Обоснование целесообразности использования установок сжижения природного газа в качестве источника пикового и резервного топлива для ГТ -ТЭС и ПГУ -ТЭС

Обоснование целесообразности использования установок сжижения природного газа в качестве источника пикового и резервного топлива для ГТ -ТЭС и ПГУ -ТЭС

В. К. Аверьянов, А. Н. Блинов, В. А. Митрофанов, В. К. Хаев, А. А. Цвик

Стремление повысить эффективность работы тепловых электростанций (ТЭС) требует поиска соответствующих дополнительных решений. Безусловно, в первую очередь это применение прогрессивных парогазовых технологий, максимальное использование выработки электроэнергии на тепловом потреблении и т. д. [1–3].

Однако пристального внимания требуют и режимные вопросы. Так, с одной стороны, в работе ТЭС необходимо соблюдать вынужденную неравномерность суточного (и не только) графика выработки электроэнергии (как задания системного оператора), с другой – обеспечивать неравномерность графика (прежде всего - сезонного) выработки тепла теплоэлектроцентралями (ТЭЦ) согласно заданиям оператора тепловой сети. Такая ситуация в целом снижает эффективность работы ТЭС, в том числе из-за рассогласования договорных объемов поставки газа, определяемых предварительно заключаемыми договорами, и объемов его фактического потребления. Разрешение этих противоречий можетбыть осуществлено за счет накопления невостребованного объема природного газа в установке сжижения природного газа (УСПГ) и последующего его использования в часы пиковых нагрузок ТЭС. УСПГ в этом случае выступает как своеобразный демпфер и одновременно позволяет накопить в специальных хранилищах и поддерживать на заданном уровне необходимый объем сжиженного природного газа (СПГ), который можно рассматривать как нормативный запас резервного топлива для ТЭЦ, что исключает использование мазута или дизельного топлива в качестве резервного топлива. Насколько это технически возможно и экономически целесообразно, покажем на примере ПГУ-ТЭС электрической мощностью 168 МВт.

Определение дополнительных затрат на потребление природного газа при неравномерном графике выработки электроэнергии

ПГУ-ТЭС мощностью 168 МВт оснащена двумя дубль-блоками ПГУ-84 с газотурбинными установками (ГТУ)  типа ГТЭ-32 [2]. В состав каждого энергоблока входят: две газотурбинные установки ГТЭ-32 (МS5002)  единичной мощностью по 30 МВт (производство РЭП  «Холдинг», Санкт-Петербург); два котла-утилизатора типа Пр-42,5/6,1-9,1/0,65-481/214 (производство ОАО  «ЗиО», Подольск); паровая турбина типа Т-22-6,0/0,12  установленной электрической мощностью 22 МВт и тепловой – 50 Гкал/ч (производство РЭП «Холдинг», Санкт-Петербург).

10081.png

Рисунок 1. Суточный график потребления природного газа ПГУ-ТЭС

Для расчета суточного потребления природного газа ПГУ-ТЭС взят типичный суточный график (рисунок 1), аналогичный графику ЕЭС Северо-Запада [4]. На графике видно, что выработка электроэнергии имеет существенную неравномерность в течение суток, особенно в утренние часы (с 0:00 до 8:00). Соответственно выглядит и суточный график фактического потребления природного газа ПГУ (рисунок 2), на котором также представлены разные уровни закупки природного газа (горизонтальные прямые), определяемые по формуле:

10082.png

где в числителе – заказанный ТЭЦ часовой расход природного газа, а в знаменателе – максимальный часовой расход природного газа ТЭЦ.

Из графика видно, что в определенные часы суток в зависимости от заявленного суточного объема поставки газа будет наблюдаться превышение фактического потребления газа от заявленного часового объема, а в какие-то часы – наоборот. Невыборка заявленного объема природного газа подлежит оплате полностью по цене поставки вне зависимости от фактически потребленного объема, а перерасход газа в часы пиковых нагрузок оплачивается уже с коэффициентом 1,5. Таким образом, возникают дополнительные финансовые затраты ТЭС, зависящие от уровня поставляемого по договору часового объема природного газа. Об этом, почему-то, мало кто вспоминает. Изменить это положение вряд ли удастся, так как поставщик газа, ссылаясь на необходимость реализации всего объема газа в трубе, не готов обеспечить согласование договорных объемов поставки газа на ТЭС с его фактическим потреблением в связи с отсутствием у него необходимых хранилищ.

