NOVA VIZIJA TE-TO NOVI SAD – IZGRADNJA GASNO-PARNOG BLOKA VISOKE ENERGETSKE EFIKASNOSTI NEW VISION OF CHP NOVI SAD – CONSTRUCTION OF HIGH ENERGY EFFICIENCY COMBINED CYCLE GAS TURBINE COGENERATION HEAT & POWER (CCGS CH&P) PLANT Mr Zoran Obradović, dipl ing i Vitomir Kravarušić, dipl ing PD Panonske TE TO, 21 000 Novi Sad, Bul oslobodjenja 100 Abstrakt U okviru restrukturiranja EPS-a, sagledava se nova vizija – znatno povoljnija uloga i mesto TE-TO Novi Sad u elektroenergetskom sistemu Srbije kroz izgradnju novog savremenog gasno-parnog bloka za kombinovanu proizvodnju električne i toplotne energije visoke energetske efikasnosti. Zbog uspostavljenih dispariteta cena električne energije i energenata u Srbiji, tehnološke prevaziđenosti postojeće TE-TO Novi Sad i njene male energetske efikasnosti, doveden je u pitanje dalji rad TE-TO Novi Sad u uslovima otvorenog tržišta električne energije. Novi gasno-parni blok se planira (2009 – 2011) na postojećoj lokaciji TE-TO Novi Sad (brown field project), na kojoj su obezbeđeni svi zajednički objekti. Električna snaga novog bloka se procenjuje na oko 400 MWe (električnih), a toplotna snaga na nešto preko 300 MWth (toplotnih). Električni stepen korisnosti u kondenzacionom režimu se očekuje u opsegu 54 – 57 %, a ukupni termčiki 72 – 78 %. Novu Кompaniju će formirati, po modelu partnerstva - EPS, Grad Novi Sad i budući odabrani strateški partner. Partneri će voditi novu Kompaniju u okviru zatvorenog akcionarskog društva. Strateški partner koji će se izabarti u toku daljeg razvoja projekta treba da obezbedi finansijska sredstava za izgradnju novog gasno-parnog bloka, da obezbedi dugoročno snabdevanje prirodnog gasa za rad novog bloka i da ispuni sve ostale kriterijume definisane tenderskim dokumentom. Nova Kompanija će kontinualno isporučivati EPS-u električnu energiju tokom cele godine i baznu toplotnu energiju toplifikacionom sistemu Grada Novog Sada tokom grejne sezone. Izgradnjom novog gasno-parnog bloka treba da se značajno umanji predviđeni nedostatak električne energije u narednom srednjeročnom periodu. Ključne reči: restrukturiranje, gasno-parni blok, kombinovana proizvodnja električne i toplotne energije, energetska efikasnost, partnerstvo, dokapitalizacija Summary Within the process of EPS restructuring, it is recognized the new vision of old CHP Novi Sad – considerably favorable role and position in the electric power system of Serbia by the construction of a new high energy efficiency state-of-the art combined cycle gas turbine cogeneration heat & power (CCGS CH&P) plant. Because of the established disparity between electricity and fuels in Serbia, technological backwardness of existing CHP Novi Sad and its low energy efficiency, further operation of CHP Novi Sad under open electricity market conditions is under the question. Construction of new CCGT CH&P plant is planned (2009 – 20011) on the existing CHP Novi Sad site (as brown field project) where all accessory facilities are already available The rated capacity of

the new CCGT CH&P plant is estimated at the level of 400 MWe (electrical) and for district heating system over 300 MWth (thermal). Electricity efficiency of new CCGT CH&P Novi Sad plant, at simple (condensing) combined cycle mode, is expected in the range between 54 – 57 %, and thermal efficiency at cogeneration combined cycle mode is planned in the range 72 – 78 %. New Company would be established by EPS, City Novi Sad and strategic partner to be selected, as a partnership model. Partners would manage new Company as closed joint stock company. Strategic partner, selected in the frame of further project development, should be able to provide additional investment for construction of new CCGT CH&P plant, to provide supply of natural gas continually to the new unit operation and fulfill all other criteria defined by tender document. New Company will supply permanently electricity to EPS in the course of around the-year and the basis heat for district heating system of City of Novi Sad during heating season. By construction of new CCGT CH&P Novi Sad plant foreseen medium-period electricity shortages would be easier overcome. Key words: restructuring, combined cycle gas turbine, cogeneration heat and power, energy efficiency, partnership, additional investment.

