Калининградская ТЭЦ-2 – главная генерирующая станция, обеспечивающая энергетическую самостоятельность и безопасность региона. ТЭЦ-2 – стержневой инфраструктурный объект, который, по словам губернатора Калининградской области Георгия Бооса, является одним «из абсолютно необходимых условий для привлечения крупных инвестиций в рамках Закона об Особой энергетической зоне региона». Современная высокотехнологичность ТЭЦ позволит развивать крупные промышленные производства, обеспечит комфортность населения и сферы услуг, решит проблему электроснабжения региона на перспективу.
Началом строительства ТЭЦ-2 считают 1990 г., когда Постановлением Совмина РСФСР от 23.04.1990 г. № 126 была определена ее мощность 540 МВт с тремя энергоблоками по 180 МВт. В 1991 г. определены границы земельного участка, в 1994 г. принято решение об увеличении мощности ТЭЦ-2 до 900 МВт с применением парогазовой установки. С 2002 г. в соответствии с «Федеральной целевой программой развития Калининградской области на период до 2010 года» было возобновлено активное строительство. В 2005 г. на окончание строительства было направлено 5,3 млрд руб. инвестиционных средств, и 28 октября состоялся пуск первого энергоблока в опытно-промышленную эксплуатацию.
Калининградская ТЭЦ-2 спроектирована на базе современной парогазовой технологии со сбросом отработанных газов газовых турбин в котлы-утилизаторы. Она состоит из двух энергоблоков ПГУ-450 общей электрической мощностью 900 МВт, тепловой – 680 Гкал/ч. В качестве основного и резервного топлива использует природный газ с годовым расходом 1200 млн м3. Система контроля и управления (АСУТП) выполнена на базе программно-технических средств TELEPERM XP-R (ТПТС51). Энергоблок ПГУ-450 состоит из двух газовых турбин ГТЭ-160 производства СП «Интертурбо» (АО «ЛМЗ» – фирма «Siemens»); одной паровой турбины Т-150‑7,7 производства «ЛМЗ»; двух котлов‑утилизаторов П-96 производства АО «Подольский машиностроительный завод»; двух турбогенераторов ТЗФГ-160‑2УЗ производства АО «Электросила»; трех трансформаторов ТДЦ-200000/110У1 и трех ТДЦ-250000/330У1 производства АО «Запорожтрансформатор».
Технико-экономические показатели энергоблоков: среднегодовой коэффициент использования топлива 76 %; коэффициент полезного действия (брутто) в конденсационном режиме 51 %; расход электроэнергии на собственные нужды 2,22 %; среднегодовой удельный расход условного топлива на отпущенную тепловую энергию 155,0 кг/Гкал (действующие в Калининграде теплогенерирующие предприятия имели в 2005 г. удельные расходы до 272,0 кг/Гкал); срок окупаемости капиталовложений от начала эксплуатации 4,5 года.
Обеспечение области электроэнергией до ввода ТЭЦ-2 осуществлялось за счет закупок в Литве и перетоков из объединенной энергосистемы Северо-Запада России через Белоруссию. Общее электропотребление в 2006 г., согласно прогнозу, превзойдет 4 млрд кВт-ч при собственном производстве 235 млрд. С пуском блока 450 МВт дефицит сократится на 70 % и составит около 1100 млн кВт-ч. РАО «ЕЭС России» считает, что полностью решить проблему электроснабжения региона можно путем сооружения второго энергоблока с увеличением проектной мощности ТЭЦ-2 до 900 МВт.
Неслагаемые суммы
Казалось бы, вопрос о стратегии развития энергетики решен на обозримую перспективу 10‑15 лет: на этот гигант будет «опираться» энергетическая безопасность Калининградской области. Однако ряд факторов и рассмотрение возможности путей развития энергетики не укладывается в концепцию одного источника (даже состоящего из нескольких независимо работающих блоков).
