Энергетика и промышленность России - избранные материалы.
ВЫПУСК 12.

Состояние топливно-энергетического комплекса России и энергосберегающий путь развития энергетики

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

Состояние нефтегазового комплекса России

Необходимость бесперебойного обеспечения теплом и электроэнергией населения РФ заставляет федеральное правительство и региональные власти уделять особое внимание вопросам обеспечения энергетических комплексов топливными ресурсами. Учитывая, что в энергетическом балансе России природный газ (ПГ) и нефть составляют около 80% потребляемых первичных энергоресурсов, причины возникающих энергетических кризисов неразрывно связаны с проблемами нефтегазовой отрасли топливно-энергетического комплекса (ТЭК) страны.

До сих пор в самой России в силу инерции мышления продолжает оставаться достаточно широко распространенное мнение о благополучном состоянии отечественной нефтяной и газовой промышленности, основанное не на реальном положении дел, а на огромных запасах разведанных месторождений. Действительно, Россия располагает крупнейшими разведанными запасами природного газа и нефти, соответственно, 33% и 13% от мировых запасов. Однако основные российские потенциальные и вновь открываемые нефтегазовые месторождения расположены в труднодоступных районах с неразвитой или вовсе отсутствующей инфраструктурой, а также со сложными условиями залегания и добычи. В настоящее время Западная Сибирь, относительно близкая к Европейской части РФ, является основной российской ресурсной базой. Однако ее доля в разведанных запасах нефти и газа снизится за двадцать лет с 80 до 64 процентов, тогда как доля Восточной Сибири, Дальнего Востока и шельфа арктических морей возрастет вдвое. Поэтому обустройство, освоение и эксплуатация новых месторождений сопряжены с повышенными затратами, высокой стоимостью добываемой продукции и ее транспортировки к месту переработки и потребления. В настоящее время строительство только одной скважины на новых месторождениях обходится «Газпрому» в миллион долларов. Себестоимость добычи нефти в суровых природно-климатических условиях севера Сибири при среднем дебите скважины 5-10 м3/сут. составляет 60-80 долл/м3, достигая при существующих мировых ценах на нефть предельной себестоимости.

В результате в России за последние 10 лет объем добычи нефти снизился в 2 раза и составляет сегодня не более 310 млн. тонн, но и поддержание даже такого уровня может быть достигнуто только при условии вложения в развитие нефтедобывающей отрасли огромных инвестиций. Требуемый объем инвестиций для модернизации нефтяного комплекса в ближайшие 5 лет составит 30-40 млрд. долл. США. В противном случае добыча нефти к 2005 году может снизиться до 200 млн. тонн в год. Это означает, что при удовлетворении внутреннего спроса произойдет сокращение экспорта нефти с потерей примерно 30% валютных поступлений, либо - при сохранении расчетного объема экспортных поставок - удовлетворение внутренних потребителей в нефти и нефтепродуктах будет составлять только 35% от расчетных. Развитие событий по данному сценарию будет означать возникновение к 2020 году физического дефицита сырой нефти на внутреннем рынке в размере более 25 млн. тонн.

Аналогичная ситуация складывается и в газовой промышленности. По данным Минтопэнерго, падение добычи газа в 1999 году составило 8 млрд. м3, в 2000 году - около 20 млрд. м3, в 2001 году может составить до 30-40 млрд. м3. В сумме за последние 10 лет объем добычи природного газа снизился более чем на 120 млрд. м3 в год (с 640 до 520 млрд. м3) и продолжает снижаться. С 1999 г. в России постоянно возникает дефицит газового топлива, для возмещения которого задействуются резервные запасы газа из подземных хранилищ. При текущем естественном истощении ранее освоенных месторождений в 2001 году образуется дефицит ресурсов газа до 40 млрд. м3. Только для поддержания существующего уровня добычи газа в 2000-2005 годах сумма необходимых инвестиций в газовую отрасль составит 9,5 млрд. долл. США, а в 2006-2010-м более 12,5 млрд. долл. США. Однако сегодняшний объем инвестиций мал и составляет 50-70% от требуемого, что приведет в 2003-2005 гг. к снижению добычи газа до 450-480 млрд. м3 вместо необходимых 650-680 млрд.м3. Как считают специалисты «Газпрома», отсутствие инвестиций может привести к снижению уровня добычи газа к 2010 году до 263 млрд. м3. В связи с этим уже с 2010 года планируются закупки природного газа из азиатских стран СНГ. В целом же для увеличения уровня добычи газа, динамичного и устойчивого развития единой системы газоснабжения страны, а также надежной ее эксплуатации необходимо привлечение инвестиций в производственные объекты газовой отрасли в объеме 8 млрд. долл. США в год.

