Индекс материала
Модернизация котельных
Блочно-модульные котельные
Характеристики котельных
Затраты на топливо
Электрокотлы FIL
ТЭЦ малой мощности
Объем завоза топлива
Контроль качества топлива
Хранение твердого топлива
Расчет суммы экономии
Развитие электросетей
Номинальное напряжение ВЛ
Совокупные затраты
Постановка задачи
Обоснование строительства
Качество электроэнергии
Управление режимами энергоустановок
Рекомендации
Общие рекомендации
Внедрение ВДК
Ветроводородные установки
Все страницы

10.  Рекомендации по модернизации существующих
котельных

Основными  решениями  задачи  модернизации  систем  теплоснабжения населенных пунктов «Заполярного района» Ненецкого автономного округа служат: переход  отдельных  теплоисточников  на  более  дешевый  и  удобный  в транспортировке  и  хранении  вид  топлива,  замена  износившегося  и  морально устаревшего  оборудования  на  современное,  применение  комплексной  генерации тепло- и электроэнергии (теплоэлектростанции малой мощности, мини-ТЭЦ).

Среди  первоочередных  мероприятий  стоит  отметить  модернизацию существующего  котельного  оборудования.  Средняя  величина  износа  котлов  в населенных  пунктах  «Заполярного  района»  составляет  48%.  К  причинам  износа можно  отнести  длительный  срок  эксплуатации,  коррозию  топочных  камер  и поверхностей  теплообмена  из-за  низкокачественного  топлива  и  теплоносителя.

Также,  многие  здания  котельных  находятся  в  аварийном  состоянии.  Вс?  это приводит  к  резкому  снижению  КПД,  недостаточной  тепловой  мощности, отпускаемой потребителям, перерасходу топлива.

Наиболее  современным  решением  по  модернизации  и  замене  котельного оборудования  в  условиях  «Крайнего  Севера»  является  возведение  блочно модульных котельных на базе быстровозводимых укрытий.

 

К основным достоинствам блочно-модульных котельных относятся:
 Быстрота транспортировки и монтажа.
 Отсутствие необходимости сооружения специальных фундаментов.
 Низкие эксплуатационные издержки.
 Широкий ряд рабочих мощностей и используемых видов топлива.
 Высокий КПД.
 Высокий уровень автоматизации и диспетчеризации.
 Малые габариты укрытия.

Также,  эксплуатация  блочно-модульных  котельных  является  наиболее безопасной,  т.к.  они  оборудованы  системой  автоматической  пожарной сигнализации  и  обладают  возможностью  полной  диспетчеризации.  Применение блочно-модульных  котельных  снизит  эксплуатационные  издержи,  т.к.  для эффективной  и  безопасной  работы  котельной  не  требуется  наличие  постоянного обслуживающего персонала.

Современное  оборудование,  устанавливаемое  в  котельных  обеспечивает высокие  показатели  КПД  и  снижает  расход  топлива.  Помимо  прочего,  в изготовление  модульных  котельных  внедрены  все  современные  решения  по хранению  топлива,  водоподготовке,  управлению  сетевыми  насосами, разрабатываемые  индивидуально,  исходя  из  особенностей  энергопотребления, качества топлива и воды.

 

Рабочая мощность модульных котельных варьируется в широких пределах – от  80кВт  до  4-20МВт,  в  зависимости  от  вида  топлива,  поэтому  их  применение возможно как в малых, так и больших населенных пунктах.

Более  подробные  характеристики  блочно-модульных  котельных  на каменном угле приведены в приложении П5.

В  настоящее  время  в  Ненецком  автономном  округе  отсутствует  четкая концепция  распределения  энергоисточников  тепловой  энергии  по  используемому виду  топлива.  В  населенных  пунктах  используется  дизельное  топливо,  газ, каменный  уголь  и  сырая  нефть.  Все  виды  топлива  имеют  различную  стоимость, теплофизические характеристики и особенности использования. Поэтому в рамках модернизации  энергетической  инфраструктуры  НАО  целесообразно  рассмотреть вопрос  перевода  отдельных  энергоисточников  тепловой  энергии  на  более оптимальный вид топливного сырья.

В  качестве  примера  приведена  ориентировочная  технико-экономическая информация  о  стоимостной  оценке  различных  видов  топлива  для  с.Несь Канинского  сельсовета.  В  указанном  населенном  пункте  в  качестве  топлива  для котельных используется каменный уголь. В 2009-м году потребление угля в с.Несь составило 3885тн. Стоимостная оценка и теплофизические характеристики топлива сведены в Таблицу. 

Характеристика видов топлива.

 

В 2009г. с котельных с.Несь отпущено энергии: 3885*6450*0,8 = 20050Гкал. Для выработки этой мощности другими видами топлива, необходимо:
Природный газ:  20050000000/7960/0,924 = 2726000м3

Дизельное топливо:  20050000000/10200/0,90 = 2184тн

Электричество 
(в переводе на дизельное топливо):  20050000000/10200/0,35= 5616тн

Затраты на покупку топлива в объеме годового потребления.

Из  таблицы видно,  что  самым  дешевым  топливом  для  нужд теплоснабжения  является  природный  газ,  однако,  целесообразность  его применения  зависит  от  удаленности  от  существующих  магистральных газопроводов  ввиду  крайне  высоких  затрат  на  строительство  газопровода (ориентировочно  от  10  млн.  руб.  за  1  км).  Таким  образом,  перевод  источников теплоснабжения  на  газовое  топливо  целесообразен  в  населенных  пунктах, расположенных  вблизи  газопровода  «Василковского»  месторождения, снабжающего природным газом г.Нарьян-Мар и п.Искателей.

