Теплоэнергетика, 2021, № 7, стр. 5-18

АНАЛИЗ МИРОВОГО ОПЫТА ПРИМЕНЕНИЯ УСТАНОВОК ДЛЯ ГАШЕНИЯ ПИКОВ ГАЗОПОТРЕБЛЕНИЯ КАК ПРОТОТИПОВ КОМПЛЕКСОВ СПГ НА ТЭС

По своему назначению разрабатываемые энерготехнологические комплексы для производства резервного СПГ на базе электростанций ООО “Газпром энергохолдинг” близки к достаточно распространенным в мире установкам для гашения пиков газопотребления (УГПГ). Такие установки используются для газоснабжения населенных пунктов и промышленных предприятий в периоды отсутствия подачи газа по существующим газопроводам или нехватки объемов газопроводного газа. Значительное число УГПГ было построено в США, Великобритании, Канаде, Германии, Аргентине, Австралии, Нидерландах, Бельгии, Китае. Кроме того, в некоторых странах отсутствуют собственные установки сжижения, но имеются резервуары хранения СПГ с регазификаторами для покрытия пиков газопотребления (с поставками СПГ со стороны, в том числе с импортных терминалов СПГ).

В течение весенне-летнего и осеннего периодов (160–210 дней в зависимости от климатической зоны и других факторов) УГПГ работают непрерывно, сжижая излишки поступающего по газопроводу газа при снижении потребности и закачивая их в криогенные резервуары хранения. В зимнее время установка сжижения не работает. В этот период включается регазификационная установка, в которую из резервуаров хранения поступает СПГ. Газ испаряется и подается потребителям. Несмотря на небольшую производительность этих установок по сжижению, их необходимо оборудовать крупными резервуарами для хранения многомесячного объема производимого СПГ. Кроме того, они должны иметь очень большие мощности по регазификации для подачи в газопроводную сеть газа в повышенном объеме в течение небольшого количества холодных дней.

Обычно УГПГ строятся газотранспортными предприятиями при магистральных газопроводах, мощных электростанциях, металлургических предприятиях, больших городах и других крупных потребителях газа с сезонными колебаниями газопотребления.

В наиболее общем случае в УГПГ осуществляются очистка газа от остатков СО₂, осушка, удаление ртути. Схема УГПГ включает в себя секцию сжижения, резервуары хранения СПГ, регазификационную установку с насосами СПГ, контур утилизации испарений СПГ, систему запорной и регулирующей арматуры, факельную систему для продувок оборудования и аварийных сбросов газовой фракции. В случае поставок СПГ транспортным компаниям в качестве моторного топлива оборудуются также площадки для заправки криогенных цистерн сжиженным газом. В настоящее время в мире активно функционируют более 80 УГПГ. Далее приведено распределение количества действующих установок этого типа по странам, шт. (%):

Большинство обследованных установок (73.5% общего числа) принадлежат компаниям по транспортировке газа и газоснабжению, остальные – электростанциям на природном газе, электроэнергетическим компаниям, а также смешанным энергетическим компаниям (газоснабжение + электроэнергетика) (табл. 1).

Наиболее интенсивный ввод установок СПГ для гашения пиковых нагрузок газопотребления в мире происходил в 1970–1980 гг. (38 установок за 10 лет). В дальнейшем сохранился несколько замедленный, но устойчивый рост мощностей по производству СПГ (рис. 1). Динамика изменения средней мощности установок также оказалась аналогичной – ее интенсивный рост наблюдался в течение первого периода строительства в 1956–1975 гг., затем произошла относительная стабилизация в диапазоне 150–250 т/сут.

Рис. 1.

Динамика роста числа введенных установок СПГ n_у на мировом рынке для гашения пиковых нагрузок газоснабжения

Дальнейший анализ применения СПГ в качестве резервного топлива на ТЭС проведен на базе ТЭЦ-21 и ТЭЦ-22 ПАО “Мосэнерго”.

АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО ПОТРЕБЛЕНИЯ РЕЗЕРВНОГО И АВАРИЙНОГО ТОПЛИВА

Доля природного газа в топливном балансе ПАО “Мосэнерго” постоянно увеличивалась и в 2019 г. составила 99.6%. Уголь и мазут являются резервным топливом. При этом уголь использовался в последние годы только на ТЭЦ-22. В настоящее время реализуется проект по ее переводу в газомазутный режим, предполагающий полный отказ от угля. Дизельное топливо используется в качестве аварийного для парогазовых установок, его доля в топливном балансе ПАО “Мосэнерго” незначительна (0.01% на 2019 г.).

