Становится очевидным, что нефть и газ, как исчерпаемые и дорогие ресурсы не должны планироваться к использованию в качестве энергоресурсов в ближайшей исторической перспективе. Среди топливно-энергетических ресурсов наиболее велики в мире запасы угля. Его геологические запасы оцениваются в 9–11 трлн. т., и хватит на 3000–3700 лет при современном уровне добычи.Об этом в статье Краснораменского В.И.

Рост цен на газ и поиск альтернатив. Взгляд из Украины

Постоянное удорожание энергоресурсов является бичом современного мира. Рост численности населения Земли и индустриальная революция привели к росту потребления основных энергоресурсов: нефти, газа, угля и урана. Из этих энергоресурсов именно стоимость нефти положена в основу функционирования мировой экономики, как самого массового, доступного, универсального по применению и энергетически ценного ресурса, её доля в общем потреблении энергоресурсов составляет 48 %. Рост цены на нефть приводит к росту всех составляющих национального продукта, в том числе и топлива. Взрывной рост населения в мире в последние годы привёл к резкому увеличению потребления нефти и, как следствие, к стремительному росту её стоимости. С 1999г. по 2011 г. численность населения Земли увеличилась на 1 млрд. человек (с 6 млрд. до 7 млрд.), за это время стоимость 1 барреля нефти (158,988 литров) увеличилась практически на 100 $ (с 17 до 117 $ за баррель), т. е. в 6,88 раза.

ООН в этом году отметила в своём докладе, что к концу этого века (2100 г.) численность населения Земли вырастет более чем в два раза и составит 15 млрд. человек (ранее прогноз был 10 млрд. человек). Темпы прироста населения в мире увеличиваются, это легко видно из таблицы достижения очередного миллиарда населения Земли по годам:

1 млрд. человек

1804 год

2 млрд. человек

1927 год

3 млрд. человек

1959 год

4 млрд. человек

1974 год

5 млрд. человек

1987 год

6 млрд. человек

1999 год

7 млрд. человек

2011 год

Нефть относится к невозобновляемым ресурсам. Подтверждённые запасы нефти и газоконденсата в мире на 1.01.2008 г. составляют 202996,4 млн. т, что обеспечивает её добычу запасами на 53 года. В настоящее время по данным различных экспертов разведанных и неразведанных запасов нефти на Земле при нынешних объёмах её потребления (30 млрд. баррелей в год) хватит на 90 – 100 лет, этот срок может быть немного увеличен при промышленной добыче нефти из нефтяных песков (на 110 лет) и заменой нефтепродуктов альтернативными ресурсами (уголь, уран, биотопливо, энергия ветра, воды и солнца).

Из сказанного очевидно, что в ближайшее время в связи с ростом потребления стоимость нефти, а значит и стоимость его энергетической производной – мазута, будет расти увеличивающимися темпами из-за ограниченности мировых запасов данного ценного энергетического ресурса. Конечно, на коротком временном интервале возможны конъюнктурные колебания цены нефти в низ, но глобальный тренд говорит о неизбежном резком росте цены сырой нефти в мире к концу столетия. Эксперт ООН по проблемам роста населения Роджер Мартин отметил недавно в газете «The Guardian»: "Наша планета приближается к шторму, который будет вызван ростом численности населения, изменением климата и недостатком нефти. На самом деле планета не выдержит и 7 миллиардов человек".

Цена природного газа как сжиженного, так и газообразного формируется на мировом рынке, как цена замещения по теплотворной способности соответствующего количества нефти или газойля при поставках этого газа на замену указанных энергоресурсов, поэтому по природе своего формирования цена природного газа на мировом рынке будет расти соответственно росту цены на нефть. Кроме того, запасы газа, как невозобновляемого ресурса, также не велики. Мировые доказанные запасы природного газа по состоянию на конец 2009 г. составляют 187,49 трлн. куб. м. Среднемировая обеспеченность запасами природного газа составляет около 63 лет. При этом потенциальные запасы газа оцениваются намного выше. Геологическая служба США в дополнение к разведанным и доказанным мировым запасам газа относит также неоткрытые запасы - 137,5 трлн. куб. м, запасы труднодоступных месторождений - 85,2 трлн. куб. м, оценивает прирост запасов существующих газовых провинций - 66,7 трлн. куб. м. Суммарные потенциальные запасы природного газа (сверх доказанных) геологическая служба США оценивает в 289,4 трлн. куб. м. (97 лет потребления нынешними темпами).

