Реферат: Список используемых сокращений

Сокращение потребления природного газа и перспективы электроэнергетики: «атомный» и «парогазовый» сценарии


И.В. Бабанин, В.А. Чупров
Список используемых сокращений

АЭС – атомная электростанция;

ТЭС – тепловая электростанция (без разделения на ТЭЦ и КЭС);

ТЭЦ – теплоэлектроцентраль, вырабатывающая тепловую и электрическую энергию;

КЭС – конденсационная электростанция, вырабатывающая только электрическую энергию;

КПД – коэффициент полезного действия, определяемый как частное от произведенной энергии (выполненной полезной работы) к теплоте израсходованного топлива;

КПДэ – электрический коэффициент полезного действия, определяемый как частное от произведенной электроэнергии к теплоте израсходованного топлива;

КИТ – коэффициент использования топлива, определяемый как частное от суммы произведенных тепловой и электрической энергии к теплоте израсходованного топлива;

РАО «ЕЭС России» – Российское акционерное общество «Единые энергосистемы России»;

ПГУ – парогазовая установка;

ГТЭ – газотурбинная энергетическая установка;

ПГУ-ТЭС – теплоэлектростанция, оборудованная парогазовыми установками;

ПГУ-ТЭЦ – теплоэлектроцентраль, оборудованная парогазовыми установками;

КИУМ – коэффициент использования установленной мощности, определяемый как отношение фактической выработки электроэнергии к возможной выработке электроэнергии при работе оборудования в номинальном режиме в течение года.


Введение


Природный газ в России является одним из самых востребованных продуктов экспорта. При этом только около 25% добываемого газа продается в Европу по рыночным ценам. Остальная часть либо продается по заниженным тарифам на внутреннем рынке, либо теряется. Поэтому руководство страны пытается сократить потребление газа внутри России, чтобы больше продать за рубеж. Энергетика - крупнейший внутренний потребитель природного газа, и поэтому экономить газ в первую очередь планируется именно в ней.


В качестве экономии предлагается заменить тепловые электростанции на природном газе атомной энергетикой. Для этого, согласно планам правительства, придется построить приблизительно 30 новых реакторов к 2020 г., чтобы довести долю атомной энергетики в электрическом балансе до 25%.


При этом вариант замещения газовой энергетики на атомную обычно преподносят как единственно возможный. Между тем одной из реальных альтернатив является повышение эффективности использования газа в самой теплоэнергетике.


Цель данного доклада - сравнить два возможных пути снижения потребления природного газа в энергетике: «атомный» (за счет строительства атомных энергоблоков) и «парогазовый» (за счет модернизации действующих ТЭС, использующих природный газ). Кроме того, в работе рассматриваются альтернативные энергетические сценарии без атомной энергетики.

1. Современное состояние и перспективы развития теплоэлектростанций


1.1. Основные показатели современного состояния ТЭС


Установленная мощность ТЭС по России – 148,4 млн. кВт, из которых около 50% составляют теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) и около 50% - конденсационные электростанции (КЭС) [3].


Установленная мощность ТЭС в РАО «ЕЭС России» на 2004 г. - 121,4 млн. кВт.1 Производство электроэнергии на ТЭС РАО «ЕЭС России» - 521,4 млрд. кВт-ч. На РАО «ЕЭС России» было также выработано 465,8 млн. Гкал тепловой энергии, что эквивалентно 541,7 млрд. кВт-ч тепловой энергии.


В таблице 1 приводятся показатели топливопотребления по видам использованного топлива.


Таблица 1. Потребление топлива по РАО «ЕЭС России» по видам в 2004 г.

Вид топлива

Доля вида топлива по [2]

Расход топлива по [2] тыс. т (млн. куб. м для газа)

потребление угля

25,6%

101 200

потребление мазута

3,1%

5 258

потребление газа

70,6%

139 686

Другие виды топлива

0,7%





^ 1.2. Эффективность ТЭС


Существующая эффективность конденсационных электростанций составляет 36,8%, а средний КПДэ по КЭС и ТЭЦ холдинга - 29,45%.2




Для сравнения различных энергетических сценариев необходимо иметь данные о КПД мощностей, производящих электроэнергию.


Полезной продукцией теплоэнергетики являются электроэнергия и тепло, вырабатываемые на ТЭЦ, КЭС и пиковых котельных.


Мощности КЭС предназначены только для выработки электроэнергии со сбросом в конденсаторы-охладители отработанного пара, содержащего около 50% первоначально подведенной энергии. Электрический коэффициент полезного действия (КПДэ) таких станций сравнительно высок, однако обычно не превышает для имеющихся мощностей (КЭС) 40%.


