Наместо тоа, единствено брзо и исплатливо решение претставува итна набавка, релокација и ревитализација на една половна гасна електрична централа со остаточен век од најмалку 50.000 часови и нејзино поврзување преку разменувач на топлина (парогенератор) со постоечкиот 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 термоелектрана 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 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 2 години би го премостиле периодот за премин кон обновливи извори и би добиле практично нова централа сé до напуштањето на гасот, околу 2050 година.

2. Драстично зголемување на ефикасноста, при што од сегашната ефикасност на мазутната централа од околу 35% би достигнале комбинирана ефикасност од 50–55% кај гасно-парната централа.

Tоа значи околу 60% 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% 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 постоечката инфраструктура.

Во ТЕ Неготино веќе постојат парна турбина и кондензатор, ладилни системи (вода за ладење, пумпи), електричен генератор и мрежна поврзаност (трансформатори, далекуводи), локација, дозволи и простор.

Ова значи значително пониска цена од нова градба од нула, а освен тоа би ја „оживеале“ централата во Неготино, којашто моментално стои како бескорисен споменик на едно одамна поминато време.

7. Можност за брза реализација. Релокација на половна гасна централа и поврзување со постоечкиот парен дел може да се изведе во рок од 12–18 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), 5 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 излезна 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 би бил полесно одобрен, за разлика од кредитот за отворање на 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 потребно е 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 часови 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 (нпр. 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 преку 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 часови

- Главен сервис на секои ~25.000 часови.

- Ревитализација по 100.000–125.000 часови (или 15 години).

- Подобрувања по ревитализацијата: до 3% повисока ефикасност и 10–15% 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 без дополнително гориво.

За адаптација на комбиниран циклус е потребно следното.

Блок-шема на гасно-парна електрична централа во комбиниран Брајтон-Ранкинов циклус (CCGT)

1. Инсталација на HRSG (Heat Recovery Steam Generator)

Ова е топлоизменувач, односно еден вид котел-парогенератор кој 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% 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 SCADA систем со заедничка логика за управување.

Во случајот на ТЕ Неготино, кон новонабавената гасна турбина потребно е само додавање на топлоизменувач (HSRG) и нова автоматика, бидејќи парната турбина, генераторот и системот за ладење веќе ги имаме.

Можно е дури искористување и на дел од постоечкиот котел на мазут, односно неговиот заден дел, конвекциската зона и економајзерот, додека ложиштето и радијационата 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 постоечкиот котел на мазут да остане како резерва, доколку еден ден треба да се користи мазут.

Колкава моќност треба да имаат половните гасни турбини што треба да се набават?

Во нашата конфигурација би било потребно:

- 2 × гасни турбини од по 180 MW = 360 MW

- Парна турбина = 180–200 MW

При конвенционален CCGT со 360 MW гасни турбини, се добива околу 180 MW електрична моќност од парниот дел. Ние веќе ја имаме таа парна турбина во Неготино.

Значи, ако се додадат HRSG парогенератори зад двете гасни турбини, може директно да се искористи постоечката парна турбина, и централата да стане комбинирана, со вкупна моќност од околу 540 MW, и ефикасност над 50%, па дури и повеќе (споредено со 35% кај мазутниот систем).

Колку би чинеле HRSG топлоизменувачите-парогенератори?

Цената на еден HRSG (Heat Recovery Steam Generator) за турбина од 180 MW варира, но генерално е во рамките на 15–25 милиони евра по HRSG, во зависност од тоа:

- Дали е со или без дополнително согорување (duct firing),

- Сложеноста на дизајнот (едно, два или три нивоа на притисок),

- Вклучената опрема (економајзер, прегревач, ре-прегревач, bypass stack),

- Локалните градежни и транспортни трошоци,

- Дали е turn-key (клуч на рака) проект или само испорака на опрема.

Во случајот со Неготино, за двата парогенератори би требало да се плати 30-50 милиони евра, за инсталација и градежни работи 7-15 милиони евра (25-30% од цената на опремата) и за автоматизација и поврзување уште 2-4 милиони евра. Вкупно за нив би биле потребни 40-65 милиони евра. Ако постоечката парна турбина може да се искористи без многу модификации, тоа би ни заштедело неколку милиони евра. Цените зависат и од регионот (ЕУ, Балкан, Азија) и конкуренцијата меѓу понудувачите (GE, Siemens, Doosan, Mitsubishi, итн.).

 

III Колку се исплати адаптацијата на затворен гасно-парен циклус (CCGT)?

Во нашиот случај времето за враќање на инвестицијата би било прилично кратко бидејќи постои стара термоцентрала со парен дел, а гасните турбини ќе се купат како половни, со евентуална ревитализација. Најскап би бил HRSG парогенераторот, но многу веројатно е дека за 2-3 години би се вратила инвестицијата, што би зависило од бројот на работни часови во годината, цената на електричната енергија и цената на горивото.