Наиболее  дорогим  видом  топлива  является  дизельное  топливо  и вырабатываемая  на  его  основе  электроэнергия.  Однако,  несмотря  на  затраты,  у дизельного топлива есть ряд преимуществ и, в первую очередь, небольшие объемы хранения в сравнении с дровами и каменным углем.

Использование  электрокотлов  удорожает  стоимость  выработки  энергии, однако  позволяет  значительно  снизить  затраты  на  строительство  и  обслуживание теплосетей,  также  делает  возможным  теплоснабжение  самых  удаленных потребителей.  В  этом  случае  электроэнергия,  генерируемая  на  местных  ДГУ, транспортируется по линиям  электропередач до одного или  группы потребителей для  последующего  питания  электрокотлов.  Также,  использование  электрокотлов повышает  качество  и  надежность  потребления  тепловой  энергии,  облегчает эксплуатацию и учет отпуска тепла.

 

В  качестве  примера,  электрокотлы  FIL  могут  обеспечивать  тепловую мощность  от  31,5  кВт  до  1,8  МВт.  Электрокотлы  автоматизированы  и  имеют наименьшую  инертность  по  изменению  параметров  теплоснабжения.  Подобные котельные  установки  подходят  для  теплоснабжения  индивидуальных  объектов.

При размещении этих установок в индивидуально располагаемых зданиях, их КПД можно принимать близким к 100 %, так как все тепловые потери с установки будут передаваться только в помещение. Также будут отсутствовать тепловые потери на теплотрассах и эксплуатационные расходы.

С развитием технологии в энергетической отрасли повсеместное применение получают  теплоэлектростанции  малой  мощности  (мини-ТЭЦ).  Основным  из достоинств комплексов совместной теплоэлектрогенерации (когенерации) является высокая надежность  энергоснабжения потребителей, обеспечивающая постоянное наличие  требуемого  напряжения  и  тепловой  мощности.  Также  следует  отметить снижение  затрат  топлива,  малые  сроки  проектирования  и  строительства  (6-8 месяцев).

Основные  недостатки  строительства  мини-ТЭЦ  заключаются  в  высоких капитальных  затратах.  Они  обусловлены  как  сложностью  технологического процесса,  так  и  высокими  капитальными  вложениями  в  линии  электропередач  и теплосети, т.к. мини-ТЭЦ должна находиться в значительном удалении от жилого фонда.

 

Опираясь  на  эксплуатационный  опыт,  можно  сделать  предварительный вывод о целесообразности строительства ТЭЦ в населенных пунктах Заполярного Района, имеющих следующие признаки:
  Высокое  потребление  тепловой  энергии:  с  ростом  потребления  тепловой мощности  снижаются  удельные  капиталовложения  (с.Великовисочное, п.Нельмин Нос, с.Несь).
  Высокое  потребление  электроэнергии:  с  ростом  энергопотребления возрастает  расход  дизельного  топлива  на  ДГУ,  увеличиваются  затраты  на топливо (с.Великовисочное, п.Нельмин Нос, п.Бугрино).
  Компактная  застройка  населенного  пункта,  отсутствие  удаленных потребителей:  чем  плотнее  застройка,  тем  меньше  капиталовложения  в теплосети и ЛЭП (с.Тельвиска, п.Каратайка).
  Отсутствие  централизованных  котельных,  преимущество индивидуальных  теплогенерирующих  установок:  система централизованного  тепло-  и  электроснабжения  характеризуется  более высоким  значением  КПД  и  более  низкими  эксплуатационными  затратами. (с.Великовисочное, п.Нельмин Нос, с.Шойна, с.Нижняя Пеша и др.).
  Близкое  расположение  населенного  пункта  к  транспортной инфраструктуре:  снижение  стоимость  транспортировки  топлива  и строительных материалов (с.Тельвиска, п.Красное и др.).

На  основании  вышеуказанных  признаков  можно  предположить,  что применение  систем  когенерации  наиболее  целесообразно  в  с.Великовисочное, п.Нельмин Нос  и  с.Тельвиска,  однако  для  точных  показателей  энергетической  и экономической  эффективности  необходим  более  тщательный  анализ энергетической инфраструктуры каждого населенного пункта.

 

Отдельно  следует  отметить  вопрос  снижения  объемов  «Северного  завоза» топлива  за  счет  уменьшения  потерь  при  транспортировке,  хранении  и использовании  энергоресурсов.  Основной  объем  топлива,  поставляемого  в населенные  пункты  Ненецкого  автономного  округа,  составляет  каменный  уголь (26420тн  в  2009г.),  поэтому  введение  мероприятий  по  повышению  качества доставки  и  потребления  является  первостепенным,  т.к.  это  приведет  к наибольшему росту показателей энергоэффективности.