Одной из причин снижения уровня добычи нефти и газа является уменьшение объема геологоразведочных работ. Так, для поддержания существующего уровня добычи нефти требуются активные поисково-разведочные работы и ежегодное освоение 25 - 30 новых месторождений. Минимальный срок на открытие, разведку и промышленное освоение одного месторождения нефти и газа составляет 6-8 лет. Однако из-за недофинансирования общий объем бурения в нефтяной отрасли России сокращен в 7 раз - с 36,9 млн. метров в 1990 году до 4,6 млн. метров в 1999, в том числе поиско-разведочного бурения с 5,15 до 0,7 млн. метров. Недостаточные объемы геологоразведочных работ привели к нарушению необходимого соотношения между приростом запасов и добычей - 1:1 вместо необходимого 2:1.

На уровень производства энергоресурсов с каждым годом увеличивается негативное влияние морального износа основного производственного фонда нефтегазового комплекса. К 2000 году более 30% оборудования исчерпало свой рабочий ресурс, а 60% оборудования эксплуатируется более 20 лет. В связи с этим нарастают внутренние проблемы в нефтяной и газовой промышленности. Уже к концу 2010 года ресурс многих магистральных газопроводов (газотранспортная система России в настоящее время имеет протяженность около 145 тыс. км) будет исчерпан. Кроме текущего ремонта, до 2020 года необходимо осуществить строительство газопроводов общей протяженностью 27,5 тыс. км с соответствующими компрессорными станциями. Используемые в настоящее время газоперекачивающие агрегаты в значительной части устарели и имеют низкий эффективный к.п.д. - 20-22%, что приводит к необходимости использования на собственные нужды суммарной мощности более 42 млн. кВт. При транспортировке газа на нужды газокомпрессорных станций расходуется до 10% добытого газа, что составляет около 50 млрд. м3 в год. Более того, из-за разного рода аварий и других причин только при транспортировке в газовой отрасли теряется около 10 млрд. м3 природного газа в год, и эти потери с каждым годом увеличиваются.

Россия является крупнейшим экспортером природного газа и нефти. Доля нефтедолларов в общем объеме экспорта по итогам 1999 года возросла до 25% (от 19,8% в 1998 г.), а в первом полугодии 2000-го достигла уровня 33%. От экспорта природного газа сегодня Россия получает около 25% всей валютной выручки. В 1990 году вывоз газа составлял 53% внутреннего потребления, и к 2000 году это соотношение увеличилось до 56%. Далее ожидается его рост до 60% к 2010 году, без чего в этот период будет крайне трудно обслуживать большой внешний долг страны.

Российская энергетика в наибольшей степени зависит от состояния газовой отрасли ТЭК. Это определяется тем, что удельный вес газа в общем расходе топлива к 2000 году составил 62%, то есть в нашем энергетическом балансе наблюдается значительный более чем в 2 раза перекос в сторону природного газа. Его доля увеличилась с 16% в 1965 году до 40% в 1990-м и до 50% в 1999-м (для сравнения: в Швеции - 2%, во Франции - 13%, в Германии -21%, в США - 27%, в Канаде -30%). В 1998 году производство электроэнергии имело следующую структуру: теплоэлектростанции (ТЭЦ) - 68%, атомные электростанции (АЭС) - 13%, гидроэлектростанции (ГЭС) - 19%. При этом 80% ТЭЦ и крупных котельных работает на газе. Подобная структура топливного баланса страны могла бы считаться рациональной в силу высокой экологичности природного газа, если бы состояние ресурсной базы «Газпрома» позволяло бы поддерживать сложившийся уровень добычи и сохранять данную структуру потребления газа на достаточно большой срок.

В настоящее время ежегодная добыча составляет около 520 млрд. м3, из них на внутренний рынок поставляется около 300 млрд. м3. При прогнозируемой добыче природного газа около 500 млрд.м3 в год, в случае сохранения уровня экспорта, потребности российских потребителей газа уже к 2005 году будут удовлетворены лишь на 50-65%, и на смену финансовому кризису в России придет топливно-энергетический кризис с соответствующими социально-экономическими последствиями. Если же в приоритетном порядке обеспечить газом спрос отечественных потребителей, то необходимо будет практически приостановить экспорт газа, и будет потеряно 25% валютных поступлений страны, не говоря уже об утрате экспортных рынков российского газа в будущем. Оба эти варианта представляются тупиковыми, и их нельзя допустить.

