Энергосберегающая стратегия экономического развития России

Н.Г.Кириллов,-к.т.н., Военный инженерно-космический университет, Санкт-Петербург


Экономика России на рубеже XXI века

В последние годы резко обострились проблемы в энергетике. Многочисленные исследования показывают, что в нашей стране доля стоимости энергии в себестоимости произведенного продукта составляет 40–60%, что выше мирового уровня в 5–10 раз. Удельный расход воды и тепла на одного жителя превышает общеевропейские нормы в 2–3 раза. Эти факты говорят о том, что за последние 10–15 лет в энергетике и промышленности России практически не используются новейшие достижения научно-технического прогресса.

К сожалению, экономическая и техническая политика нашей страны в последнее десятилетие не соответствовала духу времени – началу ХХI века. Мы продолжаем уповать на сырьевые источники – нефть, газ, уголь и не используем для экономического развития страны новые отечественные технологии, разработанные на уровне мировых стандартов. Многие страны, такие как Япония, Южная Корея, страны Западной Европы, не имея больших сырьевых источников, сделали огромный экономический прорыв только за счет новых технологий.

События последних лет наглядно показали, что ориентация только на экспорт сырья, торговлю и развитие сферы услуг не позволит добиться России высокого финансово-экономического положения в современном мире. Необходима, прежде всего, стабильно работающая промышленность, ориентированная на выпуск высококачественной и высокотехнологичной продукции. Только такой подход сможет обеспечить государству успех как в решении своих внутренних проблем, так и в конкурентной борьбе на мировых рынках продуктов, технологий и услуг. Только производство, базирующееся на новых технологиях, конструкциях, материалах, способно привести общество к изобилию и процветанию. Решающим фактором выхода из затянувшегося кризиса и создания условий для динамического роста производства является устойчивая работа топливно-энергетического комплекса России.

Проблемы нефтегазового комплекса России

До сих пор в России преобладает мнение о благополучном состоянии отечественной нефтяной и газовой промышленности, основанное не на реальном положении дел, а на огромных запасах разведанных месторождений. Действительно, Россия располагает крупнейшими разведанными запасами природного газа и нефти, доля которых от мировых запасов составляет соответственно 33% и 13%. Однако основные российские потенциальные и вновь открываемые нефтегазовые месторождения расположены в труднодоступных районах с неразвитой или вовсе отсутствующей инфраструктурой, а также со сложными условиями залегания и добычи. Поэтому обустройство, освоение и эксплуатация новых месторождений сопряжены с повышенными затратами, высокой стоимостью добываемой продукции и ее транспортировки к месту переработки и потребления. В настоящее время строительство только одной скважины на новых месторождениях обходится ОАО «Газпром» в миллион долларов. Себестоимость добычи нефти в суровых природно-климатических условиях севера Сибири при среднем дебите скважины 5–10 м3/сут. составляет 60–80 долл/м3, достигая при существующих мировых ценах на нефть предельной величины.

Месторождения, разведанные и освоенные до 1991 года практически истощились. Так, степень выработанности трех базовых месторождений, дающих 74% объема добычи газа, достигли следующих значений: «Медвежье» – 78%; «Уренгойское» – 67%; «Ямбургское» – 46%. В настоящее время более 75% промышленных запасов нефти вовлечены в разработку. Остальные 25% рассредоточены на мелких месторождениях и разведочных площадях. В результате в России за последние 10 лет объем добычи нефти снизился в 2 раза и составляет сегодня не более 310 млн.т в год. Поддержание даже такого уровня может быть достигнуто только при условии вложения в развитие нефтедобывающей отрасли огромных инвестиций. Требуемый объем инвестиций для модернизации нефтяного комплекса в ближайшие 5 лет составит 30–40 млрд.долл. США. В противном случае добыча нефти к 2005 году может снизиться до 200 млн.т в год. Это означает, что при полном удовлетворении внутреннего спроса неизбежно сокращение экспорта нефти с потерей примерно 30% валютных поступлений, либо – при сохранении расчетного объема экспортных поставок – удовлетворение внутренних потребителей в нефти и нефтепродуктах будет составлять только 35% от расчетных. Развитие событий по данному сценарию приведет в 2020 году к дефициту сырой нефти на внутреннем рынке в размере более 25 млн.т.

