Малая энергетика в Республике Саха

Малая энергетика в Республике Саха (Якутия) Кузьмин А. Н., Михеева Е. Ю.,.

Павлов Н.В.

Более 2/3 территории Якутии, т. е. 2,2 млн. км с населением 150 тыс. человек или 16% проживающих в республике в 175 поселениях обеспечиваются источниками энергии малой мощности (ИЭММ) и является зоной децентрализованного энергоснабжения.

В зоне децентрализованного энергоснабжения постоянно функционирующие 135 дизельные электростанции (ДЭС) и газотурбинные установки (ГТУ) выполняют основную роль в обеспечении электрической энергии населенных пунктов. Тепловой энергией потребителей обеспечивают порядка 1800 котельных, преобладающее большинство которых (97−98%) имеют установленную мощность до 20 Гкал/ч. Малая энергетика в республике является единственной энергетической базой, обеспечивающей жизнедеятельность и функционирование потребителей жилищно-коммунального сектора и муниципальных образований, промышленных предприятий и хозяйствующих субъектов малого и среднего бизнеса, находящихся в зоне децентрализованного энергоснабжения.

Большую роль малая энергетика играет в обеспечении энергетической безопасности потребителей, требующих повышенной надежности и не допускающих перерывов в подаче энергии при авариях в зонах централизованного электроснабжения. В республике в зонах централизованного электроснабжения 25 ДЭС и ГТУ являются пиково-резервными. Около 1300 ДЭС, ГТУ и дизель-генераторы (ДГ) в качестве резервных источников установлены на промышленных объектах и объектах инфраструктуры.

Среди электрогенерирующих ИЭММ доминирующими являются ДЭС. Газотурбинные установки мощностью 2,5 и 12 МВт, разработанные на базе авиационных и судовых двигателей, имеют худшие эксплуатационные характеристики, чем ДЭС (КПД — 17−20 против 28−33%) и используются, в основном, как резервные и пиковые энергоисточники.

Поскольку зона децентрализованного энергоснабжения охватывает главным образом северную часть республики, удаленную от центров снабжения, со сложными условиями доставки грузов, особенно острыми становятся проблемы энергетической безопасности. Однако техническое состояние большей части оборудования малой энергетики, выполняющей основные функции энергоснабжения, оставляют желать лучшего. Усредненный износ ДГ составляет около 70%, котельных установок — примерно 60%. Низкие эксплуатационные характеристики энергоисточников, высокая стоимость топлива у потребителя приводят к завышенным расходам производства. Следствием высоких себестоимостей энергий является и раздельное производство энергий небольшими по мощности энергоисточниках. Тем не менее в ближайшей перспективе во многих населенных пунктах и районах с развитием промышленности, производственной и социальной инфраструктуры будет отмечен рост электро-, и теплопотребления. Низкое техническое состояние, моральный и физический износ объектов малой энергетики являются причиной низкой надежности и экономичности систем энергоснабжения и не соответствуют важности стоящих задач и требуют кардинального улучшения. Такое обстоятельство требует в большей части случаев ввода новых современных источников энергии.

Очевидно, что повышение эффективности децентрализованного энергоснабжения может быть достигнуто путем внедрения комбинированного производства электрической и тепловой энергии. При этом возможность выбора топливно-энергетического ресурса (ТЭР), условий топливоснабжения и характер потребителей позволяет рассматривать различные типы малых ТЭЦ.

Населенные пункты 7-ми административных районов республики охвачены газификацией (22%), в перспективе будут газифицированы потребители еще 7 районов в Западной, Центральной, Южной Якутии. В зонах охваченных сетями газоснабжения возникает проблема выбора основного оборудования теплофикационных установок между ГТУ и газопоршневыми агрегатами (ГПА).

Авторам, к сожалению, не известны отечественные работы по сравнению малых ТЭЦ на базе ГТУ и ДВС. Из анализа литературных источников следует, что при сравнении ГТУ и ГПА по технико-экономическим показателям в области малых мощностей (1,4МВт) в пользу ГПА указывает низкий удельный расход топлива. Кроме того, при использовании ГПА-ТЭЦ обеспечивается более выгодное, по сравнению с ГТУ-ТЭЦ, соотношение электрической и тепловой энергии (ГПА-ТЭЦ вырабатывает примерно на 34% больше электрической энергии, но на 27% меньше тепловой). К недостаткам ГПА-ТЭЦ следует отнести высокий расход масла (на данной станции он в 4 раза превышают аналогичные расходы на ГТУ-ТЭЦ: 0,6 против 0,15 г/кВт ч 1). При больших мощностях относительная эффективность ТЭЦ на базе ГПА уменьшается. Это связано, в частности, с тем, что ГПА мощностью свыше 2,0МВт в контейнерном исполнении не поставляются, а устанавливаются в здании. Укрупненные сравнительные расчеты показывают, что в области малых мощностей до 2,0МВт эффективным является применение ГПА-ТЭЦ, при увеличении мощностей — ГТУ-ТЭЦ (предполагается, что энергисточники работают в базовом режиме).

