Данная публикация из серии «Нас спрашивают» посвящена вопросу оценки целесообразности инвестиций в собственную генерацию.

В нашей практике мы, следуя просьбам своих клиентов, разработали два подхода в рассмотрении данного вопроса. Первый сводится к вычислению себестоимости производимого одного кВт электроэнергии. Второй к оценке энергетического баланса предприятия при вводе в него нового элемента – газапоршевой электростанции.

В данной статье остановимся на первом варианте оценки целесообразности инвестиций в собственную генерацию и газопоршневую теплоэлектростанцию.

Ниже представлен предмет расчёта окупаемости. Рассмотрим порядок его составления более подробно.

РАСЧЕТ ОКУПАЕМОСТИ ЭНЕРГОКОМПЛЕКСА ГПУ тип ETW 1125 EG TCG 2020 V12K
Технический блок
Курс Евро		80,00
Стоимость установки	Евро	644 050,00
Стоимость установки	руб.	51 524 000
Номинальная мощность установки	кВт	1 125
Количество установок	шт.	1
Стоимость комплекса	руб.	51 524 000
Номинальная мощность комплекса	кВт	1 125
Наработка комплекса в год	моточасы	%	100	75	кВт	1 125	845	562
Удельный расход топлива	кВтч/кВтч	2,37	2,45	2,56
Потребление газа	м3/ч	267	207	144
Теплоотдача охлаждающей жидкости	кВт	587	446	306
Теплоотдача в НТ-контуре	кВт	103	70	42
Теплоотдача выхлопных газов	кВт	685	570	431
Общая теплоотдача	Гкал	1,09	0,86	0,62
Данные по стоимости обслуживания на 64.000 моточаса, включая капитальный ремонт
Стоимость запасных частей на 64.000 часов	руб.	52 311 776
Стоимость сервисных работ на 64.000 часов	руб.	2 563 200
Стоимость масла на угар на 64.000 часов	руб.	4 336 960
Стоимость масла на замену на 64.000 часов	руб.	1 712 160
Стоимость охл. жидкости на 64.000 часов	руб.	124 320
Стоимость обслуживания на 64.000 часов	руб.	61 048 416
Стоимость обслуживания за моточас	руб.	971
Экономический блок
Стоимость приобретаемой электроэнергии	руб/кВтч	3,60
Стоимость приобретаемого газа	руб/м3	3,72
Себестоимость производства котельной 1 гКал	руб/Гкал	1 200
Потребления тепла	%	40%
Потребление газа всем комплексом в час	м3/час	267	207	144
Стоимость потребляемого газа в час	руб.	992	770	535
Стоимость технического обслуживания комплекса за моточас	руб.	971
Расходы на обслуживание комплекса в год	руб.	16 486 903	14 624 522	12 651 117
Стоимость замещаемой электроэнергии	Руб./ч	4 050	3 042	2 023
Стоимость замещаемой теплоэнергии	руб.	1 305	1 031	740
Суммарная стоимость замещаемой энергии в год с учетом неполного потребления тепла	руб.	38 406 413	29 017 269	19 479 982
Финансовый результат от использования комплекса в год	руб.	21 919 510	14 392 747	6 828 865
Себестоимость произведенного кВт электроэнергии без учета генерации тепла	руб.	1,73	2,06	2,68
Окупаемость проекта	месяцев	28	43	91

Максимально теоретическая загрузка мини-ТЭС не может равняться 100%. Есть остановки на плановое техническое обслуживание. Возможны и остановы по причине сбоев. Поэтому максимальное количество моточасов в год ограничиваем 8400 часами (96%).

По каждому газопоршневому двигателю производитель в технических данных указывает его параметры на 100%, 75% и 50% от номинальной мощности. В зависимости от нагрузки меняется электрический КПД газогенераторной установки. Чем меньше нагрузка, тем относительно больше производится тепла и меньше электроэнергии. Расчет мы рекомендуем проводить для всех трех значений, это даст вам возможность получить более реалистичные результаты.

В первый «технический блок» заносятся константы. Например, при 100% мощности наша газопоршневая электростанция будет выдавать 1125 кВт электрической энергии и 1,09 Гкал тепла, и расходовать при этом 267 м³ газа в час.

В следующем блоке мы определяемся со стоимостью обслуживания нашей газопоршневой установки. Для этого складываем расходы на услуги по проведению планового обслуживания, расходные материалы, масло на замену, масло на угар, антифриз. Получившуюся сумму делим на наработку двигателя до капитального ремонта. Для двигателей MWM - это 64.000 моточасов. В нашем примере стоимость обслуживания на один моточас составляет 971,00 рублей.

В экономическом блоке мы вводим стоимость газа, чтобы рассчитать расходы на потребления газа газопоршневой электростанцией. Стоимость приобретаемой электроэнергии, чтобы оценить эффект от собственной генерации электроэнергии. Аналогично себестоимость производимого гКал тепла для оценки вклада от собственной когенерации.