1

1. UVOD Novi investicioni portfolio EPS-a realizuje se kroz akciju „Unapređenje investicionih aktivnosti, izbor i privlačenje strateškog partnera za izgradnju novih termoelektrana i termoelektrana-toplana u Srbiji“. Sa šireg aspekta društvenih promena, liberalizacije energetskog tržišta i energetskih reformi, Republika Srbija je 2004. godine donela Zakon o energetici [1] kojim je definisana energetska politika koja se bazira na načelima nediskriminacije i javnosti, stvaranja transparentnih, atraktivnih i stabilnih uslova za ulaganje u izgradnju, rekonstrukciju i modernizaciju energetskih objekata, kao i stvaranje uslova za stimulisanje korišćenja obnovljivih izvora energije i kombinovane proizvodnje električne i toplotne energije. Strategijom razvoja energetike koja je usvojena 2005. godine definisani su dugoročni ciljevi razvoja korišćenjem domaćih energetskih resursa u klasičnim termoenergetskim postrojenjima kao i kombinovane proizvodnje električne i toplotne energije na bazi prirodnog gasa. Programom ostvarivanja strategije razvoja energetike [2] u Srbiji za period 2007 – 2012. i Planom razvoja EPS-a [3] za period 2008 – 2015. godine predviđena je izgradnja novog gasno-parnog bloka koji bi trebao biti puštan u pogon već 2011. godine. 1.1. TETO NOVI SAD TE-TO Novi Sad raspolaže sa 3 kotlovska i 2 turbo postrojenja. Ukupna električna snaga TE-TO Novi Sad iznosi 245 MWe, toplotna snaga za potrebe sistema daljinskog grejanja grada je 332 MWth a projektom predviđeno tehnološko oduzimanje za Rafineriju Novi Sad iznosi 320 t/h [6]. TE TO Novi Sad koristi prirodni gas i mazut u prostom parnom ciklusu. TE TO Novi Sad se nalazi u industrijskoj zoni Sever IV u priobalju Dunava Bačke ravnice i udaljena je 5 km od Novog Sada. Prostire se na površini od 35 ha, na oko 400 m od Dunava. Vezana je na mrežu EES 110 kV. TE TO Novi Sad je povezana sa Novosadskom toplanom preko Gradske razdelne stanice sa dva magistralna vrelovoda ∅ 900 i tranzitnim vrelovodima ∅ 600 do TO Jug i Istok, a TO Sever još nije povezana na TE TO Novi Sad. TO Zapad radi autonomno. TE-TO Novi Sad je u pogonu već 27 godina. Zbog potrebe stvaranja pretpostavki za ekonomski održivi rad na otvorenom tržištu električne energije, nastala je potreba za prevođenje TE TO Novi Sad u energetski visoko efikasno postrojenje uz ispunjenje savremenih zahteva zaštite životne sredine. 1.2. SISTEM DALJINSKOG GREJANJA NOVOG SADA Koncept sistema daljinskog grejanja Novog Sada predstavlja savremen toplifikacioni sistem koji je uspostavljen 70-tih godina prošlog veka, ali je još uvek aktuelan i skoro identičan sistemima daljinskog grejanja (SDG) u velikim gradovima [25, 26] Evrope. Ukupan toplotni konzum Novog Sada u 2007. godini je iznosio 818 MWt, a planirani u 2021 godini se očekuje oko 960 MWt [8]. Toplotni konzum 2

TO Jug, TO Istok i TO Sever u 2007 je iznosio 555 MW, planira se u 2021 godini 660 MW, a TO Zapad u 2007 je dostigla konzum 2007 MW, a 2021 njen toplotni konzum se očekuje oko 300 MW.

Slika 2. Šema sistema daljinskog grejanja Grada Novog Sada

Koncept SDG Grada Novog Sada (Slika 2.) se bazira na optimalnom angažovanju TE-TO Novi Sad kao baznom izvoru toplotne energije i angažovanju gradskih kotlarnica JKP Novosadska toplana kao vršnih izvora toplotne energije. Toplotni konzumi gradskih kotlarnica TO Jug, TO Istok i TO Sever su planirani još 1978. godine da budu priključeni na TE-TO Novi Sad, a Toplana Zapad je 1978 planirana da bude autonomni izvor, a sada se pruža mogućnost njenog priključenja na novi blok TE TO Novi Sad. Na TE-TO Novi Sad su od 1981. godine priključeni toplotni konzumi Toplane Jug i Toplane Istok, a konzum Toplane Sever će se priključiti kada se izgradi tranzitni vrelovod od GRS do TO Sever. Zbog neizgrađenog tranzitnog vrelovoda za Toplanu Sever, tehnički je otežano grejanje Grada Novog Sada iz TE-TO Novi Sad, jer se konzum TO Sever snabdeva iz TE TO Novi Sad preko TO Jug čija toplotna mreža je preoprećena za 61%. Naime, TO Jug je projektovana za toplotni kozum od 220 MW, a trenutno radi sa 354 MW. Sve analize ukazuju da bez odlaganja treba izgraditi tranzitni vrelovod do Toplane Sever radi njenog priključenja na TE-TO Novi Sad iz ekonomskih i tehničkobezbednosnih razloga. 1.3. POTREBE EPS-a ZA ELEKTRIČNOM ENERGIJOM Ako se nastavi trend porasta potrošnje električne energije koji se javlja ne samo kao uzrok neracionalne potrošnje zbog neadekvatne cene struje u komercijalnom sektoru i sektoru domaćinstva, nego i kao posledica rasta standarda i rasta privrednih aktivnosti, a uzimajući u obzir da privreda još uvek nije dostigla nivo aktivnosti iz 1990. godine i da će se to desiti u bliskoj budućnosti, veoma brzo će EES biti suočen sa velikim nedostatkom kako električne energije tako i snage. Nedostatak električne energije bi u slučaju da se ne izgradi nijedan novi proizvodni objekat u periodu do 2015. godine iznosio skoro 20.000 GWh i to za prosečne hidrološke uslove. U slučaju sušnih godina mora se 3

