Системная Энергетика

1.ВВЕДЕНИЕ

Системная энергетика- дисциплина, изучающая общие свойства систем

энергетики, их развитие и управление в условиях общего развития

экономических отношений в стране или отдельных регионах. Дисциплина

включена в программу обучения студентов по специальности 10.05-тепловые

электрические станции Учёным советом ИрГТУ по представлению кафедры

теплоэнергетики. Дисциплина базируется на обобщении дисциплин, изучаемых по

данной специальности, а также включает некоторые дополнительные знания

взаимодействия систем энергетики с другими сферами деятельности человека и

окружающей среды.

Следует отметить, что данный курс лекций не претендует на полное изучение

систем энергетики. Здесь рассматривается только часть всех проблем развития

энергетики, в большей мере связанная с развитием и эксплуатацией

теплоэнергетических установок. Наиболее полные системные исследования

энергетики проводятся в Институте систем энергетики им. Л.А.Мелентьева СО

РАН, основа которым положена академиком Л.А.Мелентьевым.

Развитие энергетики, основного источника комфортного обитания человека и

эффективности его жизнедеятельности, давно тревожит не только науку, но и

общество в целом. Быстрый прирост населения земли, интенсивное развитие

всех отраслей энергетики, возрастающее воздействие на окружающую среду,

конечность большинства первичных энергоресурсов - вот неполный комплекс

проблем, которые необходимо решать не только для отдельных стран и

регионов, но и в мировом масштабе. Предсказания о конечности

энергоресурсов, о мировом «энергетическом голоде», о глобальном загрязнении

окружающей среды вплоть до «тепловой смерти» Земли высказывались

неоднократно с начала ХХ-го века. Хотя они оказались несостоятельными, но

проблемы остались, тем более что негативные последствия развития энергетики

накапливаются, и всё больше проявляются, особенно в промышленно развитых

странах.

К настоящему времени опубликовано много работ, обоснованно доказывающих,

что известных и предполагаемых энергоресурсов достаточно для обеспечения

потребности в энергии до конца ХХI-го века. Но для этого необходимо

пересмотреть энергетическую политику, делая упор на снижение удельного

энергопотребления и сбережения окружающей среды.

В связи с этим, по-видимому, в ближайшие 50-60 лет произойдут коренные

изменения в структуре энергобаланса, а именно:

-продолжение роста абсолютного потребления энергии, причём потребление

первичных энерго ресурсов стабилизируется на уровне, примерно на порядок

выше, чем в данное время;

- повышение роли новых технологий энергии, базирующихся на практически

неисчерпаемых первичных ресурсах;

- увеличение затрат на разработку и освоение новых источников энергии и

новых технологий преобразования, транспорта и использования энергии;

- образование глобальных и международных систем энергетики в отличие от

преимущественно национальных в настоящее время;

- рост эффективности использования энергии при увеличении доли

электроэнергии в энергобалансе мира.

Часто возникает вопрос - нужно ли прогнозировать развитие энергетики (и

не только энергетики) на 40-50 лет вперёд, когда прогнозы не оправдываются

и на более близкие перспективы. Да, необходимо, имея в виду, что основная

цель прогнозных исследований заключается в изучении основных тенденций и

пропорций в развитии энергетики при некоторых предпосылках условий развития

энергетики в предстоящий период и выявления возможных «узких мест». Это

позволяет заблаговременно предусмотреть более гибкую энергетическую

политику. Здесь главное не упустить «время» и не принимать поспешных

решений после свершившегося факта.

Так, после энергетического кризиса 1973-1974гг., когда значительно

возросли цены на жидкое топливо, у нас в стране резко изменилась

энергетическая политика на использование мазута на ТЭС. Более яркий пример

- существующее положение в экономике и, соответственно, в энергетике.

В ходе изучения данной дисциплины употребляются понятия: «системная

энергетика», «системный подход», «система» и т.п. Понятие «системы» чаще

всего определяется конкретной областью науки (техническая, биологическая,

экономическая, политическая и т.д.). В общем виде для понятия «система»

можно привести следующие определения:

1.Система-это множество элементов, находящихся в таких отношениях и связях

между собой, которые образуют определённую целостность и единство.

2.Система-это организованное множество, образующее целостное единство.

3.Система-есть множество связанных между собой компонентов той или иной

природы, обладающее вполне определёнными свойствами; это множество

характеризуется единством, которое выражается в интегральных свойствах и

функциях множества.

Во всех примерах основой определения «системы» является «множество» и

«единство». На примере этого понятия приведём понятие «система энергетики».

Система энергетики есть множество компонентов, объединённых единством

цели - создание комфортных условий жизнедеятельности человека посредством

преобразования видов энергии. Данное определение не претендует на полное

точное определение систем энергетики.

Другое определение: система энергетики - это производственная система,

созданная человеком, тесно связанная с окружающей средой от получения

первичной энергии до преобразования.

Образование и развитие систем энергетики, взаимосвязанной со всеми

другими производственными, экономическими, социальными, биологическими

системами, есть объективное формирование и не зависит от политической

(правящей) системы, а результат экономического и технического развития

общества. Разумеется, политическая властная структура влияет на темпы

развития, но не в глобальном общем направлении её развития.

Общую, большую систему энергетики для возможности её анализа и синтеза,

подразделяют на ряд функциональных систем энергетики-компоненты системы:

топливодобывающие, нефти - и газоснабжающие, электроэнергетические, ядерно-

энергетические и др. Основными целями исследования и управления системой

энергетики независимо от времени являются:

1).определение оптимальных темпов и пропорций в развитии всех компонентов

системы энергетики;

2).своевременное выявление элементов новой техники, которые могут

обеспечить решение основных задач научно-технического прогресса, создание

условий для современной разработки и освоения такой техники;

3).обеспечение наиболее эффективного использования основных материальных,

энергетических и трудовых ресурсов.

При этом важным фактором при управлении системой энергетики является

время - чем больше время перспективного анализа, тем выше неопределённость

принятия решения. Поэтому перспективные исследования необходимо разбивать

по времени на ряд этапов. В конце каждого этапа проводится анализ прошедших

периодов, выявляются основные тенденции в развитии энергетики и с учётом

этого намечаются ближние и дальние корректирующие решения. В кризисные и

переходные периоды в экономике и политике следует такой анализ проводить

как можно чаще (ежегодно).

Энергетика в настоящее время превратилась в сложную совокупность

процессов от получения природных энергоресурсов и их преобразования до

конечных видов энергии в многофункциональном хозяйстве страны. Энергетика

уже не обособлена границами одной страны. Процессы, происходящие в

отдельной стране, влияют на развитие энергетики в других странах и регионах

мира.

Примеров последнего можно привести много. Это и экспорт энергоресурсов,

межрегиональные передачи электроэнергии, это и явления энергетических

кризисов и аварий на АЭС, перенос выбросов в атмосферу других стран от ТЭС.

При исследовании системы энергетики выделяют следующие специфические её

свойства:

1).существование совокупности компонентов системы энергетики как единого

материального целого в силу вещественности многих связей - электрических,

трубопроводных, транспортных, информационных, внутренних – при

взаимозаменяемости продукции отдельных подсистем и элементов;

2).универсальность и большая народно-хозяйственная значимость продукции,

особенно электроэнергии и жидкого топлива, а, следовательно, множество

внешних связей;

3).активное влияние на развитие и размещение производственных сил;

4).сложность систем энергетики не только на уровне страны, но и отдельных

регионов и ЭЭС, что требует соответствующих методов управления;

5).работа основных подсистем энергетики на совмещённую нагрузку в силу

неразрывности многих процессов производства и потребления энергии;

6).активная взаимосвязь с окружающей средой, включая человека.

Учитывая свойства систем энергетики, при исследовании любых её

компонентов необходим системный подход, т.е. учёт всей совокупности внешних

и внутренних связей. Разумеется, всё учесть при решении конкретной задачи

невозможно. Поэтому систему энергетики, как комплекс, разделяют на

вертикальные и горизонтальные уровни с выделением основных связей между

ними, т.е. выстраивают иерархию подсистем и связей. Затем определяют место

в этой иерархии решаемой конкретной задаче, оценивают значимость внешних и

внутренних связей. И только после этого находят решение или решения

конкретной задачи с последующим уточнением значимости связей. Обычно

решение находится после нескольких итерационных уточнений значимости и

подробности учёта внешних и внутренних связей.

Рассмотрим на примере возможностей использования газа Ковыктинского

месторождения. Использование этого газа в топливно-энергетическом балансе

Иркутской области возможно по-разному.

Вариант 1. В связи с плохой экономической обстановкой в области и низкой

эффективности природоохранных мероприятий на малых и средних котельных газ

используется как основное топливо этих установок.

Вариант 2. Учитывая мощные сосредоточенные источники загрязнения

окружающей среды и более быструю окупаемость на крупных ТЭЦ, газ

используется как основное топливо крупных котельных и ТЭЦ больших городов.