В нашем примере мы исходим и того, что потребитель нуждается в тепле не весь год, а только в отопительном периоде (40%). Конечно, оптимальный случай, когда предприятие нуждается в тепловой энергии для технологических нужд круглый год, и мы можем полностью утилизировать все производимое мини-ТЭС тепло.

Зная, сколько мы производим электроэнергии и тепла в год, а также, в какую сумму нам бы обходилось их приобретение, мы в результате выходим на суммарную стоимость замещаемой энергии в год. Это наша доходная часть. В нашем примере для 100% нагрузки она составит 38 406 413,00 рублей.

На ТЭС с ПГУ имеют место выбросы оксидов азота и других парниковых газов, за что уже сегодня приходится платить. АЭС парниковых газов в атмосферу почти не выбрасывает. Радиационный фон вблизи АЭС, определяемый в основном радионуклидами криптона и ксенона, существенно ниже природного.

Основные недостатки существующих проектов АЭС - это высокие удельные капиталовложения и большая продолжительность строительства. Однако для повышения эффективности атомных станций имеются значительные резервы, к которым следует отнести снижение материало- и трудоемкости проектных решений основных зданий и сооружений, сокращение продолжительности проектирования, строительно-монтажных и пусконаладочных работ, оптимизацию монтажной блочности конструкций и оборудования.

Стоимость ТЭС с ПГУ ниже, строительство можно осуществить быстрее. Однако, по нашему мнению, этот тип электрогенерации практически достиг предела совершенствования технических решений и значимого роста экономической эффективности. Немаловажный негативный фактор - отсутствие незагруженных магистральных газопроводов.

Чтобы получить газ по стоимости, приведенной в статье, надо сначала обустроить месторождение, построить газопровод и газораспределительные станции со всей инфраструктурой. По данным АО «Газпром», инвестиции в строительство газопровода Ухта - Торжок-2 (970 км, 45 млрд м³/год) оцениваются в 217 млрд руб. в ценах 2010 года. С учетом годовой инфляции 8 % в ценах конца 2015 года это составит около 320 млрд руб. Тогда, по нашим оценкам, для сооружения магистрального газопровода от Бованенково до газораспределительной станции в Ярославской области и далее к каждой площадке ТЭС потребуется около 900 млрд руб. При этом общие инвестиции в строительство тепловой генерации и газопроводной системы превысят 1800 млрд руб.

Вопрос о выборе замещающего варианта электрогенерации взамен атомных станций, выбывающих из эксплуатации, остается дискуссионным, требующим проведения всесторонних технико-экономических исследований.

В заключение приведем выдержки из Энергетической стратегии России на период до 2030 года.
к числу основных проблем топливно-энергетического комплекса относится высокая зависимость предприятий комплекса от импортных технологий и оборудования;
снижение доли газа с 70 % до 60–62 % к концу третьего этапа реализации энергостратегии;
ядерная энергетика обладает способностью к воспроизводству собственной топливной базы;
энергетическая безопасность - одна из важнейших составляющих национальной безопасности страны.

Список использованных источников:
Оценка LCOE: АЭС пока в игре // Атомный эксперт, 2015 (по материалам зарубежной печати). http://www.rosatom.ru/journalist/interview/ http://kartaplus.ru/topografiya17 Оптовые цены на газ, добываемый ОАО «Газпром» и его аффилированными лицами, реализуемый потребителям Российской Федерации на основе приказа ФСТ России от 08.06.2015 № 218-э/3// www. gazprom.ru/f/posts/98/377922/2015–06– 30-ceny-krome-naselenia.pdf. http://www.gazprom.ru/about/marketing/ russia/ Тарификации углеродного загрязнения дан ход, 30.11.2015// www.worldbank. org/ru/news/feature/2015/11/30/carbon-pricing-its-on-the-move О. Мордюшенко. «Газпром оценил альтернативу South Stream», 23.11.2015 // www.kommersant.ru/doc/2860482 . Энергетическая стратегия России на период до 2030 г. Утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации от 13.11. 2009 1715-р.

Данная статья является примером правильного определения себестоимости электроэнергии и расчета окупаемости объекта.
Специалисты нашей компании в кратчайший срок проведут необходимые расчеты вашего индивидуального объекта с выдачей заключения о сроках окупаемости с учетом имеющихся на объекте особенностей.

В процессе расчета окупаемости мини-тэц крайне важно учесть все затраты, которые будет нести собственник, в процессе работы газопоршневой электростанции. К сожалению, не все компании, предлагающие строительство мини-тэц предоставляют будущим владельцам полную и актуальную информацию о стоимости дальнейшего обслуживания, порой просто не владея этой информацией. При расчете итоговой себестоимости производимой электроэнергии необходимо учитывать не теоретические цены на заводе-изготовителе, а реальную стоимость запасных частей, с учетом их транспортировки и таможенной очистки.