znati da ovaj iznos može biti mnogo veći. To nas navodi na zaključak da je sistemu Elektroprivrede Srbije neophodan kapacitet koji se može realizovati u najkraćem mogućem roku. Od svih potencijalnih projekata za izgradnju novih objekata (Kolubara B, TENT B3) projekat rekonstrukcije i/ili izgradnje novog bloka na lokaciji TE-TO Novi Sad se može realizovati u roku značajno kraćem od ostalih. Imajući u vidu očekivan porast potrošnje, pa samim tim i porast deficita električne energije u Srbiji posle 2010. godine, planovima EPS-a je predviđeno da upravo gasno-parni blok TE TO Novi Sad može ublažiti taj deficit do puštanja u pogon TE Kolubara B i TENT B3 posle 2014. godine. 2. NOVA VIZIJA TE TO NOVI SAD Kako se u zadnjih 18 godina u Srbiji nije izgradio nijedan proizvodni objekat pred nama je period kada će EPS morati da uvozi električnu energiju i hitno otpočne izgradnju novih blokova za proizvodnju električne energije kako se ne bi ušlo u veću energetsku krizu. U takvoj situaciji dalji rad postojeće TE TO Novi Sad, koja radi od 1981 i koristi prirodni gas sa prevaziđenom tehnologijom u prostom parnom ciklusu uz nisku energetsku efikasnost 0.30 – 0.33, nije profitabilno održiv na otvorenom tržištu električne energije jer proizvodi električnu energiju po ceni skupljoj od uvozne, a postoje i problemi sa zaštitom životne sredine. Skupa električna energija u TE TO Novi Sad je posledica uspostavljenih dispariteta cene električne energije i goriva, jer 1 kJ iz domaćeg uglja je jeftiniji 7 – 9 puta od 1 kJ iz uvoznog (ili domaćeg) prirodnog gasa. Planom EPS-a za period 2008 – 2015 se predviđa izgradnja 2 TE na ugalj ukupne snage oko 1400 MW i jedne savremene TE TO snage oko 400 MW na prirodni gas sa visokom energetskom efikasnošću 0.54 – 0.57. Sa druge strane, Grad Novi Sad se još 1978 godine dugoročno opredelio za snabdevanje baznom toplotnom energijom iz TE TO Novi Sad za potrebe sistema daljinskog grejanja. Kako nailazi period kada se u Gradu Novom Sadu sagledavaju rastuće potrebe daljinskog sistema grejanja za novim izvorima, postoji alternativa da se interesi EPS-a za električnom energijom i potrebe Grada Novog Sad za toplotnom energijom zajednički sagledaju i kako pokazuju obavljena tehno-ekonomska razmatranja realna je mogućnost da se kroz zajednička ulaganja raspoložive imovine i uz angažovanje treće zainteresovane strane koja raspolaže svežim kapitalom (koga trenutno ni EPS ni Grad Novi Sad nemaju), izgradi novi gasno-parnog blok TE TO Novi Sad visoke energetske efikasnosti. Izgradnja novog gasno-parnog bloka na postojećoj lokaciji se može ostvariti sa znatno manjim obimom investicija, kraćim rokovima izgradnje i nižim cenama električne i toplotne energije nego izgradnja takvog bloka na novoj lokaciji. Sa šireg aspekta društvenih promena, tranzicije i reformi u energetici Srbije kojima se prelazi na uslove tržišnog poslovanja, za realizaciju izgradnje novog gasno-parnog bloka potrebno je angažovati strateškog partnera [40]. U pogledu organizaciono-upravljačkih i imovinskih odnosa, a shodno imovinskoj transformaciji i korporatizaciji predlaže se formiranje zatvorenog akcionarskog društva u kojem bi partneri Elektroprivreda Srbije, Grad Novi Sad i budući strateški partner ostvarivali svoja prava shodno unetom kapitalu [39]. Izbor strateškog partnera bi se obavio putem javnog međunarodnog tendera, shodno uslovima tendera. Novi investicioni objekat bi se gradio dokapitalizacijom (sredstvima strateškog partnera i delom komercijalnih kredita) kapitala koji unose partneri EPS i Grad Novi Sad. Zahvaljujući primeni savremene tehnologije za kombinovanu proizvodnju električne i toplotne energije, očekuje se profitabilno poslovanje zajedničke nove Kompanije. 2.1

IZBOR LOKACIJA ZA TE TO U SRBIJI

Na osnovu razvojno - planskih potreba EPS-a urađena je studija posvećena pitanjima opravdanosti izgradnje i izbora potencijalnih lokacija za izgradnju gasno-parnih postrojenja [4]. Navedena Studija koja je usvojena na Stručnom savetu EPS-a, je kroz detaljno razmatranje našeg elektroenergetskog prostora i gasne mreže, pokazala opravdanost izgradnje TE TO na gas na nekoliko potencijalnih lokacija. Analiza je obuhvatila kako postojeće lokacije TE-TO Novi Sad, TE-TO Zrenjanin i TE-TO 4