Прежде всего станция располагается в 15 км юго-западнее Калининграда на территории 85 га. Это порождает ряд серьезных проблем, которые необходимо решать в ближайшее время всем органам власти и потенциальным инвесторам. Речь пойдет о возможности передачи произведенной на ТЭЦ-2 энергии непосредственно потребителям. Это относится и к электрической, и к тепловой энергии.
В первом случае, по мнению представителя ассоциации «Энергетика» С. Шерстюка, проблема в том, что мощность трансформаторных ПС 110 кВ, которые снабжают электроэнергией Калининград, полностью исчерпана. Число строящихся в городе объектов значительно превышает пропускную способность сетей. Чтобы удовлетворить спрос на электроэнергию, необходима реконструкция существующих трансформаторных ПС 110 кВ, с заменой на них трансформаторов на более мощные, а также строительство как минимум пяти новых ПС 110 кВ («Университетская», «Васильковская», «Менделеевская», «Чкаловская-2», «Восточная»). Согласно требованиям СНиП и Градостроительного кодекса, подстанции, которые будут строить в городской черте, должны быть закрытого типа с кабельными вводами 110 кВ. Это существенно повышает стоимость электроснабжения потребителей и не учтено при обосновании ТЭЦ-2. Одновременно вызывает сомнение законность фактов взимания финансовых средств с компаний-дольщиков, определяемых по цене от 300 до 800 долл за 1 кВт заявленной мощности.
Известно, что субъект электроэнергетики обязан подвести электроэнергию до границы раздела «потребитель – субъект электроэнергетики». Взимание средств с потребителя на строительство сооружений и сетей электроэнергетики противоречит Гражданскому кодексу РФ.
Проблемы теплоснабжения
По сравнению с электроэнергией более сложный вопрос с передачей тепловой энергии от ТЭЦ-2. Речь идет о теплоснабжении региона в целом. На начало ХХI в. ежегодный расход энергоресурсов области превысил 1600 тыс. тут, около 50 % (780 тыс. тут) пошло на выработку тепловой энергии.
Строительство теплотрассы от ТЭЦ-2 до Калининграда само по себе представляет достаточно непростую инженерную задачу, осложняемую отводом земли, нарушением прав собственности и др. Но сложнее (возможно, и затратнее) решения по пунктам приема тепловой энергии, по ее распределению по городу, по перекладке тепловых сетей.
Важность проблемы обеспечения углеводородным сырьем определяется объемом выработки тепла на всех котельных региона, которая составляет 4 млн 380 тыс. Гкал и обеспечивается природным газом на 50 %; мазутом – 26,5 %; углем – 20 %; дизельным топливом – 2 %; другими видами топлива, включая биотопливо, – на 1,5 %. Потребление угля всеми структурами (с учетом Балтфлота, пограничников, таможенников) составляет 500 тыс. т/год; жидкого топлива – 500 тыс. т. (включая мазут, дизельное топливо, все виды бензина и моторных масел); природного газа – 560 млн м3.
Существен вопрос об обеспечении ТЭЦ-2 газом и газификации области. Межведомственная рабочая группа Минпромэнерго РФ в 2004 г. определила необходимость поставки газа в область, начиная с 2006 г., в объеме не менее 1200 млн м3/год. Технически ОАО «Газпром» может поставить 1050 млн м3, а 1200 млн м3 – не ранее 2007 г. Администрация Калининградской области оценила потребности региона в природном газе на 2006 г. в 1400 млн м3 (утверждено Минэкономразвития 1200 млн м3), а к 2010 г. – до 25 млн м3.
Рассматривая сложившееся положение с обеспечением газом, оценивая перспективу строительства Балтийского трубопровода, учитывая неминуемый рост цен на газ, очевидно, что необходимо прорабатывать альтернативные варианты, которые решают проблему энергообеспечения малых и средних поселений (потребителей), опираясь на ценологическое многообразие генерирующих источников и соотношение «крупное – мелкое». Прежде всего речь идет об использовании нетрадиционных и возобновляемых источников энергии, включая биотопливо; о повышении эффективности применения угля; о ветре, солнце и геотермальных источниках, малых ГЭС и, наконец, об энергосбережении.