Данный расчет построен на примере электростанции Siemens SGE-56SM , так как стоимость обслуживания газопоршневых электростанций Siemens - одна из самых низких в России. За счет этого данный расчет предоставляет возможность оценить "отправные данные" по стоимости технического обслуживания. Другие электростанции сопоставимой мощности, будут скорее всего дороже в своём техническом обслуживании, но могут выиграть в цене оборудования.

При расчете использованы следующие исходные данные:

Для определения итоговой себестоимости вырабатываемой электроэнергии используется методика с включением основных групп затрат. Очень важно не забыть включить все основные категории затрат для определения наиболее полной итоговой себестоимости и дальнейшего расчета окупаемости мини-тэц:

1. ЗАТРАТЫ НА ГАЗ

Расход газа для рассматриваемой электростанции Siemens SGE-56SL/40 мощностью 1001 кВт составляет 276,7 нм 3 в час на 100% нагрузке. Таким образом, затраты определяются по формуле:

Расход топлива заданной калорийности * стоимость газа за 1000 нм 3 с НДС / 1000 нм 3 / мощность = 276,7 * 6000 / 1000 / 1001 = 1,66 руб. на 1 кВт*ч.

2. ЗАТРАТЫ НА ЗАМЕНУ МАСЛА

В газопоршневой электростанции Siemens SGE-56SL/40 мощностью 1001 кВт замену масла нужно проводить каждые 2500 моточасов, или реже, в зависимости от условий эксплуатации. Объём масла на замену составляет 232 литра. Для расчетов применим самый частый период замены - 2500 часов. Если же в процессе эксплуатации интервал будет увеличен, то это только снизит себестоимость электроэнергии. Затраты на замену масла определяются по формуле:

Объём меняемого масла * стоимость одного литра / регулярность замены / мощность = 232*230 /2500/1001=0,021 руб. на 1 кВт*ч.

3. ЗАТРАТЫ НА УГАР МАСЛА

Каждая газопоршневая электростанция при своей работе сталкивается с необходимостью пополнения масла, потраченного за счет его угара в камере сгорания газового двигателя. Расчетное количество масла на угар составляет 0,2 грамма на каждый выработанный кВт*ч. Затраты на угар масла рассчитывается по формуле:

Объём масла на угар * стоимость одного литра / 1000 грамм в одном литре = 0,2* 230 / 1000 = 0,046 руб. на 1 кВт*ч.

4. ЗАТРАТЫ НА ЗАПАСНЫЕ ЧАСТИ ВКЛЮЧАЯ КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ

Для определения итоговых затрат на запасные части очень важно учитывать все запасные части, необходимые на весь жизненный цикл газопоршневой электростанции, включая капитальный ремонт. Этот подход обусловлен тем, что предполагаемые затраты должны обеспечить бесперебойное функционирование электростанции, как до, так и после капитального ремонта. В противном случае пришлось бы покупать новую электростанцию после каждого капитального ремонта. При расчете учитывается сумма всех запасных частей, заменяемых на протяжении всего жизненного цикла с учетом капитального ремонта. Для электростанции Siemens мощностью 1001 кВт стоимость всех запасных частей составляет 389 583 Евро с НДС 20% и таможенной очисткой. Следует заметить, что запчасти, так же как и масло, при благоприятных условиях эксплуатации можно менять реже, что опять-таки только снизит стоимость производимой электроэнергии.

Итоговая себестоимость запасных частей, относимая на себестоимость кВт *ч определяется по формуле:

Стоимость запасных частей в евро* курс евро / ресурс до капитального ремонта, часов / мощность = 389 583 Евро * 72 руб. / 60 000 / 1001 = 0,467 руб. на 1 кВт*ч. включая затраты на капитальный ремонт (обновление электростанции) каждые 60 тысяч моточасов.

5. ЗАТРАТЫ НА УСЛУГИ ОБСЛУЖИВАЮЩЕЙ ОРГАНИЗАЦИИ, ПРОВОДЯЩЕЙ РЕГЛАМЕНТНЫЕ СЕРВИСНЫЕ РАБОТЫ

При расчете затрат на сервисные работы, необходимо помнить, что для расчета нужно использовать расценки только той организации, которая имеет официальное разрешение от завода-изготовителя на проведение этих работ. Это обеспечит не только сохранение гарантии на оборудование, но и подтвердит, что организация в будущем справится и со сложными работами, а не ограничится продажей оборудования и заменой масла.

