О направлениях развития газовой теплоэнергетики РФ

Размещено на http://allbest.ru

О направлениях развития газовой теплоэнергетики РФ

В.А. Стенников - заместитель директора ИСЭМ СО РАН, д.т.н., проф.

С.В. Жарков - старший научный сотрудник ИСЭМ СО РАН, к.т.н.

Основополагающей задачей энергетики России является полное, экономичное, качественное и надёжное обеспечение энергоснабжения населения и развивающейся экономики на фоне увеличения энергопотребления, удорожания топлива и наличия ограничений по инвестициям и выбросам CO₂.

Критерием оптимальности организации энергоснабжения с точки зрения государственных интересов является минимизация затрат энергоресурсов на выработку и доставку необходимой энергии.

Актуальность повышения эффективности энергетики возрастает в связи с поставленной Президентом и Правительством РФ задачей - к 2020 году снизить энергоемкость экономики по сравнению с 2007-м не менее чем на 40%. энергоснабжение тепловой пар газ

В настоящее время ситуация в электроэнергетике РФ характеризуется следующими обстоятельствами:

- кризис нехватки электрогенерирующих мощностей в некоторых регионах РФ в период осенне-зимнего максимума энергопотребления (ОЗМ), грозящий перерасти в общесистемный. В то же время проблем с тепло-, электро- и топливоснабжением при средних температурах отопительного периода нет [1], так же как нет проблем с электроснабжением в неотопительный период года.

Например, в летнее время Московская энергосистема примерно 3,5 ГВт отправляет за пределы мегаполиса [2], однако при этом существует дефицит мощности в период ОЗМ;

- значительная доля электроотопления в максимуме нагрузки. Так, если обеспечить требуемый температурный график теплоснабжения и перевод электроотопления на внепиковое (ночное) время с использованием аккумуляторов тепла, то в Москве можно сэкономить 2-2,5 ГВт пиковой мощности [3];

- значительные потери в электрических сетях. Компенсация реактивной мощности позволит снизить максимум потребления только по Москве на 3-3,3 ГВт [3];

- незначительная доля комбинированной выработки энергии. Так, ТЭС РФ производят в комбинированном цикле только 29,3% централизованного тепла (21% от общего количества) [4].

В то время как, например, в Дании - технологическом лидере в сфере теплоснабжения доля электроэнергии и тепловой энергии, выработанных в комбинированном цикле составляет 65%-80% [5].

В Финляндии в централизованном теплоснабжении и выработке электроэнергии ТЭС в последние годы доли ТЭЦ колеблются в районе 65-75% [6]. Причем в РФ паротурбинные ТЭЦ работают преимущественно по неэффективному конденсационному режиму, что отражает их относительно высокая доля в выработке электроэнергии ТЭС страны (более 50%) при низкой доле в отпуске тепла [7];

- изношенность сетей, особенно тепловых, и большие потери энергии в них, что требует значительных затрат (финансовых, трудовых) для приведения их в порядок (модернизации);

- дефицит мощностей отечественного энергомашиностроения, особенно по мощным ГТУ, в то время как имеется некоторый резерв по выпуску паровых турбин и котлов (до 8-9 ГВт/год) [8];

- дефицит инвестиций, в т.ч. из-за мирового финансового кризиса;

- дефицит проектировочных и строительно-монтажных мощностей (СМР);

- дороговизна угля из-за высоких транспортных издержек при существующей необходимости сокращения доли природного газа в энергоснабжении.

К недостаткам намеченной РАО ЕЭС программы модернизации электроэнергетики (т.н. ГОЭЛРО-2) можно отнести:

- необоснованность высоких темпов вводов новых мощностей, что отчетливо проявляется в последнее время на фоне спада промышленного производства. Завышенные планы по вводам мощностей вызвали нездоровый ажиотаж на рынках энергетического оборудования и СМР с неуправляемым ростом их стоимости и, как следствие, стоимости строительства ТЭС в целом;

- строительство большого количества КЭС, что влечет за собой снижение доли электроэнергии, выработанной в комбинированном цикле и, соответственно, топливной экономичности энергоснабжения страны.

В то время как развитые страны, имеющие более мягкий климат, законодательно стимулируют развитие когенерации как основное средство экономии топлива (вплоть до запрета использования природного газа на котельных), в РФ к 2030 г. доля ТЭЦ в выработке электроэнергии значительно уменьшится (с 36 до 22%) при росте относительной и особенно абсолютной (почти в 5 раз) выработке КЭС с 30,8 до 39% [9].

Причем новые КЭС требуют создания сопутствующих мощных ЛЭП и систем доставки топлива, что значительно удорожает такие проекты с точки зрения энергетики в целом;

- широкомасштабное применение ГТУ и ПГУ зарубежного и лицензионного производства с усилением зависимости от зарубежных фирм-производителей в ущерб отечественным. В итоге российские производители остаются без заказов, а энергетика несет повышенные расходы, которые выливаются в рост тарифов. Снижается также безопасность энергоснабжения страны.

Импортные ГТУ очень дороги в обслуживании (капитальный ремонт через 50 тыс. ч работы с вывозом установки на завод-изготовитель или специальный сервисный центр).

Лицензионное производство проблемы не решает, поскольку:

1) как показывает опыт покупки лицензии на ГТЭ-160 у Siemens, зарубежные компании продают устаревшие разработки

2) наиболее важные и дорогостоящие элементы ГТУ (лопатки первых ступеней) производятся за рубежом.

Зачастую зарубежные производители сознательно занижают цену заявки, закладывая будущий доход в сервисное обслуживание и ремонтные работы. Станции с импортным оборудованием попадают в зависимость от зарубежных поставщиков и будут оплачивать сервис за любую цену (хотя уже были случаи консервации ГТУ при получении счета на капитальный ремонт);

- создание крупных ТЭЦ на базе бинарных ПГУ, имеющих слишком протяженные и дорогие тепловые сети с большими потерями тепла и издержками на их обслуживание, в т.ч. затратами электроэнергии на прокачку теплоносителя. Причем соотношение электрических и тепловых мощностей ПГУ-ТЭЦ неадекватно климатическим условиям РФ. Так, например, в Москве зимние электрические и тепловые нагрузки соотносятся примерно как 1:3,5 (10 887 МВт : 38 570 МВт(т)) [10], поэтому ПГУ приходится дополнять водогрейными котлами, покрывающими базовую отопительную нагрузку [11].