Вариант 3. Учитывая экономическую обстановку в регионе, Ковыктинский газ

экспортировать в другие страны - Монголию, Китай, Корею, Японию. Полученный

доход от экспорта частично направлять на повышение качества природоохранных

мероприятий малых и крупных источников вредных выбросов.

Вариант 4. Комбинирование трёх вышеизложенных вариантов с различными

пропорциями использования газа в области и экспорта за её пределы.

Вариант 5. Ресурсы, вкладываемые в разработку ковыктинского газа, вложить

в модернизацию источников тепловой и электрической энергии с повышением

эффективности природоохранных мероприятий.

Вариантов использования ковыктинского газа можно назвать ещё несколько,

но уже видно, что решение задачи может иметь несколько вариантов. К этому

следует добавить неопределённость в инвестициях, во времени, окупаемости и

других факторах, учитывая нестабильность экономики и значимую

неопределённость на перспективу 5-10-40 лет.

2. ОСНОВНЫЕ СВОЙСТВА СИСТЕМ ЭНЕРГЕТИКИ

Система энергетики обладает общими и индивидуальными свойствами,

отражающими особенности развития энергетики, как комплекса взаимосвязанных

систем – электроэнергетических, топливодобывающих, транспортных и др.

Знание общих свойств значительно помогает при решении конкретных задач на

этапах проектирования или эксплуатации.

Можно выделить четыре основных группы свойств систем энергетики:

структурные, развития, функционирования и управляемости. Группа структурных

свойств системы отражает единство основных связей и входящих в неё

элементов (подсистем), т.е. иерархичность систем. Структурные свойства

раскрывают сущность взаимосвязей разных иерархических уровней и включают:

1.Целостность отдельных систем и подсистем, входящих в данную структуру,

отражает степень автономности и индивидуальности систем.

2.Уровень централизации управления – отражает внешние связи системы с

другими системами различного иерархического уровня.

3.Сложность структуры определяется объёмом и значимостью внешних и

внутренних связей системы.

Группа свойств, характеризующих развитие системы, включает: стабильность,

динамичность, инерционность и дискретность.

Стабильность – способность системы в развитии сохранять свою структуру и

экономичность. Большие системы, к которым относятся системы энергетики, в

своём развитии изменяют связи, элементы в относительно малом объёме. Так,

ввод новых мощностей или строительство дополнительной ЛЭП незначительно

перестраивает внутрисистемные связи, т.е. то, что уже действует, продолжает

работать.

Свойство динамичности определяется в развитии системы как влияние

настоящего состояния на будущее, т.е. во многом предопределяется развитие

системы в будущем принятием текущих решений.

Свойство инерционности отражает способность системы противостоять внешним

и внутренним воздействиям. Количественно инерционность системы можно

измерить периодом времени от принятия решения до его реализации, изменяющие

развитие системы.

Дискретность отражает скачкообразные изменения в структуре и связях при

развитии системы. Она определяется строительством и пуском новых

электростанций, ЛЭП и других объектов, имеющих дискретную мощность.

Например, производительность ТЭЦ по пару изменяется дискретно в

соответствии с числом работающих котлов. Группа свойств, характеризующих

функционирование системы, определяется комплексными свойствами

экономичности и надёжности.

Экономичность – свойство системы осуществлять свои функции с минимумом

овеществлённого и живого затрат при наличии определённых ограничений. Это

свойство отнесено к группе функционирования, так как оно в большей мере

проявляется в период эксплуатации.

Надёжность – комплексное свойство системы выполнять заданные функции при

заданных условиях и ограничениях функционирования. Более подробно о

комплексе свойств надёжности рассмотрено в специальном разделе.

В группу свойств, характеризующих управляемость системы, включены пять

основных свойств: неполнота информации; адаптация; недостаточность

определённости оптимальных решений; самоорганизованность;

многокритериальность.

Основное свойство неполноты информации заключается в том, что наряду с

детерминированной, значительная часть информации является вероятностной и

неопределённой. Детерминированная информация относится к точной или

однозначной информации. Например, на какой-то ТЭЦ установлено столько-то

турбин. Вероятностная информация может быть представлена в виде функции

распределения одних параметров по отношению к другим. Так, наработка на

отказ труб поверхностей нагрева во времени описывается нормальным законом

распределения с достаточной точностью. Неопределённая информация обычно

представляется в виде диапазона значений, внутри которого параметры не

поддаются описанию каким-либо законом. Например, представление о росте

нагрузок в перспективе через 20-40 лет можно определить только в общем

приближении в довольно большом диапазоне «от» и «до». Неполнота информации

большое значение имеет при управлении развитием системы и при принятии

направленности развития системы на перспективу.

Свойство адаптации в общем случае характеризуется как процесс накопления

и использования информации. Это свойство особенно должно учитываться и в

значительной мере создаваться при планировании развития систем. Развитие

систем необходимо планировать так, чтобы при изменившихся условиях система

могла с малыми затратами адаптироваться к новым условиям.

Свойство недостаточности определённости оптимальных решений о

функционировании и развитии систем формируется в результате постоянного

изменения условий, внешних и внутренних. Это свойство связано со многими

свойствами системы и в главном, оно отвечает положению, что принимаемое

решение должно иметь некоторую область неопределённости, учитывающую

неопределённость и неоднозначность имеющейся информации о системе.

Так, оптимальная температура питательной воды определяется стоимостью

топлива, КПД котла, коэффициентом недовыработки электроэнергии норм верхних

отборов, стоимостью ПВД и т.д. Но стоимость топлива меняется, а также

условия, как снижение потребности в электроэнергии на неопределённое время,

ставят задачу оптимизации температуры питательной воды в разряд

неопределённости внешних условий. В этой ситуации традиционные

экономические критерии не подходят.

Свойство самоорганизованности заключается в способности системы выбирать

решения и реализовывать их для сохранения взаимодействия с окружающей

средой. Это связано свойством не целостности системы.

Многокритериальность предусматривает свойство системы оптимально

функционировать по ряду направленных (или условно зависимых) критериев.

Чаще всё оптимальное функционирование определяется экономическими

критериями, а также экономичность (экономичность безопасность) выступают в

качестве организаций развития системы.

Перечисленные свойства не охватывают всех свойств системы, таких как

энергетика, но дают общее представление о сложности взаимосвязей как между

элементами систем энергетики, так и с другими технологическими,

экономическими, политическими и прочими системами. При решении задач в

энергетики необходимо учитывать свойства в большей или меньшей мере в

зависимости от уровня задачи.

3.ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МИРОВОГО ТОПЛИВНО ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО БАЛАНСА

Определение потенциальных энергоресурсов Земли очень сложная задача,

особенно с учётом возможных научных открытий новых источников энергии.

С развитием науки и техники в данной области предельные энергоресурсы

земли постоянно уточняются. Так, в 50-е годы запасы нефти оценивались в 15

млрд.т., то в конце 60-х годов в 100 млрд.т. В настоящее время

потенциальные запасы нефти оцениваются примерно выше в 2.5-3 раза.

С другой стороны - пределы роста потребления энергии человечеством.

Существует несколько методик оценки энергопотребления на одного жителя или

на всё население Земли. Так, одна из теорий основана на том, что

максимальное потребление оценивается в 5% тепловой энергии Солнца,

воспринимаемой Землёй и слоями атмосферы. Это соответствует примерно 4000

млрд.т условного топлива. В 80-е годы население Земли использовало около

11-12 млрд.т, в настоящее время около 18-20 млрд.т. При таких темпах

потребления чувство «энергетического голода» наступит к концу XXI века.

С ростом энергопотребления в силу ряда причин меняется структура

потребления энергоресурсов.

Структура потребления энергоресурсов

Таблица 3.1

|Энергоресу|Потребление по годам, % |

|рс | |

| |1900 |1920 |1960 |1970 |1980 |2000 |

|нефть |2 |7 |26 |39 |36 |31 |

|природный |1 |11 |18 |22 |22 |

|газ | | | | | | |

|ядерная + | | | | | | |

|гидро |40 | >30 | >20 | >10 |

| |млн.кВт | | | | |

|Северо-Запада |15,2 |7,2 |17,1 |34,9 |77,6 |

|Центра |57,5 |2,1 |13,4 |35,7 |71,8 |

|Северного |11,6 |1,7 |9,5 |45,7 |82,8 |

|Кавказа | | | | | |

|Средней Волги |24,8 |0,4 |13,7 |37,9 |62,1 |

|Урала |42 |2,1 |14 |38,1 |71,4 |

|Сибири |46,2 |0,6 |10,6 |48,5 |77 |

|Дальнего |7,2 |"- |5,6 |25 |47,2 |

|Востока | | | | | |

|Изолированные |4,2 |"- |2,4 |23,8 |59,5 |

|ЭЭС | | | | | |

|Всего по |208,7 |1,9 |12,5 |39,2 |71,7 |

|России | | | | | |

2). Нарушены пропорции в структуре элетро- и теплогенерирующих мощностей,

что приводит к нерациональным режимам работы энергосистем, появлению

избыточных и дефицитных районов по электроэнергии. Так, в Сибири в

настоящее время имеются избытки электроэнергии в Красноярском крае,

Тюменской и Иркутской областях и дефицит на юге Западной Сибири и Бурятии

(табл.)

