Выступления на секции
«Альтернативные виды топлива и источников энергии, энергосберегающие технологии» (выборочно)

- Проблемы и перспективы возобновляемой энергии в России
- Разработка солнечных энергоустановок
- Освоение СПГ как универсального горючего ХХI века
- О строительстве в России завода по переработке угля в моторное топливо
- Криогенные топлива
- Новая технология отопления
- Блочно-транспортабельная АТЭС

Проблемы и перспективы возобновляемой энергии в России

Э.Э. Шпильрайн

Институт высоких температур РАН

1. Введение

На рубеже 21го века энергетический баланс мира складывался следующим образом:

-ископаемые топлива 85% ,

-атомная энергии 6%,

-возобновляемые источники энергии (включая крупные ГЭС) 8%.

В производстве электроэнергии доля возобновляемых источников энергии (ВИЭ) существенно меньше. Без крупных ГЭС в целом по миру она составляет всего около 1,6%. Но в ряде развитых стран доля ВИЭ в производстве электроэнергии значительно больше:

Дания- более 12%; Италия – 2,8%; Испания – 2,7%; Германия – 2,7%; Чили – 2,7%; Швеция – 2,5%; Великобритания – 2,4%; США – 2,2%.

Понятие ВИЭ объединяет очень широкий круг потенциальных источников энергии:

· Солнечная энергия

· Энергия ветра

· Энергия биомассы, включая различные отходы

· Геотермальная энергия

· Энергия малых рек

· Энергия приливов

· Волновая энергия

· Энергия, определяемая разностью температур по глубине океана

· Низкопотенциальное тепло в сочетании с тепловыми насосами

В докладе с той или иной степенью подробности рассматриваются все эти источники за исключением относящихся к энергии морей и океанов.

Использование перечисленных ВИЭ имеет различную историю и масштабы. Установленная мощность различных ВИЭ для производства электроэнергии и тепла по состоянию на 2000 г. приведена в Табл.1.

Таблица 1

Источник энергии | Установленная мощность по производству электроэнергии, ГВт (эл) | Установленная мощность по производству тепла, ГВт (тепл)
Малые реки | 70 | -----------------------------
Тепловые электростанции и котельные на биомассе* | 30 | 200
Ветроэнергетические установки (сетевые) | 31 | ----------------------------
Геотермальные электростанции и станции теплоснабжения | 8 | 17
Фотоэлектрические установки | 0,94 | -----------------------------
Солнечные тепловые электростанции | 0,4 | ------------------------------
Солнечные коллекторы | ------------------------------- | 13

*В том числе, использующие биомассу в сочетании с традиционными топливами

Остальные пренебрежимо малы.

Преимуществом ВИЭ прежде всего является сам факт их неисчерпаемости. Запасы ископаемых топлив ограничены, а, значит, их стоимость со временем будет возрастать. Эти запасы в мире распределены крайне неравномерно, что приводит к напряженности между странами. Ограничены и запасы дешевого урана – основного сырья для АЭС. Напротив, в любом регионе мира есть те или иные ВИЭ, потенциал которых в принципе вполне достаточен для удовлетворения всех нужд региона.

Черпая энергию от ВИЭ, мы в подавляющем большинстве случаев не оказываем вредного влияния на окружающую среду, чего нельзя сказать о традиционных источниках энергии. Например, при мощности 500 кВт и при 2000 часов в год использования установленной мощности будь то ветроэнергетическая установка (ВЭУ), солнечная фотоэлектрическая установка (ФЭУ), малая ГЭС, вырабатывают 1 млн. кВтч электроэнергии и тем самым предотвращают по сравнению с угольной электростанцией той же мощности эмиссию около 1000 т СО2.

Вместе с тем существенным недостатком большинства ВИЭ является малая удельная плотность энергии, приходящейся на единицу воспринимающей площади или объема соответствующего устройства. В частности, максимальная плотность потока солнечной радиации в земных условиях не превосходит 1 кВт/м2; плотность энергии в потоке ветра при скорости 5 м/с составляет всего около 70 Вт/м2, а при скорости 10 м/с – около 600 Вт/м2. Это означает, что для получения от установки, использующей ВИЭ, значительной мощности установка должна иметь большие габариты, высокую материалоемкость и стоимость. Например, у введенной в эксплуатацию в сентябре 2002 г. в Испании ВЭУ мощностью 3,6 МВт, диаметр ротора составил 104 м, а гондола, установленная на башне высотой 70 м, весит более 100 т.

Вторым недостатком, присущим большинству ВИЭ, является непостоянство поступающей энергии во времени. Это означает с одной стороны, что коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) значительно ниже единицы, а также то, что для удовлетворения потребителей это непостоянство должно приниматься во внимание. Так автономная энергоустановка с ВИЭ должна иметь в своем составе либо те или иные аккумуляторы, либо установку-дублер, работающую на традиционном топливе. Если установка с ВИЭ присоединена к сети, то сеть должна взять на себя компенсацию непостоянства поступления энергии, для чего она должна иметь достаточную емкость и маневренность.

Оба перечисленные недостатка приводят к удорожанию энергии, получаемой от ВИЭ, что существенно влияет на сегодняшнее отношение к ним. Поэтому, если в 70ые – 80ые годы прошлого века для развитых стран стимулом применения ВИЭ явились известные нефтяные кризисы и опасение, что век дешевых традиционных топлив закончился, то сегодня основным аргументом в пользу применения ВИЭ в этих странах является их экологическая чистота. (Общество готово на увеличение платы за «чистую» энергию). Для развивающихся стран ВИЭ имеют прежде всего социальное значение, ибо для сельского населения в отдаленных районах они являются сегодня единственно возможными источниками энергии.

Для России сегодня, несмотря на высокую стоимость энергии, использование ВИЭ в особо благоприятных случаях может оказаться конкурентоспособным экономически. Это относится к территориям страны, не обеспеченным централизованным энергоснабжением и использующим дорогое привозное топливо. В этих случаях использование ВИЭ имеет также большое социальное значение, увеличивая надежность энергоснабжения. Для рекреационных зон страны решающим фактором может оказаться экологическая чистота ВИЭ. Наконец, перспективы внедрения ВИЭ на территории страны окажутся значительно более благоприятными, если, глядя вперед, на государственном уровне будут приняты законы, поддерживающие применение ВИЭ. В ряде развитых стран мира такое покровительственное законодательство с успехом используется.

2. Использование ВИЭ

2.1. Ветровая энергетика

Использование энергии ветра сегодня чрезвычайно динамично развивающаяся отрасль мировой энергетики. Если суммарная установленная мощность ВЭУ в мире в 2000 году составляла 17,8 ГВт, то в 2002 году она достигла уже 31,1 ГВт. По данным 2002 г. странами-лидерами по установленной мощности (ГВт) ВЭУ являлись:

Германия – 12; Испания – 4,8; США – 4,7; Дания – 2,9; Индия – 1,7.

Тенденцией последних десятилетий является непрерывный рост единичной мощности сетевых ВЭУ. Еще 10 лет назад типичной ВЭУ в составе ветровых ферм была установка мощностью 300-500 кВт. В 2000-2002 годах серийной стала ВЭУ мощностью 1÷1,2 МВт. Некоторые фирмы начали производить еще более крупные установки – до 4,5 МВт в основном для применения на шельфе, где наиболее благоприятны характеристики ветра. Это приводит к снижению стоимости установленного киловатта, которая сегодня находится на уровне 1000 долл./кВт, и стоимости вырабатываемой электроэнергии.

В мире имеется более десятка крупных фирм, специализирующихся на разработке агрегатов мегаваттного класса. Используются различные типы регулирования турбин, защиты от штормового ветра, привода генератора, типов генераторов и т. п. При благоприятных характеристиках ветра стоимость электроэнергии, вырабатываемой крупной ветровой фермой, приближается к стоимости на топливных электростанциях. Все крупные ВЭУ работают совместно с сетью, и их суммарная мощность не должна превышать 15-20 % от емкости сети.

В России до недавнего времени развитию ветроэнергетики не уделялось должного внимания. Разрабатывавшиеся в конце прошлого века ВЭУ мощностью в 250 кВт не были доведены до необходимых требований по надежности и эффективности. Аналогичной оказалась судьба разработки ОКБ «Радуга» ВЭУ мощностью в 1 МВт. Поэтому практически все крупные ВЭУ, действующие сегодня в России, укомплектованы импортными агрегатами (Табл.2).

Таблица 2

Энергосистема | Площадка | Суммарнаямощность, Мвт | Производитель
«Янтарьэнерго» | Калининградская обл. | 5,1 | “Vestas”, Дания
| Чукотка | 2.5 | НПО «Южмаш», Украина-НПО «Ветроэн», Россия
«Башкирэнерго» | С. Тюпкельды | 2,2 | “HAG”, Германия
«Комиэнерго» | Воркута | 1,5 | НПО «Южмаш», Украина-НПО «Ветроэн», Россия
«Калмэнерго» | Элиста | 1,0 | МКБ «Радуга»
«Камчатскэнерго» | О. Беринга | 0,5 | “Micon”, Дания
«Ростовэнерго» | Волгодонск | 0,3 | “HSW”, Германия

В отличие от производства крупных ВЭУ, в России имеется довольна развитая производственная база по выпуску автономных ветроустановок малой мощности: от 0,04 до 16 кВт, в том числе ветро-дизельные агрегаты. Около 10 изготовителей готовы выпускать такие ВЭУ, а некоторые из них (ЦНИИ «Электроприбор» г. Санкт-Петербург) поставляют свои изделия заграницу. В России потенциальный рынок для таких установок велик, однако, расширение выпуска не происходит из-за малого платежеспособного спроса. Для более широких поставок заграницу, прежде всего в развивающиеся страны, необходима сертификация установок по международным стандартам и наладка гарантийного и сервисного обслуживания.

2.2. Малая гидроэнергетика

К малым ГЭС условно относят гидроэнергетические агрегаты мощностью от 100 кВт до 10 МВт. Меньшие агрегаты относятся к категории микро-ГЭС. Суммарная мощность малых ГЭС в мире сегодня превышает 70 ГВт.

Малая гидроэнергетика за последние десятилетия заняла устойчивое положение в электроэнергетике многих стран мира. В ряде развитых стран установленная мощность малых ГЭС превышает 1 млн. кВт (США, Канада, Швеция, Испания, Франция, Италия). Они используются как местные экологически чистые источники энергии, работа которых приводит к экономии традиционных топлив, уменьшая эмиссию диоксида углерода. Лидирующая роль в развитии малой гидроэнергетики принадлежит КНР, где суммарная установленная мощность малых ГЭС превышает 13 млн. кВт. В развивающихся странах создание малых ГЭС как автономных источников электроэнергии в сельской местности имеет огромное социальное значение. При сравнительно низкой стоимости установленного киловатта и коротком инвестиционном цикле малые ГЭС позволяют дать электроэнергию удаленным от сетей поселениям.

