Варианты обновления оборудования ТЭС и их сравнительная эффективность

При выборе перспективной структуры генерирующих мощностей центральной становится проблема оценки эффективности разных способов технического перевооружения существующих ТЭС по сравнению с сооружением новых электростанций. Согласно разработанной в 2001 г. «Концепции технического перевооружения ТЭС ОАО «РАО «ЕЭС России» «и АО-энерго на период до 2015 г.» при техническом перевооружении ТЭС выходящее из эксплуатации оборудование рекомендуется:

• · оборудование КЭС энергоблоков мощностью 300−500 МВт на природном газе замещать оборудованием на базе ПГУ-170-ПГУ-540, в состав которых входят энергетические газовые турбины ГТЭ-110, ГТЭ-150, ГТЭ-180;
• · оборудование КЭС энергоблоков мощностью 800 МВт на газомазутном топливе модернизировать с повышением температуры пара до 565/565 єС или с переходом на суперсверхкритические параметры пара (р = 30 МПа, to/tm = 600/600 єС). В отдельных случаях возможна надстройка блока газотурбинными установками;
• · оборудование КЭС энергоблоков мощностью 300−500 МВт на твердом топливе заменять модернизированными энергоблоками повышенной эффективности с ростом температуры пара до 565/565 єС и энергоблоками на базе суперсверхкритических параметров пара (р = 30 МПа, to/tm = 600/600 єС). Для блоков 300 МВт возможна установка котлов с ЦКС;
• · оборудование КЭС энергоблоков мощностью 150−200 МВт на твердом топливе технически перевооружать на базе модернизированных энергоблоков, с повышением температуры пара и внедрением, при необходимости, котлов с ЦКС, а в дальнейшем ПГУ с КСД и с газификацией угля;
• · оборудование КЭС, рассчитанное на параметры пара 8,8 МПа и ниже на природном газе или твердом топливе, заменять конденсационным оборудованием на базе прогрессивных технологий с установкой непосредственно на площадке рассматриваемой электростанции или в энергосистеме;
• · оборудование ТЭЦ, рассчитанное на параметры пара 8,8 МПа и ниже, на природном газе, а также на твердом топливе, расположенных в зоне действия магистральных газопроводов технически перевооружать по схеме ГТЭ+КУ, ПГУ-ТЭЦ.
• · Для замещения действующего оборудования указанных ТЭЦ приняты установки ПГУ-70, ГТЭ-110+КУ, ГТЭ-60+КУ, НК-37+КУ, ГТЭ-25+КУ, ГТЭ-16+КУ, ГТЭ-12+КУ, ГТЭ-6+КУ.

Угольные ТЭЦ с давлением пара 8,8 МПа и ниже, небольшой мощности, расположенные вне зоны магистральных газопроводов, выполняют локальные (местные) задачи по обеспечению теплом и электроэнергией потребителей. Они достаточно жестко регламентированы как по условиям энергопроизводства, так и топливообеспечения. Естественно, что для них не могут быть рекомендованы мероприятия по повышению эффективности, принятые для крупных ТЭЦ: переход на высокие параметры, увеличение единичной мощности установок и т. д. Поэтому для принятия решений по техническому перевооружению ТЭЦ данного типа необходимо на базе конкретных проработок определить перспективу их развития. Для этих станций становятся весьма актуальными разработка и создание высокоэффективных технологий для техперевооружения установок средней и небольшой мощности. В недалекой перспективе (после 2005 г.) для них можно будет использовать ПГУ с КСД.

ТЭЦ с параметрами пара 12,8 МПа и выше на природном газе рекомендуются к техническому перевооружению на базе модернизированного оборудования. Использование ПГУ для обеспечения заданных тепловых нагрузок приводит, как правило, к росту электрической мощности установок. В этой ситуации необходимо увеличение расхода газа на электростанциях при его дефиците, поэтому реализация данного направления может оказаться проблематичной. Исходя из этого, применение ПГУ-ТЭЦ для техперевооружения теплофикационных установок с давлением 12,8 МПа и более должно быть обосновано в каждом конкретном случае, в том числе дополнительно рассмотрено как альтернативный вариант:

• · снижение выработки электроэнергии на КЭС, использующих природный газ (режимные вопросы, рыночные отношения);
• · целесообразность увеличения электрической мощности в пункте размещения ТЭЦ;
• · результаты компоновочных проработок;
• · изменение коэффициента теплофикации (ТЭЦ);
• · возможность выделения дополнительных ресурсов природного газа для ПГУ-ТЭЦ, учитывая эффективность его использования;
• · учет климатических особенностей.