Sremska Mitrovica, tako i nove lokacije vezane za velike gradove i njihove toplotne konzume i industriju (Novi Beograd, Niš, Kragujevac, Subotica). Nakon valorizacije potencijalnih lokacija, prema usvojenim kriterijumima, zaključeno je da postojeća lokacija TE-TO Novi Sad predstavlja najpovoljniju za izgradnju novog gasno-parnog bloka za kombinovanu proizvodnju električne i toplotne energije, pre svega, zahvaljujući već razvijenom toplotnom konzumu Grada Novog Sada, potrebama šireg regiona za električnom energijom i spremnosti lokacije TE TO Novi Sad na kojoj praktično postoje svi pomoćni objekti za novi gasno-parni blok. 2.2 IZBOR OPTIMALNE VARIJANTE ZA GASNO-PARNI BLOK TE TO NOVI SAD Radi izbora optimalne varijante planiranog poduhvata, odnosno opredeljenja između rekonstrukcije ili izgradnje novog gasno-parnog bloka na lokaciji TE-TO Novi Sad, urađena je Studija koja je pokazala da je neuporedivo povoljnija izgradnja novog gasno-parnog bloka u odnosu na rekonstrukciju TE TO Novi Sad [5]. Naime, na osnovu 7 analiziranih varijanti predloženo je, nakon valorizacije prema usvojenim kriterijumima, da je optimalna varijanta izgradnja novog gasno-parnog bloka električne snage oko 400 MWe i toplotne snage oko 300 MWt. Novi gasno-parni blok sa električnim stepenom korisnosti u kondenzacionom režimu 0.54 – 0.57 bi se angažovao tokom cele godine (oko 7000 h) za proizvodnju oko 2,5 TWh električne energije za potrebe EES-a i za proizvodnju bazne toplotne energije oko 800 MWh za grejanje Grada Novog Sada. Studijom je pokazana opravdanost priključenja celokupnog sistema daljinskog grejanja Novog Sada (konzumna područja TO Istok, TO Jug, TO Sever i TO Zapad) na novi gasno-parni blok TE TO Novi Sad. TE TO Novi Sad bi proizvodila baznu toplotnu energiju, a JKP Novosadska toplana bi proizvodila vršnu toplotnu energiju i isporučivala toplotu, obavljala distribuciju toplotne energije i upravljala toplifikacionim sistemom daljinskog grejanja Grada Novog Sada. 3. KOMBINOVANI CIKLUSI I KOGENERACIJA Ovih godina proizvodnja električne energije u kombinovanim ciklusima (gasno-parni ciklusi) je doživela buran razvoj u Evropi i svetu, a sprega kombinovanih ciklusa sa kogeneracijom (istovremena proizvodnja električne i toplotne energije (kakva se planira u TE TO Novi Sad) predstavlja veoma perspektivnu energetsku tehnologiju u svetu u narednim godinama [12, 14, 24, 27], zbog niza okolnosti koje se ogledaju u manjim troškovima investiranja, značajno kraćim rokovima izgradnje, većoj energetskoj efikasnosti – jeftinijoj proizvodnji električne i toplotne energije u odnosu na sva druga postrojenja koja koriste prirodni gas, boljoj fleksibilnosti u radu i manjoj emisiji štetnih gasova. 3.1. Šta je gasno-parni ciklus ili kombinovana postrojenja? Kada se objedine dve energetske tehnologije, gasni i parni proces, tj. – Brajtonov i KlauzijusRankinov ciklus, moguće je proizvoditi električnu energiju u kombinovanom gasno-parnom postrojenju, koje u odnosu na konvencionalno postrojenje za proizvodnju električne energije ima velike prednosti. U klasičnim parnim kotlovima najviša temperatura produkata sagorevanja se kreće od 1200 – 1600 oC i gubi se mnogo na nepovratnosti toplotnog procesa jer izlazna temperatura vodene pare dostiže 540 – 560 oC. U kombinovanom gasno-parnom ciklusu temperatura sagorevanja se kreće od 1300 – 1500 oC (uskoro i do 1700 oC [18]) i sa tom temperaturom gasovi direktno ulazi u gasnu turbinu koja pokreće generator za proizvodnju električne energije ili služi za neki drugi mehanički pogon. Kod najvećeg broja gasnih turbina temperatura izduvnih gasova iznosi 500 – 600 oC što predstavlja znatan toplotni potencijal kojim se otvara mogućnost korišćenja toplotne energije izduvnih gasova u kotlu utilizatoru za proizvodnju pregrejane vodene pare (temperature veoma bliske kao kod klasičnog parnog kotla, sa tendencijom njenog porasta) koja se dalje koristi u parnim turbinama za pokretanje generatora 5

za proizvodnju električne energije. Ovakva šema gasno-parnog ciklusa je znatno složenija, ali su prednosti mnogo veće u odnosu na konvencionalnu šemu, naročito u pogledu značajno veće energetske efikasnosti, pogonske fleksibilnosti, ekološke prihvatljivosti i nižih specifičnih investicionih ulaganja. 3.2 Šta je kogeneracija ili TE TO? Kogeneracija je istovremeno korišćenje toplotne i električne energije iz jednog goriva ili jednog izvora [9], u ili blizu mesta korišćenja (Slika 1.). Optimalni sistemi sa kogeneracijom se projektuju tako da zadovolje zahteve korisnika i toplone i električne energije – bilo za grejanje, u procesnoj industriji ili EES – pošto su troškovi transporta električne energije mnogo manji od troškova transporta toplote. Kogeneracija sadrži više tehnologija, ali se uvek baziraju na efikasnom i integrisanom sistemu koji obuhvata proizvodnju električne energije i sistem regeneracije toplote. Korišćenjem ove toplote (često nazivane kao „otpadna“ ili „poklonjena“ toplota) nakon proizvodnje električne energije, za grejanje ili industrijske potrebe, u TE TO se prevodi 75 – 80% primarne energije goriva u korisnu energiju, a u savremenim postrojenjima TE TO dostiže se ukupna efikasnost i do 90%.

Slika 1. Poređenje efikasnosti odvojene i kogeneracijske proizvodnje električne i tiplotne energije

Pored toga TE TO, smanjuju gubitke u mreži jer su locirane u blizini krajnjih korisnika. Sva goriva su pogodna za korišćenje u kogeneracijskim postrojenjima, ali se danas u velikim gasno-parnim ciklusima gotovo isključivo koristi prirodni gas. U kogeneraciji se primarno gorivo efikasnije koristi za 15 – 20 % u odnosu na klasičnu odvojenu proizvodnju toplotne i električne energije. Naime, za istu proizvodnju električne i toplotne energije troši se manje primarnog goriva do 25%. U sistemu daljinskog grejanja TE TO mora da radi u baznom režimu toplifikacijonog dijagrama, a gradske kotlarnice kao vršni izvori toplotne energije. Da bi TE TO radila optimalno, koeficijent toplifikacije treba da je oko 0.5 (ili manji u zavisnosti od trajanja dijagrama toplifikacijonog opterećenja) tj., odnos toplotnih snaga TE TO i gradskih kotlarnica treba da je 50 : 50, a odnos isporučenih toplotnih energija treba da je 80 : 20 u korist TE TO. 3.3. Poseban status obnovljivih izvora energije i TE TO Obzirom na probleme globalnih klimatskih promena sve više se u Evropi i svetu primenjuje stimulisanje izgradnje i korišćenja obnovljivih izvora energije i kogeneracijske proizvodnje u TE TO. O tome je u svetu doneto niz važnih dokumenata ili su formirane posebne asocijacije, kao što su: 6

