Развитие малой энергетики как элемент стратегической программы и энергосберегающей политики России

РАЗВИТИЕ  МАЛОЙ ЭНЕРГЕТИКИ КАК ЭЛЕМЕНТ  СТРАТЕГИЧЕСКОЙ ПРОГРАММЫ И ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩЕЙ  ПОЛИТИКИ РОССИИ

    Проанализировано  современное состояние  и тенденции развития отечественной энергетики. Сделано сравнение  технико-экономических  показателей различных  когенерационных установок малой мощности, создаваемых на базе действующих котельных. Рассмотрена целесообразность применения конкретных технических решений при модернизации энергетического оборудования.

    Энергетическая  безопасность - состояние гарантированной  защищенности страны, ее граждан, общества, экономики от угрозы дефицита в обеспечении экономически доступными и нормативно необходимыми энергоресурсами приемлемого качества в нормальных и чрезвычайных обстоятельствах . Эффективная и надежная работа энергогенерирующих объектов - важнейший критерий высокого уровня благосостояния общества. Для поддержания ежегодного темпа роста ВВП в России на уровне 6-7% производство электроэнергии к 2010 г. должно увеличиться в 1,34 раза по сравнению с 2000 г. и составлять ~1180 млрд. кВт • ч, что в свою очередь требует ежегодного объема технического перевооружения в энергетике на уровне 4000-6000 МВт. В настоящее время не обеспечивается даже поддержание воспроизводства основных фондов, в результате чего старение энергетических мощностей достигло критического уровня в 50%, что ставит энергетическую безопасность государства под угрозу. В ближайшие годы страна рискует столкнуться с общим дефицитом энергетических мощностей.

    Ситуация  в Северо-Западном регионе

    Установленная мощность электростанций ОЭС Северо-Запада в настоящее время составляет около 19800 МВт, причем собственный максимум нагрузки в 2004 г. составил 12500 МВт. Модернизация действующих электростанций, демонтаж устаревшего оборудования и строительство новых генерирующих мощностей в ОЭС Северо-Запада ведутся низкими темпами. Так за период 1998-2002 гг. демонтаж устаревшего оборудования составил 80 МВт, вводы мощности на электростанциях (на ТЭС) -641 МВт (~0.8% установленной мощности в год), что существенно ниже необходимого уровня их обновления и темпов роста электропотребления в энергообъединении.

    По  прогнозам в оптимистическом  варианте развития ОЭС Северо-Запада темпы роста электропотребления в период до 2015 г. будут составлять в среднем ~2,2% в год. Прирост максимума  нагрузки ОЭС Северо-Запада за этот период составит 3300 МВт и достигнет 17500 МВт, электропотребление увеличится на ~23 млрд. кВт • ч и достигнет с учетом экспорта (9,5 млрд. кВт • ч) - 108 млрд. кВтч.При обеспечении фактического резерва мощности 3000 МВт (~17% максимума нагрузки), разрывов и недоиспользования мощности в размере 1100 МВт для покрытия нагрузки в ОЭС Северо-Запада необходимо иметь установленную мощность ~21600 МВт.

По условию  состояния оборудования электростанций к 2015 г. в ОЭС Северо-Запада необходимо произвести демонтаж оборудования ТЭС, не подлежащего продлению ресурса в размере ~1500 МВт (~15% установленной мощности ТЭС). Для обеспечения самобалансирования ОЭС Северо-Запада на уровне 2015 г. с учетом необходимых резервов и компенсации выбывающего оборудования на ТЭС в период 2005-2015 гг. необходимо ввести генерирующую мощность в размере 3200 МВт.

    По  состоянию имеющихся заделов  на электростанциях в настоящее  время реальная перспектива ввода  новых мощностей к 2015 г. может  быть оценена как 955 МВт. С учетом необходимого ввода мощностей и подтвержденного их нового строительства ожидаемый дефицит мощности в ОЭС Северо-Запада в 2015 г. составит 2245 МВт.

    Динамика  потребления и выбытия энергетических мощностей на примере Санкт-Петербурга по оценкам ОАО "Ленэнерго" показана на рис. 1.

