к.т.н., нач. отдела энергоаудита ЗАО «Профаудит»

Развитие Большой энергетики начинает отставать от роста экономики. циклы старения оборудования энергосистем опережают темпы модернизации. Изменение политических и экономических условий и новые технологии в отрасли диктуют необходимость модернизации большой энергетики путем строительства энергоблоков средней и малой мощности на промышленных предприятиях и районных котельных.

Рост энергопотребления в России

После кризиса 1998 г. потребление электроэнергии российской промышленностью с каждым годом растет, но уровень 1990 г. пока так же не достигнут. В непромышленной сфере этот показатель вырос за последние 10 лет на 21%. На 35% увеличилось потребление электроэнергии населением: сказывается повседневное использование бытовой техники, большие объемы индивидуального строительства и отмена некоторых ограничений на использование электроэнергии (например, для отопления). Доля коммунального электропотребления составляет 16% от общего объема. Для примера, в развитых странах этот показатель составляет 25–30%. По прогнозам, к 2020 г. жилищный фонд Москвы увеличится так же на 40%, а с учетом других объектов общая плошать застройки в столице вырастет на 90%. Это повлечет за собой увеличение потребления тепла в 1,4 раза, а электроэнергии — в 1,5 раза. Соответственно следует ожидать значительный рост коммунального электропотребления. В настоящее время в России средний темп увеличения потребления электроэнергии — 2–3% в год. В Московской области этот показатель за 2003 г. составил более 5,7%. так же одна предпосылка роста электропотребления — устаревшие технологии промышленного производства. Кроме того, Россия — страна с суровыми климатическими условиями, холодная зима требует и больше затрат на транспорт тепла [1], удельные затраты на выпуск продукции у нас в 2–4 раза больше. К примеру, если считать удельное теплопотребление на коммунальные нужды в России равным 100%, то в США оно всего 34%, при той же степени теплоизоляции, в Англии — 35%, в Дании — 63%.
Соответствует ли темп развития энергетики растущим потребностям страны?

В 1994 г. Россия планировала до 2005 г. построить 13 105 МВт современных газотурбинных энергоблоков и энергоблоков комбинированного цикла [2]. В 2000 г. был введен в строй один парогазовый энергоблок 450 МВт на Северо-Западной ТЭЦ в Санкт-Петербурге. Чтобы его реализовать потребовалось около 20 лет, а удельная стоимость, по некоторым источникам, оценивается в $1600 за кВт, что не ниже зарубежных цен [3]. В мире уже более 20% электроэнергии вырабатывается с использованием ГТУ и ПГУ. Доля установленных в России ГТУ-ТЭЦ составляет около 1% общей мощности тепловых электростанций [4]. На данный период в России некоторый избыток установленных мощностей, но это старое оборудование. На отдельных угольных станциях затраты на ремонт достигают 20% от себестоимости производства электроэнергии. По данным РАО «ЕЭС России» [5], в энергосистемах наступил период лавинообразного старения оборудования. К 2010 г. выработает свой ресурс 104 млн. кВт или около 50% мощности ТЭС и ГЭС, а к 2020 г. эта цифра вырастет до 150 млн. кВт или до 70%. Причем, на ГЭС к 2010 г. 79% турбогенераторов выработают свой ресурс, а к 2020 г. — 97%. Немалые затраты потребуются и в укрепление плотин. в настоящий момент в России назрела проблема не как такового роста производства электроэнергии, но хотя бы сохранения уровня производства при стремительном темпе старения оборудования ТЭК и электроэнергетики.
В 2003 г. крупнейшая энергосистема «Мосэнерго» впервые столкнулась с дефицитом мощностей для обеспечения энергией Москвы и Московской области. В прошлом году РАО было введено в строй около 2000 МВт новых мощностей — это менее 1% от установленной мощности (215 тыс. МВт). Капитальные затраты составили $2,6 млрд. [5]. Такими темпами РАО не сможет обеспечить планируемый рост потребностей 3% в год, а тем более замену выработавших ресурс 104 тыс. МВт к 2010 г. (по 10% в год!).
Планы реструктуризации Единой Энергосистемы России не позволят в ближайшее время обеспечить ожидаемого притока инвестиций в отрасль. Подобный опыт других стран тоже не вселяет оптимизма. По оценкам Института общественной политики Калифорнии в США (Public Policy Institute of California), общие убытки, вызванные энергетическим кризисом, последовавшим за реформированием электроэнергетики (либерализацией), оценены в $45 млрд. Эта сумма складывается из завышенных тарифов, убытков обанкротившихся компаний и упущенной выгоды в результате замедления экономического роста [6]. Такой убыток сравним с требуемыми России затратами ($48–58 млрд.) на техническое перевооружение и полную замену оборудования, выработавшего свой ресурс [5].
Даже возможное финансирование РАО «ЕЭС России» и ГАЗПРОМом строительство новых крупных энергоблоков для своих объектов обеспечит ввод нового оборудования не раньше, чем через 10 лет. Время на установку новых энергоблоков на существующих станциях потребуется меньше. Однако, это путь только для традиционной модернизации. Необходимо «приближение» ТЭЦ к средним и мелким потребителям в малых городах и поселках.
Энергосбережение

