16+
Регистрация
РУС ENG
http://www.eprussia.ru/epr/229/15306.htm
Газета "Энергетика и промышленность России" | № 17 (229) сентябрь 2013 года

Три причины высокой энергоемкости российского ВВП

Энергетика: наука Александр БОГДАНОВ, эксперт СРО «Энергоаудиторы Сибири» 17590

Проезжая по нашей столице, каждый мог обратить внимание, насколько сильно парят московские ТЭЦ. Так, от каждой градирни ТЭЦ средней производительности сбрасывается в атмосферу порядка 200‑400 Гкал-ч, что равно теплу примерно двух-пяти котельных большой производительности.

В то же время наряду с работой ТЭЦ и ГРЭС на атмосферу в крупных городах работают и проектируются множество котельных, в лучшем случае мини-ТЭЦ с низкими параметрами пара. Квалифицированный инженерный расчет показывает, что в случае, когда на ТЭЦ или ГРЭС города Москвы, Красноярска, Санкт-Петербурга, Омска и т. д. работает хотя бы одна градирня, безвозвратная потеря топлива на котельных этого города за отопительный сезон составляет порядка 75-80 процентов от количества сожженного топлива на этой котельной! Надо себе только представить, что из-за отсутствия адекватного энерго­сберегающего законодательства, такого, как в Дании, Германии, запрещающего строительство котельных без комбинированного производства электричества на базе теплового потребления, каждые три из четырех вагонов с топливом на котельных любого российского города бездарно выбрасываются в атмосферу. Однако, как ни парадоксально, но ни в Федеральном законе 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» от 23 ноября 2009 года, ни в Федеральном законе 190-ФЗ «О теплоснабжении» от 27 июля 2010 года не определены федеральные региональные органы, отвечающие за показатели теплофикации России и субъектов Федерации. Причина очень проста – нет главных показателей, по которым можно было бы наглядно и однозначно оценить результат деятельности экономики энергетики предприятия, города, региона, России в целом.

Указ президента России о необходимости обеспечить к 2020 году экономию энергетических ресурсов на 40 процентов от текущих показателей через показатель энергоемкости валового внутреннего продукта не находит конкретных технологических и экономических решений. Энергоемкость внутреннего валового продукта России – это настолько глобальный макроэкономический показатель, что по нему практически невозможно установить конкретную ответственность и определить нормы по отдельным субъектам Федерации, по регионам, по городам, не говоря уж об отдельном предприятии. Как же обеспечить выполнение нового Закона об энергосбережении, указа президента? Строить или нет красивые котельные и мини-ТЭЦ? Почему у России такая высокая энергоемкость валового внутреннего продукта (ВВП)?

Изучая проблему больших неоправданных потерь, необходимо отметить, что Россия имеет три объективные национальные причины, которые исторически предопределяют высокую энергоемкость ВВП страны. Это: а) климат, б) просторы и с) «доступное топливо».

Климат. Холод – это важнейшая национальная особенность России. Именно из-за того, что мы страна холода, мы должны иметь энергетические мощности в 3,8 раза больше и потреблять в 3,3 раза больше тепловой энергии, чем, например, в нежаркой Дании.

Просторы. Это вторая важнейшая национальная особенность России. Именно на бескрайних сибирских просторах мы вынуждены строить самые длинные в мире линии электропередачи. Именно из-за того что плотность населения в России в тридцать три раза меньше, чем в той же Дании, мы теряем энергии на транспорт электрической энергии в три-четыре раза больше (13-16 процентов вместо 4-5 процентов в Европе).

Доступное топливо. И наконец, самая главная и все определяющая причина – это доступное и дешевое топливо. Именно доступное и дешевое топливо и электроэнергия на внутреннем рынке являются главной объективной причиной высокой энергоемкости валового внутреннего продукта России, главным тормозом энергоресурсосбережения. Именно из-за того что в России цена на электроэнергию в 2,9-7,2 раза ниже, чем в Европе, энергосберегающие технологии типа тепловые насосы, тепловые аккумуляторы, ветроэнергетика остаются экзотическими, не находят широкого практического применения, остаются неизвестными и невостребованными. Гораздо проще построить новую котельную, сжигать недорогой (на внутреннем рынке) природный газ ценой 128 долларов США за тысячу кубометров (против 400 на внешнем рынке), чем добиться устранения перекрестного субсидирования и формирования справедливо низкого уровня цены на тепловую энергию отработанного пара от турбин ТЭЦ!