Отдельно стоит заметить, что не стоит полагаться на заявления некоторых производителей, обещающих научить сервисному обслуживанию персонал заказчика. Как правило после продажи оборудования персонал обучается только замене масла, фильтров и свечей зажигания. Все квалифицированные работы продолжает выполнять персонал сторонней организации. Происходит это не только за счет того, что работы требуют высокой квалификации, но и за счет того, что для проведения этих работ требуется дорогой профессиональный инструмент, суммарная стоимость которого может составлять несколько миллионов рублей. Поэтому покупку такого инструмента может позволить себе только та копания, которая производит обслуживание газопоршневых электростанций в массовом порядке, на постоянной основе. В то же время, выполнение простейших сервисных работ персоналом заказчика действительно несколько снижает стоимость затрат. Однако исходный расчет следует проводить в наиболее тяжелых базовых условиях.

Для рассматриваемой электростанции Siemens SGE-56SL/40 суммарные затраты на сервисное обслуживание, включая капитальный ремонт, составляют сумму в размере 73 557 Евро с НДС. Сервисная составляющая в себестоимости электроэнергии будет определяться по формуле:

Сумма затрат включая капитальный ремонт * курс валюты / срок до капитального ремонта / мощность = 73 557 Евро * 72 руб./ 60 000 / 1001 = 0,088 руб. на 1 кВт*ч.

6. ЗАТРАТЫ НА ВЫПЛАТУ НАЛОГА НА ИМУЩЕСТВО - 2,2 % В ГОД:

Определим затраты на налог исходя из средней стоимости строительства Мини-Тэц в размере 50 млн. руб. за 1 МВт «под ключ». Затраты определяются по формуле:

Стоимость строительства * размер налога в процентах / 100 процентов / мощность / 8000 часов работы в год = 50 000 000 * 2,2 / 100 / 1025 / 8000 = 0,13 руб. на 1 кВт*ч.

7. АМОРТИЗАЦИОННЫЕ ОТЧИСЛЕНИЯ

Включение затрат на амортизационные отчисления подразумевает, что в процессе эксплуатации электростанций амортизируются средства, которые могут быть потрачены на полное обновление энергоблока после выработки его ресурса (3-4 капитальных ремонта, 240 000 - 300 000 моточасов). Затраты определяются по формуле:

Стоимость строительства / полный ресурс / мощность = 50 000 000 / 240 000 / 1001 = 0,21 руб. на 1 кВт*ч.

8. ПОПРАВКА ЗА СЧЕТ УТИЛИЗИРУЕМОГО ТЕПЛА:

Параллельно с выработкой электрической энергии каждая электростанция мощностью 1001 кВт производит выработку тепловой энергии в количестве до 1183 кВт в час. Для производства такого же количества тепла в котельной потребовалось бы сжечь 130 нм 3 газа теплотворной способности 33,5 МДж/нм 3 , как было уже указано ранее, газ принимается в расчетах по стоимости 6000 руб. с НДС за 1000 м3. Таким образом, за счет утилизации тепла от работающего двигателя, каждая электростанция экономит с каждым выработанным кВт*ч электроэнергии до

130 * 6000 /1000 /1001 = 0,779 руб. на 1 кВт*ч.

РАСЧЕТ ИТОГОВОЙ СЕБЕСТОИМОСТИ

Итоговая себестоимость складывается из суммы всех затрат на производство электроэнергии (газ, масло, сервис, работы, налоги, амортизация) и экономии средств за счет утилизации тепла

• Без учета утилизируемого тепла: 1,66 руб. + 0,021 + 0,046 + 0,467 + 0,088 + 0,13 +0,21 = 2,622 руб. на 1 кВт*ч. с НДС 20%
• С учетом утилизируемого тепла: 1,66 руб. + 0,021 + 0,046 + 0,467 + 0,088 + 0,13 +0,21 - 0,779 = 1,834 руб. на 1 кВт*ч. с НДС 20%

Расчет срока окупаемости

А) Мини-ТЭЦ как альтернатива внешней сети

В случае, если на объекте нет централизованного электроснабжения в полном объёме необходимо рассчитывать срок окупаемости не всей мини-ТЭЦ, а разницы, между стоимостью строительства и стоимостью организации внешнего электроснабжения (подключение, трасса, лимиты и т.д.). На некоторых объектах стоимость подключения внешней сети может быть даже выше, нежели стоимость строительства мини-ТЭЦ. За чет этого окупаемость проекта наступает сразу, по факту включения мини-ТЭЦ в работу. А с каждым выработанным кВт*ч собственник получает дополнительную прибыль.

Б) Мини-ТЭЦ как дополнение к внешней сети

В случае, если на объекте уже организованно полное внешнее электроснабжение и мини-ТЭЦ рассматривается только как мероприятие по снижению затрат на электричество, необходимо сравнить затраты на производство и покупку электроэнергии.