Параллельная альтернатива
Говоря о проблеме энергоснабжения, Г. Медведев (ОАО «Янтарьэнерго»), обращаясь к Администрации области (2006), указал, что потери в ОАО «Янтарьэнерго» сейчас достигают 20 %, в то время как в 1996 г. общие потери электроэнергии составляли 9,7 % (технические и коммерческие). Следовательно, прогнозируя расход электроэнергии по региону на 2010 г. близким к 5,5 млрд кВт-ч, к 2015 г. – до 10 млрд кВт-ч, необходимо существенно снизить потери. Строительство ТЭЦ-2 объективно их увеличит (с учетом собственных нужд и потерь на передачу).
В 2003 г. вклад биомассы в общий энергобаланс стран ЕС составил 3,6 % (тогда как вклад всех остальных НВИЭ – всего лишь 3,4 %), к 2010 г. этот вклад увеличится до 12 %, а к 2040 г. доля биомассы в мировом энергобалансе будет составлять около 24 %. Приоритетными направлениями в использовании биомассы в Калининградской области, по утверждению проф. В. Селина (КГТУ), являются: создание автономных теплоэнергетических комплексов (АТК), рассредоточенных по территории региона, для получения биогаза, тепловой и электрической энергии, экологически чистых удобрений за счет использования отходов деревообработки, санитарных рубок древесины, отходов растениеводства, животноводства, птицеводства; создание комплексных районных тепловых станций (КРТС) в крупных городах области, где для выработки тепловой и электрической энергии в качестве основного топлива должны использоваться твердые бытовые отходы (ТБО), а в качестве резервного – природное топливо. Объемы ТБО таковы, что их сжигание позволяет удовлетворить 15‑20 % от общего годового теплопотребления (в понятие «биотопливо», по его мнению, не следует включать торф: промышленная разработка торфяников разрушает веками созданные природные ландшафты).
В области имеется 1010 котельных, использующих в качестве топлива каменный уголь и обеспечивающих в основном отопление и горячее водоснабжение населения. Большую часть из них (974 котельные) можно отнести к категории малых и средних – мощностью до 10 Гкал/час. Как правило, в этих котельных установлены водогрейные котлы, оснащенные слоевыми топками с ручной загрузкой топлива. Их КПД в среднем составляет 18‑30 %. Эксплуатация требует значительных затрат, тяжелого физического труда, а ремонтные расходы значительны. К сожалению, не проведены: 1) видовой Н-анализ оборудования котельных для проведения ценологической унификации; 2) оценка возможности использования неравномерности теплового графика для установки в части котельных генерирующих мощностей напряжением 0,4 кВ.
Обобщая опыт более 300 модернизаций котельных, П. Ершов (Балтийская угольная компания) показывает, что уголь можно сжигать эффективно, КПД брутто не ниже 80 %, выбросы вредных веществ в атмосферу соответствуют европейским нормам EURO-II, а по некоторым показателям (пыль, содержание CO) – EURO-III. С 2000 г. в области модернизированы котельная в пос. Кострово (установлен угольный котел мощностью 750 кВт), поселках Ясное, Крылово, городах Гвардейске, Черняховске. Мощность котлов варьируется от 0,75 до 6,0 МВт. Расход электроэнергии на единицу вырабатываемого тепла ниже на 10‑12 %, чем на аналогичных действующих котельных. Затраты на замену котлоагрегата окупаются за 2,5‑3 года.