Становится очевидным, что нефть и газ, как исчерпаемые и дорогие ресурсы не должны планироваться к использованию в качестве энергоресурсов в ближайшей исторической перспективе. Среди топливно-энергетических ресурсов наиболее велики в мире запасы угля. Его геологические запасы оцениваются в 9–11 трлн. т., и хватит на 3000–3700 лет при современном уровне добычи. Разведанные запасы угля (на 2009 г.) гораздо меньше геологических – 0,909 трлн. т (из них 0,478 трлн. т каменного угля и 0,430 трлн. т бурого угля). В мире около 44% электроэнергии вырабатывается на электростанциях, работающих на угле, в т.ч. в Польше - 96%, Чехии - 75%, Германии - 58%, США - 56%, в ЮАР – 92%, в Китае и Австралии – по 77%. В ряде стран эта доля увеличивается. В США до 80% добываемого угля потребляется электроэнергетикой. Доля использования угля при производстве электроэнергии в Украине (27,1%) почти в 1,5 раза ниже среднемирового показателя и в 2-3 раза ниже этого показателя для США и Восточной Европы, которые обеспечивают себя необходимыми объемами добываемого угля. Уголь – единственный энергоноситель, которого в Украине достаточно для полного обеспечения потребностей национальной экономики. Прогнозные запасы угля в Украине составляют 117,5 млрд. тонн, в том числе 56,7 млрд. тонн - разведанные запасы, из них энергетических марок (антрацит, каменный уголь, бурый уголь) - 39,3 млрд. тонн. Месторождения расположены в Донецком, Львовско-Волынском каменноугольных и Днепровском буроугольном бассейне. В структуре запасов органического топлива в Украине доля угля занимает 95%, а нефти и газа – лишь 5%. Причём в основном электростанции Украины спроектированы на использование именно каменного угля Донецкого бассейна, в котором условия добычи угля очень сложны. Уголь на Донбассе залегает на глубине более 1000 метров, в 330 наибольших пластах толщиной от 0,3 до 1,5 м, под большим углом. В связи с этим себестоимость угля очень высокая. Бурый уголь, запасы которого в Украине в 2 раза выше, практически нигде не используется, кроме некоторых энергетических объектов (котельных) в г. Александрия Кировоградской обл.

По данным Министерства энергетики и угольной промышленности запасы бурого угля Украины оцениваются в 6-8 млрд. т и в основном сосредоточены в Днепровском буроугольном бассейне, а также на отдельных месторождениях Харьковской, Черкасской, Житомирской, Кировоградской и Полтавской областей. Из них достоверные запасы бурого угля составляют 2 млрд. т, из которых более 1 млрд. т можно добывать безопасным и дешевым открытым способом. Днепровский буроугольный бассейн расположен в пределах Винницкой, Житомирской, Киевской, Черкасской, Кировоградской, Днепропетровской, Запорожской и частично Николаевской и Херсонской областей. Имеет площадь около 150 тыс. км2. Балансовые запасы бурого угля 2,4 млрд. т (1984г.). Залегает уголь в виде одного или нескольких пластов мощностью до 18 м (основных - 2-6 м) на глубине 10-120 м. Выявлено около 200 месторождений. Содержание углерода 60-69%. Добыча ведется закрытым и открытым способом. На сегодняшний день на мировом рынке биржевая цена энергетического угля, аналогичного по качеству украинскому, составляет 90-100 $/т. Цена энергетического угля (в основном каменный уголь) в Украине к концу 2011 г. достигла мировой. Цена бурого угля в мире значительно ниже, например, экспортная цена бурого угля марки Б3 разреза "Кумыскудукский" Верхне-Сокурского месторождения Карагандинской области Казахстан на 01.09.2011 г. составляет 28 $/т. В Украине цена бурого угля составляет 30 – 35 $/т.

Из сказанного очевидно, что бурый уголь является дешёвым невостребованным энергетическим ресурсом Украины, который в огромных количествах имеется в отечественных месторождениях и практически не используется в её энергетике для выработки электроэнергии. Из-за сравнительно большого содержания влаги до 40 – 60 % и зольности на сухую массу до 20 – 35 % перевозка его на большие расстояния не выгодна, поэтому бурый уголь является энергетическим топливом местного значения. Низкая калорийность бурого угля 2000 – 4000 ккал/кг делает традиционные методы его использования для получения электроэнергии на электростанциях малоэффективными и экологически «грязными». Однако значение бурого угля принципиально меняется, если рассматривать его, согласно мировым тенденциям, как источник получения синтетического или водоугольного топлива (ВУТ). Остановимся подробно на последнем.

Водоугольное топливо (ВУТ) представляет собой мелкодисперсную смесь (суспензию) измельченного угля (60-70%), воды (29-39%) и стабилизирующей добавки – пластификатора (1%). ВУТ может производиться из каменных углей различных марок (Г, Д, СС и др.), угольного отсева углеобогатительных фабрик, угольных шламов от гидродобычи и гидрообогащения угля, а также из бурого угля. С 1959 г. в СССР начаты разработки по внедрению ВУТ. В 1989 г. началась эксплуатация углепровода Белово – Новосибирск длиной 262 км. Водоугольное топливо производилось на обогатительной фабрике в Белово, после чего транспортировалось по углепроводу до Новосибирской ТЭЦ-5, где успешно сжигалось. На Новосибирской ТЭЦ-5 на сжигание ВУТ были переведены 4 котла производительностью 670 т/ч. Опыт эксплуатации Новосибирской ТЭЦ-5 показал техническую эффективность применения ВУТ на газомазутных котлах в качестве замены мазуту. В 1993 г. экспериментальный проект прекратил своё существование в связи с переходом Новосибирской ТЭЦ-5 на сжигание более дешёвого для России газа. Российские технологии затем были использованы в Китае, где в связи с недостатком газа и нефти был создан Государственный центр водоугольных суспензий угольной промышленности. В 2001 г. в Китае таких суспензий производилось и потреблялось более 2,0 млн. т в год, топливоприготовление велось на 8 заводах мощностью до 600 тыс. т в год. В Гуаньдонге на ВУТ на основе бурого угля работают котлы 220 МВт, Шеньянге также ВУТ на основе бурого угля сжигается в котлах 75 и 130 т/ч. Более того, из Китая ВУТ транспортируется нефтяным танкером в Японию, где затем внутренним танкером доставляется в Накосо, где ВУТ используется на котлах 600 МВт. Работы по совершенствованию и внедрению ВУТ не прекращаются в Японии, Италии, США, Канаде и других странах. В США эксплуатируются гидротранспортные комплексы «Кадис Ист Лэйк» ( протяженность трубопровода 173 км., мощность – 1, 25 млн. т в год ) и «Блэк Мэса» (439 км., мощность – 4, 6 млн. т в год), которые транспортируют ВУТ для сжигания на электростанциях. Лидером по переработке угля в жидкое топливо является ЮАР, где в жидкое топливо перерабатывают около 40 млн. т угля в год.