    Ввод  источников энергии  малой мощности (ИЭММ)

    Сложившаяся ситуация обуславливает существенные изменения структуры мощностей  и типов электростанций. Предполагается, что во вводах мощностей ТЭЦ в  ближайшие 10-15 лет важную роль будут  играть малые высокоэффективные  энергогенерирующие установки. По прогнозам ИНЭИ РАН их доля составит от 35 до 55% в общей мощности всех сооружаемых на территории России электростанций в 2005-2015 гг.

    При этом выбор тепловых схем и состава  оборудования для ИЭММ в большой  сте¬\пени определяется не термодинамическим  анализом, а экономическими показателя¬\ми, обусловленными капитальными вложениями, графиками нагрузок, характеристи¬\ками оборудования на переменных нагрузках и др.

Актуальным  направлением в современной энергетике является надстройка генерирующих мощностей  на действующих производственных и отопительных котельных и их перевод на когенерацию. Это не только элемент стратегической программы, но и осуществление энергосберегающей политики, так как электрическая энергия в данном случае будет вырабатываться только на тепловом потреблении без потерь в холодном источнике, что увеличит коэффициент полезного использования топлива в среднем на 10-15%.

    Целесообразность  реконструкций можно обосновать по приведенным ниже положениям. В  состав оборудования котельных входит вспомогательное оборудование, требующее питания электрической энергией: это тягодутьевые и питательные устройства, оборудование водоподготовки, топливоподачи, контрольно-измерительные приборы и системы автоматики. Очевидно, что для их надежного функциониро вания необходимо обеспечение собственных нужд котельной электрической энергией, т.е. работа котельной находится в непосредственной зависимости от бесперебойности электроснабжения.

    Очевидно, что обесточивание котельных  вызовет не только перебои в выработке  тепловой энергии для гражданского населения или производственного потребителя, но и расхолаживание систем, выход из строя дорогостоящего технологического оборудования. Поэтому обеспечение стабильного электроснабжения производственных и отопительных котельных - важная технико-экономическая задача. Наличие резервного источника требуется и по существующим строительным нормам и правилам. Процитируем СНИПII-35-76. "Котельные установки": "6.1. установка водогрейных котлов производительностью более 10 Гкал/ч допускается только при условии, если котельная обеспечена двумя независимыми источниками питания электроэнергией".

    Какие это независимые источники? Оптимальный  вариант: энергосистема и автономная энергоустановка. Собственными источниками  электроэнергии на котельной могут стать: паротурбогенератор, газопоршневая или газотурбинная установки, дизель-генератор. В каждом конкретном случае должна быть выбрана та установка, которая наиболее подходит по техническим условиям эксплуатации котельной.

    Варианты  перевода котельных  на когенерацию

    При надстройке котельной электрогенерирующими мощностями можно говорить о ее переводе на когенерацию, т.е. на комбинированную  выработку тепловой и электрической  энергии. Сравнительные технико-экономические  показатели вариантов перевода котельных на когенерацию с надстройкой электрогенерирующими установками мощностью от 0,5 до 10 МВт приведены в таблице.

    Паровые противодавленческие турбины - наиболее дешевый и экономичный вариант  для осуществления когенерации  в котельной. В этом случае минимальные удельные капитальные затраты и наименьший расход условного топлива на выработку 1 кВт • ч электрической энергии (150-160 г/кВт • ч). Установка турбин типа Р целесообразна в тех котельных, где вырабатываемый пар с давлением 1,4 МПа бесполезно дросселируется до давления 0,12 МПа в редукционных устройствах. При расширении в противодавленческой паровой турбине насыщенного пара расходом 50 т/ч от давления 1,4 до 0,12 МПа можно получить 4 МВт электроэнергии.

    Согласно  расчетным и опытным данным, потребление  газа на такой мини-ТЭЦ возрастет в сравнении с обычным режимом работы котельной на ~7-10%. Себестоимость производимой электроэнергии составит не более 30-40 коп./кВт • ч, при сохранении себестоимости тепла на прежнем уровне. Удельные затраты на реконструкцию котельной - 250-400 долл./кВт. Срок окупаемости проекта реконструкции котельной в мини-ТЭЦ составляет два-четыре года, новой мини-ТЭЦ - пять-восемь лет.