Кроме трех вышеназванных объективных причин имеются и чисто субъективные причины. Самая главная и важная причина – это сложившаяся десятилетиями система скрытого (технологического) и явного (социального) перекрестного субсидирования в энергетике. Перекрестное субсидирование – это перенос затрат с одного вида энергетического товара на другой. Существует более десяти видов перекрестного субсидирования: субсидирование конденсационной электрической энергии за счет комбинированной энергии, субсидирование мощности за счет энергии, субсидирование надежности за счет энергии, субсидирование электрической энергии за счет тепловой энергии, субсидирование долгосрочного резерва за счет энергии, субсидирование новых потребителей за счет старых потребителей и т. д.

Коренные причины перекрестного субсидирования уходят в далекие 1950-е годы. Главная движущая сила скрытого перекрестного субсидирования топливом в 1950-1990-х годах – политический заказ страны с целью показать, что «…мы впереди планеты всей». Ошибочность и недостатки существующих методов государственной отчетности об экономической эффективности производства тепловой и электрической энергии на ТЭЦ можно увидеть из анализа форм статистической отчетности, проводимой формой ОРГРЭС по форме 6-ТП. Пытливый аналитик может увидеть, что производство тепловой энергии на блоках 240 ата обходится с удельным расходом топлива 131,8 кг.у.т/Гкал. Много это или мало, можно оценить, сравнивая с теоретическим эквивалентом расхода топлива при КПД = 100%, который составляет 142,8 кг.у.т/Гкал. Удивительная государственная отчетность показывает, что тепловая энергия на ТЭЦ производится с КПД 108,4%. Необъяснимые загадки души русской! Иметь КПД больше 100% и быть самыми энергозатратными!

Перекрестное субсидирование – это как «раковая опухоль» российской теплоэнергетики и всего нашего общества. Ложные ценности, ложные цели, не отвечающие технологии неразрывного производства и потребления энергии, вот уже в течение шестидесяти лет ведут энергосберегающую политику России в тупик!

На первый взгляд, строительство мини-ТЭЦ, строительство квартальных котельных, работающих на газе, кажется отличным альтернативным технологическим направлением в борьбе с естественными монополистами. Однако только квалифицированный инженерный анализ, выполненный на основе первоисточников – энергетических характеристик технологического оборудования, показывает реальную картину по степени экономичности и целесообразности применения мини-ТЭЦ в регионе, городе. Для квалифицированного ответа на вопрос, стоит или не стоит строить мини-ТЭЦ в регионе, рассмотрим некоторые непривычные для неспециалистов национальные показатели оценки качества энергосберегающей политики России.



Показатели энергоэффективности

Всего три национальных показателя энергоресурсосбережения страны способны перевернуть с головы на ноги всю энерго­сберегающую политику России, способны восстановить логический смысл, создать здоровый инвестиционный климат.

Первый – самый сильный и самый наглядный национальный показатель энергосбережения: это качество энергоемкости потребляемой (производимой) тепловой и электрической энергии.

Второй наглядный и легко оцениваемый национальный показатель энергоэффективности – удельная выработка (потребление) электроэнергии на базе теплового потребления W (МВт/Гкал) города, региона, страны.

Наконец, третий национальный показатель энергоэффективности – коэффициент полезного использования топлива КПИТ (%) при выработке (потреблении) тепловой и электрической энергии.



Первый национальный показатель энергоэффективности – «качество энергоемкости энергии»

Для анализа качества энергоемкости энергии необходимо перейти от анализа удельных расходов топлива на электроэнергию и тепловую энергию на анализ эффективности по относительным показателям потребности топлива на единицу производимой энергии. Численно относительный показатель энергоемкости энергии – это величина, обратно пропорциональная КПД производства энергии. Энергоемкость производимой энергии – это показатель, который наглядно показывает: сколько единиц первичной энергии в виде топлива для ТЭЦ и ГРЭС, в виде воды для гидроэлектростанции ГЭС и в виде тепла от атомного реактора АЭС необходимо затратить для того, чтобы получить одну единицу товарной продукции – тепловой или электрической энергии при подключении потребителя.