При средней стоимости покупки электроэнергии от сетей в размере 3,5 руб. с НДС за 1 кВт*ч, экономия при выработке 1 кВт*ч электроэнергии с учетом полной утилизации тепла составит:

• Стоимость электроэнергии от сетей - стоимость производимой электроэнергии = 6,0 - 1,834 = 4,166 руб. на 1 кВт*ч.
• При равномерной полной загрузке мощностей в год производится экономия в размере:
• Экономия с каждым кВт*ч * 8000 рабочих часов в год * мощность = 4,166 * 8000 * 1001 = 33,36 млн. руб. в год

ИТОГОВЫЙ СРОК ОКУПАЕМОСТИ

В настоящий момент, как уже отмечалось выше, средняя стоимость строительства объекта «под ключ» составляет сумму в размере от 50 млн. руб. за 1 МВт «под ключ», в зависимости от мощности и состава используемого оборудования.

Таким образом, при полной загрузке электрических мощностей и утилизации тепла, срок окупаемости одной мини-ТЭЦ может рассчитываться как Сумма строительства / ежегодную экономию = 50 / 33,36 = 1,5 года.

Как видно из приведенных расчетов, наибольшее влияние на итоговый срок окупаемости оказывают затраты на техническое обслуживание, масло и сервисные работы. К сожалению, некоторые производители указывают в своих каталогах не реальные данные по обслуживанию (которое проводится каждые 1200 - 2000 моточасов), а некие теоретические максимумы, которые достижимы только в идеальных условиях эксплуатации. В ситуации, когда собственник, запустив электростанцию, сталкивается со снижением интервалов обслуживания, ожидаемая окупаемость резко ухудшается. Поэтому крайне важно уточнять, указываются ли в предлагаемой программе технического обслуживания минимальные интервалы, которые могут быть расширены, или же теоретические пределы, которые будут уменьшены. В нашей компании собрана обширная база таких предложений, которые мы можем предоставить клиентам, досконально выбирающим оборудование.

Указанные стоимости актуальны на конец 2019 года и могут незначительно отличаться на текущий момент.

2006-03-20

Изменения в управлении экономикой России вызвали рост интереса к проектам малой энергетики. Потребителю стало понятно, что в период, пока РАО «ЕЭС России» занято своей реструктуризацией, и еще долгое время после этого, не стоит надеяться на получение надежного и дешевого энергоснабжения от большой энергетики, тем более для новых объектов. Стоимость строительства собственной электростанции в Москве и Подмосковье оказывается такой же, как и стоимость подключения к системе «Мосэнерго».

Крупные потребители энергии имеют достаточно средств для найма квалифицированных экспертов для оценки стоимости строительства собственных энергетических объектов или для выбора вариантов сотрудничества с энергосистемами по вопросам совместного участия в реконструкции генерирующих и сетевых объектов.

Но специалистам и руководителям малых предприятий и муниципальных образований необходимо самим ориентироваться в выборе энергоэффективных проектов.

Техническая литература и популярные издания замусорены разными рекомендациями по применению малой, и альтернативной энергетики, в т.ч. по использованию ветровых, солнечных установок, микро-ГЭС, малых ТЭЦ с использованием биотоплива и всякого хлама. Несомненно, все подходящие варианты энергоустановок должны быть рассмотрены из миллиона…

Однако, рекомендации, основанные на апробированном опыте западных стран, часто экономически неоправданы в России, а срок окупаемости проектов обычных ТЭЦ в России иногда в два раза и более короток, чем в США. В этой статье предпринята очередная попытка определить «зоны» применения разных вариантов малых ТЭЦ в России.

Главное отличие малой энергетики

Энергоснабжение от больших электростанций предполагает наличие электрических и тепловых сетей, через которые энергия передается большому числу потребителей разделенных по категориям надежности потребления, объемам потребления, социального статуса и соответственно тарифам. Необходимость строительства и эксплуатации сетей удваивает или утраивает стоимость энергии, получаемой конечным потребителей и у нас, и за рубежом.

Малая ТЭЦ строится для одного или группы потребителей, объединенных в локальную сеть. Поскольку у отдельного малого потребителя протяженность сетей минимальна, в дальнейшем анализе будем рассматривать только стоимость генерации и режимы использования энергии у самого потребителя.

Большая энергетика как ориентир

При рассмотрении проектов сооружения малых ТЭС энергетики и специалисты предприятий ориентируются на показатели, достигнутые в большой энергетике. В большой энергетике применяются все более сложные схемы генерации электроэнергии. Растет и КПД электростанций в основном за счет применения и усложнения электростанций с парогазовыми установками.

Если КПД паротурбинных электростанций лет 40 как застыл на отметке 42%, то КПД электростанций со сложным циклом, включающих электрогенераторы с газотурбинным и паротурбинным приводом, в 1993 г. имели «парадный» КПД = 51,5%, а года три назад, т.е. в 2003 г., КПД таких установок (на Западе) вырос до 56,5%, т.е. рос по 0,5% в год. И перспективы роста КПД обычной «тепловой» энергетики еще велики.