Низкие цены на газ создают иллюзию его дешевизны, порождают нерациональное и неэффективное использование газа, поощряют техническую отсталость отечественного промышленного производства и полное отсутствие стимулов к газосбережению. Россия является единственной страной, где при использовании газа в энергетике цены на него в начале XXI века в 3 раза ниже цен на мазут, в 1,6 раза ниже цен на энергетический уголь (в пересчете на тонну условного топлива) и 8-12 раз ниже, чем в странах Европы и Америки.

Возможные пути развития российской энергетики в период до 2020 года

В результате складывающейся ситуации у России может быть несколько путей развития ее энергетики. Первый путь - это путь, по которому мы идем последние 10 лет, «проедая» все, что было разведано и создано до 1991 года. Научно-техническое отставание во всех отраслях энергетики, острый дефицит инвестиций, высокий износ основных производственных фондов, качественное ухудшение и отставание развития сырьевой базы и т.д. - итог: реальная угроза энергетической безопасности России. Так мы живем сейчас и сможем жить еще лет 5-8, постепенно погружаясь во мглу и медленно замерзая. Приморский край зимой 2000-2001 года - наглядный пример сегодняшнего состояния энергетики.

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

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

Что мешает России быстро перейти на энергосберегающий путь развития энергетики?

Мировой опыт свидетельствует, что затраты на внедрение энергосберегающих мероприятий в 3-5 раз меньше затрат на добычу и производство первичных энергоисточников, эквивалентных по объему сбереженным. Проблема широкого применения в России энергосберегающих технологий назрела давно. Однако сверхнизкие цены на энергоносители в доперестроечный период, безусловно, не способствовали активизации деятельности в области энергосбережения. Страна уверенно шла по энергозатратному пути развития экономики. В результате такого движения в настоящее время удельная энергоемкость внутреннего валового продукта (ВВП) в РФ практически в 3-5 раз выше, чем в развитых промышленных странах. Если до 1991 года доля стоимости энергоресурсов в структуре затрат на производство промышленной продукции составляла проценты, а иногда и доли процентов, то сегодня, с резким удорожанием энергоресурсов, энергетическая составляющая в себестоимости продукции, выпускаемой отечественными предприятиями, колеблется от 30% до 50%, а в ряде масштабных производств до 70%. А если учесть, что природный газ как основной энергоресурс внутри страны дешевле в 8 раз, чем на мировых рынках, то в случае дальнейшего (неизбежного) повышения внутренних цен многие предприятия окажутся на грани банкротства. Поэтому процесс повсеместного внедрения энерго- и ресурсосберегающих технологий и оборудования в настоящее время является первоочередной задачей для нашей страны. Об этой проблеме время от времени говорят на федеральном уровне, в субъектах Федерации, но практических путей решения этого острейшего вопроса для экономической жизни России пока не видно.

Что мешает успешному внедрению энергои газосберегающих технологий в России ?

Во-первых, российский, вернее советский, менталитет - мы живет в очень богатой стране, в которой есть все природные ресурсы, поэтому считаем, что на наш век хватит. Во-вторых, отсутствие должного понимания проблемы (кому-то кажется, что ее вообще нет, а кому-то, что существуют более значительные проблемы, которые нужно решать сейчас, а это еще подождет). В-третьих, энергослужбы регионов, предприятий и технологических производств не располагают достаточным количеством высококвалифицированного персонала, а также отсутствует информация о новейших энергоресурсосберегающих технологиях. В-четвертых, служат серьезной помехой и устойчивые стереотипы, выражающиеся в неверии в эффективность и целесообразность энергосбережения, особенно на рабочих местах. В-пятых, у работников всех уровней отсутствуют экономические стимулы для рационального использования топливно-энергетических ресурсов. В стране не создан реальный механизм стимулирования энергосбережения.

Реальное энергосбережение основывается, естественно, не только на одних технических решениях, но и на экономических и организационных мероприятиях. Энергосберегающими технологиями, их разработкой и внедрением во всех развитых странах занимается государство. Необходимо безотлагательно развертывать такую работу и в России, и прежде всего стимулировать разработку энергоэффективного и экологически чистого оборудования, внедрить качественно новые технологии, обеспечивающие ускоренное техническое перевооружение действующих и строящихся новых объектов электро- и теплоэнергетики, шире использовать для выработки энергии бытовые и промышленные отходы, а также местное сырье.

