Раздел - Энергоснабжение

Экономические факторы и условия эксплуатации газотурбинных электростанций

Извечный российский вопрос "Что делать?" се­годня довольно остро стоит перед специалистами элек­троэнергетики, энергетического машиностроения и жилищно-коммунального хозяйства страны.

Во всем мире топливно-энергетический комплекс и, в частности, электроэнергетика считаются достаточно привлекательными для вложений капитала и привле­чения инвестиций. Однако при сегодняшнем многооб­разии точек зрения относительно возможных путей об­новления и развития электроэнергетической отрасли и жилищно-коммунального хозяйства России непрофес­сионалам-инвесторам, желающим выгодно разместить свои средства, зачастую очень трудно определиться, какое именно направление наиболее эффективно и га­рантированно обеспечит быстрый возврат средств.

Несмотря на кажущуюся простоту процессов произ­водства и потребления тепла, опыт показывает, что у нас крайне мало специалистов, глубоко разбирающихся в вопросах выработки и потребления электрической и теп­ловой энергии (особенно, если речь идет не об отдель­ных домах или установках, а о проблемах муниципаль­ного и регионального уровня либо проблемах крупных предприятий). С достаточной долей уверенности мож­но сказать, что таких специалистов, способных в комп­лексе проанализировать энергетическую эффективность и энергетическую безопасность региона, оценить регио­нальный баланс и эффект внедряемых работ, у нас очень мало, а во многих регионах их просто нет.

Поэтому, к сожалению, в большинстве случаев ре­шения принимаются без учета объективных законов природы, физики и термодинамики, экономики и даже мнений специалистов. В результате эти решения ока­зываются субъективными и, следовательно, крайне ред­ко бывают оптимальными.

Сегодня везде и всюду говорят об изношенности основных фондов электроэнергетики и ЖКХ, о том, что необходимы инвестиции для их обновления и т. д., не сильно вникая при этом в суть энергопроблем.

В настоящее время в «большой» энергетике действи­тельно наблюдается лавинообразный процесс старения оборудования. Однако можно смело утверждать, что в коммунальной энергетике проблема износа основных фондов стоит еще более остро. От решения данных про­блем зависит не только энергетическая, но и нацио­нальная безопасность России.

В топливном балансе страны доля газа при выра­ботке электроэнергии составляет сегодня 65 %. В жи­лищно-коммунальном хозяйстве 600 млн Гкал теп­ла ежегодно производят 68 тыс. котельных, как пра­вило, работающих на газе. И пока цена газа будет оставаться самой низкой, какие бы форумы ни соби­рали угольщики или нефтепереработчики и как бы ни пытались они включить административный ре­сурс, рыночный механизм будет делать свое дело, а значит, все потребители топлива будут пытаться мак­симально использовать газ. С другой стороны, газ является не только наиболее дешевым, но и самым экологически чистым энергоносителем, поэтому даже при сегодняшних (и будущих) требованиях эко­логов он долго еще будет превалировать, а его удель­ная доля в процессе выработки электрической и теп­ловой энергии будет только расти.

Но насколько эффективно используется сегодня потенциал газа в энергетике и жилищно-коммунальном хозяйстве России?

Если ответить на данный вопрос с точки зрения ко­тельщиков, то ответ будет вполне удовлетворительным. На электростанциях КПД газовых котлов находится на уровне 92-94 %. В случае, если котельные агрегаты ЖКХ поддерживаются на должном уровне, их КПД может быть ничуть не хуже этого показателя. А сторонники и лоббисты так называемых крышных котельных (как правило, очень современных и автоматизированных) могут привести и такой убедительный аргумент, что на их оборудовании КПД может составить более 100 %. Как ни странно, это на самом деле может быть.

Если вспомнить о потерях тепла при его транс­портировке по магистральным и межквартальным тру­бопроводам, учесть стоимость объемов работ по их со­держанию, то на первый взгляд покажется абсолютно правильной позиция противников централизованного теплоснабжения, утверждающих, что при техническом перевооружении и обновлении объектов жилищно-ком­мунального хозяйства крышным и местным котельным нет серьезной альтернативы.

Однако прежде чем сделать такой вывод, уместно задать вопрос: почему же тогда во многих промышленно развитых странах мира в законодательном порядке запрещено прямое сжигание газообразного топлива в топках котлов?