Энергосбережение, по оценкам специалистов, может снизить удельное энергопотребление на единицу выпускаемой в России продукции на 40–48%. Россия может в течение 20 лет развивать свою экономику без увеличения потребления топлива [И.А. Башмаков, ЦЭНЭФ].
Целая армия специалистов России уже работает в области энергосбережения в консалтинговых, энергоаудиторских, энергосервисных фирмах и фирмах-поставщиках энергосберегающего оборудования. За последние 5–7 лет российский рынок насытился приборами контроля и управления энергетическими потоками. Мы можем порадоваться отдельным примерам успешной работы по энергосбережению. Так, на Магнитогорском металлургическом заводе с 1996 г. по 2001 г. удельное энергопотребление на выплавку тонны стали было уменьшено в 1,5 раза [6]. Но в целом по стране цикл интенсивного использования резервов энергосбережения будет длительным — если опираться на опыт США — около 20 лет.
Теплофикация

Теплофикация, или другими словами энергоснабжение на базе комбинированной, совместной выработки электрической и тепловой энергии в одной установке развивается в России с начала прошлого века.
Средний показатель теплофикации страны так же в советское время «застыл» на уровне 35%. В крупных городах и в Москве доля теплофикации достигает 70%, а в Московской области только 4% тепла потребители получают от «Мосэнерго», так как они удалены от крупных ТЭЦ.
Традиционное развитие энергетики на основе крупных энергоблоков не позволит распространить теплоснабжение от ТЭЦ в малые города, поселки и села.
Схема раздельного электроснабжения от ТЭС и теплоснабжения от котельных менее экономична, чем от ТЭЦ. Выработка электроэнергии на тепловом потреблении в РАО «ЕЭС России» составляет около 50% [7]. Надстройка промышленных и отопительных котельных газотурбинными и газопоршневыми энергоблоками позволяет получить k использования топлива 80% и более.
Логично желание приблизить генерирующие источники (ТЭЦ) к потребителям. В этом случае мощность новых ТЭЦ должна быть значительно меньшей. В США средняя мощность заказываемых энергоблоков в последнее десятилетие уменьшилась до 36 МВт.
Программы строительства энергоблоков малой мощности активно стимулируются в США [14], Англии и других странах Евросоюза, где уровень теплофикации достигает всего 4–9%. Особенное внимание уделяется строительству ТЭЦ. Ориентиром в этой области можно считать Финляндию и Данию. Следует отметить, что в Восточно-европейских странах, таких как Венгрия, Румыния и др. уровень теплофикации достигает 60–70%, а в Словакии — 96% (!) [9].
Приближение генерирующего источника к потребителю уменьшает затраты на строительство распределительных сетей.
Это архиважно, так как стоимость получаемой потребителем электроэнергии в России в 2–2,5 раза выше, чем стоимость ее производства на электростанции, а стоимость тепла удваивается за счет потерь и затрат на эксплуатацию теплосети.
Сравнительная оценка затрат традиционного развития энергетики в США, проведенная «Всемирным альянсом за децентрализованную энергетику» (WADE), показала, что строительство ТЭЦ малой мощности вместо крупных энергоблоков и уменьшение затрат на развитие сетей позволит США уменьшить суммарные затраты в модернизацию энергетики на 30%.
Нет проблем с энергосистемой, если ты сам энергосистема