По данным ПАО “Мосэнерго” общая вместимость резервуаров для хранения жидкого топлива, эксплуатируемых на объектах компании, составляет 508 тыс. т натурального топлива (т н.т.) мазута и 82.6 тыс. т н.т. дизельного топлива. Общие нормативы запасов топлива (ОНЗТ) на 01.02.2020 составляли: мазута – 375.7 тыс. т н.т., дизельного топлива – 27.3 тыс. т н.т. Фактические запасы превышали нормативные.

Годовой расход топлива обусловлен объемами производства электрической и тепловой энергии и эффективностью работы генерирующего оборудования. Основным фактором, влияющим на текущий спрос, а значит, и на производство энергии, является ее потребление промышленностью и транспортом (стабильное и предсказуемое) и жилищно-коммунальным хозяйством (зависит от погоды). Изменение расходов топлива в течение года диктуется сложившимися климатическими условиями. Долгосрочные тенденции изменения спроса на продукцию ТЭЦ и объемов потребления топлива связаны с ростом численности населения, улучшением экономичности ТЭЦ вследствие замещения устаревшего оборудования эффективными парогазовыми установками, а также повышением экономичности энергопотребляющих приборов. Как видно из данных, приведенных на рис. 2, эти разнонаправленные факторы в целом сбалансированы.

Рис. 2.

Расход топлива B_т на электростанциях ПАО “Мосэнерго” [1]. 1 – всего; 2 – газ; 3, 4 – жидкое и твердое топливо

Наблюдается тенденция существенного снижения потребления жидкого топлива начиная с 2004 г. (рис. 3). Однако изменение данного показателя весьма значительно и говорить о его среднем значении затруднительно. В 2019 г. доля жидкого топлива в топливном балансе ПАО “Мосэнерго” составила 0.38% (96 тыс. т у.т.). Из них дизельного топлива было израсходовано 1.8 тыс. т у.т., или 1.9% [1, 2]. Таким образом, при анализе эффектов применения резервного топлива целесообразно рассматривать условно мазут как единственное жидкое топливо, так как доля дизельного топлива мала, а его характеристики близки к характеристикам мазута.

Рис. 3.

Расход угля (1) и жидкого топлива (2) на ТЭЦ ПАО “Мосэнерго”

Использование резервного топлива происходит в следующих случаях:

введение ограничений поставок газа при минимальных температурах наружного воздуха, когда потребность в топливе увеличивается и система газоснабжения не может обеспечить всех потребителей. В результате потребители, имеющие возможность использовать резервное топливо (главным образом ТЭЦ), переходят на него, высвобождая соответствующие объемы газа;

проведение тренировок обслуживающего персонала и испытаний оборудования;

аварийные ситуации с нарушением газоснабжения;

необходимость утилизации топлива при истечении срока его хранения в соответствии с программой освежения запасов.

Возможность длительного хранения – основное преимущество жидкого топлива, которое обеспечивает функционирование объектов генерации при нарушении газоснабжения. Однако с течением времени изменяются его структурный и химический составы вследствие испарения легких углеводородных фракций и химических реакций, увеличивается вязкость, повышается температура вспышки, происходит обводнение. Поэтому общий срок хранения мазута с момента его производства составляет не более 5 лет, по истечении которого он снимается с хранения и сжигается в котлах в соответствии с графиком обновления запасов [3, 4].

АНАЛИЗ ЦИКЛА МАЛОТОННАЖНОГО ПРОИЗВОДСТВА СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА, АДАПТИРОВАННОГО ДЛЯ ПРИМЕНЕНИЯ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ

Использование СПГ в качестве резервного и аварийного топлива на электростанциях, а также возможность реализации излишков СПГ на региональном рынке определяют целесообразность дальнейшей проработки интеграции СПГ-комплексов в технологический процесс электростанций. При этом необходимо решить задачи по обеспечению безопасности и надежности объектов эксплуатации, локализации производства применяемого оборудования, подтверждению технико-экономических показателей технологии сжижения природного газа в процессе опытно-промышленной эксплуатации пилотных установок. Полученные заделы будут иметь важное значение для определения направлений модернизации газовой электрогенерации.

