Малая энергетика

     Рассмотрим  возможности и перспективы использования  энергетических установок (ЭУ) различного вида, а также современное состояние малой энергетики, её характерные проблемы и возможности в обеспечении надежности электроснабжения и ЭБ.

     3.1 Зоны децентрализованного энергоснабжения

 

     В зонах децентрализованного энергоснабжения  роль малой энергетики в обеспечении  ЭБ является определяющей. Рабочие (постояннодействующие) электростанции малой мощности обеспечивают постоянное электроснабжение объектов, размещенных в регионах, где отсутствуют  централизованные системы электроснабжения, или удаленных от этих систем на такое расстояние, что строительство  линий электропередачи экономически менее эффективно, чем создание рабочей  электростанции. Рабочие электростанции должны обеспечивать потребности объектов в энергии в полном объеме в  режиме нормального функционирования и в минимально гарантированном  объеме в критических и чрезвычайных ситуациях.

     Для таких объектов все аспекты обеспечения  ЭБ (наличие на рынке, цена, качество, способ транспортировки, создание запасов  топлива; технико-экономические характеристики, ресурс, состояние энергетического  оборудования, возможность его замены и модернизации и т.п.) имеют значение не меньшее, чем для объектов большой  энергетики. Рабочие электростанции являются, как правило, стационарными  и, прежде всего, должны по возможности удовлетворять требованиям большого срока службы и малой удельной стоимости вырабатываемой электроэнергии. Однако рабочие электростанции малой энергетики по этим показателям, конечно, уступают крупным электростанциям централизованных систем электроснабжения.

     3.2 Дизельные электростанции

 

     Сегодня в малой электроэнергетике преобладающими являются дизельные электростанции (ДЭС). Широкое применение ДЭС определяется рядом их важных их преимуществ перед другими типами электростанций:

• высокий КПД (до 0,35–0,4) и, следовательно, малый удельный расход топлива (240–260 г/кВт·ч);
• быстрота пуска (единицы-десятки секунд), полная автоматизация всех технологических процессов, возможность длительной работы без технического обслуживания (до 250 часов и более);
• малый удельный расход воды (или воздуха) для охлаждения двигателей;
• компактность, простота вспомогательных систем и технологического процесса, позволяющие обходиться минимальным количеством обслуживающего персонала;
• малая потребность в строительных объемах (1,5–2 м3/кВт), быстрота строительства зданий станции и монтажа оборудования (степень заводской готовности 0,8–0,85);
• возможность блочно-модульного исполнения электростанций, сводящая к минимуму строительные работы на месте применения.

     Главными  недостатками ДЭС являются высокая  стоимость топлива и ограниченный по сравнению с электростанциями централизованных систем срок службы (ресурс).

     Промышленность  предлагает широкий выбор ДЭУ  во всем необходимом диапазоне мощностей  и исполнений. Однако следует отметить, что российские установки существенно  уступают лучшим зарубежным образцам этой техники, прежде всего, по массогабаритным показателям, характеристикам шумности и экологическим показателям. Кроме того, например, ДЭУ на базе дизельного двигателя фирмы «Waukesha» P9390G при номинальной мощности 800 кВт имеет удельный расход топлива 0,215 кг/кВт ч и ресурс до капитального ремонта 180 000 ч.

     Все ДЭС мощностного ряда от 315 до 2500 кВт имеют относительно высокие  значения моторесурса (32000–100000 часов) и высокие показатели топливной  экономичности (значения коэффициента использования топлива 0,33–0,4). Стоимость  электроэнергии, вырабатываемой ДЭС, составляет 0,16–0,25 у.е. /кВт·ч, а стоимость 1 кВт  установленной мощности – порядка 165–200 у. е. В стоимости электроэнергии доля топливной составляющей (для  работы на дизельном топливе) доходит  до 80–85%. Дизельные электротепловые  станции

     Большое распространение получают рабочие  дизельные электротепловые станции (ДЭТС), обеспечивающие комбинированную  выработку электрической и тепловой энергии за счет комплексной утилизации тепловых потерь. На таких электротепловых  станциях в выхлопной тракт дизеля включаются пассивные или активные котлы-утилизаторы, в которых тепло горячих газов передается воде системы теплоснабжения объекта. В тепловую схему ДЭТС могут включаться также тепловые насосы для повышения температурного уровня охлаждающей дизель воды до уровня, на котором возможно ее использование в системе теплоснабжения. Проведенные исследования показали, что применение ДЭТС особенно эффективно для небольших объектов с потребляемой электрической мощностью до нескольких тысяч киловатт и относительно ограниченным теплопотреблением при соотношении между тепловой и электрической нагрузкой от 1,0 до 4,0. Коэффициент использования топлива при раздельном получении электроэнергии от ДЭС и тепла от котельной на таких объектах находится в пределах 0,45–0,65. Применение ДЭТС увеличивает этот коэффициент до 0,8–0,85.