Таблица.

Самообеспеченность регионов Сибири, млрд.кВт*ч (1993г.)

|РЭЭС |Электроп|Производст|Дефицит |

| |от- |во |(-) |

| |ребление|электроэне|Избыток |

| | |ргии |(+) |

|Омская |12,3 |8,9 |-3,4 |

|Новосибирс|15,6 |9,2 |-6,4 |

|кая | | | |

|Барнаульск|13,1 |6,1 |-7 |

|ая | | | |

|Томская |5,9 |1 |-4,9 |

|Кузбасская|34,7 |24,4 |-10,3 |

|Красноярск|49,3 |68,8 |19,3 |

|ая | | | |

|Иркутская |50,8 |62,6 |11,8 |

|Бурятская |5,8 |4,4 |-1,4 |

|Читинская |7,4 |5,1 |-2,3 |

|ОЭЭС |194,9 |190,3 |-4,6 |

|Сибири | | | |

3). Расстроены межтерриториальные связи, что привело к использованию

неэффективных источников топлива и энергии, росту цен на них. Рост

железнодорожных тарифов привёл к тому, что цены на восточносибирские угли

на Дальнем Востоке оказались сопоставимыми с ценами на австралийский уголь

(табл.)

Таблица.

Цены на топливо, электро- и теплоэнергию, III кв. 1995г.

|Энергоносители |Россия в |Иркутска|Хабаровс|г.Магадан|

| |среднем |я |кий | |

| | I кв. |область |край | |

| |1995г. | | | |

|Местный уголь, $/т |49 |38 |49 |78 |

|у.т | | | | |

|Привозной уголь, $/т|"- |35 |105 |90 |

|у.т | | | | |

| | |(КАУ) |(Азейски|(Ургальск|

| | | |й) |ий) |

|Импортный уголь, $/т|"- |"- |83 |95 |

|у.т | | | | |

|Природный газ,$/т |35 |"- |69 |"- |

|у.т | | | | |

|Нефть сырая, $/т |55 |70 |130 |"- |

|Мазут, $/т |78 |78 |172 |"- |

|Дизтопливо, $/т |194 |210 |325 |332 |

|Электроэнергия, |2,9 |0,8 |6,3 |5,6 |

|цент/кВт*ч | | | | |

|Теплоэнергия, $/Гкал|13,6 |10,8 |35,7 |36,7 |

Для справки: цены на Лондонской нефтяной бирже в III квартале 1995г.: сырая

нефть-120 $/т, мазут-99 $/т, дизтопливо-156 $/т.

4). Отсутствуют чёткие приоритеты в очерёдности освоения ТЭР, что влечет

за собой распыление инвестиций и замораживание сроков освоения важнейших

для региона и страны топливно-энергетических баз.

5). Для нефтяной промышленности Сибири начался сложный этап её развития,

связанный с вовлечением месторождений, меньших по запасам, залегающих на

больших глубинах и имеющих более сложную структуру, что приводит к

значительному увеличению общих и удельных затрат на подготовку и добычу

сырья.

К этому следует добавить развал геологоразведочных, научно-

исследовательских и проектно-изыскательских работ, отсутствие чёткой

структуры и экономических механизмов управления энергетикой регионов и др.

Все разработанные в бывшем СССР энергетические программы отличались

потребительским отношением к Сибири и игнорированием её социально-

экономических проблем. Распад СССР и потеря портов на Балтике и Чёрном

море, политические и экономические проблемы транзита при экспорте ТЭР через

страны СНГ и общемировое значение азиатско-тихоокеанского региона (АТР)

диктуют стратегическую важность для России восточного геополитического

направления. В отношении ТЭК Сибири и Дальнего Востока возникают новые

комплексные проблемы:

- выбор общей приоритетной стратегии развития;

- создание общего рынка топлив и электроэнергии с учетом их экспорта на

Восток и Запад;

- освоение новых ресурсов нефти и газа и строительство магистральных нефте-

и газопроводов в восточном направлении;

- перестройка структуры электроэнергетики и угольной отрасли с учетом

возможного экспорта в восточном направлении.

К числу приоритетных направлений энергетической стратегии Сибири

необходимо отнести следующие:

- энергосбережение и рациональное природопользование в энергетике;

- структурно-технологическое преобразование ТЭК;

- коренное совершенствование баланса КПТ: использование природного газа,

газификация углей, переработка и облагораживание углей;

- разработка и реализация крупных топливно-энергетических программ: газ

Ямала, Восточно-Сибирский нефтегазовый комплекс, КАТЭК;

- надёжное электро-, топливоснабжение северных и изолированных

потребителей;

- широкомасштабное вовлечение нетрадиционных возобновляемых источников

энергии.

В качестве приоритетного направления государственной и региональной

политики может стать развитие газовой промышленности Сибири в восточном

геополитическом направлении.

Здесь возможно несколько вариантов:

1).сооружение транссибирской газовой магистрали (ТГМ): север Тюмени (СРТО)

- Красноярск - Иркутск - Улан-Уде – Чита – Китай – Южная Корея с

последующим подключением Якутии.

Эффективность подкрепляется следующими положениями:

а) достаточность месторождений СРТО и полуострова Ямал;

б) низкое качество топлива, используемого в Сибири и Дальнем Востоке;

в) приоритетные потребители, такие как химические комплексы, коммунально-

бытовая сфера, ТЭС и десятки тысяч котельных, смогут потреблять млрд.м3

газа в год;

г) подключение к ТГМ Восточно-Сибирского нефтегазового комплекса обеспечит

надёжность газоснабжения;

д) потребность в природном газе Китая, Южной Кореи и Японии в ближайшие

десятилетия оценивается в 100-150 млрд.м3 в год, что обеспечивает

стабильное потребление;

е) в странах АТР (США, Япония, Южная Корея) имеются планы глобальных

межнациональных систем энергоснабжения, в которых Россия обязана

участвовать;

ж) имеются конкуренты по доставке газа в Китай и Южную Корею из Туркмении;

з) имея опыт строительства мощных газовых магистралей на Запад, ТГМ может

быть построена за несколько лет.

2). Ресурсы природного газа Сибирской платформы с целью удовлетворения

внутренних потребителей и подачи газа в Китай и Южную Корею.

Сибирская платформа уже сейчас обладает крупными месторождениями газа:

- в центральной части Красноярского края – Собинское;

- в Иркутской области – Ковыктинское;

- в Якутии – Средневелюйское, Среднетюнгское, Чеяндинское.

Эти месторождения могут обеспечить ежегодно 40-50 млрд.м3 природного

газа. Оценивая внутренние потребности региона в 17-21 млрд.м3 в год, то

подача газа в ТГМ может составлять 25-30 млрд.м3 в год. В качестве газового

месторождения и первоочерёдности разработок необходимо принять

Ковыктинское. По состоянию на 1.01.95г. запасы газа в нём составили 870

млрд.м3, а предполагаемые – 1100 – 1200 млрд.м3. Уже подготовленные к

эксплуатации запасы позволяют добывать 25-30 млрд.м3 в год.

Одним из предпринятых направлений развития ТЭК Сибири является освоение

нефтегазовых месторождений Восточной Сибири, которые могут снять

напряжённость в Западной Сибири по добыче нефти и обеспечить

бездефицитность России в продуктах нефтепереработки. Крупные месторождения

нефти Сибирской платформы:

- Красноярский Край – Юрубченское;

- Иркутская область – Верхнегонское;

- Якутия – Талаканское и Средне-Бомуобинское;

Запасы нефти на Сибирской платформе оценивались в 1994 году в 1300 млн.т, а

реализуется примерно 9-11%. Есть все основания создания в Восточной Сибири

нефтяной промышленности с ежегодной добычей 25-30 млн.т. Это обеспечит

собственные потребности и поставки нефти и нефтепродуктов на Дальний Восток

и на экспорт.

Развитие газовой и нефтяной промышленности на территории Восточной Сибири

создадут благоприятные условия для развития экономики региона, но породят

социально- экономические проблемы в угольной промышленности. Так, только

для Иркутской области вовлечение в ТЭБ 5-6 млрд.м3 природного газа приведёт

к вытеснению из него 9-10 млн.т угля.

Анализ рынка угля показывает, что зона использования КАУ распространяется

в основном в заданном направлении, а устойчивый спрос иркутских углей

имеется только на Дальнем Востоке, где они конкурируют с местными углями.