Аналогичная ситуация складывается и в газовой промышленности. По данным Минтопэнерго, падение добычи газа в 1999 году составило 8 млрд.м3, в 2000 году – около 20 млрд.м3. За последние 10 лет объем добычи природного газа снизился более чем на 120 млрд.м3 в год (с 640 до 520 млрд.м3) и продолжает снижаться. С 1999 года в России постоянно возникает дефицит газового топлива, для возмещения которого задействуются резервные запасы газа из подземных хранилищ. Только для поддержания существующего уровня добычи газа необходимые инвестиции в газовую отрасль должны составить до 2005 г. 9.5 млрд. долл. США, а в 2006–2010 гг. – более 12.5 млрд. долл. США. Однако сегодняшний объем инвестиций составляет 50–70% от требуемого, что приведет в 2003–2005 гг. к снижению добычи газа до 450–480 млрд.м3 вместо необходимых 650–680 млрд.м3. Как считают специалисты РАО «Газпром», отсутствие инвестиций может привести к снижению уровня добычи газа к 2010 году до 263 млрд.м3 [1]. В связи с этим уже с 2010 года планируются закупки природного газа из азиатских стран СНГ. В целом же для увеличения уровня добычи газа, динамичного и устойчивого развития единой системы газоснабжения страны, а также надежной ее эксплуатации необходимо привлечение инвестиций в производственные объекты газовой отрасли в объеме 8 млрд.долл. США в год [2].

Одной из причин снижения уровня добычи нефти и газа является сокращение геолого-разведочных работ. Так, для поддержания существующего уровня добычи нефти требуются активные поисково-разведочные работы и ежегодное освоение 25–30 новых месторождений. Минимальный срок на открытие, разведку и промышленное освоение одного месторождения нефти и газа составляет 6–8 лет. Однако из-за недофинансирования общий объем буровых работ в нефтяной отрасли России сокращен в 7 раз (с 36.9 млн. пог. м скважин в 1990 г. до 4.6 млн. пог. м в 1999 г., в том числе поисково-разведочного бурения с 5.15 до 0.7 млн. пог. м соответственно). Недостаточные объемы геологоразведочных работ привели к нарушению нормативных соотношений между приростом запасов и добычей и составляют 1:1, вместо необходимого 2:1.

Негативное влияние на уровень производства энергоресурсов оказывает моральный износ основного производственного фонда нефтегазового комплекса. К 2000 году более 30% оборудования исчерпало свой рабочий ресурс, а 60% оборудования эксплуатируется более 20 лет. Уже к концу 2010 года ресурс многих магистральных газопроводов будет исчерпан. Кроме текущего ремонта, до 2020 года необходимо осуществить строительство газопроводов общей протяженностью 27.5 тыс. км с соответствующими компрессорными станциями. Используемые в настоящее время газоперекачивающие агрегаты в значительной части устарели и имеют низкий к.п.д. – 20–22%. При транспортировке газа на нужды газокомпрессорных станций расходуется до 10% добытого газа, что составляет около 50 млрд.м3 в год. Более того, из-за разного рода аварий и других причин только при транспортировке в газовой отрасли теряется около 10 млрд. м3 природного газа в год, и эти потери с каждым годом увеличиваются.

Дефицит первичных энергоресурсов будет возрастать и за счет стабилизации российской экономики, которая уже сейчас привела к возрастанию энергоемкости отечественной промышленности примерно на 3–5% в год. В целом к 2005 году прогнозируется рост потребления первичных энергоресурсов на внутреннем рынке на 11–13%, а экспорт на европейские и азиатские рынки на 12–18%.

Россия является крупнейшим экспортером природного газа и нефти. Доля нефтедолларов в общем объеме экспорта по итогам 1999 года возросла до 25% (от 19.8% в 1998 г.), а в первом полугодии 2000 года достигла уровня 33%. От экспорта природного газа сегодня Россия получает около 25% всей валютной выручки. В 1990 году вывоз газа составлял 53% внутреннего потребления, в 2000 году – 56%, а к 2010 году ожидается его рост до 60%.

В настоящее время российская энергетика в наибольшей степени зависит от состояния газовой отрасли ТЭК. Удельный вес газа в общем расходе топлива в нашем энергетическом балансе увеличился с 16% в 1965 году до 40% в 1990 и до 50% в 1999 (для сравнения: в Швеции – 2%, Франции – 13%, Германии – 21%, США – 27%, Канаде –30%). В 1998 году производство электроэнергии имело следующую структуру: теплоэлектростанции (ТЭЦ) – 68%, атомные электростанции (АЭС) – 13%, гидроэлектростанции (ГЭС) – 19%. При этом 80% ТЭЦ и крупных котельных работает на газе. Подобная структура топливного баланса страны могла бы считаться рациональной в силу высокой экологичности природного газа, если бы состояние ресурсной базы РАО «Газпром» позволяло бы поддерживать сложившийся уровень добычи и сохранять данную структуру потребления газа на достаточно длительный срок. Однако наметившаяся по вышеуказанным причинам тенденция сокращения объемов газа может привести к резкому уменьшению его поставок либо на внутренний рынок, либо на экспорт.

В первом случае потребности российских потребителей газа уже к 2005 году будут удовлетворены лишь на 50–65%, а во втором будет потеряно 25% валютных поступлений страны, не говоря уже об утрате экспортных рынков российского газа в будущем. Оба эти варианта представляются тупиковыми, и их нельзя допустить [3].