Повышение эффективности использования природного газа и нефти в промышленности и жилищно-коммунальном хозяйстве должно идти двумя параллельными направлениями: коренная модернизация технологических процессов и структуры энергопотребления промышленных предприятий и жилищно-коммунальных объектов и поэтапная реконструкция систем энергоснабжения предприятий (объектов). Если первый путь требует участия федеральных и региональных уровней законодательной и исполнительной власти, то реализация мероприятий второго направления по карману практически каждому предприятию. Первоочередными и относительно недорогими мерами по экономии энергоресурсов на предприятии (или в жилищно-коммунальном хозяйстве) являются налаживание учета расходования энергоносителей и управление технологическим процессом. Как показало обследование потребления энергии шестиьюдесятью промышленными предприятиями России и Восточной Европы, даже на имеющемся оборудовании до 33% экономии энергии может быть достигнуто за счет мероприятий по совершенствованию управления производством и ремонта оборудования. Далее - это максимальное использование вторичных энергоресурсов (ВЭР). Экономически применение ВЭР вполне оправдано, так как затраты на экономию 1 т. у.т. за счет использования ВЭР в 2-4 раза меньше затрат на его добычу и транспортировку. Тем не менее тепловые ВЭР в отечественной промышленности используются совершенно недостаточно, особенно низкопотенциальные. По данным отечественных экспертов, в настоящее время используется около 10% от общего выхода ВЭР.

Стратегия перехода на энергосберегающий путь развития отечественной энергетики до 2020 года

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

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

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

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

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

- широкое внедрение в малую энергетику стирлинг-технологий и т.д.

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

Перевод ТЭЦ и крупных котельных на уголь

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

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

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

Перевод средних и мелких котельных на местное топливо.

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

Известно, что в лесопильном производстве России 50% древесины превращается в отходы, к которым добавляются соизмеримые по величине отходы деревообрабатывающих и мебельных предприятий. Кроме того, в сельском хозяйстве ежегодно накапливаются значительные количества отходов биомассы. В качестве местного топлива для районных и сельских котельных мощностью от 0,3 до 5 МВт в северо-западном и центральных районах России могут быть использованы древесная щепа, кусковой и фрезерный торф, дрова в поленьях, а также древесная кора и опилки.

Наиболее передовой опыт перевода региональных энергетических комплексов на местное дешевое топливо накоплен в республике Карелия. Запасы торфа в Карелии оценены в 2 млрд. тонн и ресурсы древесного сырья лиственных пород около 2 млн.м3/год. Только за счет использования торфа и древесного сырья можно на 60% уменьшить объем привозного топлива, а это практически третья часть бюджета республики Карелия.

Учитывая важность решения проблемы использования местного топлива, Правительством Республики в 1998 году была принята Программа внедрения теплоэнергетических станций (котельных), работающих на древесной щепе, отходах лесозаготовок , лесопиления и смешанном биотопливе на территории Республики Карелия. В настоящее время в плане реализации данной программы введены в эксплуатацию модульные котельные на биотопливе в населенных пунктах: Шуйская, Деревянное, Деревянка, Пряжа, Хюмпеля, Медвежьегорск, Калевала, Харлу, Вещколица, Беломорске и т.д.

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

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

Производство альтернативных метаносодержащих газов для замещения природного газа

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

Целевым назначением широкомасштабной добычи метана из угольных пластов является полное обеспечение потребностей шахтерских регионов России собственным местным газом, который является наиболее доступным, наиболее дешевым и наиболее экологически чистым резервом из известных газов, альтернативных природному газу. Так, прогнозные ресурсы метана в пластах Кузнецком угольном бассейне (Кемеровская область), перспективных для добычи газа, оцениваются в 13,1 трлн. м3, при средней плотности (концентрации) ресурсов 717 млн.м3/км2. При оживлении промышленного производства и развития энергетики потребление газа в Кемеровской области может составить около 32 млрд. м3, вес объем которого предполагается покрыть за счет шахтного метана.

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

Биометан. Все большее значение в энергетике зарубежных стран принимает другой метаносодержащий газ - биометан (биогаз). Только в одном Китае эксплуатируется более 5 млн. семейных биогазовых реакторов (ферментеров) ежегодно производящих около 1,3 млрд. м3 биогаза, что позволяет свыше 35 млн. человек использовать его для отопления и бытовых нужд. Большое количества биогаза производятся также и при переработке твердых бытовых отходов городов: в США - 9*1015 Дж, Германии - 14*1015 Дж, Японии - 6*1015 Дж, Швеции - 5*1015 Дж. В Дании около 8% современного потребления энергии приходятся на биогазовые технологии, и их доля, как ожидают, к 2035 году увеличиться до 35%. В России биогазовые технологии практически не используются.