Но реальная энергетическая политика Дальнего Востока ориентируется на

самобаланс по ТЭР.

По этому для обеспечения рынка сбыта сибирских углей (КАУ и иркутские)

необходимо установить долгосрочные связи с потребителями регионов различной

формы, организации переработки угля переработки угля. Здесь перспективной

представляется переработка восточно- сибирских углей в метанол, потребность

которого в мире оценивается в 50-75 млн.т. только для добавок к моторному

топливу. Рынок метанола очень большой и экономически эффективен: экспорт,

моторное масло, жидкое топливо у мелких тепловых потребителей. Особенно

эффективность метанола обеспечивается при росте цен на нефтепродукты и

ужесточении экологических ограничений.

Кроме переработки углей в метанол необходима организация термического

облагораживания низкосортных углей Восточной Сибири. Высоко калорийное и

экологически чистое твёрдое топливо в виде брикетов в первую очередь должны

использоваться у бытовых потребителей и в мелких котельных.

Проблема энергоснабжения северных регионов Сибири особая задача из-за

ряда особенностей этой зоны: удалённость и труднодоступность потребителей,

дефицитность многих из них по топливу и электроэнергии, малая концентрация

нагрузок, повышение требования к надёжности оборудования. Повышенная

ранимость экосистемы. Всё это требует не стандартных технических и

экономических решений. Потребительское отношение к природным ресурсам

северных территорий обусловили особое состояние энергетики и наличие

большого числа мелких не экономичных энерго источников.

Характеристика энергетики северных районов Восточной Сибири (1990 год.)

Таблица

|Характ| | |Показа| |

|еристи| | |тель | |

|ка | | | | |

|площадь, млн.м2 |1,8 |

|Численность населения |0,48 |

|млн.ч | |

|Электропотребление |11,24 |

|млрд.кВтч | |

|Топлив| | | | |

|опотре| | | | |

|бление| | | | |

|: | | | | |

|`-DЕС, тыс.т у.т. |270 |

|`-котельные, тыс. т |1200 |

|у.т. | |

|количество DЕС, шт. |600 |

|Средня| | | | |

|я | | | | |

|единич| | | | |

|ная | | | | |

|мощнос| | | | |

|ть | | | | |

|DЕС, | | |300-40| |

|кВт | | |0 | |

|количество котельных, |500 |

|шт. | |

|Средня| | | | |

|я | | | | |

|единич| | | | |

|ная | | | | |

|мощнос| | | | |

|ть | | | | |

|котельной, Гкал/ч |2 |

|удельн| | | | |

|ый | | | | |

|расход| | | | |

|топлив| | | | |

|а | | | | |

|кг | | |240-32| |

|у.т/Гк| | |0 | |

|ал | | | | |

|цена | | | | |

|дизель| | | | |

|ного | | | | |

|топлив| | | | |

|а | | | | |

|млн.руб/т (1996г.) |3-5 |

Северные районы составляют 44% территории Восточной Сибири и на них

проживает всего около 5% населения, а потребление электроэнергии – 8%.

Для сравнения отпускная цена дизельного топлива на заводах составила на

1.01.96г. 1-1.2 млн.руб/т, а увеличение в 3-4 раза по месту использования

связано со стоимостью транспорта топлива.

Более подробно условия электропотребления северных районов рассмотрим на

примере Иркутской области.

Низкая плотность и концентрация электропотребителей северных районов

Сибири и ориентация на сомообеспечение и самобаланс в ТЭР делает

перспективным использование не традиционных невозобновляемых источников

энергии: ветроустановок, солнечных установок, биогаза и т.д. Возможно

строительство мини АЭС повышенной безопасности.

Для решения вышеперечисленных проблем развития ТЭК Сибири (и не только

ТЭК, а комплексного развития всех субъектов Сибири) организована

Межрегиональная ассоциация “Сибирское соглашение” (МАСС).

Главными задачами деятельности МАСС в области энергетики:

На федеральном уровне:

- представительство интересов региона при рассмотрении, согласовании и

принятия решения по всем основным вопросам развития и функционирования

ТЭК России и его отраслей;

- отслеживание и корректировка Энергетической стратегии России в плане

обоснованной реализации её основных положений, приоритетов, генеральных

схем развития топливно – энергетических отраслей и программ научно-

технического прогресса в ТЭК;

- государственная поддержка освоения топливно- энергетических баз Сибири и

реализации межрегиональных и экспортных энергетических проектов;

- формирование и правовое обеспечение общих положений целевой,

инвестиционной налоговой политики, наделённой на социально –

экологическую эффективность использования Сибирских ТЭР на внутреннем и

мировом, рынках энергоресурсов;

- создание условий для формирования оптовых региональных и межрегиональных

рынков топлива и электрической энергии.

На региональном общественном уровне:

- разработка и периодическая корректировка энергетической стратегии Сибири

с учётом изменения условий как на федеральном уровне, так и на уровне

субъектов;

- подготовка и экспертиза законопроектов, постановлений федеральных и

местных органов по вопросам энерго -, топливообеспечения потребителей

Сибири;

- формирование и согласование межрегиональных цен и тарифов на ТЭР и

объёмов их поставок;

- проведение экспертиз инвестиционных, инновационных и других проектов,

затрагивающие интересы нескольких территорий;

- выбор приоритетов и очерёдности инвестирования энергообъектов, имеющих

общерегиональное значение;

- создание организационных и инвестиционных фондов.

На территориальных условиях:

- разработка и корректировка энергетических программ для своих территорий;

- разработка законодательной базы, обеспечивающей создания на территориях

социально- ориентированной и экологически чистой энергетики;

- формирование налоговой политики, рентных платежей, стимулирующих

высококачественное использование ТЭР;

- формирование территориальных цен и тарифов на ТЭР;

- обеспечение бесперебойного энерго-, топливоснабжения потребителей;

- разработка механизмов реализации энергоснабжения;

- обеспечение рациональных масштабов вовлечения местных ТЭР и

нетрадиционных источников энергии.

Выводы по анализу и проблемам ТЭК Сибири:

1.Сибирь даёт 75% всех производимых в России ТЭР.

Однако все ранее разработанные энергетические программы отличались

потребительским к ней отношением, игнорировали её социально – экологические

и экологические проблемы, а также не учитывали принципиально новые задачи

самоутверждения России в Восточном геополитическом направлении и Азиатско –

Тихоокеанском регионе.

2.Необходима специальная энергетическая стратегия Сибири (ЭСС) с

приоритетными направлениями: форсированное создание и развитие газовой

промышленности в восточном геополитическом направлении с целью газификации

Сибири и Дальнего Востока и экспорта в страны АТР; обеспечение устойчивого

развития угольной промышленности, обеспечение природоохранного и

эффективного топливо и энерго снабжения зон Севера, Байкала и др.

3.Разработка ЭСС должна активизировать роль межрегиональной Ассоциации

«Сибирское соглашение», а также определить задачи и ответственность органов

власти различных уровней (федерального, общесибирского и территориальных)

по формированию энергетических программ, их корректировки и выполнению.

5. СОВРЕМЕННЫЕ ПРБЛЕМЫ ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКИ.

Теплоэнергетика как наука, изучающая способы и системы использования

теплоты сгорания топлива и превращения тепловой энергии в другие её виды

(прежде всего в электрическую) оказывает важнейшее влияние на экономику

страны. Уровень состояния теплоэнергетики в стране во многом определяет

возможность развития других отраслей народного хозяйства и в конечном итоге

технический прогресс. Об этом свидетельствуют последние годы, когда

кризисное состояние ТЭК страны, вызвавшее недопустимый скачок цен на энерго

ресурсы, привело к резкому спаду производства необходимых товаров, почти

полной остановке речного флота, экономической убыточности многих

предприятий. Кроме того, многократное увеличение на электрическую и

тепловую энергию не привело к ожидаемому уменьшению их удельных расходов и

экономии топлива. Так, при уменьшении производства всех видов продукции в 2-

3 раза общий расход электроэнергии уменьшился всего на несколько %. Причин

этому много и, вероятно, главными являются разрушение экономических связей

и экономический хаос. Не малое значение имеет и технический застой в

теплоэнергетики. Эксплуатируется изношенное устаревшее оборудование,

сохраняются низкоэкономичные системы теплоснабжения с высокой аварийностью

и громадными потерями энергии. Всё это приводит к ежегодному перерасходу

100 млн.тонн топлива.

Главной проблемой, которую необходимо решать не медленно, это создание

новых типов теплоэнергетических установок, позволяющих снизить удельный

расход топлива на выработку электроэнергии на 35-40%. Это вполне реальная

цифра, если сравнить КПД современных КЭС в 38% с КПД новых ПГУ в 52-54%.