•

•

• •

Direktiva EU [10] za TE-TO iz 2004. godine koja popularizuje izgradnju postrojenja za kogeneracijsku proizvodnju toplotne i električne energije u kombinovanom gasno-parnom ciklusu (CCGST CHP – Combined Cycle Gas & Steam Turbine Cogeneration Heat & Power). Direktiva zagovara prednost TE –TO u pristupu mreži pod jednakim komercijalnim uslovima zbog uštede primarne energije u odnosu na odvojenu proizvodnju. WADE asocijacija (World Asosiation for Distributed Energy) – Svetska organizacija za distributivnu [44] energiju predlaže realizaciju programa: Kogeneracija – lokalna proizvodnja električne i toplotne energije, zbog visoke energetske efikasnosti kombinovanokogeneracijske proizvodnje i povoljnog uticaja na globalne klimatske promene. Deklaracija Samita G 8 (iz 2007. godine) – Grupa 8 najrazvijenijih zemalja sveta preporučuje izgradnju TE-TO zbog povoljnog uticaja TE-TO na globalne klimatske promene [10]. Kjoto protokol zagovara akcioni program za ublažavanje posledica globalnih klimatskih promena i mehanizam čistog razvoja u koji se dobro uklapaju TE-TO.

Slika 2. Učešće električne enrgije iz kogeneracije u ukupnoj proizvodnji u zemljama EU

Danska, Holandija, Finska i Rusija imaju najveće učešće TE TO u svojim EES-a (Slika 2.). Po osnovu Direktive EU i mehanizma čistog razvoja postoje posebni fondovi za stimulisanje izgradnje kogeneracijskih postrojenja putem dobijanja povoljnih kredita pa i bespovratnih davanja. U Velikoj Britaniji je posebnim dekretom zabranjeno sagorevanje prirodnog gasa u prostom ciklusu i razvijen je program razvoja i primene mikro gasnih turbina, malih TE TO i distributivne proizvodnje električne energije sa prioritetom pristupa mreži pod jednkim uslovima nudjenja, tako da gde god postoji gasni priključak obavzna je kogeneracija. U Danskoj je takav pristup odavno u praksi. Na makro planu, slično se pokušava i u Rusiji. 3.4. Neke specifičnosti gasnih turbina i kombinovanih postrojenja Početni razvoj gasnih turbina je prvenstveno vezan za avio industriju, zatim za korišćenje u gasnoj i naftnoj industriji, na brodovima i trajektima, a danas su gasne turbine u masovnoj upotrebi u proizvodnji električne i toplotne energije. Snaga gasnih turbina se kreće od 2 kW – 350 MW (Slika 3. i Slika 4.), a snaga kombinovanog (gasno-parnog) bloka iznosi do 1000 MW sa tendencijom daljeg rasta. Težina gasnih turbina se kreće od 30 kg – 500 t. Razvojni programi proizvođača gasnih turbina su veoma optimistični, a naročito u pogledu povećanja efikasnosti, pouzdanosti i snage. Razvoj gasnih turbina (kaо i parnih) je u direktnoj vezi sa 7

razvojem novih materijala. Materijali koji se koriste za gasne turbine treba da izdrže temperature preko 1450oC, a sa hlađenjem i zaštitnom termičkom oblogom lopatica i do 1700oC [18].

Slika 3. Mikro gasna turbina, snage 2 kW

Slika 4. Najveća gasna turbina na svetu, snage 340 MW

Proizvođači velikih gasnih turbina (Tabela 1i 2) su Seimens, Alstom, General Electric, Mitsubishi, LMZ.

Tabela 1. Parametri najsnažnijih gasnih turbina

Tabela 2. Paramerti najsnažnijih gasnih turbina LMZ

Konstrukcija gasnih turbina je mnogo jednostavnija u odnosu na parne turbine, ali je mnogo složenija za izradu. U protočnom delu gasne turbine (Slika 5.) se nalaze do 4 stupnja, dok kod kompresora broj stupnjeva se kreće do 18. Prvi stupanj lopatica se obično izrađuje u jednokristalnom [12] obliku (Slika 6.). Lopatice gasnih turbine se hlade vodenom parom ili vazduhom (Slika 7.) što je u poslednje vreme češći slučaj. Da bi se povećala energetska efikasnost gasne turbine [18] stalno se teži povećanju temperature ulaznih gasova u gasnu turbine (Slika 9.). Da bi se to postiglo, pored primene savremenih materijala koji su otporni na visoke temperature, u poslednje vreme, se na prva tri reda lopatica postavlja termo zaštitna obloga debljine do 300µ na bazi keramike [41], koja pored izdržavanja visokih temperatura pokazuje i veliku otpornost ka visokotemperaturnoj koroziji, tako da lopatice gasnih turbine izdržavaju, uz još primenjeno hlađenje lopatica, i preko 25 000 radnih časova. 8

Slika 5. Osnovne komponente gasne turbine

Dovod vazduha za hlađenje statorskih i rotorskih lopatica [13, 14] se obezbeđuje oduzimanjem vazduha sa kompresora (Slika 7.), a zatim se propušta kroz perforacije na lopaticama kao što se vidi na Slici 6.

Slika 6. Jednokristalna lopatica prvog stupnja gasne turbine

U razvoju turbina, podizanje energetske efikasnosti gasnih i parnih turbina je mukotrpan i dugotrajan proces. Za realizaciju tako krupnih strateških ciljeva angažuju se stručni multidisciplinarni timovi (često na više lokacija) čije predloge konstrukcija treba isprobati u laboratorijama i testirati na prototipovima pa tek onda pustiti u serijsku proizvodnju, a to dugo traje i mnogo košta. Iskustvo pokazuje da su konstrukcioni biroi, laboratorije i realne mašine različite stvari [41]. Za tako krupne poduhvate strateškog razvoja, velike firme često formiraju posebne filijale na bazi zajedničkog ulaganja, u kojima rade timovi za kreiranje i ispitivanje inovacija na gasnim turbinama.

