О роли и месте децентрализованных источников энергоснабжения

В. М. Батенин, член-корр. РАН,

В. М. Масленников, доктор техн. наук,

А. Д. Цой, доктор техн. наук

Выход из создавшегося положения руководство РАО «ЕЭС России» видит в выделении энергогенерирующих предприятий из-под государственного контроля и перевод их на свободные рыночные отношения. Предполагается, что в этом случае появится инвестор, в том числе и зарубежный. Несостоятельность такой позиции, как говорится, видна невооруженным глазом.

Действительно, новый инвестор появится в энергетике только тогда, когда стоимость энергии будет выше 4,5–5 центов за 1 кВт•ч, что является нижним порогом рентабельности вложения капитала. (При 12% годовых за кредит, возврате капитала через 10 лет, удельных капитальных затратах порядка 700 долл. США за 1 кВт и среднегодовом числе часов использования 5 000 ч, плата за вложенный капитал в стоимости генерируемой энергии составит 3–3,5 цента за 1 кВт•ч.)

В то же время стоимость генерируемой электроэнергии в России, включающая эксплуатационные расходы и разумную, контролируемую Федеральной комиссией прибыль, составляет 1–1,5 цента за 1 кВт•ч.

Иными словами, стоимость электроэнергии на самой перспективной новой электростанции будет на 3–3,5 цента выше, чем на действующей.

Для сохранения производства электроэнергии на существующем уровне необходимо вводить ежегодно около 7 млн кВт установленных мощностей, что требует ежегодных инвестиций в размере 5 млрд долл. США в год. При государственном регулировании тарифа для изыскания этой суммы достаточно внести опережающую инвестиционную составляющую, дифференцированную по разным категориям потребителей, изымаемую в виде налога в специальный фонд, в размере в среднем 0,6 цента за 1 кВт•ч при производстве в России более 800 млрд кВт•ч в год.

В условиях свободного рынка стоимость генерируемой энергии будет одинаковой как на новых, так и на действующих электростанциях, что приведет к дополнительному изъятию у потребителей более 25 млрд долл. США в год (3–3,5 цента за 1 кВт•ч х 840 млрд кВт•ч/год). Очевидно, что экономика России такого эксперимента вынести не сможет.

Не трудно предугадать в этом случае ситуацию, в которой будет находиться энергетика России: ссылаясь на отсутствие инвестиций из-за низких тарифов, последние будут постоянно расти, получаемые дополнительные средства будут в лучшем случае частично расходоваться на поддержание работоспособности существующего оборудования (ни одна электростанция не в состоянии самостоятельно вводить новые крупные энергоустановки), а потребитель энергии будет находиться в жесткой зависимости от производителей в условиях постоянно растущего дефицита.

Не удивительно, что в этих условиях у крупных потребителей энергии появляется интерес к созданию собственных децентрализованных источников энергии, способных не только обеспечить независимость и надежность энергообеспечения, но и быть конкурентоспособными с крупными электростанциями.

Такая реакция характерна не только для российских условий: попытка перевести на рыночные отношения электростанции Калифорнии привела к существенному росту стоимости электроэнергии и вызвала большой интерес к децентрализованным источникам энергоснабжения в США.

Децентрализованные источники тепло, электроснабжения на базе дизель-генераторов или газотурбинных установок (ГТУ) относительно небольшой мощности достаточно широко использовались в различных странах, в тех районах, где их применение было безальтернативным. С крупными энергетическими установками централизованного энергоснабжения конкурировать они не могли.

Однако в начале 80-х годов группой ученых с участием авторов под руководством академика М. А. Стыриковича было предложено надстраивать существующие крупные водогрейные котлы городских отопительных котельных ГТУ.

Выполненный предварительный анализ показал, что эти установки могли генерировать электроэнергию по значительно меньшей цене, чем крупные ГРЭС.

Несмотря на то, что было решение Правительства о создании двух ГТ-надстроек на котельных Москвы, благодаря активному сопротивлению некоторых организаций Минэнерго СССР оно не было реализовано.