Как  было  указано  в  главе  5  Том  1, фактические  характеристики  каменного угля,  доставляемого  потребителям  населенных  пунктов  «Заполярного  района», значительно  отличаются  от  характеристик,  указанных  в  паспортах  поставки твердого  топлива. Основное отличие  заключается  в фракционном  составе угля. В объеме  поставки  практически  отсутствует  крупная  фракция.  Мелкая  фракция твердого  топлива  характеризуется  низкими  тепловыми  характеристиками  и высокой  зольностью.  В  результате,  для  непрерывной  работы  котельных, необходимо  регулярно  очищать  топочную  камеру  от  золы  и  засыпать  новую порцию  топлива.  Частая  очистка  топки  приводит  к  колебаниям  режимов  работы тепловых  сетей,  что  приводит  к  гидравлическим  ударам  и,  как  следствие,  к повышению  числа  случаев  возникновения  аварийных  ситуаций  и  разрывов трубопроводов.    Также,  повышенная  зольность  приводит  к  химической  коррозии топочной  камеры  и  поверхностей  теплообмена.  Это  приводит  к  ускоренному износу котельного оборудования и повышению эксплуатационных затрат.

 

Для  решения  данной  проблемы  необходима  организация  дополнительного контроля качества твердого топлива как можно ближе к потребителю. В настоящее время,  отбор  проб  для  контроля  качества  каменного  угля  осуществляется непосредственно  на  «Воргашорском»  месторождении  городского  округа  Воркута Республики  Коми,  откуда  осуществляется  транспортировка  железнодорожным транспортом всего объема угля в г.Архангельск. Из г.Архангельск каменный уголь развозится  морским  и  речным  путями  до  потребителей  «Заполярного  района» Ненецкого  автономного округа. Организация контроля качества  твердого  топлива непосредственно  у  потребителя  повлечет  за  собой  значительные  затраты  на транспортировку  отборных  проб  т.к.  автодорожная  сеть  на  территории  НАО развита  слабо.  Наиболее  оптимальным  решением  является  организация  отбора проб  и  проведения  контроля  качества  в  г.Архангельск,  что  позволит контролировать теплофизические характеристики и состав всего объема каменного угля при наиболее низких затратах.

Еще одной причиной низкого качества каменного угля  является отсутствие мероприятий  по  хранению  твердого  топлива  в  течение  года.  При  длительном хранении в ненадлежащих условиях, имеют место количественные и качественные потери  топлива.  Ниже  приведен  ориентировочный  расчет  годовых  потерь каменного  угля  по  Ненецкому  автономному  округу  при  неорганизованном хранении.

Годовая поставка топлива в НАО (по данным на 2009г.) составляет 26420тн. По  эксплуатационному  опыту,  количественные  потери  на  механический унос, выветривание и воздействие осадков и талых вод составляют 1,2% от общего объема топлива в месяц или 14,4% в год.

Годовые количественные потери каменного угля в НАО составят: 
26420*0,144  = 3804,5тн.

При  хранении  неутрамбованного  угля  под  воздействием  влаги  и  осадков имеют  место  потери  на  самонагрев  за  счет  реакции  окисления,  оцениваемый величиной 40ккал/кг в месяц, тогда качественные потери годового объема поставки за вычетом количественных потерь составят:
(26420,0-3804,5)*1000*40*12*0,5 = 5 727 720 000ккал

Теплотворная способность каменного угля составляет 6450ккал/кг.

Качественные потери годовой поставки угля, выраженные в тоннах:
5 727 720 000/6450/1000 = 841,5тн.

Тогда, общие годовые потери твердого топлива, складывающиеся из суммы количественных и качественных потерь:
3804,5+841,5 = 4646тн.

 

При  средней  стоимости  каменного  угля  5233руб/тн  (с  учетом  покупки  и затрат на транспортировку), общие годовые потери выразятся, как:
4646*5233 = 24 312,5т.руб.

Согласно  требований  нормативных  документов,  твердое  топливо  должно храниться в утрамбованных штабелях. Для безопасного и экономичного хранения угля  необходимо  исключить  воздействие  на  него  влажности,  талых  вод,  осадков, ветра и низких температур. Помимо этого, необходимо регулярно контролировать температуру топлива в штабелях и принимать меры, исключающие его самонагрев и самовозгорание.

В  последнее  время  получили  широкое  распространение  теплые вентилируемые  склады  для  твердого  топлива  из  легких  металлоконструкций.  Из основных достоинств сооружений из ЛМК можно выделить:
  Невысокую стоимость строительства.
  Быстроту монтажа/демонтажа.
  Низкие эксплуатационные затраты.
  Сравнительно высокий срок службы (25-30 лет).

Свайная основа фундамента предотвращает воздействие на топливо снега и талых  вод,  утеплители  типа  "сэндвич"  исключают  резкие  перепады  температур  в помещении.  Наличие  вентиляции  обеспечивает  ассимиляцию  влаги  и  снижает концентрацию  легковоспламеняющейся  угольной  пыли  в  воздухе.  Благодаря применению  легких  металлоконструкций,  капитальные  затраты  на  материалы, проектирование и строительство складов невелики, а эксплуатационные издержки минимальны.  Склады  также  оборудованы  транспортными  проездами,  что  снизит потери топлива при отгрузке.

Внешний  вид  и  типовая  конструкция  утепленного  склада  для  хранения твердого топлива изображены на рисунке.

 

Согласно  эксплуатационному  опыту  энергогенерирующих  предприятий, введение мероприятий по хранению угля позволяет снизить общие потери на 80%.

В этом случае экономия топлива в год составит:
24 312,5*0,8 = 19450,0т.руб.

С учетом годовых издержек в размере 150 тысяч рублей на каждое складское помещение (всего 27), срок окупаемости составит:
119600/(19450-150*27) = 7,8 лет или 7 лет 10 месяцев.

