ЗАО "Радугаэнерго"

Одной из главных задач обеспечения устойчивой работы промышленного производства является снабжение объектов жизнеобеспечения и технологических процессов с непрерывным циклом производства электрической энергией по первой категории надежности. В условиях массового старения энергетического и электросетевого оборудования РАО "ЕЭС России" решение этой задачи приобретает особую актуальность.

Реальное техническое состояние электроэнергетики повсеместно вызывает большие нарекания. Так в частности, в ЗАТО г.Радужный в течение года наблюдается до 10 случаев поочередного или одновременного отключения обоих цепей линии внешнего электроснабжения напряжением 110 кВ, связанных с выполнением ремонтных работ или по аварийным причинам (падение деревьев, стихийные бедствия, набросы на провода, естественное старение изоляции, вандализм и т.п.)

Наиболее тяжелый случай аварийного отключения в г.Радужный произошел 12 апреля 1998г. Под действием сильного ветра и мокрого снега отключились обе цепи линии электропередачи и все потребители электроэнергии, в том числе г.Радужный, котельные и сооружения водозабора остались без электроэнергии на трое суток. От катастрофических последствий аварии спасла несвойственная для этого времени года положительная температура наружного воздуха.

Следует отметить, что схема внешнего электроснабжения по одной двухцепной линии электропередачи типична для электроснабжения небольших населенных пунктов.

Наряду с вышеуказанными причинами в последнее время усилились техногенные и экономические факторы, ухудшающие надежность внешнего электроснабжения. Практически повсеместно в практику вошли ограничения и полное отключение электрической энергии за задержку текущих платежей, "веерные отключения" при дефиците активной мощности или авариях в Единой Энергосистеме.

Причиной такого положения является экономический кризис в энергетике в целом. Так для поддержания оптимальной надежности электроснабжения объем капитальных вложений РАО "ЕЭС России", в соответствии с Планом развития в период до 2010г., должен составлять 15–18 млрд.долл. США в год, а фактически вкладывается около 1,6 млрд. долларов. В условиях массового старения энергетического и электросетевого оборудования и дефицита средств, РАО "ЕЭС России" считает необходимым восстановление инвестиционной составляющей в себестоимости продукции генерирующих предприятий, при этом не учитывается такое же тяжелое техническое и экономическое положение у конечных потребителей электрической энергии, для которых она собственно и производится.

Анализируя создавшуюся ситуацию и тенденцию увеличения стоимости электрической энергии, можно прогнозировать, что при полном восстановлении инвестиционной составляющей в себестоимости электрической энергии ее цена на оптовом рынке в ближайшие три года удвоится и составит для конечного промышленного потребителя центрального региона 2 руб./кВт*ч. При ориентации цен на Европейские стандарты в 10 центов/кВт*ч цена может достичь 3 руб./кВт*ч.

Таким образом, уже сложившаяся практика ценообразования на электрическую энергию приведет к резкому повышению ее стоимости, удорожанию тепловой энергии, эксплуатационных расходов и, как следствие, банкротству энергетики промышленных предприятий и населенных пунктов.

II. Альтернативная энергетика.

Такого рода энергосистемы с мини-ТЭЦ сегодня успешно эксплуатируются в США, Швеции, Финляндии, Германии, Италии, Испании, Японии, странах Индокитая.

Сочетание централизованной и автономной энергетики не является принципиально новым решением и для России (СССР). Оно успешно применялось в сложные для страны исторические периоды. Свидетельства тому – план ГОЭЛРО, энергообеспечение новых территорий в годы Великой Отечественной Войны, восстановление народного хозяйства в послевоенные годы, когда количество автономных теплоэлектростанций составляло 470 единиц (67%).