В конце 90-х годов авторы снова выступили с этим предложением и выиграли грант Миннауки России [3]. Следует отметить, что с этим предложением выступили и представители организаций, ранее занимавшие крайне негативную позицию.

Казалось бы, что вопрос стал ясным. Однако на Всероссийском совещании в ВТИ в октябре 2002 года вновь разгорелась дискуссия о целесообразности реализации этого предложения. Основные возражения оппонентов сводились к следующему:

- Предложение технически невозможно реализовать.

- ГТУ не может работать в режимах работы отопительных котельных, когда летняя нагрузка в 5 раз меньше зимней.

- ГТ-надстройки будут вытесняться ТЭЦ, а за это нужно штрафовать.

В связи с этим авторы вынуждены еще раз вернуться к данному вопросу с более детальной аргументацией.

Принципиальная технологическая схема ГТ-надстройки мощностью 16–20 МВт к водогрейному котлу КВГМ-100 приведена на рис. 1.

Рисунок 1. Водогрейный котел с газотурбинной надстройкой

Продукты сгорания после газовой турбины, содержащие до 17% свободного кислорода, сбрасываются в топку котла и используются вместо воздуха для сжигания природного газа.

Мощность ГТУ выбирается таким образом, чтобы расходы продуктов сгорания после газовой турбины и продуктов сгорания котла были близки.

Проблемы сжигания природного газа в потоке богатых кислородом продуктов сгорания с высокой начальной температурой не существует.

Тем не менее некоторая специфичность, требующая замены горелочных устройств, существует (регулирование тепловой нагрузки котла осуществляется за счет изменения расхода природного газа в котел при неизменном расходе продуктов сгорания после ГТУ).

В случае если расход продуктов сгорания после ГТУ существенно превышает пропускные способности котла из-за возрастающего гидравлического сопротивления, часть продуктов сгорания сбрасывается либо в топку параллельно работающего другого котла, либо через специальный байпасный котел-утилизатор.

Постараемся ответить на поставленные выше вопросы.

Возможность технической реализации

Как указывалось выше, технической проблемы организации процесса сжигания дополнительного топлива практически не существует. Реальным препятствием реализации предложения может быть отсутствие места для размещения ГТУ на площадке котельной. Однако обследование ряда московских котельных показывает, что по крайней мере у 50 из 100 водогрейных котлов тепловой производительностью 100 Гкал/ч и выше такая возможность имеется. Как правило, ГТУ удобно размещать снаружи котельной, со стороны дымовой трубы, при этом продукты сгорания сбрасываются в воздухозаборное устройство.

Имеет смысл иметь общий коллектор, объединяющий все котлы с несколькими ГТУ, что повышает надежность энергообеспечения и облегчает возможность вывода котлов для текущего ремонта в летний период.

Авторами были выполнены тепловые расчеты работы поверхностей нагрева водогрейных котлов на различных режимах. В таблице приведены основные результаты расчетов работы водогрейного котла КВГМ-100 с газотурбинной надстройкой мощностью 16 МВт для 2 режимов: при сохранении расхода продуктов сгорания через котел и сбросом избытка через байпасный котел-утилизатор и форсированном режиме с возможной установкой дополнительного дымососа.

При этом КПД выработки дополнительной электроэнергии на тепловом потреблении определяется по следующей формуле:

где h_эл – КПД выработки дополнительной электроэнергии;

N_e – полезная электрическая мощность;

g_T – суммарный расход топлива в ГТУ и котел, кг/сек.;

g_Н – низшая теплотворная способность топлива, ккал/кг;

Q_Н – отпускаемая полезная тепловая мощность, ккал/с

h_к – КПД водогрейного котла на данном режиме без ГТУ.