Ежегодная экономия с учетом срока эксплуатации зданий из ЛМК:
19450-119600/25 -150*27 = 10616т.руб.

Несмотря  на  достаточно  высокий  срок  окупаемости,  принятие  мер  по снижению  количественных  и  качественных  потерь  твердого  топлива  позволит сократить объем «Северного завоза» каменного угля на 14%.

Данные  мероприятия  не  только  повысят  энергоэффективность  и  качество потребления  топлива,  но  и  значительно  снизят  уровень  пожарной  опасности  в населенных  пунктах  за  счет  исключения  самовозгорания  угля  вследствие окисления.

 

11.  Обоснование необходимости развития электрических сетей в ряде районов НАО, в том числе вблизи сетей или генерирующих установок других собственников 

 

В  разделе  1  Том  2  концепции  было  отмечено,  что  на  природный  газ целесообразно переводить  только  населенные  пункты  округа,  имеющие перспективы дальнейшего развития согласно программы. Развитие  электрических сетей также взаимосвязано с программой развития поселков и сельских поселений округа. Следует отметить, что строительство линий электропередач будет являться долгосрочным инвестиционным проектом, т.к. в условиях Ненецкого автономного округа такие проекты будут иметь срок окупаемости от 10 лет и выше.

Для  энергообеспечения  населенных  пунктов  на  территории  округа целесообразно  строить линии  электропередач  с  классом  напряжения  до  20кВ. Стоимость  1км  такой  линии  при использовании  бюджетных  (деревянных  с пропиткой) опор будет ориентировочно составлять 2-2,5млн.руб. в ценах 2009г.

Территориально на карте Ненецкого автономного округа можно выделить 2 района,  в  которых возможно  локальное  развитие  электрических  сетей:  западный район и центральный район, расположенный в бассейне р.Печоры.

На  западе,  при условии  сохранения  существующего  состава  населенных пунктов возможно строительство линий электропередач 10(20)кВ:

  «Индига – Выучейский» с центром генерации в п.Индига.

  «Несь – Мгла» с центром генерации в с.Несь.

  «Нижняя Пеша – Белушье» с центром генерации в с.Нижняя Пеша.

  «Ома – Снопа» и «Ома – Вижас» с центром генерации в с.Ома.

  «Шойна – Кия» с центром генерации в с.Шойна.

Эксплуатация  линий  электропередач  в  труднодоступной  отдаленной местности  имеет определенные  сложности.  Для  ремонта  и  обслуживания  линий электропередач,  а  также  оперативного  восстановления  электроснабжения  при авариях на линии, необходимо создавать сетевые участки в поселках, являющихся центрами  генерации.  Сетевые  участки  должны быть укомплектованы квалифицированным  оперативно-ремонтным  персоналом,  вездеходной техникой, инструментами  и  оборудованием,  аварийным  запасом  опор,  провода  и другими материалами.

В центральной части округа, возможно строительство линий электропередач:

  «Нарьян-Мар – Красное» в перспективе с отпайкой на д.Куя с центром генерации в г.Нарьян-Мар.

  «Оксино – Хонгурей – Каменка» с центром генерации в с.Оксино.

 

 «Великовисочное  –  Лабожское»,  «Великовисочное  –  Щелино»  с центром генерации в с.Великовисочное.

  Нельмин-Нос – Андег. с центром генерации в п.Нельмин-Нос

В  этой  части  округа  также  будет  необходимо  создавать  сетевые  участки  в с.Оксино, с.Великовисочное, п.Нельмин-Нос. В конечном итоге, при  комплексной  реализации программы газификации и развития  электрических  сетей  округа,  можно  получить  несколько центров генерации,  сосредоточенных  в  газифицированных  поселках.  Центры генерации будут являться источником энергоснабжения населенных пунктов, расположенных на расстоянии до 40км от центров генерации.

Отдельно  следует  остановиться  на  п.Красное,  т.к.  поселок  уже газифицирован.  При выборе перспективного  источника  электроснабжения п.Красное  существует  2  варианта: строительство  линии  электропередач  из г.Нарьян-Мар, либо модернизация существующей ДЭС с заменой ДГУ на ГПУ. Далее приводится сравнение двух вариантов.

Номинальное напряжение для ВЛ выберем по формуле И.Г.Илларионова для выбора экономически целесообразного номинального напряжения:

 

 

 

 

При l=40км и P=1МВт получим Uн=19,95кВ или 20кВ для стандартного ряда напряжений. Стоимость  1км  линии  20кВ  на  деревянных  опорах  составит  около 2,5млн.руб в ценах 2009г. Итого общая стоимость линии «Нарьян-Мар – Красное» составит около 100млн.руб.

Ориентировочные  затраты  на  эксплуатацию  ВЛ  за  нормативный  срок службы  - 25  лет составят  42,5%  от  стоимости  первоначальных  основных фондов или  42,5млн.руб  (согласно СО  34.20.611-2003).  Соответственно  усредненные затраты на 1 год эксплуатации составят 1,7млн.руб.

Ориентировочные затраты на 7 лет эксплуатации ВЛ с учетом капитальных затрат составят около 111,9млн.руб.

Расчет  затрат  на  7  лет  эксплуатации  ГПЭС  приведен  в  таблице.