Поради постоењето на парна турбина и инфраструктура нема потреба од нова парна турбина (се заштедуваат барем 50 милиони евра). Веќе постојат системите за вода, кондензат, хемиска подготовка и пумпите. Зградите, каблите, генераторите и трансформаторите постојат и целосно се употребливи.

Ова ги намалува трошоците на половина во споредба со целосно нова CCGT централа.

- Купување на половни гасни турбини со ревитализација.

Половна турбина (на пример GE Frame 9E или Siemens V94.2) може да се набави за 5–15 милиони €, наместо нови по 25–30 милиони. Ревитализацијаta (ремонт + инспекција + прилагодување) чини дополнителни 2–5 милиони евра по турбина.

Вкупно: 2 × (10 + 4) = 28 милиони евра за двете половни гасни турбини, наместо најмалку 50–60 милиони евра за нови.

Клучен предуслов за адаптација е добра екипа за проектирање и монтажа, со искуство во CCGT конверзии.

Вкупната цена на адатацијата (40-65 милиони евра за парогенераторите и 20-35 милиони евра за гасните централи) може да изнесува од 70 до 100 милиони евра. Во секој случај многу помалку отколку за рудник за јаглен што би го отворила државцата, што би работел само 4 години и каде би профитирале само приватните компании, сично како сега во рудникот Брод-Гнеотино.

 

Заклучок

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 HRSG парогенераторот и негова адаптација. Поврат на инвестицијата може да се постигне за 2–3 години или побрзо, зависно 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.

 

IV. Причини зошто половната гасна централа е поразумно решение отколку нов рудник за јаглен

• Зелената транзиција и климатски обврски

Македонија веќе се обврзала на значително намалување на емисиите на CO₂, а јагленот е еден од најголемите извори на стакленички гасови. Нов рудник и нови производни капацитети на јаглен би значеле ОГРОМНИ ТРОШОЦИ за исполнување на еколошките стандарди.

• Флексибилност и брзо пуштање во работа

Половните гасни централи, особено ако се релоцираат и интегрираат во постоечката инфраструктура, како што е термоцентралата на мазут во Неготино, можат да се стават во функција МНОГУ ПОБРЗО од изградба на нови рудници и термоцентрали.

• Помали емисии и подобра ефикасност

Гасните централи, особено со комбиниран циклус, имаат значително помала емисија на CO₂ и други загадувачи во споредба со јагленот.

• Исплатливост и искористување на постоечката инфраструктура

Во ТЕ Неготино веќе има парна турбина, генератор и други инфраструктурни капацитети кои може да се искористат со адаптација, односно додавање на HRSG топлоизменувач и гасна турбина.

• Преодно решение до обновливите извори

Гасот ќе може да ни служи како помошна, односно привремена и преодна технологија додека ги изградиме обновливите извори (сонце и ветер), овозможувајќи стабилност на мрежата.

V. Чекори за имплементација и времетраење на фазите за адаптација на комбиниран циклус

1. Релокација и ревитализација на половна гасна турбина

- Дијагностика и пред-ревизија: 1-2 месеци

- Демонтажа на турбината од старата локација: 1 месец

- Транспорт: 1 месец (зависно од растојанието и логистиката)

- Ревитализација (ремонт, замена на делови и тестирање): 3-5 месеци

Вкупно за релокација и ревитализација: 6-9 месеци

2. Адаптација на парниот котел во Неготино и инсталација на HRSG парогенераторот

- Детално проектирање и инженеринг: 1-2 месеци

- Изработка и набавка на разменувач на топлина (HRSG) и други компоненти: 3-6 месеци

- Монтажа и интеграција со парниот дел: 2-3 месеци

Вкупно за HRSG адаптација: 6-9 месеци

3. Поврзување и интеграција со парната турбина и автоматизација

- Инсталација на системи за управување и автоматизација: 1-2 месеци

- Тестирање и пуштање во работа: 1-2 месеци

Вкупно за интеграција: 2-4 месеци

Вкупното времетраење на проектот, доколку делови од проектот се изведуваат паралелно, реалистично е да се очекува да изнесува 12-18 месеци за комплетна реализација. За споредба, за толку кратко време не можат ни да се инсталираат рударските машини во рудникот „Живојно“, не сметајќи уште 3 години за ископ на јаловина (откривка), додека се дојде до првите слоеви јаглен за експлоатација.

Додека тече процесот за релокација и ревитализација на гасните турбини, истовремено би се одвивал и процесот за изработка на HRSG парогенераторот, што би траел 3-6 месеци од порачка до испорака.