Кстати, это одна из причин, почему се­годня многие иностранные компании, специализирую­щиеся на производстве газокотельного оборудования, потеряв свой рынок на Западе, усиленно начали осваи­вать рынок нашей страны.

Вот тут-то и стоит вспомнить, что газ у нас сжигает­ся не только для выработки тепла для коммунальных нужд. Еще больше его сжигается в топках котлов элек­тростанций (с КПД до 94 %). Казалось бы, что еще нуж­но? А нужно помнить, что на ТЭС газ, как правило, в первую очередь, сжигается для выработки электроэнер­гии. И здесь вполне закономерно встает вопрос: какая же доля тепла от сгорания газа на ТЭС в конечном итоге превращается в электрическую энергию?

Известно, что КПД конденсационного цикла на на­ших ТЭС составляет всего 23-37 %. Существующая па­ротурбинная технология такова, что остальное тепло просто выбрасывается в атмосферу. А ведь это не толь­ко расточительство, но и тепловое загрязнение окру­жающей среды.

Что же делать? Выход, оказывается, давно известен. Это ТЭЦ, где определенная часть пара не доходит до конденсатора, а в виде тепловой энергии отправляется к потребителю. При этом КПД использования потен­циала газа достигает уже 90 % и более.

Почему же тогда вся электроэнергия не вырабаты­вается по такой схеме? А дело в том, что даже в услови­ях нашей страны с ее суровым континентальным кли­матом нет необходимого числа потребителей для того колоссального объема тепла, которое можно было бы вырабатывать по теплофикационному циклу, сведя при этом к минимуму долю конденсационной выработки.

Энергосистема Республики Башкортостан, занима­ющая второе место после Москвы по количеству выра­батываемого тепла, в настоящее время всего лишь 25 % электроэнергии производит по теплофикационному циклу. Что же тогда говорить о некоторых других реги­онах России?

Если отечественная энергетика по степени охва­та теплофикационными установками застыла на уровне 20-25 %, и существующая паротурбинная тех­нология не позволяет эту границу передвинуть в сто­рону увеличения, то промышленно развитые стра­ны Запада преодолели 50-процентный рубеж и име­ют возможность продолжать увеличивать эту долю со всеми вытекающими отсюда последствиями. Так что же нам нужно предпринять, чтобы потенциал газа на российских ТЭС использовался не на 25-35 %, а хотя бы на 80-90 %)? Тем более, что Запад уже око­ло тридцати лет идет по этому пути.

Здесь опять нужно вернуться к проблемам комму­нальной энергетики, где также в больших объемах сжи­гается газообразное топливо. В этой отрасли потребле­ние тепла, несмотря на отдельные кризисные явления в экономике, всегда будет стабильным, поскольку ос­новным потребителем является население. Возника­ет вопрос, а почему бы не вырабатывать электроэнер­гию на этом рынке тепла, чтобы тем самым сократить удельную долю конденсационной выработки (с КПД 23-37 %) и увеличить долю электроэнергии, вырабатывае­мую по теплофикационному циклу (с КПД 80-90 %)?

Эффективность такого решения очевидна: полезной продукции в виде электрической и тепловой энергии будет вырабатываться в тех же объемах, что и ранее, однако газа при этом будет сжигаться в 1,5 раза мень­ше, а тепловое и экологическое загрязнение окружаю­щей среды будет сведено к минимуму.

Но для этого коммунальщики должны перейти на совершенно иной уровень технологий, они должны на­чать строить электростанции и вырабатывать не толь­ко тепловую, но и электрическую энергию. Вопрос этот далеко не простой, как может показаться на первый взгляд. Пусть не обидятся представители ЖКХ, но их сфера сегодня еще не готова и не способна воспри­нять и реализовать идеи повышения эффективности использования энергии, поскольку в существующих условиях предприятиям ЖКХ гораздо легче доказы­вать необходимость повышения тарифов, чем зани­маться новыми технологиями.

В этой ситуации энергетики, воспитанные в духе гигантомании советского периода, должны изменить свое отношение и вплотную заняться так называемы­ми «мелкими» проблемами коммунальной энергетики. Профессионально они для этого давно подготовлены.

Но, к сожалению, сегодня специалисты «большой» энергетики в вопросах энергообеспечения потребите­лей в основном ведут себя неадекватно требованиям времени. Иногда даже складывается впечатление, что не энергетики призваны оказывать услуги обществу, а наоборот, общество обязано жить под диктовку энер­гетиков.