Для выхода из создавшегося положения к 2005–2008 гг. необходимо обеспечить прирост к существующему уровню добычи природного газа не менее 120–170 млрд. м3 в год. Однако, из-за отсутствия инвестиций, реальных перспектив существенного увеличения добычи газа в ближайшее время, у ОАО «Газпром» нет.

Возрождение эры угля в России

В последнее время в России на самых различных уровнях обсуждаются проекты возрождения эры угля.

В современном мире уголь является одним из наиболее стабильных и надежных энергетических источников, а его запасы во много раз превышают ресурсы других горючих ископаемых. Сфера его применения, благодаря научно-техническому прогрессу, будет непрерывно расширяться. Кроме традиционных направлений – энергетики и коксования, уголь будет широко использоваться в электротехнике, стройиндустрии, сельском хозяйстве, для получения жидкого и газообразного моторного топлива и ценного сырья для химической промышленности.

Основные угольные запасы сосредоточены в восточных районах страны. Очевидно, что за счет этих регионов, прежде всего Кузнецкого и Канско-Ачинского бассейнов, будет обеспечиваться прирост добычи угля в целом по России. Это определяет необходимость развивать производства именно в этих районах, требующие много топлива: строить электростанции, металлургические и машиностроительные заводы.

Возрождение эры угля означает не только рост абсолютных цифр его добычи, но и строжайший режим экономии на всех стадиях производства и потребления этого вида топлива.

Возможные пути развития российской экономикив период до 2020 года

В результате складывающейся ситуации у России может быть несколько путей развития экономики.

Первый путь – продолжать «проедать» все, что было разведано и создано до 1991 года. Для этого пути характерно научно-техническое отставание во всех отраслях энергетики, острый дефицит инвестиций, высокий износ основных производственных фондов, качественное ухудшение и отставание развития сырьевой базы и т.д.

Второй – ресурсодобывающий путь, который основан на значительном увеличении объемов производства топливно-энергетических ресурсов путем наращивания их добычи. Так отечественная экономика развивалась до середины 90-х годов прошлого века (начала перестройки). В результате развития по этому пути энергозатратность промышленного производства в России в 3–4 раза выше, чем в Западной Европе, в 5 раз выше, чем в США, и в 8 раз выше, чем в Японии. Но сейчас ситуация изменилась, старые месторождения истощаются, а на разработку новых нужны огромные капиталовложения. Да и ресурсов, как считают многие специалисты, осталось не так уж и много: нефти лет на 40, природного газа на 90–100, вот разве что угля много – хватит на 300 лет. Очевидно, что ресурсодобывающий путь развития в перспективе экономически неоправдан и неприемлем. Кроме того, этот путь ведет к дальнейшей деградации научно-технического потенциала и значительному росту нагрузок на окружающую среду.

Третий путь – энергосберегающий, который предполагает возможность экономического роста при сохранении настоящего уровня добычи первичных энергоносителей за счет преобразования структуры ресурсопотребления и активного внедрения энергосберегающего оборудования, новых передовых технологий. Это путь учета и экономии ископаемых, невосстанавливаемых природных ресурсов, путь – по которому идет цивилизованный мир и который позволит России приблизиться к индустриально развитым странам по показателям удельной энергоемкости промышленного производства. Государство становится богаче не только прибавлением к тому, что есть, но и путем разумного сокращения внутренних расходов.

Стратегия перехода на энергосберегающий путь развития отечественной экономики до 2020 года

Стратегия перехода на энергосберегающий путь в ближайшие 20 лет должна основываться как на изменении самой структуры ресурсопотребления в теплоэнергетических системах, так и широком применении энергосберегающих технологий. Для реализации стратегии ресурсосбережения в масштабах страны необходимо проведение следующих основных мероприятий:

•    перевод ТЭЦ и крупных котельных с природного газа на уголь;

•    перевод средних и мелких котельных с газа и мазута на местное низкокалорийное топливо (местный уголь, биомассу, торф, горючие сланцы, бытовые твердые отходы и т.д.);

•    развитие производства и широкое применение в энергетике нетрадиционных, альтернативных природному газу, метаносодержащих газов (биометана, шахтного метана, попутного нефтяного газа и т.д.);

•    широкое применение децентрализованных систем теплоснабжения на основе тепловых насосов и применение автономных систем для одновременного производства электроэнергии и тепла на основе когенерационных установок;

•    широкое внедрение в малую энергетику Стирлинг-технологий и т.д.

Как уже указывалось выше, удельное потребление энергии в нашей стране, в среднем, в 3–5 раза выше, чем в развитых странах. Основная причина в том, что на сегодняшний день почти каждая вторая тонна сжигаемого топлива расходуется непроизводительно. Ввиду этого, по оценкам специалистов, потенциал ресурсосбережения в России составляет более 40% от годового потребления энергоресурсов.

