Технико-экономические аспекты развития региональной теплоэнергетики

' Объем потребляемого органического топлива в промышленной теплоэнергетике и ТЭС и экологические последствия использования топлива связаны с эффективностью применяемых в промышленности энергетических установок. Повышение их эффективности за счет перехода к новым технологиям и энергосбережению необходимо рассматривать в свете дополнительных капитальных затрат и окупаемости инвестиций.

Основой электрообеспечения страны в настоящее время являются более 700 электростанций общей мощностью свыше 215 тыс. МВт: почти 70 % - это тепловые электростанции в основном на высоких и сверхкритических параметрах пара; 20 % - ГЭС и 10 % АЭС. Средний расход топлива на выработку 1 кВт-ч изменялся в течение 19952000 гг. от 335 до 345 г у. т. Стоимость 1 МВт установленной мощности в РАО «ЕЭС России» -1,75 млн долларов США (USD). За последние 5 лет потери электроэнергии в сетях энергосистем увеличились на 4,2 %, а производительность труда снизилась на 35 %. Производственные мощности РАО «ЕЭС России» имеют существенный материальный и моральный износ. Оборудование ТЭС мощностью 35 тыс. МВт (16,2 %) полностью выработало свой ресурс к 2000 г., к 2005 г. это количество возросло до 55 тыс. МВт или 25,6 %. Стоимость 1 кВт ч электроэнергии для промышленных потребителей России в зависимости от региона изменяется от 0,1 до 0,30 USD; в Челябинской области эта величина составляет ~ 0,15-0,25 USD. Одной из основных причин высокой стоимости электроэнергии является большой расход топлива на ее производство и достаточно высокая цена топлива.

Создание ТЭС с конденсационными турбинами единичной мощностью 500 МВт при сложившейся в РАО ЕЭС шкале требует 875 млн USD на каждую установку, то есть, 1,75 млн USD/МВт установленной мощности. При использовании этого оборудования на номинальной мощности 6000 ч в год срок окупаемости составит 8,4-9,6 лет при реализации электроэнергии по цене 0,15 USD/кВт-ч. Срок проектирования и строительства 5-6 лет, таким образом, возврат инвестиций можно ожидать через 13-14 лет, что малопривлекательно для бюджета и частного капитала.

Создание ТЭС с парогазовыми установками (ТЭС-ПГУ) можно осуществить при комбинации ГТУ западных производителей ценой 0,3...0,6 млн USD/МВт с отечественным паротурбинным оборудованием ценой 0,5 млн USD/МВт. С учетом крупных капвложений на строительно-монтажные работы ТЭС-ПГУ срок окупаемости установок приблизится к 7-8 годам. При этом расход топлива может быть снижен с 340 до 260 г у. т./кВт-ч.

Атомные электростанции имеют высокую стоимость установленной мощности, достигающую 2 млн USD/МВт, но весьма шикую себестоимость вырабатываемой электроэнергии 0,02 USD/кВт-ч из-за невысоких затрат на топливо, так как 1 кг урана-235 эквивалентен 93 вагонам угля или 67 цистернам жидкого топлива. Срок окупаемости АЭС не менее 8-9 лет. К тому же, АЭС на реакторах БН может иметь коэффициент воспроизводства топлива больше 1,0, что может существенно улучшить ее экономические показатели.

Создание новых крупных ГЭС из-за больших капитальных затрат, наносимого земельным угодьям экологического ущерба и практического исчерпания потенциала водно-энергетических ресурсов вряд ли перспективно, несмотря на весьма низкую себестоимость электроэнергии, получаемой на ГЭС - менее 0,01 USD/кВт-ч.

По оценкам центра «ВИЭН» при МЭИ-ТУ [2] Урал относится к регионам со средним уровнем запасов энергии: технический потенциал ГЭС на Урале составляет 56 млрд кВт-ч в год, в том числе по малым ГЭС 17 млрд кВт-ч в год, из них используются соответственно 4,5 и 0,3 млрд кВт-ч в год. Однако эти оценки следует несколько уменьшить с учетом того, что на Южном Урале берут начало реки, обеспечивающие водный баланс ВолгоКаспийского и Обь-Иртышского бассейнов.

Анализ традиционных путей развития энергетики по оценкам РАН показывает малую инвестиционную привлекательность создания в стране крупных электростанций в ближайшее время [1].

Из нетрадиционных технологий производства электроэнергии следует отметить геотермальные ТЭС, строительство которых возможно в некоторых регионах России. На базе Мутновского (Камчатка) геотермального месторождения и на Курильских островах в течение ближайших 10 лет можно построить Гео-ТЭС общей мощностью 250 МВт; реальная стоимость установленной мощности более 2,0 млн USD/МВт без учета создания и инженерного обеспечения скважин.

Уральский регион, включающий Свердловскую, Пермскую, Челябинскую, Оренбургскую области, Башкирию, Татарстан и Удмуртию, относится к регионам со средним запасом геотермальной энергии - общий технический потенциал составляет 4 млн т у. т. в год Полное использование этого потенциала равносильно введению в работу одного паротурбинного блока мощностью 50 МВт.

В течение 1995-2000 гг. на территории России было введено менее 3 МВт ветроэлектрических станций, и трудно ожидать прогресса в этом направлении. Следует отметить, что за рубежом, где существуют государственные программы поддержки развития нетрадиционных источников энергии, ветровая и солнечная энергетика имеет ежегодный темп пророста в 30 %. Южный Урал характеризуется среднегодовой скоростью ветра от 3 до 5 м/с, среди других регионов это соответствует средним значениям. Стоимость установленной мощности ветроэлектрических станций -1,0 млн USD /МВт, срок окупаемости 6-7 лет.

