Автономные источники энергии

По всей России 8 800 500-92-62 Москва +7 (495) 120-07-78 Санкт-Петербург +7 (812) 318-75-80

Сегодня для России характерен рост роли энергетики в надежном и безопасном функционировании промышленных предприятий и экономики в целом.

Это связано с увеличением доли перерабатывающих предприятий в общем объеме производимой в России продукции, внедрением на данных предприятиях новых энергоемких технологических процессов.

Возрастание доли электроэнергии в общей себестоимости продукции промышленных предприятий заставляет потребителей искать новые варианты электро- и теплоснабжения своих предприятий. Кроме того, у многих предприятий, работающих с технологическими процессами повышенной опасности, решения по резервному (аварийному) электропитанию, позволяющие при прекращении электроснабжения от внешней энергосистемы остановить технологический процесс с минимальным ущербом, либо устарели, либо экономически неэффективны.

Яркие примеры длительных перерывов в электроснабжении, приведшие к большим финансово-экономическим потерям -- системные аварии в энергосистемах Центрального и Северо-Западного федеральных округов. Так, «блэкаут» в мае 2005 года, приведший к отключению более 50% потребителей трех областей (Московской, Тульской и Тверской) на срок от 2-х часов до 3-х дней, привел к суммарным убыткам потребителей на сумму около 2 миллиардов рублей. Более того, прекращение электроснабжения может привести к человеческим жертвам, например, при проведении операций в больницах, при авариях на нефтяных и газовых предприятиях и предприятиях химической промышленности и т.п.

Вместе с тем во многих регионах России (до 40% территории страны) вообще отсутствует централизованное электроснабжение от единой энергосистемы. В таких регионах получили широкое развитие системы автономного электроснабжения (САЭ) на базе дизельных, газопоршневых и газотурбинных электростанций, способные длительно обеспечивать электроснабжение и теплоснабжение объектов различного назначения. К ним относятся поселки нефтяников и газовиков, строителей, моряков и пограничников, буровые по добыче нефти и газа, промышленные объекты перекачки и переработки нефти и газа, стартовые комплексы космической отрасли, другие объекты в различных отраслях промышленности и сельского хозяйства.

Во многих САЭ используются устаревшие (в т.ч. морально) автономные источники электроэнергии на базе дизельных, газопоршневых и газотурбинных электроагрегатов, давно выработавших свой ресурс (а нередко – и свой срок службы). Реконструкция таких электростанций под агрегаты новых типов или их капитальный ремонт в большинстве случаев экономически нецелесообразен. Опыт показал, что наиболее выгодными решениями являются быстровозводимые блочно-модульные электростанции на базе модулей контейнерного исполнения и стационарных зданий в легко возводимых строительных конструкциях мощностью до 50 МВт.

Современные концепции при разработке электростанций любого исполнения ориентированы на создание электростанций как единого технологического комплекса, включающего в себя:

  • собственно источники электроэнергии со вспомогательным оборудованием;
  • ограждающие конструкции;
  • устройства преобразования и распределения электроэнергии (высоковольтные закрытые распределительные устройства, трансформаторные подстанции, низковольтные распределительные устройства и т.п.);
  • автоматизированную систему управления технологическим процессом (АСУ ТП) выработки электрической и тепловой энергии;
  • вспомогательное оборудование и помещения электростанции (мастерская по ремонту оборудования электростанции, помещения для хранения запасных частей, бытовые помещения, помещения начальника электростанции и т.п.).

Перспективное направление – создание стационарных и блочно-модульных электростанций контейнерного исполнения с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии (когенерационные электростанции или мини-ТЭЦ). Поэтому в состав электростанций введены источники тепловой энергии (газо-водяные и водо-водяные утилизаторы) и системы утилизации тепла на их основе, позволяющие довести коэффициент полезного действия автономных энергоисточников до 75-85%.

Среди наиболее существенных причин, побуждающих потребителей принять решение о строительстве собственных автономных источников энергии (АИЭ), можно выделить следующие:

  • Себестоимость электроэнергии от собственных АИЭ (особенно работающих на природном или попутном нефтяном газе) значительно ниже, чем стоимость покупаемой электроэнергии у единых энергосистем;
  • Стоимость строительства таких электростанций для многих предприятий соизмерима со стоимостью ущерба от перерыва в электроснабжении длительностью более 2 часов;
  • Надежность электроснабжения от АИЭ значительно выше, чем от энергосистемы, особенно если для АИЭ предусмотрен режим параллельной работы с внешней энергосистемой.

