Малая энергетика

Ряд факторов свидетельствуют о том, что темпы роста тарифов составят в ближайшие 5 лет не менее 15% в год и не менее 10% в среднесрочной перспективе.

Бледных С.В., руководитель секции «Малая энергетика» при председателе Комитета по энергетике ГД ФС РФ, Председатель комитета по энергетике РСС; Агафонов Б.Н., к.т.н., ЗАО «ЭНЕРГОТЕХ»; Агафонов А.Б., инженер, ЗАО «ЭНЕРГОТЕХ»; Мишина К.И., инженер, ООО «Петрокотел-ВЦКС»

Анализ причин, вызывающих постоянный рост тарифов на электро- и теплоресурсы, естественным образом подводит нас к ответу на поставленный вопрос. После либерализации рынка электроэнергетики в 2011 году стоимость 1 кВт/ч для небольших потребителей (до 10 МВт), подключенных к сетям низкого напряжения, превысила 3 - 4 рубля, а в ряде регионов Центральной и Южной России достигала 6 – 6,5 рублей. В северных регионах России стоимость 1 кВт/ч давно ушла за разумную границу и находится в диапазоне от 10 до 18 рублей. Следовательно, для значительной части российских потребителей уже сегодня тарифы сравнимы или выше, чем в США и Восточной Европе.

Ряд факторов, о которых речь пойдёт ниже, свидетельствуют о том, что темпы роста тарифов составят в ближайшие 5 лет не менее 15% в год и не менее 10% в среднесрочной перспективе. Причины, постоянно провоцирующие рост тарифов, условно можно разделить на связанные:

• с генерацией электроэнергии и тепла;
• с доставкой электроэнергии и тепла потребителям.

В настоящее время доминирующее положение на рынке электро- и теплоресурсов занимают средние и крупные ТЭЦ, ТЭС, ГРЭС и ГЭС, входящие в систему централизованного энергоснабжения российских потребителей. Сразу же заметим, что до 70% территории России находится в зонах децентрализованного энергоснабжения. На остальных территориях спрос на энергоресурсы колеблется в диапазоне от 30 до 80% технических возможностей электрических станций (ЭС). Например, в регионах, где ведётся добыча нефти, газа, угля ЭС загружены на 80 - 85%. Казалось бы, в энергодефицитные районы можно организовать значительные перетоки электроэнергии. Однако из-за ограниченной пропускной способности и существующего износа региональных сетей осуществить подобные мероприятия в больших объёмах, чаще всего, невозможно. Следовательно, в ряде регионов сохраняется дефицит в энергоснабжении, который надо за счёт чего-то покрывать, а в энергоизбыточных регионах необходимо поддерживать в резерве значительную часть генерирующего оборудования ЭС. И то и другое приводит к дополнительным затратам, что отражается в цене энергии на оптовом рынке.

Существенное влияние на цену отпускаемой ЭС энергии оказывает низкая эффективность российских ТЭЦ и ТЭС, которые были введены в эксплуатацию несколько десятков лет назад и сегодня их оборудование морально и физически устарело и изношено. В настоящее время износ генерирующих мощностей в России находится на уровне 65-70% – это около 25% мощностей энергоблоков и более 40% мощностей неблочного оборудования ТЭС и ТЭЦ уже выработало свой ресурс. Дальнейшая эксплуатация такого оборудования физически и экономически нецелесообразна. Более 50% оборудования ГЭС также перешагнуло нормативный срок эксплуатации. Таким образом, износ оборудования резко снижает возможности ЭС работать на номинальном и близким к нему режимах, на которых достигается максимальная экономичность станции. Однако новые владельцы генерирующих мощностей не спешат вкладывать средства в их развитие, мотивируя это тем, что сдерживание тарифов на электроэнергию и тепло не даёт возможность привлечь деньги на модернизацию существующих станций и строительство новых. То есть вмешательство государства в формирование тарифов снижает инвестиционную привлекательность энергетики. Стоит отметить также нежелание владельцев заниматься ремонтом оборудования ЭС, стоимость которого из года в год растёт. Поэтому вполне естественным оказался переход к эксплуатации оборудования ЭС «по состоянию», т.е. без ремонтов и до очередной аварии.