Основным преимуществом ВУТ является его значительная дешевизна по сравнению с мазутом и газом. Особенно это актуально для Украины. На настоящее время стоимость угля, которого в ВУТ 60 – 70 %, составляет 100 $/т для каменного и 30 $/т для бурого угля, а цена 1 т мазута марки М-100 производства Кременчугского НПЗ составляет 6050 грн. (756,25 $/т), а стоимость газа с НДС по данным ДП «Газ Украины» для коммунально-бытовых потребителей составляет 1309,20 грн/тыс. м. куб. (163,65 $/тыс. м. куб.), а для бюджетных и промышленных потребителей 4042,76 грн/тыс. м. куб. (505,35 $/тыс. м. куб.). Коэффициент использования ВУТ такой же как и у газа 98 %, в отличие от угля 60 – 70 % и мазута 80 %, так как водоугольное топливо требует для своего использования только поддержания положительных температур среды, а, например, для мазута необходим не только предварительный нагрев перед сжиганием для понижения вязкости, но и поддержание температуры не менее 70 град. С при его хранении для предотвращения парафинизации. Закономерности горения ВУТ существенно отличаются от традиционных видов топлива. Дисперсная среда, выполняя роль промежуточного окислителя, практически на всех основных стадиях его горения активизирует поверхность частиц твердой фазы. Поэтому воспламенение распыленных капель начинается не с воспламенения летучих паров, а с гетерогенной реакции на их поверхности, в том числе с водой и водяным паром. Активация поверхностных частиц капель приводит к снижению температуры воспламенения водноугольной суспензии по сравнению с воспламенением угольной пыли: для топлив из антрацита – в 2 раза, из угля марок Г и Д – в 1,5-1,8 раза, а для топлив из бурых углей она снижается до 300-325 °С. Это существенно снижает образование жидкого шлака, повышает коэффициент теплоотдачи поверхности. Воспламенение ВУТ при правильной организации процесса горения начинается сразу же после его распыления, как говорят на «срезе форсунки», т. е. до испарения ощутимой доли массы дисперсной среды. Процесс горения ВУТ характерен высокой полнотой выгорания топлива (98-99,7%), малыми избытками воздуха (3-7%). В связи с особенностями процесса горения, протекающими в полувосстановительной среде при относительно высоких концентрациях водяного пара, топливо сгорает без выбросов продуктов монооксида углерода, вторичных углеродов, сажи и канцерогенных веществ. Резко сокращается образование и выбросов твердых частиц микронных фракций (до 80-95%), оксидов серы (до 70-85%) и оксидов азота (до 80-90%). Поэтому ВУТ является ещё и экологичным и пожаровзрывобезопасным топливом. Теплота сгорания ВУТ из угля составляет 3500 ккал/кг, что меньше газа (8300 ккал/кг) и мазута (9300 ккал/кг), поэтому его надо больше для получения единицы энергии.

ВУТ производится путём последовательного измельчения угля до фракции приблизительно 200 мкм и меньше и смешением с водой. Существуют следующие современные технологии получения ВУТ: с помощью вибромельниц, путём кавитации, гидроударным способом (гидроударные устройства мокрого помола – ГУУМП) и с использованием роторно-вихревых мельниц. Получение ВУТ с использование шаровых и стержневых мельниц является устаревшей и энергозатратной технологией. Для нас особенно интересен способ получения ВУТ с помощью роторно-вихревых мельниц, так как он не только позволяет произвести ультратонкое измельчение угля с частицами меньше 20 мкм, при котором не требуется классификация угля после помола, но и позволяет фактически обогатить уголь, повысив в нём содержание твёрдой фазы за счёт понижения влажности и зольности угля. Вот что пишут разработчики этого способа в патенте РФ RU2167189: «Рядовые угли составляют смесь мацералов и минералов в различных соотношениях. Минеральная часть угля представлена различными соединениями неорганических компонентов. Во всех углях содержится определенное количество минеральных веществ, которые тесно связаны с органической массой и не могут быть отделены механическим способом от нее. Доля таких компонентов составляет 1,5 - 7%. Большая часть минералов не связана с угольным веществом, представляет собой агрегаты из нескольких минералов, либо минералов, сросшихся с углем. При высокоскоростном ударном разрушении частиц в помольной камере роторно-вихревой мельнице происходит селективное раскрытие сросшихся частиц минералов и углей. Минеральные частицы, имеющие более высокую плотность и твердость по отношению к органической составляющей угля, имеют на выходе из помольной камеры и большие, чем у переизмельченных частиц угля размеры и под действием гравитационных сил подвергаются отделению от основного потока измельченных частиц. В результате этого процесса остаточная зольность водоугольного топлива не превышает 2 - 8 мас.%.