В России энергетический потенциал малых рек очень велик. Число малых рек превышает 2,5 млн., их суммарный сток превышает 1000 км3 в год. По оценкам специалистов сегодняшними доступными средствами на малых ГЭС в России можно производить около 500 млрд. кВтч электроэнергии в год.

В середине прошлого века в России работало большое количество малых ГЭС, однако, впоследствии предпочтение было отдано крупному гидроэнергостроительству, и малые ГЭС постепенно выводились из эксплуатации. Сегодня интерес к малым ГЭС возобновился. Несмотря на то, что их экономические характеристики уступают крупным ГЭС, в их пользу работают следующие аргументы. Малая ГЭС может быть сооружена даже при нынешнем дефиците капиталовложений за счет средств частного сектора экономики, фермерских хозяйств и небольших предприятий. Малая ГЭС, как правило, не требует сложных гидротехнических сооружений, в частности, больших водохранилищ, которые на равнинных реках приводят к большим площадям затоплений. Сегодняшние разработки малых ГЭС характеризуются полной автоматизацией, высокой надежностью и полным ресурсом не менее 40 лет. Малые ГЭС позволяют лучше использовать солнечную и ветровую энергию, так как водохранилища ГЭС способны компенсировать их непостоянство.

В 90-е годы в России проблема производства оборудования для малых и микро-ГЭС в основном была решена. Особенно привлекательно создание малых ГЭС на базе ранее существовавших, где сохранились гидротехнические сооружения. Сегодня их можно реконструировать и технически перевооружить. Целесообразно использовать в энергетических целях существующие малые водохранилища, которых в России более 1000.

В стране имеется ряд предприятий, производящих и продающих гидроэнергетическое оборудование, отвечающее самым современным требованиям и не уступающее лучшим мировым образцам. С использованием этого оборудования малые ГЭС могут создаваться как полностью автономные, так и работать на сеть. Последнее требует разработки законодательства, регламентирующего взаимоотношения между индивидуальными производителями электроэнергии и сетью.

2.3. Солнечная энергия

Наиболее просто использовать солнечную энергию для получения тепла для горячего водоснабжения. Солнечные водонагревательные установки (СВУ) широко распространены в странах с жарким климатом. Например, в Израиле закон требует, чтобы каждый дом был оснащен СВУ. В США СВУ повсеместно используются для подогрева воды в бассейнах. Вклад СВУ в энергетический баланс США эквивалентен примерно 2 млн. тут в год. Основным элементом СВУ является плоский солнечный коллектор, воспринимающий солнечную радиацию и преобразующий ее в полезное тепло. Поэтому обычно масштаб использования СВУ оценивают площадью установленных солнечных коллекторов. Суммарная площадь коллекторов, установленных сегодня в мире оценивается в 50-60 млн м2, что обеспечивает получение тепловой энергии, эквивалентной 5-7 млн тут в год. В Европейских странах к концу 2000 г. действовало 11,7 млн м2 коллекторов.

В России СВУ на сегодня не нашли сколько-нибудь значительного распространения, что с одной стороны связано с относительно низкой стоимостью традиционных топлив, а с другой – бытующим мнением о недостаточной инсоляции в большинстве регионов России.

Вместе с тем в последние годы для всей территории России проведено тщательное исследование прихода солнечной энергии на поверхности, тем или иным образом ориентированные в пространстве, и показано, что практически для всех регионов страны, включая высокие широты, применение СВУ в течение 3-6 месяцев в году экономически оправдано.

В эти же годы рядом промышленных предприятий разработаны новые типы солнечных коллекторов, применение которых в СВУ вместо импортных, делает эти установки экономически более привлекательными. В связи с этим интерес к использованию СВУ в стране, особенно в южных регионах, возрос (Ростовская область, Ставропольский и Краснодарский края, Дагестан, Калмыкия, Бурятия). Хотя в летнее время даже в Сибири достаточно солнца, чтобы использовать СВУ. Представляет также интерес использование солнечных коллекторов в сочетании с тепловыми насосами (ТН) в том числе для отопления.

Для преобразования солнечной энергии в электроэнергию могут быть использованы как термодинамические методы, так и прямое преобразование с помощью фотоэлектрических преобразователей (ФЭП).

Сегодня в США работают 7 электростанций общей мощностью 354 МВт(э), использующие параболоцилиндрические концентраторы солнечной радиации и термодинамический метод преобразования. Известны проекты сооружения подобных СЭС в ряде стран так называемого солнечного пояса (Мексика, Египет и др.). Для России, с учетом характеристик солнечной радиации, подобные СЭС сегодня не представляют сколько-нибудь значительного интереса.

Фотоэлектрические преобразователи, напротив, находят все большее применение в самых разных регионах. В отличие от СЭС с концентраторами, ФЭП используют не только прямое, но и рассеянное излучение и не требуют дорогостоящих устройств для слежения за солнцем.

Рынок ФЭП развивается весьма динамично. Суммарная мощность установленных в мире ФЭП в 2002 году, превысила 500 МВт. Это обусловлено принятием в ряде стран национальных программ, предусматривающих широкое внедрение ФЭП («100 тысяч солнечных крыш» в Германии, «100 тысяч солнечных крыш» в Японии, «1 млн. солнечных крыш» в США). Быстрыми темпами растет и производство ФЭП, достигшее 1 ГВт в год. Япония и Германия прогнозируют в ближайшие годы выход на годовые объемы производства до 500 МВт каждая. Массовое производство ФЭП ведет к их удешевлению. Сегодня модули ФЭП на мировом рынке стоят около 4 долл. за пиковый ватт, что при удовлетворительной инсоляции приводит к стоимости электроэнергии в 15-20 цент/кВтч. Особенно велик рынок ФЭП в развивающихся странах. Установки сравнительно небольшой мощности в единицы кВт представляют сегодня практически единственную возможность приобщить сельское население этих стран к современной цивилизации.

Сегодня на мировом рынке присутствуют тысячи фирм, создающих различные установки с ФЭП, но только десятки фирм, в том числе в России умеют делать солнечные элементы. Начиная с середины 90х годов, в России инициированы работы по совершенствованию ФЭП и развертывание их опытно-промышленного производства. Была разработана технология изготовления ФЭП и внедрена в производство на фирме «Солнечный Ветер» (г. Краснодар) и ОКБ «Красное знамя» (г. Рязань). Это позволило выйти на мировой рынок и увеличить поставки ФЭП за рубеж. Так, например, фирма «Солнечный Ветер» поставляет свою продукцию в более чем 10 стран. За 1996-2001гг объем продаж увеличился в десять раз (с 60 до 600 кВт/год), а в 2002 году превысил 1 МВт.

Однако, несмотря на положительные тенденции мирового рынка, высокая стоимость, электроэнергии от ФЭП сдерживает их более широкое применение. Эта высокая стоимость обусловлена как дороговизной основного материала (как правило, кремния высокой чистоты), так и дороговизной технологического процесса. Поэтому в мире и в России ведутся интенсивные исследования и разработки, направленные на удешевление ФЭП. Одним из перспективных направлений является создание высокоэффективных ФЭП с концентраторами солнечного излучения. Наиболее интенсивно исследования в этой области проводятся в США и России. КПД разработанных в США солнечных элементов (СЭ) на основе монокристаллического кремния достигает 20-25% при концентрации в 10-100 солнц и рабочей температуре 25оС. При большей концентрации эти СЭ требуют принудительного охлаждения, ибо их кпд существенно снижается с ростом температуры (на 1/3 при повышении температуры на 100оС). Для работы при концентрации в 300-1000 солнц более перспективны СЭ на основе системы арсенид галлия - арсенид алюминия, впервые разработанной в ФТИ им. А.Ф.Иоффе. Значения КПД каскадных СЭ на основе GaAs, достигнутые в США и России (ФТИ им. А.Ф.Иоффе), составляют около 30% при концентрации в 500-1000 солнц и при реальных рабочих температурах 60-80оС. Поэтому, несмотря на более высокую стоимость арсенида галлия, цены на энергоустановки с концентрацией по оценкам окажутся приблизительно в 2 раза ниже плоских кремниевых.

2.4 Энергия биомассы

По некоторым данным вклад биомассы в мировой энергетический баланс составляет около 12 % , хотя значительная доля биомассы, используемой для энергетических нужд, не является коммерческим продуктом и, как результат, не учитывается официальной статистикой. В странах Европейского Союза, в среднем, вклад биомассы в энергетический баланс составляет около 3%, но с широкими вариациями: в Австрии - 12%, в Швеции - 18%, в Финляндии - 23%.

Первичной биомассой являются растения, произрастающие на суше и в воде. Биомасса образуется в результате фотосинтеза, за счет которого солнечная энергия аккумулируется в растущей массе растений. Энергетический кпд собственно фотосинтеза составляет около 5%. В зависимости от рода растений и климатической зоны произрастания это приводит к различной продуктивности в расчете на единицу площади, занятой растениями. Для северных зрелых, медленно растущих лесов продуктивность составляет 1 т прироста древесины в год на 1 га. Для сравнения урожай кукурузы (вся зеленая масса) в штате Айова, США в 1999 г. составил около 50 т/га.

Для энергетических целей первичная биомасса используется в основном как топливо, замещающее традиционное ископаемое топливо. Причем речь, как правило, идет об отходах лесной и деревоперерабатывающей промышленности, а также об отходах полеводства (солома, сено). Теплотворность сухой древесины достаточно высока, составляя в среднем 20 ГДж/т. Несколько ниже теплотворность соломы, например, для пшеничной соломы она составляет около 17,4 ГДж/т. В то же время большое значение имеет удельный объем топлива, который определяет размеры соответствующего оборудования и технологию сжигания. В этом отношении древесина значительно уступает, например, углю. Для угля удельный объем составляет около 30 дм3/ГДж, тогда как для щепы, в зависимости от породы дерева, этот показатель лежит в пределах 250 – 350 дм3/ГДж; для соломы удельный объем еще больше, достигая 1 м3/ГДж. Поэтому сжигание биомассы требует либо ее предварительной подготовки, либо специальных топочных устройств. В частности, в ряде стран распространение получил способ уплотнения древесных отходов с превращением их в брикеты или, так называемые, пелетки. Оба способа позволяют получить топливо с удельным объемом около 50 дм3/ГДж, что вполне приемлемо для обычного слоевого сжигания. Например, в США годовое производство пелеток составляет около 0,7 млн. т, а их рыночная цена - около 6 долл./ГДж при теплотворности около 17 ГДж/т.