В условиях действующих электростанций основные технологические процессы СПГ-комплекса целесообразно реализовывать исключительно путем использования имеющихся на объектах вторичных энергоресурсов, таких как избыточное давление сетевого газа, низкопотенциальное тепло оборотных систем охлаждения или тепло дымовых газов. При выполнении научно-исследовательских работ сотрудники ЗАО НПВП “Турбокон” разработали схему энергоэффективного СПГ-комплекса для сжижения, хранения и газификации природного газа, адаптированную к условиям ТЭЦ ПАО “Мосэнерго”. В качестве хладагента выбран наиболее доступный и безопасный азот. Установки сжижения с азотным охлаждением получили широкое распространение в малотоннажных комплексах по производству СПГ [5].

Схема установки по производству, хранению и регазификации СПГ показана на рис. 4. Числа в квадратных рамках соответствуют номерам точек цикла, значения параметров в которых будут использованы при проведении термодинамических расчетов комплекса. Газ из блока очистки 33 поступает в теплообменник 10 для предварительного охлаждения газообразным азотом. Охлажденный газ подается в криогенный теплообменник 2, в котором конденсируется, отдавая тепло газообразному азоту, охлажденному до температуры ниже точки конденсации природного газа. Сжиженный газ дросселируется до давления газовой сети электростанции на клапане 3 и поступает в сепаратор 8, где небольшая доля выпара отделяется и направляется в коллектор, в котором собирается выпар из вспомогательной емкости 25 и сепараторов 8, 22. Далее общий поток холодного отпарного газа поступает в трубопровод подачи СПГ от основного резервуара 26 до регазификатора 27. В регазификаторе отпарной газ нагревается теплом воды из оборотной системы охлаждения и далее поступает в сеть электростанции для питания котлов. Данная схема сбора отпарного газа позволяет поддерживать трубопровод подачи СПГ на регазификатор в холодном состоянии, что сокращает время перехода на питание резервным СПГ.

Рис. 4.

Схема малотоннажного производства, хранения и регазификации СПГ на ТЭЦ-21 ПАО “Мосэнерго”. 1, 2, 10, 11, 13, 14, 16, 17, 19 – теплообменник; 3, 23, 24, 29, 30, 31, 32 – клапан; 4, 7, 12, 20, 21 – компрессор; 5 – узел разделения потока газа; 6, 15 – детандер; 8, 22 – сепаратор; 9, 18 – узел смешения потоков; 25 – вспомогательная емкость; 26 – основной резервуар; 27 – регазификатор; 28, 29 – штуцер; 33 – блок очистки; Q, N_м – мощность тепловая и механическая

Газ из сети разделяется в узле 5 на два потока, которые направляются на охлаждение компримированного азота в теплообменниках 17, 19. Далее потоки объединяются и подаются в детандер 15, в котором газ расширяется и вырабатывает механическую энергию, передаваемую компрессорам 12, 7 для сжатия азота. На выходе из детандера температура газа равна примерно –5°С. После детандера поток газа направляется на охлаждение азота после первой ступени компримирования в теплообменник 1 и далее в станционную сеть для питания котлов.

Детандер природного газа 15 и компрессоры 12, 7 двухступенчатого сжатия азота с промежуточным охлаждением имеют единый вал и образуют детандер-компрессорный агрегат № 2 (ДКА № 2). Сжатие азота начинается в компрессоре 4, ротор которого приводится во вращение азотным детандером 6. Компрессор 4 и детандер 6 образуют детандер-компрессорный агрегат № 1 (ДКА № 1).

После первой ступени компримирования азот, охлажденный в теплообменнике 1, подается в компрессор 12 ДКА № 2. Сжатый азот охлаждается в теплообменнике 17 и поступает в компрессор 7, после которого охлаждается в теплообменнике 19. Далее компримированный азот поступает в теплообменник 10, где охлаждается обратным током азота. После теплообменника 10 охлажденный азот поступает в детандер 6, в котором его температура снижается в процессе совершения работы. После детандера азот при температуре ниже температуры сжижения природного газа поступает в криогенный теплообменник 2, в котором охлаждает сжижаемый поток, и далее подается в теплообменник 10, где происходит предварительное охлаждение природного газа и встречного потока азота. Из теплообменника 10 азот поступает в компрессор 4. Таким образом, цикл азотного контура замыкается.