За последние 7 лет многие энергетики предприятий-потребителей осознали необходимость строительства автономных энергоисточников. так же приятнее, что это понимание приходит к руководителям предприятий и государственных органов.
Рост тарифов на тепло вынудил многие промышленные предприятия к строительству собственных котельных. Такая тенденция отмечается последние 10 лет. Собственное тепло обходится в 2–4 раза дешевле. Это привело к тому, что на множественных ТЭЦ на противодавленческих турбинах уменьшилось производство электроэнергии, а это серьезный удар по их экономической эффективности.
В последние 3–4 года интерес потребителей растет также к производству электроэнергии «собственными силами» из-за продолжающегося роста тарифов, угрожающей ненадежности энергосистем, и «пугающего» рынка электроэнергии.
Тот же Магнитогорский металлургический комбинат увеличил в последние годы собственные электрогенерирующие мощности на 121 МВт. Общая мощность заводских ТЭЦ достигла 530 МВт и только 30 МВт потребляется от энергосистемы. Следует отметить, что себестоимость собственной электроэнергии в 3 раза меньше, чем стоимость электроэнергии от энергосистемы [10].
В 2000 г. Московское правительство предпринимало попытки организовать новую энергосистему «Москваэнерго», которая была бы альтернативой энергосистеме «Мосэнерго». В настоящее время планируется строительство новых электростанций, в том числе энергообеспечения комплекса «Москва-Сити», и ввод газотурбинных установок на существующих районных котельных. Эти генерирующие мощности будут принадлежать Москве, а не нынешней энергосистеме «Мосэнерго». На эти цели до 2010 г. московский бюджет должен выделить около 3 млрд. руб. Много ли это? По публикациям [7] в 2003 г. Москва получила $14 млрд. на инвестиции. В 2004 г. ожидается увеличение инвестиций до $15 млрд.
Сейчас доля независимых энергопроизводителей в производстве электроэнергии в Москве составляет около 3%. Ожидается, что через 16 лет она увеличится до 16%.
Работу по строительству собственных энергоисточников проводят и крупные корпорации. Газпром так же 5 лет назад создал специальную структуру «Газпромэнерго» и планомерно развивает программу строительства газотурбинных и газопоршневых энергоустановок в основном на базе отечественных разработок.
Весьма интересен пример энергосистемы «Башкирэнерго», которая развивает строительство малых энергоустановок непосредственно у потребителей на отдаленных объектах, таких как санатории, дома отдыха и др. [11].
Сколько нужно строить малых энергоблоков

В Советском Союзе строились как ТЭЦ, так и крупные районные котельные для централизованного теплоснабжения поселков или районов крупных городов.
Доля централизованного теплоснабжения достигла в СССР уровня 70% от всего теплоснабжения, а уровень теплофикации составлял половину от теплопотребления (или 35% от всего теплопотребления) и эти пропорции в новой России не изменились со времени развала СССР.

Блок-станции

«Блок-станциями» в России называются промышленные (и муниципальные) электростанции, которые могут работать параллельно с энергосистемой.
Таких электростанций 13 Их общая мощность фактически 8000 МВт.
Если блок-станции ранжировать по мощности (табл. , то можно оценочно определить мощность и количество энергоблоков малой мощности, которые могут быть востребованы для замены старого оборудования на этих станциях, k использования топлива на которых значительно выше, чем в энергосистемах.