В России использование отходов лесной, деревообрабатывающей и целлюлозно-бумажной промышленности для коммерческого производства электроэнергии и тепла пока достаточно ограничено. По данным Госкомстата в 2001 г. в стране имелось 27 малых ТЭЦ с общей установленной мощностью 1,4 ГВт, использовавших биомассу совместно с традиционными топливами (мазут, уголь, газ). При этом собственно на биомассе выработано 2,2 млрд. кВтч электроэнергии и 9,7 млн. Гкал тепла из общей выработки 5,5 млрд. кВтч и 24 млн. Гкал (т.е. около 40% от общей выработки).

Наряду с первичной растительной биомассой значительный энергетический потенциал содержится в отходах животноводства, твердых бытовых отходах и отходах различных отраслей промышленности. Использование этого потенциала возможно термохимическими или биохимическими методами. В первом случае речь идет в основном о твердых бытовых отходах, которые либо сжигаются, либо газифицируются на мусороперерабатывающих фабриках. Во втором случае сырьем является навоз или жидкие бытовые стоки, которые перерабатываются в биогаз.

В России ежегодно образуется около 60 млн. т твердых бытовых отходов (ТБО); количество отходов животноводства и птицеводства составляет около 130 млн. т/год, а осадков сточных вод 10 млн. т/год. Энергетический потенциал этих отходов составляет 190 млн. т у.т. Этот потенциал используется пока совершенно недостаточно. Имеются единичные опытные установки по переработке ТБО, эксплуатационные характеристики которых нельзя признать удовлетворительными для широкого промышленного использования. В этом направлении предстоит еще большая работа.

Серьезные успехи были достигнуты в области переработки жидких городских стоков. Уже с 50-х годов прошлого века на Курьяновской и Люберецкой станциях г. Москвы производилась очистка городских стоков и работали мощные биогазогенераторы – метантенки. Этот радикальный метод переработки активного ила и осадков сточных вод был затем реализован на станциях очистки Новосибирска, Сочи и других городов России.

В основе биохимической переработки отходов животноводства и птицеводства лежит анаэробное сбраживание. В результате этого процесса органическая масса отходов определенными штаммами бактерий превращается в биогаз. Обычный состав биогаза: до 70 % метана и 30 % диоксида углерода.

В настоящее время в России разработкой, созданием, производством опытных серий оборудования, установок в целом, реализующих высокорентабельные биогазовые технологии, занимается ЗАО Центр «ЭкоРос». Этот Центр разработал и выпускает опытными сериями индивидуальные биогазовые установки ИБГУ-1 для хозяйств, имеющих до 5-6 голов крупного рогатого скота. За 10 лет Центр произвел и реализовал 86 комплектов ИБГУ-1: из них – 79 в России, 4 – в Казахстане, 3 – в Белоруссии. С 1997 года по документации ЗАО Центр «ЭкоРос» освоено производство таких установок в Китае в г. Ухань на совместном китайско-российском предприятии.

Всероссийский Институт электрификации сельского хозяйства (ВИЭСХ) разрабатывает биоэнергетические установки для свиноферм;. ЗАО ВНИКОМЖ (Всероссийский Институт комплексной механизации животноводства) –создает биоэнергетические установки (БЭУ) для птицеферм и фабрик. В 1995 г. при птицефабрике «Центральная» (Владимирская область) пущена в эксплуатацию опытно-промышленная биогазовая установка по технологии предварительного разделения жидких отходов (ВНИИКОМЖ). Кафедра химической энзимологии МГУ им. Ломоносова создает технологию переработки супержидких стоков.

2.5. Геотермальная энергия

Под геотермальной энергией понимают физическое тепло глубинных слоев земли, имеющих температуру, превышающую температуру воздуха на поверхности. Носителями этой энергии могут быть как жидкие флюиды (вода и/или пароводяная смесь), так и сухие горные породы, расположенные на соответствующей глубине. Из недр Земли на ее поверхность постоянно поступает тепловой поток, интенсивность которого в среднем по земной поверхности составляет около 0,03 Вт/м2. Под воздействием этого потока, в зависимости от свойств горных пород, возникает вертикальный градиент температуры - так называемая геотермальная ступень. В большинстве мест она составляет не более 2–3К/100м. Однако в местах молодого вулканизма, вблизи разломов земной коры геотермальная ступень повышается в несколько раз и уже на глубинах в несколько сот метров, а иногда нескольких километров, находятся либо сухие горные породы, нагретые до 100оС и более, либо запасы воды или пароводяной смеси с такими температурами.

Принято считать, что если температура в геотермальном месторождении превышает 100оС, оно пригодно для создания геотермальной электростанции (ГеоЭС). При более низкой температуре геотермальный флюид целесообразно использовать для теплоснабжения. Если температура флюида для непосредственного теплоиспользования слишком низка, ее можно поднять, применяя тепловые насосы (ТН).

В настоящее время в мире суммарная мощность действующих ГеоЭС составляет около 10 ГВт(э). Суммарная мощность существующих геотермальных систем теплоснабжения оценивается в 17 ГВт(т).

Запасы геотермальной энергии в России чрезвычайно велики, по оценкам они в10-15 раз превышают запасы органического топлива в стране. Практически на всей территории страны есть запасы геотермального тепла с температурами в диапазоне от 30 до 200оС. Сегодня на территории России пробурено около 4000 скважин на глубину до 5000 м, которые позволяют перейти к широкомасштабному внедрению самых современных технологий для локального теплоснабжения на всей территории нашей страны. С учетом того, что скважины уже существуют, энергия, получаемая из них, в большинстве случаев окажется экономически выгодной.

До недавнего времени масштаб использования геотермальной энергии в стране был весьма скромным. В последнее десятилетие благодаря инициативе и работам АО «Геотерм» и АО «Наука» совместно с Калужским турбинным заводом был сделан существенный скачок в использовании геотермальной энергии на Камчатке и Курильских островах. Построена Верхнемутновская ГеоЭС мощностью 12 МВт. В 2002 г. пущен в эксплуатацию первый блок Мутновской ГеоЭС мощностью 50 МВт. На Курильских островах сооружены геотермальные станции теплоснабжения.

Особенно велики и практически повсеместно распространены запасы термальных вод со сравнительно невысокой температурой, недостаточной для непосредственного теплоиспользования. Интерес представляет и использование тепла поверхностных слоев грунта, температура которых на глубине в несколько десятков метров круглый год практически постоянна и равна среднегодовой температуре воздуха в этом месте. Это означает, что зимой грунт может служить низкопотенциальным источником тепла для отопления с помощью тепловых насосов. Эти системы рассмотрены в следующем параграфе.

2.6. Использование низкопотенциального тепла в сочетании с тепловыми насосами

В настоящее время отопление и горячее водоснабжение (ГВС) городских объектов осуществляется, как правило, от городских ТЭЦ или районных котельных, работающих на традиционных топливах. Автономные потребители (коттеджи, дачи, садовые домики) зачастую используют для отопления и горячего водоснабжения либо жидкие углеводородные газы, либо электроэнергию.

Вместе с тем имеется большое количество различных источников низкопотенциального тепла, как природных, так и искусственных, которые в сочетании с тепловыми насосами (ТН) могут составить конкуренцию традиционным топливам. ТН нашли широкое применение для теплоснабжения жилых и административных зданий в США, Швеции, Канаде и других странах со сходными с Россией климатическими условиями. Расширяется опыт применения тепловых насосов и в нашей стране.

ТН позволяет, затрачивая сравнительно небольшое количество энергии на его привод, преобразовать тепло, отбираемого от низкопотенциального источника, в тепло при температуре, удовлетворяющей потребителя. Коэффициент трансформации ТН, т.е. отношение количества тепла, отданного потребителю, к энергии, затраченной на его привод, тем выше, чем выше температура источника низкопотенциального тепла. В используемых системах этот коэффициент составляет 3 и более.

В качестве природных низкопотенциальных источников тепла наибольший интерес представляют незамерзающие водоемы или источники геотермального тепла. В большом количестве регионов на умеренных глубинах имеются геотермальные флюиды с температурой не ниже 20-30оС, которые могут служить эффективным источником низкопотенциального тепла для ТН. Представляет интерес также использование тепла грунта, для чего могут создаваться неглубокие (в несколько десятков метров, иногда до 100 – 150 м) вертикальные скважины, служащие подземными теплообменниками, через которые циркулирует теплоноситель ТН. В зависимости от свойств грунта, наличия фильтрационных вод, конструкции теплообменника с 1 м его длины возможен съем от 70 до 300 Вт тепловой энергии.

К искусственным источникам низкопотенциального тепла можно отнести различные теплые сбросы промышленных предприятий, вентиляционные выбросы, канализационные системы. Потенциал этих источников достаточно велик, но в каждом случае требует разработки оптимальных систем для его использования.

Представляет интерес применение комбинированных схем, в которых наряду с использованием, например, тепла грунта с помощью ТН утилизируется тепло вентиляционных выбросов здания, солнечная энергия, преобразуемая посредством простейшего солнечного коллектора. Подобные схемы разрабатывает и с успехом внедряет ОАО «ИНСОЛАР-ИНВЕСТ».

Для анализа эффективности применения различных схем с ТН используются 2 подхода. Во-первых, выясняется приводит ли применение ТН к экономии первичной энергии (топлива). Для получения потребителем с помощью ТН тепловой мощности Q на приивод ТН надо затратить электрическую мощность N, определяемую соотношением

N = Q/μ, где μ-коэффициент преобразования ТН. В свою очередь, для получения электрической мощности N на тепловой электростанции надо затратить Q1 = N/η тепла, где η –кпд электростанции. В результате Q1 и Q оказываются связанными соотношением Q1= Q/ημ. Ясно, что если произведение ημ>1, то Q1< Q, т.е. схема с ТН приводит к экономии первичной энергии. Если принять кпд тепловой электростанции 40 %, то последнее неравенство справедливо при μ>2,5, что для большинства приложений выполняется с запасом.

Однако, сама по себе экономия первичной энергии еще не является решающим экономическим критерием. Важно дает ли схема с применением ТН денежную экономию по сравнению, например, с получением тепла от котельной, работающей на том или ином топливе. Этот показатель, помимо коэффициента преобразования ТН зависит от его стоимости, которая сегодня все еще высока. Для снижения стоимости большое значение имеет масштаб производства. Сегодня в России производятся в основном компрессионные ТН тепловой мощностью от 10 кВт до 5 МВт. Оснащенность и производственная мощность существующей машиностроительной базы по выпуску ТН средней и большой мощности может считаться достаточной при малом масштабе производства. Для удовлетворения рынка ТН с тепловой мощностью менее 200 кВт (средняя мощность 20 кВт) требуется по оценкам выпуск до 10000 агрегатов в год, а для этого необходимо значительное развитие производственной базы. Особенно это касается производства компрессоров для ТН, которые в настоящее время в основном закупаются за рубежом.

