Конференция «Возобновляемая и малая энергетика ’2015». Аналитический обзор

По сложившейся традиции конференцию открыл Председатель Комитета по проблемам применения возобновляемых источников РосСНИО заслуженный энергетик РФ, д.т.н., академик-секретарь секции «Энергетика» РИА П. П. Безруких, выступивший с приветственным словом к участникам конференции и информацией об общей ситуации в Российской Федерации, сложившейся в настоящее время в области развития и возможности применения возобновляемых источников энергии. Далее П. П. Безруких выступил с ретроспективным докладом [1], в котором дал анализ развития системной ветроэнергетики в мире. Показал динамику роста установленных мощностей ВЭУ в ведущих странах с развитой ветроэнергетикой. Согласно отчёту World Wind Energy Association, установленная мощность ВЭУ в мире с 17 ГВт в 2000 году выросла на конец 2014 года до 369 ГВт, то есть выросла в 21,7 раз. В ведущих 24 странах мира мощность установленных ВЭУ составляет от 1,959 ГВт в Бельгии до 114,763 ГВт в Китае (табл. 1).

Наиболее объективной экономической оценкой различного вида электростанций служит так называемая нормированная (выровненная) себестоимость производства электроэнергии — Levelised Cost of Energy, Levelised Cost of Electricity, Levelised Energy Cost

Среди ведущих производителей ВЭУ больших мощностей можно выделить 11 предприятий (табл. 2).

Рассматривая темпы роста объёмов производства электроэнергии в мире, следует отметить её постоянный рост: так, в 1990 году это было всего 0,0327 % от общей выработки электроэнергии в мире до 2,7 % в 2013 году, и по прогнозам в 2014 году — 3,5 % (табл. 3).

Несколько иная статистика по странам Евросоюза. Если в Польше это всего 3 %, то в Дании — 27 % (табл. 4).

Одной из важных характеристик эффективности работы ВЭУ является коэффициент использования установленной мощности. Рассматривая его минимальное (максимальное) значение в 24-х ведущих странах мира, следует отметить его рост: так, например, в США он вырос с 0,251 (0,253) в 2000 году до 0,313 (0,316) в 2012 году; в Испании с 0,229 (0,273) до 0,243 (0,249); Канаде с 0,209 (0,219) в 2000 году до 0,425 (0,46) в 2012 году.

Наиболее объективной экономической оценкой различного вида электростанций служит так называемая нормированная (выровненная) себестоимость производства электроэнергии (Levelised Cost of Energy (LCOE), Levelised Cost of Electricity (LCOE), Levelised Energy Cost (LEC)). В табл. 5 приводятся оценка нормированной себестоимости электроэнергии электростанций в 2010 году и вводимых в 2018 году, работающих на органическом топливе и на возобновляемых источниках энергии. При её расчёте учитываются все доходы и расходы за весь срок службы электростанции: первоначальные инвестиции, расходы на эксплуатацию и техническое обслуживание, стоимость топлива, стоимость капитала, себестоимость электроэнергии.

На примере динамики роста мощностей ветростанций, установленных в ведущих странах мира, показано, что для ввода ВЭС с суммарной мощностью до 5-6 ГВт, что планируется установить в России, имеющей в настоящее время суммарную мощность установленных ветроустановок около 10 МВт, потребуется не менее пяти лет.

Большое внимание на конференции было уделено развитию ветроэнергетики малых мощностей, и как наиболее перспективному развитию ветро-солнечнодизельных комплексов, которые имеют высокую эффективность за счёт экономии дизельного топлива, стоимость которого возрастает за счет транспортных расходов. Были предложены различные технические решения по построению комплексов, алгоритмов их работы (директор НОЦ «ВИЭ», профессор, д.т.н., В. В. Елистратов; ведущий научный сотрудник ФГУП «Центральный аэрогидродинамический институт имени проф. Н. Е. Жуковского», член-корреспондент РИА, к.т.н. С. В. Грибков; директор АНО «Атмограф», член-корреспондент РИА, д.т.н. В. Г. Николаев; аспирант ФГБНУ ВИЭСХ В. В. Николаев; доцент кафедры «Атомные станции и возобновляемые источники энергии» ФГАОУ ВПО «Уральский федеральный университет имени Б. Н. Ельцина», к.т.н. В. И. Велькин).

