Когенерация в Украине

КОГЕНЕРАЦИЯ В УКРАИНЕ

...наш опыт строительства газовых электростанций на базе газопоршневых мини-ТЭЦ*
карта сайта | контакты
О нас Оборудование GE JENBACHER Проектирование и сервис Аналитика Коммерческая информация
 

Справка по поиску


Главная / Аналитика / Вопросы технической реализации / Энергетическая безопасность бизнеса

Энергетическая безопасность бизнеса

...или "нет проблем с энергосистемой, если ты сам энергосистема"

Содержание:

Какая себестоимость электроэнергии собственного производства?
Чего можно ожидать при росте цен на газ?
Цена надежного электроснабжения

Какая себестоимость электроэнергии собственного производства?

Первый и самый главный вопрос, который волнует собственников электростанций – насколько дешевле себестоимость производства собственной электроэнергии по сравнению с ее покупкой в энергосистеме (у облэнерго). А с учетом роста цен на природный газ – непроизвольно возникает и второй вопрос: а что будет с себестоимостью электроэнергии, если цена газа поднимется до 150$, 230$ за 1000 м³ ?

Если кратко – при росте цен на газ, очень вероятно, что прибыльность собственной электростанции только возрастет. И яркое тому подтверждение – европейские страны, в которых стоимость газа давно уже за 1000$/1000м³. При этом в Дании, Голландии доля когенерации на рынке генерации электроэнергии составляет более 40%, а к 2010 году прогнозируется увеличение до 55% при прогнозируемом дальнейшем росте стоимости газа.

Такой казалось бы парадокс объясняется просто – чем дороже энергетический ресурс (природный газ), тем более эффективно его нужно использовать. А когенерация, в т.ч. на базе газопоршневых двигателей, в данный момент и является самой эффективной технологией производства электрической и тепловой энергии из органического топлива.

Если детальней - давайте остановимся на украинских реалиях начала 2007 года, и оценим целесообразность приобретения и будущее когенерационных электростанций.
Вот перечень конкретных и неоспоримых конкурентных преимуществ когенерационной электростанции, установленной непосредственно у потребителя тепловой и электрической энергии (Заказчика) по сравнению с традиционным электроснабжением от сетей облэнерго:

+ Заказчик не оплачивает технологические потери в электрических сетях облэнерго (0.4-110 кВ), а также УкрЭнерго (более 110 кВ). Согласно Постановления НКРЕ №177 (21.03.05) утверждены нормативные технологические потери в сетях ниже 35кВ для облэнерго на уровне 12÷17%. Например потери только в сетях ниже 35 кВ составляют: в Луганскоблэнерго 17.2%, Черновциоблэнерго 16.8%, Донецкоблэнерго 14.6%
+ Заказчик не оплачивает коммерческие потери (в т.ч. хищения) в электрических сетях облэнерго. В сельской местности, с протяженными низковольтными сетями коммерческие и технологические потери зачастую превышают 50%
+ Заказчик не субсидирует население из своего кармана. Тарифы на электроэнергию для населения не покрывают ее себестоимости, и эту „дельту” погашают коммерческие предприятия. Например, по состоянию на декабрь 2006 года тариф для предприятий в ОАО ЭК „Житомироблэнерго” по 2-му классу (напряжение ниже 35 кВ) составлял 32,58 коп/кВтч без НДС, а для населения 20,3 коп/кВтч (в домах с электроплитами 15,6 коп/кВтч). Разница между тарифами практически в два раза, хотя в условиях рыночной экономики разница должна быть еще выше, но в пользу предприятий! Это очевидно, поскольку одно среднее предприятие с нагрузкой 2 МВтэл потребляет столько же электроэнергии, сколько потребляет 15÷20 тыс. квартир. Однако для облэнерго отпуск электроэнергии предприятиям на порядок выгодней, поскольку: предприятия имеют несоизмеримо меньшую протяженность низковольтных электрических сетей и потери в них (удельные в тысячи раз); учет электроэнергии у предприятий производится по напряжению 10 (6) кВ, а не по низкому напряжению 220В (в результате не учитываются потери при трансформации и передаче сетями 0.4 кВ); в случае предприятий на порядок меньшие административные затраты на сбор платежей и обслуживание сетей, практически отсутствуют коммерческие потери и задержки платежей и проч.
+ Заказчик не выплачивает прибыль в карманы владельцев: а) генерирующих компаний; б) высоковольтных сетей; в) оптового рынка электроэнергии; г) облэнерго. К началу 2007 года подавляющее количество облэнерго, а также значительная часть генерирующих и распределительных компаний стали частными. Очевидно, что в рыночной экономике никто не работает себе в убыток. Поэтому Заказчик оставляет у себя не только прибыль вышеуказанных компаний, но и инвестиционную составляющую, заложенные в тарифах.
+ Когенерационные установки на базе газопоршневых двигателей имеют наивысшую на сегодняшний день эффективность преобразования энергии топлива в электричество, - электрический КПД составляет 40÷43%, а с учетом тепла общий КПД превышает 87%. Это позволяет иметь минимальную топливную составляющую в себестоимости производимой электроэнергии.
Для справки: в 2006 году (июль) на крупных тепловых электростанциях (ТЭС), расположенных вдали от городов и сбрасывающих избыточное тепло в атмосферу, было произведено 35% всей электроэнергии в Украине. Имеющееся на таких ТЭС оборудование имеет электрический КПД 26÷32%. Такое оборудование сжигает на 42% больше топлива, чем когенерационная установка на базе газопоршневых двигателей для производства одинакового объема электроэнергии. При этом когенерационная установка произведет еще столько же тепловой энергии, которая может быть использована Заказчиком.
+ Заказчик получает возможность дополнительно снизить затраты на энергоснабжение, получая электроэнергию от сетей облэнерго по дешевому ночному тарифу, а в периоды дорогой пиковой и полупиковой электроэнергии производить электричество на собственной когенерационной электростанции.
В начале 2007 года действуют такие коэффициенты к одноставочному тарифу: 
  - в период пиковой нагрузки энергосистемы (6 часов в сутки) k = 1.8
  - в период полупика (11 часов в сутки) k = 1.02 
  - в период ночного провала нагрузки (7 часов) k = 0.25.
Таким образом цена электроэнергии в ночной период в большинстве облэнерго по состоянию на декабрь 2006г. составит: 0.25*32.24=8.06 коп/кВтч без НДС, что дешевле себестоимости ее производства на когенерационной электростанции на природном газе. Из-за высокой стоимости электроэнергии (коэффициент 1,8) в период пиковой нагрузки энергосистемы, без внедрения когенерации переход на зонный тариф может быть нецелесообразным.
Технически, газовые двигатели позволяют проводить в среднем до трех пусков за сутки без уменьшения моторесурса; запуск и выход на режим занимает 3÷6 минут и не сопровождается значительными потерями топлива.
Если график нагрузки предприятия позволяет работать в таком режиме, Заказчик может снизить затраты на энергоснабжение еще на 10÷30% (по сравнению с постоянной работой когенерационной станции).
По такой схеме работает большинство маневренных электростанций в Европе.
+ В случае теплоснабжения Заказчика от центализованных котельных или ТЭЦ до внедрения когенерации, аналогичная картина наблюдается и в части тепловой энергии, при этом выгоды Заказчика от собственной генерации тепла еще большие. Именно поэтому большая часть предприятий уже давно имеют свои источники тепла.
+ Производство электроэнергии на когенерационных модулях приводит к замещению производства электроэнергии на менее эффективных тепловых ТЭС, а также сокращает производство электроэнергии, которое шло на покрытие потерь при транспортировке электроэнергии. Это сокращает объем сжигаемого органического топлива в масштабах всей энергосистемы Украины, а значит и объем выбросов парниковых газов. После ратификации Киотского протокола Украиной, сокращения выбросов парниковых газов стало товаром, который Заказчик (владелец когенерационной электростанции) может продать и получить дополнительную прибыль. Более детально см. в разделе экология.
+ И, наконец, Заказчик получает дополнительный источник тепло- и электроэнергии, абсолютно независимый от работы электрических сетей облэнерго. Применив соответствующие проектные решения, при работе параллельно с сетью можно обеспечить очень высокую степень надежности электроснабжения объекта.
А выгоды, или точнее потери от аварийных отключений электроэнергии каждый Заказчик может оценить индивидуально, однако порой они могут быть неоценимы.