Сжиженный природный газ собирается во вспомогательной емкости 25, откуда отгружается потребителям либо поступает на подпитку основного резервуара 26. Для поддержания постоянного количества резервного СПГ в основном резервуаре необходимо сжижать выпар, образующийся из-за притока тепла через его оболочку. Эта задача решается путем использования части СПГ из вспомогательной емкости. Поток СПГ дросселируется на клапане 23 до давления 0.06 МПа, при котором температура кипения СПГ ниже температуры конденсации выпара, находящегося в основном резервуаре под давлением 0.11 МПа. Далее поток СПГ поступает в теплообменник 11, где испаряется. При этом происходит конденсация выпара из резервуара. Сконденсировавшийся выпар возвращается в резервуар самотеком, а испарившийся газ поступает в теплообменник 13, в котором встречный поток газа, сжатого в ступенях компрессоров 20, 21, охлаждается и частично конденсируется. После каждой ступени компрессора газ охлаждается в теплообменниках 14, 16. Парожидкостная смесь из теплообменника 13 поступает в сепаратор 22, из которого жидкость возвращается во вспомогательную емкость 25, а пар уходит в коллектор выпара.

При работе электростанции на сетевом газе использование СПГ-комплекса по описанной схеме позволяет вырабатывать сжиженный газ для реализации на рынке и поддерживать нормативный уровень резервного топлива. При переходе на резервное топливо сжиженный природный газ из основного резервуара подается насосом в регазификатор 27, в котором переводится в газообразное состояние под воздействием низкотемпературного тепла оборотной системы охлаждения станции и затем подается в котлы.

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ КОМПЛЕКСОВ, РЕАЛИЗУЮЩИХ ЦИКЛ СЖИЖЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА

При выполнении научно-исследовательских работ была разработана методика расчета технико-экономических показателей комплексов по предложенной схеме, которая далее проиллюстрирована данными по газоснабжению ТЭЦ-21 ПАО “Мосэнерго”.

При расчетах технико-экономических показателей расход технологического газа принимали на 15–20 тыс. м³/ч меньше минимального часового расхода через газораспределительный пункт (ГРП), после чего рассчитывали годовое число часов, когда это условие может быть реализовано (табл. 2).

Условия газоснабжения ТЭЦ-21 ПАО “Мосэнерго” следующие:

По этим условиям газоснабжения были выполнены термодинамические расчеты комплекса для расхода технологического газа 53.6 тыс. м³/ч. Результаты расчета применительно к схеме комплекса (см. рис. 4) приведены в табл. 3.

При оценке эффективности сжижения природного газа были приняты следующие технологически обоснованные соотношения:

расход газа на сжижение составляет примерно 7% технологического расхода (по результатам термодинамического расчета схемы);

масса и объем резервного газа определены с учетом несливаемого остатка СПГ, составляющего 10% объема резервуара, и различий в плотности и теплотворной способности газа и мазута;

суточный выпар из криоемкости составляет 0.056% массы СПГ в ней, выпар выходит в сеть ТЭЦ;

объем вспомогательной емкости рассчитан на прием СПГ, который выработан в течение 72 ч.

Для оценки капитальных затрат были использованы данные [6], приведенные на рис. 5.

Рис. 5.

Инвестиции И в сооружение резервуаров хранения СПГ объемом V_р (а), технологической установки очистки и сжижения газа производительностью G_т.у (б) и регазификационной установки производительностью G_р.у (при нормальных условиях) (в) в схемах гашения пиков газопотребления

В табл. 4 представлены данные по структуре инвестиций в установки гашения пиков газопотребления. Видно, что на долю резервуаров, установки ожижения и регазификаторов приходится около 72% капитальных затрат. Соответственно полные затраты на возведение СПГ-комплекса могут быть оценены по этим статьям с учетом их доли в общем объеме инвестиций.

Для ТЭЦ-21 и ТЭЦ-22 ПАО “Мосэнерго” были выполнены три варианта расчетов таких затрат.

Вариант № 1. Комплекс на ТЭЦ-21 предназначен для резервирования топлива и отпуска СПГ внешним потребителям. Он включает в себя основной резервуар хранения СПГ, который обеспечивает нормативный неприкосновенный запас топлива (ННЗТ). Текущий объем ННЗТ ТЭЦ-21 составляет 26 911 т мазута. Первоначально основная емкость заполняется покупным СПГ. Мощность регазификаторов рассчитана исходя из выдачи потока газа, сжигание которого обеспечивает тепловую мощность, выделяющуюся при сжигании 413 т/ч мазута (максимальное потребление резервного топлива на ТЭЦ-21).

Вариант № 2. Комплекс на ТЭЦ-21 работает исключительно на рынок без ввода основных резервуаров и создания резервных запасов СПГ.