Мощности ТЭЦ работают в «теплофикационном режиме», при котором нагреваемый пар используется последовательно в турбине для выработки электроэнергии, а остаточная энергия пара подается потребителям тепла. Теплофикационный отбор пара приводит к снижению электрического коэффициента полезного действия (КПДэ) по сравнению с работой ТЭЦ в «конденсационном» режиме, при котором пар срабатывается в турбине полностью, но в дальнейшем сбрасывается в окружающую среду. В то же время общая эффективность использования топлива в теплофикационном режиме возрастает, поскольку отработанный пар, содержащий еще более половины энергии, почти полностью утилизируется. Эффективность использования топлива на ТЭЦ определяют коэффициентом использования топлива (КИТ), который может достигать 85% и выше. В отсутствие потребителей тепла, например, в летние месяцы, ТЭЦ может работать в конденсационном режиме, как и КЭС с аналогичным КПДэ.


Пиковые котельные вырабатывают только тепло.


По РАО «ЕЭС России» основная часть тепловой энергии и более половины электроэнергии вырабатывается на ТЭЦ. Небольшая часть тепловой энергии вырабатывается в пиковых котельных, включаемых лишь в сильные морозы, при недостатке тепловой мощности, отбираемой с турбин. Доля топлива, расходуемого в таких котельных, может быть принята равной около 10% от его общего расхода по РАО «ЕЭС России», что соответствует данным [4].


В отчете РАО «ЕЭС России» за 2004 год [2] приводятся данные по удельному расходу топлива раздельно на выработку тепловой и электрической энергии. Такое разделение условно и вводится в основном для оценки себестоимости производства того и другого вида энергии. Существуют различные методики разделения топливозатрат между производством тепла и электроэнергии на ТЭЦ [5]. В дальнейших расчетах к расходу топлива на выработку тепловой энергии отнесено топливо, расходуемое в пиковых котельных, а также перерасход топлива, связанный со снижением КПДэ ТЭЦ, работающей в теплофикационном режиме, по сравнению с конденсационным режимом.


В таблице 2, по данным [2], рассчитывается первичная энергия, потребленная РАО «ЕЭС России» на выработку энергии в различных режимах, а также средние по холдингу КИТ и КПДэ. Для расчета данные, приведенные в [2] по электрической и тепловой энергии, сначала объединяются, а потом из них выделяются средние показатели КИТ и КПДэ с учетом принятой доли расхода топлива в пиковых котельных.


Таблица 2. Расчет основных показателей эффективности производства энергии на РАО «ЕЭС России»

^ Вид отпускаемой энергии

Полезный отпуск (2004 г.)

Удельный расход топлива

КПД (КИТ)

Потребление первичной энергии

Электрическая энергия

521,4 млрд. кВт ч

334,1 г у.т./кВт ч

36,8%

1418,2 млрд. кВт ч

Тепловая энергия

541,7 млрд. кВт ч

124,5 г у.т./кВт ч

98,7%

549,1 млрд. кВт ч

Суммарный отпуск энергии, суммарные энергозатраты и коэффициент использования топлива

1063,1 млрд. кВт ч

КИТ= 1063,1/ 1967,2 = 54%

1967,2 млрд. кВт ч

Потребление первичной энергии на выработку тепла в пиковых котельных (оценочная доля от общего потребления – 10%)

196,7 млрд. кВт ч

Потребление первичной энергии на выработку электроэнергии в конденсационном и теплофикационном режимах и средний электрический КПД

КПДэ= 521,4/1770,5 = 29,45%

1770,5 млрд. кВт ч


Из таблицы 2 видно, что средний по холдингу КИТ (54%) сравнительно низок из-за большой доли конденсационной выработки (если бы вся электроэнергия вырабатывалась в теплофикационном режиме, он бы достигал 70% и более [4]).

^ 1.3. Перспективы развития ТЭС


С учетом модернизации мощностей газовых теплоэлектростанций КПДэ по РАО «ЕЭС России» должен вырасти приблизительно в 2 раза с нынешних 29,45% до 47-58%.




Для оценки «парогазового» сценария необходимо иметь представление о том, насколько может быть повышена существующая эффективность.