3. Выводы

· Сегодня вклад ВИЭ в энергетический баланс России, несмотря на их огромный потенциал, незначителен.

· Несмотря на то, что электроэнергия и тепло, получаемые от различных ВИЭ, сегодня, как правило, дороже, чем от традиционных источников, существует значительный рынок, где использование ВИЭ конкурентоспособно. Это прежде всего относится к регионам, где источником энергии является дорогое привозное топливо, рекреационным зонам, где на первый план выступает экологическая чистота ВИЭ, к ряду случаев, когда имеющиеся сооружения и объекты позволяют существенно снизить капитальные затраты для сооружаемых ВИЭ (пробуренные скважины для геотермального теплоснабжения, гидротехнические сооружения для малых ГЭС, большое количество различных отходов, подлежащих утилизации).

· Состояние производственной базы для производства оборудования для различных ВИЭ в стране различно. Значительны успехи в создании крупных геотермальных электростанций на Камчатке. Отечественные предприятия сегодня производят малыми сериями конкурентоспособное оборудование для малых ГЭС, биогазовых установок небольшой мощности, фотопреобразователи, солнечные водонагревательные установки, малые ветроэнергетические установки, тепловые насосы средней мощности. При ограниченном платежеспособном спросе объем этих производств достаточен. Однако по мере экономического роста потребуется расширение производственной базы по выпуску оборудования для ВИЭ.

· Отечественные разработки и производство крупных (мегаваттного класса) ветроэнергетических агрегатов существенно отстают от зарубежных фирм. Преодоление этого отставания при нынешнем состоянии экономики возможно путем организации совместных с зарубежными фирмами производств с поэтапным увеличением отечественной доли. Аналогичные подходы могут оказаться целесообразными и в ряде других случаев (компрессоры для ТН, оборудование для брикетирования древесных отходов или изготовления пелеток и др.).

· Увеличение доли ВИЭ в энергобалансе страны предусмотрено Энергетической стратегией России. Для достижения этой цели необходима законодательная база, которая создавала бы стимулы как для производителей оборудования, так и для потребителей ВИЭ.

Разработка солнечных энергоустановок с использованием концентраторов солнечного излучения и фотоэлектрических преобразователей

В.В.Валуев, д.т.н., профессор

Заместитель генерального директора по научной работе,

В.И.Шадрин, начальник НИО ГУП «НПО Астрофизика»,

Государственный научный центр ГУП «Научно-производственное объединение «Астрофизика», имея богатый опыт и научно-технический потенциал в области создания сложных оптико-электронных систем, включилось в работы по солнечной энергетике с конца 80-х - начала 90-х годов прошлого столетия.

Все разработки ГУП «НПО Астрофизика» имеют одну отличительную особенность – использование оптических систем, концентрирующих солнечное излучение, с последующим преобразованием его в электрическую и тепловую энергии.

Преимущества технологий преобразования концентрированной солнечной энергии, как известно, заключаются в:

- Большей эффективности преобразования,

- Более высокой экономичности, за счет использования сравнительно дешевых в производстве зеркал концентраторов,

- Более высокой «собираемости» солнечной энергии в светлое время суток, за счет использования следящих систем,

- Автономности установок, достигаемой за счет использования для работы системы слежения части вырабатываемой электрической энергии.

В период 2000-2003 годов были разработаны, изготовлены и смонтированы на солнечном полигоне предприятия два экспериментальных образца автономных солнечных энергоустановок установок с различными концентраторами солнечного излучения.

I Автономная гелиоэлектрическая установка (шифр ГЭУ-1,5) ,предназначена для электрообеспечения индивидуального потребителя.

Преимущества этой установки основаны на использовании фотоэлектрических модулей в сочетании с плоскими зеркальными концентраторами, увеличивающими эффективность преобразования солнечной энергии в электрическую в 1,5 - 2 раза и следящей системы, обеспечивающей автоматическое слежение за Солнцем от его восхода и до захода, и тем самым повышенную «собираемость» падающей солнечной энергии.

II Автономная солнечная фотоэлектрческая установка (шифр СФЭУ-1) обеспечивает комбинированную выработку электрической и тепловой энергий и предназначена для использования в качестве модуля солнечной электрической станции блочно-модульной конструкции, а также в качестве автономной гелиоэнергетической установки индивидуального пользования.

Оборудование установки установлено на одноосевом опорно-поворотном устройстве с системой автоматического слежения за движением Солнца, на двух плечах которого расположены две концентрирующие солнечное излучение системы. Одна из них выполнена из набора плоских зеркал, площадь и форма поверхности которых соответствует форме поверхности фототермического приемника - преобразователя, составленного из набора элементов из монокристаллического кремния, соединенных последовательно и образующих фотобатарею, вытянутую вдоль оси концентратора. Концентратор путем юстировки составляющих его зеркал обеспечивает равномерную освещенность всех элементов фототермического приемника и увеличивает его освещенность в 13 раз.

Выделяемое в процессе работы тепло с выхода радиатора фототермического приемника в виде подогретой до 40-50 °С воды поступает на водонагревательный элемент, выполненный в форме трубы, устанавливаемой в фокусе концентратора, располагаемого на другом плече опорно-поворотного устройства – водонагревательная часть, с выхода которой температура воды может достигнуть 70-80 °С.

Оба экспериментальных образца солнечных энергоустановок прошли предварительные испытания летом 2003 года в условиях средней широты России, а их результаты были обсуждены и одобрены на выездном заседании подсекции НТС РАО «ЕЭС России» – «Нетрадиционная энергетика», на солнечном полигоне ГУП «НПО Астрофизика» в сентябре 2003 года.

Освоение СПГ как универсального горючего ХХI века – национальная задача России

И. Ходорков, генеральный директор ЗАО «Крионорд», академик Международной академии холода, лауреат премии ОАО «Газпром»

В.Дементьев, генеральный директор ООО «МКАД-проект»

Н.Флегонтов, Ростовский государственный университет путей сообщения

На парламентских слушаниях от 25.11.2002г. Комиссией Государственной Думы по устойчивому развитию были рассмотрены новые направления в развитии мировой энергетики, в том числе, касающиеся применения технологии сжиженного природного газа (СПГ). Были даны рекомендации всем ветвям законодательной и исполнительной власти, включая Президента России, по содействию программам применения этого энергоносителя в Российской Федерации.

Сегодня разрабатывается программа «Комплексного изучения и освоения запасов и ресурсов нефти и газа Восточной Сибири и Дальнего Востока России на 2004 – 2020гг. Проводятся различные совещания на государственном уровне по вопросам добычи газа в удаленных регионах Сибири и поставок его в Китай и Корею.

Освоение газовых месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока, безусловно, важнейшая задача для России. На самом деле особый характер этого универсального горючего при его применении в народном хозяйстве и в интересах обороны страны ставит эту проблему в ряд важнейших национальных задач России в наступившем столетии. Но надо ли для этого использовать старую технологию транспортировки природного газа? Сколько опять придется уничтожить лесов, земельных угодий, сколько километров проложить труб, построить газоперекачивающих станций и так далее.

Начался XXI век и необходимо переходить на полное применение технологии безтрубопроводной транспортировки природного газа - технологии сжиженного природного газа.

В настоящем докладе рассматривается состояние отечественных работ в этой области на основании собственных исследований, опубликованных литературных данных, а также обобщения сведений, предоставленных из ОАО «Криогенмаш», ОАО «НПО Гелиймаш», ОАО «Сибкриотехника», 000 НТК «Криогенная техника», ОАО «Уралкриомаш», ОАО «Уралкриотехника», ОАО «Автогаз», ДОАО «Оргэнергогаз», ОАО «Туполев», НИИЦ «Криотрансэнерго», ФГУП РНЦ «Прикладная химия», НПФ «Экип», УФ ЗАО «Криогаз», международного научно - технического журнала «АвтоГазоЗаправочный Комплекс плюс Альтернативное Топливо» («АГЗК + АТ») и др. В обзоре использованы также материалы докладов В. Л. Стативко, Г. Н. Осколкова и А.Н. Рязанова.

Остановимся кратко на тех основных аспектах проблемы, которые характеризуют в целом ее состояние на сегодняшний день.

Анализируя этот вопрос, можно провести некоторые параллели с организацией в нашей стране в 60-е гг. прошлого столетия решения проблемы производства и использования в качестве горючего в ракетно-космической и авиационной технике жидкого водорода. Тогда все эти работы выполнялись на основании постановлений СМ СССР и решений ВПК в условиях централизованного планового финансирования с привлечением многочисленных научно-исследовательских, конструкторских, машиностроительных, производственных и других специализированных организаций и предприятий по всей стране.

Координация работ на всесоюзном уровне была возложена на Координационный Совет по криогенной технике при Министерстве химического и нефтяного машиностроения на базе ведущего предприятия криогенной отрасли — НПО «Криогенмаш».

Научное прогнозирование и стратегический анализ в рамках проблем «Водородная энергетика» и «Ракетные топлива» выполнялись под руководством специализированных Советов при Президиуме АН СССР.

В этих условиях весь цикл выполнения НИР, ОКР, создания производственных мощностей, средств доставки и приема компонента, разработки нормативной базы составил около 15 лет.

Можно с уверенностью сказать, что по сложности и техническому существу решаемых задач обе эти проблемы очень близки, если не считать гораздо большей масштабности последней, предполагающей не только узкоцелевое применение, но и вовлечение практически всех областей страны и видов техники в создание масштабной инфраструктуры. Вместе с тем, в условиях рыночной экономики при решении аналогичной проблемы по освоению СПГ отсутствуют практически все перечисленные выше механизмы, равно как и государственная поддержка в целом.

Определенная близость физико-химических свойств обоих компонентов предопределила и преемственность в научных, конструкторских и технологических разработках, отработанных отраслями на стадии решения водородной проблемы, завершившейся успешной реализацией проекта «Энергия-Буран» и полетом первого в мире пассажирского самолета ТУ-155 на жидком водороде. Не удивительно поэтому,

что при отсутствии государственного заказа, источников финансирования, но с ясным пониманием важности для России освоения СПГ, именно теми предприятиями и специалистами, которые ранее участвовали в решении водородной проблемы, были в инициативном порядке начаты работы по созданию оборудования и технологий для производства и использования СПГ. К ним позднее присоединился ряд новых предприятий, рожденных в условиях рыночной экономики, и даже частные фирмы.

ОСНОВНАЯ КОНЦЕПЦИЯ

Анализ технических аспектов проблемы широкомасштабного производства и использования СПГ в промышленных отраслях и коммунальном хозяйстве России и экономической ситуации в стране позволил предположить три связанных и последовательных этапа ее решения.