В составе ГПЭС будут работать 3 ГПУ. В качестве примера для расчетов взята ГПУ Сaterpillar G3412, 360кВт, 0,4кВ.

В летний период в работе будет 1 ГПУ. В резерве будут находиться 2 ГПУ. В зимний период будут параллельно работать 2 ГПУ. В резерве будет находиться 1 ГПУ.  При  рассмотрении варианта,  при  котором  в  ремонте  должна  находиться  1 ГПУ, общее количество ГПУ в составе ГПЭС будет равно 4.

 

По  совокупным  затратам  на  7  лет  эксплуатации  ВЛ  проигрывает  ГПЭС. Однако,  если  за основу  взять  срок  службы  в  25  лет, ВЛ  окажется  выгодней,  т.к. среднегодовые затраты на эксплуатацию ГПУ в 3,5раза выше среднегодовых затрат на  эксплуатацию  ВЛ.  В  итоге совокупные  затраты  ГПЭС  превысят  совокупные затраты ВЛ в 2 раза.

В  ходе  разработки  и  принятия  программы  развития  электрических  сетей округа,  в  каждом конкретном  случае  необходимо  технико-экономическое обоснование строительства межпоселковых линий электропередач, т.к. сокращение издержек на «Северный завоз» топлива и эксплуатацию ДЭС при строительстве ВЛ с  одной  стороны  приведет  к  появлению  затрат  на эксплуатацию  линий электропередач с другой стороны. Срок окупаемости линий электропередач будет составлять от 20 лет и более.

Объединение межпоселковых электрических сетей с электрическими сетями других собственников, в частности с сетями предприятий нетфегазового комплекса теоретически возможно  лишь  в  случае  реализации  нескольких  крупных стратегических проектов, о которых было сказано в разделе 7 Том 1 концепции.

 

12.  Общая постановка задачи создания и объединения локальных систем электроснабжения Ненецкого автономного округа 

Возможны  следующие  варианты  развития  энергетического  комплекса Ненецкого автономного округа:

1.  организация  параллельной  работы  нескольких  дизель-генераторных установок  в отдельном  сельском  поселении,  а  также  применение ветродизельных комплексов;

2.  создание  и  развитие  автономных  систем  электроснабжения (преимущественно  в  западной части  округа)  на  основе  дизельных электростанций и/или ВДК муниципальных образований и сетей 6-20кВ;

3.  создание  автономной  энергосистемы  на  основе  модернизации  «Нарьян-Марской электростанции»,  строительство  газовых  электростанций  и ветроэнергетических установок (ВЭУ) в сельских поселениях, строительство электрических  сетей  6-110кВ  для электроснабжения  сельских  поселений (преимущественно  для  электроснабжения муниципальных  поселений  вдоль реки Печора);

4.  возможное  строительство  на  территории  Ненецкого  автономного  округа межрегиональных (с  «Комиэнерго» и «Архэнерго») и межсистемных линий электропередачи в связи с освоением нефтяных и газовых месторождений, в том числе на Арктическом шельфе, а также в связи с планами строительства «Мезенской»  приливной  электростанции  (ПЭС)  установленной мощностью 8ГВт.

Развитие электрических сетей 6?110кВ (п.2 и п.3) должно обосновываться не только разработкой  ТЭО,  но  и  необходимостью  социально-экономического развития сельских поселений Ненецкого автономного округа, повышением уровня и качества жизни в сельских поселениях.

При проектировании линий электропередачи необходимо руководствоваться условиями пропускной  способности  линий  электропередачи  различных  классов напряжения  и  опытом строительства  одноцепных  линий  электропередачи напряжением 20 кВ протяженностью до 50 км в Республике Коми.

Существующие ДЭС  в  сельских  поселениях  при  развитии  энергетического комплекса согласно  п.3  должны  переводиться  в  разряд  аварийных  дизельных электростанций и должны быть оснащены устройствами автоматического запуска в случае  прекращения электроснабжения  потребителей  от  автономной энергосистемы.  При  этом ветроэнергетические установки  должны  обеспечивать параллельную  работу  как  с  автономной  энергосистемой, так  и  с  дизель-генераторными электростанциями.

 

При  обосновании  строительства газогенераторных  установок  необходимо  также  прорабатывать  вопросы целесообразности их параллельной работы в составе автономной энергосистемы.

Кроме  того,  при  проектировании  линий  электропередачи  20  кВ  протяженностью  от  10  до 50км,  для  объединении  локальных  систем электроснабжения,  необходимо  производить расчеты  по  условиям  допустимости параллельной  работы  отдельных  агрегатов,  а  также  по условиям  обеспечения необходимых запасов по устойчивости.

Следует  отметить,  что  объединение  с  помощью  линий  электропередачи малой протяженности  (7..10км)  локальных  ветродизельных  (дизельных)  и газопоршневых  систем электроснабжения  также  связано  с  возникновением проблем  обеспечения  надежной, устойчивой  параллельной  работы  отдельных (изолированных)  агрегатов  и  их  синфазных групп,  что  требует  исследования статических  и  динамических  режимов  их  работы  на  этапе проектирования системы.

Указанным  системам  генерирования  с  использованием  локальных  или автономных ветродизельных комплексов (ВДК) и газопоршневых агрегатов (ГПА) присущи  колебания режимных  параметров  (активной  мощности,  напряжения, частоты  и  др.),  которые  в существенной  мере  определяются  пульсациями механического момента первичного двигателя (ветроколеса, ГПА).