9

Slika 7. Šema razvoda vazduha za hladjenje komore za sagorevanje, rotorskih i statorskih lopatica gasne turbine

Za povećanje efikasnosti [41] gasnih turbine sa 33% na 40%, tj. kombinovanog ciklusa sa 52% – 60% bilo je potrebno oko 18 godina. Slična je situacija i sa razvojem parnih turbina, tj za povećanje stepena korisnosti od 32,5% – 50% bio je potreban i duži period – oko 34 godine. Praktično se vodi velika bitka za delove procenata energetske efikasnosti (Slika 8. i 9.). U tom cilju proizvođači gasnih turbina uvode savremene sisteme upravljanja kao što su, sistemi integralnog menadžmenta kvalitetom, procedura za razvoj strateških proizvoda, primena Paretto analiza (analiza vitalne manjine i minorne većine) i metodologije [12, 24] Six Sigma (3,4 škarta na milion komada). Pojedine zemlje, koje nisu u mogućnosti da realizuju sopstveni program razvoja, odlučuju se za kupovinu licenci za proizvodnju gasnih turbina.

Slika 8. Razvoj tehnologije parnih i gasnih turbina

Slika 9. Termička efikasnost kombinovanog ciklusa u zavisnosti od ulazne temperature

3.5. Gasno-parni blokovi Osnovne komponente gasno-parnog bloka (Slika 10.) su gasna turbina (Slika 5) (u čijem sastavu je komora za sagorevanje i kompresor), kotao utilizator (bez ili sa dodatnim gorionicima), sinhrona spojnica, parna turbina, generator, transformator i sistem merenja i upravljanja. Prema tehničkom 10

aranžmanu gasna i parna turbina mogu biti na istom vratilu (jednovratilna konfiguracija, Slika 10. i 11.) ili svaka turbina može imati svoj generator (viševratilna konfiguracija, Slika 14. i 16.). Konfiguracija zavisi od zahteva investitora i potreba EES, a razlike u ceni različitih konfiguracija nisu značajne.

1-(jedna) Gasna turbina, 1 Kotao utulizator, 1 Parna turbine – sa sinhronom spojnicom, 1 Generator, 1 Transformator, 1 Dimnjak

Slika 10. Vertikalni presek gasno-parnog bloka jednovratilne konfiguracije sa kombinovanim ciklusom

Slika 11. Principijelna toplotna šema gasno-parnog bloka jednovratilne konfiguracije snage 385 MW

3.6. Startovanje gasnih turbina i gasno-parnih blokova Gasno–parni blok ima uobičajenu osovinsku konfiguraciju tako što se sa “tople” strane gasne turbine postavlja kompresor, a sa “hladnije” strane se nalazi generator, zatim se postavlja parna turbina. Između generatora i parne turbine se postavlja sinhrona spojnica (Slika10. i Slika 11.) koja se isključuje kada generator – kao elektromotor startuje gasnu turbine, a uključuje se kada parna turbina dostigne nominalni broj obrtaja i sinhronizuje se sa generatorom. Gasna turbine se startuje svojim generatorom 11

koji radi kao elektromotor i veoma brzo dostiže nominalni broj obrtaja. Za 5 minuta se može obaviti sinhronizacija gasne turbine, a za 20 – 30 minuta može biti na punom teretu [11, 28] .

Slika 12. Grafik – Uputstvo za puštanje gasno-parnog bloka 250 MW iz hladnog stanja, jednovratilne konfiguracija

Startovanje gasno-parnog bloka jednovratilne konfiguracije iz hladnog stanja je nešto sporije od startovanja viševratilne konfiguracije, zbog vremena čekanja (Slika 12) gasne turbine na parnu turbinu [11], što nije slučaj kod startovanja tog istog bloka iz toplog stanja (Slika 13).

Slika 13. Grafik – Uputstvo za puštanje gasno-parnog bloka 250 MW iz toplog stanja, jednovratilne konfiguracije.

12

1 – gasna turbina; 2 – kotao-utilizator tipa П-90 sa bubnjem i dve konture pritisaka; 3 – parovodi konture visokog pritiska; 4 – parovodi konture niskog pritiska; 5 – parna turbina; 6 – kondenzator; 7 – postrojenje za prečišćavanje kondenzata; 8 – zagrejač niskog pritiska (PND); 9, 10 – horizontalni zagrejači tople vode SDG, PSG-1 i PSG-2; 11, 12 – vertikalni zagrejači tople vode SDG, PSV-3 i PSV-4; 13 – deaerator (0.6 MPa); Slika 14. Principijelna toplotna šema gasno-parnog bloka PGU – 450T, 450 MWe, 407 MWth, sa kogeneracijom, vratilna konfiguracija (2 gasne turbine, 2 kotla utilizatora, 1 parna turbina, 3 generatora)

1 – puštanje prve GT1; 2 – uključenje u mrežu generatora prve GT1; 3 – dovod pare u PT; 4 – uključenje u mrežu PT; 5 – puštanje druge GT2; 6 – uključenje u mrežu generatora druge GT2;

Slika 15. Grafik – Uputstvo za puštanje gasno-parnog bloka PGU – 450T, 450 MWe, 407MWth iz hladnog stanja, viševratilna konfiguracija.

