Аналітичний звіт
Автори: Ніклас Хага, Вейкко Кортела, Андерс Ахнер
Резюме
Мета цього аналітичного звіту– загальний огляд систем централізованого теплопостачання і порівняння газових технологій комбінованого виробництва теплової та електричної енергії на теплоелектроцентралях (ТЕЦ).
У багатьох наявних системах централізованого теплопостачання є значний потенціал для модернізації генеруючих потужностей і для підвищення ефективності системи вцілому. У цьому документі ми розглянемо різні рішення для ТЕЦ і можливості їх застосування в різних сучасних і майбутніх централізованих тепломережах.
Нові виклики, які постають перед ТЕЦ, переважно є наслідком збільшення коливань цін на ринку електроенергії, а також варіабельності генерації, що виникає в результаті зростання частки непостійних генеруючих потужностей, таких як вітряні та сонячні електростанції.
Ті ТЕЦ, що мають високу паливну ефективність й експлуатаційну гнучкість у широкому діапазоні навантажень, будуть більшою мірою здатні реагувати на зміни цін на електроенергію і підтримувати переривчасту, змінну генерацію. Такі станції зможуть забезпечити диспетчеризацію своєї потужності і, відповідно, доходи в пікові години та за високої ціни на електроенергію, а також у сезон низького теплового навантаження.
Ще більшої гнучкості можна досягти завдяки акумулятору тепла.
У цьому документі надана оцінка трьох різних варіантів ТЕЦ: двох станцій з газовими турбінами комбінованого циклу й однієї станції з двигунами внутрішнього згоряння (ДВЗ) в типовій системі централізованого теплопостачання. Ключові висновки після порівняння такі:
• Акумулятор тепла підвищує гнучкість системи, уможливлюючи оптимальне виробництво електрики і тепла;
• Високий ККД з високим співвідношенням частки електричної до частки теплової енергії дає змогу збільшити виробництво електроенергії протягом зимового сезону;
• Низка агрегатів зі швидким пуском і зміною навантаження в рамках однієї ТЕЦ уможливлюють динамічну експлуатацію в між опалювальні періоди;
• Високе співвідношення електричної й теплової енергії розширює експлуатаційний діапазон на рівні агрегата;
• Завдяки багатоагрегатності розширюється діапазон навантажень на рівні всієї станції, що забезпечує більш гнучку експлуатацію в сезони з середньою або низькою потребою в теплі;
• Широкий діапазон теплового навантаження дає змогу зменшити встановлену потужність станції для виробництва того ж обсягу тепла й електроенергії;
• Станція з кількома незалежними агрегатами, хоч і з трохи меншим електричним ККД, може бути більш вигідною інвестицією в нових ринкових умовах.
Вступ
Ринкова ситуація для теплоелектроцентралей (ТЕЦ) зараз змінюється. На ринках багатьох країн з’являється великий потенціал для модернізації генеруючих потужностей і підвищення ефективності всієї системи централізованого теплопостачання. Нові виклики для ТЕЦ виникають унаслідок змін у сфері виробництва електроенергії та умов ринку. Зростання виробництва енергії з відновлюваних джерел, таких як вітер і сонце, створює труднощі для енергосистем і призводить до значної варіативності цін на електроенергію.
Щоб досягти оптимальних економічних показників, експлуатація ТЕЦ повинна бути більш гнучкою. Типовою стає ситуація, коли під час піку виробництва електроенергії з вітрової або сонячної енергії знижуються ціни на ринку. Це призводить до зменшення доходів ТЕЦ від ринків електроенергії. Здатність гнучко регулювати виробництво теплової енергії, наприклад, акумулювати тепло під час роботи в години високих цін на електроенергію і зменшувати потужність станції до дуже низького рівня (або навіть зупинити станцію) в години низьких цін на електроенергію дасть змогу підвищити доходи ТЕЦ.
Завдяки переоцінці традиційних способів будівництва ТЕЦ і пошуку оптимальних технічних рішень можна покращити фінансові показники. ТЕЦ здатні додатково збільшити доходи, якщо, крім продажу електроенергії, вони матимуть технічну здатність вийти на ринок допоміжних послуг та на потенційні ринки динамічної потужності.
Цей документ зосереджується на технічних та економічних аспектах технологій комбінованого виробництва електричної та теплової енергії на основі природного газу.
Централізоване теплопостачання
Розподільчі теплові мережі для житлового фонду і комерційних споживачів широко використовуються у Північній і Східній Європі, а також у великих містах Канади, США, Північного Китаю, Японії і Південної Кореї.
Централізовані теплові мережі є в містах і населених пунктах дуже різних розмірів, у місцях щільної забудови. У багатьох випадках одна загальна система охоплює все велике місто, однак існують варіанти, коли кілька локальних мереж покривають окремі зони навантаження в межах одного міста. В основі більшості сучасних систем лежить гаряча (110-170 °С) або тепла (90-100 °С) вода. Системи, які використовують пару низького тиску, також почасти застосовуються, наприклад, у Нью-Йорку. Конструкції систем в різних країнах відрізняються, але завжди ґрунтуються на подачі гарячої або теплої води споживачам та отриманні назад холодної води. Температура гарячої або теплої води, що подається, як правило, регулюється залежно від температури навколишнього середовища.