В области использования микроГЭС при стоимости более 2,5 млн USD/МВт и существенном ограничении на их месторасположение также не следует ожидать создания электростанций общей мощностью более 10 МВт. .

Установки преобразования солнечной энергии в электроэнергию стоят около 3,0 млн USD/МВт и их широкое внедрение в государственном масштабе маловероятно. Урал относится к областям с низкой продолжительностью солнечного сияния -менее 1700 часов в год [2].

В РАН имеется эскизный проект создания так называемых гирляндных электростанций единичной мощностью 2...3 МВт, использующих кинетическую энергию океанских течений скоростью до 16 км/ч в районе Южно-Курильских островов.

Таким образом, можно полагать, что суммарная мощность электростанций, работающих с использованием энергии геотермального тепла, ветра, воды и солнца в ближайшие 10 лет не будет превышать 300...350 МВт при условии их 100 % финансирования в размере 800...900 млн USD в год. При этом экономия органического топлива составит приблизительно 1 млн т у. т., в денежном выражении 80... 100 млн USD; общий срок окупаемости этого проекта примерно 10 лет. Следует отметить, что внедрение этих установок возможно только в 10-12 областях России. Урал, как отмечалось, относится к регионам со средним запасом геотермальной энергии - общий технический потенциал составляет 4 млн т у. т. в год.

Серьезную конкуренцию традиционным энергетическим циклам в области децентрализованной стационарной энергетики в ближайшем будущем составят электрохимические генераторы на топливных элементах (ЭХГ). Единичная мощность ЭХГ от 5 кВт до 10 МВт, в 2004 году достигнута установленная мощность 50 МВт при стоимости 3 млн USD/МВт; поставлена задача довести стоимость до 1 mhhUSD/MBt, при этом срок окупаемости приблизится к 5-6 годам. К числу достоинств ЭХГ относятся: высокий КПД, низкая токсичность, бесшумность, модульная конструкция заводской готовности, широкий интервал мощности. На твердооксидных топливных элементах, использующих метан в качестве топлива, достигнут КПД 45...55 %, а при рекуперации теплоты 60...65 %. Недостатком следует считать малый ресурс работы 2...5 тыс. часов, вместо требуемого 20...30 тыс. часов [3].

Основные экономические показатели современных энергоустановок на базе нетрадиционных источников энергии, в отличие от традиционных ТЭС, ГЭС, АЭС и дизельных электростанций, имеют устойчивую тенденцию к улучшению и сегодня уже сопоставимы с аналогичными показателями традиционных электростанций. В качестве примера в таблице приведены данные по энергоустановкам США.

В промышленных и районных ТЭС и других установках промышленной теплоэнергетики отмечаются следующие тенденции. Стоимость 1 МВт установленной мощности для ТЭС, сжигающих биомассу и бытовые отходы, может достигать 1,0 млн USD при существующих метантанках, паровых котлах и готовой производственной инфраструктуре. Срок окупаемости такого проекта 2-3 года без учета экономии от уменьшения затрат на создание иловых полей, мусорных свалок и полигонов; в течение ближайших 5-6 лет можно ожидать ввод около 50 МВт на этих технологиях.

Одним из серьезных резервов является замена дросселирующих установок типа РОУ на про-тиводавленческие турбины; общий потенциал таких технологий оценивается в 15... 17 тыс. МВт. Стоимость 1 МВт составляет 0,45 млн USD для энергокомплекса мощностью 0,5 МВт и 0,25 млн USD при мощности более 6 МВт; срок окупаемости 1-2 года [1]. Однако весь указанный потенциал использовать невозможно из-за трудностей согласования суточно-сезонных графиков нагрузок по производственному пару.

Аналогичной по экономическим показателям является установка предвключенной газовой турбины перед паровыми или водогрейными котлами, но в стране отсутствует производство высокоэффективных газовых турбин мощностью 25-40 МВт, а фирмы, использующие технологии АВВ, «Сименс» и «Дженерал электрик» пока не вышли на уровень промышленного производства.

На газокомпрессорных станциях РАО «Газпром» имеется большой потенциал теплоты продуктов сгорания после газотурбинных приводов компрессоров с температурой 350 °C и выше - приблизительно 4...5 тыс. МВт. Стоимость установлен-

Теплоэнергетика

Цена электроэнергии (числитель), USD/ кВт ч и капитальные вложения (знаменатель), млн USD/МВт традиционных и нетрадиционных электростанций за рубежом

Наименование электростанции 1980 г. 1990 г. 2000 г. Тепловые электростанции 0,03... 0,04 0,6... 0,9 0.04...0,05 1,10 0,06 1,50 В том числе на мазуте 0,06 0,6... 0,8 0,06 0,85 0,07 1,0 Крупные гидроэлектростанции 0,02 1,2 0,04 1,5...1,8 нет данных 2,0 Атомные электростанции 0,03... 0,05 1,5 0,04,..0,13 2,0 0,07...0,15 2,25 Ветроэлектростанции 0,25 3,0 0,07 1,5...2,0 0,04 1,0 Солнечные тепловые электростанции 0,24 15,0 0,08...0,12 з,о 0,05 2,5 Солнечные фотоэлектрические станции 1,5 50,0 0,35 20,0 0,06...0,12 3,0...5,0 Малые гидроэлектростанции нет данных 2,5 нет данных 3,0 нет данных 3,5 Геотермальные электростанции 0,025... 0,07 1,5...2,0 нет данных 2,3 нет данных 2,5 ной мощности утилизационного паротурбинного оборудования составляет 0,7 млн USD/МВт, срок окупаемости 2 года.

Общий потенциал энергосберегающих технологий промышленных ТЭС составляет не менее 3,0 тыс. МВт, экономия топлива при их внедрении достигает 4,5 млн т у, т. в год.