В принципиальном плане не исключается проработка варианта надстройки существующих котлов газовыми турбинами, однако реализация данного направления в первую очередь должна быть подтверждена компоновочными возможностями, т. е. конкретными проработками.

Техперевооружение угольных ТЭЦ с давлением пара 12,8 МПа и более ориентировано на вариант замены на модернизированное оборудование. Стратегически же в перспективе следует ориентироваться на замену всего парка данного теплофикационного оборудования на наиболее экономичное и экологически чистое: ПГУ со сжиганием угля в кипящем слое под давлением (КСД) или с газификацией угля.

В 2002 г. ОАО «РАО «ЕЭС России» «в развитие поименованной работы завершило разработку «Программы обновления оборудования ТЭС на период до 2010 г. и прогнозной оценки до 2015 г.». Разработка «Программы» в том числе включает в себя анализ и обобщение многочисленных рекомендаций на уровне стратегии развития энергетики [6], схемы развития отрасли [7], концепции технического перевооружения ТЭС на период до 2015 г., возможностей отечественных заводов-изготовителей, предложений федеральной и региональных энергетических организаций. При этом перечень мероприятий по обновлению объектов, потребность в материальных ресурсах, сроки выполнения работ и эффективность реализации «Программы» оцениваются на основании принципиальных (укрупнённых) проработок по ТЭС — представителям, которые выбираются путём анализа общей информации о состоянии и характеристиках рассматриваемых ТЭС. «Программа» будет являться исходным документом для формирования инвестиционной и научно-технической политики обновления объектов электроэнергетики на рассматриваемый период. В «Программе» предлагаются следующие мероприятия по обновлению оборудования:

• · замена всего выработавшего индивидуальный ресурс тепломеханического оборудования принципиально новой техникой ($ 16 352,1 млн.);
• · замена всего вырабатывающего индивидуальный ресурс тепломеханического оборудования модернизированным оборудованием заводской поставки ($ 12 105,6 млн.);
• · восстановление работоспособности выработавшего индивидуальный ресурс тепломеханического оборудования за счёт замены отдельных элементов конструкций (вынужденное решение) ($ 8470,9 млн.).

Стратегическим направлением является полномасштабное техническое перевооружение, основанное на современных технологиях (преимущественно отечественных). Оно потребует больших, чем при продлении ресурса оборудования первоначальных инвестиций, однако в последующие годы позволит компенсировать понесенные затраты за счёт снижения удельного расхода топлива и затрат на ремонт оборудования. Задачей ближайших лет является внедрение головных образцов оборудования нового поколения (ПГУ на базе крупных ГТУ, котлов с ЦКС, энергоблоков на суперсверхкритические параметры пара). Имеющиеся в настоящее время инвестиционные, технологические, кадровые и организационные ресурсы, по всей видимости, будут использоваться преимущественно для продления коммерческого срока службы действующего оборудования за счёт замены базовых узлов, элементов конструкций и модернизации оборудования и в меньшей степени для создания заделов на будущее. Проблема обновления касается также и категорий вспомогательного оборудования электростанций, их зданий и сооружений, электрических и тепловых сетей [8, 9, 12, 13].

По оценке ИНЭИ РАН коммерческой эффективности вариантов обновления ТЭС ежегодно на протяжении всего расчётного периода проводилось сопоставление двух финансовых потоков: выручки от реализации электроэнергии и затрат на её производство. Затем эти ежегодные сальдо с помощью коэффициента дисконтирования приводились к сегодняшнему уровню цен и суммировались за весь расчётный период. Итоговая сумма отражала чистый дисконтированный доход, получаемый в результате реализации каждого из вариантов обновления. Коммерческая эффективность рассчитывалась в прогнозных ценах. Были определены предельные тарифы на электроэнергию, при которых возможно самофинансирование инвестиций в каждом из трёх вариантов обновления. Поскольку эффективность обновления определяется соотношением достигаемой экономии затрат на топливо и размера дополнительных инвестиций, то эти показатели отдельно были проконтролированы по каждому варианту обновления. Результаты расчётов показали, что максимальный расход топлива характерен для варианта, в котором работы по восстановлению ресурса оборудования не обеспечивают повышения его экономичности. Самым экономичным (экономится ~7 млн. т усл. топл./год) является наиболее прогрессивный вариант, связанный с максимальным внедрением новой техники. Сэкономленным топливом можно обеспечить как предлагаемое расширение существующих ТЭС, так и сооружение новых ПГУ, в результате чего к 2010 г. мощность применяемых в электроэнергетике ПГУ и ГТУ могла бы быть доведена до 12−13 млн. кВт. Значительная экономия топлива в варианте с внедрением новой техники достигается ценой дополнительных инвестиций, в 1,5ч1,0 раза превышающих инвестиции в варианте, связанном с простым восстановлением ресурса оборудования, что существенно осложняет реализацию прогрессивного варианта.

