|
| |
|
Главная -> Экология
Спасти киловатт. Переработка и вывоз строительного мусораТрата средств на покупку и установку новых газовых котлов должна рассматриваться как экономическое преступление. Нужно рядом с этой котельной устанавливать газотурбинную установку или газопоршневой агрегат в качестве надстройки. Энергопроблемы Вечный российский вопрос «Что делать?» сегодня довольно остро стоит перед специалистами электроэнергетической, энергомашиностроительной отраслей и коммунального хозяйства страны. Во всем мире топливно-энергетический комплекс и, в частности, электроэнергетическая отрасль, считаются достаточно привлекательными для вложения капитала и привлечения инвестиций. Однако, при сегодняшнем многообразии точек зрения о путях обновления и развития электроэнергетики и коммунального хозяйства непрофессионалам инвесторам, желающим вложить средства, очень трудно определиться, какое направление наиболее эффективно и гарантированно обеспечивает быстрый возврат средств. Но, к сожалению, в большинстве случаев решения принимаются без учета объективных законов природы, физики и термодинамики, экономики и даже мнений специалистов. В результате они оказываются субъективными и, следовательно, крайне редко бывают оптимальными. Везде и всюду говорят, как заклинания, об изношенности основных фондов в электроэнергетической отрасли и коммунальном хозяйстве, о том, что как воздух нужны инвестиции для обновления и т.д., не очень вникая в суть энергопроблем. В настоящее время в «большой» энергетике действительно наблюдается лавинообразный процесс старения оборудования. Однако можно смело утверждать, что в коммунальной энергетике проблем еще больше. И от их решения за висит не только энергетическая, но и национальная безопасность страны. В топливном балансе страны при выработке электроэнергии доля газа сегодня составляет 65%, а в коммунальном хозяйстве 600 млн Гкал тепла в год производят 68 тыс. котельных, как правило, работающих на газе. И пока цена газа будет самой низкой, какие бы форумы ни собирали угольщики или нефтепереработчики, и как бы ни пытались включить административный ресурс, рыночный механизм будет делать свое дело - все потребители топлива попытаются максимально использовать газ. С другой стороны, газ не только самое дешевое, но и самое чистое сырье, поэтому даже при сегодняшних (и будущих в перспективе) требованиях экологов газ еще долго будет превалировать и его доля будет только расти. Эффективность использования газа А насколько эффективно используется потенциал газа в энергетике и коммунальном хозяйстве? Если ответить на поставленный вопрос с точки зрения котельщиков, то ответ будет вполне удовлетворительный. На электростанциях КПД газовых котлов находится на уровне 92-94%. Если котельные агрегаты коммунального хозяйства также поддерживаются на хорошем уровне, КПД их может быть не хуже этого показателя. А сторонники и лобби так называемых «крышных» котельных (как правило, очень со временных, автоматизированных и т.д.) могут привести КПД 100% и более. А если еще вспомнить о потерях тепла при транспортировке по магистральным и межквартальным трубопроводам, да еще учесть объем работ по их содержанию, то, на первый взгляд, кажется очевидным, что абсолютно правы противники централизованного теплоснабжения, утверждающие, что при техперевооружении и обновлении коммунального хозяйств «крышным» и местным котельным нет альтернативы. Однако, прежде чем сделать такой вывод, уместно задать вопрос: почему же тогда во многих промышленно развитых (и не только) странах в законодательном порядке запрещено прямое сжигание газообразного топлива в топках котлов!!? Кстати, это одна из причин, почему сегодня многие западные фирмы, специализирующиеся в этом направлении и теряя свой рынок на Западе, усиленно начали освоение нашего рынка и всеми правдами и неправдами проталкивают свое оборудование, на самом деле