Сегодня около 80% первичных энергоресурсов, потребляемых энергетикой России, составляют газ и нефтепродукты. Следовательно, углеводородная, в частности газовая, зависимость не может не оказывать заметного влияния на тарифы. Так, например, расход газа на 1 кВт произведенной электроэнергии у российских ТЭС примерно в 1,5 раза больше, чем у ТЭС развитых стран. Т.е. из относительно дешевого газа вырабатывается дорогое электричество. Поэтому даже небольшое повышение цен на газ приведет к заметному росту цен на оптовом рынке электроэнергии. Сейчас цена на оптовом рынке электроэнергии не превышает 1,5 рубля за кВт/ч. В себестоимости производства электроэнергии топливная составляющая для ЭС, работающих на газе, уже превышает 60%. Следовательно, для сохранения конкурентоспособности ЭС России необходима массовая модернизация или замена основных фондов практически на всех ЭС.

Важной причиной увеличения цен на электроэнергию считается неудачный раздел РАО ЕЭС России. Одной из целей ликвидации РАО ЕЭС было образование конкурентной среды при производстве и передаче энергии потребителям. В результате конкуренции цены на оптовом рынке должны были снижаться. Однако ни того, ни другого не произошло. Кроме этого, вновь наблюдается монополизация региональных рынков. Так ОАО «ГАЗПРОМ» владеет крупными пакетами акций в 5 из 6 ОГК и 15 из 17 ТГК.

Однако главной причиной увеличения тарифов является рост сетевой составляющей в конечной цене, которая в настоящее время уже превысила 60%. Если значительная часть электроэнергии поступает из других регионов, то доля сетей может в разы превышать долю генерирующих компаний. Росту сетевой составляющей способствует не только износ свыше 60% основного оборудования сетевого хозяйства, но и перекрёстное субсидирование, когда промышленные предприятия, оплачивая тариф на передачу электрической энергии, покрывают убытки сетевых компаний, возникающие при оказании аналогичной услуги населению. Кроме этого, отмена системы регулирования сбытовых надбавок на розничном рынке, привела к росту сбытовой составляющей.

Таким образом, подводя итог краткого анализа причин роста тарифов, можно смело утверждать, что централизованная электроэнергетика находится в кризисном состоянии, следствием которого может быть частичный или полный отказ от услуг централизованного энергоснабжения и подобные прецеденты уже наблюдаются. Поэтому появление на энергетическом рынке нового игрока – «энергетических дискаунтеров», - является сегодня большей реальностью, чем обещания государства существенно увеличить объем инвестиций в традиционную электроэнергетику.

Процесс создания распределенной энергетики, а, по-существу, собственной генерации, активно начался 5 лет назад. То, что это так, можно судить по числу запросов у ЗАО «ЭНЕРГОТЕХ» на поставку паротурбинных энергетических установок и мини-ТЭЦ за последние 5 лет, число которых практически удваивалось каждый год. Следует заметить, что при достижении стоимости 1 кВт/ч электроэнергии при низком и среднем напряжении для промышленных предприятий 4 - 5 руб. количество реальных заказов начало возрастать. Т.е. эта стоимость электроэнергии оказалась порогом, после которого переход к собственной генерации для многих потребителей стал очевиден и не только при использовании местных видов топлив, но и газа. Если себестоимость производства 1 кВт/ч электроэнергии на ЭС, топливом которой является газ, составляет около 1,5 руб., то для ЭС, топливом которой является, например, древесная щепа, она составляет от 0,40 до 1,00 руб. Дополнительную выгоду дает и отсутствие платы за техприсоединение, которая в отдельных регионах достигает до 100 тыс. руб. за один кВт.