Вариант № 3. Комплекс на ТЭЦ-22 возводится в пределах площадки ТЭЦ вместо проектируемого мазутного хозяйства и обеспечивает резервирование топлива, а также отпуск СПГ внешним потребителям. Он включает в себя основные резервуары хранения СПГ, в которых создается общий нормативный запас топлива (ОНЗТ). Проектный объем ОНЗТ ТЭЦ-22 составляет 45 235 т мазута, для хранения которого предусмотрены емкости общим объемом 60 тыс. м³. Объем емкостей для хранения СПГ, обеспечивающий ОНЗТ, составляет 100 тыс. м³. Первоначальное заполнение основных резервуаров осуществляется покупным СПГ. Мощность регазификаторов рассчитана исходя из выдачи потока газа, при сжигании которого выделяется такая же тепловая мощность, что и при сжигании 452.35 т/ч мазута (расчетное потребление резервного топлива на ТЭЦ-22).

Далее приведены результаты расчетов экономических показателей при расходе технологического газа 40–200 тыс. м³/ч:

Вариант № 1

Вариант № 2

Вариант № 3

Данные по остальным показателям в вариантах № 1–3 приведены в табл. 5–7.

В составе эксплуатационных затрат оценивались расходы на энергоресурсы, включающие в себя стоимость топлива для первичного заполнения резервуаров, стоимость газа и электроэнергии для подогрева и циркуляции мазута, производства СПГ и сжижения выпаров из емкостей хранения.

ВОЗМОЖНОСТЬ РЕАЛИЗАЦИИ СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА, ПРОИЗВОДИМОГО НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ ПАО “МОСЭНЕРГО”

Энерготехнологические комплексы по производству СПГ потенциально могут поставлять сжиженный газ, произведенный сверх нормативного запаса резервного топлива, на региональные рынки. Основными сферами применения СПГ на внутреннем рынке являются транспорт (автомобильный, железнодорожный, речной и морской) и системы автономного энергоснабжения [7]. Для малотоннажного производства СПГ ключевым фактором обеспечения рентабельности продаж, помимо эффективной технологии, является транспортное плечо доставки СПГ потребителю.

В отношении объектов производства, расположенных в Москве, являющейся крупнейшим мегаполисом и транспортным узлом России, в качестве основного варианта рассматривается реализация СПГ как моторного топлива в самой Москве и Московской обл. Перевод транспортных средств на газомоторное топливо – одно из приоритетных направлений развития транспорта, получающее значительную системную поддержку от государства. В настоящее время в рамках государственной программы “Развитие энергетики” реализуется подпрограмма “Развитие рынка газомоторного топлива”, предусматривающая:

увеличение объема потребления природного газа в качестве моторного топлива до 2720 млн м³ и количества стационарных объектов газозаправочной инфраструктуры до 1273 единиц по итогам 2024 г.;

увеличение численности транспортных средств и техники специального назначения, использующих газомоторное топливо, в том числе за счет произведенных транспортных средств, в которых применяется природный газ в качестве моторного топлива [8].

Для достижения этих целей государство субсидирует строительство заправочной инфраструктуры и перевод транспорта на газомоторное топливо.

Для развития внутреннего рынка газомоторного топлива в декабре 2012 г. по решению ПАО “Газпром” создано Общество с ограниченной ответственностью “Газпром газомоторное топливо”, в управлении которого в настоящее время находятся 252 стационарных газозаправочных объекта и 17 площадок с передвижными автогазозаправщиками (ПАГЗ) в 63 регионах России, комплексы сжижения природного газа в Калининграде и Петергофе, Московский газоперерабатывающий завод. Всего на территории России расположено 484 газозаправочных объекта, 329 из них принадлежат ПАО “Газпром”. Общая производительность газозаправочной сети компании составляет около 2.3 млрд м³/год.

Следует отметить, что, несмотря на общемировой тренд на стимулирование перехода на электротранспорт, автомобили на газомоторном топливе и соответствующая заправочная инфраструктура получают в России значимую и системную поддержку от государства, что позволяет им успешно конкурировать с электромобилями (в частности, за пределами мегаполисов).