Для получения высококонцентрированного водоугольного топлива, особенно из влажных бурых углей, необходима гидрофобизация поверхности частиц. Кроме того, необходимо не только удаление воздуха из пор, но и удаление гигроскопической влажности. При ультратонком (менее 20 мкм) высокоскоростном ударном измельчении частицы угля, проходя через помольную камеру роторно-вихревой мельницы, раскрывают свои поры и подвергаются высушиванию до влажности менее 0,5%, что и обеспечивает необходимую гидрофобность поверхности частиц. В результате этого существенно уменьшается способность частиц к связыванию воды и образующееся водоугольное топливо имеет высокую концентрацию твердой фазы.

Дальнейшая обработка гидравлической смеси в диспергаторе позволяет создать коллоидную систему с твердыми частицами размером менее 5 мкм, в результате чего получается водоугольное топливо с улучшенными физико-механическими, структурно-реологическими, теплофизическими и экологическими свойствами для его длительного хранения, транспортирования и сжигания в различных энергетических установках, включая дизельные и газотурбинные».

Это особенно актуально для бурых углей Александрийского месторождения, которые имеют очень большую влажность 55 - 60 %, средняя зольность на сухую массу составляет 35 %, выход летучих по сравнению с другими бурыми углями наибольший (57 %), средняя теплота сгорания наименьшая и составляет 1510 ккал / кг (Большая энциклопедия нефти и газа). Получившееся из этих углей ВУТ с использованием роторно-вихревых мельниц будет иметь теплоту сгорания 3500 - 3750 ккал/кг за счёт уменьшения влажности и зольности твёрдой фазы.

В результате получившееся ВУТ можно сжигать не только в котлах вместо мазута или природного газа, но и использовать как основное топливо в газотурбинных (ГТУ) и парогазовых (ПГУ) установках.

Основная часть

В современных экономических условиях в Украине наблюдается кризис в работе теплоэлектроцентралей (ТЭЦ), как участников в настоящее время оптового, а в будущем – балансирующего рынка электроэнергии, которые вырабатывают её путём комбинированной выработки тепловой и электрической энергии (когенерации). Из-за физического износа морально устаревшего основного оборудования и отсутствия проектных тепловых нагрузок электроэнергия, получаемая от подавляющего большинства существующих в Украине ТЭЦ, оказывается слишком дорогой и фактически ненужной потребителю. Так по данным ГП «Энергорынок» с 11 по 20.10.11 г. (уже после начала отопительного сезона в Украине) ТЭЦ выработали 7,03 % всей электроэнергии в Украине, тогда как АЭС – 45,68 %, ТЭС – 42,38 %, ГЭС – 4,74 %. Остальной объём электроэнергии 0,17 % выработали альтернативные производители электроэнергии, работу которых субсидирует государство путём применения «зелёных» тарифов. Цена продажи электроэнергии на оптовом рынке от её основных производителей за этот же период составила для ТЭЦ – 983,92 грн/МВтч, АЭС – 184,88 грн/МВтч, ТЭС – 543,89 грн/МВтч, ГЭС – 143,05 грн/МВтч. Очевидно, что электроэнергия от ТЭЦ самая дорогая среди всех её производителей в Украине. Поэтому для того чтобы ТЭЦ не превратились в котельные, а остались предприятиями по выработке не только тепловой, но и электрической энергии, необходима их реконструкция, которая позволила бы в полной мере воспользоваться преимуществами когенерации и существенно удешевила бы выработку 1 кВтч электроэнергии.

Рассмотрим возможные пути реконструкции ТЭЦ на примере Кременчугской ТЭЦ. Это ТЭЦ сверхвысокого давления (140 ати, 545 град. С), которая находится на 5 месте в Украине среди других ТЭЦ по величине установленной электрической мощности (255 МВт). Установленная тепловая мощность 617 Гкал/ч. Основным топливом является природный газ, резервным – мазут. Имеет в своём составе 4 газомазутных котла ТГМ-84 производительностью 420 т/ч и два водогрейных котла ПТВМ-180 и КВГМ-180, а также 4 паровых турбины: две ПТ-50/130/13/1,2, Р-50-130, Т-100-130. Основными потребителями тепловой энергии с сетевой водой является левобережная часть г. Кременчуга, с паром – Кременчугский НПЗ. Электроэнергия отпускается потребителям по сетям 154/35/6 кВ.

Для данной ТЭЦ существую два возможных пути реконструкции, каждый из которых сам по себе позволит сделать конкурентоспособным производство электрической энергии на Кременчугской ТЭЦ, но наибольший эффект будет достигнут при их совместном внедрении.

1. Реконструкция ТЭЦ с использованием предвключённых блоков парогазовых установок (ПГУ), в состав которых входит газотурбинная установка (ГТУ) с котлом-утилизатором, пар от которого с пониженными параметрами направляется на существующие паровые турбины Т-100 и ПТ-50, что продляет их срок эксплуатации, увеличивает выработку электроэнергии в 2-2,5 раза на существующей тепловой нагрузке. Такие блоки ПГУ, установленные на действующих ТЭЦ, имеют даже в отсутствии тепловой нагрузки коэффициент использования тепла топлива 50-55 %, что существенно выше, чем на действующих конденсационных тепловых электрических станциях, коэффициент использования тепла первичного топлива которых составляет 30-35 %.