Согласно рекомендуемым требованиям [3], замещающее оборудование ТЭС на угле должно иметь КПДэ 42-46% в конденсационном режиме, а ТЭС на природном газе – 52-58% в конденсационном режиме и 47% в теплофикационном. Такое резкое повышение КПДэ для ТЭС, использующих природный газ, объясняется возможностью применения парогазовой технологии (ПГУ-ТЭС), при которой газ сжигается в энергетической газотурбинной установке (ГТУ) с получением электроэнергии, а тепло выхлопных газов утилизируется путем нагрева пара, используемого в обычной паровой турбине. Тепло пара, отработанного в паровой турбине, может быть использовано для нужд теплоснабжения, как и на обычной ТЭЦ (см. выше).

В [3] предписано, что при строительстве новых ТЭС на газе можно использовать только парогазовые технологии.

В настоящее время в России существует не более десятка эксплуатирующихся и строящихся ПГУ–ТЭС, что не влияет существенно на средние показатели КПДэ и КИТ по РАО «ЕЭС России».

В таблице 3 приведены сведения о 6 таких станциях, по которым удалось получить сведения из открытых источников.


Таблица 3. Строящиеся и эксплуатирующиеся ПГУ-ТЭС в Российской Федерации

№ п/п

Наименование

Мощность, МВт

Агрегат

Электрический КПД нетто

Удельные капитальные вложения $/кВт

^ Стадия внедрения

Примечание

Источник

1

Северо-западная ТЭЦ блок № 1

450

ПГУ-450

50,5%




Эксплуа-тируется

Строится второй блок той же мощности

Собственные данные

2

Ивановская ГРЭС блок № 1

325

ПГУ-325 с ГТЭ-110

51%

396

Строительство начато 24/02/05

Строительство планируется завершить в марте 2007 г.

[7, 8]

3

Сочинская ТЭС

39










Запущена в декабре 2004 г.

 

[9]

4

Уфимская ТЭЦ-5

450

ПГУ-450 с ГТЭ - 160




633

Начало строительства по плану - сентябрь 2002

Завершение строительства 2007г

[10, 11]

5

Калининградская ТЭЦ-2

900

ПГУ-450 - 2 шт.

48,78%

438,6

Первый блок запущен 28 октября 2005 г.




[12, 13]

6

Тюменская ТЭЦ-1

220







515

Запущена 26 февраля 2004 г.

Срок строительства - 4 года

[14]



^ 2. Современное состояние и перспективы атомной энергетики с точки зрения возможности экономии природного газа

Замена природного газа ядерным топливом имеет экономически обоснованную альтернативу. Это повышение эффективности работы ТЭС на газе за счет применения передовых ПГУ-технологий. Внедрение этих технологий на треть снижает эффективность АЭС как способа экономии природного газа в энергетике.


Доля атомной энергетики в электрическом балансе составляет ^ 16-17% от общей выработки (в общем энергетическом балансе – 4,6%3). В Стратегии развития атомной энергетики России в первой половине XI века [1] приводится оценка объемов природного газа, сжигание которого предотвращается в связи с ежегодной выработкой 130 млрд. кВт-ч на АЭС вместо ТЭС. Эта величина оценивается в 39 млрд. куб. м ежегодно. Предложения по развитию мощностей АЭС и связанные с ними объемы экономии природного газа приведены в поз. 1 и 2 таблицы 4. В поз. 3 и 4. таблицы 4 приведен расчет КПДэ замещаемого оборудования ТЭС на природном газе, как он оценивается в [1].


Таблица 4. Эффективность замещаемого ТЭС на газовом топливе, в соответствии с оценкой Стратегии развития атомной энергетики [1]

Поз.

Показатель

Размерность

Источник или расчетная формула

2000

2020

2030

1.

Прогноз роста выработки электроэнергии на АЭС

млрд. кВт-ч/год

[1]

130

340

490

2.

Объем природного газа, замещаемого за счет выработки электроэнергии на АЭС

млрд. куб м/год

[1]

39

105

145

3.

Суммарная теплота сгорания природного газа, замещаемого за счет выработки электроэнергии на АЭС

млрд. кВт-ч/год

Поз. 2 х 9,943 кВт-ч/куб м


(удельная теплота сгорания газа взята для РАО «ЕЭС России», см. ниже).

387,7

1044,0

1441,7

4.