Профессор В. В. Елистратов рассказал об идеологии построения модульных ветро-дизельных станций средней мощности (100-200 кВт) на примере проекта строительства ветро-дизельной станции в посёлке Амдерма в Ненецком автономном округе [4]. Ведущий научный сотрудник ФГУП «Центральный аэрогидродинамический институт имени проф. Н. Е. Жуковского» С. В. Грибков доложил о работах по созданию ветро-солнечнодизельных комплексов малой мощности и оптимизации работы дизельных станций малой мощности для удалённых поселений неценовой зоны [2, 3]. Одним из пионерских проектов являются проект сооружения ветро-солнечно-дизельной станции в деревне Пялица Терского района Мурманской области.

Сроки окупаемости ветро-дизельных комплексов зависят от стоимости топлива, выбранного оборудования, обоснованной стоимости электроэнергии и суточной продолжительностью работы ВЭУ, что определяется характером ветров. Проведённые оценки сроков окупаемости ветро-дизельных станций на Кольском полуострове не превышают трёх-четырёх лет.

В последние годы повысился интерес к вертикально-осевым установкам. В частности, предприятием ФГУП «Государственный космический научно-производственный центр имени М. В. Хруничева» по аэродинамической схеме, предложенной ЗАО НИЦ «Виндэк» и испытанной в ФГУП ЦАГИ, изготовило экспериментальную ветро-солнечно-дизельную станции в Ставропольском крае, опытная эксплуатация которой подтвердила правильность выбранной аэродинамической схемы ВЭУ.

Доцентом В. И. Велькиным предложено программное обеспечение, которое по реальным ресурсам возобновляемых источников энергии данной местности позволит сделать оптимальный выбор соотношения мощностей первичных источников, использующих энергию солнца, ветра и дизельной станции [5].

С докладом об опыте сооружения первой очереди Усть-Камчатской ВЭС мощностью 900 кВт, строительство которой было произведено в ноябре-декабре 2014 года, и перспективами развития ветроэнергетики на Камчатке выступил ведущий специалист предприятия ОАО «Передвижная энергетика» В. Я. Шеин, сооружавший ранее Воркутинскую ВЭС и Чукотскую ВДЭС.

На Усть-Камчатской ВЭС установлена ветроустановка японской компании Komai, специально адаптированная под российские условия эксплуатации и монтажа. Вторая очередь стации будет завершена в ноябре 2015 года [6]. Что интересно, если для монтажа первой ветровой энергетической установки использовался подъёмный кран, то монтаж последующих ВЭУ будет осуществляться без использования подъёмной техники.

Одним из интереснейших докладов был подготовлен академиком РАН директором ФГБНУ ВИЭС Д. С. Стребковым [7]. Его доклад был зачитан главным научным сотрудником ФГБНУ ВИЭСХ профессором, д.т.н. В. В. Харченко. Весьма интересно, что впервые фотоэффект был обнаружен 19-летним французским физиком Александром Беккерелем в 1839 году. Первые же явления возникновения фотоэлектричества в p-n-переходе были открыты спустя 102 года в 1941 году. С чего и началось развитие современной фотовольтаики.

В настоящее время ООО «Авелар Солар Технолоджи» реализует проекты строительства солнечных станций более, чем в десяти регионах России (докладчик — директор по внедрению А. Хафизов) [8]. Предприятием реализовано девять крупных проектов и установлено шесть тестовых установок. Самые крупные проекты, реализованные в рамках выполнении Указа Президента РФ от 7 мая 2012 года №596 «О долгосрочной государственной экономической политике» — это Алтайская Кош-Агачская солнечная электростанция мощностью 5 МВт, построенная 4 сентября 2014 года, и Переволоцкая солнечная электростанция в Оренбургской области мощностью 5 МВт, сооружение которой завершено 20 мая 2015 года. В настоящее время (с 28 мая 2015 года) сооружается первая очередь Бурибаевской СЭС в Республике Башкортостан мощностью 10 МВт.

Кроме сетевых СЭС, предприятие разработало и устанавливает автономные солнечно-дизельные электростанции, предназначенные для электроснабжения удалённых территорий, не охваченных централизованной энергосистемой. Применение таких станций позволяет увеличить электроснабжение с 16-часового до круглосуточного, экономя при этом топливо до 40 % (АГЭУ 100 кВт, территория ФГБУ «Алтайский природный биосферный заповедник», село Яйлю).

Среди других проектов, выполненных предприятием, можно назвать: остров Валаам, территория Спасо-Преображенского монастыря, Аптекарский сад (сетевая ФЭС 60 кВт (июль 2012 года), «Апарт-отель» (сетевая фасадная ФЭС 43 кВт город Сочи, Адлер, Имеретинская низменность), сетевая ФЭС мощностью 127,5 кВт на кровле крыши железнодорожного вокзала «Олимпийский парк» в городе Сочи, Адлер (сентябрь 2013 года), солнечная энергоустановка на кровле железнодорожного вокзала города Анапа для ОАО «РЖД», сетевая ФЭС мощностью 44 кВт на территории завода по производству тонкоплёночных солнечных модулей «Хевел» (Республика Чувашия, город Новочебоксарск) и др.