Использование такой технологии также сокращает количество ТЭЦ, которое можно разместить в базовой части электрических нагрузок. Поэтому строительство новых крупных ТЭЦ (в т.ч. на базе бинарных ПГУ) нецелесообразно;

- создание базовых станций, ориентированных на круглогодичную работу, в то время как существует значительная неравномерность электрических нагрузок как в суточном, так и годовом разрезах.

Так, например, в Москве летом нагрузка в целом снижается более чем в 1,5 раза, а коэффициент неравномерности нагрузки высок как зимой, так и летом (до 0,64 и менее, см. рис.) [12, 13], причем максимум потребления длится всего несколько дней (а то и часов) в году;



- расширение применения ГАЭС для регулирования мощности. Представляется, что ГАЭС могут использоваться только для аккумулирования электроэнергии нетопливных электростанций (преимущественно, АЭС): пока имеется возможность разгрузки ТЭС, они неэффективны. Так, если КПД ТЭС принять равным 40-50%, КПД ЛЭП (в обе стороны с учетом преобразующих трансформаторов) - 85%, КПД ГАЭС - 77%, то КПД всей системы аккумулирования получится (0,4-0,5)•0,85•0,77=0,26-0,33. Таким образом, топливная эффективность здесь низка, что в сочетании с высокой стоимостью делает такие инвестпроекты неэффективными;

- ориентация на монотопливные теплофикационные установки (ГТУ и бинарные ПГУ), что снижает надежность энергоснабжения;

- строительство новых станций. Следует отметить, что, несмотря на то, что промышленно развитые страны Запада не имеют тех экономических проблем, которые сейчас испытывает Россия, там продлевают срок эксплуатации ранее установленного оборудования. Американские и английские специалисты считают, что при расчетном ресурсе элементов оборудования паротурбинных ТЭС от 30 до 40 лет их целесообразно эксплуатировать до наработки 50-80 лет. При этом продление срока службы энергооборудования может составлять 10-30% стоимости строительства новой ТЭС, что позволяет считать такую модернизацию весьма выгодной с экономической точки зрения [14]. “Возможность продления паркового ресурса оборудования ТЭС еще на 10-15 лет не вызывает сомнений” [15,16], поскольку в настоящее время возрастная структура энергоустановок в РФ не хуже, чем в США [14]. В этой связи “панические, продиктованные большей частью политическими соображениями оценки состояния ЭЭС и ее неспособности обеспечить электропотребление страны после 2010 г. технически не обоснованы” [16]. России нужно не создание новых энергомощностей, а модернизация существующих [17]: следовало бы обеспечить продление эксплуатации части ТЭС, снизив тем самым потребность во вводах новых мощностей.

Отмеченные особенности планируемой модернизации электроэнергетики обуславливают чрезвычайно высокую ее стоимость в сочетании с низкой топливной эффективностью.

Создание и реконструкцию систем энергоснабжения (СЭ) городов (населенных пунктов, регионов и отдельных крупных потребителей) целесообразно проводить в соответствии со следующими принципами:

- обеспечение необходимого резервирования мощности, но без так называемого “опережающего развития электроэнергетики”, связанного с омертвлением капитала и, соответственно, с неоправданным ростом тарифов: существенное наращивание энергетических мощностей должно быть увязано с вводами новых энергоемких потребителей. Тем более что создание крупных предприятий обычно происходит в течение достаточно продолжительного времени, поэтому строительство потребляющих и производящих энергию объектов целесообразно синхронизировать во времени, что позволит также максимизировать комбинированность энергоснабжения (электроэнергия, тепло, технологический пар, холод для кондиционирования, подготовленная вода и т.д.) с компактным размещением производственно-энергетических комплексов. При этом также возрастают возможности эффективной утилизации вторичных энергетических ресурсов производств;

- стремление к максимальной топливной эффективности энергоснабжения, как правило, за счет комбинированной выработки энергетических продуктов, а также утилизации теплоты конденсации водяных паров из продуктов сгорания природного газа с использованием конденсата в качестве подпиточной сетевой воды. Необходимо также снижение потерь и затрат энергии при доставке произведенных продуктов потребителям, включая совершенствование теплоизоляции теплопроводов и применение частотно-регулируемого электропривода сетевых насосов;

- адекватность структуры и режимов работы оборудования потребностям потребителей обслуживаемой территории как в разрезе года, так и в разрезе суток, т.е. реализация принципа ориентации энергоснабжения на нужды энергопотребления. Например, только по Москве встречные потоки газа и электроэнергии требуют дополнительных капиталовложений в энергетическую инфраструктуру на 10 млрд. долл. [18]. Причем здесь существуют проблемы как ввода (зимой), так и вывода мощности (летом) [19], поэтому необходимо развитие внутренних (городских) эффективных мощностей на газе с оптимизацией их структуры по минимуму перетоков электроэнергии через границы города.