Отличия малой энергетики

Из рассмотрения по понятным причинам исключаем АЭС и солнечные электростанции (СЭС). Конечно, только ленивый дачник в России не поставил солнечный водонагреватель для душа. Что касается солнечных электростанций, то у нас и на Северном Кавказе солнца меньше, чем в Калифорнии, а в Калифорнии стоимость «зеленой энергии» от СЭС в два раза выше, чем от традиционных электростанций.

Дорого построить хорошую угольную ТЭЦ мощностью менее 10 МВт. Но датчане строят котельные и ТЭЦ, сжигающие древесные отходы, и даже солому. Вот только в России урожайность пшеницы ниже и солому собрать труднее (А.М. Мастепанов). Сложнее собрать и сжечь городской мусор. Такие проекты должны быть достаточно крупными. Не будем «копаться» и в водородной энергетике.

Новомодная водородная энергетика по КПД не сможет угнаться за обычной энергетикой. Да, малые ТЭЦ на водороде с прямым преобразованием энергии водорода в электрохимических генераторах должны быть надежны (нет высокотемпературных поверхностей и уймы вращающихся агрегатов— турбин, генераторов, насосов), экологичны по факту, т.к. при каталитическом окислении водорода получаются только выбросы Н 2 О.

Однако по стоимости и экономичности в целом водородная энергетика пока и «рядом не стоит» с обычной энергетикой. Об этом наконец-то откровенно года два назад написали и сами американцы. А кроме того, в обычной газотурбинной установке (ГТУ), в которой сжигается природный газ (в горелку природный газ и воздух подаются через компрессоры под давлением), а высокотемпературные газы раскручивают силовую турбину, компрессор и электрогенератор.

Воздух подается в газовую турбину с избытком: он работает как «рабочее тело» в турбине, а часть его просто используется для охлаждения стенок горелки и лопаток турбины. В последние два десятилетия построены газотурбинные установки, в которых воздух частично заменялся водой или паром. При этом увеличивался КПД ГТУ в полтора раза, в полтора-два раза увеличивалась удельная мощность агрегата (при тех же объемах).

При современных технологиях в таких циклах достижим электрический КПД 64% (такой КПД и не планируется в водородной энергетике…) Фактически сложный парогазовый цикл реализуется в одной турбоустановке! Кроме того, при этом значительно уменьшаются вредные выбросы окислов азота (NO X). А если подавать в турбину не воздух, а кислород? Тогда азот не будет поступать в камеру сгорания и не будет окислов азота.

Получить кислород становится все дешевле и дешевле ввиду развития мембранных технологий. По просочившимся в интернет сведениям, в США ведутся разработки такого проекта, и возможно к концу 2006 г. или в начале 2007 г. будут результаты испытаний. Ну, просто «бальзам на душу» экологам! Эти достижения опять не для нас! Ни РАО «ЕЭС России», ни государство не финансирует такие «прорывные» проекты. В малой энергетике нецелесообразно рассматривать возможности применения сложных схем комбинированных циклов ПГУ для производства электроэнергии. Ограничимся простыми решениями.

Малые ТЭЦ для России

Вырабатывать и электроэнергию и тепло на ТЭЦ выгоднее, чем отдельно вырабатывать тепло на котельной и отдельно вырабатывать электроэнергию на электростанции. Выигрыш по использованию топлива составляет 30%! Всем нужны ТЭЦ! На тепловых электростанциях, отпускающих тепло и электроэнергию, вырабатывается около 60% всей электроэнергии России. Россия— самая холодная из всех великих держав.

Но вот отличие: нам тепла в принципе нужно больше, чем другим странам! А при таком требовании не нужен супервысокий электрический КПД, т.е. возможно использование более простых и дешевых энергоустановок. Во многих отраслях промышленности круглогодичные затраты на тепло выше, чем на электроэнергию. Тепло населению летом нужно только для горячего водоснабжения, а это только 15-20% от зимнего объема потребления.

В торговых центрах и крупных офисных учреждениях нужно и в России летом охлаждение (кондиционирование). А в этих случаях нужно больше электроэнергии, т.е. электрический КПД ТЭЦ должен быть выше. Какой выбор электрогенерирующих установок для малой ТЭЦ (или ТЭС)?

Паротурбинные установки — ПТУ (топливо для котла любое)

• российские паротурбинные установки. Самые маленькие с хорошим КПД, но по мощности не менее 500 кВт по стоимости чуть выше 300 $/кВт. (есть и другие, но с малым КПД и неизвестной надежностью);
• американские паротурбинные установки: 50 и 150 кВт по стоимости 450-500 $/кВт. Не забудьте еще построить паровой котел по стоимости ориентировочно 50 $/кВт со всеми причиндалами (если у вас нет парового котла).

