Развитие малой энергетики – важнейший этап развития ЕЭС России

На снимке Google Maps  Краснополянская ГЭС, установленной мощностью 28,9 МВт, в Краснодарском крае

На балансе ООО "Лукойл-экоэнерго". Все права на снимок принадлежат его владельцам

    17. Развитие малой энергетики – важнейший этап развития ЕЭС России

     В развитых странах, в конце прошлого века, стремились к повышению экономичности тепловых электростанций, за счет повышения параметров пара, укрупнения агрегатов, совершенствования тепловых схем для возможности удешевления  утепления и отопления жилых помещений, за счет экономии электроэнергии и тепла.

     В СССР экономичность энергетической отрасли обеспечивалась за счет использования теплофикационной выработки электроэнергии, с использованием горячей воды для отопления и горячего водоснабжения. По развитию ТЭЦ ЕЭС СССР и России занимает первое место в мире.

     Комбинированная выработка электроэнергии позволяла получать электроэнергию с удельным расходом 140-150 г/кВтч против 450 г/кВтч по конденсационному циклу на турбинах «Т», а 320-370 г/кВтч на энергоблоках.

     В последние годы в развитых странах ведется интенсивное развитие электро и теплоснабжения, за счет сооружения малых ТЭЦ-ПГУ на базе ГТУ и покрытия пиковых нагрузок за счет пиковых ГТУ.

     Возможность сооружения экономичных ТЭЦ малой мощности появилась благодаря увеличению доли газа, как энергетического топлива, успехам достигнутых в газотурбостроительной отрасли (повышение надежности, экономичности) и создания схем автоматизированного управления ПГУ и ГТУ.

     Внедрение малых ТЭЦ на базе ПГУ позволяет снизить потребность в инвестициях на сооружение генерирующих мощностей (низкие капиталовложения), в строительстве высоковольтных электрических и магистральных тепловых сетей, а также снизить потери в сетях и трудозатраты на эксплуатацию за счет высокой автоматизации ПГУ и ГТУ.

     Отпуск тепла, за счет перевода тепловых нагрузок с отопительных котельных на малые ТЭЦ-ПГУ, позволит сэкономить топливо на отпуске тепла, а также получить эффект от увеличения выработки электроэнергии на тепловом потреблении.

     Экономичность ТЭЦ на базе ПГУ по схеме с установкой водогрейного котла-утилизатора зависит от температуры уходящих газов и коэффициентов избытка воздуха при сжигании газа. При низком КПД ГТУ происходят изменения соотношения мощности ГТУ и производительности котла-утилизатора тепла.

ТЭЦ ПГУ при производстве 1 кВтч. электрической энергии может производить от 0,7 до 1,0 Гкал тепла в час, при КПД использования топлива 80-88%.

     Для расчета ориентировочно можно принимать - на 1 отпущенный  Мвтч. с ПГУ отпускается 1 Гкал тепла с экономическим показателем 150 г/Квтч и 165 кг/Гкал.  

     Сроки окупаемости зависят от действующих тарифов на электроэнергию и тепло, составляют от 2 до 4 лет.

     Важнейшим вопросом в ускоренном процессе замены котельных на ТЭЦ ГТУ является создание экономической заинтересованности потребителей в получении тепла от ТЭЦ.

     В Дании эти вопросы решены указом королевы, запретившим строить котельные мощностью более 1 Мвт.

     В Германии решен вопрос в виде доплаты потребителям тепла от ТЭЦ в размере 50% от экономического эффекта, получаемого на ТЭЦ от выработки электроэнергии на тепле.

     В России эти вопросы не решены, вследствие чего, от ТЭЦ обеспечивается отпуск тепла около 20% от общей потребности.

     Примером может служить «Сибур», который потребляет от ЕЭС России в год 10 млрд. кВтч и производит тепло в котельных 30 млн. Гкал. При переводе теплоснабжения от ТЭЦ можно получить 20-25 млрд. кВт. электроэнергии с удельным расходом 145 г/Квтч и тепла с расходом топлива на 10% ниже фактического.