Стоит только вспомнить, к примеру, процеду­ру получения технических условий и разрешения на подключение определенной нагрузки к существующим электрическим сетям.

Поэтому потребители давно уже вынашивают идею о собственных источниках энергии. Большинство из них пока просто не знает, с чего начать. А если энергетики и в дальнейшем будут продолжать бездействовать, то уже в недалеком будущем их мощности будут постепен­но вытеснены зарождающимися мощностями малой энергетики. С этой точки зрения, им как высококвали­фицированным специалистам давно пора выйти из со­стояния бездействия и возглавить данный процесс.

В настоящий момент необходимо признать, что российское общество постепенно перестает воспри­нимать область электро-, теплоэнергетики и газо­снабжения как исключительную сферу действия ес­тественных монополий. Появляются инициативные группы, предприятия и даже частные лица, которые рассматривают эти отрасли как бизнес и переходят к реальным действиям.

Поиски, многочисленные публикации на эту тему, давно назревшие проблемы в экономике, электроэнер­гетической отрасли и жилищно-коммунальном хозяй­стве вплотную подвели общество в целом и руководи­телей как отдельных регионов, так и конкретных пред­приятий к принятию весьма эффективного на сегодняш­ний день решения, по сути своей являющемуся панаце­ей от многих вышеперечисленных проблем. Это решение, названное на Западе когенерицей, замечательно еще и тем, что эффект от его реализации обеспечивается не за счет перекачки средств из одной отрасли в другую, простого повыше­ния цен и тарифов, а на основе грамотного использова­ния естественных природных законов и внедрения на­учно-технических достижений.

Здесь, однако, необходимо отбросить многие старые подходы, когда считалось, например, что если плани­руемая тепловая мощность источника составляет более 500 Гкал, то должна строиться ТЭЦ, а если меньше –котельная. С подобным разделением можно было со­гласиться в 30-60-е годы, когда электроэнергия на ТЭС вырабатывалась только по паротурбинной технологии. Сегодня уже используются новые технологии, в кото­рых рабочим телом цикла является не только пар, а не­посредственно само топливо и, в частности, газ. Такой подход с успехом реализован в газотурбинных установ­ках (ГТУ) и газопоршневых агрегатах (ГПА).

Достоинство последних, в отличие от паротурбин­ных, заключается в том, что процесс выработки элект­роэнергии начинается при температурах более 1000 °С, а не при температуре 500-550 °С. Таким образом, при сгорании газа в ГТУ и ГПА можно получить темпера­туру рабочего тела порядка 1 500-1 700 °С. В этом случае эффективность использования потенциала газа более чем в 2 раза выше, чем при использовании паротурбин­ной технологии (хотя резервы повышения эффектив­ности у нее полностью не исчерпаны).

Следует обратить внимание, что эффективный КПД при выработке электроэнергии по паротурбинной и га­зотурбинной технологиям находится примерно на од­ном уровне – 30-37 % (у ГПА – около 40 % и более). Принципиальное различие заключается в том, что если после расширения в газовой турбине рабочее тело име­ет температуру порядка 450-580 °С (после ГПА – около 400 °С), то пар после последних ступеней паровой тур­бины – всего лишь 25-35°С.

Исходя из этих данных, нетрудно догадаться, что газы после ГТУ и ГПА способны еще не только нагреть сете­вую воду до температуры 100-150 °С, но и вырабатывать пар с температурой около 500-550 °С. А вот как исполь­зовать энергию пара с температурой 30 °С – это уже воп­рос. Поэтому огромное количество тепла, высвобождае­мого при конденсации пара, сейчас просто выбрасыва­ется с циркуляционной (охлаждающей) водой.

Как известно, пар образуется в котлах. Примерно 50 % тепла газа, сжигаемого в топке, уходит на превращение воды в пар. И это тепло, затраченное на парообразова­ние, транзитом проходит через проточную часть турби­ны и затем выбрасывается. В ГТУ и ГПА рабочим телом является образующийся при сжигании топлива горячий газ, который после газовой турбины имеет настолько высокий потенциал (400-580 °С), что его очень легко ути­лизировать давно известными способами.

В принципе все, о чем здесь сказано, изложено в максимально упрощенном виде, чтобы была ясна об­щая суть рассуждений. Не требуется специального об­разования, чтобы понять, что для нагрева сетевой воды до 100-150 °С и горячей воды до 50-70 °С совсем необя­зательно иметь источник тепла с температурой более 1500°С. Для этого вполне достаточно, чтобы темпера­тура источника тепла была несколько выше температу­ры нагреваемой среды. А источник тепловой энергии с температурой около 1500 °С до этого еще способен про­извести намного более ценную и универсальную про­дукцию, какой является электрическая энергия.