Перевод ТЭЦ и крупных котельных на уголь

В новой редакции Энергетической стратегии России на период до 2020 года в качестве решающего фактора предотвращения надвигающегося энергетического кризиса предполагается изменение структуры потребления первичных энергоносителей. В качестве первоочередной задачи планируется заменить часть газа, используемую в энергетических системах, на уголь. Наиболее интенсивно этот процесс пойдет при топливоснабжении электростанций и котельных, где долю угля предполагается увеличить с 21% до 31% в 2010 году. В связи с этим, уже в ближайшие годы РАО «Газпром» предлагает сокращение внутреннего потребления газа на электростанциях на 30 млрд.м3 в год, что потребует увеличения добычи угля на 50–60 млн.т., фактически на 50% больше, чем сейчас.

Однако использование угля целесообразно главным образом в Восточной части Сибири, где добыча осуществляется наиболее дешевым открытым способом и требует, соответственно, небольших транспортных затрат. При этом следует ориентироваться на сжигание твердого топлива в котлоагрегатах большой мощности, где экономически оправдано применение сложных дорогостоящих, но высокоэффективных технологий: топок с кипящим слоем; внутрицикловой газификации топлива; рециркуляции продуктов сгорания; высокоэффективных фильтров и т.д.

Эффективное сжигание каменного и бурого угля в небольших по мощности котельных обеспечить довольно трудно. Это оправдано только в регионах, имеющих собственные запасы угля. В связи с этим представляет интерес использование в районных и малых котельных дешевых видов местного топлива.

Перевод средних и мелких котельных на местное топливо

Технология перевода небольших газовых и мазутных котельных на местное топливо получает все более широкое распространение по мере роста цен на ископаемое углеводородное топливо. Наиболее интенсивно данное направление развивается в странах имеющих значительный запас биоресурсов (леса, торфяные болота и т.д.), к числу которых относятся страны северной части Европы: Швеция, Норвегия, Дания, Финляндия, а также бывшие республики советской Прибалтики. Возврат к биоресурсам – это не возврат в прошлое, а разумный подход к экономике и экологии. К.п.д. современных малых котлов на местном топливе достигает 90%. Потери тепла и затраты электроэнергии при транспортировке теплоносителя сводятся к минимуму.

Известно, что в лесопильном производстве России 50% древесины превращается в отходы, к которым добавляются соизмеримые по величине отходы деревообрабатывающих и мебельных предприятий. Кроме того, в сельском хозяйстве ежегодно накапливаются значительные количества отходов биомассы.

В Северо-Западном и Центральных районах России для районных и сельских котельных мощностью от 0.3 до 5 МВт в качестве местного топлива может быть использована древесная щепа, кусковой и фрезерный торф, дрова в поленьях, а также древесная кора и опилки.

Опыт перевода региональных энергетических комплексов на местное дешевое топливо накоплен в Республике Карелия. Запасы торфа в Карелии оценены в 2 млрд.т, а ресурсы древесного сырья лиственных пород около 2 млн.м3/год. Только за счет использования торфа и древесного сырья можно на 60% уменьшить объем привозного топлива, а это практически третья часть бюджета Республики Карелия [4]. Учитывая важность решения проблемы использования местного топлива, Правительством Республики в 1998 году была принята Программа внедрения теплоэнергетических станций (котельных), работающих на древесной щепе, отходах лесозаготовок, лесопиления и смешанном биотопливе. В настоящее время в плане реализации данной программы введены в эксплуатацию модульные котельные на биотопливе в населенных пунктах: Шуйская, Деревянное, Деревянка, Пряжа, Хюмпеля, Медвежьегорск, Калевала, Харлу, Вещколица, Беломорске и т.д.

Увеличение доли местных видов топлива в энергетическом балансе характерно практически для всех развитых стран. Наиболее значительных результатов в применении местного биотоплива достигла Швеция. Например, природный газ как энергетическое топливо, в шведской энергетике занимает не более 2%, и в тоже время местное топливо – биомасса (древесина, торф, бытовые отходы) дает не менее 21%. Аналогичные показатели использования биомассы характерны для топливного баланса и других промышленно развитых стран. В Австрии она составляет 12%, в Финляндии – 23%. В странах Европейского Союза, в среднем, около 14% общей энергии получается из биомассы. В Индии программа децентрализации производства энергии, инициированная в 1995 году, обеспечила поддержку проектов применения местных видов топлива. Такая политика позволяет уже в ближайшее время обеспечить получение энергии из биомассы, эквивалентной 44% запланированного потребления электроэнергии.

Одним из видов местного топлива являются городские твердые отходы (ГТО). Использование ГТО в качестве топлива для систем теплоснабжения позволит решить сразу несколько проблем крупных городов РФ: уменьшение площадей городских свалок, утилизация твердых городских отходов и использование неископаемых источников топлива. В нашей стране за год, в среднем, образуется более 360 кг бытовых отходов на одного жителя, что примерно эквивалентно 100 кг условного топлива или 11 тоннам горячей воды в год. Технология использования ГТО как местного топлива широко применяется в Англии, Германии, США и других развитых странах. В Дании более 10% потребностей в тепле покрывается за счет сжигания отходов. В России твердые городские отходы как местное энергетическое топливо практически не применяются.