В 2002 г. состоялся пуск первого в России ветропарка суммарной мощностью 5,1 МВт (всего 21 установка). Обратим внимание на концентрацию «ветряков» – они все установлены в одном месте. Нарушается ценологический принцип рассредоточения, который был основой довоенной энергетики. Тогда на территории современной Калининградской области функционировало свыше 30 небольших ГЭС, которые чаще всего технико-технологически совмещались с водяными мельницами. Суммарная установленная мощность гидросилового оборудования – до 20 МВт. Сейчас они в абсолютном большинстве не действуют и заброшены. По оценке же российских специалистов и экспертного бюро Евросоюза «TACIS», технический гидропотенциал области оценивается в 25 МВт.
Возвращаясь к проблеме электроэнергетической безопасности, следует иметь в виду, что ОАО «Янтарьэнерго» является по сути сетевой компанией. Суммарная установленная мощность собственных электростанций 137,1 МВт включает две тепловые станции (80,6 % всей генерации), три малые ГЭС – (1,8 МВт) при среднемноголетней годовой выработке 7,7 млн кВт-ч (11,7 %), ветроэлектростанции (7,7 %). За счет ВИЭ вырабатывается в год свыше 20 млн кВт-ч.
Необходимо более пристальное внимание к дальнейшему развитию малой гидроэнергетики и использованию геотермальных ресурсов. Ближайший реально реализуемый проект – реконструкция Правдинской ГЭС-4. Она была выведена из эксплуатации в 1976 г. по причине полного износа гидросилового оборудования. В настоящее время после проведения ОАО «Янтарьэнерго» соответствующих работ она законсервирована. Предполагаемая мощность станции после реконструкции – около 3 МВт. Нуждается в реконструкции и действующая ГЭС-3. Сейчас там задействован только один агрегат (1,14 МВт), а после реконструкции добавятся еще 2×3,1 МВт, тогда суммарная мощность ГЭС-3 составит 7,34 МВт.
Еще в 1986 г. институтом ВНИИ МорГео были оценены потенциальные возможности геотермальных ресурсов области и сделан вывод о перспективности использования тепла геотермальных вод для организации локальных теплоэнергетических систем на основе новейших технологий. Строительство серии бинарных электрических станций позволит создать локальную систему тепло- и электроснабжения и экологически чисто решить многие экономические и социальные проблемы. Российское АО «Наука» предложило реализовать пилотный проект по использованию геотермального тепла применительно к г. Светлый. Общая стоимость проекта 19‑23 млн долл. при сроке окупаемости 5 лет.
Пуск первого блока ТЭЦ-2 и ожидаемый на уровне 2008 г. пуск второго (мощностью также 450 МВт) порождает проблему – годовая выработка ТЭЦ-2 превысит потребности региона в электроэнергии (на стадии проектирования в расчет принимали возможность экспорта электроэнергии в страны Балтии и Европу). В связи с этим каково предполагаемое соотношение стоимости электроэнергии, вырабатываемую ТЭЦ-2 и получаемой транзитом от Северо-Западного кольца? Кто заставит региональную энергетическую компанию покупать электроэнергию от этой станции в условиях, когда генерирующие источники станут экономически независимыми? Почему энергетическая общественность страны да и население региона не могут ознакомиться с экономическим обоснованием строительства ТЭЦ-2? Имеется ли достоверная информация о потребностях в электроэнергии на территориях окружающих государств в обозримом будущем (речь идет о «лишних» 300‑400 МВт от построенной ТЭЦ-2)? Как повлияет на процесс водоснабжения собственно Калининграда ввод на полную мощность ТЭЦ-2, собственные нужды которой велики, а водозабор‑то будут осуществлять, по сути, все из того же источника (р. Преголи)?
Одна или несколько станций?
И главный вопрос: если ТЭЦ-2 полностью закрывает потребности региона в электроэнергии, то какова судьба существующих источников? Ликвидация (закрытие)? Сегодня необходима стратегия электрообеспечения Калининградского региона, которую, на наш взгляд, нужно основывать на ценологической теории, устанавливающей объективные закономерности. Они заключаются в количественных гиперболических Н-ограничениях на разнообразие видов установленного оборудования по повторяемости (видовая форма) и на соотношение «крупное – среднее – мелкое» по выделенному параметру: электрической нагрузке, расходу энергии, трудозатратам и др. (ранговое Н-распределение).