Как и любая технология, когенерационные установки имеют и некоторые недостатки по сравнению с традиционным электроснабжением от сетей облэнерго:

- Когенерационная электростанция требует выделения помещения либо участка земли под установку контейнера и сооружения дымовой трубы. Помимо этого, необходимо организовать текущее обслуживание станции, а также предпринять меры по защите от шумового загрязнения и выбросов вредных веществ (СО, NOx).
Эти особенности требуют соответствующих проектных решений, при этом как правило всегда можно найти тот или иной компромисс. Например см. референцию в Германии: установка 3-х когенерационных модулей (1,35 МВтэл) на 37-ом этаже в небоскребе Центрального Европейского Банка в центре Франкфурта. Практикуется установка когенерационных модулей в зданиях больниц, университетов, санаториев и на других объектах, требовательных к шумовому загрязнению (см.референции), однако в каждом конкретном случае необходимо соответствующие проектные решения.
- надежная работа когенерационной станции зависит от поставок топлива: природного газа либо другого проектного топлива. В случае повышенных требований к надежности энергоснабжения, применяют двух топливный тракт, имеющий в качестве резервного топлива, например, сжиженный газ (возможно до 4-х видов топлива).
В том случае, когда когенерационная электростанция работает в режиме производства только электрической энергии, при росте стоимости топлива повышение себестоимости будет полностью ложится на себестоимость электроэнергии (см. оценки ниже).
- при работе в автономном режиме (без сетей облэнерго), когенерационные модули имеют ограничения по возможному набросу и сбросу нагрузки. Уровень возможных набросов и сбросов нагрузки в автономном (островном) режиме зависит от многих факторов, таких как: тип топлива, единичная мощность модуля, требования к качеству напряжения при набросах/сбросах, а также текущая нагрузка агрегата в момент наброса/сброса нагрузки, и не превышает 30÷38% от номинальной единичной мощности агрегата.
- показатели надежности электроснабжения при питании объекта только от когенерационных газопоршневых модулей (без резервирования от сети, или от источников безперебойного электроснабжения UPS) как правило несколько хуже, чем от сетей облэнерго. Однако, если Заказчик имеет сеть облэнерго в качестве резервного источника, появляется возможность обеспечить очень высокую общую надежность электроснабжения объекта ( в т.ч. потребителей по 1-ой и особой категории) без дорогостоящей прокладки дополнительных независимых питающих линий.

В совокупности, вышеперечисленные факторы и формируют разницу между стоимостью электроэнергии в сети облэнерго и себестоимостью ее собственного производства.

И что в «сухом остатке» по состоянию на декабрь 2006:
с одной стороны традиционное электроснабжение от сети облэнерго по тарифу 2-класса (напряжение ниже 35 кВ), который в декабре 2006г. составлял по большинству областей 32.24 коп/кВтч (без НДС)
с другой стороны электроснабжение от когенерационной газопоршневой электростанции. Для модуля GE Jenbacher типа JMC-420 мощностью 1,4 МВт(эл) и 1,4 МВт(тепл) себестоимость производства электроэнергии имеет следующие составляющие:

Составляющие в себестоимости электроэнергии:  Значение (без НДС)
удельные затраты на масло (с учетом угара 0.3 г/кВтч и замены каждые 1800 р.ч.) 0,6 коп/кВтч
удельные затраты на плановое обслуживание (средние за 8 лет; зависят от типа модуля, вида топлива, курса Евро и от средней нагрузки) 2,4 коп/кВтч
удельные затраты на дежурный персонал, в т.ч. отчисления (3 ед. JMC-420, 5 чел.) 0,5 коп/кВтч
удельные затраты на природный газ (при цене газа 130$/1000м³ с НДС, теплоте сгорания 8469 ккал/м³, электрическом КПД 42,94% и расходе электроэнергии на с.н. станции 1%) 13,2 коп/кВтч
итого: (эксплуатация 3,5 коп/кВтч + топливо 13,2 коп/кВтч)  16,7 коп/кВтч

Вышеуказанный расчет приведен для самого "худшего" случая, когда тепло от когенерационной станции не используется. Таким образом, затратив 16,7 копейки можно произвести 1 кВтч электроэнергии и еще 1 кВтч тепловой энергии без дополнительных затрат.

Если тепловая энергия от когенерационных модулей заместит производство тепла на существующей котельной (и таким образом сократит расход топлива на котельной), топливную составляющую в себестоимости электроэнергии можно разбить на 2 равные части (т.к. тепловая и электрическая мощность газопоршневых агрегатов примерно равны), в таком случае:
себестоимость электроэнергии с учетом производства тепла: 3,5+13,2/2 = 10,1 коп/кВтч;
при этом себестоимость тепла: 13,2/2 = 6,6 коп/кВтч (или 77 грн/Гкал).

В результате, после строительства когенерации экономия затрат на электроснабжение составит: 32.24-10.1=22.14 коп/кВтч (без НДС). В вышеприведенных выкладках под понятием себестоимость подразумевалась производственная себестоимость, т.е. без учета амортизации и налогообложения. Благодаря такой экономии затрат простой срок окупаемости проекта по строительству когенерационной станции может составить 2÷2,5 лет при правильном выборе генерирующего оборудования и режимов его работы. В разделе "ЭКОНОМИКА" находятся калькулятор окупаемости проектов когенерации, который позволяет подобрать оптимальный состав генерирующего оборудования и наиболее оптимальный режим его эксплуатации (в т.ч. круглосуточная работа с одноставочным тарифом или периодическое включение когенерациоонной станции в пиковый и полупиковый период при зонном тарифе).

Выручка от продаж сокращений выбросов парниковых газов сильно зависит от условий каждого проекта, и колеблется от 200 000 грн до 1 800 000 грн за год в расчете на 1 МВт установленной мощности (при цене 8 Евро/тСО2экв). Меньшая величина соответсвует работе на природном газе, большая - на шахтном метане, биогазе и некоторых др. неприродных газах. Более деатально этот вопрос освещен в разделе "ЭКОЛОГИЯ".

Чего можно ожидать при росте цен на газ?

Предположим, цена газа увеличится вдвое до 260$. Себестоимость электроэнергии, с учетом производства тепла, составит 3,5+26,4/2=16,7 коп/кВтч, а экономия производственных затрат на электроснабжение: 32,24-16,7 = 15,54 коп/кВтч.
Действительно, при увеличении вдвое цены газа экономия затрат на электроснабжение благодаря производству собственной электроэнергии сократится на 29% (22,14-15,54)/22,14. Но такой сценарий: удвоение цены газа и стабильная цена электроэнергии весьма маловероятный. Кроме того, есть много объективных факторов для роста цены на электроэнергию: тот же рост цен на топливо, в т.ч. природный газ и ядерное топливо, необходимость обновления распределительных сетей и генерирующих мощностей, рост заработной платы персонала по всей энергетической отрасли (от шахтеров до обслуживающего персонала тепловых электростанций и распределительных сетей) и т.д.
Предположив, что при каждом удвоении цены газа, цена электроэнергии будет увеличиваться лишь на 25% (что очень консервативно), мы получим даже увеличение экономической привлекательности когенерационной станции: экономия затрат на электроснабжение составит 32,24*1,25-16,7=23,6 коп/кВтч вместо прежних 22,14 коп/кВтч.