В соответствии с принятым критерием (максимум чистого дисконтированного дохода) самый оптимистический вариант, связанный с максимальным внедрением нового и модернизированного оборудования, является самым эффективным, в то время как реализация варианта обновления, связанного с восстановлением ресурса оборудования, неэффективна (чистый дисконтированный доход меньше 0).

Для финансирования обновления за счёт собственных средств наименьший рост тарифов наблюдается при варианте обновления, связанном с восстановлением ресурса оборудования (к 2010 г. ~ в 2 раза выше сегодняшнего уровня). В менее эффективных вариантах обновления самофинансирование инвестиций возможно лишь за счёт роста тарифов на электроэнергию в 3,0−3,5 раза.

Анализ схем финансирования показал, что реализовать прогрессивные варианты обновления можно лишь при льготных условиях привлечения средств, характеризующихся большими сроками возврата капитала (более 10 лет) и невысокими процентными ставками (5−10%/год). В варианте обновления, связанном с восстановлением ресурса оборудования, из-за роста топливных затрат себестоимость производства электроэнергии превышает выручку от её продажи, поэтому возникают трудности с погашением обязательств даже по льготным кредитам (для полного расчёта с кредиторами придётся обращаться за новыми займами, суммарный размер которых за период в десятки раз превышает саму потребность в инвестициях).

Таким образом, результаты сравнения вариантов обновления ТЭС, оборудование которых выработает к 2010 г. индивидуальный ресурс, показывают, что при прогнозируемых технико-экономических показателях каждого из способов обновления самым эффективным, а потому и первоочередным инвестиционным решением является замена паротурбинных энергоблоков на газе парогазовыми или газотурбинными установками, а для оборудования на угле — модернизированными паротурбинными установками. Преимуществами такого способа обновления как работы по восстановлению ресурса являются его относительная дешевизна и скорость осуществления, однако с экономической точки зрения реализация такого обновления неэффективна и закладывает отставание в развитии электроэнергетики. Работа по сопоставлению вариантов обновления требует дальнейшей детализации.

ОАО «РАО «ЕЭС России» «подготовлена предварительная программа строительства электростанций на период до 2010 г. [инвестиционный цикл для технического перевооружения (нового строительства) ТЭС составляет в среднем 4−5 (7−10) лет], с 2002 г. возобновлена практика выпуска приказов по вводам мощностей на объектах технического перевооружения. Проводимая в отрасли работа по выбору вариантов обновления находящегося в эксплуатации оборудования позволит в определённой мере скорректировать разрабатываемые балансы энергии и мощности на период 2003;2007, 2004;2008 и последующие годы, учитывающие помимо всего прочего и реальные финансовые возможности акционерных обществ электроэнергетики.

Проблема обновления оборудования ТЭС страны накапливалась годами, и сегодня требует незамедлительного принятия мер, в том числе на государственном уровне.

Разработанная ОАО «РАО «ЕЭС России» ««Программа обновления ТЭС на период до 2010 г. и прогнозной оценки до 2015 г.» может послужить основой для создания «Программы развития отраслей ТЭК», определяющей единый согласованный подход к формированию долгосрочной тарифной политики, позволяющей осуществление экономически обоснованного и взаимоувязанного развития отраслей ТЭК, энергетического машиностроения, других отраслей промышленности [8,9,12,13].

Существующий в стране и ожидаемый на перспективу до 2010 г. уровень энергопотребления может быть надёжно обеспечен при ежегодном вводе и модернизации находящихся в эксплуатации генерирующих мощностей, внедрении мероприятий по восстановлению работоспособности эксплуатирующегося оборудования в течение 2001;2010 гг. на уровне 2,2 млн. кВт. Учитывая, что производственный цикл для нового строительства и технического перевооружения объектов электроэнергетики составляет в среднем соответственно 7 лет и 4 года, должны быть созданы соответствующие заделы по подготовке технико-экономических обоснований, проектов, строительных заделов на соответствующую перспективу.