Таблица

Параметры Котел КВГМ-100 ГТУ-16 ГТУ + котел Режим 1 Режим 2 Электрическая мощность, МВт - 16 16 16 Расход продуктов сгорания, кг/с 50,43 57,5 50,43 59,6 Избыток воздуха в камере сгорания a 1,1 3,77 1,1 1,1 КПД котла, % 92,5 - 91,9 91,3 Тепловая производительность, Гкал/ч 99,7 - 92,6 105,3 Температура уходящих газов, °C 127,5 460,0 125,3 137,7 КПД эл., % - 32 94,9 92,7

ГТУ не может работать в летних режимах работы котла

Сезонные изменения в режимах работы отопительных котельных весьма велики от 100% в зимний период до 20% в летний. Выполненные расчеты показывают, что ГТ-надстройка весьма удачно вписывается в эти условия работы при сохранении заданной электрической нагрузки.

Минимальная тепловая нагрузка котла в летний период обеспечивается за счет утилизации тепла продуктов сгорания ГТУ. Максимальная в зимний – за счет выжигания остаточного кислорода до 2%, как и при обычном сжигании топлива в котле на воздушном дутье. При этом расход продуктов сгорания на всех режимах работы котла остается практически неизменным.

В случае изменения расхода продуктов сгорания через ГТУ из-за возможного снижения электрической нагрузки, для поддержания тепловой нагрузки котла в топку котла может подаваться дополнительный воздух.

Остается в качестве резервной и работа котла независимо от ГТУ.

Затрагивает ли ГТ-надстройка режимы работы ТЭЦ

Городская отопительная система получает тепло как от ТЭЦ, так и районных отопительных котельных, причем последние могут работать и самостоятельно, и на объединенную теплотрассу.

Обычно колебания тепловой нагрузки принимают на себя в первую очередь водогрейные котлы, стараясь не затрагивать режимы работы ТЭЦ, производящих, помимо тепловой, и электрическую энергию с высоким КПД. ГТ-надстройки водогрейных котлов не затрагивают сложившейся системы теплоснабжения и тем более режим работы ТЭЦ. Они производят дополнительную электрическую энергию, если в последней имеется потребность. ГТ-надстройки могут влиять на режим работы ГРЭС, которые являются замыкающими в энергосистемах, т. к. работают с низким КПД.

В условиях России, когда изношенность основных фондов в энергетике достигает 60%, говорить о том, что не нужны энергетические установки, производящие электроэнергию с КПД 80–90% при низких капитальных затратах, т. к. они могут затронуть интересы отработавших свой ресурс агрегатов типа Канаковской ГРЭС, – по крайней мере кощунственно.

Следует также отметить, что, несмотря на дополнительное сжигание топлива на отопительных котельных при их надстройке ГТУ, экологическая нагрузка на регион снижается из-за существенного уменьшения содержания NОх в дымовых газах, потому что сброс продуктов сгорания в топку котла снижает адиабатическую температуру сгорания. В результате этого образование оксидов азота по термической модели Я. Б. Зельдовича резко сокращается.

Достаточно ли приведенных аргументов в пользу газотурбинных надстроек для принятия решений об их широкомасштабном использовании? Конечно нет. Необходимо дать ответы на следующие вопросы:

- Каковы экономические показатели таких установок?

- Будут ли они конкурентоспособны на создающемся энергетическом рынке?

- Каковы условия взаимодействия с энергосистемой РАО «ЕЭС России»?

- Чем резервировать выбывающую мощность на случай аварийного останова установки?

- Какие законодательные акты необходимо принять на федеральном уровне для нормального сосуществования монопольного распределителя электроэнергии в лице электросетей РАО «ЕЭС России» и децентрализованных источников энергии?

Ни одна новая энергетическая установка, созданная по правилам существующего в России рынка, не может конкурировать с действующими электростанциями.

Иногда можно услышать о том, что на каком-то предприятии приобрели электрогенерирующую установку небольшой мощности (дизель-генератор или ГТУ) и производят электроэнергию по стоимости существенно меньшей, чем у РАО «ЕЭС России». Как правило, это не так, потому что учитываются только эксплуатационные расходы.