Майбутні теплові мережі будуть здатні адаптуватися до ринку за рахунок використання надлишків електроенергії від змінних відновлюваних джерел, наприклад, у періоди, коли є сильний вітер, а споживання електроенергії незначне. Запровадивши частково незалежне одне від одного виробництво електроенергії і тепла за рахунок використання акумуляції тепла, можна зробити ТЕЦ більш гнучкою і використовувати ефективніше.
Тепло зазвичай генерується в опалювальних котлах або на станціях комбінованого виробництва теплової та електричної енергії з турбінами проти тиску чи з регульованим відбором пари, які типово використовують вугілля і частково – біомасу.
На сьогодні в царині когенерації також є багато станцій з турбінами комбінованого циклу на газовому паливі. Крім того, у невеликих тепломережах часто працюють когенераційні станції на основі двигунів внутрішнього згоряння (ДВЗ).
Більшість ТЕЦ працюють за графіком теплового навантаження, тоді як електроенергія, яка при цьому виробляється, є побічним продуктом для продажу в електромережу або для споживання містом. Отже, такі ТЕЦ, як правило, експлуатуються тільки протягом холодних періодів. Улітку теплове навантаження зазвичай знаходиться нижче мінімального навантаження ТЕЦ, а ціни на електрику нижчі, ніж узимку.
Комбіноване виробництво теплової та електричної енергії є суспільно бажаним як з точки зору енергетичної ефективності, так і турботи про довкілля. Централізовані тепломережі можуть досягти дуже високого загального ККД, в оптимально спроектованих мережах – аж до 90%. А якщо старі неефективні опалювальні котли замінити сучасними ТЕЦ, централізовані тепломережі сприятимуть значному скороченню викидів парникових газів.
У багатьох країнах доцільність інвестицій неочевидна, оскільки ринок тепла є регульованим, тобто ціни на тепло визначаються неринковими механізмами. Щоб ТЕЦ стали прибутковими на таких ринках, вони повинні приносити максимальний дохід з ринку електроенергії, а також з ринків потужності і допоміжних послуг.
Мережі, як правило, розповсюджуються на великі території з численними точками невеликого навантаження. Оптимізація такої системи є складним завданням і вимагає скоординованого проектування ТЕЦ, мережі та центрів навантаження. Згідно з загальноприйнятим практичним правилом, економічно оптимальна потужність ТЕЦ повинна становити близько 40-50% річного пікового теплового навантаження мережі.
Рис. 1: Крива зміни навантаження типової централізованої теплової мережі потужністю 400 МВт. Теплове навантаження мережі змінюється залежно від температури навколишнього середовища. Воно високе протягом холодної пори року - взимку - і зазвичай досягає максимуму в середині лютого. Відповідно, теплове навантаження незначне влітку
Рис. 2: Крива зміни теплового навантаження Рис. 1 перетворена у криву, що відображає тривалість теплового навантаження та показує оптимальний з економічної точки зору розмір ТЕЦ (синій колір). У цій конфігурації інша потреба в теплі покривається за допомогою опалювального котла / котлів (червоний колір). На Рис. 1 і Рис. 2 показані властивості типової мережі тепловою потужністю 400 МВт. Така мережа використана в цьому документі для порівняння доцільності, цей розмір відповідає мережі центрально-європейського міста з населенням близько 300 тис. чол.
Можливості та виклики
Комбіноване виробництво теплової та електричної енергії в централізованих тепломережах зазвичай сприймається позитивно, і в багатьох країнах існують різні схеми його стимулювання.
Для прийняття рішень про інвестування в потужності ТЕЦ потрібні ретельне й надійне прогнозування майбутніх теплових навантажень, цін і потенційних надходжень за електроенергію, а також стабільна нормативно-правова база. ТЕЦ має термін служби більше 20 років, а умови ринку можуть значно змінитися за такий тривалий період.
При проектуванні нових ТЕЦ кілька аспектів впливають на оптимальний вибір технологій. Ми їх розглянемо в наступних розділах.
Теплова енергія
На більшості територій, де використовуються мережі централізованого теплопостачання, зміни теплових навантажень в різні пори року є значними. Зазвичай теплове навантаження влітку низьке, тоді як восени й навесні потреба в теплі дуже суттєво коливається. Узимку є короткочасні періоди дуже високих піків споживання тепла й періоди високого базового навантаження. Багато де середньорічна температура значно змінюється від року до року, що ще більше ускладнює завдання з оптимізації розміру станції.
Покращена ізоляція, приміром, будівель, сприяє зниженню потреби в теплі. З іншого боку, тепломережі зростають з приєднанням нових споживачів. Дослідження в Нідерландах свідчать, що зміни в поведінці можуть призвести до зростання потреби в теплі, коли споживачі прагнуть більшого комфорту (наприклад, через більш тривале перебування в душі тощо).
Електроенергія
Більшість ринків електроенергії, наприклад, у Європі, відкрилися для конкуренції. Це призвело до підвищення волатильності цін. Диспетчеризація генерації електроенергії на станції базується на цінових сигналах ринку. Крім того, підвищення частки змінних відновлюваних джерел – вітру й сонця – призводить до більшого коливання цін на електроенергію. Труднощі для ТЕЦ полягають у тому, що теплове навантаження й ціни на електрику не завжди корелюють одне з одним. Хоча б часткова незалежність виробництва теплової та електричної енергії на ТЕЦ призведе до підвищення рентабельності. Можливе рішення полягає в приєднанні буфера / акумулятора тепла до ТЕЦ або до централізованої тепломережі. Переваги цього рішення розглядатимуться нижче в цьому документі.