Установка энергоблоков на котельных

Заманчиво превратить промышленные котельные и котельные централизованного теплоснабжения в ТЭЦ. Если на промышленных котельных, надстроенных электрогенерирующими блоками можно достичь коэффициента использования топлива 80% и более ввиду круглогодичного использования тепла в производстве, то коммунальные котельные летом дают тепло только в горячее водоснабжение, а это всего 15–20% тепловой мощности от зимнего уровня. Если ориентироваться на этот уровень теплоснабжения при планировании установки электрогенерирующих энергоблоков (предполагая, что соотношение электрической и тепловой мощностей составляет 1:1, как у газопоршневых энергоблоков), то в этом случае срок окупаемости нового оборудования сокращается значительно, так как оно будет эксплуатироваться круглогодично с тем же коэффициентом использования топлива 80–85%. Следует отметить, что собственное электропотребление котельной составляет не более 3% (по отношению к тепловой мощности), ТЭЦ будут избыточны по электроэнергии и в зимнее время.
Общее теплопотребление в России составляет 16х109 ГДж. 70% тепла в России поставляется потребителям централизованно от ТЭЦ и котельных, а за счет теплофикации от ТЭЦ — 35%.
На котельных может быть установлено около 30 тыс. МВт энергоблоков (с резервом), обеспечивающих кроме производства электроэнергии так же круглогодично горячую воду.

Электростанции вместо котельных

Современные технические возможности позволяют строить мини-электростанции с электрическим КПД превышающим КПД мощных отечественных энергоблоков со сверхкритическими параметрами, так как КПД газопоршневых электрогенераторов мощностью 3 МВт достигает 43%.
Мощность всех ТЭЦ России составляет 98 тыс. МВт. Они дают, как уже было отмечено, столько же тепла, что и централизованные котельные. Если необходимо организовать централизованное теплоснабжение только от ТЭЦ, необходимо установить на котельных так же 98 тыс. МВт электрогенерирующих блоков. При этом мы достигнем уровня теплофикации 70%.

Темп строительства распределенной и децентрализованной энергетики

В Концепции «Энергетическая стратегия России до 2010 г.», принятой в 1994 г., отмечено, что 50% российской территории — зоны децентрализованного электроснабжения. К таким относятся северные малонаселенные области. Россия имеет многолетний опыт строительства и эксплуатации малых дизельных и газотурбинных электростанций 0,5–72 МВт в северных районах страны. Но малые электростанции строятся не только там, но и на некоторых предприятиях в центральной России. Например, торговый комплекс «Три кита», построенный три года назад за МКАД, полностью обеспечивается собственным теплом, холодом и электроэнергией.
Как оказалось, собственная электроэнергия в 3 раза дешевле… К лету 2004 г. в Московской области уже было построено 11 объектов малой энергетики.
Производственные мощности Калужского турбинного завода по производству малых электрогенераторов с противодавленческими турбинами (0,5–3,5 МВт) были уже два года назад загружены полностью, что свидетельствует о спросе на такие энергоблоки производственными предприятиями, имеющими паровые промышленные котельные с избыточным давлением пара.
Модульные транспортабельные газотурбинные и газопоршневые энергоблоки полной заводской готовности могут устанавливаться повсеместно. В Башкирии в 2002 г. было установлено 28 МВт мини-ТЭЦ, а в 2003 г. их мощность увеличилась до 43 МВт.
Большое значение уделяется проектам по установке электрогенерирующих энергоблоков на угольных шахтах для сжигания шахтного метана ( которого в вентиляционных выбросах составляет 15–25%, а иногда даже больше.). Эффект многократный: получ. электроэнергии и тепла, дополнительный контроль и обеспечение подачи энергии для вентиляции.
Например, в Украине в 2004 г. подписан договор с фирмой «Янбахер» на поставку 20 энергоблоков для использования шахтного метана как топлива.
А.А. Салихов [12] на основе проведенного анализа опыта внедрения малых энергоустановок и проблем развития энергетики обращает внимание, что традиционный (однозначный) подход к планированию развития энергетики неприемлем. России необходимы грамотные региональные энергетические программы на основе современных технических достижений.
В России два завода производят малые газотурбинные энергоблоки 1,5–6 МВт. И так же более 10 заводов могут последовать их примеру или обеспечить сервис и ремонт энергоблоков в своем регионе. Подготовлены к производству и более мощные энергоблоки — 10, 12, 25 МВт.
Интересна программа строительства ГТТЭЦ российской корпорации «Энергомашкорпорация». В последние годы она ввела в эксплуатацию 8 ГТ-ТЭЦ (22 энергоблока по 9 МВт). Сейчас одновременно строится так же около 60 энергоблоков. Программа корпорации амбициозна: за 8 лет планируется ввести 1000 энергоблоков по 9 МВт или 300 ГТ-ТЭЦ (по 2–4 энергоблока на каждой).
Итого 9000 МВт.
В России представлены фактически все наиболее известные зарубежные производители и поставщики малого электрогенерирующего оборудования. В 2003 г. были проданы первые десятки высокоскоростных (80 тыс. оборотов в минуту) микротурбин Capstone (30 КВт), которые специалисты по праву называют прорывом в технологиях газотурбостроения.