Очевидно, именно по вышеуказанным причинам во многих промышленно развитых странах мира прямое сжигание газообразного и жидкого топлива в топках котлов запрещено в законодательном порядке. И дей­ствительно, с точки зрения термодинамики, можно считать абсолютно неоправданным наличие рядом с маги­стральными трубопроводами тепловых сетей, идущих от ТЭЦ, современных автоматизированных котельных, сжигающих газообразное топливо.

В поведение потребителей, разумеется, вносит оп­ределенные коррективы и проводимая государством тарифная политика. Проблемы тарифной политики – это исключительно важная тема, заслуживающая под­робного рассмотрения. Сейчас лишь отметим, что край­не необходимо, чтобы передовые технологии способ­ствовали снижению тарифов, а тарифы, в свою очередь, стимулировали бы внедрение новых технологий.

После всех вышеуказанных аргументов и рассужде­ний затронем другую весьма актуальную для нас про­блему – стоимость строительства.

Когда говорят о ПГУ, то, как правило, имеют в виду блоки мощностью 330-800 МВт и более. Чтобы построить блок ПГУ-450 МВт, необходимо привлечь инвестиций на сумму $250-500 млн. Срок окупаемос­ти этих блоков при существующем уровне тарифов –15-20 лет. К настоящему времени в прессе появились сообщения о том, что удельная стоимость ПГУ-450 МВт Северо-Западной ТЭЦ составила более $1600, а следовательно, стоимость блока уже превышает $700 млн. С другой стороны, период строительства таких блоков составляет до 10 лет.

Принципиально ПГУ отличаются от ГТУ тем, что в ПГУ после газовой турбины установлен котел-утилиза­тор, вырабатывающий пар, который затем подается в паровую турбину. Если эта турбина типа "К" (конден­сационная), то КПД использования потенциала газа может составлять 50-55 %. Если есть потребитель и име­ется возможность отпуска ему отработавшего пара (тур­бины типа "Р" и "ПР"), то КПД использования топли­ва может достигать и 90 %. Если же используется паро­вая турбина типа "ПТ" или "Т", то есть с частичным пропуском пара в конденсатор, то КПД конкретной установки будет занимать промежуточное значение (50 < КПД терм < 90 %).

Таким образом, в каждом конкретном случае долж­но быть принято оптимальное решение.

А сколько сейчас в России насчитывается ТЭС и ТЭЦ, которые, отработав свой расчетный ресурс, ожи­дают решения собственной участи: быть или не быть? Ведь если такими темпами, как сегодня, будет идти стро­ительство новых станций, страна в отдаленной перспек­тиве может остаться без генерирующих мощностей.

В указанной связи представляется весьма привле­кательным следующий путь реновации действующих газовых ТЭС: осуществить монтаж нескольких газовых турбин достаточной мощности, чтобы котлы-утилиза­торы после ГТУ постепенно вытеснили существующие (отработавшие свой ресурс) газовые котлы, а остальные элементы схемы (паропроводы, паровая турбина, гене­ратор, водоподготовка и электрическая часть) исполь­зовались бы по их прямому назначению, не требуя но­вых капитальных затрат.

Мировой опыт свидетельствует, что в этом случае удельная стоимость надстройки ГТУ существующих ТЭС составит ориентировочно 400-600 долл./кВт. Наши первые надстройки ГТУ отопительных котельных в го­роде Ишимбай и районном центре Мечетлинского рай­она обошлись нам менее чем в 400 долл./кВт. Это гово­рит о том, что последующие установки после начала их серийного производства и превращения этих проектов в типовые должны стать еще дешевле.

Самое замечательное в этой схеме заключается в том, что такая надстройка позволяет снизить парамет­ры пара (температуру и давление) для оставшейся час­ти ТЭС практически без ущерба для КПД обновлен­ной электростанции. А снижение давления и, особен­но, температуры пара позволяет намного (в 3-5 раз) увеличить оставшийся ресурс работы старого оборудо­вания, что избавляет от необходимости его замены.

Следует отметить, что ввод надстроек ГТУ на суще­ствующих ТЭС или котельных занимает по времени менее года. При этом абсолютные затраты на такую надстройку по силам отдельным предприятиям и даже частным лицам, так как вводимая мощность может ко­лебаться от 1 до 100 МВт.