На нинішніх лібералізованих ринках електроенергії електрика більше не може вважатися суто вторинним продуктом ТЕЦ. Робочий профіль ТЕЦ і концепція станції повинні давати можливість експлуатації станції залежно від цін на електрику й таким чином максимізувати доходи з ринків електроенергії.
Субсидії для ТЕЦ
У деяких країнах застосовуються пільгові тарифи для станцій когенерації з метою ефективного використання палива, що зазвичай спричиняє підвищення загальної річної ефективності. ТЕЦ, наприклад, можуть отримувати субсидії на додачу до тарифу за електрику, залежно від кількості виробленої електроенергії (МВт год) при одночасному виробництві тепла. Зазвичай пільги для підприємств когенерації залежать від загальної річної ефективності: тобто що вища ефективність, то більші пільги. Додаткові пільги в деяких країнах надаються підприємствам, які виробляють тепло й електроенергію з використанням відновлюваного палива.
Підвищена гнучкість завдяки акумулятору тепла
Додаткове оснащення ТЕЦ системою зберігання тепла або тепловим акумулятором надає можливість більш ефективної й гнучкої експлуатації. Акумулятори тепла зазвичай є ємностями атмосферного тиску для гарячої води, розмір яких підбирається відповідно до розміру й потреб централізованої тепломережі. Акумулятори є ідеальним рішенням в системах зі значними коливаннями ціни на електроенергію, наприклад, унаслідок зміни попиту вночі і вдень, а також за великої частки змінних відновлюваних джерел енергії.
Станція може працювати на повну потужність, коли ціни на електроенергію високі, й одночасно заповнювати акумулятор тепла. Тепло може відпускатися з акумулятора, коли виробництво електроенергії за низьких цін стає менш привабливим. Подібним чином маневрена когенераційна станція спроможна працювати з таким розрахунком, щоб урівноважувати зміни у виробництві енергії з відновлюваних джерел. У системах з великою часткою вітрової енергії, коли ціни на електроенергію навіть подеколи стають від’ємними, наприклад, уночі за сильного вітру і є перевиробництво в електричній мережі, електричні котли можуть стати прекрасним доповненням для заряджання теплового акумулятора.
Рис. 3: Експлуатаційні дані з когенераційної станції міста Скаген (Данія) на базі трьох газопоршневих агрегатів тепловою потужністю ~ 18 МВт. Станція оснащена акумулятором тепла ємністю 250 МВт/год., електричним котлом 10 МВт і газовим піковим котлом 37 МВт. Система передбачає експлуатацію в оптимальному режимі за мінливих умов ринку з сумарним ККД понад 90%. Графік зміни стану станції в процесі експлуатації можна відстежувати на сайті:http://www.emd.dk/desire/skagen
______________________________________
· FF Skagen – компанія Fiskernes Fiskeindustri Skagen
Допоміжні послуги
Значні інвестиції в генерацію з непостійних відновлюваних джерел в останні роки призвели до появи нових вимог до динамічного управління резервними системами електромереж. Необхідність короткострокового врівноваження енергетичних систем створює додаткові можливості для станцій, які можуть запропонувати швидкодоступні резерви системи. Ринки допоміжних послуг, як правило, готові винагороджувати динамічні можливості, такі як швидкий пуск, зупинка, зміна навантаження. ТЕЦ можуть з вигодою для себе працювати на цих ринках за умови, що виробництвом електроенергії можна управляти незалежно від виробництва тепла при постійній підтримці високого загального ККД.
Опис газових технологій ТЕЦ для централізованого теплопостачання
Під час прийняття рішення про інвестування в генеруючі потужності для централізованих тепломереж вибір технології набуває вирішального значення. У сегменті середнього розміру 50 – 300 МВт вибір такий: газові турбіни комбінованого циклу, двигуни внутрішнього згоряння (газопоршневі агрегати) і станції на біопаливі. У цьому розділі порівнюються характеристики різних рішень на газовому паливі. Рішення з використанням біомаси в документі не аналізуються.
Станції з газовими турбінами комбінованого циклу
На станціях з газовими турбінами комбінованого циклу (з парогазовими установками, ПГУ) електрична енергія виробляється газовими турбінами і спільною паровою турбіною, що приводиться в рух парою, згенерованою в паровому котлі-утилізаторі (ПКУ), який використовує гарячі димові гази безпосередньо після газових турбін. У загальних рисах, станції ПГУ сконструйовані так, що вони мають дуже високу електричну ефективність при роботі з базовим навантаженням.
Промислові газові турбіни зазвичай потребують подачі природного газу під тиском 20-40 бар. Температура вихлопних газів газової турбіни – близько до 600 °С, що дає змогу використовувати ефективні конструкції котлів і парових систем. Водночас висока температура вихлопних газів вимагає застосування високоякісних матеріалів для виготовлення котлів та призводить до відносно тривалого процесу пуску станції. Крім того, високий тиск пари передбачає підвищені вимоги до рівня кваліфікації експлуатаційного персоналу. Утім, це звичайна практика в енергетиці.