Реализация этого направления позволяет получить следующие преимущества:

обеспечить электроснабжение объектов жизнеобеспечения по первой категории надежности;

за счет утилизации сбросной теплоты поддерживать в технически исправном состоянии тепловые сети при возможных аварийных остановках котельной и обеспечить полностью или частично горячее водоснабжение в теплое время года без использования котельных;

за счет низкой себестоимости электрической и тепловой энергии, вырабатываемой на мини-ТЭЦ, направить часть средств от реализации на содержание передаточных устройств и сетей;

сократить или полностью исключить затраты связанные с увеличением присоединенной (разрешенной) мощности;

создать дополнительные рабочие места для персонала с высокой квалификацией.

Из имеющегося разнообразия схем теплоэлектростанций выбрана газодизельная схема. Она характеризуется низкими первоначальными затратами, высоким коэффициентом использования теплоты первичного топлива, наивысшим соотношением электрической мощности к тепловой (800-900 кВт/Гкал), низкими эксплуатационными затратами, большим сроком службы, достигающим 15–20 лет, полной автоматизации всех технологических процессов и умеренным воздействием на окружающую среду. По совокупности технических и экономических показателей газодизельные теплоэлектростанции мощностью от 0,5 до 10 МВт являются наилучшими на современном этапе развития техники.

Именно такие силовые агрегаты широко используются такими известными инофирмами как «CATERPILLAR» США, «WARTSILA NSD» Финляндия, «MAN B@W» Германия, «JENBACHER» Австрия.

При рассмотрении возможных сочетаний электрической и тепловой мощности мини-ТЭЦ и особенностей ее эксплуатации определены наиболее оптимальные основные соотношения:

суммарная электрическая мощность мини-ТЭЦ не должна превышать потребности в электроснабжении объекта, при этом, регулируя активную мощность, можно добиться нулевого сальдо за месяц по перетокам с энергосистемой;

суммарная тепловая мощность мини-ТЭЦ не должна превышать потребности горячего водоснабжения объекта в теплое время года, что обеспечивает круглогодичное использование всей утилизируемой теплоты;

мини-ТЭЦ должна иметь не менее двух энергетических агрегатов;
мини-ТЭЦ должна работать как на природном газе с давлением от 0,4 кгс/см2, так и на легком нефтяном топливе (резервное и аварийное топливо);
для охлаждения мини-ТЭЦ рекомендуется поддерживать температуру воды в обратном трубопроводе котельной не выше +55ОС0 в возможно больший период года.

III. Перспективные направления.

В настоящее время в России наблюдается повышенный интерес в газопоршневых агрегатах мощностью 800-2000 кВт. Использование газовых моторов для построения мини-ТЭЦ имеет ряд преимуществ:

низкий уровень шума;
отказ от использования жидкого топлива, обеспечения его доставки и безопасного хранения;
высокие экологические показатели;
уменьшение себестоимости вырабатываемой электроэнергии.

На сегодняшний день на предприятии ЗАО «Радугаэнерго» совместно с ООО «Коломенский завод» построен газовый мотор-генератор мощностью 1300кВт. При разработке газового мотора была принята концепция достижения высокого уровня форсировки, использования газа различного фрикционного состава и возможности работы на автономную нагрузку с высокой приемистостью при высоком значении эффективного КПД.

Газовый мотор-генератор построен в единственном экземпляре, однако потребность в газовых моторах по данным маркетинговых исследований, колоссальная. По мнению экспертов , внедрение газовых моторов в энергетическую систему страны повысит надежность и устойчивость энергоснабжения , позволит снизить выбросы в атмосферу вредных и загрязняющих веществ, увеличить экономичность энергосбережения.

Учитывая актуальность темы применения газовых двигателей для энергетического комплекса в целом, предприятие ЗАО «Радугаэнерго» продолжит работы по разработке и внедрению газовых мотор-генераторов и построению на их основе независимых источников энергоснабжения.

МИНИ-ТЭЦ РАЗРАБОТКИ ЗАО "РАДУГАЭНЕРГО"

ОТ ОБСЛЕДОВАНИЯ ОБЪЕКТА ПРИМЕНЕНИЯ ДО СТРОИТЕЛЬСТВА МИНИ-ТЭЦ "под ключ"



© 2003–2023 ЗАО «Радугаэнерго»