прекрасное, на базе микропроцессорной техники и способное работать без вмешательства персонала. Вот тут-то стоит вспомнить, что газ у нас сжигается не только для выработки тепла для коммунальных нужд. Его еще больше сжигается в топках котлов электростанций с КПД до 94%. Что же еще надо? А надо помнить, что на ТЭС газ, как правило, в первую очередь сжигается для выработки электроэнергии и тут вполне законно встает вопрос: какая же доля тепла от сгорания газа на ТЭС в конечном итоге превращается в желаемую продукцию - электрическую энергию? Известно, КПД конденсационного цикла на наших ТЭС составляет всего от 23 до, максимум, 37%! Существующая паротурбинная технология такова, что остальное тепло просто выбрасывается в окружающую среду. Это не про сто расточительство, это еще и тепловое загрязнение окружающей среды. Но выход, оказывается, есть, и он давно известен. Более того, можно с большой гордостью констатировать, что в этом деле мы (Советский Союз) были первыми, кто нашел эффективное решение проблемы и до сих пор пользу емся его плодами. В чем же оно заключается? Это ТЭЦ, где определенная часть пара не доходит до конденсатора, а в виде тепловой энергии отправляется потребителю. При этом КПД использования потенциала газа уже достигает 90% и более. Почему же тогда вся электроэнергия не вырабатывается по такой схеме? Беда в том, что даже в нашей холодной стране нет потребителей для такого количества тепла, которое можно было бы вырабатывать по теплофикационному циклу, сведя к минимуму долю конденсационной выработки. Когенерация Если мы по охвату теплофикационными установками застыли на уровне 20-25 % и существующая паротурбинная технология не позволяет эту границу передвинуть в сторону увеличения, то страны Запада перевалили за 50% рубеж и имеют возможность продолжать увеличивать эту долю со всеми вытекающими отсюда последствиями. Так что же нам нужно предпринять, чтобы потенциал газа на наших ТЭС использовался не на 25-35%, но хотя бы на 80- 90%? Тем более, что Запад уже около тридцати лет идет по этому пути. Тут опять нужно вернуться к проблемам коммунальной энергетики, где также в больших объемах сжигается газообразное топливо. В этой отрасли потребители тепла есть и всегда будут, несмотря ни на какие кризисные явления в экономике, так как в основном это на селение. Возникает вопрос, а почему бы не вырабатывать электроэнергию на этом рынке тепла, и тем самым снизить долю конденсационной выработки с КПД 22-37% и увеличить долю электроэнергии по когенерации уже с КПД 80-90%? Выгода от этого очевидна: полезной продукции в виде электрической и тепловой энергии будет вырабатываться столько же, сколько было раньше, но газа при этом сжигаться будет в полтора раза меньше, причем тепловое и экологическое загрязнение окружающей среды сводится к минимуму. Но для этого коммунальщики должны перейти на совершенно другой уровень технологий, они должны начать строить электростанции и вырабатывать не только тепловую, но и электрическую энергию. Вопрос далеко не простой, как на первый взгляд может показаться. Пусть не обидятся представители ЖКХ, но эта сфера сегодня не готова и не способна воспринять и реализовать идею повышения эффективности использования энергии. Им в существующих условиях легче доказывать необходимость повышения цен на энергоресурсы и их услуги (и это им удается), чем заниматься новыми технологиями. При этом, можно еще жаловаться на недофинансирование со стороны бюджета. Да и муниципалитетам при грядущей ликвидации дотаций населению выгоднее, оказывается, забыть об энергосбережении. К сожалению, специалисты «большой» энергетики в вопросах энергообеспечения потребителей в основном ведут себя неадекватно требованиям времени. Монополизм, конечно, сыграл определенную роль в формировании и деформации мировоззрения энергетиков, а в кое-каких вопросах вообще вывернул наизнанку. Поэтому, сточки зрения развития