Кроме сетевых солнечных электростанций, разработаны и устанавливаются автономные солнечно-дизельные электростанции, предназначенные для электроснабжения удалённых территорий, не охваченных централизованной энергосистемой. Применение таких станций позволяет увеличить электроснабжение с 16<>-часового до круглосуточного

Одним из перспективных направлений развития возобновляемых источников энергии является использование геотермальных источников энергии, которая широко используется во многих странах мира. С докладом об её использовании в мире и России выступил генеральный директор ЗАО «Геотерм-ЭМ», д.т.н., профессор Г. В. Томаров [9].

На сегодняшний день в 27 странах мира суммарная мощность установленных геотермальных станций (далее — ГеоЭС) составляет 12 640 МВт. Лидерами по установленной мощности энергоблоков ГеоЭС являются США — 3450 МВт, Индонезия — 1340, Новая Зеландия — 1035 и Мексика — 1019. В России установленная мощность ГеоЭС составляет 82 МВт.

Общий запас геотермальных ресурсов в России в 10 раз превышает запасы энергии органического топлива. В России успешно работают девять ГеоЭС. Все отечественные ГеоЭС, также как и подавляющее большинство других геотермальных электростанций в мире [4], расположены на месторождениях, где добываемый геотермальный теплоноситель находится в двухфазном состоянии. При этом для выработки электроэнергии используется только пар, а жидкая фаза (сепарат) не используется в технологической схеме и закачивается обратно в геотермальный резервуар.

Так, на камчатской Мутновской ГеоЭС установленной мощностью 50 МВт (2 X 25) значительное количество сепара- та (около 300 кг/с) c температурой выше 150 °C, получаемого в результате разделения пароводяной смеси, поступающей от продуктивных скважин с месторождения, не используется в технологическом процессе и закачивается обратно в геотермальный резервуар через реинжек- ционные скважины.

В России за последние двадцать лет было разработано и изготовлено отечественное оборудование, построены и эксплуатируются одиннадцать геотермальных энергоблоков различных типоразмеров мощностью от 0,5 до 25 МВт, использующих геотермальный теплоноситель с температурой от 120 до 160 °C. Себестоимость электроэнергии, вырабатываемой на российских ГеоЭС, значительно ниже, чем на электрогенерирующих установках в этих регионах, использующих природный газ, дизельное и другие виды органического топлива.

Российское геотермальное энергетическое оборудование по ряду техникоэкономических характеристик превосходит мировые аналоги. Например, геотермальные энергоблоки Мутновской ГеоЭС (Камчатка) мощностью 25 МВт имеют в своём классе наивысшие показатели энергетической эффективности по удельному расходу пара — 6,89 кг/кВт-ч и КПД «брутто» — 20,1 %. Уникальные отечественные сепараторы гравитационного типа обладают наилучшей эффективностью очистки пара от содержащей минеральные примеси влаги. Степень влажности пара на выходе из этих сепараторов в широком диапазоне нагрузок не превышает 0,05 %.

Дальнейшее развитие российской геотермальной энергетики, предполагающее активное вовлечение геотермальных ресурсов в электрогенерацию, возможно не только за счёт бурения новых, а также использования пробурённых ранее скважин и сооружения на их базе ГеоЭС, но также на основе повышения эффективности использования добываемого теплоносителя путём увеличения установленной мощности действующих ГеоЭС при утилизации сбросного геотермального сепарата. Примером тому может служить перспектива развития Мутнов- ской ГеоЭС. Строительство второй очереди этой электростанции позволит увеличить её мощность до 120 МВт, при имеющемся потенциале выработки электроэнергии не менее 300 МВт.

Одним из перспективных направлений развития возобновляемых источников энергии является малая гидроэнергетика. Ведущим предприятием в Российской Федерации по микро и мини-ГЭС является ЗАО «МНТО ИНСЭТ» (генеральный директор — к.т.н Я. И. Бляшко).

В своём выступлении Я. И. Бляшко отметил, что существует две принципиальные технологии построения малых гидростанций — деривационные и русловые [10]. В настоящее время в мире установленная мощность малых ГЭС составляет 1,055 ГВт (рис. 2). Малые ГЭС могут сооружаться на естественных водотоках, а также на водосбросах из водохранилищ, искусственных прудов, шлюзов, и на гидравлических системах: питьевых водоводах, технологических водотоках, водосбросах ТЭЦ, АЭС, очистных сооружений. Уровень развития малой гидроэнергетики в Европе представлен на рис. 3.