При этом важно повысить надёжность работы оборудования и установок в целом,

т.е. достижения высокой экономичности ПГУ при наиболее простой их тепловой

схеме. По этой причине не получили распространение ГТУ по схеме проф. В.В.

Уварова, поскольку в одном энергоблоке комплектуется 7-8 турбин и

компрессоров. По этому решающее значение приобретает выбор

термодинамического цикла ТЭС. Ещё 30 лет назад в книге «Парогазовые

установки ЭС» (М.: Энергия, 1965г.) А.И. Андрющенко показал, что наилучшим

циклом ПГУ является бинарный, с высокотемпературным сжатием воздуха и

«Треугольным утилизационным паровым циклом». За рубежом опыт развития ПГУ

подтвердил это.

Улучшение экологических показателей не всегда снижает экономичность

работы ТЭС. Примером служит впрыск воды в сжатый воздух в ГТУ с

регенерацией. Насыщение воздуха в таких ГТУ повышает эффективность

регенерации, снижает температуру уходящих газов, а в камере уменьшается

образование окислов азота.

В ГТУ применяется природный или искусственный газ, попытки применять

другие газы в качестве рабочих тел не дали должного эффекта. Здесь может

выступить ограничением рабочие температуры материалов, которые в настоящее

время не превышают 800 0С. Пол этой же причине чисто паротурбинные

установки, не смотря на достижение самых низких температур отвода теплоты в

цикле, не позволяют повысить КПД КЭС с выше 45% при самых ультравысоких

параметрах и усложнениях цикла.

Когда закончится «газовый бум», главным видом энергетического топлива

станут угли. Уже десятки лет энергетики многих стран пытаются создать ГТУ

работающей на твёрдом топливе, а также эффективные установки по его

газификации. Не даёт должных результатов подземная газификация углей.

Остаётся перспективным сжигание твёрдых топлив в паротурбинных установках.

Но попытки создания энергоблоков на сверхвысокие параметры

(«ультравысокие») – давление 35 МПа и температура пара 650 0С с трёх

кратным перегревом не обеспечит КПД более 45%, а КПД перспективных ПГУ на

угле более 50%.

Особое значение для достижения экономии топлива имеет теплофикация.

Согласно общепринятому определению под этим термином понимается

централизованное теплоснабжение потребителей теплоты на базе её

комбинированной выработки на ТЭЦ. В 30-е годы, когда в нашей стране

быстрыми темпами развивалась теплофикация, достигалась огромная экономия

топлива. Она достигалась как за счет вытеснения отопительных котельных с

КПД меньшим на 1/3 котлов ТЭЦ, так и за счет выработки электроэнергии,

которая на блочных КЭС производилась с КПД около 0,25.

Однако за прошедшие десятилетия произошли существенные изменения в

экономичности действующих теплофикационных систем. Прежде всего, КПД КЭС

вырос до 0,38-0,40, а КПД индивидуальных отопительных установок на

природном газе выше, чем на ТЭЦ.

Если же учесть затраты на перекачку сетевой воды в крупных и сложных

системах теплоснабжения, её утечки и тепловые потери в сетях, то сама

централизация теплоснабжения теперь вызывает не экономию, а значительный

перерасход топлива в энергосистеме. В этих условиях общая экономия топлива

в системе достигается при высокой концентрации тепловых потребителей и

значительном увеличении выработки электроэнергии на тепловом потреблении.

Имеется и второй путь–создание централизованной теплофикации на базе мелких

ПТУ или ДВС, размещаемых совместно с экономичными котлами-утилизаторами.

Полная автоматизация мини-ТЭЦ при установке их непосредственно у

потребителей обеспечивают высокую их экономичность. Экономический эффект

достигается главным образом за счет уменьшения капиталовложения и повышения

надёжности теплоснабжения.

Эффективность теплоснабжения можно повысить за счет совместной работы

основных ТЭЦ и мини-ТЭЦ, последние работают в пике графика теплофикационных

нагрузок.

Для обоснованного выбора той или иной системы теплофикации и типа

оборудования мини-ТЭЦ, надо иметь соответствующие показатели их работы и

эффективности. В настоящее время практически нет объективного

универсального системного показателя эффективности ТЭЦ и систем

теплофикации. Используемая сейчас Минэнерго КПД ТЭЦ по выработке

электроэнергии и соответствующий ему удельный расход топлива (ВЭ)

оказывается независящим от совершенства цикла ТЭЦ и удельной выработки

электроэнергии на тепловом потреблении. К этому следует добавить, что

практически не учитывается, что отпускаемая тепловая энергия участвовала

предварительно в выработке электроэнергии.

А физический метод распределения затрат на топливо и другие составляющие

издержек односторонне направлен на повышение экономичности только

электрической энергии. Этим самым повышается стоимость тепловой энергии, и

потребителям стало экономичнее покупать тепловую энергию у местных

источников, чем у ТЭЦ (или организаций типа «Теплоэнерго»).

Рассмотренные выше задачи направлены на достижение экономии топлива при

производстве тепловой энергии. Не меньшую, а, пожалуй, большую экономию

топлива можно получить путём энергосбережения у потребителей. Здесь эффект

проявляется как в снижении мощности теплоподготовительных установок, так и

в снижении платы потребителей. Для этого необходима целевая программа

энергосбережения при материальной поддержке предприятий со стороны

государства и региональных властей.

Мы уже рассмотрели некоторые возможности и перспективы ГТУ и ПГУ средней

и малой мощности (мини-ТЭЦ). Возрастающая роль мини-ТЭЦ обусловлена и

новыми условиями развития энергетики страны:

- значительное сокращение централизованных инвестиций в развитие

электроэнергии и теплоснабжения и переход к финансированию строительства

мини-ТЭЦ за счет внебюджетных фондов, собственных средств энергосистем,

бюджетов потребителей энергии;

- значительный рост тарифов на электроэнергию, отпускаемую крупными

энергообъединениями, что стимулирует потребителей создавать собственные

электро- и тепловые источники;

- повышение требований к экологической чистоте объектов теплоэнергетики,

что может быть решено путём развития теплофикационных ГТУ и ПГУ;

- необходимость рационального использования природного газа, что

обеспечивается в первую очередь на теплофикационных установках;

- стремлением отдельных предприятий и энергообъединений к самобалансу

производства и потребления энергии;

- конверсия предприятий оборонного комплекса, перевод заводов-изготовителей

авиационных и судовых газотурбинных агрегатов (ГТА) на нужды стационарной

энергетики.

Важным преимуществом теплофикационных ГТУ небольшой мощности (мини-ТЭЦ)

является возможность блочной поставки и быстрого ввода в эксплуатацию в

любой местности.

Применение мини-ТЭЦ с ГТУ в нашей стране сдерживается из-за

несогласованных действий разработчиков и изготовителей ГТА и

электрогенераторов к ним, котлов-утилизаторов, компрессоров и других

комплектующих агрегатов и средств автоматики. Основным фактором

сдерживания изготовителей и проектировщиков является экономическая

неопределённость условий эксплуатации и рынка сбыта.

Теплофикационные установки малой мощности могут быть созданы на основе

ГТА, разработанных НПО им. В.Я.Климова (табл.4.8), и ГТА средней мощности

с разрезным валом, изготавливаемых на заводах России и Украины (табл.

4.9).

Характеристики ГТА малой мощности НПО им. В.Я.Климова.

Таблица 4.8

|Показатель |ГТД-1250|ТВ |ТВ |ТВ 7-117|

| | |2-117 |3-117 | |

|Мощность, кВт |810 |1100 |1100 |1835 |

|КПД , % |26,7 |22,4 |24,5 |30 |

|Расход воздуха,|4,48 |8,1 |7,67 |7,95 |

|кг/с | | | | |

|Степень сжатия |10,19 |6,3 |7,53 |14,2 |

|Температура, | | | | |

|оС: | | | | |

|Начальная |939 |840 |803 |112,7 |

|за ГТА |465 |440 |410 |507 |

Характеристика ГТА средней мощности с разрезным валом

Таблица 4.9

|Показа| |Изгото| | | | |

|тель | |витель| | | | |

| | |и | | | | |

| | |марка | | | | |

| | |ПО | | |ПО |НПО |

| | |"Машпр| | |"Труд" |"Сатурн" |

| | |оект" | | | | |

| | |ГТГ-6 |ГТГ-15|ГТ-17 |НК-38 |АЛ-3 СТ |

|электр| | | | | | |

|ическа| | | | | | |

|я | | | | | | |

|мощнос| |6,3 |15 |17 |16 |16 |

|ть, | | | | | | |

|МВт | | | | | | |

|год | |1991 |1991 |1993 |1995 |1993 |

|создан| | | | | | |

|ия | | | | | | |

|КПД,% | |31 |28,1 |34,5 |38 |35 |

|расход| |30,4 |97,9 |75 |54 |55 |

|воздух| | | | | | |

|а кг/c| | | | | | |

|темпер| | | | | | |

|атура | | | | | | |

|газов | | | | | | |

|перед | |1000 |863 |1070 |1203 |1194 |

|турбин| | | | | | |

|ой | | | | | | |

|за | |414 |359 |413 |443 |522 |

|турбин| | | | | | |

|ой | | | | | | |

Приведённые характеристики ГТА позволяют объединить самые разнообразные

требования потребителей. Создание мини – ТЭЦ возможно по следующим схемам:

- при отпуске тепловой энергии потребителям только за счёт утилизации тепла

уходящих газов ГТА в котлах – утилизаторах (утилизационная схема);

- при использовании уходящих газов ГТА в качестве окислителя для сжигания

топлива в топке обычного парового или водогрейного котла (сбросная

схема);

- при использовании для покрытия пиковой тепловой нагрузки тепла топлива,

сжигаемого перед котлом – утилизатором в дополнительной камере сгорания в

среде уходящих газов (комбинированная схема).