малого бизнеса, если у кого-то и зарождаются идеи и светлые мысли, то стоит только вспомнить, через какие муки ему предстоит пройти, чтоб начать свое дело, - и все идеи и мысли тут же улетучиваются. Кризисная ситуация налицо. Поэтому потребители давно уже вынашивают идею о собственных источниках энергии. Большинство просто пока не знают с чего начинать. И если дальше энергетики будут бездействовать, то в недалеком будущем их мощности просто будут постепенно вытеснены зарождающимися мощностями малой энергетики. С этой точки зрения, как высококвалифицированным специалистам им пора бы уже выйти из состояния бездействия и возглавить этот процесс. Сегодня уже можно признать, что общество постепенно перестает воспринимать область теплоэнергетики и газоснабжения как безоговорочную зону действия естественных монополий. Появляются инициативные группы, пред приятия и даже частные лица, которые рассматривают эти отрасли как бизнес и переходят к реальным действиям. Технологии Надо отбросить старые подходы, когда считалось, что, если тепловая мощность источника более 500 Гкал, - то это ТЭЦ, а если меньше, то 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, когда рабочим телом цикла является не только пар, а непосредственно само топливо, в частности, газ. Такой подход с успехом используется 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, если при сгорании газа в ГТУ и ГПА можно получить температуру рабочего тела порядка 1500-1700 °С, то в этом случае эффективность использования потенциала газа в два с лишним раза больше, чем при использовании паротурбинной технологии. Хотя резервы повышения эффективности и у них не исчерпаны. Не случайно конкурирующие фирмы борются за повышение температуры рабочего тела перед рабочими ступенями газовых турбин. Следует обратить внимание на такой интересный момент: эффективный КПД при выработке электроэнергии по паротурбинной и газотурбинной технологии находится примерно на одном уровне - 30-37% (у ГПА - около 40% и более). Но принципиальное различие заключается в том, что если после расширения в газовой турбине рабочее тело имеет температуру порядка 580-450 °С (после ГПА около 400 °С), то пар после последних ступеней паровой турбины - всего лишь 25-35 °С. По этим цифрам и неспециалист может догадаться, что газы после ГТУ и ГПА еще способны не только нагреть сетевую воду до 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. По этому огромное количество тепла, высвобождаемое при конденсации этого пара, которое, к сожалению, происходит при той же температуре, сейчас просто выбрасывается с циркуляционной (охлаждающей) водой. Легко понять, что для нагрева сетевой воды до 100 и даже 150 °С и горячей воды до 50-70 °С совсем не обязательно иметь источник тепла с температурой более 1500 °С, который, оказывается, еще до этого способен производить на много более ценную и универсальную продукцию - электрическую энергию. Она, в свою очередь, может и греть, и освещать, и развлекать, и приводить в движение разные механизмы. Очевидно, по вышесказанным причинам во многих странах прямое сжигание газообразного и жидкого топлива в топках котлов запрещено в законодательном порядке. И действительно, с точки зрения термодинамики можно считать верхом безграмотности и глупости то, что рядом с магистральными трубопроводами тепловых сетей, идущих от ТЭЦ, вырастают самые «современные автоматизированные» локальные котельные, сжигающие газообразное топливо. Стоимость В поведение потребителей, конечно, вносят коррективы и наши парадоксальные тарифы. Проблемы тарифной политики - это еще одна не менее важная тема, заслуживающая более подробного рассмотрения. Фактически у нас пока получается так, что технология сама по себе, тарифы сами по себе. Живут отдельной жизнью. А надо бы, чтоб передовые технологии способствовали снижению тарифов, а тарифы, в свою очередь, стимулировали внедрение новых