Цена надежного электроснабжения

Приобретение собственного источника энергии — дело не только экономически выгодное, но и дополнительная гарантия того, что завтра у вас будет светло и тепло.
У каждой реально работающей компании существует категорическая необходимость в защите своих ресурсов. Сегодня уже не только непрерывные производственные процессы требуют защиты: отсутствие энергоснабжения несет за собой недополучение прибыли, а возможно убытки и потерю деловой репутации.
Так, рынок в своей оценке перспектив бизнеса обращает пристальное внимание на энергозависимость. Проблемы с электроснабжением в компании «eBay», занимающейся организацией интернет-аукционов, в одночасье уменьшили её рыночную капитализацию на 20% .

Всем памятны аварийные отключения электричества, некоторое время назад сеявшие панику в городах США, Канады и ряда европейских стран. Помимо шока и моральных травм граждан, их последствиями стали серьезные убытки корпораций (убытки компаний США и Канады во время Blackout2003 составили 6 млрд. дол.). Аналогичная картина наблюдалась во время аварийного отключения электроэнергии в Москве в мае 2005 года.

В случае использования системы когенерации потребитель застрахован от перебоев в централизованном энергоснабжении, время от времени возникающих либо вследствие износа основных фондов в электроэнергетике, либо природных катаклизмов или других непредвиденных причин. Помимо этого, скорее всего, не возникнет организационных, финансовых или технических трудностей при росте мощностей предприятия, поскольку не понадобится прокладка новых линий электропередач, строительство новых трансформаторных подстанций, перекладка теплотрасс, что особенно характерно в условиях плотной городской застройки.

Впрочем, сбои в энергоснабжении страшны не только для государственных, финансовых, медицинских учреждений, не только для телекоммуникационных и интернет-компаний; заложниками сбоев в энергосети также становятся промышленные предприятия: аварийные отключения могут стать причиной выхода из строя дорогостоящего оборудования (гидравлические удары в крупных котельных, застывание стекла и выход из строя стекловаренных печей и др.)
Объекты, подобные вышеназванным, требуют надежности электроснабжения на уровне “6 девяток” или 99,9999% вероятности бесперебойной подачи электроэнергии. Распределительные электросети обеспечивают только 4 девятки или 99,99% вероятности — недостаточная вероятность для компании, которая теряет тысячи долларов в минуту при сбоях электропитания. Децентрализованная энергетика обеспечивает основное электроснабжение, а сети используются в качестве резерва.

Когенерационные газопоршневые электростанции GE Jenbacher обеспечивают возможность электроснабжения объекта как в автономном от сети режиме (т.н. "островной режим"), так и в режиме работы параллельно с сетью. При параллельном режиме работы, в случае аварийных ситуаций в сети возможен мгновенный переход в островной режим электроснабжения, а при восстановлении сети - ресинхронизация "острова" с сетью. Наиболее часто когенерационные установки работают параллельно с сетью, при этом система управления электростанцией автоматически поддерживает нулевой (или заданный) переток с сетью, регулируя мощность электростанции в соответсвии с потребляемой мощностью и заданным перетоком . Островной режим может быть невозможен в случае работы на некоторых "сложных" (в первую очередь с точки зрения детонационной стойкости) газах, таких как коксовый и ферросплавные газы.

Трегуб Евгений, руководитель проектов ЧНПП "СИНАПС", январь 2007г.

 





     
  ©  ЧНПП "СИНАПС". Все права защищены.
©  Разработка сайта  Студия РОМАрт 2006
03055 Киев, В.Василевской 7, ЧНПП "СИНАПС", т/ф +38 (044)238-09-67
ссылка на e-mail,  корпоративный сайт:  http://sinapse.ua
 
  *публикуемые материалы (кроме форума) отражают точку зрения компании "СИНАПС". Мы отвечаем за объективность и достоверность всей информации.
Перепечатка материалов только с разрешения редакции, ссылка на
ресурс о когенерации www.cogeneration.com.ua обязательна.