    Газопоршневые установки (ГПУ) - двигатели, работающие на газовом топливе. Их более целесообразно  использовать для постоянной работы, чем двигатели внутренне го сгорания (ДВС) (меньше себестоимость вырабатываемой энергии, при работе в качестве резервного источника медленно набирают нагрузку). По сравнению с газотурбинными установками (ГТУ) - имеют больший КПД (у ГТУ 21-34%, у ГПУ 36-45%); КПД ГПУ практически не зависит от температуры окружающей среды. При установке ГПУ используется газ среднего давления и поэтому не требуется дожимающего компрессора, как в случае с ГТУ (дополнительные затраты). Наиболее эффективны ГПУ до 1-2 МВт, поэтому для промышленных предприятий с большим потреблением электроэнергии целесообразна установка ГТУ.

    Касательно  ДВС необходимо отметить, что их работа требует больших денежных затрат на топливо, а так как в  себестоимости вырабатываемой энергии топливная составляющая доходит до 30-40%, то при установке в котельной ДВС будет наибольшая стоимость вырабатываемой электроэнергии. ДВС целесообразно устанавливать в качестве резервного источника электрической энергии или в условиях отдаленности от энергосистемы, например, в небольших поселениях на Севере.

    Перевод котельных на когенерацию позволяет  не только решить проблему независимого, в т.ч. и от выделенных лимитов, но и дешевого энергоснабжения. Современные  проекты реконструкции промышленных и районных котельных в мини-ТЭЦ позволяют это сделать без значительных затрат времени или средств на строительство. В случае комбинированного производства электроэнергии и тепла эффективность использования энергии может достигать 90%, что дает возможность получить экономический эффект за счет увеличения действующих энергоустановок с когенерацией.

    Возможность развития малой энергетики обуславливается  также практическим интересом потенциальных  производителей энергооборудования в  заказах на его разработку и изготовление. Отечественными разработчиками и производителями к серийному выпуску подготовлены паровые и газотурбинные агрегаты, дизельные и газопоршневые установки, которые различаются по мощности и технико-экономическим показателям, что позволяет обеспечить самые разные требования к теплофикационным ДЭС, ГТУ, ПТУ и ПГУ небольшой мощности. Лучшие варианты ПГУ-ТЭЦ и ГТУ-ТЭЦ, создаваемые на базе котельных, обеспечивают КПД по отпуску электрической энергии в теплофикационном режиме на уровне 76-79%.

    Реализация  проектов по реконструкции  котельных

    Пионерами по строительству мини-ТЭЦ являются: Вологодская обл., Республика Башкортостан, Республика Беларусь, Калужская обл., Краснодарский край, Московская обл., Ленинградская обл. В Москве планируется  за семь лет ввести в работу для покрытия дефицита энергосистемы 3700-3800 МВт электрической мощности при использовании ГТУ и ГПУ, что сравнимо с мощностью Ленинградской атомной станции.

    Технико-экономические  показатели когенерационной установки  тем лучше, чем выше загрузка оборудования в течение года. Графики потребления электроэнергии и теплоты предприятием, которое имеет или предполагает построить мини-ТЭЦ, обычно переменные в связи с сезонностью и сменностью работы энергопотребляющего оборудования. Улучшение показателей возможно при реализации избытков произво¬димой электроэнергии и теплоты через сети сторонним потребителям.

    Примером  реализации когенерации в Северо-Западном регионе является компания ЗАО "Лентеплоснаб", которая построила мини-ТЭЦ на 2-й Пушкинской (турбина Пролетарского завода ПТГ-1500) и 2-й Колпинской котельных (турбина Калужского турбинного завода - 3,5 МВт). В Пушкине часть электроэнергии, производимой на мини-ТЭЦ, тратится на собственные нужды, часть передается через Царскосельские электрические сети другим котельным этой же организации по тарифу, утвержденному региональной энергетической комиссией.

    Ряд таких проектов успешно реализован с помощью ЗАО "Невэнергопром": мини-ТЭЦ на ОАО "Вологодский оптико-механический завод" и ОАО "Стройэнерго" (г.Череповец) работают с 2003 г.