2. Перевод ТЭЦ на сжигание ВУТ, которое будет производиться на обогатительной фабрике из бурых углей Александрийского месторождения в месте их добычи открытым способом и по углепроводу длиной до 50 км транспортироваться на Кременчугскую ТЭЦ, где будет сжигаться в котлах, либо в газотурбинных установках в составе ПГУ.

Для начала оценим перспективность перевода Кременчугской ТЭЦ на сжигание ВУТ, учитывая её географическое положение на границе Днепровского буроугольного бассейна. Для этого оценим изменение затрат на топливо при выполнении годовой производственной программы по отпуску тепловой и электрической энергии от ТЭЦ в 2010 г. при сжигании газа (мазута) и возможном использовании ВУТ в ценах октября 2011 г. Для выработки продукции в 2010 г. на Кременчугской ТЭЦ было использовано 485 092 тыс. м. куб. газа и 634 т мазута. Из всего объёма газа 108 604 тыс. м. куб. (22,4 %) было коммунально-бытового, цена которого в настоящее время составляет 1309,20 грн/тыс. м. куб., а 376 488 тыс. м. куб. газа, предназначенного для промышленных и коммунально-бытовых потребителей, цена которого в настоящее время составляет 4042,76 грн/тыс. м. куб. Стоимость мазута примем 6050 грн/т. Условные общие затраты Кременчугской ТЭЦ на топливо в 2010 г. составили:

108 604 × 1309,20 + 376 488 × 4042,76 + 634 × 6050 = 1,668 млрд. грн. (208,5 млн. $)

Это эквивалентно расходу условного топлива:

(485 092 × 8300 + 634 × 9300)/7000 = 576 022,8 т.у.т

Так как коэффициент использования у газа и ВУТ одинаковый 98 % (у мазута 80 %, но его использовалось незначительное количество), а теплота сгорания ВУТ составляет 3500 ккал/кг, то для покрытия годовой производственной программы должно быть использовано ВУТ (условно принимаем, что КПД котлов не меняется):

576 022,8 × 7000/3500 = 1 152 045,6 т

Оценим стоимость производства и транспортировки 1 т ВУТ для сжигания в энергетических котлах без учёта стоимости применяемого пластификатора (по результатам анализа стабильности ВУТ пластификатор может не требоваться). В составе 1 т ВУТ: 0,7 т бурого угля по цене 240 грн/т (30 $/т) и 0,3 м. куб. воды по цене 0,8 грн/м. куб. (стоимость технической воды от КП «Кременчугводоканал» для промышленных потребителей). Удельные затраты электроэнергии для производства ВУТ на вибромельницах ВМ-400 с учётом всех составляющих (дробление, освещение, отопление, перекачка и т.д.) составляют 103 кВтч/т (журнал «Новости теплоснабжения» № 9, 2008 г.). Примем, что для роторно-вихревых мельниц они аналогичны. Стоимость электроэнергии, отпускаемой промышленным потребителям 2 класса напряжения от ПАО «Кировоградоблэнерго» составляет 104,98 коп/кВтч (с НДС).

Тогда стоимость производства 1 т ВУТ (топливная составляющая) на обогатительной фабрике из бурого угля Александрийского месторождения на месте его добычи составит:

0,7 × 240 + 0,3 × 0,8 + 103 × 1,0498 = 276,37 грн/т

При определении затрат на транспортировку бурого угля, прежде всего, учтём то, что затраты на производство электроэнергии возрастают при доставке угля железнодорожным транспортом: при дальности доставки на 100 км до 12%, на 1 тыс. км — до 22-32%, на 4 тыс. км — до 47-65 %. Самый дешёвый способ доставки угля – это доставка его углепроводом в составе ВУТ. Удельные затраты электроэнергии на транспортировку 1 т ВУТ примем аналогичными затратам КП «Кременчугводоканала» на перекачку 1 т технической воды на расстояние 14 км от Власовского водозабора (р. Днепр) до водоочистной станции г. Кременчуга (с. Краснознаменка): 0,172 кВтч/м. куб., с учётом поправки на плотность 1,2 (плотность ВУТ 1200 кг/м. куб.). В результате получим затраты на транспортировку 1 т ВУТ на расстояние 50 км из г. Александрия в г. Кременчуг:

(0,172 × 1,2 × 50/14) × 1,0498 = 0,77 грн/т

Суммарные затраты на производство и перекачку 1 т ВУТ для сжигания на Кременчугскую ТЭЦ составят: 276,37 + 0,77 = 277,14 грн/т.

Затраты при условном сжигании в котлах Кременчугской ТЭЦ в 2010 г. ВУТ вместо газа (мазута) составят:

1 152 045,6 × 277,14 = 319,28 млн. грн. (39,91 млн. $)

Экономический эффект по топливной составляющей от перевода котлов Кременчугской ТЭЦ на сжигание ВУТ вместо газа (мазут используется незначительно) в 2010 г. составил бы:

1,668 млрд. грн. - 319,28 млн. грн. = 1,349 млрд. грн. (168,63 млн. $)

Кроме строительства обогатительной фабрики с роторно-вихревыми мельницами и трубопровода гидротранспорта ВУТ для осуществления возможности сжигания ВУТ на котлах Кременчугской ТЭЦ необходима реконструкция горелочных устройств паровых и водогрейных котлов и сооружение емкостей хранения ВУТ на ТЭЦ и на обогатительной фабрике.