технологий. Когда говорят о ПГУ, то в голову сразу прихо дят блоки мощностью от 330 до 800 и более МВт. Чтоб построить блок ПГУ - 450 МВт необходимо иметь инвестиции в размере от 250 до 500 млн долл. США. Срок окупаемости этих блоков при нынешних тарифах 15-20 лет. В прессе появилось сообщение, что удельная стоимость ПГУ - 450 МВт Северо-Западной ТЭЦ составила более 1600 долл. США, следовательно, стоимость блока уже превышает 700 млн долларов. С другой стороны, время строительства таких блоков составляет до десятка лет. Реновация ТЭС и ТЭЦ Принципиально ПГУ отличаются от ГТУ тем, что в ПГУ после газовой турбины установлен котел-утилизатор, вырабатывающий пар, который далее подается в паровую турбину. Если эта турбина типа К (конденсационная), то КПД использования потенциала газа может составить 50-55%. Если есть потребители и имеется возможность отпуска ему отработавшего пара (турбины типа Р и ПР), то КПД использования топлива может достигнуть и 90%. Если же используется паровая турбина типа ПТ или Т, т.е. с частичным пропуском пара в конденсатор, то КПД конкретной установки будет занимать промежуточное значение (50 < КПД < 90%). То есть, в каждом конкретном случае должно быть принято оптимальное решение. А сколько у нас в стране ТЭС и ТЭЦ, которые, отработав свой расчетный ресурс, ждут своей участи: быть или не быть? Если такими темпами будет идти строительство новых станций, страна скоро вообще может остаться без генерирующих мощностей. Представляется весьма привлекательным следующий путь реновации действующих газовых ТЭС: смонтировать несколько газовых турбин достаточной мощности, чтобы котлы-утилизаторы после ГТУ постепенно вытеснили существующие (отработавшие ресурсы) газовые котлы. А остальная схема - паропроводы, паровая турбина, генератор, водоподготовка и электрическая часть - использовались бы по их прямому назначению, не требуя новых капитальных затрат. Мировой опыт говорит, что в этом случае удельная стоимость надстройки существующих ТЭС ГТУ составит от 400 до 600 долл./кВт. Наши первые надстройки ГТУ отопительных котельных в г. Ишимбай и в районном центре Мечетлинского района нам обошлись меньше 400 долл./кВт. Это говорит о том, что последующие установки после начала 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 их замены. Следует добавить, что ввод надстроек ГТУ на существующих ТЭС или котельных занимает времени меньше года. А абсолютные затраты на такую надстройку «по карману» отдельным предприятиям и даже частным лицам, так как вводимая мощность может колебаться от 1 до 100 МВт. Обновление котельных ЖКХ Если в отдаленной перспективе проблема стареющих ТЭС, сжигающих газ, может быть решена таким образом, то как быть с многочисленными коммунальными котельными? При обновлении котельных коммунального хозяйства ни в коем случае нельзя менять старые котлы на котлы нового образца, пусть даже со 100% КПД. В третьем тысячелетии при использовании газа как топлива при производстве электрической и тепловой энергии вода и пар как рабочее тело должны уступить место газу и продуктам его сгорания. При сегодняшних технологиях «посреднические услуги» воды уже отпадают с большим эффектом для конечного продукта - энергии. Горение газа в топках котлов сегодня допустимо и терпимо лишь как временное явление, пока нет достаточного количества ГТУ или ГПА, замещающих старые котлы. Трата средств на покупку и установку новых газовых котлов должна рассматриваться как экономическое преступление. Нужно рядом с этой котельной устанавливать или ГТУ, или ГПА в качестве надстройки. Конкретно, что устанавливать, - ГТУ или ГПА - зависит от удельной стоимости оборудования и от количества отпускаемого котельной тепла. Для информации и размышления можно сообщить, что реальная стоимость мини ТЭЦ, состоящей из двух агрегатов фирмы Вяртсиля по 1 МВт электрической и 1 Гкал тепловой мощности составляет 1,5 млн долл. США и начинают