Оцениваемый в [1] КПДэ ТЭС на газовом топливе, замещаемых АЭС




Поз. 1 / поз. 3

33,5%

32,6%

34,0%


Из данных позиции 4 таблицы 4 следует, что в [1] прогнозы объемов замещения природного газа за счет АЭС до 2030 г. получены методом линейной экстраполяции данных прошлого века, и, следовательно, не учитывают развитие технологий по сжиганию природного газа, с которыми производится сравнение. Действительно, если КПДэ паротурбинных технологий образца 1930-80 гг., применяемых в настоящее время, составляет порядка 30%, то внедряемые технологии на основе ПГУ уже имеют КПДэ от 47% в теплофикационном до 58% в конденсационном режимах [3]. Очевидно, к 2030 г. рост эффективности установок, сжигающих природный газ в качестве топлива, продолжится. При проведении сравнения с ТЭС, имеющей КПДэ 47%, количество газа, замещаемое за счет АЭС, должно оцениваться не в 39 млрд.куб м (на 2000 г.), а 28 млрд.куб, т.е. почти на треть меньше.


^ 3. Стоимость «атомного» и «парогазового» сценариев экономии природного газа в пересчете на единицу объема сэкономленного природного газа




В настоящей работе сравниваются капитальные вложения «атомного» и «парогазового» сценариев в пересчете на единицу объема сэкономленного природного газа. Это связано с тем, что в основе энергетической стратегии страны, как мы можем видеть в последнее время, лежит не себестоимость производимой электроэнергии, а количество затрачиваемых энергоресурсов и количество получаемой энергии. Энергия (если посмотреть на тарифную политику государства) рассматривается не как объект рыночных отношений, а как базис социально-экономического развития страны. При такой парадигме на первое место теоретически должен выдвигаться вопрос максимальной экономии природного газа для его реализации на внешнем рынке и для обеспечения энергетической безопасности страны в долгосрочной перспективе (хотя на практике вопрос экономии энергоресурсов намного сложнее).


Вторая (техническая) причина, по которой капитальные затраты сравниваются в пересчете на единицу сэкономленного газа, связана с тем, что удельные капитальные вложения на единицу мощности для «парогазового» сценария значительно ниже, чем для «атомного» сценария. Но «парогазовый» сценарий не приводит к 100% замещению газа, хотя по абсолютному количеству газа, которое будет сэкономлено в результате модернизации ТЭС, «парогазовый» сценарий гораздо предпочтительнее. Поэтому для сравнения эффективности капитальных затрат берутся удельные капитальные затраты в пересчете на единицу объема (1 млрд. куб. м) сберегаемого природного газа, иными словами, выясняется, сколько будет стоить экономия 1 млрд. куб. м природного газа при «атомном» и «парогазовом» сценариях.


^ 3.1. Исходные данные




«Атомный» и «парогазовый» сценарии экономии природного газа имеют свои особенности. В исходных данных к расчету сделан ряд существенных допущений в пользу «атомного» сценария.


«Атомный» сценарий

«Парогазовый» сценарий

^ Возможности для выработки тепловой энергии в качестве побочного продукта


Как известно, АЭС не могут обеспечивать снабжение тепловой энергией.4 Таким образом, в данном случае АЭС могут использоваться только для замещения производства электроэнергии на КЭС. Поскольку КЭС в европейской части России потребляют 30 млрд.куб м3 газа [1], то и возможная максимальная экономия ограничена этими рамками.


Однако, в соответствии с [1], к 2020 году дополнительное замещение по сравнению с 2000 годом должно составить 105–39 = 66 млрд. м3, что означает, что АЭС начнут замещать выработку электроэнергии на ТЭЦ. Замещение электроэнергии, вырабатываемой ТЭЦ, на электроэнергию АЭС приводит к дополнительным расходам по снабжению тепловой энергией потребителей, ранее снабжавшихся от ТЭЦ. В настоящем исследовании вариант, при котором к строительству АЭС прилагается строительство котельных, не рассматривается, хотя понятно, что это делает атомный сценарий более дорогим и в любом случае предполагает сжигание газа или другого углеводородного сырья для получения тепловой энергии.


Для «атомного» сценария предполагается замещение КЭС.

На ТЭС, как традиционных, так и использующих передовые ПГУ–технологии, сбросное тепло может утилизироваться для нужд теплоснабжения (режим ТЭЦ). Особенно это относится к ТЭЦ, использующим природный газ, в связи с их сравнительной экологической безопасностью (по сравнению с ТЭС на угле) и возможностью расположения вблизи потребителей тепла.


Применение ПГУ–технологий на ТЭЦ приводит не к снижению, а к росту валового потребления топлива, так как необходимая электрическая мощность ТЭЦ определяется ее тепловой мощностью, которая должна оставаться неизменной (на ПГУ-ТЭС удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении значительно выше, чем для традиционных ТЭС). В то же время, суммарная мощность ТЭЦ и ее электрический КПД при применении ПГУ-технологий вырастут, что позволяет вывести из эксплуатации соответствующий объем мощности менее эффективных КЭС, в целом снизив потребление газа.