На рис. 1 приведена универсальная система классификации качества энергоемкости производимой тепловой и электрической энергии на ГРЭС, АЭС, ТЭЦ, ПГУ, ГЭС, котельных, тепловых насосов. Из графика наглядно видно, какие источники энергии являются высокозатратными по потреблению энергии первичного источника и требуют отвода сбросного тепла в окружающую среду, а какие источники, наоборот, обеспечивают потребителя качественной товарной продукцией – теплом с потреблением сбросного тепла окружающей среды или сбросного тепла промышленного производства.

Самым неэффективным и высокозатратным видом энергии является электрическая энергия, произведенная по конденсационному режиму работы на ТЭЦ, ГРЭС и мини-ТЭЦ с «низкими» параметрами пара. Так, для производства 100 процентов электроэнергии по классу «G» необходимо затратить энергии первичного топлива на 330 процентов. Потеря энергии в окружающую среду при этом составляет 330% – 100% = 230%. В связи с низким качеством энергоемкости спрос на этот вид энергии является остропиковым и, соответственно, цена этого товара – электроэнергии для пикового электрического отопления должна быть максимально дорогой, в десять-двадцать раз дороже, чем для базовых покупателей. Однако наши законодательные и регулирующие органы – ФСТ, РЭК такого рода дифференциацией тарифов в зависимости от качества энергоемкости электрической энергии пока не занимаются.

Самым эффективным с точки зрения снижения энергетической емкости видом товарной энергии является тепловая энергия от ТЭЦ, ГРЭС, ПГУ, мини-ТЭЦ от оборотных систем охлаждения с температурой не выше 40° С. Так, для тепловой энергии класса «A» затраты первичного топлива составляют не более 7 процентов и связаны они только с необходимостью дальнего транспорта тепловой энергии. Оставшиеся 100% – 7% = 93% энергии используются от сбросного тепла, направляемого в окружающую среду – в градирню или водоем. В связи с низкой энергоемкостью цена на этот вид энергетического товара класса «А1» с температурой 40° С должна быть самой минимальной (в 4-8 раз ниже, чем тепло класса «С1» от котельной) и тем самым обеспечить постоянный спрос. Но предложение этого вида энергетического товара непостоянно и зависит от сезона, энергетического баланса тепловой и электрической энергии у производителя! По мере роста потребностей энергетического товара класса «А2» с температурой до 80° С и далее, класса «В1» с температурой до 140° С предложение товара класса «А1» исчезает. Цена товара класса «А2» и «В1» при этом безусловно поднимется, но все равно должна быть ниже цены тепловой энергии класса «С1» в два-четыре раза.

Электроэнергия это очень дорогой энергетический продукт, и продавать электроэнергию по низким ценам, за счет тепловых потребителей, это преступление перед энергосбережением! Заниженная цена электроэнергии для отопления электричеством поселков и городов с целью обеспечения социального спокойствия общества является ярчайшим примером энергорасточительной политики регулирующих органов, приводящей к десяти-двадцатикратному перекрестному субсидированию.

Из графика на рис. 1 наглядно видно, что производство электрической энергии на мини-ТЭЦ относится к довольно высокому классу производства энергии «С2» с затратами первичного топлива 128 процентов. Кажется, что это однозначный ответ высокой эффективности использования газа в энергетике. Однако делать однозначные выводы по эффективности котельных и мини-ТЭЦ недостаточно! Нужны еще дополнительные показатели энергоэффективности предприятия, города, региона!



Второй национальный показатель энергосбережения – «удельная выработка электроэнергии на базе теплового потребления»

Удельная выработка электроэнергии на базе теплового потребления – это хотя и известный показатель в электроэнергетике, однако роль этого наглядного и высокоэффективного показателя, способного восстановить логический смысл в экономике энергетики России, до настоящего времени совершенно необоснованно занижалась.

