Об этом в ходе конференции «Собственная энергетика в текущих условиях регулирования: задачи и перспективы» рассказал Павел Илюшин, руководитель Центра интеллектуальных электроэнергетических систем и распределенной энергетики Института энергетических исследований РАН.

Конференция была организована Ассоциацией малой энергетики в рамках международной специализированной выставки промышленного котельного, теплообменного и электрогенерирующего оборудования Heat & Power.

Энергоострова

Сорок гигаватт — значительный объем мощности. Это сопоставимо с приростом установленной мощности, который предусмотрен Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики до 2042 года (далее — Схема).

Так, по итогам реализации предложенных в Схеме проектов установленная мощность российских электростанций вырастет на 19% — с 253,5 до 302,13 ГВт, то есть на 48,6 ГВт. При этом общий объем ввода в эксплуатацию генерирующего оборудования до 2042 года составит более 91 ГВт. Значительная его часть придется на замещение мощностей, выбывающих в связи с износом оборудования. В сентябре Схему представил для обсуждения общественности Системный оператор ЕЭС России. До 1 декабря этого года она должна быть утверждена правительством (подробнее см. «Атомная энергетика покажет взрывной рост», «Монокль», № 36 за 2024 год).

В Схеме нет раздела о малой распределенной энергетике (МРЭ), то есть той, которая не включена в Единую энергосистему. Значительную часть МРЭ составляют генерирующие мощности, построенные промышленными предприятиями для собственных нужд. Практика показала, что электроэнергия собственного производства обходится кратно дешевле, нежели электроэнергия, получаемая из общей сети. Объемы такой генерации в последние годы стабильно растут и, по некоторым оценкам, достигли уже порядка 20 ГВт.

После модернизации до уровня теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) газовые котельные также будут отнесены к распределенной энергетике.

В зависимости от тепловой мощности котельной в процессе реконструкции предлагается оснащать ее микротурбинами, газопоршневыми (ГПУ), газотурбинными (ГТУ) или парогазовыми (ПГУ) установками. Такая модернизация позволит повысить надежность электро- и теплоснабжения.

В своем выступлении Павел Илюшин отметил, что в энергосистеме растет вероятность возникновения аварийных ситуаций, связанных с изменением климата. Так, карты районирования по гололедно-ветровым нагрузкам для воздушных линий электропередачи были сделаны в конце советского периода и с тех пор не обновлялись. Однако при строительстве линий проектировщики принимают в расчет именно эти документы, при том что климатические условия изменились. «Уже десятки регионов перешли не то что в соседний район по гололедообразованию, а перескочили через район», — говорит Павел Илюшин. Отметим, что районы с первого по третий не предполагают оснащения линий электропередачи системами обнаружения гололеда и его плавки. Однако часть ЛЭП из-за климатических изменений «переместились» в четвертый и пятый районы, в которых линии должны быть оборудованы такими системами. Но их нет. Соответственно, лед, образующийся на проводах, приводит к их обрыву, падению опор ЛЭП и в итоге к отключению потребителей.

Что касается теплоснабжения, то, как заметил Павел Илюшин, российская система централизованного теплоснабжения — самая большая в мире, в однотрубном исполнении ее длина составляет 334 тыс. км. «Мы понимаем, в каком состоянии она находится и что мгновенно все заменить нет возможности. Ни технической, ни экономической», — считает он.

Модернизация газовых котельных может помочь в решении существующих проблем. Например, можно предусмотреть возможность резервирования систем централизованного электро- и теплоснабжения.

«Если мы строим объекты распределенной энергетики, то они могут работать как параллельно с энергосистемой, так и выделяться в островной режим. Причем выделение, а затем повторная синхронизация с энергосистемой производятся автоматикой, без вмешательства персонала. Такие решения существуют, проекты реализованы, — утверждает Павел Илюшин. — И эти объекты являются теплоисточниками, которые могут резервировать и систему централизованного теплоснабжения».

«Этой идее уже лет десять-двенадцать, ― говорит заведующий лабораторией, профессор НИУ МЭИ Евгений Гашо. ― Базовая проблема ― в существующих котельных нет места, чтобы поставить оборудование для выработки электроэнергии и ее выдачи в сеть. Плюс будет нужен дополнительный газ. И экономика очень сложная, непростая. Но я понимаю, почему к этой теме вернулись, ― потому что мощностей серьезно не хватает».

По мнению Павла Илюшина, модернизация котельных позволит сократить объемы строительства крупных электростанций. И при этом, как отмечает эксперт, все оборудование для мини-ТЭЦ в полном объеме выпускается отечественными заводами-изготовителями и ремонтопригодно на месте его установки.