Тем не менее и РАО «ЕЭС России», если бы оно функционировало как единая система, обязанная обеспечивать потребителей энергией в требуемых количествах, вынуждено было создавать новые энергетические установки взамен выбывающих из-за отработки их ресурса на условиях существующего рынка. Следовательно, экономические показатели предлагаемых газотурбинных надстроек должны сравниваться с новыми энергоустановками, планируемыми к вводу на электростанциях РАО «ЕЭС России».

Рисунок 2. Стоимость электроэнергии для различных типов энергоустановок

Значения относительной стоимости производства электроэнергии для различных энергопроизводителей в зависимости от относительной цены топлива приведены на рис. 2. В качестве эталона принята современная паротурбинная электростанция с блоками 500 МВт на угле. Удельные капитальные затраты по ней приняты за 100% (ориентировочно 700 долл. США за 1 установленный кВт мощности; абсолютная стоимость не так важна, т. к. все варианты будут меняться эквивалентно).

Стоимость топлива варьируется в широком диапазоне также в относительных единицах от К_уд.эт., т. е.
С_т = 0,04•К_уд.эт.=28 долл./т.у.т.

Нижняя, широкая прямая означает гипотетическое изменение стоимости электроэнергии при сохранении единой системы РАО «ЕЭС России» и государственном регулировании тарифов с введением опережающей инвестиционной составляющей в размере 0,6 цента за 1 кВт•ч.

Прямая, изображенные на рис. 2, иллюстрируют изменение стоимости электроэнергии для новых энергоустановок при существующих в России правилах оценки эффективности инвестиций (12% годовых за кредит и возврате вложенного капитала через 10 лет) для следующих вариантов:

- паротурбинная угольная ГРЭС (ПТУ);

- ГРЭС с перспективными парогазовыми установками на природном газе (ПГУ);

- надстройка дизель-генератором 2,5–4,0 МВт водогрейных котлов соответствующей производительности;

- ГТ-надстройка мощностью 16–20 МВт котлов типа КВ-ГМ-100.

Как следует из приведенного графика децентрализованные энергоисточники типа надстроек существующих котлов вполне конкурентоспособны с самыми передовыми энергоустановками большой мощности, на которых планируется развитие энергетики России (однако не следует распространять этот вывод на любые децентрализованные источники энергоснабжения малой мощности).

Каковы же должны быть взаимоотношения децентрализованных источников энергии с системами РАО «ЕЭС России»?

Представим себе, что в России была бы государственная система, заботящаяся об интересах всего общества в целом. Тогда, независимо от ведомственной принадлежности, давалось бы преимущество созданию наиболее экономически эффективных технологий, что и наблюдалось в США в 70–80 годах. Поощряя реализацию ресурсосберегающих технологий, в США появился закон, обязывающий энергосистемы принимать у мелких производителей электроэнергию, полученную за счет энергосбережения, по цене замыкающих затрат (самых дорогих) в энергосистеме. Появился подобный закон и в России, но с одним «незначительным» отличием – обязаны принимать, но не сказано по какой цене. Такое «упущение» делает этот закон совершенно бесполезным, т. к. позволяет монопольной энергосистеме назначать заведомо неприемлемые низкие цены, при которых становится неэффективным любой децентрализованный источник энергии.

Может ли децентрализованный источник энергии быть совершенно независим от энергосистем РАО «ЕЭС России»? Может, но сделать это очень трудно.

Один из руководителей РАО «ЕЭС России» при разговоре о создании независимых энергопроизводителей заявил: «Пусть создают, мы им линию электропередачи отрежем». Угроза реальная и болезненная: как быть в случае аварийного останова такого децентрализованного источника и куда отдавать избыток дополнительной электроэнергии. Так, собственные нужды отопительной котельной тепловой мощностью 400 Гкал/ч составляют 3–4 МВт, а потенциальная мощность газотурбинных надстроек 60–80 МВт.