Так, электроэнергия ТЭЦ рентабельна для потребителей своего региона и теряет экономический смысл из-за многократно возрастающих потерь при передаче электроэнергии в другие регионы, в том числе вследствие многократного преобразования в повышающих и понижающих трансформаторах. В общем-то, нет смысла доставлять топливо в город, там его сжигать на ТЭЦ (особенно в неэкономичном конденсационном режиме), а электроэнергию выводить вовне. Это нерационально как экономически (дополнительные капиталовложения в транспортную и электрическую инфраструктуру, эксплуатационные издержки), так и экологически (дополнительные выбросы в черте города, в т.ч. водяных паров). Уже сейчас выработка электроэнергии на ТЭЦ, как правило, на 30-40% избыточна по отношению к городскому спросу, причем происходит это при использовании ПТУ -- если же вместо них поставить парогазовые блоки, то потоки энергии в обоих (встречных) направлениях возрастут многократно с соответствующим ухудшением экологической обстановки в городах и увеличением издержек. Поэтому становится актуальным вопрос о способе выбора мощности и оборудования ТЭЦ не по спросу на тепло, а по графику электропотребления населенного пункта с максимальным вписыванием в него теплофикационной выработки ТЭЦ. “При работе ТЭЦ вне электрической системы (на изолированный район) электрическую и тепловую мощность следует выбирать, ориентируясь в равной мере и на электрический и на тепловой графики нагрузки” [20]. Однако, представляется, что данный принцип следует применять ко всем ТЭЦ (СЭ): современные технологии позволяют осуществлять комбинированное энергоснабжение и относительно некрупных населенных пунктов, чем достигается существенная экономия топлива;

- стремление к сбалансированности (самообеспечению, вплоть до автономности, например, при аварийных ситуациях в ОЭС) населенных пунктов и районов по потреблению и производству электроэнергии с возможными поставками электроэнергии лишь от нетопливных электростанций (ГЭС, АЭС и т.д.), что снизит потребности и потери в электрических сетях и преобразователях (трансформаторах). Также при этом повышается надежность энергоснабжения и устойчивость энергосистемы (“идеальная устойчивость -- это когда генерирующие источники расположены в зоне потребления и полностью обеспечивают потребности региона” [21] или конкретного потребителя);

- достижение безопасного (надежного) резервирования по топливу с обеспечением минимально необходимого энергоснабжения в случае перерыва в поставках основного топлива;

- рациональная централизация теплоснабжения (теплофикации) и оптимальный температурный график систем теплоснабжения;

- уход от практики простого перевода в переменную часть графика электрических нагрузок наименее экономичных устаревших и изношенных энергоустановок: нужно создавать специализированные блоки для разных уровней графиков электрических и тепловых нагрузок (зимних, летних, базовых, пиковых, полупиковых). Причем области использования некоторых видов оборудования могут пересекаться.

Следует подчеркнуть, что в настоящее время существует псевдодефицит энергомощностей (соответственно, завышенные планы по вводу новых) - не хватает не мощностей вообще, а именно регулирующих [22]. Так, КИУМ ТЭС составляет в среднем около 56%, а КИУМ некоторых ГРЭС в столичном и Северо-Западном регионах РФ - всего 40% [23]. Проблема маневренности будет нарастать по мере ввода АЭС и угольных ТЭС. Поэтому следовало бы больше внимания уделить вводам специализированного “зимнего” (развивающего максимальную мощность в отопительный период) и маневренного оборудования ТЭЦ. В основе выбора оборудования и мероприятий по развитию систем энергоснабжения должны лежать совмещенные графики (существующие и перспективные) электрических и тепловых нагрузок рассматриваемых населенных пунктов (районов) как в разрезе года (так называемая теплоэлектрическая характеристика района [20]), так и суток. В каждом конкретном случае необходимо искать оптимальное сочетание состава оборудования ТЭЦ с минимизацией удельных (финансовых и топливных) затрат на покрытие энергетических нужд [24].

В связи с этим предлагается наращивать именно специализированную ”зимнюю” теплофикационную мощность и маневренную с продлением ресурса оборудования и одновременным повышением эффективности энергоснабжения [25]:

А) перевести основную часть существующих теплофикационных турбин в режим противодавления с демонтажем роторов или последних лопаток ЦНД [26] (например, наименее экономичных и/или наиболее изношенных) и градирен; убрать конденсационные мощности из городов, реализовав принцип “город без градирен”. Это позволит:

1) снизить годовые расходы природного газа и воды, что очень важно, учитывая исчерпание резервов по наращиванию газо- и водопотребления многих городов;

2) сократить затраты на обслуживание градирен и систем водоподготовки;

3) повысить экологические и энергетические показатели станций (за счет исключения выбросов тепла и водяных паров через градирни, вентиляционных потерь в турбинах и снижения электропотребления собственных нужд), в т.ч. максимально достижимые совместные (электрические + тепловые) мощности без увеличения расхода топлива [26];

4) снизить затраты на ремонт (“лопатки последних ступеней ЦНД являются одними из наиболее повреждаемых, дефицитных и дорогостоящих элементов паровых турбин” [13]);

5) продлить ресурс энергоблоков (с этой же целью возможно снижение параметров свежего пара): работа в режиме противодавления по тепловому графику обеспечит щадящие режимные условия для всего оборудования ТЭЦ (котлов, турбин, насосов, вентиляторов и т.д.), что благоприятно скажется на их индивидуальном (остаточном) ресурсе. Так, «Уральский турбинный завод» разработал проекты модернизации на весь модельный ряд турбин, среди которых: Т-250, Т-185, Т-100, Т-50, ПТ-135, ПТ-50, ПТ-25-3(4), Р-100, - позволяющие продлить ресурс работы оборудования на 200 тыс. часов, а также повысить экономичность и надежность оборудования [27]. В результате модернизации Заказчик получает турбину с полным ресурсом и новыми технико-экономическими показателями;

6) продолжить практику перевода котлов ПТУ на резервное топливо (мазут) в периоды пикового потребления природного газа, не снижая надежность энергоснабжения, как это происходит в случае замены их на монотопливные ГТУ и ПГУ;

7) освободить место для аккумуляторов тепла (АТ) водяных или фазового перехода для сглаживания нагрузки ГВС;

Б) установить системы утилизации теплоты конденсации водяных паров из дымовых газов котлов (СУТВП), например, на базе абсорбционных теплонасосных установок (АТНУ), использующих в качестве греющей среды пар из производственных отборов турбин, которые в настоящее время значительно не догружены. Это позволит резко повысить эффективность использования природного газа, снизив его удельные расходы на производство тепла и электроэнергии более чем на 10% [28]. Срок окупаемости СУТВП для нагрева подпиточной воды (без применения АТНУ) составляет 0,6 года [29]. Выбросы “скрытого” тепла с дымовыми газами являются самыми большими ресурсами городов из возобновляемых и вторичных энергетических источников энергии. Причем находятся они прямо на станциях, что облегчает их утилизацию. В конце 90-х годов прошлого века именно использование теплоты конденсации водяных паров из дымовых газов дало скачкообразное повышение эффективности теплоснабжения в Европе [30]. Так, КПД конденсационных котлов в настоящее время достигает 107-109%. Следует отметить, что утилизация “скрытого” тепла дымовых газов является наиболее эффективной областью и самым емким рынком применения тепловых насосов различного типа в РФ.