Наличие АИЭ позволяют предприятиям обеспечить энергетический суверенитет, а как следствие – экономическую независимость от рынка электроэнергии.

Особое внимание уделяется применению автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) выработки и распределения электроэнергии на автономных электростанциях. Типовые решения АСУ позволяют увеличивать моторесурс применяемых двигателей на 20-30% и, соответственно, уменьшить срок окупаемости строительства электростанции в среднем на 1-1,5 года. В основном этот выигрыш достигается за счет уменьшения времени работы первичных двигателей с нагрузками менее 30-40% путем автоматического регулирования в зависимости от общей нагрузки электростанции числа работающих электроагрегатов.

Существуют два решения: первое, кажущееся самым простым и эффективным, — подключиться к соответствующему подразделению региональной генерирующей компании, продающей электрическую энергию. То же самое придется сделать и при нехватке важных для развития производства киловатт. Главное, что волнует на этом этапе: сколько будет стоить энергия и сколько ее можно получить? Цена электроэнергии зависит от многих и многих факторов (о них – чуть позже), а количество зависит от объема свободного резерва. Но, как бы то ни было, отпускаться она будет по тарифам для промышленных предприятий, мягко говоря, высоким.

Какие препятствия могут здесь встретиться? Заказчик сразу столкнется с необходимостью выполнения технических условий сетевой компании-поставщика электроэнергии. Все начнется с заявки в соответствующую территориальную компанию. Заявка рассматривается в установленный законом срок, и в случае положительного решения между потребителем и энергосбытовой компанией заключается договор. При этом сроки присоединения в договоре указываются отдельно и совсем не обязательно равны сроку рассмотрения заявки.

В зависимости от предполагаемого количества электроэнергии, а также от состояния энергетической инфраструктуры (трансформаторных подстанций, линий электропередач или электрокабелей) заказчику придется за свой счет либо построить подстанцию либо модернизировать питающие его трансформаторы, высоковольтные ячейки, ЛЭП и т.д., а после этого передать все оборудование на баланс сетевой компании. Ориентировочная стоимость трансформаторной подстанции высокой степени готовности 6,3/0,4 кВ в зависимости от мощности (до 5 МВт) достигает $60 тыс., высоковольтная ячейка — до $20 тыс., строительство ЛЭП 6,3 кВ обойдется в среднем от $8 до 25 тыс. за километр трассы, а прокладка кабеля зависит от сложности
трассы, да и сам кабель чего-то стоит.

Помимо затрат на строительство, Заказчику требуется разработать и согласовать во всех необходимых инстанциях проект, который должен разрабатываться как на новое строительство, так и на модернизацию существующего оборудования. Отсюда и соответствующие сроки присоединения, зависящие как от планируемого объема работ, так и от наличия резерва мощности и планов по вводу генерирующих мощностей территориальной компанией.

Официальная стоимость подключения к сетям среднего напряжения от 6 до 20 кВ каждого нового или дополнительного киловатта составляет (в зависимости от региона России) от 10 до 45 тыс. руб. Но, как показывает опыт, никаких гарантий тому, что эти средства пойдут на реальную модернизацию именно касающейся Заказчика инфраструктуры, нет.

Пройдя все инстанции, построив необходимую сетевую инфраструктуру, разработав и согласовав проекты по строительству и модернизации, заплатив за подключение к энергосети и потратив массу времени и денег на проектировщиков и подрядчиков, Заказчик остается один на один с сетевой компанией. Он не застрахован от роста тарифов на электроэнергию, перебоев с ее поставками, а также от ее неудовлетворительного качества…

Второй путь решения вопроса электроснабжения: построить собственный энергоцентр требуемой мощности. Это относительно новый подход к энергетическому обеспечению производства, встречающий со стороны заказчика несколько настороженное отношение. Здесь сказываются и новизна проектов автономного электроснабжения, и нежелание организаций заниматься не своим делом, и отсутствие возможностей продажи «своей» электроэнергии.

