Альтернативные пути развития отечественной энергетики.
О.А.Бородина, асп.СПбГПУ
Сегодня, когда экономика России плотно вошла в сферу рыночных отношений, возникают вопросы, требующие новых оценок экономической целесообразности технических решений по развитию теплоснабжения и электрификации потребителей тепловой и электрической энергии. В частности необходимо рассматривать и обсуждать темы, связанные с оптимальностью применения централизованных и децентрализованных источников энергии, пути снижения инвестиционных и эксплутационных затрат, возможности применения нетрадиционных источников энергии.
В связи с острейшим дефицитом инвестиций и вынужденной ориентацией преимущественно на продление срока службы оборудования в развитии энергетики большую роль будут играть малые высокоэффективные парогазовые и газотурбинные установки, ориентированные на покрытие тепловых нагрузок малой концентрации, в том числе создаваемые за счет преобразования районных котельных в мини-ТЭЦ. В случае достаточной законодательной базы это обеспечит одновременный рост независимых производителей электроэнергии (и тепла) и повышение конкуренции в этой сфере.
Эффективность работы котельной в результате реконструкции ее тепловой схемы путем надстройки паровыми и газовыми турбинами и переходом котельной в режим работы ТЭЦ может быть существенно повышена. При этом производство электроэнергии может идти на собственные нужды (приводы механизмов), а возможно и на продажу энергосистеме.
Санкт-Петербургский государственный политехнический университет провел детальное исследование эффективности перевода ряда котельных мощностью от 40 до 450 МВт в режим работы ТЭЦ, вследствие чего были предложены следующие базовые варианты: схема со сбросом отходящих газов в отопительный котел; утилизационная схема с газо-водяным подогревателем (ГВТО) или водяным экономайзером; схема ПГУ с энергетическим котлом-утилизатором; схема котельной с напорной утилизацией отходящей теплоты; схема дизельной газогенераторной мини-ТЭЦ.
На примере ТЭП АО "Белгородэнерго" была практически установлена целесообразность применения ГТУ в водогрейных котельных для их совместной работы на примере Западной котельной г.Белгорода, где показывается высокая эффективность такого решения: себестоимость электроэнергии на 17% ниже покупной от АО "Белгородэнерго"; себестоимость теплоэнергии на 8% ниже, чем до реконструкции.
По проекту НПВП "Турбокон" параллельно РОУ была установлена паровая противодавленческая турбина, обеспечивающая выработку электрической мощности, что уменьшает расходы промышленного предприятия на приобретение электроэнергии от сети. При установке турбин "Кубань-0,5" стоимость проекта, включая документацию, стоимость оборудования, монтажа и запуска в эксплуатацию, в зависимости от условий монтажа турбогенератора и расстояния от него до котельной в 2-6 раз ниже стоимости ряда реально используемых источников электроэнергии. Продолжительность строительства таких объектов составляет 3-4 мес., а срок окупаемости капиталовложений не превышает 1,5года.
Существенной проблемой при определении технико-экономических показателей подобных реконструкций является то, что отсутсвуют надёжные, прогнозируемые показатели стоимости энергии и материалов. Кроме того, недостаточно знаний касательно особенностей комбинированного производства энергии и расчёта экономического эффекта при комбинированном производстве электроэнергии.
Как известно, оценка эффективности комбинированного процесса производства энергии на ТЭЦ имеет два принципиально противостоящих метода расчета. По первому, так называемому "физическому методу" вся экономия топлива относится на удешевление производства электрической энергии. Этот метод лежит в основе существующих нормативных документов РАО ЕС, и решает задачу в пользу инфраструктуры "электроэнергетика". По второму, так называемому "эксергетическому методу", вся экономия топлива относится на удешевление тепловой энергии. "Эксергетический метод" отвечает интересам инфраструктуры "теплоэнергетика", но он не доработан до практического применения и не утвержден к нормированию.
Одним из таких методов является метод вычитания безвозвратных потерь возможной работы, созданный Р.Клауэзиусом и модернизированный Д.П.Гохштейном. По этому методу целесообразно в качестве основного показателя использовать не коэффициент полезного действия (в том числе эксергетический), а коэффициент безвозвратных потерь возможной работы. Автор модернизированного метода вычитания указывает, что локальный для любого узла коэффициент безвозвратных потерь позволяет оценить влияние любой необратимости процесса на расход топлива. Физическим отражением коэффициента потерь служит удельный перерасход топлива, который представлен как чисто термодинамическая функция.
Весьма важными являются также технико-экономические сопоставления различных схем МЭУ, оптимизации схем МЭУ и определение себестоимости различной продукции МЭУ. Гохштейн Д.П. предложил соответствующую методику, основанную на расчете эксергетических потерь, сопровождающих получение каждого вида продукции и, таким образом, имеющую достаточное теоретическое обоснование.
Литература:
1. Доклад Министра энергетики Российской Федерации на парламентских слушаниях 17.10.2000г. "Об энергетической стратегии России на период до 2020 года и структурной реформе в энергетике".
2. Хрилёв Л.С. Основные направления и эффективность развития теплофикации // Теплоэнергетика, 1998. ? 4. С. 2-15.
3. Боровков В.М., Зысин Л.В. Основные направления развития мини-ТЭЦ на основе современных парогазовых технологий // Изв. АН. Энергетика. 2001. ?1. С.100-105.