V Международная студенческая научная конференция Студенческий научный форум - 2013

В конце XX века из-за целого ряда объективных факторов, наряду с развитием централизованного энергоснабжения стала развиваться распределенная энергетика на основе создания средних и малых электростанций на различных источниках. Многие развитые страны перестроили свою энергетику так, что наряду с крупными источниками, составляющими основу централизованного энергоснабжения, стали создаваться средние, малые и мини-ТЭЦ, причем работающие именно по теплофикационному циклу, осуществляя комбинированное производство тепловой и электрической энергии (когенерацию).

Известно, что по критерию расхода топлива когенерация существенно выгоднее раздельного производства электроэнергии и теплоты. Кроме того, мини-ТЭЦ позволяет сократить количество закупаемой электроэнергии, стоимость которой постоянно растет, за счет производства собственной электроэнергии, более дешевой, чем сетевая, инвестиции же в е создание окупаются через 2-3 года.

Россия также постепенно движется в направлении развития малой энергетики, хотя отношение, например, к мини-ТЭЦ со стороны представителей большой энергетики остается достаточно настороженным. Тем не менее, данному направлению уделяется все больше внимания, и малая энергетика развивается в стране достаточно быстрыми темпами. Например, по данным Росстата [5], еще в 2007 году доля малой энергетики в установленной мощности всех электростанций страны достигла 5,2%. В [6] отмечается, что на основе проведенных обследований установлены оптимальные электрические мощности порядка 1-2 МВт, как с точки зрения объемов электропотребления, так и с точки зрения круглогодичного комбинированного производства электроэнергии на основе тепла, отпускаемого на нужды горячего водоснабжения. В этом диапазоне мощностей (до 3,5 МВт) по зарубежным данным более эффективными с меньшей удельной стоимостью и меньшими эксплуатационными затратами по сравнению с газотурбинными установками (ГТУ) являются газопоршневые агрегаты (ГПА). Достаточно широко в настоящее время применяются импортные агрегаты, такие как установки ГПА австрийской фирмы Yenbacher AG, финской фирмы Wartsila NSD, словацкой фирмы Elteco и др. Эти агрегаты наиболее целесообразно применять в газодобывающих регионах.

В топливном балансе страны при выработке электроэнергии доля газа в настоящее время составляет 65%. Так как газ не только дешевое (хотя тарифы растут), но и самое чистое (в настоящее время) топливо и соответствует требованиям экологов, то для регионов Сибири, которые в основном работают на угле, проблема газификации вполне актуальна. В Красноярском крае уровень газификации сжиженным газом составляет 16,5%, в том числе в городах – 26%, в сельской местности – 10% [4]. В Томской области уровень газификации на начало 2011 года составлял 7,4%, в городах – 7,1%, на селе – 7,9% [7].

Уровень газификации Кемеровской области сегодня составляет всего около 2 % и, несмотря на то, что промышленность и энергетика региона в основном работает на угле, в 2006–2011 годах «Газпром» направил на газификацию Кемеровской области свыше 300 млн. руб.; на эти средства было построено четыре межпоселковых газопровода общей протяженностью около 71 км [3]. Но полностью отказаться от угля Кузбасс не может, так как для этого коммунальная энергетика должна перейти на совершенно другой уровень технологий, должны строиться электростанции для выработки не только тепловой, но и электрической энергии. Эта сфера сегодня не готова и не способна воспринять и реализовать идею повышения эффективности использования энергии, так как это влечет за собой дополнительные расходы и не соответствует российскому менталитету. Нашим предприятиям проще работать по традиционным методам, нежели внедрять более эффективные и экономичные новые технологии.

Потенциальны запасы «природного» газа (угольного метана) в Кемеровской области составляют примерно 13 трлн. кубометров, что вполне сравнимо с запасами крупнейших газовых месторождений Ямала и Надыма, главных кладовых «Газпрома». РАО «Газпром» совместно с властями Кемеровской области и предприятием «Метан Кузбасса» решило начать производство газа (угольного метана) в Кузбассе. Новая компания получит название «Кузбассгазпром». Специалисты придерживаются мнения, что «в угольных пластах газ заключен, как в губке и чтобы извлечь его, нужно закачивать под землю воду или воздух». Сегодня Кузбасс нацелен решить важнейшую проблему - утилизации промышленной добычи метана, которая напрямую связана с безопасностью при проведении подземных горных работ и поиском рациональных видов топлива ввиду истощения традиционных энергоресурсов (нефти и природного газа). Несомненно, АНО «Углеметан» на сегодняшний день является одним из «локомотивов» программы по утилизации шахтного метана выполняемой в рамках Кузбасского технопарка. Так, первым метановым проектом технопарка стала установка, разработанной в «Углеметане блочно-угольной котельной на ООО «Шахта «Красногорская» в Прокопьевске.

Проект выполняется в рамках Программы развития Организации Объединенных Наций и Глобального экологического фонда (ПРООН/ГЭФ) «Российская Федерация – устранение барьеров к извлечению и утилизации шахтного метана». В Кемеровской области работа по его реализации идет с 2003 года. Очень важна экономическая составляющая этого серьезного проекта. Подобная установка в Кузбассе (не считая международного финансирования) может окупиться в течение 4 – 5 лет. Цена проекта высока, но это - первая котельная. Если ее тиражировать, цена будет снижаться. Объемы сжигания метана такой котельной – 2,5 кубометра чистого метана в минуту. А вакуумный насос может выдавать до 12 кубометров газа в минуту, остальной пока идет на выброс [8].

«Сибирская угольная энергетическая компания» (СУЭК) в 2008 году реализовала первый проект утилизации парникового газа с применением механизма Киотского протокола. Проект был оценен в 250 млн. руб., в 2008 году на шахте имени Кирова в Ленинске – Кузнецком было построено здание мини-теплоэлектростанции (мини-ТЭЦ), которая работает на шахтном метане. Мини-ТЭС сжигает ежеминутно 13,3 кубометра метана (в пересчете на 100-процентный газ), при этом используется газовоздушная смесь с содержанием метана не ниже 30%. Станция работает с тепловой мощностью 10 т пара в час и электрической мощностью 0,96 МВт. Поставщиком оборудования на станцию выступает германская фирма Anlagentechnik Gmbh.

После реализации данного проекта компанией «СУЭК», возможно, утилизацией метана займутся и другие компании. В настоящее время готовятся предварительные расчеты использования газа по пяти шахтам в Прокопьевске [8].

Список литературы:

1. Воропай Н. И., Кейко А. В., Санеев Б. Г., Сендеров С. М., Степников В. А. Тенденции развития централизованной и распределенной энергетики. – Энергия, 2009, №5.

2. Трохин И. С. Промышленная энергетика, 2012, №9

3. http://gazprom.ru/

4. http://www.gas-journal.ru/

5. Филиппов С. И. Малая энергетика в России.- Теплоэнергетика, 2009, №8

6. Салихов А. А. Неоцененная и непризнанная «малая» энергетика. – М.: «Новости теплоснабжения», 2009. – 176 с.

7. http://tomsk.ria.ru/news/

8. comsibprees.ru/21.11.2008/macroeconomics/90435/

Код для цитирования: Скопировать