За 27 лет работы в области малой гидроэнергетики ЗАО «МНТО ИНСЭТ» изготовило и поставило более 80 гидроагрегатов для 38 станций суммарной мощностью около 40 МВт и 150 микро-ГЭС. В страны СНГ поставлено оборудование для 19 МГЭС, в том числе: в Армению (четыре малых ГЭС), Белоруссию (пять малых ГЭС), Грузию (две малых ГЭС), Таджикистан (шесть малых ГЭС), Казахстан, Киргизию, Узбекистан (по одной малой ГЭС). Ургутская МГЭС в Узбекистане осуществлено на канале Обводной Даргом. Станции введена в эксплуатацию в 2003 году. Установлено шесть гидроагрегатов мощностью по 500 кВт с пропеллерной турбиной диаметром 1250 мм.

Основными экономическими показателями, как отметил Я. И. Бляшко, являются: стоимость 1 кВт установленной мощности для малых ГЭС — 100140 тыс. руб.; стоимость оборудования 35-40 % стоимости МГЭС; себестоимость 1 кВт-ч — 0,4-0,8 руб.; эксплуатационные затраты — 1,2-1,5 % стоимости МГЭС. На фото представлены некоторые МГЭС, построенные МНТО «ИНСЭТ».

С совершенно новым направлением развития возобновляемой энергетики выступил заведующий кафедрой ЭКАО и ТП НИУ МЭИ, к.т.н., доцент М. Ю. Румянцев предложивший проект создания модельного ряда автономных, доступных по цене энергетических установок малой мощности (10-200 кВт) на основе надёжных генераторов с возбуждением от постоянных магнитов на лепестковых газодинамических опорах, работающих на местном низкореактивном топливе, включая возобновляемое биотопливо, с целью дальнейшего освоения Сибири, Крайнего Севера и других регионов, не охваченных централизованным электро- и тепло снабжением [11].

В основе проекта положены уникальные разработки кафедрой ЭКАО и ТП НИУ Московского энергетического института (МЭИ) высокоэффективных турбогенераторов (рис. 4), которые приводятся во вращение высокоэффективными паровыми турбинами, работающими от паровых котлов. Применение таких систем электроснабжения позволит повсеместно вне зависимости от природных условий решить проблему электроснабжения.

С докладом о перспективах развития биоэнергетики и возобновляемой энергетики в России выступил д.т.н. профессор Е. С. Панцхава. Им приводится анализ прогнозов развития биоэнергетики на период 2014-2040 годов при низких ценах на ископаемые углеводороды [12].

На примере США, ЕС и всего остального мира показано, что при понижении стоимости нефти со $100-110 до $50-60 за баррель развитие биоэнергетики (биотоплив) не только не уменьшится, но будет активно развиваться. Современная мировая экономика в значительной степени зависит от нефти и других ископаемых углеводородов. На примере США видно, что 66 % потребляемой нефти используется в транспорте (бензин, авиакеросин, ДТ и др.). Возобновляемой альтернативой этим видам моторного топлива могут быть: биодизель, биобензин, биокеросин, ДМЭ, частично: биоэтанол, биометанол, биобутанол и биоизобутанол. Исходным сырьём для «БиоДТ» являются технические растительные масла (ТРМ), а для каталитического синтеза «БиоБензина», «БиоКеросина», ДМЭ — «Син-Газ», биоэтанол, биометанол, биобутанол, биоизобутанол. ТРМ является продуктом наземной (высшие и низшие растения) и водной флоры (водоросли); «СинГаз» — продуктом газогенерации и пиролиза лигно-целлюлозы (древесины); биоэтанол — продуктом ферментации растительных углеводов (кукуруза, сладкое сорго, картофель, сахарный тростник (богасса) и меласса, целлюлоза древесины, топинамбур и т.д.). Все вышеперечисленные продуценты биоуглеводородного сырья являются фотосинтетиками, поэтому основная задача для биоэнергетиков — это повышение коэффициента фотосинтеза этих продуценты с использованием технологий генной инженерии.

Россия, приступив к созданию нормальной экономики должна активно развивать все виды ВИЭ, в том числе и биоэнергетику, в целях решения проблем экологии, энергетики и социальных проблем в секторах АПК, ЛПК и ЖКХ.