Дополнительные финансовые расходы на оплату природного газа, определенные как сумма стоимости невостребованного объема газа (красная зона графика) и переплаты за сверхлимитный объем (зеленая зона графика), зависят от соотношения площадей этих зон при заданном графике потребления природного газа. В таблице 1 и на рисунке 3 приведены результаты расчетов дополнительных суточных финансовых потерь при оплате природного газа в зависимости от заявленного объема поставки (β).

10083.png

Рисунок 2. Суточный график потребления природного газа ПГУ-ТЭЦ и варианты его покрытия.

1008t1.png

Таблица 1. Суточные дополнительные финансовые расходы при оплате газа в зависимости от заявленных объемов поставки

10084.png

Рисунок 3. График дополнительных суточных финансовых затрат на оплату природного газа

Анализ показал, что дополнительные суточные финансовые потери существенно зависят от уровня заявленного потребления газа и имеют минимум в зависимости от β. В нашем случае при β = 93% минимальные финансовые потери составят 0,43 млн. руб. Соответственно, годовые дополнительные затраты могут составить 141,4 млн. руб. и более. Избежать этих потерь можно только путем сохранения невостребованного, но оплаченного объема природного газа, с потреблением его в часы пиковых нагрузок [3]. В качестве хранилища может быть использована УСПГ с емкостями для хранения и дальнейшей регазификацией СПГ. Очевидно, что для каждой конкретной ТЭС в зависимости от установленной мощности, состава оборудования и предполагаемых режимов работы следует разрабатывать свою УСПГ. Однако основной принцип, определяющий производительность этой установки, остается неизменным: УСПГ должна обеспечивать сжижение избыточного объема природного газа в часы провала графика электрической нагрузки ТЭС и регазификацию необходимого объема сжиженного газа в часы пиковых нагрузок.

Использование СПГ в качестве резервного топлива для ТЭС

Как было показано выше, использование УСПГ для сглаживания фактического потребления трубопроводного газа на ТЭС позволяет исключить неоправданные дополнительные затраты на поставку газа. Одновременно появляется возможность использовать эту установку для наработки необходимого объема СПГ c целью обеспечения нормативного запаса резервного топлива в периоды сезонных разгрузок, во время ремонтов на ТЭС и т.д. Обоснование оптимальной УСПГ является отдельной оптимизационной задачей для каждой конкретной ТЭС. Выполненные расчеты для рассматриваемой ПГУ-ТЭЦ-168 МВт показали, что максимальная производительность УСПГ должна быть порядка 8000 м3/ч по исходному расходу природного газа.

В настоящее время разработаны технологии и установки сжижения/регазификации природного газа с необходимыми емкостями для хранения СПГ [4]. Из анализа следует, что наиболее перспективной технологией малотоннажного производства СПГ представляется технология сжижения природного газа на ГРС, основу которой составляет использование перепада давлений между магистральным и распределительным трубопроводами (термодинамические циклы с внутренним охлаждением газа). В этой технологии практически отсутствуют дополнительные затраты энергии на сжижение газа и себестоимость продукта определяется, в первую очередь, стоимостью технологического оборудования. Перепад давлений может эффективно использоваться как в турбодетандерах (технологии ОАО «Гелиймаш», ОАО «Криогенмаш»), так и в более простых расширительных устройствах: вихревая труба, дроссель (технология ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург»). Пример такой установки, приведен на рисунке 4.

10085.png

Рисунок 4. Мини-завод по производству СПГ производительностью 25 т/ч, сооруженный ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург» на ГРС-4

Такие же мини-заводы планируется построить вблизи Каменск-Уральска и Нижнего Тагила (Свердловская область), Магнитогорска, Челябинска и Южноуральска (Челябинская область), Кургана и в других местах России. По оценкам производителей таких мини-заводов, например фирмы Давид Гайдт [5], инвестиции в строительство оцениваются в сумму от 250 до 300 млн. руб. на блок мощностью 3-5 т/ч СПГ, а себестоимость СПГ превышает стоимость исходного природного газа на 25-30%. СПГ является перспективным энергоносителем и обеспечивает экономическую и экологическую эффективность по отношению к другим видам топлива.