     3.3 Газодизельные и газопоршневые электростанции

 

     В последнее время всё большее  внимание во всем мире, уделяется газодизельным (ГДЭС) и газопоршневым (ГПЭС) электростанциям, использующим в качестве топлива  природный газ. При современных  отпускных ценах на дизельное  топливо и природный газ топливная  составляющая стоимости электроэнергии для газодизельных электростанций в несколько раз меньше, чем  у обычных ДЭС. Наряду с высокой  экономичностью ГДЭС и ГПЭС обладают хорошими экологическими характеристиками, поскольку состав выхлопных газов  у них отвечает самым строгим  мировым экологическим стандартам. При использовании газа значительно  увеличивается и ресурс собственно дизельного агрегата.

     Применение  ГДЭС и ГПЭС целесообразно в зонах, имеющих систему газоснабжения. В этих условиях по стоимости электроэнергии они могут конкурировать с  системами централизованного электроснабжения, использующими мощные традиционные электростанции, а по срокам окупаемости  капиталовложений существенно опережать  их. В зонах без систем газоснабжения  возможно применение ГДЭС и ГПЭС, использующих привозной сжиженный природный  газ. Однако экономическая сторона  этого варианта их применения требует  дополнительного анализа.

     В основном, налаживается серийное производство электростанций мощностного ряда от 100 до 2500 кВт на базе ПДВС, работающих по газовому и газодизельному циклам. При этом все электростанции, за исключением 100 и 200 кВт, имеют относительно высокие показатели по ресурсу и топливной экономичности. Стоимость электроэнергии, вырабатываемой такими станциями, снижается за счет топливной составляющей до 0,016–0,03 у. е./кВт ч, а стоимость установленной мощности повышается примерно в 1,5 раза по сравнению с ДЭС.

     3.4 Мини-ТЭЦ

 

     Эффективность мини-ТЭЦ достаточно высока. Так, для  мини-ТЭЦ с электрической мощностью 100 кВт и тепловой мощностью 120 кВт  себестоимость электрической энергии  составляет 6 руб./кВт·ч, а полной энергии (электрической и тепловой)– 0,08 у. е./кВт·ч. Срок окупаемости мини-ТЭЦ  составляет 2,2 года. Для сравнения: мини-ТЭЦ  на базе газопоршневого двигателя фирмы  «Deutz» TCG2016V12 при номинальной электрической  мощности 580 кВт и тепловой 556 кВт  имеет удельный расход газа с теплотворностью 33520 кДж/нм3 – 0,26 нм3/кВт•ч, коэффициент  использования топлива 0,8 и ресурс до капитального ремонта 64000 ч.

     В среднем стоимость энергии для  мини-ТЭЦ, работающих на дизельном топливе, составляет 0,1–0,11 у. е./кВт·ч, а на газовом  топливе – 0,013–0,02 у. е. /кВт·ч. Стоимость  установленной мощности для таких  станций порядка 500–660 у. е./кВт.

     3.5 Газотурбинные электроустановки

 

     Пока  еще относительно скромное применение в малой энергетике находят газотурбинные  электроустановки (ГТУ), которые обладают исключительно высокими массогабаритными показателями даже по сравнению с  ДЭУ кратковременного использования. Их удельная массовая мощность составляет 0,11–0,14 кВт/кг, в то время как для  ДЭУ этот показатель лежит в пределах 0,03–0,05 кВт/кг. Однако эти установки  имеют по сравнению с ДЭУ меньший  КПД (порядка 0,25–0,29), увеличенный расход топлива, требуют большого количества воздуха для охлаждения, обладают высокой шумностью. Поэтому ГТУ  используются главным образом на передвижных резервных и автономных электростанциях.

     3.6 Мини-ГЭС

 

     В настоящее время признанных единых критериев причисления ГЭС к  категории малых гидростанций не существует. У нас принято считать  малыми гидростанции мощностью от 0,1 до 30 МВт, при этом введено ограничение по диаметру рабочего колеса гидротурбины до 2 м и по единичной мощности гидроагрегата — до 10 МВт. ГЭС установленной мощностью менее ОД МВт выделены в категории микро-ГЭС.