Попутный нефтяной газ. В настоящее время в Государственной Думе на обсуждении находиться Федеральный закон "О регулировании использования нефтяного (попутного) газа". Согласно этого закона нефтяные компании при добыче нефти должны собирать до 95% попутного газа. На сегодняшний день на различных нефтяных скважинах собирают не более 40% ПНГ, остальной газ сжигается в факелах. По оценкам специалистов, в России ежегодно сжигается до 10 млрд. м3 попутного нефтяного газа.

Децентрализованные системы теплоснабжения на основе тепловых насосов.

Не затрагивая всего комплекса проблем экономии топливных ресурсов с учетом рассредоточения тепловых нагрузок, необходимо отметить, что только частичная смена системы теплоснабжения с централизованного на автономное (децентрализованное) может позволить экономию топливных ресурсов до 25-35%.

В сложившихся условиях теплоснабжения в крупных городах России (гг. Москвы, Санкт-Петербурга и т.д.), децентрализованные системы теплоснабжения не являются конкурентами ТЭЦ и районных котельных, а служат их разумным дополнением. Целесообразная доля децентрализованных систем в крупных городах должна составлять 25-30% от потенциального рынка тепловой энергии.

Наиболее перспективным направлением в развитии автономного теплоснабжения относятся использование тепловых насосов. Использование уже существующих теплонасосных установок позволяет при удельных затратах в 1 кВт получить на выходе для теплоснабжения 3 - 7 кВт тепла, в зависимости от температурного уровня источника низкопотенциальной теплоты. Применение такого рода установок за рубежом становится нормой и позволяет ежегодно сокращать на 10% потребление топливных ресурсов.

По прогнозам Международного энергетического комитет по тепловым насосам, тепловая мощность, производимая тепловыми насосами к 2020 г. в передовых странах для отопления и горячего водоснабжения, составит 75%. В итоге предполагается снижение расхода топлива на отопление к 2020 году на 90%. Кроме того применение ТНУ установок уже в ближайшее время позволит существенно снизить негативное влияние энергетики на окружающую среду.

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

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

Когенерационные установки (КУ) позволяют осуществлять комбинированное производство электроэнергии и тепла, за счет передачи теплоты, образующейся в процессе работы двигателя, через систему теплообменников в отопительный контур. При этом в среднем на 100 кВт электрической мощности потребитель получает 150-160 кВт тепловой мощности в виде горячей воды с температурой 90 0С для отопления и горячего водоснабжения. КУ могут использоваться в масштабах от миниблоков для отдельных сооружений и до энергоснабжения крупных промышленных объектов или небольших населенных пунктов.

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

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

Применение стирлинг-технологий

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

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

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

В тепловых насосах Стирлинга, рабочее тело - гелий, в процессе всего цикла не меняет своего фазового состояния. Это позволяет использовать в качестве низкопотенциальной теплоты даже окружающий воздух при температуре ниже минус 300С и нагревать теплоноситель системы теплоснабжения свыше 1000С.

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

Заключение

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

ЛИТЕРАТУРА

1. Вяхирев Р.И. и др. Экологические аспекты устойчивого развития теплоэнергетики России. М., 2000. - стр. 51-65.

2. Вяхирев Р.И. Хватит топить "баню по-черному"./ Фактор, №1, 2001.- стр.4-7.

3. Федоров В.А. Состояние топливно-энергетического комплекса в конце века. Энергосбережение. Калуга, 2000. - стр. 7-9.

4. Дубов В.В. Повышение роли местных видов топлив при производстве тепловой энергии в Республике Карелия./Новости теплоснабжения. № 3, 2001. - стр. 8-11.

5. Кириллов Н.Г. и др. Децентрализованные системы теплоснабжения с тепловыми насосами, работающими по обратному циклу Стирлинга./ Теплоэнергоэффективные технологии. №1, 1997. - стр. 38-40.

6. Кириллов Н.Г. Машины Стирлинга для высокоэффективных и экологически чистых систем автономного энергоснабжения./Химическое и нефтегазовое машиностроение, №12, 2000. - стр. 21-24.

7. Кириллов Н.Г. О создании инфраструктуры производства СПГ для автотранспортных средств в Российской Федерации. //Нефтегазовые технологии. № 3, 2001. - стр. 21-24.

Несколько следующих выпусков будут посвящены солнечной энергии.
В тринадцатом выпуске читайте:
Страна восходящего солнца лидирует в сфере технологий преобразования солнечной энергии.

Подписаться на печатную (бумажную) версию газеты "Энергетика и промышленность России" (периодичность - раз в месяц, объем - 32 полосы) можно ЗДЕСЬ. Ознакомительный экземпляр высылается бесплатно.