Пара, яка виходить із парової турбіни, ефективно використовується для нагріву гарячої води для централізованого опалення в парових конденсаторах. Потрібна температура води досягається переважно двома способами: або з використанням режиму відбору пари, або протитиску. Загальний ККД підвищується за допомогою підігріву частини зворотної води з тепломережі в економайзері, розташованому після котла-утилізатора.
Типова конфігурація станції ПГУ містить одну або дві газові турбіни з паровими котлами-утилізаторами в поєднанні з однією спільною паровою турбіною.
Рис.4: Станція з газовими турбінами комбінованого циклу ПГУ
Рис. 5: Технологічна схема газотурбінної станції комбінованого циклу з протитиском з ПКУ (паровим котлом-утилізатором)
Станції з двигунами внутрішнього згоряння
Принцип дії станції з ДВЗ базується на використанні кількох незалежних генераторних установок на газовому паливі, установлених паралельно. Кожен двигун забезпечений індивідуальною системою утилізації тепла від вихлопних газів, системи водяного охолодження сорочки двигуна, моторної оливи й повітря наддуву. Ці станції мають конфігурацію простого циклу з утилізацією тепла на основі системи гарячої води, тобто проміжна парова система тут не потрібна. Температура вихлопних газів є відносно низькою, менше 400 °С, що означає, що високоякісні термотривкі матеріали не потрібні, тож завдяки цьому можливий швидкий запуск двигуна і всієї станції. Системи утилізації тепла, як правило, навісного типу й не впливають на експлуатацію й робочі характеристики двигуна. Для ДВЗ зазвичай потрібна подача природного газу під тиском 5 бар.
Рис.6: Станція з ДВЗ загальною електричною потужністю 100 МВт
Рис. 7: Технологічна схема утилізації тепла двигуна внутрішнього згоряння
Обладнання станції для системи централізованого теплопостачанняз піковим споживанням 400 МВт
З метою порівняння розглянемо три різні варіанти ТЕЦ. Кожна з цих станцій виробляє однакову кількість тепла (~ 165 МВт теплової енергії) при повному навантаженні, що відповідає близько 40% від пікового теплового навантаження 400 МВт, тобто розмір всіх трьох станцій наближений до економічно оптимального для даного теплового навантаження. Решта потреб в теплі покриваються газовими опалювальними котлами.
Фактичні виробничі характеристики різних станцій відрізняються залежно від умов навколишнього середовища, однак річний сумарний ККД є подібним. У цьому порівнянні загальний ККД всіх трьох варіантів становить 88%. Крім того, в оцінку враховано акумулятор тепла для добового споживання.
Ці три варіанти станцій, які порівнюються, мають таку конфігурацію:
• Газотурбінна станція комбінованого циклу на основі однієї газової турбіни (1-1-1), яка виробляє 220 МВт електричної енергії з ККД 50%¹.
• Газотурбінна станція комбінованого циклу на основі двох газових турбін (2-2-1), кожна з них виробляє 100 МВт електричної енергії (в сумі - 200 МВт ел) з ККД 48%².
• Станція з двигунами внутрішнього згоряння на основі 10 установок простого циклу, кожна виробляє 18 МВт електричної енергії (в сумі – 180 МВт електричної енергії) з ККД 46%³.
Усі ці варіанти відповідають поточним і прогнозованим європейським нормам стосовно викидів.
_________________________
1 Джерело: GTPro (Програмне забезпечення компанії Thermoflow, Inc.)
2 Джерело: GTPro (Програмне забезпечення компанії Thermoflow, Inc.)
3 Джерело: Wärtsilä
Характеристики газотурбінних станцій комбінованого циклу
Газотурбінні станції комбінованого циклу, облаштовані паровою турбіною з протитиском, мають високий електричний ККД, близький до 50%. Типова конфігурація станції зазвичай 2-2-1 або 1-1-1. Діапазон навантажень станції з ПГУ залежить від кількості генераторних установок. Газові турбіни демонструють більш-менш швидкий пуск (25 хвилин до повного навантаження), однак паровий цикл, який має важливе значення для підвищення електричного ККД в умовах когенерації, вимагає більше часу для розігріву. Процедура пуску станції з комбінованим циклом є послідовністю дій, коли спочатку запускаються газові турбіни, потім – ПКУ й нарешті – парова турбіна. Ця процедура, як правило, триває кілька годин, так само як і зупинка станції.
Діапазон навантажень станції ПГУ відносно неширокий. Станція з однією газовою турбіною може знизити електричне навантаження до ~ 50%, зберігаючи при цьому прийнятні характеристики. При електричному навантаженні 50% вихід тепла становить 60% максимальної вихідної потужності, тому діапазон навантаження на стороні відбору тепла становить 60 – 100%. Це обмежує використання станцій ПГУ за теплої погоди навесні або восени, оскільки для роботи станції потрібне теплове навантаження не менше 60%.
Великі газотурбінні установки мають більш високий ККД, ніж маленькі. Крім того, що більша станція за розміром, то менші питомі капітальні витрати на встановлений кВт потужності. Отже, на перший погляд, може здатися економічно доцільним будувати станцію більшого розміру.
У централізованому теплопостачанні станції ПГУ зазвичай ремонтуються під час літньої перерви, коли вони зупиняються на кілька тижнів.