     Малая гидроэнергетика в мире в настоящее  время переживает третий виток в истории своего развития. Строительство первых ГЭС началось еще в прошлом веке, когда они предназначались для энергоснабжения отдельных заводов и поселков. Затем темпы их строительства замедлились из-за конкуренции небольших тепловых электростанций. Второй этап массового строительства Малых ГЭС пришелся на конец 40-х — начало 50-х гг., когда тысячи малых гидростанций строились колхозами, совхозами, предприятиями и государством. В 80—70-х гг. сотни и тысячи малых ГЭС были выведены из эксплуатации либо законсервированы, либо ликвидированы из-за быстрого развития большой энергетики на базе крупных тепловых гидравлических и атомных станций.

     На  третьем витке возрождение малых  ГЭС, естественно, происходит на новом  техническом уровне основного энергетического оборудования, степени автоматизации и компьютеризации.

     Согласно  водноэнергетическому кадастру 1960 г. потенциальная мощность рек Беларуси, подсчитанная на основании данных об их падении и водоносности, составляет 855 МВт или 7,5 млрд. кВт ч в год. Технически возможные к использованию гидроэнергоресурсы оцениваются в 3 млрд. кВт ч в год.

     Освоение  гидроэнергетического потенциала Беларуси получило существенное развитие в 1950-е гг. за счет строительства малых гидроэлектростанций, в числе которых в 1954 г. введена в эксплуатацию крупнейшая из них, ныне действующая Осиповичская ГЭС на р. Свислочь мощностью 2250 кВт. Всего в республике в начале 60-х гг. действовало 179 ГЭС общей установленной мощностью 21 тыс. кВт с годовой выработкой электроэнергии в средний по водности год 88 млн. кВт ч.

     Однако  дальнейшее проектирование и строительство  ГЭС в условиях Беларуси было свернуто в конце 50-х гг., к чему в основном побудили представившиеся возможности  электроснабжения сельского хозяйства путем подключения сельских потребителей к государственным энергосистемам., Большинство из построенных ГЭС затем были выведены из эксплуатации, поскольку характеризовались относительно высокой себёстоимостью вырабатываемой ими, электроэнергии, что обычно присуще мелким энергообъектам. Оставшиеся к началу 90-х гг. 6 ГЭС вырабатывали 18,6 млн. кВт ч в год. Имеется возможность дальнейшего освоения потенциала малых рек за счет восстановления ранее действующих ГЭС, строительства новых малых ГЭС без дополнительного затопления земельных угодий и за счет освоения промышленных водосбросов.

     В настоящее время начато восстановление и строительство малых мини-ГЭС. В течение 1991—1994 гг. было восстановлено 4 ГЭС:

     Добромысленская (Витебская обл.) — 200 кВт;

     Гонолес (Минская обл.) — 250 кВт;

     Войтовщизненская (Гродненская обл.) — 150 кВт;

     Жемыславльская (Гродненская обл.) — 160 кВт.

     В Беларуси технически возможно и экономически целесообразно восстановить и соорудить  новые ГЭС общей электрической  мощностью 100—120 МВт, что эквивалентно ежегодной выработке электроэнергии 300—360 млн. кВт ч или ежегодной экономии 100 тыс. т. у. т.

     Кроме того, можно использовать гидроэнергетический  потенциал существующих на малых  реках водохранилищ неэнергетического  назначения путем пристройки к ним  ГЭС общей установленной мощностью 6 тыс. кВт с годовой выработкой электроэнергии 21 млн. кВт ч.

     В планах энергетиков — строительство  каскада гидроэлектростанций на Западной Двине. Начато строительство  первой из них мощностью 29 МВт. Запланированы  две ГЭС на Немане мощностью 45 МВт, однако сроки строительства пока не определены.

     Завершена разработка проекта по сооружению каскада  малых ГЭС на реке Котра, что неподалеку от Гродно. На каждой из них намечено установить по 4 турбины мощностью 50 кВт каждая. За последние годы на Гродненщине, которая, кстати, лишь на 30 % обеспечивается собственной электроэнергией, сооружены три малые ГЭС. Еще несколько из числа ранее действовавших восстановлены. В настоящее время реконструируются еще две, на очереди — строительство так называемой испытательной ГЭС, которая разместится на приграничном Августовском канале и будет использоваться для обучения обслуживающего персонала станций и проверки новых технологий, различных типов и модификаций гидротехнического оборудования. По оценке специалистов, за счет малых ГЭС только на Гродненщине можно получать ежегодно несколько десятков миллионов киловатт-часов электроэнергии. Здесь разработана программа развития малой и нетрадиционной энергетики, которая рассчитана до 2010 г. Предусмотрено сооружение более двух десятков малых ГЭС на реках и водохранилищах, а также свыше 10 ветроэнергетических установок.

     В настоящее время в Беларуси общая  мощность 11 малых ГЭС составляет около 7 тыс. кВт, или 0,8 % ее возможных  к техническому использованию гидроэнергоресурсов. Для сравнения: в Китае их освоено 12 %.