     17.1 Выбор и размещение ГТУ для покрытия пиковых нагрузок 

     1. Вопросы выбора мощности и размещения ГТУ для покрытия пиковых нагрузок являются достаточно сложной экономической задачей, для обеспечения экономичности и надежности работы ЕЭС России.

В США установленная мощность ГТУ достигла 130 млн. кВт. или 15% от установленной мощности.

     2. Для установки в качестве пиковых мощностей используются ГТУ мощностью до 32 мВт Российского и Украинского производства.

     3. Размещать пиковые мощности в местах возникновения потребности в пиковых нагрузках, в том числе на п/ст напряжением 110-220 кВ., в том числе заводских электростанциях мощностью до 300 мВт.

     4. Объем пиковой мощности, подлежащей установке, определяется по годовой максимальной потребности. При снижении потребности иметь возможность использовать пиковые ГТУ в качестве резервных мощностей.

     5. Порядок расчета:

     - расчет производиться в два этапа – предварительный и окончательный, 

     - определяется потребность в пиковой мощности в годовом максимуме. Неравномерность графика в настоящее время составляет 20% и имеет тенденцию к увеличению в целом по ЕЭС России, ОЭС и энергосистемам.

     - рассматриваются все электростанции и п/ст, согласно п.3, на предмет возможного размещения ГТУ (наличия территории и газа)..

     Рассматриваются варианты п/ст 35 кВ, имеющие тупиковое питание, блокстанции и отдельные ТЭС мощностью более 300 мВт, где имеется необходимость в пиковых мощностях.

     6. На первом этапе рассматривается возможность участия ГЭС в покрытии пиковых нагрузок, исходя из 50% водообеспеченности ГЭС.

     7. В качестве исходного материала используется потокораспределение по каждой ОЭС и энергосистеме в часы максимума и минимума в максимальный рабочий зимний и летний дни.

     8. Расчет технико-экономических показателей производится по двум составляющим: условно-постоянные затраты и эксплуатационные расходы, в том числе:

     - принимается число часов использования ГТУ – 1700, ТЭС – 6000 и АЭС - 7000 часов в году;

     - сопоставляются удельные расходы топлива при регулировании за счет ТЭС, ГАЭС и ГТУ и потери электроэнергии в сетях при закачке и выдаче мощности от ГАЭС.

     18. Комплекс программ по расчету технико-экономических показателей

            ЕЭС России

      Для расчета технико-экономических показателей по заданию Минэнерго в 1989 году был разработан комплекс программ «Электроэнергетика». В комплексе программ был предусмотрен ряд программных систем.

     Комплекс программ разрабатывали на существующую вертикальную схему управления Минэнерго - ЕЭС - ОЭС - энергосистемы - электростанции. Комплекс был внедрен в 1989-1990 годах в ЕЭС, ОЭС и отдельных энергосистемах.

     В связи с начавшейся реструктуризацией РАО «ЕЭС России» комплекс не был задействован на всех уровнях, а проведение реструктуризации нарушило сложившуюся схему расчетов.

     Реструктуризация энергетики проводилась без учета мнения ученых и специалистов-энергетиков, по проекту фирмы «Корана» США. Основной задачей фирмы «Корана» была замена показателя «надежность и экономичность» на «прибыль», разрушение оперативно-диспетчерского управления (замена ЦДУ на «системного оператора»), вертикали управления и электроснабжения потребителей и замена специалистов-энергетиков на менеджеров общего профиля.

     Однако в условиях рыночных отношений необходимость выполнения всех показателей возросла, а методы их расчета значительно усложнились. В сложившихся условиях необходимо усовершенствование программ с учетом требований рынка и задач управления. Менеджеры стали заказывать разработку программ за рубежом, организациям, которые не знали особенностей ЕЭС России.

     Для повышения эффективности использования усовершенствования комплекса, необходимо использовать новые разработки последних лет - математические модели энергоблока.

     В комплексе могут использоваться математические модели других организаций, в том числе Сибирского и Уральского отделений РАН.  организации 

     Для решения перечисленных задач необходимо восстановить НТЦ, необоснованно ликвидированный ГВЦ .