С докладом «Использование методов моделирования в возобновляемой энергетике» выступил заведующий лабораторией возобновляемой энергетики Московский государственный университет имени М. В. Ломоносова, академик РИА, д.т.н., профессор А. А. Соловьёв [13].

Модельный подход, в особенности, становится полезным в тех случаях, когда возникает необходимость обосновать применимость инновационных технологических решений в энергетических установках, использующих возобновляемый энергоноситель. Между тем, в практике энергетических исследований метод моделирования используется сравнительно мало, да и то больше подсознательно, чем целенаправленно. Большее предпочтение отдаётся методу теоретического моделирования установок, использующих возобновляемые энергоресурсы.

А. А. Соловьёв ознакомил участников конференции с результатами исследований, выполненных в лаборатории возобновляемых источников энергии с использованием лабораторного моделирования процессов преобразования солнечной энергии в кинетическую энергию аэротермических движений, в биомассу, аккумулирующую энергию фотосинтеза, в фотоэлектричество.

Одним из актуальных направлений возобновляемой энергетики является использование низкопотенциальных источников энергии, которое получило широкое распространение за рубежом.

В России это направление находит применение и в горнорудной промышленности. Об их применении и их эффективности рассказал академик МИА, д.т.н., профессор, главный научный сотрудник Горного института УрО РАН, генеральный директор Ассоциации энергетиков Западного Урала (город Пермь), Д.Г. Закиров.

К источникам низкопотенциального тепла в горнорудных и угольных предприятий является теплота горных пород, шахтные воды, вентиляционные выбросы, оборотная вода технологических процессов хозяйственно-бытовые стоки. Имеющуюся низкопотенциальную теплоту можно утилизировать с разработкой и внедрением теплонасосных технологий [14].

В 1988 году впервые в СССР была разработана и внедрена технология утилизации тепла оборотной воды компрессоров на шахте «Ключевская» производственного объединения «Кизелуголь» (Пермская область) с применением тепловых насосов для улучшения охлаждения процесса сжатия воздуха и отопления промышленной площадки шахты.

В 1994 году был выполнен рабочий проект технологического комплекса утилизации низкопотенциального тепла шахтной воды для шахты «Зенковская» АО «Прокопьевскуголь» теплонасосной установки мощностью 2,4 МВт, а в 1995 году рабочий проект, предусматривавший применение тепловых насосов для шахты «Степановская» АО «Ростовуголь» по утилизации низкопотенциальной теплоты хозяйственно-бытовых стоков с целью улучшения температурного режима их очистки.

В 1999 году для шахты «5-6» АО управляющая компания «Прокопьевск- уголь» была разработана технология утилизации низкопотенциального тепла шахтной воды (защищена рядом патентов РФ), конструкторская документация на спецоборудование, технический и рабочий проекты на внедрение технологии. Нововведение позволило получать более 25 тыс. Гкал/год экологически чистой тепловой энергии. Срок окупаемости проекта составил четыре года.

В 2001 году на шахте «Осинниковская» ОАО «Кузнецкуголь» в Кемеровской области впервые в России была испытана опытно-промышленная установка по утилизации низкопотенциального тепла шахтных вод.

В 2013 году после проведения энергетических обследований нефтяных шахт (нефтешахтное управление «Яреганефть» ООО «Лукойл-Коми») было разработано технико-экономическое обоснование утилизации низкопотенциального тепла шахтных вод для целей теплоснабжения объектов предприятия. Шахтные воды с температурой 30 °С откачиваются объёмом 3500 м³/сут. Однако тепло этих вод полезно никак не используется. Потенциально возможная мощность после утилизации низкопотенциального тепла составляет 4219 кВт. Стоимость выработки 1 Гкал тепловой энергии теплонасосной технологии в 1,7 раза ниже себестоимости тепловой энергии в котельной предприятия.

Внедрение теплонасосных технологий даёт большой экономический эффект. Эксплуатационные затраты при использовании теплонасосных технологий в качестве источника тепловой энергии в 3,7 раза меньше, чем при использовании электрообогрева, в 1,3 раза меньше, чем при использовании газовой котельной, в 2,4 раза меньше, чем при использовании мазутной котельной и в 1,9 раза меньше, чем при использовании угольной котельной.

Среди остальных докладчиков конференции были представитель Республики Казахстан, д.э.н., профессор К. Мусабеков, ознакомивший участников конференции с работами в определении ветропотенциалов в республике и работах, проводимых в контексте «Экспо 2017», а также молодые учёные и аспиранты российских ВУЗов, в докладах которых были рассмотрены практически все аспекты разработки и применения возобновляемых источников энергии.