 25/34 6 250 340 * ** 400 500 5220 1990 2650 * радиаторная система охлаждения ** двухконтурная водяная система охлаждения. Подготовлено по материалам завода изготовителя. 86 5990 1760 2650 5990 1750 2650 5990 1760 2650 5990 1760 2650 ГДГА 800 6ГЖЧН 26/34 6 260 340 * ** 800 750 5980 2070 3160 Сравнительная таблица основных технических и ценовых характеристик отечественных и зарубежных двигателей Фирма производитель 1 Тип двигателя Мощность ,кВт Давление топливного газа, бар КПД, % Удельные потери масла Вредные выбросы (при 5% О2 в сухих газах) NO мг/нм3 СО мг/нм3 Удельная стоимость, дол/кВт Jenbacher ES (Австрия) Wartsilla Disel (Швеция) Ulstein Bergen (Норвегия) ПО “З-д им. Малышева” (Украина) MAN & (Дания) Первомайс к Дизельма ш (Украина) 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 JMS-312 JMS-320 8L180 6R125 KRSS-6G2 5L-28/32 12V28/32 11ГД 100М 17ГД 100А ГДГ1 А500 550 1,5 922 1,5 500 3,2 1050 3,2 1005 2,5 960 4,0 2400 4,0 1000 5-7 1600 5-7 500 2,2-6,0 38,6 0,3 39,1 0,3 36,1 0,8 39,1 0,8 41,8 0,6 41,2 — 41,2 — 34,3 0,7 35 — 30,5 1,4 500 650 150 500 650 150 500 650 — 500 650 — — 850 — — — — — — — 860 980 — 860 980 — 100 840 — 494 350 — — 513 — — 190 — 270 87