Первый этап - создание малых проектов производства и использования СПГ на базе АГНКС, ГРС и установок со 100% ожижением природного газа.

Второй этап - использование лидер-проектов как основы реализации региональных программ газификации с использованием СПГ.

Третий этап - масштабное внедрение СПГ на базе создания крупнотоннажных производств на шельфовых и других месторождениях.

Особая роль первого этапа связана с началом освоения технологии производства, создания инфраструктуры, нормативной базы, подготовкой квалифицированного персонала при сравнительно небольших капитальных и эксплуатационных затратах и привлечением средств многих мелких и средних инвесторов.

Оборудование для производства, транспортировки, хранения и газификации.

В настоящем докладе можно было бы детально рассмотреть состояние отечественных разработок и освоения выпуска всех видов оборудования для СПГ, однако есть, две причины, по которым этого не стоило бы делать.

Во-первых, подробные итоги работ предприятий, работающих в области разработки и изготовления оборудования для СПГ, опубликованы в широко доступных материалах, причем последний из них выпущен совсем недавно - в 2002 г.

Во-вторых, сегодня уже достаточно очевидно, что квалификация и производственные возможности таких предприятий, как ОАО «Криогенмаш», ОАО «Сибкриотехника», ОАО «НТК «Криогенная техника», (г. Омск), «Уралкриотехника» (г. Екатеринбург) и др., позволяют на основании имеющихся заделов решить любую из конкретных задач в области СПГ, включая, как выпуск ожижительных установок различной мощности, так и оборудования для его транспорта, хранения и газификации.

Как представляется, более важным является то, что по состоянию на конец 2003 г. основной объем НИР и ОКР, намеченный в названной выше Программе ОАО «Газпром», в целом завершен, и страна вплотную подошла к возможности широкомасштабного тиражирования отработанных технологий.

Действительно, если говорить о первом этапе решения проблемы, то не только изготовлены и испытаны отдельные виды и типы оборудования, но и на его основе созданы типовые мини-заводы по производству СПГ на АГНКС-500 и ГРС, первая в стране единая региональная система производства, транспорта и использования СПГ в теплоэнергетике и коммунальном хозяйстве Ленинградской области, локальная сеть хранения, газификации и снабжения СПГ промышленных и коммунальных потребителей в г. Луга.

Получен реальный опыт эксплуатации региональной системы. В течение 2-5 лет ее производственная мощность доведена до 100 тыс. т/г., а суммарное количество использованного СПГ превысило 60 тыс. т.

Вместе с тем, это не означает, что выполнены все необходимые разработки. Это касается как некоторых отдельных видов оборудования, так и решения важнейшей задачи - снижения его стоимости для производства, хранения, транспорта и газификации СПГ. Нормативная и справочная база.

При всем совершенстве той или иной национальной нормативной базы в любой из технических областей, ее механическое заимствование в другой стране практически невозможно.

В полной мере это относится и к созданию отечественной нормативной базы по СПГ.

Головным разработчиком ряда первоочередных стандартов по СПГ было выбрано ЗАО «Крионорд» (г. Санкт-Петербург).

В качестве участников разработки были привлечены ведущие предприятия страны и специалисты высшей квалификации из криогенной и газовой отраслей.

Среди них: ООО «ВНИИГАЗ», ОАО «Криогенмаш», ООО «Лентрансгаз», ФГУП РНЦ «ПХ», ООО «Гипрогазцентр», ОАО «Сибкриотехника» и др.

В число предприятий, принявших участие в обсуждении стандартов в процессе их разработки и редактирования, вошли до 25 организаций, имеющих непосредственное отношение к разработке проблемы СПГ. Очень важно, что, выступая в качестве генподрядчика у ООО «Лентрансгаз» по проектированию и созданию всех головных объектов производства и потребления СПГ, ЗАО «Крионорд» имело возможность использовать реально полученный опыт и при разработке стандартов.

В 2003 г. эта важная работа в целом успешно завершена за исключением последнего документа из серии первоочередных - «СПГ. Правила перевозок по железным дорогам», работа над которым практически не начата из-за отсутствия финансирования.

Здесь необходимо также отметить, что только два из перечисленных документов, утвержденных их заказчиком - ОАО «Газпром», удалось узаконить на федеральном уровне, чему, в значительной мере, способствовала конструктивная позиция руководства Госгортехнадзора и Минавтопрома РФ.

Вместе с тем, с непреодолимыми препятствиями авторам норм по СПГ пришлось столкнуться при попытках привлечь к работе над ними и их утверждению организаций и служб Пожарной безопасности МЧС РФ.

Их роль в дальнейшем развитии и совершенствовании нормативной базы для СПГ, ее становлению на федеральном уровне трудно переоценить.

И, наконец, можно предположить, что принятие 1.07.2003г. в РФ Закона «О техническом регулировании» потребует в скором времени доработки уже утвержденных нормативов для приведения их в соответствие с его требованиями.

С их учетом должна разрабатывается и целая серия новых нормативов, посвященных применению СПГ в отдельных областях техники и народного хозяйства - на автотранспорте, авиации, ракетной технике, водном транспорте, коммунальном хозяйстве, индивидуальном строительстве и др.

Транспортировка газа.

Железнодорожный транспорт и газовая промышленность России не осуществляют крупных совместных народнохозяйственных проектов, хотя и выполняется программа научно-технического сотрудничества в области перевода тепловозной тяги на газомоторное топливо.

До сих пор в области транспорта энергоресурсов ведомственный подход является доминирующим. Объединение возможностей железнодорожной и газовой отраслей по обеспечению природным газом негазифицированных и недостаточно газифицированных регионов страны, а также экспортных поставок пока не произошло.

Между тем существует несколько немаловажных обстоятельств.

Первое. За многие десятилетия освоения крупнейших газовых месторождений и выполнения громадных объемов экспорта газа, Россия как самая крупная газодобывающая держава мира остается слабогазифицированной страной. Доходы от экспортных поставок газа не только не обеспечили населению страны достаточно высокого уровня жизни, но даже возможности широкого газопотребления для коммунально-бытовых нужд на всей территории. Особенно следует отметить, что наиболее необустроенными остаются районы газо- и нефтедобычи, которые часто называют территориями бесконечною кризиса.

Второе. В соответствии с .энергетической стратегией России в настоящее время предлагается предприятиям возвращаться вновь к потреблению угля в более широких масштабах. При высокой сегодня удельной энергоемкости продукции отечественной промышленности дополнительные затраты на энергетическое перевооружение с газового топлива на угольное приведут к дополнительному снижению ее конкурентоспособности. Отечественное оборудование, производимое предприятиями для газовой промышленности, станет более дорогим. Более сложными станут и экологические проблемы, связанные с защитой окружающей среды.

Третье. Значительная территория страны, где отсутствуют газопроводы или их пропускная способность недостаточна, находится в зоне действия железнодорожного транспорта. Одновременно российские железные дороги располагают примыканиями со странами Европы и Азии.

Четвертое. Происходит либерализация европейского рынка энергоресурсов. Долгосрочные контракты на поставку российского газа по трубопроводам перестают быть доминирующими, то есть перестают быть гарантированными инвестиционные ресурсы, необходимые для поддержания работоспособности действующих и строящихся новых газопроводов.

Пятое. Газовая промышленность приступает к освоению Азиатско-Тихоокеанского рынка поставок природного газа (Китай, Южная Корея, Япония).

На фоне этих обстоятельств приведем стоимостные показатели транспортировки газа в традиционном трубопроводном и железнодорожном вариантах на примере внут-рироссийских тарифов.

Трубопроводный вариант: в настоящее время транспортировка 1000 нм3 природного газа на 1000 км стоит 138 руб. (без НДС) или 200 руб. в расчете на одну т газа. В пересчете на одну условную цистерну, вместимостью 30 т газа, транспортировка количества продукта будет стоить 6000руб.

Железнодорожный вариант: при действующих тарифах на перевозки доставка одной цистерны весом 30 т, например, от станции Обская (Лабытнанги) до Мурманска (3000 км) будет стоить порядка 18000 руб. (без НДС) при использовании собственных цистерн грузоотправителя, что в пересчете на 1000 км дальности дает ту же величину 6000 руб.

В качестве подвижного состава для железнодорожных перевозок природного газа в сжиженном виде могут быть использованы криогенные цистерны и контейнеры-цистерны производства «Уралвагонзавода» и «Уралкриомаша». В России также освоено производство криогенных цистерн под сжиженный природный газ на автомобильном ходу (ОАО «Сибкриотехника» г. Омск). Воросы обеспечения безопасности железнодорожных перевозок СПГ можно считать в основном отработанными на примере организации перевозок сжиженных углеводородных газов (СУГ).

Провозная способность однопутной железнодорожной линии составляет

14-18 млн. т (20-25 млрд. нм3) в год и кратно возрастает при двупутном движении.

Железнодорожные перевозки СПГ обладают также теми преимуществами, что обеспечивают множество вариантов поставок по разнообразным сегментам газового рынка и возможность доставки груза от производителя непосредственно потребителю.

При решении задач энергоснабжения и вопросов строительства новых газопроводов следует учитывать, что железнодорожная сеть уже существует и в данном случае не является объектом крупномасштабною инвестирования (как известно, удельная стоимость прокладки газопроводов составляет от 1 до 4 млрд. долл. США на 1000 км). Потребный парк подвижного состава требует расчета и определяется объемом поставок. Стоимость отечественных криогенных железнодорожных цистерн и цистерн-контейнеров для СПГ находится на уровне 100 тыс. долл. США (без НДС).

Исходя из вышеизложенного, представляет интерес вопрос нетрубопроводных железнодорожных перевозок природного газа на экспорт, например, по маршрутам Ямал -Европа и Ковыкта - Китай, а в перспективе и по возможным маршрутам от месторождений Красноярского края. В аналогичном аспекте может рассматриваться проблемное газоснабжение Дальнего Востока по маршруту Сахалин - материк.

Для Ковыктинского и месторождений Красноярского края в железнодорожном криогенном варианте могла бы быть решена также проблема вывоза гелия как ценнейшего сырья. Приведенные соображения, на наш взгляд, могли бы стать предметом рассмотрения для нового прочтения и решения вопросов энергетической стратегии многих негазифицированных регионов или регионов, ограниченных лимитами поставок природного газа в связи с недостаточной пропускной способностью существующих газопроводов.

Автотранспорт этих регионов экономически целесообразно переводить на газомоторное топливо, учитывая высокую стоимость доставки жидкого топлива в отдаленные районы.