Если в отдаленной перспективе проблема старею­щих ТЭС, сжигающих газ, может быть решена именно таким образом, то как же быть с многочисленными ком­мунальными котельными?

В процессе обновления действующих котельных жилищно-коммунального хозяйства нельзя менять ста­рые котлы на котлы нового образца, имеющие высокий КПД (до 100 %). В XXI веке при использовании газа в качестве топлива для производства электрической и тепловой энергии вода и пар как рабочее тело должны уступить место газу и продуктам его сгорания. В насто­ящий момент при существующих технологиях приме­нение воды становится нецелесообразным, а горение газа в топках котлов необходимо допускать лишь как временное явление, пока нет достаточного количества ГТУ или ГПА, замещающих старые котлы.

Расходование средств на закупку и установку новых газовых котлов должно рассматриваться как экономи­ческое преступление. Необходимо рядом с котельной устанавливать ГТУ либо ГПА в качестве надстройки. Что именно устанавливать – ГТУ или ГПА – зависит от удельной стоимости оборудования и количества отпус­каемого котельной тепла. Следует отметить, что имею­щиеся данные позволяют сделать один важный вывод: пока мощная ПГУ строится, малые установки на базе ГТУ или ГПА успевают не только полностью окупить себя, но и создать предпосылки для постройки новых аналогичных либо еше более современных агрегатов.

Вышеперечисленные аргументы должны поставить под сомнение появляющиеся утверждения о том, что теплофикация и централизованное теплоснабжение являлись ошибками советского периода. Несмотря на это, у противников централизованного теплоснабжения на вооружении имеется довольно веский довод: при транспортировке тепла от источника до потребителя теряется до 20-30 % тепловой энергии. И, кроме того, наличие протяженных тепловых сетей предполагает регулярное проведение работ по их ремонту и замене, сопряженное с неизбежным отключением потребите­лей от горячего водоснабжения.

Что в ответ на это можно возразить? Когенерация, в первую очередь, базируется на объективных законах природы, а они, как известно, не зависят от воли и же­ланий человека. Поэтому ее преимущества и выгоды не следует игнорировать. Что же касается потерь тепла при его транспортировке и частоты ремонтов теплотрасс, то это уже чисто субъективный фактор. Качественное выполнение теплоизоляционных и монтажных работ; поддержание теплосетевого хозяйства на должном уровне – все это не выходит за пределы имеющихся че­ловеческих возможностей. Поэтому в процессе разра­ботки планов, связанных с выбором путей развития та­кой стратегически важной отрасли народного хозяйства, как электро - и теплоэнергетика, вряд ли стоит руковод­ствоваться субъективными моментами, игнорируя при этом естественные законы.

Это был первый контраргумент, а второй заключает­ся в следующем. Даже при самом высоком уровне по­терь в тепловых сетях (25-30%), они все же в 2 раза ниже, чем потери в конденсаторах тепловых электростанций, о природе которых было уже достаточно сказано.

И еще один аргумент в пользу централизованного теплоснабжения. Как известно, в настоящее время все промышленно развитые страны идут по пути развития централизованного теплоснабжения и когенерации. Применяемые за рубежом материалы и теплоизоляция сводят к минимуму как тепловые потери (до 2-3%), так и последующие ремонтные работы. Что же касается России, то мы уже давно имеем самый высокий в мире уровень охваченности городов и поселков сетью цент­рализованного теплоснабжения, на что в течение пре­дыдущих десятилетий были израсходованы огромные средства. Другой вопрос – современное состояние этих тепловых сетей и соответствие их действующим требо­ваниям. Но это уже совершенно иной уровень расхо­дов, не сопоставимый с тем, если бы нам пришлось все начинать с нуля. Поэтому ни в коем случае не следует игнорировать достижения отечественной энергетики советского периода; напротив, необходимо, приводя в порядок и поддерживая многое из того, что имеется, на новом современном уровне, извлекать выгоды из пре­имуществ теплофикации.