Доступные на момент написания статьи данные Росстата [9–11] свидетельствуют об ускорении темпов прироста количества автомобильного транспорта на компримированном природном газе (КПГ) и пропан-бутане. В связи с тем что заправка КПГ возможна на криоАЗС с использованием газифицированного СПГ (как и заправка на одной АЗС КПГ + СПГ), далее приведены сравнительные данные только по приросту количества транспортных средств на КПГ по Москве и Московской обл. за 2018 г. по отношению к 2017 г., %:

Представленная динамика прироста свидетельствует об эффективности мер государственной поддержки программ перевода транспорта на природный газ. Однако серьезным сдерживающим фактором для их реализации является ограниченная сеть заправок. Согласно данным [12], в Москве и Московской обл. ПАО “Газпром” принадлежит шесть автомобильных газовых наполнительных компрессорных станций (АГНКС), еще 11 станций принадлежат другим компаниям, при этом только одна АГНКС-1 в п. Развилка (собственность Московского газоперерабатывающего завода) отпускает КПГ и СПГ. Проблемой для создания широкой сети АГНКС является подведение к заправке газопровода. В то же время уже освоена технология заправки автотранспорта КПГ, получаемым газификацией СПГ на криоАЗС, причем на таких АЗС может быть предусмотрена возможность отпуска как КПГ, так и СПГ.

Экономические оценки реализации СПГ, полученные на перспективных комплексах ПАО “Мосэнерго”, базируются на розничных ценах КПГ как наиболее распространенного метанового топлива на текущий момент. Розничная цена КПГ на АГНКС ПАО “Газпром” в Москве и Московской обл. по данным [12] составляет 17.3 руб/м³ (24.7 руб/кг), включая НДС, при этом стоимость СПГ, отпускаемого с АГНКС-1, равняется 26 руб/кг (данные на дату подготовки публикации).

Для оценки возможной цены оптовой поставки СПГ для криоАЗС за базу принята следующая структура цены (доля элемента стоимости) СПГ на выходе из типовой заправочной колонки АЗС-СПГ в США, %:

В соответствии с этим распределением можно предположить, что в условиях России розничная наценка может составить 32%. Таким образом, оптовая цена поставок СПГ для выполнения предварительных оценок экономической эффективности комплексов ПАО “Мосэнерго” может быть принята в размере 15.6 руб/кг СПГ с учетом доставки (на дату подготовки публикации). Указанная стоимость была использована при расчетах показателей, приведенных в табл. 5–7.

ВЫВОДЫ

1. Мировой опыт малотоннажного производства сжиженного природного газа подтвердил свою эффективность в США, Китае и других странах.

2. Для крупных станций ПАО “Мосэнерго”, таких как ТЭЦ-21, ТЭЦ-22, при давлении сетевого газа на входе в газораспределительный пункт 1.0–1.2 МПа может быть реализована энергоэффективная схема комплекса по производству, хранению и регазификации СПГ исключительно за счет избыточного давления сетевого газа и низкопотенциальной тепловой энергии системы оборотного водоснабжения.

3. Проект комплекса на ТЭЦ-21 ПАО “Мосэнерго”, обеспечивающего реализацию СПГ как товарного продукта, хранение его в объеме ННЗТ и регазификацию с обеспечением максимальной проектной мощности подачи резервного топлива, предусматривает капитальные затраты 5.60–6.95 млрд руб. в зависимости от выбранной производительности комплекса.

4. Срок окупаемости затрат на товарное производство СПГ без топливного резервирования в условиях ТЭЦ-21 составляет 5–6 лет в зависимости от выбранной производительности комплекса.

5. Строительство на ТЭЦ-22 ПАО “Мосэнерго” комплекса, обеспечивающего реализацию СПГ как товарного продукта, его хранение в объеме общего нормативного запаса топлива и регазификацию с обеспечением максимальной проектной мощности подачи резервного топлива, потребует капитальных затрат в размере 7.6–8.8 млрд руб. в зависимости от выбранной производительности комплекса при проектных затратах на мазутное хозяйство аналогичной мощности 8.7 млрд руб. Для этого варианта совокупный экономический эффект от перехода на СПГ в течение 10 лет может составить 3.9–5.4 млрд руб. в постоянных ценах.

6. Дополнительным преимуществом использования СПГ в качестве резервного топлива является уменьшение выбросов в окружающую среду вредных веществ, а также снижение “углеродного следа” электростанций. Влияние этих экологических показателей на финансовые результаты деятельности энергетических компаний может радикально вырасти в случае реализации в той или иной форме идеи “углеродного налога”.

7. Результаты исследований свидетельствуют о целесообразности дальнейших разработок в направлении интеграции энерготехнологических СПГ-комплексов в технологический процесс на ТЭЦ ПАО “Мосэнерго”.