Имея коэффициент полезного использования топлива ТЭЦ, равный 80 процентам, мы видим, что сжигание газа в мини-ТЭЦ низкого давления, с удельной выработкой электроэнергии на базе теплового потребления на уровне W=0,05÷0,15 МВт/Гкал обеспечивает экономию первичного топлива на уровне от 3 процентов до +8 процентов против раздельного расхода топлива на ГРЭС и котельной. То есть экономии топлива против раздельного способа практически нет! Особенно это актуально в применении к газотурбинным установкам, работающим: а) на низком давлении газа без компрессоров- «дожимников» (6-13 ата) и б) при частичной нагрузке, ниже 75-80 процентов от номинальной электрической нагрузки. Однако, говоря о преимуществах мини-ТЭЦ, надо учитывать, что они находятся в центре тепловых и электрических нагрузок. Как правило, существует готовая инфраструктура в месте строительства: водоснабжение, тепловые и электрические сети.

Другое дело, когда повышаются параметры паросилового цикла или газового цикла ТЭЦ. Так, с ростом параметров пара до 90-240 ата эффективность использования топлива поднимается на 15-38 процентов против раздельного производства! Экономия ощутима! Но особенно наглядно видна экономия первичного топлива при переходе на парогазовые установки ПГУ высокого давления с котлами- утилизаторами 130 ата. Не случайно специалисты компании Mitsubishi при строительстве парогазовой установки ПГУ-410 на Краснодарской ТЭЦ трепетно относятся к гарантиям поставки газа на ГТУ с давлением до 55 ата. Удельная выработка электроэнергии при этом достигает уникально высокого значения – до 1,75-1,85 МВт/Гкал. Цена вопроса очень велика! Рост эффективности использования топлива при этом достигает 62-65 процентов против раздельного способа производства на существующих ГРЭС и ТЭЦ.



Как обеспечить работу с максимальным значением удельной выработки электроэнергии на базе теплового потребления?

Прежде всего, следует переходить на новые принципы формирования энергетической политики России, а именно стимулировать низкотемпературное отопление потребителей и производство от теплофикационных турбин, как это делается, к примеру, в Дании. Для этого необходимо:

• отказаться от качественного регулирования температурой отпуска тепла и перейти на количественное регулирование отпуска тепла путем увеличения расхода сетевой воды;

• отказаться от температурного графика 150/70° С, с заменой на график 110/30 для «ближнего» транспорта. Работать с как можно более низкими температурами сетевой воды от турбин;

• повсеместно переводить схемы теплоснабжения на двухступенчатый нагрев сетевой воды:

• первая ступень – «зеленая» энергоэффективная базовая и полубазовая энергия, от теплофикационных отборов турбин, с энергоемкостью класса «А2» 35 процентов с температурой до 80° С, с экономией первичного топлива 100% – 35% = 65%.

• вторая ступень – «пиковая» от квартальных теплонасосных станций (КТНС) с энергоемкостью «В2» 65 процентов, с экономией первичного топлива 100% – 65% = 35%, с догревом сетевой воды по количественному графику не более чем до 95° С от абсорбционных тепловых насосов, расположенных в центре тепловых нагрузок города, со снижением температуры обратной сетевой воды до 30° С с возможной схемой сезонной аккумуляции тепла в грунте и т. д.

Да, это кажется дорогим мероприятием, означает вероятное увеличение сечения магистральных сетевых трубопроводов в два раза; кроме того, на каждой батарее, в каждой комнате необходимо будет поставить высокоэкономичный регулятор типа «Danfoss», применять высокоэкономичные качественные циркуляционные насосы типа «Willo», применять грунтовые тепловые насосы «Wiessman» и т. д. Но везде и всегда надо думать, анализировать, а не выдавать мгновенный «правильный» ответ. Нужен конкретный анализ энергетического баланса, гидравлики тепловой схемы, топография тепловых потребителей. Первоначальные разовые затраты капитального строительства видно относительно легко, а вот эксплуатационные ежегодные издержки и ежегодную экономию топлива в 65-35 процентов от годового расхода котельных не видит практически никто! Именно полное игнорирование «принципа неразрывности» производства и потребления тепловой и электрической энергии, именно перекрестное субсидирование в энергетике напрочь «отравили» сознание современных менеджеров, регуляторов и собственников энергетики!