они давать продукцию менее чем за год с момента заключения контракта. Срок окупаемости при нынешних тарифах составляет 4-5 лет. Приведенные данные позволяют сделать один важный вывод: пока мощная ПТУ строится - малые установки на базе ГТУ или ГПА за это время успевают дважды-трижды окупить себя и сделать задел для постройки новых себе подобных или еще более современных агрегатов. В пользу теплофикации Вышеперечисленные аргументы должны были поставить под сомнение появляющиеся утверждения о том, что теплофикация и централизованное теплоснабжение были ошибками советского времени. У противников централизованного теплоснабжения на вооружении имеется «железный» аргумент: мол, при транспортировке тепла от источника до потребителя теряется до 20-30% тепловой энергии. И, кроме того - это еще постоянное рытье дорог и улиц, и отлучение потребителей от горячей воды при проведении ремонтных работ на тепло трассах и т.д. Что можно возразить? Когенерация, в первую очередь, базируется на объективных законах природы, а они, как известно, не зависят ни от воли, ни от желаний человека. Поэтому ее преимущества и выгоды нельзя игнорировать! А вот потери тепла при транспортировке и частота ремонтов теплотрасс - это уже чисто человеческий фактор. Качественное выполнение теплоизоляционных и монтажных работ, поддержание каналов и теплосетевого хозяйства на должном уровне - все это находится во власти и в пределах возможностей человека. Поэтому строить стратегические планы при выборе путей развития такой важной отрасли народного хозяйства, как электро- и теплоэнергетика, вряд ли стоит опираться на нашу расхлябанность и безответственность, игнорируя при этом объективные законы. Во-вторых, даже при самом высоком уровне потерь в тепловых сетях (25-30%), они все же ниже, чем потери в конденсаторах тепловых электростанций, о природе которых было уже достаточно сказано. И еще один аргумент в пользу централизованного теплоснабжения. Как известно, весь цивилизованный мир, Западная Европа идет по пути развития централизованного теплоснабжения и когенерации. Конечно, применяемые материалы и теплоизоляция сводят к минимуму как тепловые потери (около 2-3%), так и последующие ремонтные расходы. А мы уже имеем самый высокий в мире уровень охваченности городов и поселков сетью централизованного теплоснабжения. На что в течение многих десятилетий были затрачены немалые средства. Другой вопрос - состояние этих тепловых сетей. Но это уже совсем не такие расходы, если бы пришлось все начинать с нуля. Поэтому ни в коем случае нельзя открещиваться от достижений советской энергетики, а надо, приводя в порядок и поддерживая их на новом, современном уровне требований, извлекать все преимущества теплофикации. И, наконец, важно подчеркнуть, что когенерация и централизованное теплоснабжение - это не одно и то же. Имеющиеся сети помогают развитию когенерации, но было бы совершенно неразумно тянуть магистральные трубопроводы, чтоб доставить тепло нескольким домам за городом. В тех же домах электро- и теплоэнергия могут производиться комбинированным способом и без схемы централизованного теплоснабжения. Сегодня такие микро ТЭЦ уже существуют, когенерация может развиваться и без схемы централизованного теплоснабжения, важно, чтоб газ не горел в топках котлов исключительно для выработки тепла. То есть, даже противники централизованного теплоснабжения должны взять на вооружение когенерацию. Оценка эффективности При правильной оценке и правильном понимании, не шарахаясь из стороны в сторону, максимальный народнохозяйственный эффект можно получить при умеренных затратах. Действительно, что лучше строить: в одном месте блоки ПТУ-450 МВт, или в 100 различных котельных установить ГТУ мощностью по 4,5 МВт? Понятно, что 100 ГТУ по 4,5 МВт потребуют раза в 3-4 меньше капитальных вложений и примерно в два раза меньше эксплуатационных расходов при выработке электроэнергии. 