По предварительным оценкам для СУТВП газовых ТЭЦ и котельных потребуется ТНУ общей выходной мощностью более 200 тыс. Гкал/ч, а достигаемая экономия природного газа составит более 40 млрд. куб. м в год.

В) установить на ТЭЦ полупиковые по теплу ПГУ-STIG, повысив коэффициент теплофикации ТЭЦ. Такие установки позволят покрывать нагрузки:

1) летние (например, пиковые) - без отпуска тепла. По КПД (40-50% и выше) и удельным выбросам влаги в конденсационном режиме они практически не уступают бинарным ПГУ, но значительно дешевле и компактнее, а также быстрее запускаются из холодного состояния и не требуют специальных маневренных систем охлаждения (градирен);

2) базовые зимние - в теплофикационном режиме (пар из котла-утилизатора подается на подогреватель сетевой воды). Причем температура нагрева прямой сетевой воды в данном случае не влияет на производство электроэнергии, поэтому при необходимости может поддерживаться на высоком уровне;

3) пиковые зимние - пар на время (2-3 часа) переориентируется с теплофикационной нагрузки на впрыск в камеру сгорания ПГУ с увеличением мощности установки на 30-70%. Поскольку установки будут покрывать относительно небольшую долю тепловой нагрузки ТЭЦ, то перерыв будет нечувствителен для потребителей тепла. При длительной (полупиковой) работе в таком режиме тепловая нагрузка может покрываться пиково-резервными котельными.

Установки могут также использоваться в качестве холодного и горячего резерва станций и энергосистем, а также для регулирования частоты местных ЭЭС. Для этого необходимо обеспечить высокую мобильность переключения установок на разные режимы с полной автоматизацией процесса. В летнее время и при строительстве новых ТЭЦ такие ПГУ-STIG могут работать частично в конденсационном режиме до набора проектной тепловой нагрузки, затем их переводят на покрытие более пиковой тепловой нагрузки. Следовательно, ГТУ-ТЭЦ должны выполняться только по схеме STIG.

Таким образом, ПГУ-STIG являются достаточно универсальными энергоисточниками. По-существу, это современный парогазовый аналог ПТУ с турбиной типа Т, но более эффективный, компактный и дешевый, поэтому ОГК (в качестве маневренной мощности) и ТГК будет проще выполнить свои обязательства по наращиванию мощности, а также позволит им участвовать в покрытии переменной части электрических нагрузок (при благоприятной ценовой конъюнктуре) и выбирать законтрактованные объемы природного газа. Целесообразно иметь некоторый запас таких установок и подготовленных площадок для их монтажа с целью оперативного реагирования на прогнозируемый дефицит электроэнергии в противовес “опережающему развитию электроэнергетики”.

ПГУ-STIG на базе освоенных отечественных ГТУ будут иметь относительно небольшие мощности, что благоприятно скажется на гибкости управления мощностью станций, содержащих несколько установок, а также повысит надежность энергоснабжения и уменьшит сроки окупаемости и инвестиционные риски. Масштабные заказы позволят дополнительно снизить их стоимость, а также поддержат отечественное машиностроение. Соответственно, газотурбо(авиа)строительные предприятия должны обеспечить блочные поставки ПГУ-STIG высокой заводской готовности, которые вводятся в строй с минимальными объемами СМР.

Использование ПГУ-STIG в течение относительно непродолжительного (преимущественно, зимнего) периода года позволит продлить срок их эксплуатации. К тому же в период низких температур такие установки имеют повышенные КПД и мощность. При использовании установок в пике целесообразно снабдить их баками-аккумуляторами расходуемой воды. При этом отпадает необходимость в ГАЭС и мобильных маневренных ГТУ, работающих на дорогом жидком топливе.

Г) преобразовать котельные (на которые приходится около 40% потребляемого в стране газа), первую очередь, крупные, в ТЭЦ. При этом необходимо учитывать, что:

1) большинство котельных - старые, рассчитанные на каменный уголь и переведенные на газ, поэтому их тепловая эффективность очень низкая [31];

2) по данным Ростехнадзора, 70% котельных установок в стране требуют срочной замены или модернизации [32]. При этом ежегодно 3-5% единиц котельного оборудования переходит в группу отработавших свой рабочий ресурс. Надстраивать такие котлы газотурбинными установками не имеет смысла;

3) при надстройке котельных ГТУ возникает множество проблем: согласование параметров котлов и ГТУ, необходимость дожимной компрессорной станции, относительно низкая энергетическая эффективность таких “сборных” ТЭЦ и т.д.;

4) турбины противодавления превосходят теплофикационные ГТУ по показателям стоимости и длительности жизненного цикла, а также более эффективны по топливу, особенно на сниженных тепловых нагрузках.

5) котлы ПТУ могут быть оснащены СУТВП.

Поэтому преобразование котельных в ТЭЦ целесообразно производить путем полной замены оборудования (в первую очередь там, где необходима смена котлов) с возможным переводом некоторой части котлов в пиковый режим. А в качестве теплофикационных энергоустановок необходимо рассматривать не столько ГТУ и бинарные ПГУ, сколько ПГУ-STIG и паровые турбины противодавления в комбинации с СУТВП на основе технико-экономического сопоставления.