С  ростом  коэффициента  использования  генерируемой  мощности ветроэнергетических установок  (ВЭУ)  в  общей  мощности  ВДК  возможна длительная  работа  дизель-генераторов на  малых  нагрузках,  приводящая  к повышению  удельного  расхода  топлива,  ускоренному износу,  необходимости более  частого  технического  обслуживания  и  сокращению  срока службы  дизель-генераторов.  Следствием  этого  является  нарушение  нормальных условий функционирования  автономной  системы  электроснабжения  в  целом  и снижение эффективности ее работы. Естественно, что в указанных условиях в значительной мере ухудшается и качество электроэнергии.

В  свою  очередь  автономные  системы  электроснабжения,  содержащие  в своем составе газопоршневые и дизельные агрегаты, характеризуются проявлением электромеханических колебаний режимных параметров с периодом, кратным такту термодинамического  цикла.  Такие незатухающие  низкочастотные  колебания  в значительной  мере  осложняют  проблему обеспечения  качества  электроэнергии  в автономной системе электроснабжения.

Также следует отметить и ограниченный рабочий диапазон (ограничения по минимальной загрузке) газотурбинных и газопоршневых установок, что приводит к определенным  трудностям в  распределении  нагрузок,  соблюдении  баланса мощности в обособленной (децентрализованной) системе электроснабжения и, как следствие этого, к ухудшению управляемости режимами ее работы.

 

Существующие  достаточно  жесткие  нормы  ГОСТ 13109-97  на  качество электроэнергии для централизованных электроэнергетических систем, разумеется, прямо  не  могут  быть  применены к автономным  системам  электроснабжения. В европейских странах, в том числе и в России все еще нет четко сформулированных положений, регламентирующих  качество  электроэнергии автономных (изолированных)  систем электроснабжения.  В  этом  случае,  как правило, ограничиваются  нормами  на  качество электроэнергии  собственно  дизель-генераторов или газопоршневых агрегатов.

Проектирование  автономных  систем  малой  и  средней  мощности,  не обеспечивающее в явном виде требуемое качество электроэнергии, может привести к  значительным  нарушениям  работы электроприемников  с  высокой  категорией надежности  электроснабжения.  Этим  определяется необходимость  глубокого исследования  показателей  качества  электроэнергии, генерируемой ветродизельными комплексами и газопоршневыми агрегатами, при их автономной и параллельной  (совместной)  работе  с  центральной  энергосистемой.  Кроме  того, актуальными являются  вопросы  управления  нормальными  и  аварийными режимами  работы  таких обособленных  систем  электроснабжения.  При  этом особенное  внимание  при  проектировании (определении  концепции  развития, модернизации) системы релейной защиты и противоаварийной автоматики следует уделять  вопросам  выбора  интенсивности противоаварийного  управления  и быстроты введения управляющих воздействий.

Указанные  исследования  динамических  свойств  децентрализованных электроэнергетических систем  должны  выполняться  в  сочетании  с  критическим анализом  некоторых  существующих норм  (показателей  качества)  в  сторону  их ослабления  с  учетом  требований  к  надежности электроснабжения.  Вместе  с  тем, необходимость  повышения  эффективности  и функциональности децентрализованных  систем  электроснабжения  требует  поиска  новых научно-обоснованных технических решений, изучения качественно новых  задач с учетом особенностей,  привносимых  протяженным,  территориально-распределенным (локальным)  характером  энергопотребления,  а  также  низкими демпферными свойствами локальных источников генерирования  (ВДК, ГПА и др.) и транспорта электроэнергии.

Проводя обобщенный  анализ результатов, проведенных на  данный момент, отечественных  и зарубежных  исследований,  следует  отметить  их  весьма  общий (часто  рекламный)  характер, что  не  вносит  полной  ясности  в  решение обозначенных проблем. Для их решения предлагаются,  в основном, мероприятия,  приводящие  к  удорожанию  и  усложнению эксплуатации  автономных  систем (применение  различных  способов  аккумуляции  энергии, потребителей – регуляторов  и  т.д.).

 

Тогда  как  наиболее  приемлемой  (и экономически оправданной) представляется система генерирования без аккумуляторов энергии и потребителей – регуляторов  и  др.  Естественно, что  такое  решение  требует применение нетрадиционного  (альтернативного)  подхода  при управлении режимами этих энергоустановок.

Поставленные  проблемы  создания  и эксплуатации автономных  и децентрализованных  систем энергоснабжения  обусловливают необходимость решения следующих основных задач:

1.  определение  основных  дефицитных  локальных  зон  (энергорайонов) существующей системы  промышленного  и  коммунального электроснабжения;

2.  определение  доступности  всевозможных  первичных  энергоресурсов  в установленных дефицитных районах (наличие газопроводов, нефтепроводов, достаточной  ветровой  нагрузки и др.).  Следует  отметить  необходимость проведения  специальных  аэрологических исследований  для  определения целесообразности применения ветроэнергетических установок;

3.  разработка  требований  к  территориальному  внедрению  новых  локальных (автономных) источников  генерирования  согласно  требованиям  к надежности (категории по надежности) электроприемников;

4.  математическое  моделирование  и  разработка  проблемно-ориентированного программного обеспечения  исследования  динамических  свойств децентрализованной  системы электроснабжения  с  учетом  различных вариантов ее развития;

5.  всестороннее,  глубокое  исследование  режимов  автономной  и  параллельной работы с центральной  энергосистемой обособленных систем генерирования с ветроэнергетическими и газопоршневыми, газотурбинными установками;

6.  разработка мероприятий по улучшению режимов и качества электроэнергии в  системах электроснабжения,  содержащих  ветродизельные  комплексы  и ГПА;

7.  определение  требований  к  основному  силовому  оборудованию  и  средствам режимного и противоаварийного управления систем генерирования;

8.  научное  обоснование  принципов  построения  децентрализованных  систем генерирования с использованием газотурбинных, газопоршневых агрегатов и ветродизельных комплексов;

9. разработка рекомендаций к стандартам качества электроэнергии автономных ветродизельных и газопоршневых систем электроснабжения.