Производство альтернативных метаносодержащих газов для замещения природного газа

Шахтный метан. Ежегодно в странах СНГ дегазационными установками из угольных шахт извлекается и выбрасывается в атмосферу около 3 млрд.м3 метана, в том числе в России – более 1 млрд.м3. Однако шахтный метан – превосходное топливо. Во многих странах, например, Чехии, Англии, США утилизируется практически весь попутный метан. Несмотря на перспективность, практика использования шахтного метана как энергетического топлива в России находится на уровне 5–10% от общего объема дегазации.

Добыча метана из угольных пластов позволит удовлетворить потребности шахтерских регионов России газом. Так, прогнозные ресурсы метана в пластах Кузнецкого угольного бассейна, перспективных для добычи газа, оцениваются в 13.1 трлн.м3, при средней плотности (концентрации) ресурсов 717 млн.м3/км2. При оживлении промышленного производства и развития энергетики потребление газа в Кемеровской области может составить около 32 млрд.м3, весь объем которого предполагается покрыть за счет шахтного метана.

Чтобы оценить объемы и перспективность применения шахтного метана в Кемеровской области, необходимо сказать, что эта программа по объемам эквивалентна разработки месторождения Харасавэя на Ямальском полуострове, а по затратам на порядок ниже.

Биометан. Все большее значение в энергетике зарубежных стран принимает другой метаносодержащий газ – биометан (биогаз). Только в одном Китае эксплуатируется более 5 млн. семейных биогазовых реакторов (ферментеров) ежегодно производящих около 1.3 млрд.м3 биогаза, что позволяет свыше 35 млн. человек использовать его для отопления и бытовых нужд. Значительные количества биогаза производятся также и при переработке твердых бытовых отходов городов: в США – 9·1015 Дж, Германии – 14·1015 Дж, Японии – 6·1015 Дж, Швеции – 5·1015 Дж. В Дании около 8% современного потребления энергии приходится на биогазовые технологии, и их доля, как ожидают, к 2035 году увеличиться до 35%. В России биогазовые технологии практически не используются.

Попутный нефтяной газ. В настоящее время в Государственной Думе на обсуждении находится Федеральный закон «О регулировании использования нефтяного (попутного) газа». В соответствии с этим законом нефтяные компании при добыче нефти должны собирать до 95% попутного газа. На сегодняшний день на различных нефтяных скважинах его собирают не более 40%, остальной газ сжигается в факелах. По оценкам специалистов в России ежегодно сжигается до 10 млрд.м3 попутного нефтяного газа.

Децентрализованные системы теплоснабжения на основе тепловых насосов

Не затрагивая всего комплекса проблем экономии топливных ресурсов с учетом рассредоточения тепловых нагрузок, необходимо отметить, что только частичный переход от системы централизованного теплоснабжения на автономное (децентрализованное) может обеспечить экономию топливных ресурсов до 25–35%.

В сложившихся условиях в крупных городах России децентрализованные системы теплоснабжения не являются конкурентами ТЭЦ и районных котельных, а служат их разумным дополнением. Целесообразная доля децентрализованных систем в крупных городах должна составлять 25–30% от потенциального рынка тепловой энергии.

К наиболее перспективным направлениям в развитии автономного теплоснабжения относится использование тепловых насосных установок (ТНУ). Использование уже существующих ТНУ позволяет при удельных затратах в 1 кВт получить на выходе для теплоснабжения 3–7 кВт тепла, в зависимости от температурного уровня источника низкопотенциальной теплоты. Применение такого рода установок за рубежом становится нормой и позволяет ежегодно сокращать на 10% потребление топливных ресурсов.

По прогнозам Международного энергетического комитета к 2020 г в передовых странах мощность тепловых насосов, используемых для отопления и горячего водоснабжения, составит 75%, а к 2020 году предполагается снижение расхода топлива на отопление на 90%. Кроме того, применение ТНУ уже в ближайшее время позволит существенно снизить негативное влияние энергетики на окружающую среду [5].

Внедрение ТНУ происходит в настоящее время стремительно. Массовое производство и использование тепловых насосов осуществляется в США, Японии, ФРГ, Франции, Швеции, Дании, Австрии, Канаде и других развитых странах. В настоящее время в мире эксплуатируется более 50 млн. ТНУ различной мощности.

Автономные системы для одновременного производства электроэнергии и тепла на основе когенерационных установок

Когенерационные установки (КУ) позволяют осуществлять комбинированное производство электроэнергии и тепла, за счет передачи теплоты, образующейся в процессе работы двигателя, через систему теплообменников в отопительный контур. При этом в среднем на 100 кВт электрической мощности потребитель получает 150–160 кВт тепловой мощности в виде горячей воды с температурой 90°С для отопления и горячего водоснабжения. КУ могут использоваться в масштабах от мини-блоков для отдельных сооружений и до энергоснабжения крупных промышленных объектов или небольших населенных пунктов.