При вводах ГТУ-ТЭЦ и ПГУ-ТЭЦ на базе котельных необходимо учитывать затраты на повышение примерно в 1,5-3 раза пропускной способности подводящих газопроводов. Однако замена котельной с КПД=0,8 на ТЭЦ с коэффициентом полезного использования теплоты сгорания топлива (КИТТ) равным 1,05-1,1 и электрическим КПД=0,25-0,3 позволит получать электрическую энергию без увеличения расхода топлива: 25-30 МВт(э) на каждые 100 МВт(т) расхода топлива (с учетом коэффициента теплофикации 0,55 - 13-15 МВт(э)). Такая ТЭЦ по сравнению с раздельной схемой даже с высокими параметрами (КПД_кот=0,9 и КПД_КЭС=0,5) экономит 28-33% (24-28%) природного газа, а по сравнению с существующим уровнем (КПД_кот=0,7 и КПД_КЭС=0,30 - с учетом потерь в электрических сетях и трансформаторах) - до 49-53% (41-45%). Такие показатели достижимы, например, на паротурбинных ТЭЦ противодавления с СУТВП (но не на ТЭЦ с ГТУ и бинарными ПГУ - из-за высоких коэффициентов избытка воздуха в дымовых газах).

В связи с удорожанием топлива и исчерпанием пропускных способностей подводящих газопроводов энергоисточников зачастую выгоднее создать даже дорогую ТЭЦ, но энергетически более эффективную и без усиления газопровода. Только потенциал превращения паровых котельных в ТЭЦ путем установки небольших турбин противодавления оценивается в 25 ГВт со сроком окупаемости проектов 1-2 года [33,34]. А потенциал всех котельных оценивается в 100-200 ГВт и более [35,36] электрической мощности в зависимости от типа используемых энергоустановок.

По сравнению со строительством новых КЭС преобразование котельных в ТЭЦ экономит не менее 20% топлива, в 2-3 раза снижаются капиталовложения, в 2-5 раз сроки окупаемости, снижаются потери в сетях и т.д. [37].

Д) для прохождения ночного минимума нагрузок обеспечить возможность использования части новых и реконструированных ТЭЦ в полупиковой части графика электрических нагрузок: ПГУ-STIG с выключением на ночь и передачей тепловой нагрузки на водогрейные котлы, а ПТУ - с разгрузкой турбины (с возможным использованием их вращающихся генераторов как синхронных компенсаторов реактивной мощности) и покрытием тепловой нагрузки от парового котла через РОУ. Таким образом, можно когенерацию распространить и на область полупиковых электрических нагрузок.

Е) установить детандер-генераторные агрегаты (ДГА), использующие энергию редуцирования природного газа. По оценкам экспертов, внедрение ДГА на объектах энергетики может дать от 5 до 8 ГВт новых мощностей, не потребляющих топливо.

Ж) внедрить частотно-регулируемый электропривод механизмов собственных нужд станций, включая сетевые насосы. Сегодня иногда до 10% электроэнергии энергоблока тратится на собственные нужды (насосы, задвижки, вентиляторы, подготовка топлива и т.д.) - за счет частотного регулирования можно поднять КПД станций на 2-6% [38].

З) оптимизировать степень централизации теплоснабжения (теплофикации) [39]. В связи с этим возможно как объединение теплоснабжающих систем с ликвидацией котельных, так и, наоборот, их разукрупнение, а также вынос (полу)пиковых теплофикационных установок (как это принято в Дании) по тепловой сети ближе к потребителю (т.н. централизованно-локальное теплоснабжение) с возможным размещением оборудования на нескольких уровнях, в т.ч. подземных как это практикуется в Швеции. Оптимальные размеры зоны теплоснабжения ТЭЦ и состав оборудования определяется технико-экономическими расчетами на основе анализа распределения плотности тепловой нагрузки, условий местности и особенностями потребления энергии в окрестностях на основе совмещенных графиков электро- и теплопотребления [24,28].

И) оптимизировать температурный график систем теплоснабжения. Например, в Дании используется график 120/40 °C, что дает экономию электроэнергии на прокачку теплоносителя, снижает потери тепла в сетях и т.д. Возрастает также эффективность работы самой ТЭЦ, в частности, снабженной СУТВП. Поэтому снижение температуры обратной сетевой воды (в т.ч. с применением вынесенных по тепловой сети тепловых насосов) обладает большим потенциалом энергосбережения [40].

К) расширить применение тригенерации, в т.ч. разнесенной в пространстве - с использованием горячей сетевой воды для кондиционирования зданий посредством абсорбционных преобразователей тепла, что широко практикуется за рубежом [41]. Это позволит повысить коэффициент загрузки тепловых мощностей ТЭЦ и долю теплофикационной выработки ТЭЦ, а также снизить потребление электроэнергии в период неэффективности ТЭЦ, т.е. налицо положительный системный эффект.

Л) оптимизировать режимы работы оборудования каждой ТЭЦ и СЭ в целом в режиме реального времени по минимуму коэффициентов топливных и финансовых затрат [24,28], включая применение технологии “smart grid” к тепловым сетям, что, учитывая зачастую слишком большие размеры теплоснабжающих систем в РФ, может дать значительную экономию топлива.

М) модернизировать электрические и тепловые сети в направлении снижения потерь энергии в них.

Н) обеспечить перевод электроотопления на внепиковое (ночное) время с использованием аккумуляторов тепла, например, тарифным стимулированием.

О) модернизировать систему образования тарифов на энергию ТЭЦ [42];

П) с целью повышения эффективности использования природного газа на КЭС надстроить часть из них мощными ГТУ (возможно, импортными), а часть - закрыть или вывести в резерв, высвободив значительные объемы природного газа для новых ТЭЦ, экспорта и газохимической промышленности.

Для ранжирования мероприятий по эффективности инвестиций и приоритетности внедрения может использоваться вектор эффективного развития СЭ [24,28].