 

Решение  всех  перечисленных  проблем  позволит научно-обоснованно разработать рекомендации  по развитию  энергетического  комплекса Ненецкого автономного округа.

В  настоящее  время  в  Санкт-Петербургском государственном политехническом  университете накоплен  значительный  опыт решения поставленных  задач,  который  может быть использован  при  обосновании норм проектирования  и  разработке  рекомендаций по созданию  децентрализованных систем генерирования  с  ветроэнергетическими, дизельными  и газопоршневыми установками. На кафедре «Электрические станции и автоматизация энергетических систем»  решены методологические и  практические  вопросы  в  части уточненного моделирования элементов электроэнергетических систем (ЭЭС) при решении задач управления  их  нормальными  и аварийными  режимами  (статической  и динамической устойчивости);  математические  модели различного электрооборудования  апробированы многочисленными  расчетными  и натурными (экспериментальными) исследованиями.

Кафедра  «Электрические  станции  и  автоматизация  энергетических  систем» имеет  большой опыт  в  создании  подобных  вычислительных  комплексов, располагает  мощным  проблемно-ориентированным  программным  обеспечением для проведения исследований динамических свойств ЭЭС.  Специалисты  кафедры  многократно  проводили  глубокие  расчетные и натурные исследования  устойчивости  сложных  энергосистем.  Это  вопросы перспективного развития энергосистем, создания энергообъединений, определения допустимых  условий функционирования  ЭЭС,  выбора  средств  режимного  и противоаварийного  управления, разработки  мероприятий  по  улучшению динамических  свойств  ЭЭС  и  повышения передаваемой  мощности  по межсистемным связям и др.

 

13.  Общие рекомендации по развитию энергетики сельских поселений НАО 

В  качестве  обобщения  2  Тома  концепции  можно  привести  перечень рекомендаций по отдельным элементам энергетической инфраструктуры поселков и сельских поселений округа.

Развитие  генерирующих  мощностей  муниципальных  образований  округа должно  быть связано  с  комплексной  модернизацией  существующих  дизельных электростанций ДЭС, включая не только дизель-генераторные установки ДГУ, но и главное  распределительное устройство ДЭС,  топливное  хозяйство,  здание ДЭС  и другие  инженерные  системы.  При выборе  ДГУ  следует  руководствоваться простотой и надежностью ДГУ, низким удельным расходом топлива, относительно низкими эксплуатационными затратами.

Использование высокотехнологичных  ДГУ  с  микропроцессорными панелями  управления  и другими  «сложными»  системами  и  агрегатами целесообразно  в  поселках  и  сельских поселениях  с  достаточно квалифицированным  обслуживающим  персоналом.  Такие  поселки должны  иметь надежную транспортную и телекоммуникационную связь с г.Нарьян-Мар.

Следует  обратить  особое  внимание  на  унификацию  энергетического оборудования,  которая направлена  на  сокращение  эксплуатационных  издержек. Уже на стадии подготовки конкурсной документации на поставку энергетического оборудования    должны  быть  четко прописаны:  необходимая  марка,  модель  и параметры  оборудования,  т.к.  это  не противоречит  существующему законодательству.  При  этом  широкий  список  поставщиков однотипного оборудования,  работающих  на  Российском  рынке,  позволит оптимизировать договорную цену.

В  отдаленных  поселках  и  сельских  поселениях  округа  целесообразно организовать при ДЭС склады ЗИП и расходных материалов увеличенной емкости и ассортимента, позволяющие местному обслуживающему персоналу производить максимальный объем ремонтных работ собственными силами в короткие сроки.

Для  качественного  учета  потребляемых  и  вырабатываемых  энергоресурсов необходима установка  приборов  учета  энергоносителей.  Подробно  данная  тема рассмотрена в Томе 4 концепции.

Для сокращения затрат на «Северный завоз» топлива на первом этапе, в ходе плановой модернизации  ДЭС,  необходимо  использовать  ДГУ  с  более  низким удельным  расходом топлива  в  сравнении  с  установленными  ДГУ  на существующих ДЭС.

Дальнейшим  этапом  будет  переход  генерирующих установок  на  газ  в поселках, где существует возможность газификации или планируется газификация.

При  выборе  энергетической  установки, работающей  на  газе  следует  обратить внимание на следующие моменты: 
  в  настоящее  время  газопоршневые  установки имеют  почти  в  2  раза меньшие  совокупные капитальные  и  эксплуатационные  затраты  в сравнении  с микротурбинными установками; 
 по техническим и эксплуатационным характеристикам микротурбинные установки наоборот  имеют  преимущества  перед газопоршневыми  установками (см.раздел 3 Том 2 концепции); 
  через 5-7 лет стоимость обоих типов энергоустановок должна примерно выровняться. 
Поэтому,  через  5-7  лет  необходимо  отдать  предпочтение  в  пользу  выбора микротурбинных установок.