Отличным инструментом анализа, позволяющим квалифицированно ставить задачи по энергоресурсосбережению, является график на рис. 2 «Максимально возможная удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении в зависимости от параметров острого пара и температуры сетевой воды от турбин». График наглядно и однозначно показывает высокую эффективность применения высоких параметров острого пара и одновременного низкотемпературного отпуска тепла потребителям! Он позволяет оценивать такие показатели, которые раньше невозможно было оценить. Например, ущерб от работы теплоэнергетических систем по байпасным (обводным) схемам с нагревом сетевой воды в теплообменниках до относительно высоких температур, допустим 140° С, с последующим перемешиванием и разбавлением против схемы с низкотемпературным нагревом до 80° С (см. статью Александра Богданова «Температура обратной сетевой воды – показатель здоровья теплоэнергетики города»; «Тепловая энергетика», № 4 (07)).

Из графика следует, что удельная выработка электроэнергии на ТЭЦ может меняться от 0,3 МВт/Гкал до 0,75 МВт/Гкал. И если для работы котельных нет никакой разницы в температуре сетевой воды, затраты энергоемкости составляют 116 процентов, то отпуск тепла от ТЭЦ с температурой 140° С происходит с затратами энергоемкости 53 процента, а при температуре 80° С – с затратами 35 процентов! И эти «чудеса экономии» происходят именно потому, что чем выше температура острого и ниже температура отработанного пара, тем выше выработка электрической энергии на базе теплового потребления. Как только суть комбинированного производства электроэнергии и тепла на ТЭЦ будет оценена регулирующими органами и отражена в статистической отчетности, то от потребителей низкотемпературного тепла отработанного пара и даже летом не будет отбоя! График на­ рис. 1 и график максимальной выработки электроэнергии на тепловом потреблении должны быть настольными графиками каждого эффективного собственника генерирующих мощностей. Какая выработка электроэнергии была в 2000-2009 годах? Какие мероприятия дают рост выработки электроэнергии на тепловом потреблении?

С какой температурой работали паровые турбины и потребители тепла? С помощью этих графиков практически любое маркетинговое решение по сбыту и техническое решение по производству легко и однозначно оцениваются и имеют четкую количественную оценку эффективности по топливу!



Третий национальный показатель энергосбережения – «коэффициент полезного использования топлива (КПИТ) ТЭЦ, города, региона»

В отличие от энергетики теплых стран, российская энергетика имеет уникальную возможность использовать нашу национальность особенность – холод – себе во благо. Именно холодный климат обеспечивает надежное потребление низкопотенциальной, бросовой энергии, полученной при производстве тепловой и электрической энергии по комбинированному способу производства.

Учитывая, что «…удельные расходы топлива на ТЭЦ не являются объективными показателями совершенства ТЭЦ, более того, их применение для формирования тарифов тормозит развитие теплофикации городов и приводит к перерасходу топлива» (д. т. н. А. И. Андрющенко// «Теплоэнергетика», август 2004 года), и то, что существующая статистическая отчетность «врет безбожно», постараемся определить эффективность различных технологий переработки топлива в энергию с помощью показателей, исключающих перекрестное субсидирование, а именно: а) КПИТ и б) удельной выработки электроэнергии W на базе теплового потребления.



Эффективность применения показателей

Чтобы наглядно почувствовать эффективность применения этих показателей, введем дополнительное технико-экономическое понятие – процессинг топлива. Процессинг топлива – это анализ маржинальной и операционной прибыльности денежных затрат, вложенных в переработку топлива с применением коэффициента полезного использования топлива (КПИТ) и удельной выработки электроэнергии на базе теплового потребления, позволяющей выявить объемы прибыли и объемы убытков для трех различных видов энергии.