100 установок ГТУ, разбросанных по региону, - это еще и отсутствие необходимости строительства новых линий и электроподстанций, доставляющих энергию потребителям от нового блока ПГУ-450 МВт. Это, кроме всего прочего, высочайшая надежность и устойчивость энергосистемы и сетей. И даже с точки зрения гражданской обороны (природные катаклизмы заставляют не забывать об этом) разбросанность энергоисточников по значительной территории также увеличивает устойчивость и надежность энергоснабжения потребителей. То же самое можно сказать и об экологии. Возникает еще один вопрос: стоит ли заниматься строительством новых парогазовых блоков на пустом месте, если потенциал надстройки существующих газовых ТЭС и коммунальных котельных способен покрыть в перспективе всю потребность в электроэнергии страны?! Чтобы ответить на этот вопрос, остается лишь оценить этот потенциал в стране, регионе (при необходимости - в поселке, на промышленном предприятии и т.д.). При оценке потенциала можно считать, что, если теплопотребление находится на уровне 10 Гкал, то мощность ГПА может составить 10 МВт, а мощность ГТУ - 7 МВт. Что касается Республики Башкортостан, то потенциал надстройки котельных и ТЭС с круглогодичным теплопотреблением находится на уровне 2000 МВт. При этом сегодняшняя летняя максимальная электрическая нагрузка находится на уровне 2400 МВт. То есть, говоря другими словами, после надстройки коммунальных котельных и котельных промышленных предприятий ГТУ и ГПА общей суммарной мощностью 2000 МВт отпадает необходимость выработки такого же количества электроэнергии по конденсационному циклу с термическим КПД 30%. В результате такая известная своими высокими технико-экономическими показателями электростанция, как Кармановская ГРЭС, должна будет встать. А если использовать ГТУ и ГПА для покрытия сезонных отопительных нагрузок и паропотребления крупных промышленных предприятий, то величина этого потенциала превысит 7000 МВт (сейчас вся установленная мощность электростанций ОАО «Башкирэнерго» составляет около 5100 МВт). Что выбрать? Что касается вопроса: что лучше ставить при прочих равных условиях - ГТУ или ГПА, можно сказать следующее. Наш опыт, а также стоимость основного оборудования и эксплуатационные расходы свидетельствуют о том, что на современном этапе для надстройки коммунальных котельных с нагрузкой по горячей воде (круглогодичная нагрузка) до 7 Гкал целесообразно осуществлять на базе 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 из опыта ОАО «Башкирэнерго». Здесь кроме традиционных ТЭЦ, ГРЭС и ГЭС в последние годы заработали несколько малых ТЭЦ на базе ГТУ и ГПА. Общая мощность малых электростанций на базе новых технологий к концу 2002 г. составит более 28 МВт, в 2003 г. будет введено еще несколько электростанций с суммарной мощностью 43 МВт. И это только начало. Если в первые годы пуск ГПА мощностью 1 МВт или ГТУ мощностью 4 МВт у большинства вызывал саркастическую усмешку, то сегодня, по мере роста их количества, и, следовательно, суммарной мощности, когда уже потребители вплотную заинтересовались ими, отношение стало постепенно меняться. В недалеком будущем, когда всем станут очевидны преимущества выработки электро- и теплоэнергии на базе новых технологий, и наступит настоящий бум по вводу этих мощностей, «энергетическим львам» с установленной мощностью более 1 млн кВт как бы не пришлось уступить дорогу и территорию многочисленным ГГУ и ГПА с единичной мощностью всего несколько МВт. Что это за установки можно судить по следующим показателям. Например, за сентябрь 2002 г. удельный расход условного топлива на флагмане башкирской энергетики Кар- мановской ГРЭС составлял 325,7 г/ кВт-ч, а на самой лучшей по этим показателям на паротурбин ной Уфимской ТЭЦ-2 315,1 г/кВт-ч, то на ГПА Красноусольск этот показатель равнялся 181,7 г/кВтч. Нелишне будет подчеркнуть, что и другие технико-экономические