Еще  одним  этапом  по  сокращению  «Северного  завоза»  топлива  и повышению  надежности электроснабжения  муниципальных  образований  округа может стать создание «центров генерации» в центрах муниципальных образований округа  с  развитием  межпоселковых электрических  сетей.  Данный  этап  позволит значительно  сократить  затраты  на  завоз топлива  в  отдельные  поселки  и  сельские поселения,  а  также  сократить  эксплуатационные затраты на обслуживание ДЭС  в указанных поселках.

Следует  отметить,  что  данный  этап  должен  быть  рассмотрен  с  позиции социальной значимости,  связанной  с  повышением  благосостояния  коренных малочисленных  народов Севера,  проживающих  на  территории  округа.  Поэтому, при  высоких  капитальных  затратах на  строительство  межпоселковых  линий электропередач,  экономическая  составляющая таких проектов  не  должна  быть  на «первом» месте.

Развитие  нетрадиционной  энергетики,  в  частности  использование ветроэнергетических ресурсов,  также  должно  явиться  одним  из  мероприятий  по сокращению  «Северного завоза» топлива  в  удаленных  поселках  и  сельских поселениях округа, где отсутствует возможность газификации. Однако массовому внедрению  ветродизельных  комплексов ВДК  на  территории округа  препятствуют достаточно  высокие  капитальные  затраты  на  строительство  таких комплексов, сложность  оборудования,  входящего  в  состав  ВДК,  отсутствие массово выпускаемых,  простых,  надежных  и  проверенных  временем  систем. Поэтому целесообразно в течение 3-5 лет реализовать один или два пилотных проекта ВДК на территории  округа  и  на  основании  положительного  опыта  эксплуатации приступить к массовому внедрению таких комплексов.

 

Следующим  перспективным  этапом  развития ветроэнергетики  будет внедрение ветроводородных установок в комплексе с ТОТЭ-генераторами. Данная технология  в  настоящее время  является  перспективной  и  по  прогнозам будет доступной к применению в ближайшие 10-15 лет.

Помимо  программы  развития  генерирующих мощностей  и  электрических сетей  округа, необходима  и  программа  энергосбережения  и повышения энергоэффективности  экономики округа.  Рекомендации  по  экономии энергоресурсов,  в  частности  использование  новых источников  освещения приведены в Томе 4 концепции.

В  качестве  источников  тепловой  энергии  поселков  и  сельских  поселений округа  в настоящее  время  целесообразно  использование  блочно-модульных угольных котельных т.к. уголь по-прежнему остается на территории округа одним из  дешевых  видов  топлива.  При  этом целесообразно  устанавливать  такие котельные  в  центре  тепловых  нагрузок,  когда котельная  будет  работать  на несколько жилых и общественных  зданий и протяженность тепловых сетей будет сведена к минимуму.

Одним  из  мероприятий  по  сокращению  «Северного  завоза»  топлива  и повышению эффективности  использования  каменного  угля  на  поселковых котельных может стать строительство складов хранения каменного угля. С  целью  контроля  выработки  тепловой энергии  котельные  должны  быть оборудованы приборами учета тепловой энергии.

Перевод  угольных  котельных  на  модульные  жидкотопливные  котельные требует  отдельного технико-экономического  обоснования,  т.к.  средняя  стоимость 1тн  жидкого  топлива превышает  среднюю  стоимость  1тн  угля  по  округу практически в 6 раз. При этом экономическое обоснование такой замены привести достаточно тяжело.

Перевод  отдельных  удаленных  потребителей  в  сельских  поселениях  на электроотопление ведет  за  собой  полную  модернизацию  ДЭС  и  электрических сетей указанных поселений, т.к. при переводе на электроотопление  электрическая нагрузка на существующую ДЭС может вырасти от нескольких раз до нескольких порядков.

Как и в случае с ДЭС необходимо предусмотреть унификацию котельного и другого теплотехнического оборудования  с целью  сокращения  эксплуатационных издержек. 
Использование когенерации  (совместной выработки электроэнергии и тепла на мини-ТЭЦ) в поселках и сельских поселениях округа также требует отдельного технико-экономического обоснования конкретно для каждого поселка и сельского поселения ввиду высоких капитальных затрат при строительстве таких установок и повышенных требований к обслуживающему персоналу.

В  целях  обеспечения  внебюджетного  финансирования  мероприятий  по развитию энергетики сельских поселений НАО следует активнее применять такую форму  инвестирования,  как государственно-частное  партнерство  (ГЧП).  В частности,  для  реализации  программы развития ветроэнергетики  (см.  раздел  7.7 Том  2  концепции)  предлагается  создать  с  участием администрации  округа  и заинтересованных  частных  инвесторов  акционерное  общество  с функциями заказчика предпроектных изысканий, проектных и строительно-монтажных работ, технологического оборудования.

В  дальнейшем,  рекомендуется  сформировать  паевой  инвестиционный фонд (ПИФ),  который объединит  активы  муниципальных  образований  НАО,  частных инвесторов  и  инвестиционных банков,  необходимые  для  строительства  и эксплуатации  в  сельских  поселениях  округа «пилотных»  ВДК  и  других энергетических комплексов.