Среднесрочный период окупаемости инвестиционных проектов составляет 3 – 5 лет. Если не учитывать период строительства обогатительной фабрики и поэтапной реконструкции котлов Кременчугской ТЭЦ, а также снижение стоимости денег со временем (дисконт), что, конечно же, должно быть учтено при составлении ТЭО проекта, для возможности простой окупаемости проекта в течение 5 лет необходимо привлечь инвестиционных средств: 5 × 168,63 млн. $ = 843,15 млн. $. Приблизительный вариант распределения затрат при данной реконструкции может выглядеть так: 500 млн. $ - строительство обогатительной фабрики, 200 млн. $ - реконструкция котлов, 100 млн. $ - монтаж углепровода, 43,15 млн. $ - проектные и другие работы. Данное распределение затрат вполне возможно, но носит условный характер, так как не опирается на конкретное оборудование, и будет скорректировано (скорее всего в сторону снижения величины затрат) при составлении вначале ТЭО, а затем самого проекта реконструкции. Да и сам показанный экономический эффект от перехода с газа на ВУТ учитывает только топливную составляющую и не учитывает всех составляющих проекта, таких как увеличение затрат на заработную плату, налоги, амортизацию оборудования и т. д. Цель данного расчёта другая, показать энергоэффективность и перспективность реконструкции даже таких мощных ТЭЦ, как Кременчугская ТЭЦ, для использования альтернативного топлива (ВУТ) в местных условиях в Украине. Величина полученного экономического эффекта настолько велика, что позволит покрыть понесённые инвестиционные затраты в 500 – 800 млн. $ в течение 3 – 5 лет.

Данный проект может стать ещё более реальным при участии Кременчугского НПЗ в его реализации, так как возможность ожижения бурого угля и его транспортировки по трубопроводам на НПЗ позволит после реконструкции получать на НПЗ синтетическое моторное топливо (бензин, дизтопливо). Это снизит зависимость Кременчугского НПЗ от импортных источников сырья (нефти) и позволит в перспективе снизить стоимость нефтепродуктов в Украине. По данным открытых источников синтетическое топливо, произведённое из угля, становиться конкурентоспособным при цене на нефть выше 40 $ за баррель, в настоящее время цена нефти на мировом рынке выше 100 $ за баррель.

Другой вариант реконструкции Кременчугской ТЭЦ основан на более традиционных для энергетиков подходах. Это вариант реконструкции ТЭЦ в парогазовую установку (ПГУ), что позволит увеличить общий КПД станции до 55 – 58 % за счёт совмещения газотурбинного и паротурбинного цикла изменения параметров рабочего тела для получения полезной работы. Достоинством газотурбинной установки есть высокая температура газа после камеры сгорания перед рабочими лопатками турбины 1200 – 1500 град С, достоинством паротурбинной установки есть низкое давление (вакуум) отработанного пара в конденсаторе от 0,003 до 0,005 Мпа (12 -20 мм вод. ст.). Существуют различные варианты совмещения этих циклов в парогазотурбинной установке, для нас в данном случае интересны бинарные установки, т. е. установки, у которых два рабочих тела: пар и газ. В этих установках всё тепло подводится в камере сгорания ГТУ, продукты сгорания после совершения работы в газовой турбине поступают в котёл-утилизатор за ГТУ, где вырабатывается пар высоких параметров, который направляется на паровую турбину. В результате на такой ПГУ-ТЭЦ достигаются высокие показатели не только при новом строительстве, но и при техническом перевооружении действующих ТЭЦ. Об этом, в частности, пишет исполнительный директор ВТИ Ольховский Г. Г. в своей статье «Совершенствование технологий комбинированной выработки электроэнергии и тепла на ТЭЦ России», опубликованной в журнале «Новости теплоснабжения» № 10 в 2003 г.

Примером таких установок являются парогазовые энергоблоки ПГУ-450, которые интенсивно строятся в настоящее время в России (ТЭЦ-21 и ТЭЦ-27 в Москве, Северо-западная ТЭЦ в Санкт-Петербурге, Калининградская ТЭЦ-2) . В состав энергоблока входят две газовые турбины и одна паровая, каждая номинальной электрической мощностью 150 МВт. Схема ПГУ-450 позволяет изменять в широких пределах соотношение между электрической и тепловой нагрузкой, сохраняя общий высокий коэффициент использования тепла топлива.

Аналогичный модуль ГТУ - котел-утилизатор, генерирующий 240 т/ч перегретого пара, может прямо (или через общий паровой коллектор) использоваться для питания турбин ПТ-50, ПТ-60, ПТ-80 и Т-100 на действующих ТЭЦ. При полной загрузке выхлопов ГТУ расход пара через первые ступени этих турбин будет значительно ниже номинального. Пар можно будет пропустить при характерных для ПГУ-450 пониженных давлениях пара. Это и одновременное снижение температуры свежего пара до 500-510 град. С летом и даже несколько более низких значений зимой снимет вопрос об исчерпании ресурса таких турбин. Конечно, мощность паровых турбин в составе ПГУ будет ниже номинальной, но общая электрическая мощность блока возрастет более чем в 2 раза, а его экономичность по выработке электроэнергии будет независима от режима и существенно более высокой, чем лучших конденсационных энергоблоков.