В настоящее время на добыче полезных ископаемых отрытым способом в России и странах СНГ занято свыше одной тысячи автомобилей-самосвалов грузоподъемностью 100 -130 т. Более трех тысяч единиц насчитывает также парк карьерных автомобилей-самосвалов грузоподъемностью 30-55т. Перевод парка карьерного автотранспорта на работу с использованием сжиженного природного газа является одним из наиболее эффективных мероприятий горнорудного производства. Во-первых, значительно снижаются выбросы загрязняющих веществ отработавших газов двигателей в атмосферу карьеров. Из-за неблагоприятных экологических условий на большинстве крупных рудных карьеров и угольных разрезов имеют место целосменные простои (10 и более смен в год). Во-вторых данное экологическое мероприятие является единственным, затраты на реализацию которого окупаются прямым экономическим эффектом - снижением прямых расходов на топливо. Для автомобилей-самосвалов грузоподъемностью 120т экономия по топливу составляет в среднем около 700 тыс. руб. в год на одну средне-списочную единицу.

Основополагающим фактором конкурентоспособности СПГ по сравнению с сетевым газом является удаление потребителя (радиус действия R) от источника газоснабжения (магистрального газопровода или газораспределительной станции - ГРС). При этом вариант газоснабжения на базе СПГ тем эффективнее, чем больше расстояние от точки врезки газопровода-отвода в магистральный газопровод или от ГРС до объекта газопотребления.

Чем ниже численность населенного пункта, тем экономически выгоднее использовать сжиженный природный газ.

Проведенные нами экономические расчеты при ценах на природный газ по состоянию на конец 2002 г. и с учетом реальных потребностей регионов России [1] показали, что экономически выгодными при использовании в коммунальном хозяйстве (отопление и приготовление пищи) густонаселенных регионов России являются комплексы СПГ производительностью от 12 тыс. т СПГ в год и более.

К вопросу о строительстве в Центральном регионе России завода по переработке угля и тяжелых нефтяных остатков в моторное топливо с энергообеспечением от Смоленской АЭС

В.М. Поплавский, Г.И. Сидоров, ГНЦ РФ ФЭИ

А.М. Локшин, М.Х. Ахметкереев, С.П. Аксиненко, Смоленская АЭС

В.В. Заманов, ЗАО «Тулаинжнефтегаз»

На данный момент энергетика представляется целостной системой, сформировавшейся на основе углублённой электрификации и газификации хозяйственной деятельности, характеризующейся многопродуктовым энергетическим балансом, в котором массовое применение нефти и газа заняло ключевые позиции. Это в свою очередь резко увеличило возможности взаимозаменяемости видов энергии, энергетических установок, отдельных энергетических ресурсов. Взаимозаменяемость в энергетике как объективная тенденция привела к установлению разносторонних связей между элементами её структуры, всё в большей степени в единое целое втягиваются большие её подсистемы – отрасли.

Действие принципа взаимозаменяемости становится определяющим фактором развития энергетики, при этом приоритетная роль отводится долгосрочным и экономически стабильным энергоресурсам – углю и ядерному топливу, замыкающие затраты на освоение которых необратимо превращаются в действующие. Целевая направленность принципа взаимозаменяемости в энергетике заключается прежде всего в устойчивом обеспечении народного хозяйства ведущими энергоносителями – электроэнергией, жидкими моторными и котельными топливами, газом. Реализация этого принципа создаёт предпосылки для освоения энерготехнологий и перспективных, и принципиально новых.

Становится экономически выгодным использование принципиально нового источника энергии – ядерного топлива, и не только для производства электроэнергии, что уже освоено в промышленном масштабе, но и для производства тепла, в т.ч. технологического назначения.

Развитие водородной энергетики и промышленное освоение энергии термоядерного синтеза по ряду причин экономического и инженерно-технического плана отдвигается на середину настоящего столетия. Однако упаковка водорода в продукты конверсии угля и других тяжёлых углеводородов природного или промышленного происхождения (битумы, сланцы, нефтяные остатки) уже сегодня становится актуальной при производстве жидких топлив, продуктов органического синтеза. В этом случае водорода требуется не так много (~2¸3% масс.), что приводит к приемлемым капитальным затратам; целевой продукт к тому же легко хранить, накапливать, транспортировать. Таким образом, на обозримую перспективу получает развитие не водородная, а углеводородная энерготехнология, основу которой составляет гидроквалификация углеводородного сырья.

Синтез моторных топлив гидрогенизацией угля - превращение высокомолекулярных веществ органической массы угля (ОМУ) под давлением водорода в жидкие и газообразные углеводороды - приобретает особую актуальность в мировой теплоэнергетике в связи с истощением в недалеком будущем ресурсов нефти и природного газа. Научные основы этого процесса были разработаны в начале ХХ века выдающимися учеными В.Н. Ипатьевым, Н.Д. Зелинским, Ф. Бергиусом, Ф. Фишером и другими.

Во всем мире признано, что ожижение углей - перспективный путь, обеспеченный сырьевой базой на длительный срок, для получения жидких моторных топлив и разнообразных продуктов для химической промышленности.

Наилучшим природным сырьем для синтеза широкого ассортимента моторных топлив являются бурые угли. Этот класс низкометаморфизованных твердых горючих ископаемых отличается невысокой степенью углефикации и специфическим составом компонентов органической массы. Бурые угли считаются низкосортным энергетическим топливом, но являются ценнейшим сырьем для углехимии. Это подтверждает пример предвоенной Германии, где на базе собственных бурых углей выросли мощнейшие индустриальные концерны.

В 70-х годах в Институте горючих ископаемых (ИГИ) была создана передовая технология получения моторных топлив из угля с применением метода гидрогенизации под невысоким давлением водорода (до 10 МПа).

Важным преимуществом технологического процесса ИГИ является его универсальность: он позволяет в равной мере эффективно производить синтез квалифицированных моторных топлив как из самых дешевых бурых углей, так и из тяжелых нефтяных остатков (мазута, гудрона), имеющихся в избытке, по единому технологическому режиму, на одной и той же аппаратурной цепочке. Однако при массовом производстве одной из важнейших проблем является защита окружающей среды от загрязняющих веществ, так как углеперерабатывающее производство - потенциальный источник ряда вредных выбросов и отходов (твердых и газообразных). Следует отметить, что сжигание 1 т угля на ТЭС дает четыре тонны вредных отходов. Так, чтобы переработать 10 млн. тонн угля и получить 3,5 млн. тонн моторного топлива, необходимо дополнительно сжечь 10 млн. тонн бурых углей для энергообеспечения процесса гидрогенизации. Выбросы ТЭС содержат токсичные газы и пары, углеводороды различного состава, наиболее ядовитые ароматические полициклические производные, мелкодисперсные твердые аэрозоли, включающие практически все элементы таблицы Менделеева, в том числе и естественные радиоактивные изотопы в концентрациях выше ПДК.

Реальным средством решения комплекса экологических проблем в области производства синтетического топлива станет использование ядерной энергии.

В настоящее время рассматривается вопрос о строительстве завода синтетического топлива в Калужской области с энергообеспечением от Смоленской АЭС.

Несмотря на наличие в регионе двух крупных нефтеперерабатывающих заводов, Московского и Рязанского, обеспечение его моторными топливами из-за высокой плотности потребления вызывает значительные трудности. Особые сложности возникают в периоды посевных и уборочных кампаний. Простейший анализ показывает, что это положение со временем будет усугубляться. Так, оставшиеся в РФ нефтеперерабатывающие заводы загружены сырьем в среднем менее, чем на 70%, а основной объем переработки приходится на заводы, расположенные в приволжских городах и в городах на железнодорожной магистрали Москва-Владивосток. Перерабатывать дополнительное количество нефти для обеспечения пиковых потребностей заводам менее выгодно, чем продавать топливо за рубеж. Транспортировка моторных топлив с удаленных заводов при неуклонном росте железнодорожных тарифов приведет к необходимости использовать моторные топлива по значительно завышенным ценам. Обозначенные, а также некоторые другие причины диктуют необходимость приблизить объекты производства топлив к местам их потребления. Мощность этих заводов должна обеспечивать потребность в радиусе доставки автотранспортом. Зарубежный опыт, особенно европейский, показывает, что мощность заводов, в среднем, составляет 1-4 млн. тонн в год.

Строительство новых заводов с современной технологией и глубиной переработки вызовет жесточайшее сопротивление со стороны нефтяных гигантов, что делает возможность обеспечения нефтью таких заводов весьма призрачной.

С другой стороны, при использовании в качестве сырья мазута или его смеси с местными углями проблема сырья может быть решена. Строительство завода мощностью 1 млн. тонн в год целесообразно совместить со строительством мазутохранилища, что позволит накапливать сырье в периоды летнего перепроизводства мазута по ценам в 1,5-3 раза ниже зимних.

Основой успеха строительства такого завода является наличие высокоэффективных технологий переработки нефтяных остатков и дистиллятных фракций мазута при давлении 6 МПа. Подобраны новые катализаторы, определены режимы работы.

При переработке 1 млн. тонн мазута в смеси с бурым углем ориентировочно может быть получено около 80 тыс. тонн газа, 280 тыс. тонн бензина, 530 тыс. тонн дизельного топлива.

Глубокая переработка мазута в смеси с бурым углем является энергоемким производством и строительство завода вблизи Смоленской АЭС представляется весьма перспективным.

Проведенные в ГНЦ РФ ФЭИ сравнительные оценки показывают, что вложения в завод по производству синтетического топлива (СЖТ) в 14 раз эффективнее, чем в производство электроэнергии (см. таблицу 1).

Проект сооружения завода по производству СЖТ был поддержан Региональным Координационным Советом по науке и научно-технической политике при губернаторе Калужской области. Проявил интерес к проекту и мэр г. Москвы Ю.М. Лужков.

В декабре 2003 года было подписано Соглашение между Российским Фондом развития высоких технологий, Институтом горючих ископаемых, ФГДУП «Тулапроект», ЗАО «Тулаинжнефтегаз», ГНЦ РФ ФЭИ, администрацией Калужской области по продвижению и реализации проекта «Производство синтетического жидкого моторного топлива», целью которого является создание акционерного общества. На 4-ом Международном Форуме «Высокие технологии XXI века» проект занял 1 место из 300 представленных на нем проектов.

Однако, строительство завода в Калужской области - важная задача, но стратегическим направлением является освоение Канско-Ачинского угольного бассейна. Тем более, что все предпосылки для этого имеются. В частности, ИГИ разработан проект завода СТ-500 на 3,5 млн. тонн моторных топлив в год. Строится 4-ый блок Белоярской АЭС с реактором БН-800. БН-800 способен обеспечить высокопотенциальным теплом и электроэнергией переработку до 10 млн. тонн углей, что позволит получить 3,5-4 млн. тонн моторного топлива.