По пути широкого применения КУ идет большинство стран Европы. Сегодня доля электроэнергии, вырабатываемая КУ в странах Западной Европы, составляет 10%.

Конегерационные установки имеют большой ресурс, низкую стоимость эксплуатации, низкую стоимость установочной мощности (250–500 долл. США за 1 кВт), низкую стоимость производимой электроэнергии и тепла и безопасность. Опыт эксплуатации КУ показывает, что удается обеспечить экономию до 40% природного газа по сравнению с раздельным получением тепла и электричества.

Применение стирлинг-технологий

Широкая универсальность термодинамического цикла Стирлинга позволяет создавать в различном конструктивном исполнении как двигатели, так и тепловые насосы. Наивысшая энергетическая эффективность (теоретический к.п.д. цикла идеальной машины Стирлинга равен к.п.д. цикла Карно) и высокая степень экологической чистоты как самих рабочих тел машин Стирлинга, так и возникающих при их эксплуатации отработанных сред, позволяют создавать на их основе системы автономного энергоснабжения различного функционального назначения (стирлинг-технологии) [6].

Особенности процессов в двигателе Стирлинга – двигателе с внешним подводом теплоты (ДВПТ), по сравнению с двигателями внутреннего сгорания (ДВС) заключаются в том, что процесс горения осуществляется вне рабочих цилиндров. Это позволяет использовать различные источники теплоты, добиваться более низкой токсичности при работе на органическом топливе, снижать уровень шумов и вибраций, экономить до 20% топлива по сравнению с ДВС.

В связи с проблемой ресурсосбережения для России представляет значительный интерес возможность серийного производства электрогенераторов средней мощности (от 3 до 500 кВт) с модификацией двигателя Стирлинга под местное топливо. В качестве местного топлива для стирлинг-генераторов может использоваться торф, измельченный уголь, сланцы, отходы сельского хозяйства и ле

Перевод средних и мелких котельных на местное топливо

Технология перевода небольших газовых и мазутных котельных на местное топливо получает все более широкое распространение по мере роста цен на ископаемое углеводородное топливо. Наиболее интенсивно данное направление развивается в странах имеющих значительный запас биоресурсов (леса, торфяные болота и т.д.), к числу которых относятся страны северной части Европы: Швеция, Норвегия, Дания, Финляндия, а также бывшие республики советской Прибалтики. Возврат к биоресурсам – это не возврат в прошлое, а разумный подход к экономике и экологии. К.п.д. современных малых котлов на местном топливе достигает 90%. Потери тепла и затраты электроэнергии при транспортировке теплоносителя сводятся к минимуму.

Известно, что в лесопильном производстве России 50% древесины превращается в отходы, к которым добавляются соизмеримые по величине отходы деревообрабатывающих и мебельных предприятий. Кроме того, в сельском хозяйстве ежегодно накапливаются значительные количества отходов биомассы.

В Северо-Западном и Центральных районах России для районных и сельских котельных мощностью от 0.3 до 5 МВт в качестве местного топлива может быть использована древесная щепа, кусковой и фрезерный торф, дрова в поленьях, а также древесная кора и опилки.

Опыт перевода региональных энергетических комплексов на местное дешевое топливо накоплен в Республике Карелия. Запасы торфа в Карелии оценены в 2 млрд.т, а ресурсы древесного сырья лиственных пород около 2 млн.м3/год. Только за счет использования торфа и древесного сырья можно на 60% уменьшить объем привозного топлива, а это практически третья часть бюджета Республики Карелия [4]. Учитывая важность решения проблемы использования местного топлива, Правительством Республики в 1998 году была принята Программа внедрения теплоэнергетических станций (котельных), работающих на древесной щепе, отходах лесозаготовок, лесопиления и смешанном биотопливе. В настоящее время в плане реализации данной программы введены в эксплуатацию модульные котельные на биотопливе в населенных пунктах: Шуйская, Деревянное, Деревянка, Пряжа, Хюмпеля, Медвежьегорск, Калевала, Харлу, Вещколица, Беломорске и т.д.

Увеличение доли местных видов топлива в энергетическом балансе характерно практически для всех развитых стран. Наиболее значительных результатов в применении местного биотоплива достигла Швеция. Например, природный газ как энергетическое топливо, в шведской энергетике занимает не более 2%, и в тоже время местное топливо – биомасса (древесина, торф, бытовые отходы) дает не менее 21%. Аналогичные показатели использования биомассы характерны для топливного баланса и других промышленно развитых стран. В Австрии она составляет 12%, в Финляндии – 23%. В странах Европейского Союза, в среднем, около 14% общей энергии получается из биомассы. В Индии программа децентрализации производства энергии, инициированная в 1995 году, обеспечила поддержку проектов применения местных видов топлива. Такая политика позволяет уже в ближайшее время обеспечить получение энергии из биомассы, эквивалентной 44% запланированного потребления электроэнергии.