Затраты на резервное топливное хозяйство для ТЭС

Эффективность эксплуатации ТЭЦ зависит от способа обеспечения ее резервным топливом. Для ПГУ-ТЭС обычно используется дизельное топливо, довольно дорогое и периодически (один раз в год) требующее его замены на новое. Ниже приведены выкладки финансовых потерь, которые возникают для ПГУ-ТЭС в таком случае, т.е. при необходимости сооружения резервного топливного хозяйства на базе дизельного. В соответствии с приказом Министерства промышленности и энергетики РФ от 4 октября 2005 г. № 269 нормативный запас резервного топлива на ТЭС, работающих на природном газе и не имеющих второго источника газа, должен обеспечивать 10-суточную работу всех генераторов ТЭЦ при уровне мощности 100 % [5].

Расчеты необходимых объемов резервного топлива для ПГУ-ТЭС мощностью 168 МВт проводились для двух вариантов: 1 – резервное топливо дизельное (ДТ) и 2 – резервное топливо СПГ. Основные исходные данные для расчета представлены в таблице 2. Результаты расчета запаса резервного топлива для двух вариантов представлены в таблице 3.

1008t2.png

Таблица 2. Основные исходные данные для расчета

1008t3.png

Таблица 3. Расчет резервного запаса топлива

Из расчетов видно, что по варианту 1 необходимый резервный объем ДТ составляет 8967,1 м3 (два резервуара по 5 000 м3 каждый), а по варианту 2 необходимый резервный объем СПГ – 15 637 м3 (два резервуара по 8 000 м3 каждый). В состав резервного топливного хозяйства ДТ входят также дизельная насосная станция, автосливное устройство, необходимые трубопроводы, эстакады, приборы и другое вспомогательное оборудование. Наибольшие затраты, которые нужно также отнести на резервное хозяйство ДТ для ПГУ-ТЭС, связаны с необходимостью поставки по этому варианту двухтопливных ГТУ, стоимость которых по сравнению с однотопливными ГТУ увеличивается примерно на 30%. Экспертная оценка капитальных вложений в резервное хозяйство ДТ электростанции показала, что они могут составлять до 8% стоимости всей ПГУ-ТЭС. Результаты расчетов капитальных вложений в резервное хозяйство ДТ ПГУ-ТЭС представлены в таблице 4.

1008t4.png

Таблица 4. Капитальные вложения в резервное хозяйство ДТ

Принципиальная схема комплексного газоснабжения ТЭС от магистрального газопровода включает в себя традиционную газораспределительную станцию (ГРС) и УСПГ (рисунок 5). Применение такой установки на ПГУ-ТЭС позволяет одновременно выполнять следующие функции:
– обеспечивать редуцирование давления природного газа, поступающего по магистральному газопроводу, до параметров, необходимых для работы ГТУ;
– сжижать невостребованный природный газ в часы провалов графика нагрузок ТЭС;
– регазифицировать газ для его использования в ГТУ в часы пиковых нагрузок;
– нарабатывать необходимый объем СПГ и хранить его в баках резервного хозяйства ТЭС;
– обеспечивать природным газом низкого давления других потребителей газа (например, водогрейных котлов).

Принимая во внимание вышеизложенное, были проведены расчеты по капитальным вложениям в резервное топливное хозяйство на базе СПГ (см.таблицу 5).

10086.png

Рисунок 5 Принципиальная схема комплексной установки газоснабжения ТЭС от магистрального газопровода.

1008t5.png

Таблица 5. Капитальные вложения и стоимость накопленного резервного СПГ

Сравнение приведенных годовых затрат на резервное топливное хозяйство для ПГУ-ТЭС мощностью 168 МВт по варианту 1 (ДТ) и по варианту 2 (СПГ) представлено в таблице 6.

Приведенные годовые затраты 1008f1.pngна создание хозяйства резервного топлива на ТЭС можно рассчитать по формуле:

1008f2.png где

Ен – нормативный коэффициет, принимаемый равным 0,12; 

КВРТ – капитальные вложения в хозяйство резервного топлива, млн. руб;

1008f3.png – годовые эксплуатационные затраты на хозяйство резервного топлива.

В свою очередь:

1008f4.png, где

ИР – годовые затраты на ремонт и обслуживание хозяйства резервного топлива;

1008f5.png - – годовые затраты на закупку топлива в необходимых объемах (дг или спг в зависимости от выбранного варианта).