Сооружение завода синтетического жидкого топлива (СЖТ) на сырьевой базе Канско-Ачинского угольного бассейна явится первым шагом на пути создания новой высокотехнологичной отрасли по производству моторных топлив и ценнейших продуктов углехимии.

Таблица 1. Экономическая эффективность производства синтетического жидкого топлива по сравнению с производством электроэнергии на реакторе типа БН

№ п/п | Показатели | Ед. изм. | Значение
Реактор БН-170
1 | Тепловая мощность | МВт | 500
2 | Электрическая мощность | МВт | 170
3 | Удельные кап. вложения | $/кВт | 1500
4 | Суммарные капвложения | млн. $ | 255,00
5 | Коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) | - | 0,8
6 | Годовая выработка электроэнергии | тыс. кВт.час | 1190 000
7 | Тариф (рыночная цена РОСЭНЕРГОАТОМА) | руб/кВт.час. | 0,43
8 | Годовая стоимость электроэнергии (по розничной цене) | млн.руб | 510,00
Завод по производству синтетического жидкого топлива (СЖТ)
1 | Капвложения (без энергоисточника) | млн.$ | 298,00
2 | Капвложения с учетом ядерного энергоисточника | млн.$ | 553,00
3 | Срок эксплуатации завода | год. | 60
4 | Производительность по СЖТ | тыс. л | 667 000
5 | Розничная цена СЖТ | руб./л | 11,00
6 | Годовая стоимость производственного СЖТ | млн.руб | 7340,00
Отношение стоимости моторного топлива к стоимости электроэнергии Коэффициент эффективности a = 7340,00/510,00 = 14,4

Перспективы создания инфраструктуры снабжения энергетики и транспорта криогенными топливами

А.М. Домашенко, к.т.н.,

начальник лаборатории криогенных и холодильных технологий ОАО «Криогенмаш»,

чл.-корреспондент Международной академии холода

В докладе представлено состояние криогенной отрасли машиностроения в РФ и для сравнения в ведущих странах мира по одному из основных направлений: создание криогенного оборудования, обеспечивающего ожижение, хранение и транспортирование жидких водорода и сжиженного природного газа (СПГ), являющихся топливом для ракетно-космической техники (РКТ), авиации, автомобильного, железнодорожного и других видов транспорта, а также внедрение технологий газификации населенных пунктов и энергетических объектов посредством СПГ .

Достижения криогенной техники в мировой практике последних десятилетий, а также результаты НИОКР позволяют надежно прогнозировать дальнейшее широкомасштабное внедрение криогенной техники и технологий в различные отрасли хозяйства. В настоящее время приходится констатировать, что за последние 12-13 лет в РФ, в отличии от развитых и даже развивающихся стран криогенная техника и криогенные технологии в целом не только не развивались, но приходили в упадок и происходило это на фоне бурного развития этих отраслей техники в США, Канаде, Японии, странах Западной Европы, что позволило им гибко реагировать на изменяющуюся конъюнктуру рынка, развивать высокотехнологические производства и обеспечивать устойчивое развитие и безопасность на длительную перспективу. Очевидно, что без активного развития отечественной криогенной техники и криогенных технологий России сложно будет обеспечить в перспективе устойчивое развитие своей экономики и безопасность в экономическом, военном, экологических аспектах.

Долгие годы ОАО «Криогенмаш» являлось головной организацией в области криогенной техники и технологии и обеспечивало в полном объеме без зарубежных поставок разработку и изготовление оборудования для комплектации инфраструктур снабжения страны жидкими криогенными продуктами разделения воздуха, водорода, гелия, сжиженного природного газа (СПГ).

Человечество постепенно переходит к идее создания мировой экономики, базирующейся на восполняемых ресурсах, поскольку увеличивающиеся потребности в нефти, газе и других ископаемых энергоносителях не предвещает ничего хорошего для будущих поколений.

Одним из решений проблемы, надвигающегося энергетического кризиса, является развитие водородной энергетики, которая предполагает создание эффективной и экономичной инфраструктуры снабжения потребителей водородом, используемым в качестве энергоносителя.

В передовых странах мира наблюдается интенсивное развитие этой энергетики, о чём говорит увеличение ежегодного финансирования работ в объемах до 1-3 миллиардов долларов США. Ежегодное мировое производство газообразного водорода составляет миллиарды кубических метров, из которых в некоторых странах до 5% ожижается и используется или в качестве топлива для РКТ, или в качестве сырья в тех технологиях, которые требуют высокой чистоты продукта, или используется для транспортирования и хранения больших объемов водорода.

Для крупномасштабного потребления водорода в качестве топлива необходимо разрабатывать новые способы его получения из воды, а не из углеводородного сырья с одновременным освоением дешевых источников энергии. Параллельно исследуются и разрабатываются топливные элементы для транспортных и энергетических систем. В России, несмотря на тяжелое экономическое состояние, продолжаются НИОКР по каждому из основных направлений развития водородной энергетики.

Жидкий водород, производство которого растет в мире ежегодно на 5%, является важным элементом инфраструктуры снабжения потребителей водородом. В США производственные мощности позволяют в год получать до 120 тысяч тонн жидкого водорода, из которых 15% расходуется на РКТ, остальное используется в химической промышленности (37%), металлургии (21%), электронике (16%), стекольной промышленности (4%).

В СССР трудами ГИАПа, ОАО «Криогенмаш», ОАО «Гелиймаш», ОАО «Уралкриомаш», Института сварки им. Б. Патона и др., которые уже к началу 60-х годов имели научно-исследовательскую, опытно-конструкторскую и производственные базы, была создана инфраструктура снабжения страны жидким водородом, прежде всего для программ РКТ. Были разработаны, изготовлены и введены в эксплуатацию установки ожижения производительностью 180 кг/час параводорода (НИИхиммаш г.Сергиев-Посад, ПО Электрохимпром г. Чирчик). Созданные ожижительные установки были построены по дроссельному холодильному циклу высокого давления (15 МПа) с тремя ступенями предварительного охлаждения (жидкие аммиак, азот и азот кипящий под вакуумом). В качестве сырья использовался электролизный водород. Модернизация этих установок путем включения в схему турбодетандеров и аппаратов орто-параконверсии на температурных уровнях от жидкого азота до жидкого водорода позволила увеличить их производительность до 500кг/час и уменьшить удельные энергозатраты с 40 кВт ч/кг до 26 кВт ч/кг жидкого водорода. Если бы удалось реконструировать все установки, то ( в СССР) можно было бы удвоить производство жидкого водорода и выйти на уровень 10-12 тысяч тонн в год.

Учитывая перспективы дальнейшего наращивания потребления жидкого водорода в ОАО «Криогенмаш» продолжились НИР и ОКР по созданию более эффективных и надежных ожижительных установок. Были разработаны проекты установок ОВ-04 и ОВ-06 производительностью 400 и 700 кг/час с удельными затратами 22,4 и 21,7 кВт. ч/кг продукта соответственно, которые к сожалению так и остались нереализованными. В мировой практике удельный расход энергии составляет для ожижителей водорода 13-16 кВт. ч/кг. Подобные показатели обеспечиваются обычно в установках с применением азотного охлаждения, 2-х детандерных ступеней и 4-х ступеней орто-параконверсии. Исследования, выполненые в ОАО «Криогенмаш», показали, что аналогичные показатели по энергозатратам могут быть получены также при использовании гелиевого холодильного цикла. В настоящее время работы по созданию производств жидкого водорода практически не ведутся.

Следующей группой криогенного оборудования, составляющей инфраструктуры снабжения потребителей жидким водородом, являются системы его хранения и транспортирования. Среди важнейших сооружений для РКТ, созданных ОАО "Криогенмаш" совместно с многими предприятиями и институтами АН СССР, необходимо отметить водородные комплексы для наземной отработки ЖРД, агрегатов, ступеней ракет и изделий в целом, а также "Криогенный центр" в Байконуре, обеспечивающий весь цикл работ с системой "Энергия -Буран" и др. Важно, что принципы построения комплексов заправки потребителей жидким водородом и криогенного оборудования практически одинаковы и для РКТ, и для народнохозяйственных отраслей.

Определяющим этапом создания оборудования систем хранения явилась разработка конструкций резервуаров объемом от 5м3 до 1400м3, трубопроводов и арматуры диаметром до 400 мм с экранно-вакуумной изоляцией, в которых нашли применение новые изоляционные материалы и новые технологии изолирования поверхностей. В перспективе отечественное криогенное машиностроение способно создавать шаровые резервуары с высокоэффективной экранно-вакуумной изоляцией объемом до V=4200 м3.

Серьезной проблемой является создание и обеспечение потребителей жидкого водорода транспортными цистернами. ОАО «Криогенмаш» в начале 90-х годов для Индии разработало, изготовило и передало в эксплуатацию одну из самых крупных в мировой практике автомобильную транспортную цистерну ЦТВ 45/1,0 объемом V=45м 3, рабочим давлением Р=1,0 МПа и суточными потерями 0,8%, с вытеснительной системой выдачи жидкого водорода. Технологические и конструктивные решения обеспечили возможность транспортировки жидкого водорода на расстояние до 1000 км без сброса паров.

Последней разработкой ОАО «Криогенмаш» явилась железнодорожная транспортная цистерна РЦВГ - 100/0,3 для КНР объемом V=100 м3, рабочим давлением 0,3 МПа, с суточными потерями 0,5 ± 0,1%, которые можно отнести к лучшим показателям в мировой практике.

Одним из важнейших направлений развития новых криогенных технологий для решения социальных проблем населения, энергетики и транспорта является внедрение технологий сжиженного природного газа (СПГ). В настоящее время СПГ производится и используется в основном как промежуточная форма для межконтинентальной транспортировки природного газа.

Мировой рынок производства и потребления СПГ пока остается самым динамично развивающимся рынком энергоносителей, ежегодный прирост которого составляет ≈ 7%. В мире построено и эксплуатируется порядка 15 крупных заводов производительностью от 0,6 до 3 млн. тонн СПГ, построены хранилища с единичным объемом до 250 тыс. м3 для накопления, хранения, выдачи СПГ непосредственно потребителю или в транспортные резервуары, построены многотоннажные танкеры-метановозы, а также автомобильные и железнодорожные цистерны.

В России отсутствует широкомасштабное промышленное производство СПГ, однако в последнее время активизировался интерес к внедрению технологий использования СПГ, базирующихся на небольших производствах СПГ (от 0,5 до 10 тонн в час). К таким технологиям следует отнести:

- газификация небольших населенных пунктов и предприятий. Особую значимость вариант газификации с помощью СПГ приобретает в районах с неблагоприятными для прокладки газопроводов местными условиями.