показатели существенно (в разы) лучше по сравнению с аналогичными показателями паротурбинных установок. А теперь взглянем на удельную стоимость 1 кВт установленной мощности. При вводе ГГУ, включая стоимость всех работ, вплоть до наведения порядка на территории и озеленения, она в «Башкирэнерго» не превысила 400 долл. США/кВт. При вводе ГПА- не более 800 долл./кВт. Реформа энергетики Предстоящая реформа электроэнергетической отрасли страны, по проекту РАО «ЕЭС Рос сии» предусматривает делегирование некоторых важнейших функций энергообеспечения местного значения и населения губернаторам и местной администрации. И пусть не страшит то обстоятельство, что ТЭЦ и котельные переходят под их ответственность. При грамотной постановке дела они могут оказаться в большом выигрыше. Да, действительно, все наиболее эффективно функционирующие крупнейшие ГЭС и ГРЭС, РАО ЕЭС практически оставляет за собой. Но энергии всех этих станций для покрытия всей потребности страны не хватит, поэтому ТЭЦ регионального значения еще долго будут работать. Тепловой рынок, как правило, на все 100% - прерогатива региональных властей и крупных промпредприятий. И, как было показано выше, используя возможности теплового рынка и внедряя новые технологии, местные энергоисточники имеют намного больший шанс на вытеснение энергии, поставляемой из источников РАО и через их же сети. Для наглядности можно привести такой пример. Блок-ТЭЦ с двигателями внутреннего сгорания (ДВС) уже достаточно широко распространены в Европе: так на конец 1998 г. только в Германии находилось в эксплуатации 5755 шт. общей мощностью 6661 МВт. Следует отметить, что солидные фирмы и потребители интересуются и очень маленькими мощностями энергоустановок. Так, в германском городе Гера организуется производство мотор-генераторов электрической мощностью до 5 кВт и тепловой - до 13,5 кВт. Коэффициент использования теплоты топлива - 93 %. Для кого они предназначены? Цифры говорят, что подобные установки с большим успехом могут быть установлены в частных загородных домах и коттеджах. Не зря в окрестностях столицы Баварии из четырех мощнейших ТЭС типа нашей Кармановской ГРЭС три уже остановлены и законсервированы. Не зря компания «Дженерал электрик» работает 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, вибрации и шума, КПД на уровне 80%, стоимость составляет пока от 800 до 1000 долл./кВт и продолжает снижаться. Предстоящие реформы российской энергетики не должны застать врасплох руководителей регионов, и, если они встретят их во всеоружии со знанием дела и грамотно разработанной местной энергетической программой, в конечном итоге регионы и страна могут оказаться в намного выигрышном положении, чем сейчас. Тогда можно надеяться, что найдутся работа и заказы для большинства авиационных заводов и всем 14 заводам России, производящим поршневые двигатели. Но для этого необходима действительно хорошая и грамотная программа, каковым, например, в свое время был план ГОЭЛРО. Р. S . 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 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 даже не в том: реформироваться или не реформироваться. Без новых технологий еще ни одно общество не сумело сделать прорыв в желаемом направлении. Проблема в том, при какой системе эти новации быстрее пробьют себе дорогу в жизнь, при существующей или принципиально новой или, если по другому выразить эту мысль, когда же будут созданы условия, чтобы бурно расцвела инициатива на местах. Но, кроме инициативы, необходимы еще определенные знания. Если вышеприведенные аргументы и рассуждения хоть в какой-то степе ни помогут интересующимся этой проблемой руководителям и специалистам предприятий и хозяйств, главам администраций, представителям ЖКХ и машиностроительных предприятий определить вектор и темпы технического пере вооружения в энергетическом секторе производств, то можно считать, что цель достигнута.