Принимая, 1008f3.png примерно одинаковми для обоих вариантов, разницу приведенных годовых затрат представляем зависимостью:

1008f6.png

Как видно из представленных расчетов, меньшие приведенные годовые затраты имеет вариант резервного топливного хозяйства на базе СПГ, по которому нет необходимости в закупках ДТ. Даже заметное увеличение капитальных вложений в резервное топливное хозяйство на базе СПГ (например, в 3 раза) существенно не влияет на результат сравнения с вариантом применения резервного топлива на базе ДТ.

Таким образом, проведенные исследования показали, что у ТЭС, в системах газоснабжения которых используют дросселирование давления магистрального природного газа на ГРС, есть благоприятная техническая возможность получения СПГ не только для сглаживания часового потребления газа, но и для наработки необходимого объема резервного топлива. Оценка годовых приведенных затрат показала существенный выигрыш по варианту с СПГ.

1008t6.png

Таблица 6. Сравнение годовых приведенных затрат вариантов резервного топливного хозяйства.

Выводы

1. Действующие в настоящее время Правила поставки природного газа на ТЭЦ [1] и его оплаты приводят ксущественной переплате за фактическое потребление природного газа, что связано с отсутствием возможности сохранения избыточного объема природного газа в специальных хранилищах в часы провалов графика нагрузок.

2. Необходимость оснащения ТЭС резервным топливным хозяйством с использованием мазута и дизельного топлива приводит к существенному росту не только капитальных вложений в строительство ТЭС, но и эксплуатационных затрат на его обслуживание. Кроме того, при работе на этих видах топлива значительно увеличиваются выбросы вредных веществ с продуктами сгорания в атмосферу, снижается ресурс и надежность работы основного оборудования ТЭС.

3. Применение на ТЭС (особенно имеющих непосредственную возможность присоединение к магистральным газопроводам) резервного топливного хозяйства с использованием СПГ позволяет исключить выше описанные недостатки, имеющиеся для других видов топлива. В частности, можно применить однотопливные ГТУ, снизить до минимума негативное воздействие на окружающую среду, оптимизировать капитальные и эксплуатационные затраты.

4. При необходимости построенное на ТЭС хозяйство СПГ позволит осуществлять поставку газа сторонним потребителям.

Литература

1. Постановление Правительства РФ от 5 февраля 1998 года № 162 «Об утверждении Правил поставки газа в Российской Федерации» (с изменениями на 23 июля, 2015 года).

2. Интернет-ресурс, сайт «РЭП Холдинг», reph@reph.ru.

3. Маркин В. В. , руководитель группы компаний «Энергоэффективные технологии» ООО «СУ 25», Санкт-Петербург (Доклад на второй ежегодной научно-практической конференции «Системы теплоснабжения. Современные решения», 16-18 мая, 2006 г.).

4. Стоимость отопления на разных видах топлива. Природный газ и альтернативы. Газификация крупных объектов. Журнал СОК, №5, 2006.

5. Минпромэнерго РФ. Приказ от 1 ноября 2007 г. № 473 «Об утверждении административного регламента министерства промышленности и энергетики Российской Федерации по исполнению государственной функции по утверждению нормативов создания запасов топлива на тепловых электростанциях и котельных».

6. Справочник по физико-техническим основам криогеники. Под ред. Малкова М. П.

7. Кузьменко И. Ф. Тенденции развития СПГ-установок средней производительности для организации газоснабжения//Технические газы. 2008. № 3. С. 36-42.

8. Горбачев С. П., Копосов А. И., Люгай С. В. Оценка эффективности малотоннажного производства СПГ на газораспределительных станциях // Газовая промышленность, 2008, № 11/626, С. 21-25.

9. Горбачев С. П., Люгай С. В. Совершенствование технологии производства СПГ на газораспределительных станциях при повышенном содержании диоксида углерода в сетевом газе // Нефтегазхиммаш, 2009, № 12, С. 17-20.

10. Люгай С. В., Попов В. П., Подосинников В. В., Федотов И. В., Дьяченко И. Л., Демидов В. А. Сравнение экономической эффективности газификации удаленных потребителей газа при снабжении их компримированным природным газом (КПГ) и сжиженным природным газом (СПГ) // Газовая промышленность, 2009, № 640, С. 34-37.

11. Люгай С. В., Горбачев С. П. Снижение стоимости очистки при производстве СПГ на ГРС // Транспорт на альтернативном топливе, 2010, № 2 (14 2010 г.), с. 70-73.