Как показывают расчеты, криогенный комплекс производительностью 10 тонн СПГ/час позволит обеспечить работу на природном газе до 45-50 удаленных от газопроводов котельных мощностью до 2 МВт тепловой энергии или автономных теплоэлектростанций (АТЭС) электрической до 0,75-0,80 МВт и одновременно тепловой мощностью до 1,1-1,2 МВт каждая, что позволит успешно решить энергетические проблемы, удаленных от централизованных энергоисточников районов и получить доход от хозяйственной деятельности;

- создание запасов резервного топлива для регулирования газопотребления (“пик-шевинг”);

- замещение традиционных нефтяных моторных, авиационных и ракетных топлив.

Чтобы подчеркнуть важность проблемы можно сообщить, что в США и Канаде находится в эксплуатации около 300 установок производительностью от 3 до 40 т/час СПГ, используемого в качестве, прежде всего, моторного топлива. В качестве топлива СПГ внедрен на » 25% муниципального транспорта, на нем также работает 600 карьерных самосвалов.

Естественно, что широкомасштабное использование СПГ как универсального энергоносителя ХХI века потребует решения ряда специфических задач, связанных со строительством инфраструктуры снабжения страны СПГ и ее главных составляющих: производство, хранение и транспортирование СПГ.

В настоящее время ОАО «Криогенмаш», учитывая требования рынка, готов поставлять ожижители ПГ производительностью от 0,5 до 10 т/час СПГ, системы хранения СПГ с резервуарами объёмом до 250 м3, газификаторы и бортовые системы для тепловозов и автомобилей, а также криогенные комплексы СПГ для РКТ и авиации.

Установки производительностью до 1 тонны СПГ в час могут базироваться на простаивающих мощностях автомобильных газонаполнительных компрессорных станций. Схема ожижения в этом случае строится по дроссельному циклу с предварительным фреоновым охлаждением на уровне минус 40 °С. Такая установка на базе АГНКС-500 в настоящее время создана ЗАО «Криогаз» с участием ОАО «Криогенмаш» и АОЗТ АК «Компрессор» и успешно эксплуатируется. Удельные затраты на ожижение ПГ составляют 0.7 ¸ 0,8 квт•ч/кг СПГ.

Выполненные ОАО «Криогенмаш» расчеты и анализ показали, что для группы ожижителей производительностью до 5 т СПГ/час наиболее эффективной и реальной является схема ожижения с детандерным циклом среднего давления на базе энергосберегающей технологии – использования энергии перепада давления газораспределительных станций (ГРС), в настоящее время рассеиваемой в окружающую среду.

Широкомасштабное внедрение СПГ потребует в перспективе создания крупнотоннажных установок производительностью 10 -12 т СПГ/час. Такие установки в мировой практике строятся по схеме базирующейся на дроссельном цикле со смешаным холодильным агентом (СХА) (цикл «Клименко»).

Системы хранения и газификации СПГ базируются на резервуарах объемом от 5 до 250 м3, имеющих высокоэффективную экранно-вакуумную изоляцию. Практически могут быть рассмотрены варианты и других типов тепловой изоляции, которые ухудшают тепловые характеристики резервуаров, но одновременно уменьшают стоимость оборудования.

ОАО «Криогенмаш» может разработать и поставить криогенные баки для автомобилей объемом до 500 литров и вагоны-тендеры для тепловозов объемом 50 м3. Три комплекта таких систем, обеспечивающих хранение и выдачу СПГ в двигатели магистральных тепловозов, были созданы и успешно испытаны в 80-х годах по заказу МПС. В настоящее время работы по переводу железнодорожного транспорта на СПГ, несмотря на недостаточное финансирование, ведутся ВНИИЖТ и Ростовским ГУПС МПС РФ.

Разработаны также транспортные цистерны для перевозки СПГ объемом 8, 16, 25 м3. Ведётся разработка цистерны контейнера ЦТП-16/0.8 на базе 20-футового контейнера ISO.

Динамика развития всех видов транспорта позволяет надеяться, что и в России СПГ станет, учитывая его стоимость и экологическую чистоту, одним из основных видов моторного топлива, в том числе для РКТ и авиации.

В настоящее время в России с участием ОАО «Криогенмаш» разработаны целый ряд технико-коммерческих предложений и перспективных программы по внедрению СПГ в энергетическую и транспортную системы РФ.

Время обсуждений криогенных технологий с использованием жидкого водорода и СПГ в энергетике, газоснабжении и в транспортных средствах заканчивается, необходимо сдвинуться с места, инвестировать средства в организацию производства и использование этих технологий, чтобы не отстать от мировой тенденции развития энергетики.

Новая технология отопления

Е.В. Аференко, ведущий инженер,

ФГУП «НПО прикладной механики им. Ак. М.Ф. Решетнёва», ЗАТО Железногорск,

Красноярский край

С каждым годом все актуальнее становится проблема отопления города Железногорска с населением около 100 тыс. человек. В 2007 г. планируется остановка АЭС, которая в настоящее время обеспечивает потребности ЗАТО г. Железногорск в тепле и электричестве. Количество тепла требуется порядка 200 МВт. Существует проект строительства Сосновоборской ТЭЦ для проблемы отопления г. Железногорска. Однако, ТЭЦ на местных бурых углях каждые будет выбрасывать в атмосферу тонны пепла и радиоактивного шлака. Сжигание бурого угля является низкоэффективным и может серьезно ухудшить экологическую обстановку на значительной части территории Красноярского края.

В то же время рядом в Железногорском протекает одна из самых полноводных рек в мире – Енисей, не замерзающая в зимнее время на этом участке. Недалеко от Железногорска в г. Зеленогорске имеется ГРЭС с проектной мощностью 1500 МВт, которая из-за низкой рентабельности в настоящее время загружена только на 20%, то есть исключительно для удовлетворения местных нужд.

Во избежание увеличения числа затратных экономически экологически опасных предприятий предлагается энергосберегающая технология, основанная возобновляемом источнике энергии реки Енисей.

Речь идет о применении тепловых насосов, испарители которых погружаются в течение реки, а сами тепловые насосы размещены на баржах или на берегу реки. При установке на берегу возможен вариант выполнения испарителей в виде оребренных термосифонов. Отечественная промышленность имеет опыт производства тепловых насосов, например, на мощность 3 МВт. Для осуществления предлагаемого проекта, по оценкам, потребуется 68 тепловых насосов. Их можно разместить на 9-10 баржах на реке. Электрической энергии для запитки этих насосов потребуется порядка 80-100 МВт. Наиболее целесообразно использовать для этой цели дешевую электроэнергию Краснярской ГЭС.

Блочно-транспортабельная АТЭС
с быстрым натрийохлаждаемым реактором и газотурбинным преобразователем мощностью 300 МВт эл. и 100 МВт для теплофикации (АТЭС БН ГТ-300/100)

М.М. Тревгода, к.т.н., начальник лаборатории и др.

ФГУП "ГНЦ РФ Физико-энергетический институт имени А. И. Лейпунского"

Принципиальные технические решения по АТЭС:

использование реактора с быстрым спектром нейтронов и натриевым охлаждением (аналогичного применяемым на АС направления БН);

применение двухконтурной схемы станции (по аналогии с транспортными ЯЭУ с ЖМТ)в отличие от трёхконтурной схемы прототипной АС типа БН;

применение газотурбинной установки сложного цикла в качестве энергопреобразователя АС вместо традиционной паротурбинной установки;

ограничение мощности станции и блочно-транспортабельное её исполнение.

Основные особенности станции как следствие принятых технических решений:

упрощение конструкции АС, снижение её металлоёмкости;

исключение систем, связанных с локализацией аварий, возникающих при взаимодействии щелочного металла с водой;

изготовление мобильной части АТЭС БН ГТ-300/100 в заводских условиях и, как следствие, сокращение времени изготовления и доставки оборудования на место работы станции;

транспортировка мобильной части АТЭС БН ГТ-300/100 к месту ее эксплуатации посредством железнодорожного, водного или иного вида транспорта;

строительство простейших стационарных сооружений на площадке размещения станции и, как следствие, сокращение объёма строительно-монтажных работ;

перегрузка активных зон на специализированном предприятии-переработчике ОЯТ;

обеспечение возможности крупноблочной замены морально или физически устаревшего оборудования станции без длительной её остановки;

сохранение высокой электрической эффективности станции во всём рабочем диапазоне нагрузок;

обеспечение возможности выдачи энергии в систему теплофикации без снижения электрической мощности;

сведение к минимуму или полное исключение ядерно-опасных работ на месте эксплуатации станции при вводе в работу "свежей" активной зоны и замене отработавшей;

в итоге - улучшение экономических показателей станции в сравнении с прототипными АС.

Основные технико-экономические характеристики АТЭС БН ГТ-300/100

Тепловая мощность, МВт | 730
Электрическая мощность нетто, МВт | 300
Электрический КПД во всем рабочем диапазоне, % | 42
Максимальная мощность теплофикации, МВт (Гкал/час) | 100 (86)
Годовой отпуск тепловой энергии коммунальных параметров, Гкал | 598 105
КПД с учетом теплофикации, % | до 55
КИУМ пускового года, % | 56,0
КИУМ второго года и последующих лет, % | 80,0
КИУМ средний за срок службы, % | 79,5
Энерговыработка РУ в течение срока службы, млрд. кВтч | 93,978
Конструкция активной зоны | аналогична активным зонам реакторов БН большой мощности
Кампания активной зоны, тыс. эффективных часов | 35
Себестоимость производства электроэнергии (головн. / серийн.), цент/кВтч | 0,95 / 0,91
Стоимость единицы установленной мощности (головн. / серийн.), $/кВт | 594 / 477
Срок службы реакторной установки, лет | 45
Срок службы активной зоны, лет | 4,5
Число загрузок активной зоны (выемной части) | 10

Сочетание технологий БН и транспортных ЯЭУ в совокупности дает новое качество проекту АТЭС БН ГТ-300/100, а именно, относительно большая электрическая мощность в ограниченных ж/д габаритах комплекта мобильного оборудования (удельная мощность 167,6 Вт/кг); последнее, в свою очередь, повышает степень его коммерциализуемости, т.е. возможность создания на заемные средства;

Оценка металлоемкости и стоимости изготовления мобильного оборудования

Масса, т | Масса, т | Цена изготовления, млн. $
Реакторный | 505,0 | 61,736
Турбогенератора и электрооборудования | 348,0 | 9,430
Регенераторный | 400,0 | 15,200
Турбокомпрессоров и газоохладителей | 290,0 | 16,800
БЩУ | 122,0 | 4,334
Трансформаторный | 110,0 | 6,260
Соединительные газоходы и отсечная арматура | 15,0 | 0,600
Итого: | 1 790,0 | 116,390
С учетом 2-го реакторного вагона: | 2 263,8 | 135,626
Итого с округлением вверх | 136,000