Таким образом, при рассмотрении «парогазового» варианта экономии природного газа целесообразно рассматривать вариант одновременного замещения мощностей традиционных ТЭЦ и КЭС на ТЭЦ, использующую ПГУ-технологии.

^ Электрические КПД (КПДэ) замещаемых и замещающих мощностей


На основе вышеизложенного для «атомного» сценария при рассмотрении эффективности замещаемых мощностей используется КПДэ КЭС в соответствии с данными из таблицы 1 (36,8%).


Для «парогазового сценария» КПДэ взят по таблице 1 как средневзвешенный по ТЭЦ и КЭС (29,45%), поскольку в этом варианте замещаются одновременно как КЭС, так и ТЭЦ. КПДэ замещающих ПГУ-ТЭЦ взят равным 50%, как осредненная величина по конденсационному и теплофикационному режиму по [3].

^ Доля газа, экономящегося по каждому из сценариев


Замещение выработки электроэнергии КЭС на электроэнергию АЭС позволяет полностью заместить природный газ ядерным топливом.



Применение ПГУ-технологий приводит к экономии природного газа за счет повышения эффективности его использования, но не исключает его полностью из выработки электроэнергии. Следовательно, методика расчетов объема газа, который может быть сэкономлен, должна быть особой: для «парогазового» сценария сэкономленным считается объем газа, рассчитываемый из разницы КПДэ существующих ТЭС и перспективных ПГУ-ТЭС.


Капитальные затраты «атомного» и «парогазового» сценариев


При сравнительном расчете затрат на каждый из вариантов экономии природного газа в расчетах учтены только прямые капитальные вложения в строительство замещающих мощностей без эксплуатационных затрат.

Для АЭС величина удельных капитальных вложений принята равной $1230 на 1 кВт установленной мощности (по [15] при курсе 30 руб. за 1 доллар США).

Для ТЭЦ с ПГУ - $515 на 1 кВт установленной мощности (по [14], также по курсу 30 руб. за 1 доллар США, см. также табл. 3).


^ Оценка прочих затрат по «атомному» сценарию

«Атомный» сценарий замещения природного газа содержит ряд дополнительных затрат, возникающих на этапе его реализации и отсутствующих в «парогазовом» сценарии:

затраты на обращение с ядерным топливом, которым фактически будет замещаться природный газ;

расходы на вывод атомных энергоблоков из эксплуатации после выработки его ресурса, составляющие $260 – 350 на 1 кВт установленной мощности [16], или 21-28% прямых капитальных вложений в строительство. Для «парогазового» варианта эти затраты практически отсутствуют;

удельные капитальные вложения для «атомного» сценария приняты по проектным данным. Практика показывает, что фактические затраты обычно значительно превышают расчетные показатели. Особенно это касается проектов строительства атомных энергоблоков.




Затраты, перечисленные для «атомного» сценария, практически отсутствуют для «парогразового»:

топливная составляющая расходов для этого сценария отсутствует, поскольку газ не замещается другим видом топлива, а полностью экономится за счет повышения эффективности установки. Иными словами, тот же объем электроэнергии, что и раньше, будет вырабатываться на ПГУ-ТЭЦ с меньшими затратами топлива. Разность между современными топливозатратами и топливозатратами на ПГУ-ТЭЦ при том же объеме производства электроэнергии и является потенциалом экономии для этого сценария;

капитальные вложения на вывод ТЭС из эксплуатации практически отсутствуют;

удельные капитальные вложения для «парогазового» сценария приняты по фактическим вложениям в уже реализованные проекты.

^ Коэффициент использования установленной мощности (КИУМ)



Как в «атомном», так и в «парогазовом» сценариях КИУМ, для обеспечения возможности их сравнения, принят равным 75%, в соответствии с [1].

Фактический КИУМ для ТЭС обычно ниже, чем для АЭС, однако это связано именно с технологическими ограничениями АЭС. АЭС по своим технологическим особенностям могут работать только в глубоком базовом режиме. В этих условиях на ТЭС ложится необходимость покрытия переменной части графика нагрузок. Отказ от АЭС привел бы к повышению среднего КИУМ для ТЭС.