Таким образом, предлагаемая стратегия ориентирована на:

1) развитие теплофикации (когенерации) с постепенным повышением доли ТЭЦ в генерации. При этом прирост электрических нагрузок по ЭЭС полностью покрывается на базе теплопотребления;

2) модернизацию существующих ТЭЦ и котельных с максимальным использованием существующей энергетической инфраструктуры в противовес строительству новых ТЭС. Используя блоки энергоустановок высокой заводской готовности (с небольшими объемами СМР, что важно при нынешнем кадровом дефиците), можно быстро и с небольшими затратами нарастить электрические мощности ТЭЦ. С целью удешевления реконструкции ТЭЦ энергоустановки (ПГУ-STIG, турбины противодавления), АТ и АТНУ могут быть размещены на фундаментах демонтированных градирен;

3) создание специализированных “зимних” и маневренных мощностей с достижением эффективной балансировки мощности в пунктах потребления;

4) отечественное оборудование с использованием имеющегося резерва по выпуску, во-первых, небольших ГТУ (в виде ПГУ-STIG) и, во-вторых, паровых турбин противодавления с повышением их эффективности путем комплектации их котлов системами глубокой утилизации тепла дымовых газов. В результате, на ТЭЦ вместо одной крупной бинарной ПГУ будут использоваться несколько небольших установок: ПТУ+СУТВП для покрытия базовых и полупиковых нагрузок и ПГУ-STIG - для базовых, полупиковых и пиковых. Это расширяет возможности по подбору структуры оборудования и управления его режимами работы для обеспечения требуемого соотношения электрической и тепловой мощности в каждом конкретном случае и повышает надежность и эффективность энергоснабжения. Современные автоматизированные системы управления в состоянии эффективно регулировать несколько установок. Причем теплофикационная мощность ТЭЦ будет возрастать с наступлением холодов и ростом электропотребления. Такие станции, дополненные пиково-резервными дизельными установками (ГПА), могут обеспечить автономное энергоснабжение не только населенных пунктов, но и отдельных крупных потребителей. Возможно применение технологии “smart grid” в таких локальных ЭЭС, включая управление нагрузкой при дефицитах мощности и авариях.

5) повышение эффективности использования природного газа, в частности за счет преобразования котельных в ТЭЦ и более полного использования теплоты сгорания топлива.

Например, имеется СЭ с зимними нагрузками: 100 МВт (э) и 350 МВт (т). Соответственно, базовая нагрузка с учетом неравномерности 100•0,65=65 МВт(э), теплофикационная мощность ТЭЦ с учетом коэффициента теплофикации 350•0,55=193 МВт(т). Летом электрическая нагрузка в 1,5 раза меньше: 65/1,5=43 МВт(э), а летняя теплофикационная (ГВС): 350•0,17=60 МВт(т). Рассматриваются варианты:

I - ГТУ с КПД=0,335 и КИТТ=0,8, дополненная в отопительный период водогрейным котлом с КПД=0,9:

Отопительный период (ОП):

расход топлива (МВт(т)) на энергоустановку (ЭУ): BЭУ= мощность/КПД

тепловая мощность энергоустановки: (КИТТ-КПД)•BЭУ

расходы топлива: энергоустановка + котел

65/0,335 + (193-(0,8-0,335)•65/0,335)/0,9

Неотопительный период (НОТ):

43/0,335 + (60-(0,8-0,335)•43/0,335)/0,9 = 128,3+0;

II - ПГУ с КПД=0,45 и КИТТ=0,86, дополненная водогрейным котлом с КПД=0,9

ОП: 65/0,45 + (193-(0,86-0,45)•65/0,45)/0,9

НОТ: 43/0,45 + (60-(0,86-0,45)•43/0,45)/0,9;

III - ПТУ+СУТВП с КПД=26,5 и КИТТ=1,05, дополненная в летний период ПГУ-STIG с КПД=0,43

ОП: 65/0,265 + (193-(1,05-0,265)•65/0,265)/0,9 = 245,3+0

НОТ: теплофикационная мощность 65•60/193=20,2

Тогда расходы топлива : ПТУ + ПГУ-STIG:

20,2/0,265 + (43-20,2)/0,43.

IV - раздельная схема: КЭС с КПД=0,52 и котельная с КПД=0,9

ОП: 65/0,52 + 193/0,9=339,4

НОТ: 43/0,52 + 60/0,9=149,4

Принято, что отопительный период составляет 60% года. Среднегодовой расход топлива 339,4*0,6+149,4*0,4=263,4

Влияние неполной нагрузки на экономичность установок не учитывалось.

Табл. 1. Расходы топлива в СЭ для покрытия базовых нагрузок, МВт(т)

Режим	Варианты
	IV	I	II	III
Отопительный	339,4	307,6	292,6	245
экономия топлива, %	0	9,4	13,8	27,8
		0	4,8	20,3
			0	16,3
Неотопительный	149,4	128,3	118,7	129
экономия топлива %	0	14,3	20,5	13,6
		0	8	0
Среднегодовой	263,4	235,76	223	198,6
экономия топлива в год, %	0	10,5	15,3	24,6
		0	5,4	15,8
			0	10,9

Таким образом, схема III потребляет несколько больше топлива летом, но значительно меньше зимой, когда существует напряженность топливного баланса.

Причем относительная экономичность схемы возрастет, если горячая вода будет использоваться в абсорбционных системах кондиционирования, а также при повышении КПД ПГУ-STIG. В общем случае, возможно, целесообразно наличие некоторого количества ПГУ-ТЭЦ для покрытия летних базовых электрических нагрузок на нагрузке ГВС.

Все схемы ТЭЦ имеют высокую топливную эффективность по сравнению с раздельной схемой даже с высокими параметрами.

Например, дополнительно рассмотрим вариант с КЭС с КПД=0,6 (с учетом 7%-ных потерь в сети: 0,6*0,93=0,558) и котельная с КПД=0,93 (или даже 1,05):

ОП: 65/0,558 + 193/0,93=324 (65/0,558 + 193/1,05=300,3)

НОТ: 43/0,558 + 60/0,93=141,6 (43/0,558 + 60/1,05=134,2)

Т.е. по сравнению с такой раздельной схемой в отопительный период ТЭЦ по схеме III экономит 24,4% (18,4%) топлива, а в неотопительный - около 9% (4%). Соответственно на столько же меньше и удельные топливные издержки на энергоснабжение.