Утилизационная схема обеспечивает максимальную электрическую мощность

установки при заданном тепловом потреблении, однако, тепловая экономичность

такой ГТУ невелика из-за большого избытка воздуха в уходящих газах. Для

этой схемы необходимо разработать и освоить выпуск котлов – утилизаторов,

допускающих работу ГТУ в северных регионах:

- чисто утилизационным, являющемся расчётным режимом ГТУ;

- автономном, при котором отпуск теплоты при остановке ГТА обеспечивается

при сжигании газа или мазута в среде холодного воздуха;

- комбинированном – при сжигании газа или мазута в среде уходящих газов

ГТА, что позволяет отказаться от установки пиковых водогрейных котлов.

Сбросная схема обеспечивает максимальное использование теплоты сгорания

топлива, однако, электрическая мощность ГТУ при заданном тепловом

потреблении минимальна. Значительное преимущество сбросной схемы

заключается в том, что в ней могут использоваться серийно выпускаемые

водогрейные и паровые котлы с незначительной реконструкцией горелочного

фронта. Для паровых котлов необходимо также провести и ре конструкцию их

конвективной части с установкой вместо воздухоподогревателя, экономайзера и

калориферной установки для обеспечения работы котла и при остановленном

ГТА.

Практически имеется возможность экономичные теплофикационные ГТУ по

сбросной схеме с котлами различных типоразмеров, часть которых приведена в

таблице 4.10

Основные показатели мини – ТЭЦ с ГТУ средней мощности, реализуемых по

сбросной схеме

Таблица 4.10

|электр| |удельный| |типора| |

|ическа| |расход | |змер | |

|я | | | | | |

|мощнос| |условног| |оборуд| |

|ть ГТУ| |о | |ования| |

|МВт | |топлива | | | |

| | |на | | | |

| | |отпуск | | | |

| | |электроэ|теплоты |ГТА |котла |

| | |нергии | | | |

|1,8 |144 |38,9 |ТВ7-11|DКВР-20|

| | |(163) |7 | |

|16 |140 |38,7 |НК-38 |Е-160-1|

| | |(162) | |4 |

|16 |140 |39,4 |НК-38 |КВГМ-10|

| | |(165) | |0 |

|20 |141 |38,4 |АЛ-31 |Е-160-1|

| | |(163) |стэ |4 |

|20 |140 |39,4 |АЛ-31 |КВГМ-10|

| | |(165) |стэ |0 |

Все типы отечественных ГТА характеризуются значительным содержанием окислов

азота в уходящих газах, в 2-3 раза превышающим условные нормы. Поэтому при

использовании, например, утилизационной схемы необходимо осуществлять

специальные мероприятия для подавления образования окислов азота в процессе

сгорания топлива, либо очищать уходящие газы. В числе таких мероприятий

может быть впрыск воды в проточную часть компрессора, воды или пара в

камеру сгорания или каталитический способ очистки уходящих газов от оксидов

азота. При применении же сбросной схемы и сжигании в топке котла природного

газа с использованием современных горелочных устройств содержание оксидов

азота в уходящих газах не превышает установленных норм.

Экономичность мини ТЭЦ с ГТУ достаточно высока по сравнению с

паротурбинной ТЭЦ: на ТЭЦ с турбинами типа Р удельный расход топлива на

отпускаемую электроэнергию составляет 160-165 г у.т./(кВт.ч), а на мини ТЭЦ

с ГТУ – 140 – 144г у.т./(кВт.ч); удельный расход топлива на тепловую

энергию для ТЭЦ составляет примерно 170кг у.т./Гкал, а для мини ТЭЦ – 163-

165кг у.т./Гкал. Также низкие удельные расходы топлива для мини ТЭЦ с ГТУ

по сбросной схеме обусловлены их простой тепловой схемой, исключающей

утечки пара и конденсата, характерные для паротурбинных ТЭЦ, а также

небольшим расходом электроэнергии на собственные нужды.

Важным условием в эффективности применения ГТУ малой и средней мощности

на мини ТЭЦ является возможность их установки в действующих котельных при

реконструкции и модернизации последних.

Для оценки экономической эффективности в условиях рыночной экономики в

качестве основных показателей могут быть использованы: внутренняя норма

доходности, срок окупаемости капиталовложений и рентабельность.

Экономическую эффективность малой энергетики рассмотрим на примере

сравнения между собой комбинированной и раздельной схем электроснабжения

для условий Северо- Западных районов России.

В качестве источников электроэнергии в выполненных расчётах принимались

ГТУ, ПГУ и дизель электростанции (DВС)

Основные показатели раздельной схемы электроснабжения

(по сравнению с ГТУ – ТЭЦ)