Характеристики станцій з двигунами внутрішнього згоряння
Станції з ДВЗ створюються з певної кількості паралельних незалежних агрегатів. Тому легко підібрати оптимальний розмір станції відповідно до конкретного теплового навантаження. Пізніше станцію поступово можна розширити за допомогою встановлення додаткових агрегатів по мірі збільшення теплового навантаження. Ця модульна багатоагрегатна конфігурація, крім того, дає змогу на місці виконувати роботи з обслуговування почергово на кожній установці. Таким чином, плановий ремонт можна здійснювати послідовно протягом міжопалювального періоду з таким розрахунком, щоб мінімізувати частку потужностей, недоступних в даний момент. Багатоагрегатність станції дозволяє надійно отримувати енергію з n-2 установок (n – кількість встановлених генераторних агрегатів).
Багатоагрегатна конфігурація також уможливлює широкий діапазон навантажень – як електричних, так і теплових. Цей аспект ми розглянемо детальніше далі.
Незалежні установки можна запускати і зупиняти швидко, одну за одною, відповідно до теплового навантаження й ціни на електроенергію. Ці динамічні властивості дають змогу експлуатувати станції з ДВЗ як в базовому, так і піковому навантаженні.
Завдяки такій багатоагрегатній конструкції розмір станції не впливає на питомі капітальні витрати на встановлений кВт потужності. Подібним чином і розмір станції не впливає на електричний або загальний ККД.
ККД і співвідношення електричної й теплової потужності
Як показано на рис. 8 і 9, співвідношення електричної й теплової потужності станцій з ПГУ і ДВЗ при неповному завантаженні значно відрізняються. Станції на базі ДВЗ мають високий електричний ККД при неповному завантаженні й майже постійне співвідношення електричної й теплової енергії (електрична вихідна потужність / теплова вихідна потужність) при будь-якому навантаженні. У станцій з ПГУ при неповному завантаженні електричний ККД зменшується, а тепловий ККД підвищується. Це, своєю чергою, призводить до зменшення співвідношення електричної й теплової енергії.
На рис. 8 і 9 показані ККД і співвідношення електричної й теплової енергії. Мінімальне електричне навантаження на установку для обох технологій прийняте на рівні 50%. Через різне співвідношення електричної й теплової енергії при неповному навантаженні мінімальне теплове навантаження для станцій на базі ДВЗ становить 50%, для станцій з ПГУ - 60%.
Рис.8: Типові криві характеристик порівнюваних технологій при неповному навантаженні
Рис.9: Типові криві співвідношення електричної й теплової енергії порівнюваних технологій
Як показано вище, станції з ПГУ можуть експлуатуватися в межах діапазону теплового навантаження 60-100% з конфігурацією 1-1-1 і, відповідно, у межах 30-100% з конфігурацією 2-2-1. При неповному навантаженні електричний ККД знижується. Проте, коли станція з конфігурацією 2-2-1 працює в режимі 1-1-1, тобто одна газова турбіна зупинена при навантаженні станції близько 50%, електричний ККД повертається до значення, близького до значення ККД повного навантаження. З іншого боку, загальний ККД при роботі в режимі неповного навантаження не погіршується, оскільки втрати тепла відбуваються переважно в димових газах.
Багатоагрегатні ТЕЦ каскадної конфігурації працюють з ККД, близьким до пікового в усьому діапазоні навантаження, оскільки генераторні установки можна вмикати й вимикати окремо залежно від теплового навантаження. Мінімальна вихідна теплова потужність станції з десятьма ДВЗ знижується до 5%, якщо мінімальне навантаження одного агрегата становить 50%.
Рис. 10: Залежність ККД всієї станції відтеплового навантаження. Примітка: Станція комбінованого циклу переходить з режиму 2-2-1 у режим 1-1-1 при електричному навантаженні 50% (що прирівнюється до 60% теплового навантаження)
Час пуску та зупинки
Технології, що порівнюються, мають різні динамічні властивості. Існують відмінності у часі запуску, швидкості зміни потужності і часі зупинки.
Станція ПГУ може бути запущена й здатна досягти повного навантаження протягом
1 години в разі пуску з гарячого стану та якщо її конструкція передбачає швидкий пуск. Більшість сучаснихТЕЦ не розраховані на швидкий пуск, а час пуску з гарячого стану коливається від 1,5 до 3 годин. Зупинка станції відбувається швидше й потребує, як правило, близько половини часу пуску. Пуск з холодного стану, безумовно, вимагатиме значно більше часу.
Станції з ДВЗ запускаються й досягають повної електричної потужності за 2 - 10 хвилин залежно від того, здійснюється пуск з теплого чи гарячого стану. Система утилізації тепла гарячої води зазвичай прогрівається з теплого стану до повної теплової потужності станції протягом 15 хвилин після запуску двигунів.
Рис.11: Послідовність пуску та зупинки порівнюваних технологій
Типова послідовність пуску станції ПГУ з турбінами стаціонарного типу (пуск з гарячого стану):
1. Перевірка обладнання та дозвіл на пуск (10 хвилин від команди на пуск)
2. Розгін і розпалення газової турбіни (12- 13 хвилин від команди на пуск)
3. Синхронізація і навантаження газової турбіни (15 хвилин від команди на пуск)
4. Робота газової турбіни при мінімальному стабільному навантаженні для прогріву ПКУ (15-25 хвилин від команди на пуск)
5. Набір потужності газової турбіни до повного навантаження (25-30 хвилин з моменту команди про пуск)
6. Синхронізація й навантаження парової турбіни та початок виробництва тепла (30-60 хвилин з моменту команди про пуск)
7. Станція ПГУ в режимі повної потужності виробництва електроенергії й тепла (мінімум 60 хвилин від команди на пуск).