А. Зворский При нынешнем объеме энергопотребления, который, как считает глава Национального агентства по вопросам обеспечения эффективного использования энергоресурсов Евгений Сухин, в 3 – 5 раз превышает европейские показатели, осенний рост потребления энергоресурсов вернет хорошо знакомый по 90-м годам кризис неплатежей, как в промышленной, так и в жилищно-коммунальной сфере. НАК «Нефтегаз» уже столкнулся с его первыми ласточками, перекрывая недобранное кредитными средствами. Пока РАО «Газпром», вовремя не получающий платежи, спокойно ждет начала отопительного сезона, Украина продолжает утешать себя резервами энергосбережения. Высокая доля природного газа (более 40%) в производстве тепла и электроэнергии ставит Киев в зависимость от российских поставок, составляющих три четверти необходимого объема. При этом, согласно прогнозу председателя комиссии УСПП по энергоэффективности Василия Степаненко, к 2012 году цена на газ возрастет до $400 – 500 за тысячу кубометров, а цена киловатт-часа для конечного потребителя достигнет отметки в 1 грн. Цены на тепло, опережающие цены на электроэнергию, возрастут в 10 раз… Эксперты, как один, видят выход в немедленной реализации мер по внедрению энергосберегающих технологий. Но замена оборудования – мероприятие дорогостоящее, окупаемость достигается лишь в течение 10 – 12 лет. Устаревшее оборудование и технологии являются основным источником высоких потерь – в сумме они дают до 40% топлива, сожженного на Украине вхолостую. КПД используемых отечественных газовых турбин не превышает 75%, с угольными котлами, работающими на технологиях середины прошлого века, ситуация еще печальнее – здесь потери составляют 35 – 45%. Частично проблему решают мини-котельные, использующие принцип когенерации, о которых заговорило после начала энергетического кризиса правительство Юрия Еханурова. Однако планируемая установка восьми чешских когенерирующих установок мощностью от 0,3 до 1 Мвт в Николаевской области потребует вложений порядка 16 млн евро. При этом замена дверных и оконных переплетов в отапливаемых зданиях, по подсчетам правительства, дает экономию в 5-6%. Проблема, по мнению чиновников, в том, что у потребителей, как и у производителей энергии, не находится денег на модернизационные работы. Представитель УСПП Василий Степаненко считает, что для модернизации тепловых сетей только в муниципальную сферу Украины за 3–5 лет необходимо привлечь 2,5 млрд евро. Модернизация же жилищного сектора обойдется не менее 20 – 25 млрд. Еще одна проблема бюджетных предприятий, о которой говорят эксперты – низкая мотивация управленцев к экономии энергоресурсов. Руководитель госпредприятия, сэкономивший бюджетные средства, не получит от этого никаких дивидендов. Напротив, ему почти наверняка урежут средства на энергообеспечение на следующий год. Потенциальные инвесторы боятся рисковать собственными средствами, а Украина отказывается брать на себя кредитные обязательства; заказчики же, в свою очередь, не могут обеспечить гарантии по кредитам. Даже 383 млн. грн, выделенные на энергосбережение из бюджета 2006 года, и еще 250 млн. из полученных за «Криворожсталь» лежат неосвоенные – банки отказываются работать по кредитной программе с низкой процентной ставкой (до 10%) и отсутствием гарантийных обязательств. Государство же вместо поощрения энергосберегающих предприятий расширяет количество льготников, использующих уже более 50 млн. кВт/Ч электроэнергии в месяц. В этих условиях рынок вынужден структурироваться самостоятельно – возникают как региональные объединения, так и ассоциации, ориентированные на целые отрасли (например, «Укрбиоэнерго», объединившее около 30 производителей биоэнергетического сырья, технологического оборудования и биотоплива). И хотя проекты, реализуемые на данном этапе, не назовешь масштабными, его участники считают, что их количество будет только расти. Комментарий Александр Лукьянченко, мэр Донецка В сложившейся ситуации мы можем безболезненно выделять на энергосбережение из своего бюджета не более 2%. А нужно – не менее 10%, чтобы целенаправленно проводить те или иные мероприятия по энергосбережению только в коммунальном хозяйстве. На сегодняшний день это можно было бы выполнить, если бы в городах-донорах оставались хотя бы нормативные объемы на капитальный ремонт жилья. Тогда можно было бы решать вопрос утепления стен и иных работ по энергосбережению. Сегодня же, когда высчитывают, сколько нужно изъять из бюджета города-донора, не учитывают, что в результате как раз недодается на те нормативные затраты, которые необходимы. Инвесторы идут в энергоснабжение пока что очень неохотно. Это, в основном, промышленные предприятия, которые инвестируют в собственные технологии. В ЖКХ, к сожалению, сегодня вложений нет. В первую очередь, это происходит потому, что не определены долгосрочные правила игры, – они могут быть привязаны только к сроку полномочий той или иной властной команды.
Энергосбережение – одно из основ. Новая страница 1. Конкуренция между ес и сша зароссийский газ. На украине будет дефицит газа и денег. Главная -> Экология 
|