А) Комплиментарная (комбинированная) энергия – это энергия, производимая турбо­агрегатом в чисто теплофикационном режиме работы, без сброса тепла в окружающую среду. Определяющим признаком комплиментарной энергии является максимально высокая экономичность ее производства, составляющая до 78-84 процентов практически для всех способов комбинированного производства энергии на ТЭЦ. Доля производства электроэнергии однозначно определяется удельной выработкой электроэнергии на тепловом потреблении –W (МВт/Гкал). Чем выше доля электроэнергии в комплиментарной энергии, тем больше высокоэкономичной электроэнергии поставляется на конкурентный рынок. Внедрение в практику технико-экономических расчетов комплиментарной энергии как самостоятельного, легко и однозначно нормируемого вида энергетического товара с использованием существующей нормативной базы по теплофикационным турбинам позволяет в принципе выявить и устранить объемы скрытого перекрестного субсидирования в теплоэнергетике. (См. статью А. Богданова «Техническая, экономическая эффективность мини-ТЭЦ», «ЭПР» № 11 (223).

Б) Раздельная (конденсационная) электрическая энергия, произведенная со сбросом тепла в окружающую среду. Основной характеристикой раздельной (конденсационной) электроэнергии является невысокий коэффициент полезного использования топлива (КПИТ) при производстве электроэнергии. Для ТЭС среднего и высокого класса КПИТ не выше 37-38 процентов. Для самых современных ГРЭС на сверхкритических параметрах пара КПИТ не превышает значения выше 41-43 процентов.

Именно при производстве конденсационной энергии основная часть топлива на уровне 60 процентов в виде безвозвратных потерь выбрасывается в окружающую среду.

С) Раздельная тепловая энергия – это энергия, не участвующая в производстве электроэнергии: тепло, полученное от непосредственного сжигания топлива в паровых и водогрейных котлах. Несмотря на достаточно высокий коэффициент полезного использования топлива, составляющий 78-84 процента, именно сжигание топлива в котлах без производства электроэнергии в российском климате является источником нерациональных потерь высокого качества топлива. Имея высокий потенциал топлива для производства высококачественной электроэнергии, именно в котельных установках России, предназначенных только для низкотемпературного отопления, без выработки электроэнергии, бездарно теряется высокий потенциал, составляющий 75-80 процентов от сожженного топлива в котельных!

Рассмотрены три важнейших качественных показателя, которые должны иметь статус целевых национальных показателей и определять развитие энергетики России.

В отличие от необъективных нормативных показателей сегодняшней энергетики, применение этих качественных показателей позволяет достоверно осуществлять экономический анализ, нормирование энергосберегающих мероприятий.

Незнание и неприменение регуляторами, экономистами и менеджерами главнейшего свойства энергии – неразрывности производства и потребления привели к глубочайшей системе перекрестного субсидирования одних потребителей за счет других (до десяти видов субсидирования для тридцати девяти видов энергетических товаров и услуг).

Именно потребление, а не производство определяет возможность и необходимость применения топливосберегающих технологий, таких, как ТЭЦ, тепловые насосы, тепловые аккумуляторы.

Коренное решение проблемы:

• полный отказ от существующего «метода ОРГРЭС», а также вновь лоббируемого Минэнерго «метода альтернативной котельной», который базируется на «физическом методе» и узаконивает скрытое и явное перекрестное субсидирование топливом;

• калькуляция тридцати девяти видов энергетических товаров и услуг;

• создание рынка трех видов энергетического товара:

• комплиментарной (комбинированной) энергии, получаемой по теплофикационному циклу, без сброса тепла в окружающую среду, с КПД 75-83 процента;

• раздельной электрической энергии, получаемой от ГРЭС и ТЭЦ по конденсационному циклу, со сбросом тепла в окружающую среду, с КПД до 40 процентов;

• раздельной тепловой энергии, получаемой от котельных, с КПД 78-85 процентов.

Электроэнергетика, АЭС, Ветроэнергетика, ГРЭС , Котельная, Мини-тэц , Минэнерго, Мощность, Сети , Теплоснабжение, Топливо, Турбины, ТЭС , ТЭЦ, Электричество , Электроэнергия , Энергия , Энергосбережение, Кабельная арматура, Провод, Тепловая энергетика, Электрические сети, Электростанция, СРО

Похожие Свежие Популярные