Публикации

Энергетическая стратегия России на период до 2020 г. предусматривает сохранение доминирующей роли централизованного энерго­ и теплоснабжения в обеспечении электричеством и теплом городов и промышленных комплексов. Вместе с тем с учетом изменения структуры собственности как в производственной сфере, так и в ЖКХ возрастает доля децентрализованного теплоэнергоснабжения. Не за горами время территориально распределенных электростанций, объединяющих небольшие установки в непосредственной близости к буровым, шахтам, очистным сооружениям, промплощадкам в качестве как резервных, вспомогательных, так и основных источников электроэнергии.

Представители «классической» энергетики достаточно осторожно, если не скептически, оценивают перспективу энергетики малой. Например, первый зам. исполнительного директора по экономике и финансам ОАО «Свердловэнергосбыт» Борис Бокарев отмечает, что малая генерация в принципе не способна конкурировать с «нормальной» по ценам: «На оптовом рынке мы покупаем один киловатт за 55–60 копеек, а у малой энергетики этот же киловатт будет стоить 80 копеек», – речь об электроэнергии высокого напряжения. Ген. директор ЗАО «Свердловская энергетическая компания» Владимир Нечитайлов указывает на высокую стоимость создания даже малой генерации (десятки миллионов рублей) и долгий срок окупаемости (7–10 лет).

Ген. директор ООО «Интертехэлектро –
Новая генерация» Александр Коган отмечает, что только ввод независимых энергоисточников – объектов малой и средней генерации, и может решить проблему энергодефицита. «Мы приступили к реализации программы ввода электростанций в ХМАО, ЯНАО, Тюменской, Свердловской и Курганской областях. В стадии строительства станции в Ноябрьске (парогазовая мощность 124 МВт), Тюмени (ТЭЦ 339 МВт) и Кургане (ТЭЦ 226 МВт). Госпрограмма строительства крупных электростанций потребует нескольких лет. Наши небольшие частные станции проектируются и строятся быстрее, позволяя сразу снять остроту проблемы в остродефицитных энергоузлах региона.

Пионерами в автономной энергетике становятся крупные промпредприятия с энергоемкими технологическими циклами производства. Основным направлением энергосбережения и повышения эффективности использования первичного топлива является комбинированная выработка тепловой и электрической энергии, позволяющая повысить КПД автономной электростанции до 75–85%.

Среднестатистическая газовая электростанция с использованием газопоршневых силовых агрегатов функционирует около 8 000 ч/год (6 500 ч/год при 100% нагрузке, 1 500 ч/год при 85% нагрузке). Поршневые двигатели газовой электростанции имеют большие интервалы техобслуживания. Сервис может проводиться обученным персоналом из местных жителей. Ресурс, периодичность ремонтов и их трудоемкость зависят от типа двигателя газовой электростанции. В целом поршневые двигатели газовых электростанций рассчитаны на 30–40 лет при условии соблюдения всех регламентных работ и правильном техобслуживании.

Как отмечает Сергей Леонтьев, директор ООО «Орион», поставляющей автономные генераторы, малые автономные мощности востребованы для постоянного обеспечения энергией строительных площадок, небольших жилых поселков, торговых комплексов, месторождений нефти, а также в качестве резервных и аварийных источников энергии.

В автономной генерации среднего уровня используются дизельные и газовые генераторы. Их главные достоинства: большой ресурс, высокая надежность, неприхотливость в работе и обслуживании. Ресурс качественного дизельного двигателя –10–15 тыс. моточасов (до 20 лет работы).

Сравнив эксплуатационные параметры двух установок – отечественной АД100 и импортной GEKO 130000 ED –S/DEDA, Сергей Леонтьев отмечает, что экономия на ГСМ при эксплуатации GEKO по сравнению с АД100 за год составит около 1 млн руб (табл. 1.).

Альтернатива дизелю – газовые электростанции. Они имеют низкий уровень рабочих шумов, что дает возможность оптимального размещения в близости к конечному потребителю энергию. Также, в отличие от дизельного, газовый электрогенератор может обеспечить не только электричеством, но и теплом за счет использования процесса когенерации.

Грамотным экономическим решением является использование контейнерных газовых электростанций на освоении нефтяных месторождений. В этом случае возможна работа электростанций на попутном газе. Затраты на развитие инфраструктуры нефтедобывающих компаний заметно снижаются.

Положительный опыт в генерации электричества для нефтепромысловых комплексов на основе утилизации попутного газа имеет «Сургутнефтегаз». Использование ГТЭС36 позволит компании ежегодно утилизировать около 500 млн м³ попутного газа и существенно снизить себестоимость.

Как отмечает Валерий Потехин, начальник отдела эксплуатации ГТУ и ГТЭС ОАО «Авиадвигатель», конструктивное решение турбин адаптировано для использования в нефтегазовой отрасли. Турбины оснащены гидромотором BoschRexroth AG и способны выполнять мгновенные сбросы и набросы нагрузки, поддерживать частоту тока и напряжения в соответствии с требованиями электрических сетей. ГТУ оснащена модернизированной системой автоматического управления, электрическим дозатором газа во взрывозащищенном исполнении.

Многие специалисты связывают неразвитость малой энергетики в России с относительно низкой покупательной способностью российского рынка. Данное оборудование окупается за 1–4 года, но требует ощутимых для отдельного предприятия капитальных затрат. Тем не менее динамика реализованных проектов по малой генерации (см. другие материалы раздела «Энергетика») показывает, что потенциал малой энергетики еще недооценен.

В Москве принята программа модернизации генерирующего оборудования на основе газотурбинных технологий. До 2010 г. планируется обеспечить прирост генерирующих электрических мощностей на 3,9 тыс. МВт, а тепловых – на 9,8 тыс. Гкал/час. Только на вновь осваиваемых территориях построят четыре ГТУ ТЭЦ общей мощностью 530 МВт и 1 410 Гкал/час. К проблемам малой энергетики наконец решила обратиться и Госдума, занявшись законопроектом «О государственной поддержке автономной (малой) энергетики».