^ Удельная теплота сгорания природного газа


Эта величина определяется по усредненным данным по РАО «ЕЭС России». В соответствии с данными таблиц 1 и 2, расход природного газа составляет 139,686 млрд. куб. м, что соответствует 70,6% от общего потребления первичной энергии, равной 1967,2 млрд. кВт-ч. Следовательно, удельная теплота сгорания составляет:


1967,2*0,706/139,686=9,943 кВт-ч/куб м.




«Атомный» и «парогазовый» сценарии замещения природного газа


С учетом приведенных исходных данных ниже приводятся укрупненные экономические расчеты для двух сценариев экономии природного газа.


«Атомный сценарий» экономии - за счет замены конденсационных электростанций (КЭС), использующей природный газ, на атомные станции.




«Парогазовый сценарий» экономии - за счет одновременного замещения КЭС и ТЭЦ парогазовыми теплоэлектроцентралями (ПГУ-ТЭЦ), возводимыми вместо замещаемых ТЭЦ с сохранением тепловой мощности.


Все расчеты приведены к 1 млрд. куб.м замещаемого (сэкономленного) природного газа.

Сценарии учитывают изложенные выше условия и особенности.


Расчет технико-экономических показателей «атомного сценария» замещения природного газа приводится в таблице 5, а показателей «парогазового сценария» - в таблице 6.

Таблица 5. Расчет «атомного сценария» замещения природного газа

Поз.

Параметр

Размерность

Источник или расчетная формула

Результат

1

Экономия природного газа

куб м/год

Задано

1000000000

2

Удельная теплота сгорания

кВт-ч/ куб м

Расчет в разд. 3.1

9,943

3

Первичная энергия замещаемого газа

кВт-ч

Поз.1 х поз. 2

9943000000

4

КПДэ замещаемой КЭС




По таблице 2

36,8%

5

Выработка электроэнергии на замещаемом газе

КВт-ч/год

Поз. 3 х поз. 4

3659024000

6

КИУМ




По [1] к 2020 г.

75%

7

Мощность замещающей АЭС

кВт

Поз.5/365х24хПоз.6/100%

556929

8

Капитальные затраты для АЭС

$/кВт

По [1, 15]

1230

9

Итого капитальных затрат

$

Поз.7 х поз. 8

685022758



Таблица 6. Расчет «парогазового сценария» замещения природного газа

Поз.

Параметр

размерность

Источник или расчетная формула

Величина

1

Экономия природного газа

куб м

Задано

1000000000

2

Удельная теплота сгорания

кВт-ч/куб м

Расчет в разд. 3.1

9,943

3

Первичная энергия экономящегося газа

кВт-ч

Поз.1 х поз.2

9 943 000 000

4

Средневзвешенный КПДэ замещаемых КЭС и ТЭЦ




По таблице 2

29,45%

5

Выработка электроэнергии на замещаемом газе при КПД 29,45%

кВт-ч

Поз. 3 х поз. 4

2 928 213 500

6

КПДэ замещающих ТЭЦ с ПГУ




По [3], умеренная оценка

50%

7

Прирост КПДэ, за счет которого достигается экономия




Поз.6 - поз.4

20,55%

8

Суммарные затраты топлива на замещающем оборудовании

кВт-ч

Поз.5х100 / поз.7

14 249 214 112

9

Выработка электроэнергии на замещающем оборудовании

кВт-ч

Поз. 8 х поз.6/100%

7 124 607 056


10

КИУМ

%

По [1] к 2020г.

75%

11

Мощность замещающей ПГУ - ТЭЦ

кВт

Поз.9/поз.10/365/24

1 084 415

12

Удельные капвложения в ПГУ - ТЭЦ

$/кВт

По таблице 3 фактические затраты для Тюменской ТЭЦ-1

515

13

Капитальные затраты на ПГУ - ТЭЦ

$

Поз.11х поз.12

558473765

3.3. Сравнение сценариев




Сравнительный анализ результатов расчетов позволяет сделать вывод, что капитальные затраты на реализацию «атомного» сценария замещения единицы природного газа приблизительно на 23% выше таковых для «парогазового».


В таблице 7 и графике 1 сведены показатели для «атомного» и «парогазового» сценариев экономии природного газа. Ежегодную экономию 1 млрд. м3 природного газа дают атомные мощности объемом 557 МВт или «парогазовые» ТЭС мощностью 1084 МВт. Тем не менее, с учетом того, что удельная стоимость строительства атомных энергоблоков значительно выше, экономия единицы объема природного газа обходится при «атомном» сценарии на 23% дороже, чем при «парогазовом» сценарии.