Типова послідовність пуску станції з ДВЗ (з гарячого стану):
1. Перевірка обладнання та дозвіл на пуск (1 хвилина від команди на пуск)
2. Розгін, синхронізація і навантаження двигуна (2-3 хвилини від команди на пуск)
3. Набір потужності двигуна до повного навантаження (3-6 хвилин від команди на пуск)
4. Поступове збільшення виробництва тепла (5-15 хвилин від команди на пуск)
5. Станція з ДВЗ в режимі повної потужності виробництва електроенергії і тепла (15 хвилин від команди на пуск).
Порівняння економічних показників
Вхідні дані
У даному порівнянні припускається, що вироблена електрична енергія продається національній електричній мережі. Ціни на електроенергію й зміни цін показані на рис.12. Також в цьому порівнянні ТЕЦ отримують за комбіноване виробництво теплової та електричної енергії додаткову субсидію в розмірі 15 Євро / МВт год4 електричної енергії на додачу до ринкової ціни, яка визначається на Європейській Енергетичній Біржі (EEX)5.
В якості ціни на паливо використовувалася вартість природного газу 25 Євро / МВт год (6,9 Євро / ГДж)6. Відповідна ціна на тепло становитиме 27,5 Євро / МВт, якщо визначати її через розрахунок теплової енергії, отриманої за допомогою опалювального котла на природному газовому паливі, що працює з ККД 91%. Прийнятий економічно доцільний термін служби станцій 20 років при середньозваженій вартості капіталу (СЗВК) 6%. Вимоги по СЗВК завжди залежать від інвестора. Що вища СЗВК, то більший термін повернення коштів.
Оцінка ґрунтується на погодинному (8760 годин на рік) аналізі одного року експлуатації. Ціни на електроенергію й потреба в теплі змінюються щогодини, що призводить до різних експлуатаційних профілів для різних варіантів станцій.
Рис.12: Зміна цін на електроенергію протягом року, взятих за основу для оцінювання
У дослідженні порівнюються три варіанти рішення: дві станції ПГУ і одна з ДВЗ, усі з однаковою максимальною тепловою потужністю з наведеними в таблиці експлуатаційними та економічними характеристиками.
________________________________________
4 Джерело: Федеральне міністерство економіки і технології, Stromnetzentgeltverordnung, Німеччина, 2005
5 Джерело: Європейська Енергетична Біржа
6 Джерело: Євростат, Німеччина 2009
________________________________________
4 Джерело: Федеральне міністерство економіки і технології, Stromnetzentgeltverordnung, Німеччина, 2005
5 Джерело: Європейська Енергетична Біржа
6 Джерело: Євростат, Німеччина 2009
Таблиця 1: Характеристики порівнюваних варіантів станцій. Джерела: Wärtsilä, GTPro (програмне забезпечення компанії Thermoflow, Inc.). Зауважимо, що вартість девелопменту та управління реалізацією проекту становить 25-30% від загального обсягу капітальних вкладень і містить капітальні витрати на акумулятор тепла. Вартість експлуатації та обслуговування оцінюється на основі даних по багатьох установках і містить витрати, пов'язані з пусками й зупинками
Оптимальні режими експлуатації станцій
Річні ККД станцій майже дорівнюють їх проектним значенням завдяки ефективному використанню теплового акумулятора. Проте є відмінності в кількості годин роботи на рік та в обсязі виробництва тепла й електроенергії. Результати спостережень:
• Завдяки тепловому акумулятору всі варіанти станцій здатні працювати при оптимальному навантаженні, а отже, їх річні ККД майже дорівнюють проектним
• Станції ПГУ не працюють протягом літнього сезону низького споживання тепла через їх вузький діапазон навантаження і значний час пуску
• Станція ПГУ з конфігурацією 1-1-1 виробляє більше електроенергії, ніж інші варіанти, завдяки своєму більшому розміру і більш високому електричному ККД при базовому навантаженні
• Станція ПГУ з конфігурацією 2-2-1 напрацьовує більше робочих годин завдяки більш широкому діапазону навантаження в порівнянні з конфігурацією 1-1-1
• Станція з ДВЗ виробляє більше тепла, ніж станції ПГУ, оскільки вона може працювати протягом літнього сезону (коли це вигідно) й вимагає меншого виробництва тепла водогрійними котлами
• Навіть попри меншу електричну потужність, станція з ДВЗ виробляє пропорційно більше електроенергії, оскільки покриває більшу частку загальної потреби в теплі
• Широкий діапазон навантаження станції з кількома ДВЗ дає змогу напрацьовувати більше робочих годин на рік й виробляти більше енергії, незважаючи на те, що її розмір на 10-20% менший.