Такое изменение показателей радикально влияет на экономичность ТЭЦ. Суммарные издержки на выработку на них электроэнергии и тепла снизятся, а конкурентоспособность ТЭЦ на рынках электроэнергии и тепла возрастет. Поэтому в России в настоящее время строятся и другие ПГУ: ПГУ-400 на Шатурской ГРЭС, ПГУ-325 на Ивановской ГРЭС, ПГУ-220 на Тюменской ТЭЦ-1, 3 энергоблока на Сочинской ТЭС (2 по 39 МВт и один 80 МВт), 2 ПГУ-121 на ТЭЦ «Москва Сити».

ГТУ с котлами-утилизаторами лучше всего располагать в новом главном корпусе на площадке действующей ТЭЦ. Старые котлы могут сохраняться в резерве для покрытия пиковых нагрузок или на случай перерывов в газоснабжении. (Они могут работать на мазуте). При использовании ГТУ такой же мощности, как паровые турбины, для обеспечения нужного для паровой турбины расхода пара потребуется две-три ГТУ и столько же котлов-утилизаторов.

Эффективность паротурбинной установки ПГУ-ТЭЦ сравнительно мало влияет на электрический КПД ПГУ, который остается высоким и составляет 46-50% без тепловой нагрузки и 42-47% при полном отпуске тепла. Вследствие этого ПГУ-ТЭЦ предпочтительны для длительной (5-7 тыс. ч/год) работы при значительной неравномерности тепловой нагрузки. Коэффициент использования тепла топлива для таких ПГУ-ТЭЦ составляет 86 – 88 %, отношение электрической и тепловой мощности 1,2 – 1,4. Наибольшие выгоды можно получить, если реконструкция ТЭЦ будет осуществлена с увеличением электрической мощности ТЭЦ в 2-2,5 раза. Для случая Кременчугской ТЭЦ это означает увеличение установленной электрической мощности до 510 – 640 МВт. А если учесть, что на каждую паровую турбину мощностью 50 МВт или 100 МВт, кроме турбины Р-50-130, которая является турбиной с противодавлением и фактически не работает из-за отсутствия тепловой нагрузки, должно приходиться по две газотурбинные установки такой же мощности, то установленная мощность ПГУ-ТЭЦ составит 665 МВт.

Оценим эффективность реконструкции Кременчугской ТЭЦ в ПГУ на основании годовой производственной программы 2010 г. в ценах октября 2011 г. В 2010 г. Кременчугская ТЭЦ отпустила потребителям 921 млн. кВтч электроэнергии, 1 836,2 тыс. Гкал, затратив при этом 485 092 тыс. м. куб. газа и 643 т мазута. С учётом 13 % расхода электроэнергии на собственные нужды (в среднем по году) выработка электроэнергии в 2010 г. на Кременчугской ТЭЦ составила 1040,73 млн. кВтч (119 МВт в среднем по году). При этом фактическое отношение электрической и тепловой мощности составило 0,487 (должно быть 0,5 – 0,62), что говорит о том, что не всё тепло было произведено в комбинированном цикле (работали водогрейные котлы). Фактический коэффициент использования тепла топлива составил 67,7 % (должно быть 84 – 86 %), что говорит о длительной работе ТЭЦ в конденсационном режиме в течение года. При реконструкции в ПГУ расход тепла от ТЭЦ останется неизменным 1 836,2 тыс. Гкал, а выработка электроэнергии должна вырасти. При отношении электрической и тепловой мощности 1,3 в ПГУ выработка электроэнергии составит: 2 778,22 млн. кВтч (317 МВт/ч в среднем по году). Учитывая, что коэффициент использования тепла таких ПГУ составляет в среднем 87 %, общий расход газа на ПГУ-ТЭЦ для выработки всего объёма тепловой и электрической энергии составит: 584 852,37 тыс. м. куб.

В результате реконструкции в ПГУ дополнительная выработка электроэнергии на Кременчугской ТЭЦ составит: 2 778,22 - 1040,73 = 1737,49 млн. кВтч, дополнительный расход газа на ПГУ составит: 584 852,37 – (485 092 + 643 × 1,12) = 99 040,21 тыс. м. куб., где 1,12 – переводной коэффициент с мазута на газ по калорийности топлива. Цена покупки электроэнергии Кременчугской ТЭЦ на оптовом рынке электроэнергии составляет 0,79 грн/кВтч, а цена покупки ТЭЦ газа для промышленных нужд – 4042,76 грн/тыс. м. куб. В результате экономический эффект от реконструкции Кременчугской ТЭЦ в ТЭЦ-ПГУ составит:

1 737,49 × 106 × 0,79 - 99 040,21 × 4042,76 = 972,22 млн. грн. (121,53 млн. $)

Значения величины удельных капитальных затрат для строительства ПГУ разняться для различных проектов. Так при строительстве ПГУ-200 на Сызранской ТЭЦ (установленная мощность 255 МВт) удельные капитальные затраты по смете составляют 1 092,5 $/кВт, а при строительстве фирмой «General Electric» ПГУ-400 на Шатурской ГРЭС составляют 209 $/кВт. И, хотя в нашем случае имеет место реконструкция ТЭЦ, а не новое строительство, т. е. паровые турбины, градирни и другие коммуникации имеются на месте, примем удельные капитальные затраты на несколько завышенном уровне 1000 $/кВт.