Na bloku sa Slike 14. posebno je interesantno sagledati fleksibilnost gasnih turbina [28, 42]. Puštanje gasnih turbina se može obavljati na dva načina: baznom (laganom) i vršnom (brzom) režimu, koji se razlikuju prema brzini povećanja opterećenja (11 i 30 MW/min.). Međutim, puštanje s velikom brzinom promene opterećivanja (30 MW/min.) dovodi do povećanja ekvivalentnog broja časova rada gasne turbine. Puštanje gasno-parnog bloka viševratilne konfiguracije sa Slike 14. obavlja se prema grafiku Slike 15. prema sledećoj tehnološkoj šemi „laganog“ puštanja: GT1 → KU1 → PT → GT2 → KU2, Prvo startuje gasna turbina 1 (GT1) sa kotlom utilizatorom 1 (KU1), zatim parna turbina (PT) pa gasna turbine 2 (GT2) i kotao utilizator 2. Prema „laganom“ puštanju ovaj blok je na punoj snazi za 2,5 h. 13

Mnogi investitori u konfiguraciji gasno-parnog bloka zahtevaju ugradnju “by pass“-nog dimnjaka [13] koji omogućava da se iskoriste visoke fleksibilne osobine gasne turbine pri radu u otvorenom (prostom) gasnom ciklusu (sinhrinizacija za 5 minuta, za 30 minuta do punog tereta, promena opterećenja 11 – 30 MW/min, učešće u regulaciji frekvence i mogućnost rada gasne turbine po rešimu “kreni-stani” preko vikenda i eventualno preko noći [42]. Pri praćenju rada gasne turbine, prema Brajtonovom ciklusu, treba imati u vidu da se 2/3 snage gasne turbine troši na pokretanje kompresora [43], a svega 1/3 na proizvodnju električne energije. Potrebno je pojasniti pitanje, zašto se velika finansijska sredstva ulažu u razvoj gasnih turbina ako se zna da su zalihe gasa mnogo manje od zaliha uglja? Poznato je da sve prognoze ukazuju da će se još dugo ugalj koristiti za proizvodnju električne energije, mada postoje velika ograničenja za korišćenje uglja u pogledu zaštite životne sredine, zbog pepela, emisije CO2 i velikih investijija . Problemi pepela kod sagorevanja uglja se mogu prevazići gasifikacijom uglja (zasad u gasifikatorima – nadzemno, a pojedini proizvođači predviđaju mogućnost podzemne gasifikacije), a zatim njegovim korišćenjem kao sintetičkog gasa iz uglja u istim gasnim turbinama koje danas koriste prirodni gas, a problem emisije CO2 se rešava njegovim deponovanjem u podzemnim skladištima, prema najnovijim tehnologijama IGCC [15, 22] i CSS čija se prototipna postrojenja već proizvode. Upravljanje gasno-parnim blokovima je posebno interesantno. Pošto se koristi prirodni gas čija je cene visoka, praćenje energetske efikasnosti bloka se mora obavljati u realnom vremenu (Slika 16). Praktično, rukovaoc bloka, prioritetno treba da “vozi” blok pri što boljoj energetskoj efikasnosti bloka i zato mora imati svakog trenutka na raspolaganju pokazatelje energetske efikasnosti bloka da bi, u slučaju potrebe, blagovremeno (u realnom vremenu) intervenisao.

Slika 16. Csepel II Combined Cycle Power Plant, GEGT 390MWe, 125 MW th – Budimpešta, viševratilna konfiguracija

Na velikom display-u (Slika 16 ) i operativnom ekranu u komandnoj sali se prati u realnom vremenu efikasnost rada gasno-parnog bloka [25] i moguća je veoma brza intervencija eksploatacionog osoblja. 14

3.7. Održavanje i remont gasnih turbina i gasno-parnih blokova Za gasne turbine svojstvene su dve karakteristike: visok stepen fabričkog predmontaže i visoko učešće proizvođača gasnih turbina u revizijama i remontima. Da bi se održala visoka pogonska pouzdanost savremenih gasno-parnih blokova, moraju se poštovati preporuke proizvođača za održavanje gasnih turbina i ostale opreme. Za gasne turbine je katakterističan modulski tip fabričke proizvodnje. Bez obzira na veličinu gasne turnine ona se isporučuje potpuno sklopljena [13] i direktno se postavlja na temelje. Takav vid fabričke predmontaže omogućava bržu montažu na gradilištu, ali zahteva veliko učešće proizvođača u revizijama i kapitalnim remontima. Kapitalni remonti gasnih turbina [14] se po pravilu, obavljaju svakih 4 – 6 godina, a može i duže u zavisnosti od ekvivalentnih časova rada (vreme rada i preračunati broj startova), a parnih turbina [31] svakih 8 – 12 godina. Relativno mali obim montažnih radova na gasnoj turbini u odnosu na parnu turbinu, mnogi investitori koriste tako što planiraju ulazak u pogon prvo samo gasne turbine [13], a zatim kroz godinu dana ulazak i parne turbine. Ovim se pruža mogućnost ranijeg početka proizvodnje električne energije i bržeg stavljanja u opticaj uloženog kapitala. To je dodatna prednost gasnih turbina. Tipičan grafik preporučene dinamike obavljanja revizija i remonata na gasno-parnom bloku snage 350 MW [31] dat je na Slici 17.

Slika 17. Dinamika revizija i remonata komponenata jednovratilnog gasno-parnog bloka 350 MW

4.

ZAKLJUČAK

Na osnovu urgentnih potreba EPS-a za električnom energijom, a Grada Novog Sada za toplotnom energijom, urađene dokumentacije o izboru najpovoljnije lokacije, izboru optimalne varijante za izgradnju novog gasno-parnog bloka TE TO Novi Sad i procenjene zainteresovanosti (na osnovu prethodnih informacija) potencijalnih strateških partnera, postoji realna mogućnost realizacije objedinjavanja zajedničkih interesa EPS-a, Grada Novog Sad i strateškog partnera kroz izgradnju novog gasno-parnog bloka TE TO Novi Sad visoke energetske efikasnosti i da se na optimalan i profitabilan način zadovolje potrebe EPS-a za nedostajućom električnom energijom i dugoročne potrebe Grada Novog Sada za baznom toplotnom energijom za grejanje. U pogledu organizacionoupravljačkih i imovinskih odnosa, a shodno imovinskoj transformaciji i korporatizaciji predlaže se formiranje zatvorenog akcionarskog društva u kojem bi partneri Elektroprivreda Srbije, Grad Novi Sad i budući strateški partner ostvarivali svoja prava shodno unetom kapitalu. 15