Таблиця 2: Річне виробництво енергії та ККД на рівні станції
Рис.13: Річні графіки навантаженняі тривалості для різних варіантів станцій
Станції ПГУ оптимально працюють протягом опалювального сезону. Але влітку впливають короткі робочі інтервали, викликані високою мінімальною тепловою потужністю (60%), і динамічні характеристики станції, що стосуються частих пусків, зупинок і змін навантаження. Оцінка показує, що економічно недоцільно експлуатувати станції ПГУ за низького споживанням тепла, і тому вони не працюють з травня по вересень.
Станція з ДВЗ може працювати протягом усього року за умови, що ціни на електроенергію забезпечують прибуткову роботу. Багатоагрегатна станція швидкого пуску може експлуатуватися навіть при низьких теплових навантаженнях. З середини травня до середини вересня на станції з ДВЗ працюють 5 з 10 установок в режимі когенерації, що дозволяє оптимізувати експлуатацію, виходячи з теплових навантажень і цін на електрику. Решта 5 установок можуть надавати допоміжні послуги, наприклад, вторинного резерву, якщо це необхідно й доцільно. Як варіант, ці установки можуть використовуватися при неповному навантаженні з одночасним продажем первинного резерву або послуги регулювання на завантаження чи розвантаження. Це вимагає економічної оптимізації для кожної години. Потенційний дохід від допоміжних послуг знаходиться поза межами цього документа.
На рис.14 показані окремі приклади графіків сезонних тижневих навантажень для різних варіантів станцій. Обрані три типові тижні протягом року, що представляють високе, середнє й низьке споживання тепла, щоб продемонструвати різні характеристики станцій.
Протягом лютневого тижня всі варіанти станцій виробляють тепло на повну потужність з оптимальним ККД. Протягом квітневого тижня відмінності між трьома варіантами стають очевидними. Так станції ПГУ вимагають більшої підтримки від опалювального котла через їх високе мінімальне теплове навантаження. Протягом червневого тижня працює тільки станція з ДВЗ завдяки її широкому діапазону навантажень і низькому мінімальному навантаженню.
Рис.14: Приклади трьох обраних сезонних тижневих графіків теплових навантажень для різних варіантів станцій
Економічні результати
У розрахунках економічної доцільності трьох варіантів конфігурації станції використані ціна газу, ціна на електроенергію, в тому числі субсидії для ТЕЦ, і ключові економічні інвестиційні параметри, перелічені в попередніх розділах. Станції працюють в оптимальному режимі відповідно до річного графіка споживання тепла мережею з потребою 400 МВт теплової енергії.
У таблиці 3 можна побачити, що річний прибуток усіх трьох варіантів є подібним. Трохи нижчий електричний ККД станції з ДВЗ компенсується гнучкістю станції, яка дозволяє напрацьовувати додаткові години рентабельної роботи навесні, влітку і восени. При аналізі фінансових результатів найбільш помітною є різниця в обсязі капітальних витрат, який для станції з ДВЗ значно нижчий. Оскільки капітальні витрати менші, інвестор отримує більш життєздатне сальдо грошового потоку, коротший термін повернення коштів, вищу внутрішню норму повернення капітальних вкладень і кращу чисту приведену вартість.
Вища середньозважена вартість капіталу може призвести до збільшення терміну окупності й до зниження чистої приведеної вартості для всіх варіантів. Вимоги стосовно середньозваженої вартості капіталу залежать від інвестора.
Таблиця 3: Фінансові результати порівняння (середньозважена вартість капіталу 6%)
Рис. 15: Станція з двигунами внутрішнього згоряння
Таблиця 4 узагальнює сукупні річні виробничі витрати, що є вищими для станції з ДВЗ через більшу кількість годин напрацювання. З іншого боку, загальна чиста собівартість виробництва електроенергії станції з ДВЗ є нижчою завдяки меншому розміру станції і нижчим капітальним витратам. Проте, станції є рівноцінними у плані теплової потужності.
Таблиця 4: Річні виробничі витрати і собівартість вартість виробництва енергії
Можливість додаткових доходів з ринку допоміжних послуг
Окрім роботи як звичайні ТЕЦ, ці станції мають потенціал для нарощування доходів завдяки виходу на нові динамічні ринки електроенергії. Зростання доходів з теперішніх і майбутніх ринків допоміжних послуг не розглядалися в наведеному вище порівнянні.
Вироблена електроенергія продається на ринку електроенергії, а вироблене тепло постачається через акумулятор в централізовану мережу теплопостачання. Але, крім цього, станція може продавати резерв швидкого пуску і завантаження на ринках допоміжних послуг, якщо характеристики це дозволяють.
Приміром, ТЕЦ електричною потужністю 100 МВт на базі ДВЗ можна розглядати як набір генераторних агрегатів. Це означає, наприклад, що в періоди низького споживання теплової енергії станція може працювати таким чином, щоб діяв тільки один агрегат, а решта дев'ять були зупинені. Ці агрегати залишаються доступними для ринку, наприклад, як швидкий резерв для електромережі, тобто як резерв, що не обертається. При цьому станція виробляє 10% своєї номінальної потужності з максимальним електричним ККД. Навіть якщо вся станція зупинена, здатність до швидкого пуску уможливлює задіяння 100% номінальної потужності станції для надання послуги вторинного регулювання частоти, для чого в Німеччині, наприклад, необхідний час активації становить 5 хвилин.