На сегодняшний день на российском рынке газопоршневые двигатели, в основном, представлены зарубежными производителями: Caterpillar (США), FG Wilson (Англия), Jenbacher, Deutz (Германия), Guascor (Испания), для которых довольно высоки ремонтные затраты и затраты на эксплуатацию (в 2,0−2,5 раза выше, чем для российских: 3−4 Евро против 1,5 Евро на 1МВт ч 1).

В децентрализованной зоне энергоснабжения севера Якутии, где отсутствует газоснабжение, приводом генераторов для малых ТЭЦ могут использоваться паротурбинные установки на угле, газотурбинные и дизельные двигатели на жидком топливе.

На сегодняшний день нижний предел шкалы мощностей одного блока отечественных ГТУ-ТЭЦ, работающих на дизельном топливе составляет 2,5 МВт. Их применение целесообразно для отдаленных от угольных месторождений населенных пунктов севера республики, где приоритетным топливом для нужд энергетики является жидкое топливо.

К сожалению, технико-экономические данные по ГТУ-ТЭЦ, в частности показатель удельного расхода топлива при работе на дизельном топливе, в литературных источниках не приводятся. В этих условиях затруднительна разработка научно-обоснованных рекомендаций по экономической целесообразности их использования.

В работе 2 приведены данные по удельным расходам топлива ГТУ-ТЭЦ на газовом топливе: 268,8 г ут/кВт (144,6 кг ут/Гкал) при мощности 2,5МВт; 224,0 г ут/кВт (144,6 кг ут/Гкал) при мощности 4,0МВт; 190,2 г ут/кВт (144,6 кг ут/Гкал) при мощности 6,0МВт. По данным Уральского турбинного завода эти показатели при мощности 6,0МВт составляют — 534,0 г ут/кВт (145,7 кг ут/Гкал). По фактическим показателям действующей газотурбинной ТЭЦ «Шигили» (республика Башкортостан) 3, 4 при мощности 4МВт — 161,7 г ут/кВт (188,1 кг ут/Гкал). При таких расхождениях основных показателей трудно проводить расчеты по сравнительной эффективности.

При меньших мощностях энергоснабжение населенных пунктов севера Якутии может основываться на ДЭС с утилизацией теплоты. Известно, что минимальная электрическая мощность энергетического комплекса ДЭС с утилизацией тепловой энергии, реализуемый «под ключ» в нашей стране (ЗАО «Алтайские средства энергетики») составляют 300 кВт. Основным недостатком энергоустановок такого типа по нашему мнению является малая производительность теплоты на 1кВт электрической мощности. Согласно данным 5, 6 отношение отпускаемой от ДЭС-ТЭЦ теплоты к вырабатываемой электроэнергии лежит в пределах от 0,9 до 1,4 кВт против 1,8ч2,8 для ГТУ-ТЭЦ. Такая ДЭС с утилизацией теплоты мощностью 420 кВт производства ЗАО «АЛСЭН» введена в одном из северных районов Якутии. Но, к сожалению, на станции какого-либо учета показателей по отпуску тепла и удельного расхода топлива на теплоэнергию не ведется. Удельные расходы топлива отечественных ДЭС-ТЭЦ в литературных источниках также отсутствуют.

В 7 приведены данные по удельным расходам условного топлива на малых ТЭЦ (1,8 МВТ; 2,2МВт) с оборудованием фирмы «Wartsila», которые на отпуск электроэнергии «фантастически» малы — 143 г ут/кВт (153 кг ут/Гкал).

