Модернизация энергетического хозяйства, включая теплосети и ЛЭП

Меры в секторе энергетики

В большинстве развитых стран и в некоторых развивающихся (Китай, Бразилия) данные меры направлены на развитие нетрадиционных альтернативных возобновляемых источников энергии. Безусловно, это направление актуально и для перспективного развития энергетики Российской Федерации. Однако в ближайшие 10-20 лет Россия, оставаясь одним из лидеров по ресурсам ископаемого топлива, должна, в первую очередь, «залатать другие дыры». Речь идёт о вопиющем положении с энергетическим хозяйством (теплосети, энергосети, эффективность работы ТЭЦ и т.п.), а также о беспрецедентной для мировой энергетики и специфической для России проблеме сжигания попутного нефтяного газа в факелах, а также о гигантских «плановых» потерях метана при регламентных и ремонтных работах. [12].

Суммарный экологический эффект от снижения выбросов ПГ в результате «затыкания дыр» к 2030 г. может составить 150 млн т СО₂-экв., а активное внедрение технологий, связанных с возобновляемыми источниками энергии оценивается ориентировочно в 200 млн т СО₂-экв. [12].

Проблемы развития, модернизации, реабилитации и реформирования систем теплоснабжения стоят сегодня перед всеми муниципалитетами.

При формировании национальной политики реформирования и модернизации рынка тепла важно обратить внимание на два нюанса.

Во-первых, как правило, активно обсуждаются проблемы только больших систем теплоснабжения. Однако наиболее проблемными для многих российских регионов являются как раз малые локальные рынки тепловой энергии, которые создают непропорционально большую экономическую нагрузку по обеспечению теплоснабжения. [5].

В национальном масштабе рынка тепла в России не существует: он разбит, как минимум, на 50 000 локальных рынков, которые можно разделить на крупные рынки – с производством и потреблением более 2 млн Гкал/год, средние – от 0,5 до 2 млн Гкал/год и малые – до 0,5 млн Гкал/ год.

Во-вторых, уже сегодня ежегодные вложения в модернизацию систем теплоснабжения превышают 500 млн $, причём многие меры предусматривают лишь модернизацию уже существующих систем без пересмотра концепции теплоснабжения, а, следовательно, расходуются крайне неэффективно.

К числу основных системных проблем функционирования теплоснабжения населенных пунктов можно отнести следующие:

- существенный избыток мощностей источников теплоснабжения;

- завышенные оценки тепловых нагрузок потребителей;

- избыточную централизацию многих систем теплоснабжения;

- высокий уровень потерь в тепловых сетях;

- разрегулированность систем теплоснабжения;

- нехватку квалифицированных кадров.

Для 70 % российских систем теплоснабжения плотность нагрузок находится за пределами зоны высокой эффективности централизованного теплоснабжения и даже вне зоны предельной эффективности централизованного теплоснабжения (рис.3.6).

Рисунок 3.6. Потери в тепловых сетях, %

Системам с низкими плотностями характерны высокие нормативные потери в сетях. Низкое качество их эксплуатации приводит к повышенному уровню потерь по сравнению с нормативными ещё на 5–35 % (рис. 5.7).

Рисунок 3.7. Потери в тепловых сетях через изоляцию и с утечками

В среднем по России потери в тепловых сетях составляют 20–25 %. Поскольку в тариф включаются только 7-10 %, теплоснабжающие компании вынужденно стремятся завысить подсоединённые нагрузки и объёмы отпуска тепла потребителям.

Неэффективность теплосетей обходится сектору в лишних 4,5 млрд $ сверхнормативных потерь (исходя из цены 1 сверхнормативно теряемой Гкал в 400 руб., 1 т у.т. – 40 $). [5].

Улучшение изоляции старых теплосетей с использованием современных технологий (полиуретановая теплоизоляция) должно сократить потери как минимум в 2-3 раза, до уровня примерно в 15 %, что в пересчёте на выбросы парниковых газов принесёт эффект в 40 млн т СО₂-экв. в год.