Под «энергетическим дискаунтером» (ЭД) понимается мини-ТЭЦ, принадлежащая некой управляющей компании, которая строит её за свои средства, имея долгосрочные контракты с потребителями энергоресурсов. Максимальная электрическая мощность мини-ТЭЦ не должна превышать 25 МВт. Станция вырабатывает электро- и теплоэнергию (когенерация) и холод (тригенерация), при этом коэффициент использования топлива может достигать 80% и более.

Анализ состояния централизованной энергетики прямо указывает на целесообразность строительства ЭД в энергодефицитных регионах и в составе существующих или вновь образуемых промышленных, сельскохозяйственных и иных кластеров. Размещение ЭД вблизи к потребителям энергоресурсов существенно сократит издержки на транспортировку энергии, а также, учитывая особенности формирования ЭД, сроки ввода в эксплуатацию.

Минимизация затрат на создание ЭД, в первую очередь, требует решения следующих задач:

• анализа технологий, используемых предприятиями-потребителями энергии, с точки зрения применения отходов производств в качестве топлива ЭД;
• выбора вида топлива или видов топлив;
• выявления потребности в электроэнергии, тепловой энергии (горячего водоснабжения, отопительной и технологической тепловой энергии в виде воды и пара) и холода для всех потребителей;
• обоснования выбора тепловой схемы мини-ТЭЦ, выбора котельного оборудования в зависимости от вида основного и резервного топлива, выбора энергогенерирующего оборудования в зависимости от режима (режимов) работы станции;
• определения технологии складирования и хранения топлива, топливоподачи;
• описания конкретных условий (ограничений) потребления различных видов энергии каждым потребителем. Эти данные необходимы также и для определения резерва мощности станции.

Исследования структуры потребления энергии существующими и проектируемыми кластерами позволили определить диапазон, в пределах которого колеблется электропотребление: от 2 до 10 МВт. Тепловое потребление зависит от географического положения кластера и от технологий предприятий его образующих. Поэтому в основу формирования ЭД положен блочный принцип, т.е. в качестве базового энергоблока выбран блок (котел+турбина) электрической мощностью 2,5 МВт и тепловой до 10 Гкал. Этот энергоблок является оптимальным для целей регулируемой генерации и обеспечивает высокую эффективность мини-ТЭЦ при максимальной гибкости регулирования нагрузкой.

Паротурбинная мини-ТЭЦ должна соответствовать ряду жестких ограничений: экологической безопасности, технической безопасности, высокой надежности и функционированию с общей сетью, параллельно с сетью и на выделенную нагрузку. Этим требованиям в полной мере соответствует мини-ТЭЦ, сформированная на базе энергоблоков 2,5 МВт. Техническая безопасность, автономность функционирования и высокая надежность энергоблоков обеспечивается высокой степенью автоматизации процессов контроля и управления генерацией, а также передовыми техническими решениями, заложенными в конструкциях составляющих энергоблоков. Ресурс энергоблока устанавливается в 300 000 часов.

Экологическая безопасность достигается за счет применения современных технологий организации топочных процессов, обеспечивающих минимальный выход вредных веществ с продуктами сгорания: окислов азота NO_х, окиси углерода СО, окислов серы SO_х (в том случае, если это топливо, содержащее серу, например, уголь). Выбросы твердых частиц минимизируются за счет установки высокоэффективных мультициклонов, тканевых фильтров, электрофильтров. Уровень шума энергоблока не превышает 60 дБ на расстоянии 10 м.