Основным фактором, определяющим использование малых паротурбинных ТЭЦ на угле — это снижение использования дорогостоящего дизельного топлива на производство электроэнергии. Потребности промышленных потребителей на севере республики предполагаются покрывать плавучими атомными ТЭЦ (АТЭЦ) малой мощности. При работе угольных ТЭЦ для потребителей ЖКХ без постоянной нагрузки промышленного потребителя не обеспечивается загрузка паровых турбин в течение года, что не позволяет эффективно использовать установленную электрическую мощность турбин с противодавлением. В связи с этим следует рассматривать применение конденсационных турбин с регулируемыми отборами пара, но их низкие параметры и несовершенство термодинамического цикла приводят к перерасходу топлива. По данным 8 удельный расход на отпуск электроэнергии ТЭЦ составляет не менее 755 г ут/кВт (140 кг ут/Гкал) при мощности 4,5МВт (1,5×3); 858 г ут/кВт (229 кг ут/Гкал) — по проектным данным строящейся ТЭЦ мощностью 3МВт (1,5×2) с. Манилы Камчатского края 9; по данным 10 — 437,5 г ут/кВт (160 кг ут/Гкал) при мощности 12 МВт (2×6).

Предварительные расчеты показывают эффективность использования малых ТЭЦ на угле только в населенных пунктах расположенных вблизи угольных месторождений при низких стоимостях топлива.

Малая энергетика в России развивается достаточно быстрыми темпами. Прирост мощностей за последние годы в основном обеспечен вводом в эксплуатацию дизельных и газопоршневых электростанций. В период 2002;2007 гг. начали интенсивно внедряться паротурбинные установки небольшой мощности на биомассе. На рынке электрогенерирующих установок малой мощности в подавляющем объеме присутствуют электростанции на основе двигателей внутреннего сгорания, в значительно меньшем объеме реализуются электростанции малой мощности на основе газотурбинных двигателей 11.

Развитие малой энергетики с применением новых технологий комбинированной выработки электричества и тепла достаточно динамично происходит в Уральском ФО (Пермская область), Сибирском ФО (Тюменская область), Республике Башкортостан. Например, в Башкортостане функционируют 3 ГТУ-ТЭЦ с общей установленной мощностью 22МВт. Внедрены ГПА-ТЭЦ с агрегатами Caterpillar (США), Jenbacher (Германия) 12.

В Республике Саха (Якутия) имеются огромные ресурсы местных топлив, а также возобновляемых видов энергии. Прогнозируемый рост развития промышленности будет сопровождаться образованием производственной и социальной инфраструктуры. Данные факторы будут способствовать развитию малой энергетики в республике.

Авторы будут признательны за Ваши замечания и предложения.

малая энергетика децентрализованное энергоснабжение.

Использованные литературные источники

• 1. Павлиш И. И., Лахолап В. В. Публикации специалистов «Проблема оптимального выбора состава основного оборудования между газотурбинными установками (ГТУ) и газопоршневыми агрегатами (ГПА)». http: www.ee. by/specialists
• 2. Костюченко А. Е. Экономические показатели ГТУ. ОАО «Авиадвигатель» http://www.avid.ru/, http://www.alfar.ru
• 3. Щаулов В. Ю. Опыт внедрения и эксплуатации ГТУ малой мощности // Материалы Конференции «Малые и средние ТЭЦ. Современные решения» www.rosteplo.ru
• 4. Годовые отчеты ОАО «Башкирэнерго» http://www.bashkirenergo.ru
• 5. Федяев В. Ф., Федяева О. Н. Комплексные проблемы развития теплоснабжающих систем. — Новосибирск: Наука, 2000. — 256 с.
• 6. Цанёв С. В., Буров В. Д., Ремезов А. Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций — М: Изд-во МЭИ, 2002. — 584 с., ил.
• 7. Колобов Ю. Н., Чайка Л. В. Малая энергетика в системе энергоснабжения республики Коми. — Сыктывкар, 2000. — 140 с.
• 8. ОАО «Энерготехмонтаж» Московское пусконаладочное управление «Строительство мини-ТЭЦ в п. Зырянка РС (Я)». Бизнес-план. 2002
• 9. ОАО «Газпром», ОАО «Газпром промгаз». Стратегия развития энергетики Качатского края на период до 2025 г. Экспертное заключение по развитию комплекса миниТЭЦ на территории Корякского АО.М. 2009
• 10. ЗАО «Энергокаскад». Строительство мини-ТЭЦ в п. Зырянка Верхнеколымского улуса РС (Я). Технико-экономическое обоснование.М. 2007
• 11. Филиппов С. В. Малая энергетика в России. / Теплоэнергетика № 8. — 2009. Стр.38−44
• 12. Салихов А. А., Фаткуллин Р. М., Абдрахманов Р. Р., Щаулов В. Ю. Развитие мини-ТЭЦ с применением газопоршневых двигателей в Республике Башкортостан / Новости теплоснабжении № 11. — 2003