VI. Каде и какви половни гасни гасни централи би можеле да набавиме?

Половни турбини можеме да набавиме од повеќе извори:

- Од затворање на постари електрани (особено во Германија, Италија, Франција);

- Од репауеринг, односно заменување на стари турбини со понови, поефикасни модели;

- Проекти што не се реализирале или се откажале;

- Поради банкротирање на постоечки гасни централи

- Турбини од индустриски процеси (рафинерии и хемиски погони).

Главни играчи на пазарот се:

- Специјализирани фирми како: Power Asset Recovery, EuroGas Turbines, TurbineAero, APG Power, EthosEnergy

- Технолошки партнери за ремонт, логистика и инсталација

- Компании за ревитализација (GE, Siemens, Mitsubishi)

Постојат достапни половни гасни централи со моќност околу 180-200 MW кои вклучуваат целосна опрема како што се гасна турбина, генератор, редуктор, трансформатор и автоматизација. Цените варираат во зависност од состојбата, староста и конфигурацијата на централата. (извор: https://www.industrialmarinepower.com/general-electric.../ )

Да разгледаме неколку конкретни примери

1. GE Frame 9E – 185 MW

- Моќност: 185 MW

- Година на производство: 2009

- Работни часови: 56,500

- Цена: 6.300.000 USD

- Локација: Јужна Кореја

Опис: Турбината е опремена со Speedtronic Mark VIe управувачки систем и има историја на редовно одржување, вклучувајќи голем ремонт во 2015 година. Најповолна цена, но со поголем број на работни часови. Потребна е детална проверка на состојбата.

2. Siemens V94.2 – 220 MW

- Моќност: 220 MW

- Година на производство: 2000

- Работни часови: 10,000

- Цена: 17.250.000 USD

- Локација: Блискиот Исток

Опис: Турбината е во одлична состојба и е дел од комбиниран циклус со парна турбина. Помалку работни часови и во добра состојба, но по повисока цена.

3. Alstom GT13E2 – 228 MW

- Моќност: 228 MW

- Година на производство: 2004

- Работни часови: 3,000

- Цена: 11,500,000 USD

- Локација: Индија

Опис: Турбината е многу малку употребувана и е во одлична состојба. Најмалку користена и по поволна цена, но локацијата во Индија може да влијае на трошоците за транспорт.

 

VII. Следни чекори

Чекор 1: Детална студија на изводливост

- Анализа на техничката компатибилност помеѓу половните гасни турбини и парниот котел во Неготино.

- Проценка на потребните инвестиции за ревитализација и адаптација на системот.

- Економска анализа на повратот на инвестицијата и оперативните трошоци.

Чекор 2: Пребарување и преговори за половна гасна централа

- Пребарување на понуди за половни гасни турбини и целосни пакети.

- Контактирање продавачи, барање техничка документација и гаранции.

- Организирање посети или онлајн прегледи на понудената опрема.

Чекор 3: Проектирање и адаптација на инфраструктурата

- Технички дизајн за адаптација на парогенераторот (HRSG) и поврзување со двете гасните турбини и парната турбина.

- Проектирање на системите за автоматизација, управување и безбедност.

Чекор 4: Финансирање и одобрување

- Подготовка на бизнис план и барање финансиски средства (сопствени инвестиции, кредити, евентуално грантови).

- Пристап кон релевантни државни институции и агенции за енергетика и екологија за добивање дозволи.

Чекор 5: Инсталација, тестирање и пуштање во работа

- Логистика за транспорт и инсталација на половната опрема.

- Тестирање на интегрираниот систем и финална ревизија.

- Обука на персоналот и стартување на производството на електрична енергија.

 

Совет

- Пред да ја купиме гасната централа, треба да ги анализираме остаточниот работен век, достапноста на резервни делови и можноста за прилагодување на горивото (CNG, LNG, евентуално водород 10–20%).

- Да не купуваме самостојно опрема од централа во стечај и ликвидација — многу подобро и помалку ризично е преку фирма која гарантира проверка и ревитализација.

Дали сме спремни за брзо (за само 18 месеци), евтино (само стотина милиони евра за 540 MW), домаќинско, еколошко и среднорочно (20-25 години) одржливо решение или како држава ќе ги фрлиме истите пари за отворање на рудникот „Живојно“, каде потоа повторно би профитирале приватни компании за ископување, како досега во рудникот Брод-Гнеотино? Згора на сé би чекале 4 години до почетокот на експлоатацијата, дотогаш би продолжиле да увезуваме грчки јаглен, а после сé би го експлоатирале само 4 години и никогаш не би го отплатиле. Во меѓувреме би се труеле, би плаќале јаглеродни царини и пенали, не би имале гасна централа, а ТЕ Неготино би останала бескорисен споменик. Дали конечно ќе покажеме малку разум?