Выводы

1. В результате длительного отсутствия необходимых инвестиций в энергетику России создалась критическая ситуация изношенности основных фондов. Учитывая, что строительство новых энергетических объектов требует 4–5 лет, создается реальная угроза появления глубокого энергетического кризиса, парализующего экономику России в ближайшие годы.

2. Планируемая реструктуризация РАО «ЕЭС России», якобы преследующая цель привлечения инвесторов, в том числе и зарубежных, может только усугубить ситуацию и превратить ее в полностью неуправляемую:

- В условиях свободных рыночных отношений в сфере производства электроэнергии ни одна вновь создаваемая энергоустановка не может конкурировать с действующими по изложенным выше причинам.

Кроме того, ни одна самая крупная электростанция не в состоянии за свой счет построить новый энергоблок (накопление средств за счет амортизационных отчислений при заниженной оценке стоимости основных фондов – абсурдно), привлечение стороннего инвестора затруднительно из-за низкой эффективности капитальных затрат при существующих тарифах на электроэнергию.

- Остающиеся монопольными энергосети не имеют обратного влияния на энергопроизводителей, стимулирующих создание новых энергоустановок, зато являются абсолютными диктаторами при установлении нижнего порога цен на покупаемую электроэнергию и объективно становятся заинтересованными в ее дефиците, т. к. прибыль перепродавца определяется не столько количеством продаваемого товара, сколько разницей в ценах на покупаемую и перепродаваемую продукцию.

3. В складывающейся ситуации особую актуальность, имеющую государственное значение, приобретает проблема создания и широкомасштабной реализации эффективных децентрализованных источников энергоснабжения в первую очередь на базе газовых турбин средней мощности по следующим причинам:

- При их использовании для модернизации действующих объектов создаются наиболее эффективные, конкурентоспособные технологии.

- Короткие сроки создания таких установок позволяют значительно смягчить надвигающийся энергетический кризис.

- Мощность российских заводов по производству авиационных двигателей, существенно недогруженных в настоящее время, позволяет поставлять на энергетический рынок нужное оборудование в достаточном количестве. Это позволит одновременно сохранить высокий уровень авиационного машиностроения в России.

4. Государство должно незамедлительно взять под контроль и уделить особое внимание проблеме развития энергетики России, чтобы не допустить развития событий по самому худшему сценарию.

Необходимо разработать государственную Программу типа ГОЭЛРО, а также срочно принять ряд законов, определяющих правила игры на энергетическом рынке, существующих во многих цивилизованных странах. Основные из них:

- Закон об обеспечении энергосистемой всех потребителей обслуживаемого региона энергией в требуемых количествах. (Закон должен предусматривать выплату компенсаций пострадавшим, банкротство и передачу энергосистемы под государственное управление.)

- Закон о принятии энергосетями электроэнергии от децентрализованных источников энергии по стоимости хотя бы планируемых к строительству новых энергетических объектов и обеспечении их резервной электростанцией, на случай аварийного останова, по цене, не превышающей, например, на 20% от покупаемой.

- Закон о регулировании тарифов и правилах их формирования, исходя из «разумной» прибыли на образующемся энергетическом рынке, т. к. не может быть свободного конкурентного рынка в условиях надвигающегося энергетического кризиса.

Литература

1. Батенин В. М., Масленников В. М. О стратегии развития энергетики России // Газотурбинные технологии. 1999. № 3.

С. 14–20.

2. Батенин В. М., Лапир М. А., Масленников В. М., Цой А. Д. Экологически чистые энергогенерирующие комплексы на базе газотурбинных надстроек водогрейных котлов РТС // Новости теплоснабжения. 2002. № 1. С. 41–46.

3. Батенин В. М., Масленников В. М., Лапир М. А., Сарнацкий Э. В., Шейндлин А. Е. О некоторых нетрадиционных путях повышения эффективности энергообеспечения. Научная сессия РАН по энергосбережению. 12 мая 1999.