И, наконец, важно подчеркнуть, что когенерация и централизованное теплоснабжение – это не одно и то же. Имеющиеся сети помогают развитию когенерации, однако было бы совершенно неразумно тянуть магистральные трубопроводы, чтобы доставить теп­ло, к примеру, в несколько домов, расположенных за городской чертой. В этих домах электрическая и теп­ловая энергия могут производиться комбинирован­ным способом при отсутствии централизованного теплоснабжения, и на сегодня такие микроТЭЦ уже существуют. Когенерация может развиваться и без схемы централизованного теплоснабжения; важно, чтобы газ не горел в топках котлов исключительно для выработки тепла. Таким образом, даже против­ники централизованного теплоснабжения должны взять на вооружение когенерацию.

Если выше были приведены аргументы в пользу когенерации при сжигании газа, то теперь стоит оце­нить потенциал и масштабы, которые нам предсто­ит освоить. Это не менее важный момент. При объек­тивной оценке и правильном понимании сути про­блемы максимальный народнохозяйственный эф­фект можно получить при умеренных затратах. Дей­ствительно, что все-таки целесообразнее строить: в одном месте – блоки ПГУ-450 МВт или же в 100 раз­личных котельных установить пермские ГТУ мощ­ностью по 4,5 МВт каждая?

Тот, кто более или менее внимательно проанализи­ровал сказанное выше, должен довольно уверенно от­ветить, что 100 ГТУ-4,5 МВт потребуют в 3-4 раза мень­ше капитальных вложений и примерно в 2 раза меньше эксплуатационных расходов при выработке электро­энергии. Кроме того, 100 разбросанных по региону ГТУ – это еще и отсутствие необходимости в строительстве новых линий и электроподстанций, доставляющих энер­гию потребителям от нового блока ПГУ-450 МВт. Это, кроме всего прочего, и высочайшая надежность и ус­тойчивость энергосистемы и сетей. И даже с точки зре­ния гражданской обороны (угрозы национальной бе­зопасности, террористические акты, природные катак­лизмы), рассредоточенность энергоисточников на зна­чительной территории также повышает устойчивость и надежность энергоснабжения потребителей. То же самое можно сказать и об экологии.

Возникает еще один вопрос: стоит ли заниматься строительством новых парогазовых блоков фактичес­ки на пустом месте, если потенциал надстройки суще­ствующих газовых ТЭС и коммунальных котельных спо­собен покрыть в перспективе все потребности нашей страны в электрической энергии? Чтобы ответить на этот вопрос, необходимо оценить указанный потенци­ал на федеральном и региональном уровне (а при не­обходимости – на уровне отдельного населенного пун­кта, промышленного предприятия и т. д.).

При оценке этого потенциала можно считать, что если теплопотребление находится на уровне 10 Гкал, мощность ГПА может составить 10 МВт, ГТУ – 7 МВт. Что касается Республики Башкортостан, то потенциал надстройки котельных и ТЭС с круглогодичным тепло-потреблением находится на уровне 2 000 МВт. При этом сегодняшняя летняя максимальная электрическая на­грузка находится на уровне 2 400 МВт.

Говоря другими словами, после надстройки комму­нальных котельных и котельных промышленных пред­приятий ГТУ и ГПА обшей суммарной мощностью 2 000 МВт, отпадет необходимость в выработке эквива­лентного количества электроэнергии по конденсаци­онному циклу с термическим КПД 30 %. В результате такая известная своими высокими технико-экономи­ческими показателями электростанция, как Кармановская ГРЭС, будет бездействовать. А если использовать ГТУ и ГПА для покрытия сезонных отопительных на­грузок и паропотребления крупных промышленных предприятий, то величина этого потенциала превысит 7 000 МВт (в настоящий момент вся установленная мощность электростанций ОАО «Башкирэнерго» со­ставляет около 5 100 МВт).

Таким образом, в качестве ответа на поставленный вопрос можно предложить следующий вариант развития событий. На стыке проблем двух крупнейших отраслей народного хозяйства – «боль­шой» и коммунальной энергетики – принимается реше­ние, которое способно при относительно невысоких зат­ратах (по сравнению с раздельными затратами для каж­дой отрасли) принести максимальную пользу. На осно­ве внедрения электрогенерируюших установок в комму­нальных котельных на местах начнут получать электроэнергию, себестоимость которой будет в 2 раза ниже, чем в «большой» энергетике. На величину уста­новленной мощности ГТУ (ГПА) в «большой» энерге­тике будут выведены из эксплуатации конденсационные и самые старые мощности с параметрами 30-90 ата и наи­худшими экологическими показателями.