Literatura: [1] [2] [3] [4]

Zakon o energetici Srbije, 2004 Program ostvarivanja strategije razvoja energetike Srbije do 2015. godine za period od 2007 – 2012. godine, 2005 Plan rada i razvoja EPS-a 2008 – 2015, 2008 Analiza opravdanosti izgradnje i izbor potencijalnih lokacija gasnih postrojenja u Elektroprivredi Srbije, Mašinski fakultet, 2007 [5] Prethodna studija opravdanosti sa generalnim projektom rekonstrukcije ili izgradnje novog gasno-parnog bloka u TE-TO Novi Sad, KNJIGA 1-aneks 1: tehno-ekonomska analiza izbora varijantnog rešenja – varijanta A5, Energoprojekt - ENTEL, 2008 [6] Tehnički projekat TE TO Novi Sad, Teploelektroprojek, Kijev, 1978 [7] Glavni projekti TE TO Novi Sad, Energoprojekt – Beograd, 1979 [8] Idejni projekat Toplifikacionog sistema Novog Sada, Plan 2005 (urađen prema GUP NOVI SAD 2005) [9] Combined Heat and Power – Evaluating the benefits of greater global investment, International Energy Agency (IEA), 2008 [10] EU Cogeneration Directive 2004/8/EC, EU 2004 [11] Siemens Single-Shaft GUD Power Plant, Features and Customer Benefits of the Reference Plant Design [12] The new Siemens Gas Turbine SGT5-8000H for More Customer Benefit, VGB Power Tech 9/2007 [13] Irshing Siemens Gas Turbine, World’s Largest Gas Turbine, Siemens AG, 2008 [14] Siemens G-Class technology builds for future, POWER, 2008 [15] Re-energizing IGCC, Turbomachinery International, July/Avgust 2008 [16] MITSUBISHI GAS TURBINE M501F/M701F [17] Mitsubishi – USA Georgia Power selects gas Turbines for 2540 MW CCGT (3 x 840 MW) [18] Operating Status of Uprating Gas Turbine and Future Trend of Gas Turbine Development, MHI, Technical Revew Vol 44 №4, Dec 2007 [19] ALSTOM Gas Turbine Cogeneration and Combined Plants [20] ALSTOM GT24 & GT 26 Gas Turbine [21] ALSTOM, The San Roque 2 x 400 MW CCGT Power Plant, Španija [22] GE Enargy Gas Turbine and Combined Cycle Products [23] GE Energy “H” SYSTEM World’s most advanced comined cycle technology [24] GE Power Systems, Power Systems fot the 21st Centuty – “H“ Gas Turbine Combined –Cycles [25] Csepel II Combined Cycle Power Plant, GEGT 390MWe, 125 MW th – Budimpešta [26] TE TO Zagreb, kombi kogeracijsko postrojenje, Blok 200 MW [27] Перспективи развития електрогенерирющих мошностеи России, Теплоэнергетика №2, 2008 [28] Некаторие особености режимов експлоатации головного енергоблока ПГУ – 450Т, Теплоэнергетика №9, 2002 (Северо-Западна ТЕЦ) [29] Иследование котла утилизатора П-96 в саставе ПГУ-450Т Калинградскои ТЕЦ, Теплоэнергетика №9, 2007 [30] Мировои опит и перспективи внедрениа парогазових и газотурбиних технологии в теплоенергетику России на основе возможности отечественного енергомачиностроениа Теплоэнергетика №9, 2007 [31] Tapada do Outerio Brings V94.3A Combined-Cycle Efficiency to Portugal, 1000 MW CCGT [32] COGENeration Week 2006, Brissel, 2006 [33] Marija S. Todorović, Costas G. Theofylaktos, Marko Gojnic, Rade Batinic - Ashrae winter meeting, Long history of cogeneration in Europe pays off, CHICAGO 2006 [34] Zoran Obradović, VitomirKravarušić – Restrukturiranje TE-TO NoviSad novi projekat izgradnje gasno - parnog bloka, Novosadski sajam energetike, 2007 [35 ]Vitomir Kravarušić, Krešimir Štajner, Slobodan Lakić - Poboljšanje energetske efikasnosti TE-TO Novi Sad izgradnjom gasno-parnog postrojenja, Prva međunarodna konferencija DGH, Iriški venac, 2006 [36] Vitomir Kravarušić – Kako se od vatre i vode pravi struja, Časopis DDOR, 2005 [37] Vitomir Kravarušić – Kogeneracija ima budućnost, Časopis kWh, 2005 [38] Vitomir Kravarušić, Krešimir Štajner, Slobodan Lakić, Milorad Lazić, Zoran Šušnjević, Slađana Barjaktarović, Veronika Redli-Veselinović, Aleksandar Ješić – Prezentacija TE TO Novi Sad za strateške partnere, 2007 [39] Partnerstvo EPS i Novog Sada u postupku privlačenja i izbora strateškog partnera za TE-TO Novi Sad, CSP, 2007 [40] Selection and Attraction of Strategic Partners for Thermal Power Plant / Heating Plant – THP Novi Sad, CSP 2007 [41] Siemens Optimamizing Turbine Blades – Taking the Heat, VGB PowerTech 2007 [42] Выбор профила маневрених парогазобих установак для нових електростанции России, Теплоэнергетика №9, 2006 [43] Gas turbines for cogeneration - efficiency is everything, Cogeneration and On-Site Power Production March, 2007 [44] UK decentralized applying the WADE economic model, COSPP Maj 2006cle 11

16