Потери при передаче электроэнергии меньше, но и их необходимо снизить хотя бы в 1,5 раза (с текущих 12 % до 10 % в 2020 г. и 8 % к 2030 г.). Экономия может быть достигнута как за счёт технических новшеств, так и в результате увеличения плотности сетей за счёт строительства дополнительных ЛЭП, которое, кроме того, повышает надёжность электроснабжения. Предполагаемый экологический эффект оценивается в 20 млн т СО₂-экв. в год.

Наибольший эффект может дать совместная выработка электроэнергии и тепла, т.е. строительство парогазовых установок (ПГУ) с когенерационным режимом вместо паросиловых установок (ПСУ), работающих в конденсационном режиме (КПД ПГУ в среднем на 10 % выше ПСУ).

Госпрограмма предусматривает проведение соответствующих мер по модернизации газовых станций (ГТУ), в том числе за счёт вывода из эксплуатации газовых станций, выработавших ресурс, строительства станций с использованием газотурбинных и парогазовых технологий, внедрение когенерации на котельных, строительство мини-ТЭЦ вместо котельных в малых и средних городах. В совокупности с повышением эффективности работы станций за счёт снижения потребления энергии на собственные нужды этот эффект к 2030 г. оценивается в 20 млн т СО₂-экв. в год.

Таким образом, суммарный эффект от мер в энергетическом хозяйстве достаточно высок – порядка 80 млн т СО₂-экв. в год. [12].

3.13. Сокращение объёмов сжигания попутного нефтяного газа в факелах

Попутный нефтяной газ (ПНГ) является побочным продуктом нефтедобычи. Основными горючими компонентами попутных нефтяных газов являются углеводороды от метана до гексана, включая изомеры C₄ – C₆, сероводород (до нескольких процентов), водород (иногда и в небольших количествах). Балласт включает в себя азот, углекислый газ, гелий, аргон.

Основные направления квалифицированного использования попутного нефтяного газа:

– переработка на ГПЗ, включающий в себя выделение гомологов метана и производство на их базе нефтехимической продукции, после чего выделенный сухой отбензиненный газ поставляется для энергетических нужд. Из отбензиненного газа, кроме того, могут быть получены СПГ и жидкое топливо;

– сайклинг-процесс и закачка в пласт;

– энергетика – сжигание в энергетических установках для производства электрической и тепловой энергии.

В настоящее время доля утилизации ПНГ в развитых странах – США, Канаде, Норвегии – составляет 99-100 %, тогда как в России, странах Ближнего Востока и Африки значительная часть попутного газа сжигается в факелах.

По состоянию на начало 2012 г. предписываемый уровень эффективной утилизации попутного нефтяного газа – 95 % – в России достигли всего две компании – «Сургутнефтегаз» и «Татнефть». Достаточно высокое значение этого показателя имеют операторы СРП, ТНК-ВР и «Башнефть». Аутсайдерами отрасли по эффективному использованию ПНГ являются Государственные компании «Роснефть» и «Газпром нефть». [13].

В 2011 г. валовая добыча попутного нефтяного газа в России составила 67,8 млрд. м³ (рис. 3.8):

– сожжено в факелах 16,3 млрд м³ (24 %);

– около 30,3 млрд м³ (44,7 % от общей добычи) – поставлено на газоперерабатывающие заводы (ГПЗ);

– на собственные нужды нефтяных компаний для закачки в пласт и производства электрической энергии – 21,2 млрд м³ (31,3 %). [13].

Сжигание газа в факелах давно стало в прямом смысле «визитной карточкой» российского нефтегазового промысла, когда проще снять «сливки», а побочные источники дохода сжечь. Согласно ряду зарубежных источников, объёмы сжигания газа в факелах в несколько раз больше, чем попадает в российский кадастр.

Рисунок 3.8. Использование попутного нефтяного газа в России

Госпрограмма предусматривает сокращение сжигания ПНГ в факелах (утилизации на 95-98 %), что должно привести к сокращению выбросов на 20-40 млн. т СО₂-экв. в год. [12].