Если мы пока еще не созрели до принятия решения о прекращении сжигания газа в топках котлов, то для начала необходимо осознанно прекратить в «большой» и коммунальной энергетике строительство новых ко­тельных на газообразном топливе. При техническом перевооружении и обновлении существующих котель­ных тепловые мощности должны замешаться или рас­ширяться только за счет утилизации выхлопных газов после ГТУ и ГПА.

На сформулированный выше вопрос о том. что це­лесообразнее внедрять при прочих равных условиях – ГТУ или ГПА, – можно ответить следующее. Наш опыт, а также стоимость основного оборудования и эксплуа­тационные расходы свидетельствуют о том, что на со­временном этапе надстройки коммунальных котель­ных с нагрузкой по горячей воде (круглогодичная на­грузка) до 7 Гкал целесообразно использовать ГПА. При нагрузке от 7 до 20 Гкал ГПА и ГТУ могут сопер­ничать. При нагрузке более 20 Гкал более привлекатель­ными являются ГТУ.

Чтобы не быть голословным, можно привести данные по ОАО «Башкирэнерго». Здесь кроме тра­диционных ТЭЦ, ГРЭС и ГЭС в последние годы за­работали несколько мини-ТЭЦ на базе ГТУ и ГПА. Общая мощность малых электростанций с примене­нием новых технологий к концу 2002 года составит более 28 МВт, а в 2003 году будет введено еще не­сколько электростанций с суммарной мощностью 43 МВт. И это только начало.

Если не так давно пуск ГПА мощностью 1 МВт или ГТУ мощностью 4 МВт у многих вызывал только сар­кастическую усмешку, то сегодня по мере роста их ко­личества (а следовательно, и суммарной мощности) и резкого усиления интереса потребителей, отношение к данной проблеме стало меняться. Не исключено, что уже в недалеком будущем, когда для всех станут оче­видными преимущества выработки электрической и тепловой энергии на базе новых технологий и наступит настоящий бум по их внедрению, нынешние монопо­листы «большой» энергетики с установленной мощнос­тью более 1 млн кВт будут вытеснены с рынка много­численными ГТУ и ГПА с единичной мощностью, не превышающей нескольких МВт.

Что это за установки, можно судить по следующим данным. В сентябре 2002 года удельный расход услов­ного топлива на флагмане башкирской энергетики – Кармановской ГРЭС составил 325,7 г/кВтч, на самой лучшей по этому показателю паротурбинной Уфимской ТЭЦ-2 – 315,1 г/кВтч, а на ГПА в Красноусольске – 181,7 г/кВтч. Нелишне будет подчеркнуть, что и другие тех­нико-экономические показатели ГТУ и ГПА существен­но (в несколько раз) лучше по сравнению с аналогич­ными показателями паротурбинных установок.

А теперь взглянем на удельную стоимость 1 кВт ус­тановленной мощности. При вводе ГТУ, включая сто­имость всего объема работ вплоть до наведения поряд­ка на территории и озеленения, она в ОАО «Башкирэнерго» не превышает 400 долл./кВт. При вводе ГПА данный показатель составляет не более 800 долл./кВт.

Еще один важный положительный фактор внедре­ния малых электростанций заключается в образова­нии коллектива единомышленников, включающего в себя проектировщиков и строителей, монтажников и эксплуатационников, электриков и специалистов по автоматике, поверивших в свои силы и способных по­строить практически любую электростанцию на пус­том месте. Многочисленные имеющиеся и наметив­шиеся стройплощадки позволяют не только поддер­живать хорошую профессиональную форму, но и с каждым новым объектом все больше оттачивать мас­терство и повышать квалификацию кадров. Не сек­рет, что появление высокоинтеллектуальных и ква­лифицированных работников всегда оказывало и бу­дет оказывать положительное влияние на ход техно­логического прогресса в регионах. Передовые техно­логии одной отрасли будут стимулировать внедрение новых технологий в смежных отраслях и т. д.

Предстоящая реформа электроэнергетической от­расли страны по проекту РАО «ЕЭС России» предус­матривает делегирование некоторых важнейших функ­ций энергообеспечения администрациям регионов, а следовательно, проблемы обеспечения тепловой энер­гией потребителей всех рангов станут уже проблемами как отдельных промышленных предприятий, так и ре­гиональных властей.