Одним из видов местного топлива являются городские твердые отходы (ГТО). Использование ГТО в качестве топлива для систем теплоснабжения позволит решить сразу несколько проблем крупных городов РФ: уменьшение площадей городских свалок, утилизация твердых городских отходов и использование неископаемых источников топлива. В нашей стране за год, в среднем, образуется более 360 кг бытовых отходов на одного жителя, что примерно эквивалентно 100 кг условного топлива или 11 тоннам горячей воды в год. Технология использования ГТО как местного топлива широко применяется в Англии, Германии, США и других развитых странах. В Дании более 10% потребностей в тепле покрывается за счет сжигания отходов. В России твердые городские отходы как местное энергетическое топливо практически не применяются.

Производство альтернативных метаносодержащих газов для замещения природного газа

Шахтный метан. Ежегодно в странах СНГ дегазационными установками из угольных шахт извлекается и выбрасывается в атмосферу около 3 млрд.м3 метана, в том числе в России – более 1 млрд.м3. Однако шахтный метан – превосходное топливо. Во многих странах, например, Чехии, Англии, США утилизируется практически весь попутный метан. Несмотря на перспективность, практика использования шахтного метана как энергетического топлива в России находится на уровне 5–10% от общего объема дегазации.

Добыча метана из угольных пластов позволит удовлетворить потребности шахтерских регионов России газом. Так, прогнозные ресурсы метана в пластах Кузнецкого угольного бассейна, перспективных для добычи газа, оцениваются в 13.1 трлн.м3, при средней плотности (концентрации) ресурсов 717 млн.м3/км2. При оживлении промышленного производства и развития энергетики потребление газа в Кемеровской области может составить около 32 млрд.м3, весь объем которого предполагается покрыть за счет шахтного метана.

Чтобы оценить объемы и перспективность применения шахтного метана в Кемеровской области, необходимо сказать, что эта программа по объемам эквивалентна разработки месторождения Харасавэя на Ямальском полуострове, а по затратам на порядок ниже.

Биометан. Все большее значение в энергетике зарубежных стран принимает другой метаносодержащий газ – биометан (биогаз). Только в одном Китае эксплуатируется более 5 млн. семейных биогазовых реакторов (ферментеров) ежегодно производящих около 1.3 млрд.м3 биогаза, что позволяет свыше 35 млн. человек использовать его для отопления и бытовых нужд. Значительные количества биогаза производятся также и при переработке твердых бытовых отходов городов: в США – 9·1015 Дж, Германии – 14·1015 Дж, Японии – 6·1015 Дж, Швеции – 5·1015 Дж. В Дании около 8% современного потребления энергии приходится на биогазовые технологии, и их доля, как ожидают, к 2035 году увеличиться до 35%. В России биогазовые технологии практически не используются.

Попутный нефтяной газ. В настоящее время в Государственной Думе на обсуждении находится Федеральный закон «О регулировании использования нефтяного (попутного) газа». В соответствии с этим законом нефтяные компании при добыче нефти должны собирать до 95% попутного газа. На сегодняшний день на различных нефтяных скважинах его собирают не более 40%, остальной газ сжигается в факелах. По оценкам специалистов в России ежегодно сжигается до 10 млрд.м3 попутного нефтяного газа.

Децентрализованные системы теплоснабжения на основе тепловых насосов

Не затрагивая всего комплекса проблем экономии топливных ресурсов с учетом рассредоточения тепловых нагрузок, необходимо отметить, что только частичный переход от системы централизованного теплоснабжения на автономное (децентрализованное) может обеспечить экономию топливных ресурсов до 25–35%.

В сложившихся условиях в крупных городах России децентрализованные системы теплоснабжения не являются конкурентами ТЭЦ и районных котельных, а служат их разумным дополнением. Целесообразная доля децентрализованных систем в крупных городах должна составлять 25–30% от потенциального рынка тепловой энергии.

К наиболее перспективным направлениям в развитии автономного теплоснабжения относится использование тепловых насосных установок (ТНУ). Использование уже существующих ТНУ позволяет при удельных затратах в 1 кВт получить на выходе для теплоснабжения 3–7 кВт тепла, в зависимости от температурного уровня источника низкопотенциальной теплоты. Применение такого рода установок за рубежом становится нормой и позволяет ежегодно сокращать на 10% потребление топливных ресурсов.

По прогнозам Международного энергетического комитета к 2020 г в передовых странах мощность тепловых насосов, используемых для отопления и горячего водоснабжения, составит 75%, а к 2020 году предполагается снижение расхода топлива на отопление на 90%. Кроме того, применение ТНУ уже в ближайшее время позволит существенно снизить негативное влияние энергетики на окружающую среду [5].