Котлоагрегат и турбоагрегат имеют модульную конструкцию, максимальной заводской готовности, что дает возможность выполнить их монтаж и наладку в короткие сроки. ЭД, состоящий из нескольких энергоблоков, обладает следующими достоинствами:

• рабочий диапазон нагрузок от 30 до 110%, позволяющий максимально выгодно использовать станцию при больших суточных колебаниях нагрузки;
• высоким качеством вырабатываемой электроэнергии;
• эксплуатацией энергоблоков «по состоянию» и, как следствие, ЭД имеет низкие эксплуатационные расходы;
• низкой стоимостью ЗИП и ТО, заметно ниже, чем у других видов генерирующего оборудования.

Перечисленные выше общие требования к ЭД позволяют перейти к анализу требований к основному оборудованию с точки зрения выявления путей минимизации затрат при создании и последующей эксплуатации мини-ТЭЦ.

При обсуждении вопросов создания мини-ТЭЦ, как правило, главное внимание сосредотачивается на выборе котла и турбины, причем, чаще всего, рассматриваются не технические характеристики, а ценовые. Но, как показывает практика проектирования мини-ТЭЦ, доля этих элементов не является определяющей в цене мини-ТЭЦ. В качестве примера приведем данные по затратам на мини-ТЭЦ электрической мощностью 2,5 МВт и тепловой – 12,8 Гкал, топливом которой являются отходы мебельного производства.

В стоимости мини-ТЭЦ доля оборудования составляет 39,63%, здесь доля турбины – 12,51%, котла с топкой – 6,67%; доля систем автоматизации – 3,02%, доля строительных работ – 13,41%, доля монтажных работ – 8,22%. Этот перечень затрат хотя и укрупненный, но позволяет определить мероприятия по сокращению издержек при создании мини-ТЭЦ, а также сделать важные выводы, связанные с унификацией оборудования мини-ТЭЦ, что при серийности поставок энергоблоков может дать заметное конкурентное преимущество. Здесь уместно заметить, что часто возникает соблазн ради экономии средств закупить неосновное оборудование у производителей, которые предлагают, казалось бы, аналогичное оборудование и по более низким ценам. Однако во время монтажа этого оборудования, как правило, возникают различные нестыковки и несоответствия и, чтобы их устранить, приходится находить инженерные решения, требующие дополнительных затрат. Следовательно, каждый комплектующий мини-ТЭЦ элемент или узел должен производиться серийно и, как минимум, двумя заводами. Строительная часть мини-ТЭЦ должна иметь максимальную заводскую готовность. Компоновка оборудования, разводка силовых, информационных, управляющих линий связи внутри и снаружи станции также должна быть оптимальной и типовой.

В приведенном выше примере ЭС доля автоматизации составила 3,02%, но она не включала доли автоматизации систем регулирования и управления котлом и турбиной, которые выполняются, соответственно, поставщиками и часто на различных программно-аппаратных платформах. Поэтому принципам построения АСУТП станции необходимо уделить особое внимание.

На первых мини-ТЭЦ, когда в состав ее входила одна турбина, чаще противодавленческая, регулирование мощности осуществлялось по принципу «скользящего давления». Станции, в состав которых входит несколько энергоблоков, требуют уже иных подходов к регулированию частоты и мощности. В этом случае АСУТП станции должна учитывать ряд особенностей станции, как объекта регулирования:

• наличие нескольких генераторов;
• быстрое изменение мощности при изменении нагрузок на предприятиях кластера;
• технологические ограничения, связанные с обеспечением надежности работы котлов, паропроводов, коллекторов, турбин на переменных режимах;
• влияние скорости изменения нагрузки станции на надежность работы котлов, турбин;
• возможность параллельной работы станции с сетью и/или другими генерирующими электрическую мощность объектами.