Местные проблемы должны решаться на местах, и пусть губернаторов не беспокоит то обстоятельство, что ТЭЦ и котельные переходят под их ответственность. При грамотной постановке дела региональные админи­страции могут оказаться в серьезном выигрыше. Не­смотря на то, что все крупнейшие и наиболее эффек­тивно работающие на сегодняшний день ГЭС и ГРЭС РАО «ЕЭС России» фактически оставляет за собой, энергии этих станций все равно не хватит для покры­тия потребностей всей страны, а значит ТЭЦ региональ­ного значения еще долго будут функционировать. Теп­ловой рынок, как правило, на все 100 % является пре­рогативой региональных властей и крупных промыш­ленных предприятий. И, как было показано выше, ис­пользуя возможности этого рынка и внедряя новые технологии, местные энергоисточники имеют большой шанс на вытеснение энергии, поставляемой от источ­ников РАО «ЕЭС России».

Для наглядности можно привести такой пример. Мини-ТЭЦ с двигателями внутреннего сгорания (ДВС) уже достаточно широко распространены в Европе. Так, на конец 1998 года только в Германии находилось в эк­сплуатации 5 755 шт. общей мощностью 6 661 МВт. Сле­дует отметить, что солидные фирмы и потребители ин­тересуются и очень маленькими мощностями энерго­установок. Так, в германском городе Гера организовано производство мотор-генераторов электрической мощностью до 5 кВт и тепловой – до 13,5 кВт. Коэффи­циент использования теплоты топлива составляет 93 %.

Цифры говорят о том, что подобные установки с большим успехом могут использоваться в частных за­городных домах и коттеджах. Не случайно в окрестнос­тях Мюнхена из четырех мощнейших ТЭС типа нашей Кармановской ГРЭС три уже остановлены и законсер­вированы. Не зря компания General Electric работает сегодня над созданием ГТУ мощностью всего несколь­ко десятков кВт. Уже имеются данные об использова­нии газовых микротурбин мощностью от 25 до 100 кВт. У них нет проблем в части подключения к сети, выбро­сов в атмосферу, вибраций и шума; КПД находится на уровне 80 %, а стоимость составляет пока от 800 до 1000 долл./кВт и продолжает снижаться.

Предстоящие реформы российской энергетики не должны застать врасплох руководителей регионов, и если региональные власти встретят их, со знанием дела и грамотно разработанной местной энер­гетической программой, регионы и страна в целом, в конечном итоге, могут оказаться в намного более выиг­рышном положении, нежели сейчас. В этом случае мож­но будет надеяться, что найдутся работа и заказы для большинства отечественных авиационных заводов, включая все четырнадцать заводов России, производя­щих поршневые двигатели.

Однако для этого необходима действительно хо­рошая и грамотная программа, какой, например, в свое время был план ГОЭЛРО. Для того, чтобы но­вые высокоэффективные технологии быстрее проби­ли себе путь и общество получило соответствующую отдачу, неплохо было бы снизить влияние налогово­го бремени, хотя бы на период их массового внедре­ния. Представляется целесообразным, чтобы РАО «ЕЭС России» или его структуры не имели никакого отношения к производимой местными электростан­циями энергии и процессу ее транспортировки по линиям местного значения. ФОРЭМ, системный опе­ратор и тому подобные структуры РАО «ЕЭС России» должны быть задействованы лишь после исчерпания местных ресурсов и по просьбе снизу.

Завершая на этом затронутую тему, следует под­черкнуть, что автор ставил себе задачу в популярной и полемической форме пролить свет на проблему по­вышения эффективности использования ценнейшего и невозобновляемого вида сырья – природного газа. Сегодня, когда в обществе до сих пор не утихают стра­сти по вопросу реформирования электроэнергетичес­кой отрасли, хочется отметить, что по большому счету проблема заключается даже не в том – реформировать или не реформировать. Без новых технологий еще ни одно общество не сумело сделать прорыв в желаемом направлении. Суть проблемы в том, при какой систе­ме эти новации быстрее пробьют себе дорогу в жизнь: при существующей или принципиально новой, кото­рая создаст условия для бурного расцвета инициати­вы на местах. Но, чтобы в конечном итоге все получи­лось так, как хотелось бы, помимо инициативы необ­ходимы еще определенные знания.

Если вышеприведенные аргументы и рассуждения хоть в какой-то степени помогут интересующимся дан­ной проблемой руководителям и специалистам пред­приятий и хозяйств, главам администраций, представи­телям ЖКХ и машиностроительных предприятий оп­ределить вектор и темпы технического перевооруже­ния в энергетическом секторе производств, то можно считать, что поставленная автором цель достигнута.