Впрочем, тут есть нюанс. Например, мощных — свыше 400 КВт — газопоршневых двигателей чисто российских нет. Ранее мы закупали эти агрегаты в странах, которые сейчас прекратили поставки, перейдя в категорию недружественных. На российский рынок активно выходят китайские производители. Пять лет назад было создано совместное предприятие КамАЗа и Weichai по выпуску газовых и дизельных двигателей. Мощности предприятия рассчитаны на выпуск до 1200 штук двигателей мощностью от 400 до 2000 кВт. В планах — доведение локализации продукции до 100%.

О планах создания совместного предприятия с китайской Yuchai и строительства в Санкт-Петербурге завода по выпуску дизельных и газопоршневых двигателей средней и большой мощности объявила компания «Альфа Балт Инжиниринг». Она является официальным дилером этого бренда и тоже ставит своей целью локализацию производства этих агрегатов в России. Как рассказал директор департамента управления проектами «Альфа Балт Инжиниринг» Антон Жуковский, предполагается, что на первом этапе в стране будет производиться сборка агрегатов, на втором — построен завод, локализована конструкторская и технологическая документация, организована локализация отдельных компонентов. Третий этап — расширение локализации, включающее механическую обработку блоков и деталей цилиндро-поршневой группы, и, наконец, четвертый — локализация литейных операций и переход к производству полного цикла в России. Точные сроки этапов Антон Жуковский не назвал, как и сумму необходимых вложений. Тем не менее он уточнил, что в проекте будет участвовать банк «Россия».

На какой объем будет рассчитано производство, не сообщается, однако в презентации со ссылкой на маркетинговый анализ указано, что годовой объем рынка двигателей средней и высокой мощности в России составляет 3400 штук в год. Как представляется, «перестройка» котельных в ТЭЦ может создать дополнительный спрос на такие агрегаты, что будет способствовать их локализации в России.

Строим сами

Сегодня есть опасения, что энергетика может стать фактором, тормозящим развитие промышленности и экономики в целом. В ситуации, когда в стране организовываются новые производства и идет расширение существующих мощностей, в том числе для освоения выпуска продукции, поставки которой из-за рубежа затруднены, компании сталкиваются с ограничениями в получении необходимой для развития электроэнергии.

Как отмечают в Ассоциации малой энергетики, срок технологического присоединения потребителей максимальной мощностью менее 670 кВт составляет один год, а максимальной мощностью не менее 670 кВт — два года.

В этой ситуации выходом становится строительство собственной генерации, которая не сопрягается с Единой энергосистемой. Распределенная генерация может быть построена быстрее, чем будет произведено технологическое присоединение к общий электросети. Плюс вопрос цены на электроэнергию и стоимость самого строительства.

По словам вице-президента Ассоциации малой энергетики Валерия Жихарева, построить энергоцентр мощностью 1,8 МВТ можно за полгода. Генерация в объеме 24,99 МВт может быть запущена уже через 13 месяцев, а этого достаточно для работы небольшого металлургического завода. Отметим, что для промышленных энергетических комплексов мощностью от 25 МВт существуют ограничения: электроэнергия должна в обязательном порядке выводиться на оптовый рынок, и в связи с этим строить столь мощные объекты промышленным предприятия нет резона.

Валерий Жихарев также обращает внимание на то, что коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) у газопоршневой электростанции достигает 90%, в то время как совокупный КИУМ электростанций оптового рынка энергии и мощности — 52,1%.

Удельные капитальные расходы на ГПУ составляют 70‒90 тыс. рублей за киловатт-час в зависимости от мощности агрегата и производителя. При этом в ходе конкурентного отбора мощности новой генерации в августе этого года для Сибири были отобраны четыре проекта по строительству угольных паросиловых блоков суммарной мощностью 780 МВт. В одном из них стоимость составила 585 тыс. рублей за киловатт-час, в трех других — 591 тыс. рублей. Конечно, малая энергетика и большая несопоставимы по мощности, но если говорить о потребностях единственного потребителя, то для него порой бывает достаточно и 2 МВт, которые он может быстро себе обеспечить за счет строительства дизельной или газопоршневой электростанции. Пример — строящаяся ледовая арена в центре Екатеринбурга. «Альфа Балт Инжиниринг» для энергоснабжения этого объекта запроектировал две газопоршневые установки Yuchai мощностью 1 МВт каждая. Причем энергокомплекс, предполагающий выработку и отбор тепла, будет расположен недалеко от арены в специально реконструированном историческом здании, от которого, очевидно, останется только фасад. Зато архитектурный облик центра города нарушен не будет. Будут также соблюдены все требования по экологии — выбросу вредных веществ, шумовому воздействию.

Арену «запитают» теплом и электроэнергией от автономного источника. И это при том, что энергосистема Свердловской области избыточна как по мощности, так и по электроэнергии.