При увеличении установленной электрической мощности Кременчугской ТЭЦ в результате реконструкции в 2,6 раза до 665 МВт капитальные затраты составят:

410 000 × 1000 = 410 млн. $

Простой период окупаемости при этом составит:

410/121,53 = 3,37 года

Указанный срок окупаемости позволяет отнести данный проект к среднесрочным инвестиционным проектам. Данный расчёт носит приближённый оценочный характер, так как не учитывает увеличение затрат на зарплату, налоги, амортизацию и т. д. Все затраты с учётом их распределения во времени могут быть более точно определены при составлении ТЭО проекта, по результатам которого будет рассчитан дисконтный срок окупаемости проекта.

Заключение

Несмотря на кризисную ситуацию, связанную с работой ТЭЦ в объединённой энергосистеме Украины, электроэнергия которых оказывается слишком дорога для потребителей. Есть пути выхода из сложившейся ситуации кроме перепрофилирования ТЭЦ в котельные. При этом при принятии решения о возможных путях реконструкции ТЭЦ, которая повысит эффективность её работы, необходимо как использовать стандартные технические решения, проверенные временем, так и искать инновационные подходы, учитывая местные условия. Для Кременчугской ТЭЦ, находящейся в аренде в ПАО «Полтаваоблэнерго», таким стандартным техническим решением является её реконструкция в ПГУ-ТЭЦ, которая увеличит выработку электрической энергии, продлит срок эксплуатации основного оборудования и повысит КПД работы станции в целом. Строительство ПГУ сейчас полным ходом идёт как во всём мире, так и в России в частности. Инновационным решением, которое учитывает расположение Кременчугской ТЭЦ рядом с Днепровским буроугольным бассейном, является производство водоугольного топлива (ВУТ) из бурого угля на обогатительной фабрике, расположенной в месте добычи угля открытым способом в Кировоградской области, передача ВУТ по углепроводу длиной до 50 км на Кременчугскую ТЭЦ с последующим его сжиганием в газомазутных котлах, реконструированных на сжигание ВУТ. Второе решение пока не имеет аналогов в Украине в промышленном масштабе, но уже имеются прецеденты его успешной реализации в мировой энергетике. Его реализация позволит отказаться от дорогих импортных энергоресурсов – нефти и газа и использовать для выработки энергоресурсов огромные запасы местного сырья – бурого угля.

Оценка в первом приближении инвестиционной привлекательности обоих проектов показала большой потенциал энергоэффективности обоих проектов. Реконструкция ТЭЦ в ПГУ-ТЭЦ, также как и комплексная реконструкция для использования ВУТ на Кременчугской ТЭЦ являются среднесрочным инвестиционным проектом с простым периодом окупаемости 3 – 5 лет. Определение дисконтного периода окупаемости принципиально эту ситуацию не изменит. Однако особенность комплексной реконструкции для использования ВУТ на Кременчугской ТЭЦ в том, что данный проект является инновационным, поэтому величина удельных капиталовложений ещё не определена, а будет рассчитана при составлении соответствующего проекта.

На первый взгляд кажется, что эти два проекта не могут быть совмещены и являются взаимоисключающими. Однако на самом деле это не совсем так. Самое интересное в том, что при увеличении степени мелкодисперсности ВУТ при его приготовлении согласно существующих патентов РФ, возможно использование ВУТ в качестве топлива для газотурбинных установок. Данная возможность позволяет объединить два вышеперечисленных пути реконструкции Кременчугской ТЭЦ в один, что ещё более усилит инвестиционную привлекательность проекта. И хотя использование ВУТ в качестве топлива для ГТУ требует ещё опытно-промышленного изучения, суммарный годовой экономический эффект от одновременного внедрения двух мероприятий на Кременчугской ТЭЦ составляет 290,16 млн. $, что само по себе является серьёзной причиной для реализации указанных проектов как одного целого. Кроме того, данный проект может быть реализован 2 этапами, первым из которых, например, может быть реконструкция Кременчугской ТЭЦ в ПГУ-ТЭЦ.

По последним данным, в связи с повышением цены газа на границе с Россией до 456 $/тыс. м. куб., которую «Газпром» установил Украине на IV квартал, стоимость газа для промышленных потребителей с 1 ноября 2011 г. составит 4600 грн/тыс. м. куб. Это делает изложенные выше предложения по реконструкции Кременчугской ТЭЦ ещё более актуальными.

Реализация предложенных мероприятий в комплексе позволит не только сделать Кременчугскую ТЭЦ одной самых эффективных тепловых электрических станций в Украине, но и повысит выработку электроэнергии в дефицитной Северной энергосистеме. Кроме того, её дешёвая электрическая энергия будет востребована на рынке, а потребители тепловой энергии в г. Кременчуге будут надёжно защищены от повышения цен на тепловую энергию из-за постоянного удорожания основных мировых энергоносителей – нефти и газа.

Историческая справка: В начале 70-х годов в ЮАР была создана группа заводов «Sasol» по переработке угля в синтетическое жидкое топливо, что позволило с меньшими потерями пережить эмбарго на поставки нефтепродуктов. Сегодня компания «Sasol» перерабатывает около 47 млн. т угля в год, производя около 7 млн. т жидкого топлива и имея годовую прибыль в сотни миллионов долларов. Именно этой южноафриканской компании приписывают наивысшие показатели с точки зрения уровня технологии и освоения масштабов производства.

Источник публикации http://www.journal.esco.co.ua/

 

Обсуждение

 

Написать комментарий

 
SEDMAX

Опрос

Законодательное обеспечение повышения энергоэффективности





 

Все опросы Все опросы →

Опрос

Использование современных инструментов для организации энергосбережения





 

Все опросы Все опросы →