Обычные газотурбинные установки — ГТУ (топливо: газ или солярка)

Для получения тепла нужны котлы-утилизаторы дымовых газов (по удельной стоимости сравнимы с паровыми котлами).

• российские газотурбинные установки мощностью от 2500 кВт и выше, стоимость ориентировочно 600 $/кВт. КПД = 24% и выше при увеличении мощности;
• украинские ГТУ с теми же показателями (есть и с впрыском воды в турбину для повышения мощности и КПД);
• другие, но дороже.

Возможно использование ГТУ и меньшей мощности, но при этом уменьшается надежность (используются редукторы) и резко повышается удельная стоимость 1 кВт установленной мощности.

Необычные ГТУ

В России продаются высокооборотные газотурбинные установки (производство США и Европа). Их мощности: 30; 70; 100 и 200 кВт. С низким КПД = 17-22%. Дорогие, дороже 1000 $/кВт (!), но очень хороши для отдаленных «точек» потому, что легкие… Высокочастотный шум легко глушится! Электрогенерирующие установки с поршневым приводом (на бензине, солярке и природном газе). По мощности от нескольких кВт до 6000 кВт в одном агрегате и более. По КПД (до 43%) превышают ГТУ и ПТУ во всех диапазонах по мощности. По маневренности и независимости от погодных условий они лучше турбин. А срок службы поршневых агрегатов выше, чем у турбин в два-три раза. Удельная стоимость зависит от мощности агрегатов. Газопоршневые электрогенераторные блоки (работающие на газе) стоят заметно выше, чем дизели.

Альтернативная энергетика

Из альтернативной энергетики нам на выбор остались гидроэлектростанции (ГЭС) и ветровые электростанции (ВЭС).

Малые ГЭС

Есть отличные российские гидроэлектрогенераторы. При мощностях 1-5 МВт стоимость оборудования составляет около 300 $/кВт. Но не забудьте про стоимость строительства плотины, здания и т.д. Есть рукавные и наплавные электростанции. Стоимость этого оборудования дороже. Большинство рек равнинные и соорудить запруду значительной высоты — это проблема… А зимой реки в России замерзают. И здесь есть выход. На большой реке можно соорудить подводную ГЭС. Для этого нужно установить на баржу гидроэлектрогенераторы по типу ветряков. Баржу подвести по реке к поселку, соединить кабелем с берегом и… затопить так, чтобы верхним краем лопасти гидрогенератора не доставали зимой до дна. Это дорогое решение может оказаться приемлемым для какого-то северного поселка, где стоимость топлива в пять раз выше, чем в Москве.

Ветровые электроагрегаты относились всегда к малой энергетике. Но за последние 10 лет мощности единичных ветряков выросли с 350-500 до 3500 кВт. При этом их стоимость уменьшилась с 1500 до 900 $/кВт. Уже построены береговые и морского «базирования» ВЭС с десятками агрегатов мощностью в сборке более 40 МВт. Это в Дании и Германии.

Мы в Калмыкии еще в 1992 г. поставили агрегат мощностью 1000 кВт. Но не заработал он — то ли по причине, что подшипники сгорели, то ли потому, что СССР не стало. Датчане были готовы продавать нам б/у ВЭС мощностью 350 кВт за «копейки» (в три-четыре раза дешевле с гарантией на шесть лет, но вот незадачи —скорости ветра в Дании (практически остров) со всех сторон около 8 м/с, а на российских равнинах всего-то лишь 3-5 м/с. При таких скоростях развиваемая мощность будет в ( 8 / 5 )3 = 4,7 раза меньше!

И когда эта дешевизна окупится! Конечно, на наших Северах скорости ветра и поболе, чем 8 м/с, но выдержат ли датские пластмассовые лопасти (рассчитанные на круглогодичную плюсовую температуру) наши морозы -50°С? А масло в редукторе? А электроника? Бывает, что и ветра нет. Тогда нужно комбинировать ВЭС с дизельной электростанцией. Один из предлагавшихся российскими инженерами вариантов: использовать большую часть энергии ВЭС для отопления.

Действительно, чем больше ветер зимой, тем больше тепла «выдувается» из дома, но тем больше (в кубической степени!) дает энергии ветряк. Причем, можно не стабилизировать частоту и напряжение, а подавать такую совсем «не ГОСТовскую» электроэнергию прямо в водяной котел или просто в электронагреватели. Конструкция электрогенератора будет намного дешевле. Не нужно редуктора.

Можно поставить лопасти самолетного типа «без ограничения скорости вращения» даже в шторм. Но это специальная задача. Для тех мест, куда топливо доставляется Северным морским путем. В настоящее время в России изобретают тихоходные ВЭС разных типов. Но стоимость ВЭС малосерийного производства есть и будет выше, чем в Дании, где создана национальная индустрия ВЭС и серийное их производство. Это датская «фишка» и датская гордость.