В расчете не учитывается масса расходов «атомного» сценария: затраты на вывод из атомных энергоблоков из эксплуатации, затраты на обращение с замещающим ядерным топливом, дополнительные расходы, обычно возникающие в процессе капитального строительства АЭС. Учет только отложенных расходов на вывод АЭС из эксплуатации делает «атомный» вариант приблизительно на 50-60% более затратным по сравнению с «парогазовым».


Таблица 7. Основные технико–экономические показатели «атомного» и «парогазового» сценариев экономии природного газа в пересчете на 1 млрд. куб. м. сэкономленного газа.

Сценарий


Показатель

«Атомный» сценарий

«Парогазовый» сценарий

Объем сэкономленного газа куб м/год

1 млрд..

1 млрд.

КПД замещаемых ТЭС

36,8%

29,45%

КИУМ

75%

75%

Суммарная мощность замещающего оборудования, необходимая для экономии 1 млрд.куб. м природного газа в год, МВт

557

1084

Удельные капитальные вложения, дол. США/кВт установленной мощности

1230

515

Капитальные вложения, млн. долл. США

685

558




^ Выбор оптимального сценария с точки зрения экономии природного газа




При выборе пути снижения расхода природного газа в электроэнергетике должен в первую очередь быть реализован «парогазовый» вариант. Он заключается в реконструкции существующих ТЭЦ, использующих природный газ, с повышением их мощности за счет применения ПГУ-технологий при сохранении неизменной тепловой мощности. При этом сценарии выводятся из эксплуатации или переводятся в резерв КЭС на природном газе соответствующей электрической мощности.5


Сравнение удельных затрат на экономию единицы объема природного газа приведено на графике 1.


График 1. Сравнение удельных затрат различных сценариев в пересчете на единицу установленной мощности и единицу сэкономленного газа




Потенциальные возможности экономии природного газа должны осуществляться в первую очередь за счет исключения его сжигания на КЭС. В [1] говорится, что в европейской части России на КЭС сжигается 30 млрд.куб м газа в год. В то же время повсеместное внедрение ПГУ на электростанциях РАО «ЕЭС России», работающих на природном газе, могло бы снизить газопотребление в европейской части России на 27-29 млрд. куб м, а в целом по стране - на 42 млрд. куб м при том же объеме производства электроэнергии [17, 18]. (Напомним, что объем замещаемого газа атомной энергетикой при разных оценках КПДэ 28-39 млрд. куб. м на 2000 г.) Таким образом, весь потенциал экономии газа на КЭС может быть реализован за счет внедрения ПГУ-ТЭЦ, преимущества которого над «атомным» сценарием обозначены выше.


Если сравнить удельные капитальные вложения в экономию природного газа с размером инвестиций (обустройство месторождений) в добычу такого же количества газа (извлекаемые запасы) на примере разработки Штокмановского месторождения, то реализация «парогазового» сценария будет сравнима или даже дешевле добычи газа, см. график 2. Соответственно, «атомный» сценарий среди рассматриваемых вариантов оказывается самым дорогим.





4. Выбор оптимального сценария экономии природного газа с учетом роста энергопотребления


4.1. Обеспечение дополнительных генерирующих мощностей


В сложившейся ситуации, связанной с высокой степенью износа генерирующих мощностей, дефицитом инвестиционных средств и необходимостью как можно быстрее начать экономию природного газа, «парогазовый» сценарий замещения устаревших ТЭЦ и КЭС на ПГУ-ТЭЦ предпочтителен с точки зрения обеспечения дополнительных генерирующих мощностей. При одних и тех же инвестициях «парогазовый» сценарий позволяет в более короткие сроки обеспечить не только больший объем экономии природного газа, но и ввод в 2 раза больших объемов новых генерирующих мощностей. «Атомный» сценарий долог в исполнении и стимулирует неэффективное использование природного газа.


В связи с износом оборудования до 2020 г. потребуется ввод новых мощностей ТЭС от 121 млн. кВт по умеренному до 143 млн. кВт по максимальному варианту развития энергетики России. Иными словами, практически все существующее оборудование ТЭС должно быть обновлено. При отсутствии средств на такое обновление предполагается продление ресурса существующих ТЭС, однако, это приведет к дальнейшему снижению экономичности и надежности оборудования, износ которого уже к 2004 г. составил 57,3% [3].


Согласно [6], основная доля производства электроэнергии должна сохраниться за ТЭС (более 60%), и в первую очередь на газовом топливе (доля атомной энергетики в электробалансе страны увеличится с 16-17% до 19-22% к 2020 г.)