Заключение

Россия нуждается в тысячах малых ТЭЦ. Их строительство решит ряд проблем: обеспечит экономию топлива, будет отвечать задачам природосбережения, сэкономит инвестиции и создаст независимых энергопроизводителей — новых участников рынка электроэнергии. Кроме того, это прекрасная принцип. возможность привлечения дополнительных финансовых ресурсов. Современные автоматизированные генерирующие источники, распределенные по территории региона, повышают надежность энергоснабжения. Использование малой энергетики будет способствовать постепенному освоению современных технологий энергетики.

Развитие независимых энергопроизводителей, имеющих свободный доступ в сети монополистов энергосистем должно быть поддержано государственной политикой в целях демонополизации производства энергии.

Литература
Ю.М. Коган. Барьеры на пути энергосбережения в России и возможности их преодоления (на примере электроэнергии). Вестник МРАИ ПРЕМиР, №1, 2004.
Л.С. Хрилев, М.С. Воробьев, Г.П. Кутовой. Развитие теплофикации в рыночных условиях с учетом формирования электрического и топливно-энергетического балансов страны. «Теплоэнергетика». №12, 1994.
В. Особов, И. Особов. Инвестиционная соблазнительность проектов газотурбинных и парогазовых энергетических установок. «Газотурбинные технологии». янв-февр., 2000.
А.Ф. Дьяков. Перспективы использования газовых турбин в электроэнергетике России. «Энергетик». №2, 2003.
Ю.Н. Кучеров. Развитие электроэнергетики России. Перспективы энергетики. №202, т. 6, №2 стр. 105–220.
Л.А. Копцев и др. Сквозной энергетический анализ и подходы к оптимизации энергобаланса в ОАО «Магнитогорский металлургический комбинат». «Промышленная энергетика». №9, 2002.
В. Сергеев. Энергетический невод. Газета «Тверская 13». №22–32, 2004.
Л.И. Пешков. Анализ современного состояния использования отечественных газотурбинных технологий в электроэнергетике. «Энергосбережение в Саратовской области». №3 (1 , 2003.
Philippe Dunsky. 1920–1995 AND BEYOND trending downwards. Сogeneration and On-Syte Power Production. nov-dec, 2000.
1 Клаус Брендоу. Централизованное отопление и комбинированное производство электроэнергии и тепла в Центральной и Восточной Европе. Перспективы энергетики. т. 6, 2002.
1 Г.В. Никифоров. Опыт комплексных решений при внедрении энергоэффективного оборудования на промышленном предприятии. «Энергоменеджер». АСЭМ. 2001.
1 А.А. Салихов. Комбинированной выработке тепловой и электрической энергии — зеленый свет! «Энергетик». №2, 2003.
1 Э.Н. Шавров. О мировой практике реформирования электроэнергетики. «Электрика». №7, 2002.
1 Национальная энергетическая политика США. «Промышленная энергетика». №5, 2004.