Разрыв еще более увеличится, если учесть топливо КЭС, обеспечивающей электроснабжение собственных нужд котельных и сетевых насосов. На ТЭЦ собственные нужды покрываются с минимальными затратами топлива - нужно лишь немного увеличить КПД сверх относительно небольших принятых.

6) постепенное и “точечное” наращивание электрической мощности в узлах потребления с расшиванием “узких мест” электроснабжения без “кавалерийских наскоков (больших скачков)” и сопутствующих им крупных единовременных капиталовложений, рискованных в настоящее время из-за неопределенности с темпами роста электропотребления в сочетании с дороговизной кредитов.

Ведь чем больше средств в короткие сроки привлекается в развитие электроэнергетики, тем большим будет скачок цен на электроэнергию, обусловленный необходимостью возврата инвестиций частному капиталу. А это ведет к ускорению инфляции и снижению экономического роста [43], что недопустимо в нынешнем состоянии экономики РФ.

7) минимизацию доли КЭС, в т.ч. отказ от строительства новых КЭС на газе. В таком случае не потребуется существенного наращивания пропускных мощностей ЛЭП и строительства новых.

Соответственно, останется больше средств для ремонта и замены устаревших и изношенных существующих с сокращением потерь энергии в них и повышением надежности работы.

При этом уже имеющиеся магистральные электрические сети используются, в основном, для резервирования, передачи электроэнергии от нетопливных электростанций и сглаживания временных небалансов мощности (из-за отставания ввода/выбытия мощностей генерации и потребления).

Тем более, что за последние годы произошло резкое увеличение стоимости оборудования электрических сетей, в меньшей степени и оборудования электростанций [44].

Ориентация на развитие ТЭЦ позволит сократить инвестиции в развитие электроэнергетики РФ в течение 2010-2015 гг. почти на 3 трлн. руб. или почти в 2 раза, в т.ч. за счет сокращения вводов магистральных и распределительных сетей более чем в 2 раза [45].

Таким образом, здесь реализуется кропотливое (эволюционное) повышение мощности и эффективности местных систем энергоснабжения посредством малозатратных мероприятий с небольшими сроками окупаемости и реализацией имеющихся значительных резервов экономии топлива. Все это позволит избежать оплаты раздутой и нерациональной с точки зрения сроков и структуры мощностей существующей программы за счет переориентации с экстенсивного роста на качественную модернизацию энергетического хозяйства.

В то же время отказ от акцента на мощные бинарные ПГУ и ГТУ придаст импульс развитию отечественного энергомашиностроения. Модернизация энергетики - это шанс для возрождения энергостроительной индустрии. Сэкономленные средства необходимо направить на реанимацию разваливающегося сетевого хозяйства, а сэкономленное время - на подготовку кадров и разработку инновационных энергетических технологий.

Потребность энергетики РФ в крупных ГТУ преувеличена: требуется лишь небольшое количество для надстройки некоторых газовых КЭС, мощность которых должна быть минимальной, и, возможно, для некоторого количества ПГУ-ТЭЦ.

Мощность КЭС определяется недостающей мощностью (с учетом требуемого резерва) покрытия летних нагрузок за вычетом имеющихся в это время мощностей ТЭЦ, АЭС и ГЭС. С другой стороны, можно подобрать такое оборудование ТЭЦ, которое сможет обеспечить основную (базовую) часть электрической мощности на нагрузке ГВС (например, ПГУ-ТЭЦ). Снижение доли КЭС уменьшит перетоки мощности и, соответственно, долю электроэнергии, теряемой в сетях и преобразователях.

В масштабах страны необходимо учитывать, что чем дальше находится источник электроэнергии от потребителя, тем выше потери электроэнергии при передаче. Также любое участие КЭС и/или котельных в покрытии базовых (и даже полупиковых) электрических и тепловых нагрузок в отопительный период указывает на имеющиеся резервы развития когенерации и, следовательно, экономии топлива.

В климатических условиях РФ, когда на теплоснабжение тратится значительно больше топлива, чем на электроснабжение, неправомерно рассматривать КПД котельных и ТЭС отдельно (тем более ТЭЦ в конденсационном режиме, которого к тому же в реальности никогда не бывает в чистом виде, т.к. остается нагрузка ГВС) так же как развитие электроснабжения в отрыве от теплоснабжения: необходимо переходить к рассмотрению эффективности энергоснабжения территории в целом.

Тогда станет очевидной необходимость расширения применения теплофикации (когенерации) с соблюдением соответствия электрических и тепловых мощностей теплофикационных систем нагрузкам обслуживаемых потребителей.

Оценка инновационности (эффективности) той или иной создаваемой энергетической технологии должна проводиться на примере типизированного района РФ - насколько она может обеспечить эффективность его энергоснабжения, а при модернизации существующих систем энергоснабжения - насколько сможет повысить эффективность энергоснабжения в пересчете на единицу инвестиций [24,28].

В ближайшее же время наиболее актуальна задача приведения энергетики РФ к уровню развитых государств по важнейшему показателю - отсутствию котельных на газе. Так, в США и европейских странах законодательно запрещено сжигать газ в котельных [46].

Оценку потенциала экономии топлива в энергоснабжении (без учета нетрадиционных и вторичных энергетических ресурсов) нужно проводить относительно предельного (идеального) уровня, когда КИТТ рассматриваемой системы энергоснабжения близок к высшей теплоте сгорания используемого топлива (для природного газа составляет 111-112% относительно низшей).

Соответственно, это может быть достигнуто при соблюдении условий:

1) высокий КИТТ используемого оборудования ТЭЦ;

2) зона электроснабжения ТЭЦ максимально совпадает с ее зоной теплоснабжения (ГВС) в течение всего года, поскольку как при импорте, так и при экспорте электроэнергии нарушается принцип комбинированности энергоснабжения.

Например, для Москвы при коэффициенте теплофикации 0,55 соотношение электрической (P) и тепловой (Q) мощности энергоустановок ТЭЦ должно быть P:Q=1:3,5•0,55=1:1,925 (без учета потерь).