Поэтому на какое-бы количество подсистем не была сегментирована АСУТП станции, ее главной задачей было и остается регулирование частоты и мощности в соответствии со Стандартом ЦДУ РАО ЕЭС «Нормы участия энергоблоков ТЭС в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты» [1]. Исходя из этого и должны выстраиваться функции подсистем: общемашзального оборудования, оборудования котельного и турбинного залов, энергоснабжающего оборудования. Здесь не будем приводить содержательные части подсистем: в общем виде они многократно описаны и технически могут быть реализованы на различных программно – аппаратных платформах. Важнее подчеркнуть, чтобы каждая подсистема являлась элементом реализации главной задачи мини-ТЭЦ. При таком подходе к построению каждой подсистемы с учетом особенностей ее функционирования в рамках общей задачи удается избежать избыточности функций и аппаратуры, а также создать распределенные подсистемы, обеспечивающие автономное функционирование отдельных групп оборудования.

Остановимся на некоторых технологических вопросах эксплуатации оборудования мини-ТЭЦ и рассмотрим их с точки зрения выбора этого оборудования. Так котлы, работающие на газовом или жидком топливе, являются достаточно маневренными в части реакции на изменение нагрузки станции и позволяют достаточно точно отслеживать изменения расхода пара перед турбинами. В том случае, когда используются другие виды топлива (местные виды топлива – древесные отходы, торф, уголь) при единичной тепловой мощности котлоагрегатов до 86 Гкал целесообразно использовать топочные устройства с кипящим слоем (котлы с высокотемпературным циркулирующим кипящем слое - ВЦКС). Последние хорошо себя зарекомендовали при работе на различных местных видах топлива. Данные топочные устройства, в отличие от слоевых, обладают повышенной маневренностью, что на практике упрощает возможность регулирования начальных параметров перед турбиной.

Поддержать заданные балансы тепловой и электрической мощностей можно либо за счет разгрузки (подгрузки) соседних турбин, либо обводного регулирования со сбросом редуцированного пара с большим теплосодержанием в пароводяные подогреватели сетевой воды. При большом тепловом потреблении это, как правило, не приводит к колебаниям температуры сетевой воды на выходе из мини-ТЭЦ.

Существенное влияние на состав турбинного оборудования мини-ТЭЦ оказывает режим ее работы. Различают следующие режимы: по электрическому графику, по тепловому графику и по смешанному электрическому и тепловому графику. Если противодавленческие турбоагрегаты по своим конструктивным особенностям не предназначены для участия в поддержании частоты и эксплуатируются в основном в базовом режиме по тепловому графику, то конденсационные турбоагрегаты, например, с теплофикационным отбором уже позволяют работать по смешанному графику нагрузки. То есть включение в состав станции энергоблоков с конденсационными, противодавленческими турбинами с производственными и теплофикационными отборами дает возможность удовлетворить любые запросы и осуществить качественное энергоснабжение потребителей.

Следует остановиться также на требованиях к проекту ЭД, который должен быть отработан до мелочей, начиная от выбора оборудования, его размещения и т.п. до выверки инструкций по сборке и опробованию оборудования мини-ТЭЦ. Как показал опыт создания подобных мини-ТЭЦ, этот этап следует считать важнейшим, так как недостаточное внимание к нему является причиной многочисленных неувязок и задержек, возникающих в ходе строительства мини-ТЭЦ, а, следовательно, и дополнительных затрат. Именно этот этап определяет стоимость и сроки ввода ЭД в эксплуатацию.

В заключении отметим, что данные, которые мы приводим для характеристики состояния централизованной энергетики России, вполне коррелируют с данными, приводимыми в различных литературных источниках, например [2,3], и озвучиваемыми на различных конференциях и дискуссиях. Поэтому ЭД могут стать реальным направлением развития распределенной энергетики России, особенно с использованием местных видов топлива.

Литература:

1. Стандарт СО–ЦДУ ЕСЭ 001-2005. Нормы участия энергоблоков ТЭС в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты – М.2005.
2. Пятакова Н.И., Славин Г.Б., Челызов М.Б. Что же такое «энергетическая безопасность»? Академия Энергетики, №6(50), 2012, с.6-12.
3. Егоров И. Вынужденная распределенная энергетика. Независимая газета, №92(5856), 2013, с. 9-10.