Таблица 4.11

|Показатель |Тепловая нагрузка, Гкал/ч |

| |10 |20 |50 |100 |

|годово| | |26 |52 |130 |260 |

|й | | | | | | |

|отпуск| | | | | | |

|теплот| | | | | | |

|ы, | | | | | | |

|тыс.Гк| | | | | | |

|ал | | | | | | |

|годово| | |11 |27,5 |88 |220 |

|й | | | | | | |

|отпуск| | | | | | |

|электр| | | | | | |

|оэнерг| | | | | | |

|ии | | | | | | |

|т.МВт.| | | | | | |

|ч | | | | | | |

|годово| | | | | | |

|й | | | | | | |

|расход| | | | | | |

|топлив| | | | | | |

|а на | | | | | | |

|произв| | |4,6 |9,1 |22,8 |45,5 |

|одство| | | | | | |

|теплов| | | | | | |

|ой | | | | | | |

|энерги| | | | | | |

|и | | | | | | |

|тыс.т.| | | | | | |

|у | | | | | | |

|относи| | | | | | |

|тельна| | | | | | |

|я | | | | | | |

|величи| | | | | | |

|на | | | | | | |

|топлив| | | | | | |

|ной | | | | | | |

|состав| | | | | | |

|ляющей| | | | | | |

|затрат| | | | | | |

|на | | | | | | |

|произв| | | | | | |

|одство| | | | | | |

|теплоты % |25 |40 |55 |60 |

|топлив| | | | | | |

|ная | | | | | | |

|состав| | | | | | |

|ляющая| | | | | | |

|затрат| | | | | | |

|на | | |232 |456 |1149 |2293 |

|произв| | | | | | |

|одство| | | | | | |

|теплот| | | | | | |

|ы | | | | | | |

|тыс.до| | | | | | |

|л. | | | | | | |

|полные| | |928 |1148 |2089 |3822 |

|затрат| | | | | | |

|ы на | | | | | | |

|тепло | | | | | | |

|тыс.до| | | | | | |

|л. | | | | | | |

|затрат| | |630 |1150 |5000 |12500 |

|ы на | | | | | | |

|электр| | | | | | |

|оэнерг| | | | | | |

|ию | | | | | | |

|тыс.до| | | | | | |

|л | | | | | | |

|суммар| | |1,56 |2,7 |7,09 |16,32 |

|ные | | | | | | |

|затрат| | | | | | |

|ы | | | | | | |

|млн.до| | | | | | |

|л. | | | | | | |

|суммар| | |2,25 |4 |8,8 |15 |

|ные | | | | | | |

|капита| | | | | | |

|ловлож| | | | | | |

|ения | | | | | | |

|млн.до| | | | | | |

|л | | | | | | |

Основные показатели комбинированной схемы энергоснабжения на базе ГТУ

Таблица 4.12

|Показатель |Тепловая нагрузка, | |

| |Гкал/ч | |

| |10 |20 |50 |100 |

|годово| | |26 |52 |130 |260 |

|й | | | | | | |

|отпуск| | | | | | |

|теплот| | | | | | |

|ы, | | | | | | |

|тыс.Гк| | | | | | |

|ал | | | | | | |

|электр| | |2 |5 |16 |40 |

|ическа| | | | | | |

|я | | | | | | |

|мощнос| | | | | | |

|ть МВт| | | | | | |

|годово| | |11 |27,5 |88 |220 |

|й | | | | | | |

|отпуск| | | | | | |

|электр| | | | | | |

|оэнерг| | | | | | |

|ии | | | | | | |

|т.МВт.| | | | | | |

|ч | | | | | | |

|годово| | |6,3 |14,8 |39,3 |88,2 |

|й | | | | | | |

|расход| | | | | | |

|топлив| | | | | | |

|а | | | | | | |

|тыс.ту| | | | | | |

|.т | | | | | | |

|затрат| | |320 |746 |1971 |4445 |

|ы на | | | | | | |

|топлив| | | | | | |

|о | | | | | | |

|тыс.до| | | | | | |

|л | | | | | | |

|относи| | | | | | |

|тельна| | | | | | |

|я | | | | | | |

|величи| | | | | | |

|на | | | | | | |

|топлив| | | | | | |

|ной | | | | | | |

|состав| | |25 |40 |55 |60 |

|ляющей| | | | | | |

|затрат| | | | | | |

|% | | | | | | |

|суммар| | |1,28 |1,87 |3,58 |7,41 |

|ные | | | | | | |

|ежегод| | | | | | |

|ные | | | | | | |

|затрат| | | | | | |

|ы | | | | | | |

|млн.до| | | | | | |

|л. | | | | | | |

|капита| | |1,8 |4 |11,2 |24 |

|ловлож| | | | | | |

|ения в| | | | | | |

|ТЭЦ | | | | | | |

|млн.до| | | | | | |

|л | | | | | | |

|капита| | | | | | |

|ловлож| | | | | | |

|ения в| | | | | | |

|пикову| | | | | | |

|ю | | | | | | |

|котельную млн.дол |1,53 |2,36 |5,26 |7,8 |

|суммар| | |3,33 |6,36 |16,45 |39,1 |

|ные | | | | | | |

|капита| | | | | | |

|ловлож| | | | | | |

|ения | | | | | | |

|млн.до| | | | | | |

|л | | | | | | |

|эконом| | | | | | |

|ия | | | | | | |

|ежегод| | | | | | |

|ных | | | | | | |

|затрат| | | | | | |

|в | | | | | | |

|комбин| | | | | | |

|и- | | | | | | |

|рованн| | |0,28 |0,83 |3,51 |8,91 |

|ую | | | | | | |

|схему | | | | | | |

|электр| | | | | | |

|оснабж| | | | | | |

|ения | | | | | | |

|м.дол.| | | | | | |

|перера| | | | | | |

|сход | | | | | | |

|капита| | | | | | |

|ловлож| | | | | | |

|ений в| | | | | | |

|ТЭЦ | | | | | | |

|по | | | | | | |

|сравне| | | | | | |

|нию с | | | | | | |

|раздел| | | | | | |

|ьной | | | | | | |

|схемой| | | | | | |

|энерго| | |1,08 |2,36 |7,65 |24,1 |

|снабже| | | | | | |

|ния | | | | | | |

|млн.до| | | | | | |

|л | | | | | | |

|коэффи| | | | | | |

|циент | | | | | | |

|аннуит| | | | | | |

|ета | | | | | | |

|(при | | | | | | |

|банков| | | | | | |

|с- | | | | | | |

|ком | | |0,258 |0,352 |0,459 |0,37 |

|процен| | | | | | |

|те за | | | | | | |

|кредит| | | | | | |

|в 8%) | | | | | | |

|срок | | |4,5 |3,5 |3,5 |3,2 |

|окупае| | | | | | |

|мости | | | | | | |

|капита| | | | | | |

|ловлож| | | | | | |

|ений, | | | | | | |

|лет | | | | | | |

|внутре| | | | | | |

|нняя | | | | | | |

|норма | | | | | | |

|доходн| | | | | | |

|ости | | | | | | |

|при | | | | | | |

|сроке | | |10 |22 |35 |25 |

|выплат| | | | | | |

|ы за | | | | | | |

|кредит| | | | | | |

|в 5 | | | | | | |

|лет % | | | | | | |

Аналогичные расчёты также выполнялись для DВС. Из полученных данных

следует:

Во всём диапазоне заданной тепловой нагрузки ГТУ оказывается эффективное

разделение схемы энергоснабжения. При этом срок окупаемости

капиталовложений составляет не более 3-5 лет, а внутренняя норма доходности

от 10% при расчётной тепловой нагрузке Qор=10Гкал/ч возрастает до 25% - 35%

при Qор>50Гкал/ч (при сроке выплаты за кредит в 5 лет).

При рассмотрении комбинированной схемы с DВС полученные экономические

показатели оказываются значительно хуже, чем для ГТУ. Так, при Qор=10Гкал/ч

срок окупаемости капиталовложений превышает 100 лет, а при Qор=20Гкал/ч –

около 8 лет. Это связано с тем, что удельные капиталовложения для DВС

существенно превышают их значение для ГТУ (примерно на 30%) и достигают

1000-1100 дол/кВт при Qор=10-20Гкал/ч.

При применении ПГУ срок окупаемости капиталовложений составляет 4.5 года,

а величина ВНD-11.5% при выплате за кредит в течение 5 лет и 24% при сроке

в 10 лет.

Основные показатели раздельной схемы энергоснабжения при учёте в

комбинированной схеме ПГУ – ТЭЦ

Таблица 4.13

|Показатель |Тепловая нагрузка |

|Годовой отпуск тепла тыс.Гкал |260 |

|Годовой отпуск электроэнергии т.Мвт.ч |446 |

|Затраты на производство тепловой | |

|энергии млн.дол |3,82 |

|суммарные затраты на | |

|электроэнергию млн.дол |25,42 |

|ежегодные затраты млн.дол |29,24 |

|капиталовложения в котельную млн.дол |15 |

Основные показатели комбинированной схемы электроснабжения с ПГУ

Таблица 4.14

|Показатели |Тепловая нагрузка |

| |100Гкал/ч |

|Электрическая мощность Мвт |81 |

|Годовой отпуск тепла тыс.Гкал |260 |

|Годовой отпуск электроэнергии т.Мвт.ч |446 |

|Годовой расход топлива тыс.т у.т. |129 |

|Затраты на топливо млн.дол |6,502 |

|Относительная величина топливной | |

|составляющей затрат % |50 |

|Суммарные ежегодные затраты млн.дол |13 |

|Капиталовложения в ТЭЦ млн.дол |53,46 |

|Капиталовложения в пиковую котельную | |

|млн.дол |6,9 |

|Суммарные капиталовложения млн.дол |60,36 |

|Тоже, с учётом динамики млн.дол |74,2 |

|Экономия ежегодных затрат в ТЭЦ по | |

|сравнению с раздельной схемой мл.дол. |16,24 |

|Перерасход капиталовложений в ТЭЦ по | |

|сравнению с раздельной схемой м.дол. |59,2 |

|Коэффициент аннуитета |0,274 |

|Срок окупаемости капиталовложений лет.|4,5 |

| | |

|Внутренняя норма доходности при |11,5 |

|выплате за кредит в течении 5 лет % |24 |

|Тоже, в течение 10 лет % | |

Выполненные расчёты позволили определить состав основного оборудования

для рассматриваемых мини ТЭЦ в зависимости от величины тепловой нагрузки.

Состав основного оборудования мини ТЭЦ

Таблица 4.15

|ТИП |Тепловая нагрузка Гкал/ч |

| |10 |20 |50 |100 |

|ГТУ |2хГТА-1* |2хГТА-2.5 |2хГТА-8 |2хГТА-20 |

| |тип ТВД-1500|тип ГТД-2500 |тип ГТД-8000 |тип АЛ-31 |

| | | | |СТЭ |

| |2хКУ-1.6 |2хКУ-4.1 |2хКУ-10 |2хКУ-24 |

|DВС |2хDВС-1.5 |2хDВС-3.5 | | |

| |2хУК-1.65 |2хУК-3.85 | | |

|ПГУ | | | |3хГТА-20 |

| | | | |3хТ-7-3.5 |

| | | | |3хКУ-29-4 |

| | | | |Q=3х18Гкал/ч|

Примечание: КУ- котёл утилизатор; УК – утилизационный контур;

* - электрическая мощность Мвт;

ХХ- тепловая мощность Гкал/ч.

Из полученных данных видно, что единичная мощность паровой турбины для ПГУ

достигает 7 Мвт, а производительность КУ – от 1.6 до 20 Гкал/ч. При этом

используются как судовые (ГТD), так и авиационные (ТВD, АЛ) газовые

турбины. Для ТЭЦ с DВС единичная мощность дизель- генераторов составляет

1.5 – 3.5 Мвт в зоне тепловых нагрузок 10-20 Гкал/ч.

Данное оборудование выпускается отечественными заводами военного

производства и может использоваться с незначительной реконструкцией для

нужд малой энергетики.

