Од експертски агол: Домашно производство на енергија, но од какви енергетско-производствени ресурси?
Во предвечерието пред воведувањето на јаглеродните царини за индустријата (од 2026 година) и јаглеродните пенали за државата (од 2030 година), доколку рокот не биде продолжен, а имајќи предвид дека првиот јаглен од рудникот „Живојно“ би бил ископан дури во 2029 година, веќе како да е задоцнето и депласирано да се зборува за отворање на овој рудник. Наместо тоа, сметам дека единствено брзо и исплатливо решение претставува итна набавка, релокација и ревитализација на една половна гасна електрична централа со остаточен век од најмалку 50.000 часа и нејзино поврзување преку разменувач на топлина (парогенератор) со постојниот парен блок од ТЕ „Неготино“. Ваквата конверзија од отворен гаснотурбински циклус на затворен гасно-парен циклус (Брајтон-Ранкинов, CCGT) е технички и економски физибилна и веќе се применува во светот. Во регионот за слични конверзии се подготвуваат во Словенија, Хрватска и Бугарија.
I. Што би се добило со ваквата конверзија?
Конверзијата на ТЕ „Неготино“ од постојна термоцентрала на мазут во комбинирана гасно-парна централа (Combined Cycle Gas Turbine – CCGT) носи неколку јасни технички, економски и еколошки предности, особено во контекст на енергетската транзиција и зголемената потреба за флексибилност и ефикасност.
1. За само 100-120 милиони евра би добиле нов инсталиран капацитет од 540 MW, односно речиси колку сегашниот капацитет на РЕК „Битола“, со сите негови проблеми и застои.
Наместо залудно да потрошиме 120 милиони евра за рудникот „Живојно“, што мислам дека никогаш нема да ги врати вложените пари, а потоа повторно да инвестираме во нова гасна централа, на овој начин со еднократна инвестиција што би се вратила за околу две години би го премостиле периодот за премин кон обновливи извори и би добиле практично нова централа сѐ до напуштањето на гасот, околу 2050 година.
2. Драстично зголемување на ефикасноста, при што од сегашната ефикасност на мазутната централа од околу 35 проценти би достигнале комбинирана ефикасност од 50–55 проценти кај гасно-парната централа.
Тоа значи околу 60 проценти повеќе произведена енергија од истото количество примарно гориво, односно од отпадната топлина на издувните гасови на две гасни турбини од по 180 MW, парната турбина бесплатно би произведувала дополнителни 180 MW електрична енергија.
3. Елиминирање на сулфурните оксиди SOx и многу помалку PM честички во однос на мазутната централа, а особено во однос на РЕК „Битола“. Емисиите на CO₂ се до 50 проценти пониски по произведен kWh електрична енергија, а емисијата на азотни оксиди (NOₓ) може значително да се намали со употреба на модерни low-NOx горилници.
Исполнување на ЕУ-директивите за емисии, што е клучно за Македонија на патот кон зелената транзиција.
4. Елиминирање на зависноста од увоз на мазут и јаглен. Компримираниот природен гас (CNG) и втечнетиот природен гас (LNG) стануваат сè подостапни преку гасоводните врски – интерконектори со Бугарија, а наскоро и со Грција.
5. Поголема флексибилност во работењето, бидејќи гасните турбини можат да стартуваат и достигнат номинална моќност за само 10–30 минути, додека мазутната ТЕ бара многу повеќе време (до половина деноноќие).
CCGT може да функционира и како базна и како пикова и како балансирачка централа, што е идеално за поддршка на обновливите извори (сонце и ветер).
6. Максимално искористување на постојната инфраструктура.
Во ТЕ „Неготино“ веќе постојат парна турбина и кондензатор, ладилни системи (вода за ладење, пумпи), електричен генератор и мрежна поврзаност (трансформатори, далноводи), локација, дозволи и простор.
Ова значи значително пониска цена од нова градба од нула, а освен тоа би ја „оживеале“ централата во Неготино, која моментално стои како бескорисен споменик на едно одамна поминато време.
7. Можност за брза реализација. Релокација на половна гасна централа и поврзување со постојниот парен дел може да се изведе во рок од 12 до 18 месеци, па дури и побрзо со добра организација.
Ова претставува подобро решение отколку изградба на нова базна централа или рудник за јаглен, што би барало 5–10 години.
8. Ниска единечна цена. Инвестицијата би изнесувала само околу 0,2 милиони евра за 1 MW инсталирана моќност, што е трипати помалку отколку за фотонапонска електрична централа (ФЕЦ), пет пати помалку отколку за ветерна централа, 10-15 пати помалку отколку за хидроцентрала и 25-50 пати помалку отколку за нуклеарна централа.
9. Старо-новата централа би обезбедила енергетска сигурност и стратегиска резерва. Централата може да остане делумно подготвена и како резерва за зима или во криза, но со многу подобра динамика на стартување и пониски трошоци за гориво од мазутната, со можност за регулирање на излезната моќност според пазарните потреби.