Вигоди від децентралізованого розміщення станцій
Станції ПГУ проектуються настільки великими, наскільки це можливо, щоб отримати максимальний електричний ККД за мінімальних питомих капітальних витрат. Станції з ДВЗ дають подібний ККД за аналогічного рівня питомих витрат незалежно від кількості агрегатів, що дозволяє будувати менші ТЕЦ в різних місцях мережі теплопостачання. Такі децентралізовані ТЕЦ підвищують надійність та ефективність енергопостачання, оскільки виробництво розташоване близько до точки споживання. Локальне виробництво тепла здатне негайно реагувати на зміни в споживанні або температурі в тепломережі. Децентралізоване розміщення станцій також дає змогу знизити втрати при передачі електричної та теплової енергії, а також економити енергію, необхідну для перекачування води в централізованій мережі теплопостачання.
Управління станціями, розташованими децентралізовано, може здійснюватися дистанційно з центральної апаратної, або ними може управляти диспетчер енергосистеми (коли вони працюють в режимі допоміжних послуг).
Невеликі децентралізовані станції можуть бути підключені безпосередньо до міської мережі середньої напруги (20 кВ). Це частодопомагає заощадити на транспортних тарифах, оскільки станції не підключаються до високовольтної мережі країни (110 кВ або вище), як це вимушені робити великі станції.
Децентралізоване розташування станцій не може бути оптимальним рішенням повсюдно через витрати, пов'язані з виділенням додаткових ділянок, будівництвом споруд, платою за підключення до мережі й узгодженням з природоохоронними органами. Інфраструктура газової мережі і тиск подачі газу до майданчика також можуть вплинути на вибір місця розташування станції.
Рис.16: Станція з газовими турбінами комбінованого циклу
Підсумок
У цьому документі ми представили загальний огляд систем централізованого теплопостачання міст. Багато існуючих мереж мають значний потенціал для модернізації генеруючих потужностей та підвищення ефективності всієї системи. Нові виклики, що постають перед ТЕЦ, є переважно наслідком збільшення волатильності цін на ринках електроенергії та варіабельності генерації через зростання частки відновлюваних джерел енергії, таких як сонячна та вітряна.
У документі були розглянуті різні аспекти технологій і технічних характеристик ТЕЦ, а також економічні аспекти їх експлуатації. Здійснена оцінка трьох різних типів станцій середньої потужності в умовах типової централізованої мережі теплопостачання: двох станцій з газовими турбінами комбінованого циклу і однієї станції з двигунами внутрішнього згоряння.
Дослідження показали, що в майбутньому комбіноване виробництво теплової та електричної енергії вирізнятиметься такими характеристиками:
· Відповідність нормам охорони навколишнього середовища
· Використання акумуляторів тепла
· Високий ККД
· Високе співвідношення електричної і теплової енергії
· Хороші динамічні властивості (швидкий пуск і вихід на повну виробничу потужність)
· Широкий діапазон теплового навантаження
Основні результати порівняння:
• Усі три порівнювані типи станцій досягли однакового річного загального ККД завдяки акумуляції тепла
• Ширший діапазон теплового навантаження дає змогу виробляти той самий обсяг теплової та електричної енергії при меншому розмірі станції
• Акумуляція тепла підвищує гнучкість системи та оптимізує виробництво електричної і теплової енергії
• Важливість акумулювання тепла тим більша, чим вужчий діапазон теплової потужності
• Високий ККД в поєднанні з високим співвідношенням електричної і теплової енергії дає можливість збільшення виробництва електроенергії в зимовий період
• Кілька агрегатів з швидкими пуском і навантаженням створюють можливості для динамічної експлуатації станції в сезони низького споживання тепла
• Високе співвідношення електричної й теплової енергії дозволяє розширити робочий діапазон на рівні агрегата
• Багатоагрегатність розширює діапазон навантаження на рівні станції, що, своєю чергою, забезпечує більшу гнучкість в міжопалювальні періоди
• Станція з кількома незалежними агрегатами і з трохи нижчим електричним ККД може бути більш вигідною інвестицією в теперішніх, а особливо в нових ринкових умовах
• Системи утилізації тепла навісного типу на основі гарячої води прості й забезпечують незалежність електричного ККД від виробництва тепла
• Розподілене виробництво забезпечує ефективну енергію близько до місця споживання з низькими втратами на транспортуванні
• Хороші динамічні властивості відкривають можливості на ринках допоміжних послуг, які сьогодні зростають внаслідок збільшення частки енергії з непостійних відновлюваних джерел
• Багатоагрегатні станції можна проектувати, виходячи з фактичного теплового навантаження, й надалі розширювати їх залежно від потреби.
Wärtsilä Energy є лідером у переході до 100% відновлюваної енергетики майбутнього. Як інтегратор енергетичних систем, ми розуміємо, проектуємо, будуємо та обслуговуємо оптимальні енергетичні системи для майбутніх поколінь. Наша пропозиція складається з високоманеврених електростанцій на основі двигунів внутрішнього згоряння, гібридизованих сонячних електростанцій, систем накопичення енергії та інтеграційних рішень, а також систем перетворення надлишкової енергії в газ.
Рішення Wärtsilä надають необхідну гнучкість для інтеграції відновлюваних джерел енергії та забезпечення надійності енергосистем. Wärtsilä має 68 ГВт встановленої потужності електростанцій у 177 країнах світу.
Додаткова інформація:
www.wartsila.com
www.smartpowergeneration.com