Внедрение ТНУ происходит в настоящее время стремительно. Массовое производство и использование тепловых насосов осуществляется в США, Японии, ФРГ, Франции, Швеции, Дании, Австрии, Канаде и других развитых странах. В настоящее время в мире эксплуатируется более 50 млн. ТНУ различной мощности.

Автономные системы для одновременного производства электроэнергии и тепла на основе когенерационных установок

Когенерационные установки (КУ) позволяют осуществлять комбинированное производство электроэнергии и тепла, за счет передачи теплоты, образующейся в процессе работы двигателя, через систему теплообменников в отопительный контур. При этом в среднем на 100 кВт электрической мощности потребитель получает 150–160 кВт тепловой мощности в виде горячей воды с температурой 90°С для отопления и горячего водоснабжения. КУ могут использоваться в масштабах от мини-блоков для отдельных сооружений и до энергоснабжения крупных промышленных объектов или небольших населенных пунктов.

По пути широкого применения КУ идет большинство стран Европы. Сегодня доля электроэнергии, вырабатываемая КУ в странах Западной Европы, составляет 10%.

Конегерационные установки имеют большой ресурс, низкую стоимость эксплуатации, низкую стоимость установочной мощности (250–500 долл. США за 1 кВт), низкую стоимость производимой электроэнергии и тепла и безопасность. Опыт эксплуатации КУ показывает, что удается обеспечить экономию до 40% природного газа по сравнению с раздельным получением тепла и электричества.

Применение стирлинг-технологий

Широкая универсальность термодинамического цикла Стирлинга позволяет создавать в различном конструктивном исполнении как двигатели, так и тепловые насосы. Наивысшая энергетическая эффективность (теоретический к.п.д. цикла идеальной машины Стирлинга равен к.п.д. цикла Карно) и высокая степень экологической чистоты как самих рабочих тел машин Стирлинга, так и возникающих при их эксплуатации отработанных сред, позволяют создавать на их основе системы автономного энергоснабжения различного функционального назначения (стирлинг-технологии) [6].

Особенности процессов в двигателе Стирлинга – двигателе с внешним подводом теплоты (ДВПТ), по сравнению с двигателями внутреннего сгорания (ДВС) заключаются в том, что процесс горения осуществляется вне рабочих цилиндров. Это позволяет использовать различные источники теплоты, добиваться более низкой токсичности при работе на органическом топливе, снижать уровень шумов и вибраций, экономить до 20% топлива по сравнению с ДВС.

В связи с проблемой ресурсосбережения для России представляет значительный интерес возможность серийного производства электрогенераторов средней мощности (от 3 до 500 кВт) с модификацией двигателя Стирлинга под местное топливо. В качестве местного топлива для стирлинг-генераторов может использоваться торф, измельченный уголь, сланцы, отходы сельского хозяйства и лесоперерабатывающей промышленности. Решение данного вопроса уже в ближайшее время позволит обеспечить многие регионы России дешевыми в эксплуатации автономными электроисточниками на местном топливе.

В тепловых насосах Стирлинга, рабочее тело (гелий) в процессе всего цикла не меняет своего фазового состояния. Это позволяет использовать в качестве низкопотенциальной теплоты даже окружающий воздух при температуре ниже минус 30°С и нагревать теплоноситель системы теплоснабжения свыше 100°С.

Одним из наиболее перспективных направлений использования криогенных газовых машин (КГМ) Стирлинга является создание гаражных заправочных пунктов по получению сжиженного природного газа, сжиженного биометана и сжиженного шахтного метана, расположенных непосредственно у пользователей. Производительность гаражных пунктов, созданных на основе отечественных и зарубежных КГМ Стирлинга, колеблется в пределах от 10 до 700 кг/ч криогенного продукта. Сжиженные метаносодержащие газы являются наиболее перспективными моторными топливами, альтернативными традиционным нефтяным топливам [7].

Заключение

Если не провести настоящей реформы в энергетике страны, то в ближайшем будущем ТЭК окажется «узким местом» в экономике, тормозом ее развития. Объемы производства топливно-энергетических ресурсов смогут обеспечить лишь внутренние потребности страны. В этом случае экспорт этих энергоресурсов из России должен быть практически прекращен с потерей внешних рынков, валютного дохода и источников финансирования отечественной промышленности. Такое положение, связанное с потерей валютной выручки от продажи первичных энергоресурсов за рубеж, может привести к катастрофическим последствиям для всей экономики страны. Только переход на ресурсосберегающий путь развития на основе изменения структуры ресурсопотребления и применения энергосберегающих технологий поможет выйти из складывающейся критической ситуации. Чем быстрей российская экономика встанет на этот путь, тем лучше, поскольку по прогнозам экспертов, к 2005 году прирост потребности национального хозяйства в энергоресурсах может быть обеспечен за счет увеличения добычи и производства топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) менее чем на 40%. Недостающие 60% возможно восполнить лишь за счет энергосберегающих технологий.  

Журнал "Горная Промышленность" №2 2002