Величина расчётного коэффициента теплофикации изменяется от 0.32 до 0.48

для ГТУ, от 0.33 до 0.38 для DВС и составляет 0.54 для ПТУ, что лежит в

зоне, близкой к континуму.

Электрический КПД для ГТУ не имеет чётко выраженные тенденции к повышению

с ростом единичной мощности газовых турбин: 28,5% при приросте 2.5Мвт и

35.5% - при 20Мвт. К этому значению приближается и КПД дизель- генераторов

35-37%, а КПД ТЭЦ при работе по конденсационному режиму достигает 50%.

Удельный расход топлива мини ТЭЦ с ГТУ лежит в диапазоне

156-222 г у.т/(кВт.ч), с ДВС –153-222 г у.т/(кВт.ч), а с ПГУ составляет

182-201 г у.т/(кВт.ч).

Приведённые выше сравнения систем энергоснабжения потребителей (и не

только) в условиях изменения политики фиксирования потребовали и изменений

при выполнении технико – экономических ростов.

Рассмотрим некоторые из них относительно мини ТЭЦ. Обычно при

сопоставлении раздельной и комбинированной схем энергоснабжения

электрическая мощность ТЭЦ, определяется по тепловым нагрузкам,

сравнивалась с КЭС и котельной. КЭС в этом случае принималась как

«замещаемая мощность». Но мини ТЭЦ по мощности несоизмеримо малы с любыми

КЭС, работающими в энергосистемах. Если брать в качестве замещающей

мощности КЭС такой же мощности, что и мини ТЭЦ, то данная КЭС будет не

оптимальной с точки зрения энергосистемы в целом. Данное условие приведёт к

некорректному приведению вариантов к равному энергетическому эффекту.

Если оставить в технико – экономических расчётах принятые ранее условия

равного энергетического эффекта, то практически не возможно, обосновать

целесообразность сооружений мини ТЭЦ.

Не зависимо от мощности ТЭЦ, до сих пор остаётся спорным вопрос о

распределении эксплуатационных расходов. Последние годы этому вопросу

уделяется повышенное внимание. Причина и сущность дискуссии по этому

вопросу заключается в следующем:

1. Определённая условность принятого физического метода разнесения затрат

ТЭЦ между электрической и тепловой энергией, поскольку вся экономия от

комбинированного производства относится только к электроэнергии. В этом

случае затраты на тепловую энергию приближаются или равны текущим

затратам при выработке районными котельными. При формировании тарифов на

тепло- и электроэнергию, отпускаемую с ТЭЦ, это может значительно

повлиять и привести к случаю, когда потребителю выгоднее покупать от

районных котельных и других источников теплоты.

2. Излишняя концентрация мощностей на ТЭЦ и необходимость по экологическим

ограничениям её сооружение в доли от городской застройки привели к

резкому росту затрат на транспорт теплоты от ТЭЦ, что вызвало

существенное увеличение стоимости тепловой энергии.

3. Развитие рыночных отношений в энергетике привело к новой политики

ценообразования на энергию. При сохранении физического метода затрат на

ТЭЦ усилится тенденция на снижение темпов и масштабов развития

теплофикации в стране, что с народнохозяйственной позиции отрицательно,

поскольку приведёт к существенному перерасходу топлива в масштабах

страны.

Противники физического метода настаивают на применении эксергетического

способа, который базируется на термодинамической оценки эффективности

применения разных теплоносителей с учётом качества каждого. В этом методе

тепло оценивается по количеству работы, которое может быть получено в

идеальном цикле Карно при срабатывании энергии теплоносителя до параметров

окружающей среды. В случае применения эксергетического метода отпуск

электроэнергии от ТЭЦ менее эффективен, чем от КЭС, поскольку конечные

параметры пара турбин П значительно выше конденсационного цикла (для ПТ и Т

сравнение производится при чисто теплофикационном цикле). По этому

энергосистемы будут отказываться от ТЭЦ, как источников электрической

энергии.

Другими словами – физический метод повышает эффективность выработки

электрической энергии на ТЭЦ, а эксергетический – повышение эффективности

отпуска тепловой энергии при более низких начальных параметрах ТЭЦ.

Возможно компромиссное решение, основанное на проведении технико –

экономических расчётов по методу аналогов, когда распределение

эксплуатационных расходов на ТЭЦ осуществляется пропорционально

соответствующим расходам при раздельном способе производства заданных

объёмов тепловой и электрической энергии. При этом удельные расходы топлива

на выработку тепловой энергии будут ниже, чем на котельных, а на выработку

электрической энергии – выше, чем на ТЭЦ при физическом методе, и ниже, чем

на КЭС. Этот подход по разнесению эксплуатационных затрат на ТЭЦ повлияет

на формирование тарифов на тепловую энергию при комбинированном

производстве. При этом должен быть предусмотрен механизм в установлении

тарифов для коммунального и промышленного секторов потребления тепловой

энергии, а также установка контрольно измерительной и регулирующей

аппаратуры у каждого потребителя. Это позволит потребителю оплачивать не за

отпущенную, а за использованную тепловую энергию для обеспечения комфортных

условий по желанию потребителя, т.е. применение, так называемого,

абонентского тарифа. Важным моментом при введении абонентского тарифа

является заинтересованность потребителя в энергосбережении.

Развитие малой энергетики требует нормативно правовое обеспечение на всех

уровнях власти – от федерального до местного или субъектов федерации.

По инициативе РАН разработаны основные положения проекта закона о малой

энергетики, где отмечаются:

1. В целях развития рыночных отношений в энергетики, обеспечения

энергобезопасности страны, эффективности и надёжности энергоснабжения

предоставляется право юридическим и физическим лицам вводить в

действие установки малой мощности согласовывая такие решения с

региональной энергетической комиссией.

2. Независимые производители электрической и тепловой энергии в субъектах

Р.Ф. наделяются правами владения частной и акционерной собственностью

на введённые ими установки малой энергетики, отвечают за бесперебойное

энергообеспечение подключенных потребителей и производит с

потребителями расчёты за поставляемые тепловую и электрическую энергию

на договорных основах.

3. Независимым производителям электрической и тепловой энергии

предоставляется право на отпуск энергии в сети территориальных

энергоснабжающих предприятий в качествах и рамках, согласованных с

энергоснабжающей организацией и региональной энергетической комиссией

по договорной цене, соответствующей средней себестоимости, и

энергоснабжающим организациям вменяется в обязанность покупать

избыточную электроэнергию независимых производителей.

4. Установки малой энергетики по своим энергетическим и экономическим

характеристикам должны отвечать системе государственных стандартов.

5. Производители оборудования для малой энергетики, отвечающего

государственным стандартам, облагаются налогом на добавленную

стоимость на 50% ниже установленных ставок по этой продукции на 5 лет

производства такого оборудования.

6. Потребителям, осуществляющим ввод в действие установок малой

энергетики, отвечающим государственным стандартам, предоставляется

право на получение льготных кредитов сроком погашения в 10-15 лет.

7. Правительством Р.Ф. разрабатывается система экономических мер по

развитию машиностроительной базы и широкому применению установок малой

энергетики, включая их поставки и выделение финансовых средств для

выпуска головных образцов перспективного оборудования, привлечение

оборонных отраслей промышленности, а так же комплекс стимулов для

потребителей малой энергетики.

8. Для обеспечения контроля за ходом развития малой энергетики

производить статистические наблюдения в регионах и готовить

статистическую отчётность по малой энергетики, в том числе об объёмах

производства оборудования, использующего используемого для

нетрадиционных не возобновляемых источников энергии, и об объёмах

замещения органического топлива за счёт применения такого

оборудования.

Из выше изложенного можно сформулировать следующие выводы:

1. В условиях перехода экономики к рыночным отношениям теплофикация

составляет свои преимущества перед раздельным способом производства

электрической и тепловой энергии, но ввиду отсутствия централизованного

финансирования вынуждена развиваться в основном на базе сооружения ТЭЦ

средней и малой мощности.

2. Важнейшим техническим направлением, способствующим повышению

эффективности теплофикации, является применение парогазового цикла как

для новых так и для реконструируемых ТЭЦ, работающих на природном газе.

Электрическая мощность ПГУ для целей теплоснабжения может достигнуть

около 20-25 млн. кВт. К 2010 году.

3. Для повышения конкурентоспособности теплофикации в рыночных условиях

следует совершенствовать методы технико – экономических расчётов. Одним

из решений может стать метод, позволяющий учесть эффект от

комбинированного производства для двух видов энергии, что оказывается

особенно важным для формирования тарифа на тепло, отпускаемое на ТЭЦ.

4. Нормативно – правовое обеспечение малой энергетики должно способствовать

её развитию и включать как экономические стимулы, так и регуляторы

взаимоотношений между независимыми производителями электрической и

тепловой энергии и местными электрическими системами.