10. Адаптацијата би можеле да ја завршиме со сопствени средства, без потреба од кредити и регулаторни пречки. Доколку се одлучиме за кредит, истиот тој би бил полесно одобрен, за разлика од кредитот за отворање рудник за лигнит. Освен тоа, ЕУ, но и домашната јавност, полесно ќе го прифатат гасот како транзициско (преодно) гориво.
Единствен предизвик останува зголемувањето на капацитетот на гасоводот, но со изградбата на интерконекторот со Грција и оваа пречка ќе биде наскоро надмината. Од главната траса на цевководот до ТЕ „Неготино“ е потребно да се изгради само 7 km нов гасовод.
Ова претставува паметна транзиција, што обезбедува енергетска сигурност без загрозување на зелената агенда.
II. Што ни е потребно за конверзија во комбинирана гасно-парна централа?
Најпрво е потребно да се набави половна (работена) гасна централа во отворен циклус на пазарот на половни централи. Купената централа би требало да има барем 50.000 до 100.000 работни часа остаточен век, односно барем половина од почетниот век, што би било доволно за следните 10-20 години производство.
Овој остаточен ресурс може значително да се продолжи доколку се изврши ревитализација на гасната турбина. Ревитализацијата опфаќа низа активности за продолжување на животниот век и подобрување на ефикасноста:
– заменa на дотраени делови (лопатки, лежишта, заптивки),
– надградба на системите за управување и автоматизација,
– модернизација на горивниот систем за подобра ефикасност или адаптација на различни горива (на пр. со додавање водород),
– инспекција и рехабилитација на турбинските делови за висока температура,
– инсталација на нови технологии за намалување на емисиите.
По спроведената ревитализација би добиле продолжен работен век за дополнителни 10–15 години, зголемена енергетска ефикасност, намалени оперативни трошоци и подобра еколошка усогласеност.
Ревитализацијата е значително поевтина од замена со нова турбина, бидејќи новите турбини чинат десетици милиони евра, па дури и над 100 милиони евра за нашата потребна моќност. Ревитализацијата може да биде 5–10 пати поевтина, со продолжување на векот за 10–15 години.
Да ја земеме за пример турбината Siemens SGT-800, што е типична турбина за централи. Нејзините експлоатациски карактеристики се следните:
– работен век: ~200.000 часа,
– главен сервис на секои ~25.000 часа,
– ревитализација по 100.000–125.000 часа (или 15 години),
– подобрувања по ревитализацијата: до 3 проценти повисока ефикасност и 10–15 проценти пониски емисии.
Што значи адаптација од отворен во комбиниран циклус?
Во отворен циклус гасната турбина работи самостојно и жешките издувни гасови (~500-600°C) заминуваат директно во атмосферата, без да се искористат дополнително.
Во комбиниран циклус (шематски прикажан на сликата), отпадната топлина се користи за производство на пареа, која потоа движи парна турбина и создава дополнителна електрична енергија, и тоа без дополнително гориво.
За адаптација на комбиниран циклус е потребно следното.
1. Инсталација на HRSG (Heat Recovery Steam Generator)
Ова е топлоизменувач, односно еден вид котел-парогенератор што ја собира топлината од издувните гасови и создава пареа.
Не користи гориво – работи само со топлина од гасната турбина.
2. Парна турбина со генератор
Пареата од парогенераторот (HRSG) се насочува кон парната турбина.
Парната турбина генерира дополнителни 50 проценти моќност, без доплата за гориво.
3. Системи за разладна вода, кондензат и пумпи. Благодарение на ладењето се обезбедува затворен круг на пареата: некондензираниот дел од пареата на излезот од парната турбина се лади, кондензира и повторно се враќа во парогенераторот.
4. Автоматизација и управување
Систем за координација помеѓу гасната и парната секција, односно систем SCADA со заедничка логика за управување.
Во случајот на ТЕ „Неготино“, кон новонабавената гасна турбина е потребно само додавање топлоизменувач (HSRG) и нова автоматика, бидејќи парната турбина, генераторот и системот за ладење веќе ги имаме.
Можно е дури искористување и на дел од постојниот котел на мазут, односно неговиот заден дел, конвекциската зона и економајзерот, додека ложиштето и радијациската зона не би се користеле. Тоа би можело да ги намали димензиите и цената на новиот топлоизменувач.
Сепак, би било подобро да се вградат два целосно нови топлоизменувачи, а постојниот котел на мазут да остане како резерва, доколку еден ден треба да се користи мазут.
Во услови кога веќе ја имаме термоцентралата со парен циклус и можност за набавка на половни гасни турбини и најголемиот дел од инфраструктурата е веќе платен, инвестицијата се фокусира на парогенераторот HRSG и негова адаптација. Поврат на инвестицијата може да се постигне за две–три години или побрзо, во зависност од годишниот број работни часови. Централата преминува во современ, ефикасен, нискоемисионен енергетски систем, за разлика од РЕК „Битола“, со нејзината слаба ефикасност и високи емисии на полутанти.
Дејан Трајковски, професор на Универзитетот „Св. Климент Охридски“, Технички факултет – Битола