Из таблицы 7 видно, что при одних и тех же инвестициях «парогазовый» сценарий позволяет обеспечить не только больший объем экономии природного газа, но и ввод в 2 раза больших объемов новых генерирующих мощностей. Необходимо добавить, что этот сценарий по срокам осуществления гораздо короче, что позволит значительно экономить за счет скорейшего изъятия неэффективных ТЭЦ и КЭС. Срок строительства атомного энергоблока составляет 5 и более лет, а газовой ТЭС с ПГУ – 2-3 года. Немаловажно отметить также, что существующие строительные мощности позволяют вводить 1 реактор в три года. Ограничений такого характера в газовой энергетике нет, более того, существующие строительные мощности недозагружены.


При этом в «парогазовом» сценарии замене подвергаются как мощности КЭС, так и ТЭЦ, то есть гарантируется обеспечение потребителя теплом. Принятие же к реализации «атомного» варианта (без теплофикационной составляющей) ограничивает возможности для замены устаревших ТЭЦ на более эффективные. В результате при окончательной выработке ресурса эти ТЭЦ в связи с необходимостью сохранения тепловой нагрузки «снизу» и ограничением объема производства электроэнергии со стороны атомной энергетики должны будут заменяться на ТЭЦ, работающие по паротурбинной технологии с низким КПДэ, либо на котельные. С точки зрения экономии газа в масштабах страны это фактически дополнительные расходы «атомного» сценария, который стимулирует неэффективное использование природного газа (возврат к котельным).


4.2. Обеспечение дополнительных объемов электроэнергии




Модернизация ТЭС («парогазовый» сценарий и модернизация ТЭС на угле) в сочетании с развитием альтернативной энергетики и мерами по утилизации попутного газа и газа, теряемого при транспортировке, позволит воздержаться от строительства капиталоемких АЭС, а существующие начать выводить из эксплуатации. Это может быть достигнуто практически без роста потребления ископаемого топлива. Но это потребует изменений в Энергетической стратегии России.


Согласно Энергетической стратегии России на период до 2020 г. [6], производство электроэнергии в России в 2020 г. должно составить ^ 1215-1365 млрд. кВт-ч. Доля выработки на ТЭС при этом должна составить 791–882 млрд. кВт-ч, на ГЭС – 194–213 млрд. кВт-ч, на АЭС – 230–300 млрд. кВт-ч. Потребление топлива планируется увеличить на 13–20% по газу и 35–49% по углю к уровню 2005 г. [6]. В 2004 г. производство электроэнергии в Российской Федерации составило 930,7 млрд. кВтч, в т.ч. электростанциями РАО «ЕЭС России» - 651,9 млрд. кВт-ч [2].6 Следует отметить, что фактические данные за 2004 г. лежат в границах прогнозных значений Энергетической стратегии, поэтому прогнозы [6] в этой части можно считать достаточно достоверными.


К сожалению, Энергетическая стратегия предполагает только частичную модернизацию ТЭС на газе. Предполагается замена и модернизация тепловых станций за счет ввода ТЭС с ПГУ в объеме 31-37 ГВт. При том, что в структуре топливного баланса тепловых электростанций страны, имеющих общую установленную мощность около 150 ГВт, доля выработки электроэнергии на газе превышает 60 процентов! Иными словами, модернизации подлежит только треть мощностей, работающих на газе.


В таблице 8 представлена ориентировочная выработка электроэнергии электростанциями России при сохранении современных объемов потребления топлива, в случае обеспечения среднего КПДэ для всех ТЭС при работе на газовом топливе – 50% и на угольном топливе – 40%7 (то есть весь объем «сэкономленного» топлива направляется на выработку дополнительных объемов электроэнергии). Расход топлива и его распределение по видам энергоносителей взяты по таблицам 1 и 2. В расчетах предусмотрен 10% запас на расход топлива в пиковых котельных, а также сделано допущение, что ситуация в целом по России аналогична данным для РАО «ЕЭС России».


Таблица 8. Оценка потенциала производства электроэнергии на ТЭС России при современном уровне расхода топлива при повышении эффективности его использования.

^ Вид топлива

Доля вида топлива по [2]

Расход топлива в тепловом эквиваленте, млрд.кВтч

КПДэ

^ Выработка электроэнергии, млрд.кВтч

Газ

70,6%

1250,0

50,00%

625,0

Уголь

25,6%

453,2

40,00%

181,3

Мазут

3,1%

54,9

40,00%

2