Следовательно, при КИТТ=1,05-1,1 электрический КПД должен быть около 0,36-0,38. Такая теплоэнергетическая установка в отопительный период экономит 17-21% топлива в сравнении с бинарной установкой типа ПГУ-450Т с КИТТ=0,86 и теплофикационным КПД=0,45 (соотношение P:Q=0,45:0,41 или 1:0,91), дополненной водогрейным котлом с КПД=0,9 [24,28]. В случае же если зона электроснабжения ТЭЦ превосходит зону теплоснабжения, КПД децентрализованных котельных должен быть не менее КИТТ ТЭЦ.

С позиции ТЭК страны в целом при расчете нетто-показателей энергоснабжения каждая тонна топлива, используемая в СЭ, кроме энергосодержания должна иметь дополнительный параметр в виде собственной энергоемкости так же как ее стоимость включает в себя издержки на производство и доставку.

Этот параметр может быть пересчитан на первичное топливо. Например, поскольку на передачу природного газа тратиться примерно 3% его количества на каждую тыс. км, то на каждый куб. м сожженного газа, переданного на 3 тыс. км, приходится примерно 1,1 куб. м первичного.

Тогда относительная эффективность инвестиций

,

где - ожидаемое (прогнозируемое) значение коэффициента эффективности использования топлива в результате реализации мероприятий, - начальное значение, - требуемые инвестиции, 100% - достигаемый процент экономии первичного топлива [24].

При такой комплексной оценке эффективности энергоснабжения [24,28] отнюдь не очевидно, что в число первоочередных попадут энергосберегающие мероприятия по замене ламп накаливания и утеплению зданий. Например, срок окупаемости мероприятий по утеплению кровли составляет 30 лет, а наружных стен - 15 [47].

Скорее всего, по экономии первичной энергии (топлива) на единицу инвестиций они значительно уступят мероприятиям по повышению эффективности генерации и транспорта энергии [48]. А за счет меньших энергозатрат на транспорт местные (в т.ч. возобновляемые) энергоресурсы получат преимущества перед привозными, особенно в удаленных районах.

Кроме изменения метода оценки эффективности технологий при проведении тендеров необходим переход от стоимости строительства ТЭС (которое составляет не более трети общих затрат, остальное - ремонт, сервис и т.д.) к стоимости жизненного цикла, поскольку некоторые зарубежные производители сознательно занижают цену заявки, закладывая будущий доход в сервисное обслуживание и ремонтные работы [49]. Соответственно, аналогичные изменения в подходах нужны и при разработке энергопрограмм.

Наибольший потенциал экономии топлива в энергетике (а, возможно, и экономике в целом) РФ заложен именно в области оптимизации структуры генерирующих мощностей: повышение доли комбинированного производства энергии.

Также важны оптимизация режимов работы ТЭЦ (снижение конденсационной выработки), использование теплоты конденсации влаги из продуктов сгорания природного газа, снижение потерь энергии в сетях и создание оборудования ТЭЦ с высоким коэффициентом эффективности использования топлива [24].

Базовые КЭС на газе (в т.ч. ПГУ) должны исчезнуть как неэкономичные станции, потребляющие высокоэффективное топливо и имеющие значительные потери в сетях при доставке электроэнергии потребителям из-за удаленности от центров энергопотребления. Тем более с учетом планируемого широкомасштабного строительства АЭС и угольных ТЭС.

Дальнейшая экономия топлива может быть достигнута при переходе от теплофикации (когенерации) к энергофикации (полигенерации). Энергофикация - энергоснабжение потребителей на базе комбинированной выработки продуктов, получение которых требует затрат первичной энергии топлива: электроэнергия, пар, тепло, горячая вода, холод для кондиционирования, а в перспективе - водород, обессоленная вода, чистый воздух, кислород, жидкое топливо из газа, нефти или угля и т.д.

Например, при комплексной оценке энергоснабжения [24] представляется, что в большинстве случаев выгоднее (по финансовым и топливным затратам) сжигать природный газ на эффективной ТЭЦ и обеспечивать население электроэнергией, нежели подавать газ в дома для приготовления пищи, не говоря уже об упрощении системы и повышении уровня безопасности.

Отсюда следует вывод: разработка энергопрограмм должна проводиться на низовом уровне - отдельных городов, районов, поселков с ориентацией на комбинированное обеспечение энергетических потребностей планируемого развития производств и экономики в целом рассматриваемых территорий.

Соответственно, необходимость Генеральной схемы развития электроэнергетики в принципе представляется сомнительной (на федеральном уровне может планироваться развитие атомной, большой гидроэнергетики и, в некоторой степени, угольной).

Кроме того, здесь имеется некое противоречие: генерирующим компаниям (ГК) как хозяйственно самостоятельным субъектам навязывается реализация зачастую коммерчески неэффективных проектов, придуманных не ими. Необходимо предоставить большую свободу ГК в разработке инвестпроектов, которые они будут выполнять, согласуя их с Системным оператором ЕЭС.

Целесообразно задавать лишь общие показатели: ввод мощностей или необходимый резерв, показатели эффективности энергоснабжения или темп их улучшения.

Необходимо подчеркнуть, что “при реализации инвестпроектов больше всего рисков возникает от недостаточной проработки технических заданий, ТЭО и рабочей документации” - Дмитрий Тарасов, первый заместитель генерального директора ОАО “Группа Е4” (см. рис.) [50].



Важность первоначальных этапов принятия решений (на уровне концепций и НИР) очень велика, несмотря на их небольшую долю в стоимости конечного продукта (ряде станций), ввиду последующих массовых вводов энергообъектов. Поэтому необходим тщательный анализ ситуации в целом, в т.ч. возможностей отечественного энергомашиностроения, климатических особенностей страны и ее регионов, имеющихся резервов энерго- и ресурсосбережения в каждой конкретной СЭ и экономии инвестиций с целью недопущения значительного роста тарифов, от величины которых в значительной мере зависит конкурентоспособность российских предприятий [51].

...