Тем не менее, датское правительство перестало в 2002 г. субсидировать строительство ВЭС, потому, что в реальности стоимость электроэнергии от ВЭС была значительно выше электроэнергии, получаемой от обычной тепловой энергетики. Посмотрите на рисунок, как дорога электроэнергия в Дании.

Сравнение стоимостей различных электростанций

Сравнение стоимостей различных электростанций, приведенных к 1 кВт, публиковалось в технической литературе нечасто. Такая статья лет 20 назад была опубликована Э.М. Перминовым и еще несколько лет назад подобное сравнение провел П.П. Безруких. Это известные в России специалисты по нетрадиционной энергетике. За прошедшие десятилетия стоимость обычных ТЭЦ и АЭС возросла, а стоимость солнечных и ветровых электростанций уменьшилась значительно. Ниже приведено сравнение затрат для тепловых электростанций.

Заключение

В Москве проектируются и строятся помимо «Мосэнерго» новые парогазовые ТЭЦ («Москва-Сити» и др., 160-200 МВт), газотурбинные энергоблоки (отечественные энергоблоки по 6-10 МВт и более) устанавливаются на районных тепловых станциях и котельных, т.е. котельные превращаются в ТЭЦ. Новые торговые комплексы вокруг Москвы и в Москве обзаводятся собственными «тригенерационными» электростанциями (электроэнергия + тепло + холод) мощностью по 4-6 МВт с использованием газопоршневых энергоблоков зарубежного производства.

Периодически поднимаются вопросы о строительстве новых мусороперерабатывающих заводов и ТЭЦ со сжиганием мусора в Москве, Рязани и других городах. В предыдущие годы было поставлено несколько ветровых электростанций зарубежного производства на зарубежные гранты на побережье под Санкт-Петербургом и рядом с Калининградом. А вот по солнечным электростанциям в пределах России пока нет никаких радостных сообщений.

В обозримом будущем обычная электроэнергетика, основанная на газовых ТЭЦ, в России будет оставаться весьма выгодным бизнесом, учитывая, что стоимость электроэнергии и тепла в ряде регионов России приблизилась к мировым ценам, а стоимость природного газа пока в пять раз ниже, чем в Европе и в обозримом будущем всегда будет в два раза дешевле (из-за разницы в стоимости доставки).

Строить свою ТЭЦ нужно сейчас, если есть газ. В других случаях считайте варианты. Графики и таблицы взяты из литературы,указанной ниже. Остальные цифры в оценках приводятся по памяти автора из собственных оценок и публикаций российских и зарубежных специалистов.

1. Don’t ignore network costs.Michael Brown. Director ofWADE and Editor of COSPP. Cogeneration & On-Site Power Production. July-august 2005.
2. Реформирование централизованного теплоснабжения в европейских странах с переходной экономикой. «Restructuring district heating in Europe’s transition economies»,COSPP, July-August 2005, Sabine Froning and Norela Constantinescu.
3. www.Eia.doe.com.

Стоит сразу сказать, что генераторная электроэнергия дороже, чем электроснабжение от внешней сети . Но электроприборы так глубоко вписались в наш быт, что мы не можем отказаться от комфорта и удобств.

Владелец коттеджа, которому вряд ли озадачится себестоимостью электричества. Та же ситуация с генераторами для пикника – там просто нет других вариантов.

Другое дело, если вы планируете использовать генераторную установку на постоянной основе. Расходы на электроэнергию просто необходимо считать владельцам бизнеса, чтобы не прогореть. Порой дешевле подключиться к центральным сетям .

Допустим, у вас генератор номинальной мощностью 5,5 кВт и стоимостью 35 тыс. руб. Средний срок службы составляет 5000 моточасов. Стоимость литра топлива примем за 40 руб. При расчете 1 кВт/часа важно учесть степень загрузки генератора, поскольку она повлияет на конечное значение.

Прежде всего учтем затраты на приобретение самого генератора – разделим его стоимость на моточасы. 35000/5000 = 7 руб./час.

Затем рассчитаем стоимость 1 кВт при:

100% нагрузке: 2,5 л/час * 40 руб./ 5,5 кВт = 18,18 руб. С учетом стоимости генератора общая стоимость кВт/часа получится 18,18 + 7 = 25,18 руб .

50% нагрузке: 1,8 л/час *40 руб./ 2,75 кВт = 26,18 руб. С учетом стоимости генератора общая стоимость кВт/часа получится 33,18 руб .

При постоянном использовании в статью расходов стоит включить и затраты на обслуживание. Замена масла, фильтров, свечи зажигания и прочее. Поэтому прикиньте годовые расходы на обслуживание генератора и включите их в стоимость кВт.

Подведем итог

Стоимость 1 кВт электроэнергии генераторной установки выше, чем от центральных сетей. Если генератор планируется использовать в качестве дополнительного или резервного источника – можете об этом не думать.