В мировой практике автономные энергоцентры работают чаще всего таким образом: мини-ТЭЦ «покрывает» базовую нагрузку объекта, а в пиках потребления недостаток компенсируется из внешней сети. Если же произведенная энергоцентром мощность больше нагрузки «своего» потребителя, то излишки электрической энергии по установленным тарифам передаются во внешние сети. К сожалению, у нас эта логичная схема не получила сколько-нибудь серьезного распространения: излишки собственной электроэнергии не столь велики, чтобы заинтересовать внешние сети. Кроме того, для подключения генерирующего источника необходимо пройти путь, описанный ранее.

Следующий вопрос: сколько будет стоить собственный энергоцентр «под ключ»? На этом этапе Заказчик старается учесть всевозможные расходы, просчитывает варианты, использует опыт создания аналогичных объектов. Для оценки будущих затрат активно привлекается предполагаемый подрядчик. Сегодня стоимость строительства энергоцентра от 1 до 10 МВт установленной мощности составляет в среднем от 20 до 50 тыс. рублей за 1 кВт, в зависимости от типа и состава оборудования.

Сравнив (в пересчете на 1 кВт) стоимость подключения к сети и строительства энергоцентра, можно сделать вывод, что в определенных условиях (если необходимо за свой счет создавать заново или модернизировать существующую инфраструктуру) более выгодно строить собственный энергоцентр. Но нельзя забывать, что эксплуатация энергоцентра потребует текущих затрат (обычно они закладываются в себестоимость производимой электроэнергии и, как правило, она не превышает 0,3 рубля за 1 кВт•час).

Отдельной статьей расходов станут затраты на газ (здесь возможны еще несколько вариантов: магистральный природный, сжиженные природный или углеводородные газы). В самом простом и благоприятном случае газопоршневого генератора и магистрального газоснабжения не требуется никакой специальной подготовки. Газотурбинный вариант генератора, напротив, требует высокого давления топливного газа на входе, а значит, и применения мощного компрессора, значительно увеличивающего объем первоначальных инвестиций.

Немаловажный аспект, который влияет на принятие решения — возможность вырабатывать вместе с электроэнергией тепловую энергию, не тратя при этом ни грамма лишнего топлива, то есть когенерация, заключающаяся в утилизации тепла выхлопных газов и охлаждающей жидкости. При этом коэффициент использования топлива генератора возрастает не менее чем в 2 раза, с 35-43% до 70-92% (в отопительный период). Когенерационные установки оснащаются автоматическим управлением, обеспечивающим поддержание заданных температурных режимов теплофикационной воды и системы охлаждения электростанции и включающим в себя электроприводы, микропроцессорные регуляторы, термодатчики, манометры, пульты управления. Система работает в автоматическом режиме.

Но самый главный вопрос — об экономической эффективности строительства собственной электростанции. Заказчика прежде всего волнует: через какой срок, учитывая первоначальные затраты на строительство и последующие эксплуатационные расходы на электростанцию, окупится весь проект?

За основу расчета чаще всего берутся следующие показатели:

  • требуемая электрическая мощность;
  • стоимость выполнения технических условий к присоединению к сетевой компании;
  • стоимость присоединения;
  • тариф на электроэнергию;
  • тариф на тепловую энергию (в случае использования собственной системы генерации тепловой энергии – когенерации);
  • стоимость строительства электростанции;
  • стоимость газа;
  • стоимость эксплуатационных расходов (масло, ЗИП, обслуживающий персонал).

Расчеты показывают, что Заказчик, покупая электроэнергию у сетевой компании в объеме 2 МВт, тратит около 28 млн. рублей ежегодно, покупая тепло — еще до 10 млн. рублей. В случае использования собственной энергетической станции все эксплуатационные расходы, включая затраты на газ, плановое техническое обслуживание, ЗИП и т.д., не превысят 8-14 млн. рублей!

Таким образом только на тарифах, не учитывая первоначальные затраты на подключение, Заказчик может сберечь ежегодно внушительные суммы, а срок окупаемости электростанции, даже в самых неблагоприятных условиях, не превысит 3-4 лет. А иногда, когда стоимость подключения и выполнения условий на присоединение особенно высоки, собственный объект генерации энергии окупится практически моментально.

© 1997 — 2017 «ГазТехника»