Применительно к стратегии развития электрообеспечения Калининградского региона на 2010‑2020 гг. необходимы, во‑первых, проверка на разнообразие оборудования и сетей на соответствие Н-критериям; во‑вторых, ценологическое выстраивание ряда генерирующих мощностей. Упрощенно второе означает, что если решено строить одну электростанцию (блок) на 500‑1000 МВт, то должно быть предусмотрено строительство десяти электростанций по 50‑100 МВт, сто электростанций по 10 МВт, тысяча – по 1 тыс. кВт и так далее до единичной мощности (что реализуется, кстати, на транспорте и в резервных источниках питания). Правильное выстраивание такой «пирамиды» надо вести не с создания гиганта, а с необходимого окружения – мелких и средних объектов (в нашем случае – электростанций). ТЭЦ-2 – первая (по определению) точка на кривой такого распределения – не соответствует реальной электропотребности региона. Она выше ценологически определенной первой точки: ее мощность – больше, чем требует теория. Другое дело – ограничиться предельной мощностью 450 МВт: в этом случае Н-кривая могла бы быть близкой к теоретической и стать основой стратегии развития электрообеспечения региона (для которого, заметим, ТАСIS в декабре 2000 г. рекомендована электростанция с двумя газовыми турбинами 125,7 МВт и одной паровой 66 МВт при отдаче от станции 310 МВт).
Тогда вполне реален следующий вариант заполнения зон потребления, исходя из имеющихся региональных источников электроэнергии: вторая точка (зона) – Светловская ГРЭС-2; третья – Гусевская ТЭС, Советская ТЭЦ-7, Правдинский гидрокаскад; четвертая – строительство на территории области еще пяти-шести блочных ТЭЦ единичной мощностью порядка 10 тыс. кВт (подобные электростанции активно используют в Европе) с размещением их в центрах нагрузок; наконец пятая и последующие точки (зоны) – все мини- и микроэлектростанции мощностью от 0,5 до 5000 кВт. Этот вариант развития обеспечит региональную устойчивую энергосистему (кстати, примерно такая энергосистема была в Кенигсберге).
Отметим и проблему, заключающуюся в резком увеличении стоимости прокладки коммуникаций в старых городах. Это влечет экономическую выгодность децентрализации энергоснабжения (например, крышные котельные). Проблему нужно увязать с реализацией огромного количества тепловой энергии от ТЭЦ-2. Кто собирается финансировать строительство тепловых магистралей и модернизировать тепловое хозяйство старинного города (речь идет о строительстве магистрального теплопровода длиной до 30 км для передачи 680 Гкал/ч)? Какова судьба значительного числа теплоисточников, ныне функционирующих на территории города, их хозяйства и персонала? Какова будет устойчивость теплоснабжения Калининграда при наличии всего одного источника с ограниченной надежностью его инфраструктур (частные интересы сделали достаточно распространенными случаи строительства мини-котельных и мини-ТЭЦ на 0,4 кВ на различных источниках энергии)?
Экологические преимущества ТЭЦ-2 обосновываются абсолютными кумулятивными выбросами. Однако мелкие источники, рассредоточенные по обширной территории, имея большое совокупное значение выбросов, могут нигде не превысить ПДК. Напротив, одна крупная электростанция локально (на территории одного микрорайона) может создать неприемлемые условия жизни (по розе ветров таким районом рискует стать пос. Борисово, считающийся пока одним из экологически чистых).
Будущее развитие
Энергетическая проблема области имеет еще одну важную составляющую: нынешнее состояние стационарной энергосистемы на территории Калининградского особого района (объединенной группировки береговых и сухопутных сил Балтийского флота, ВВС, ПВО, РВСН, Пограничной службы и МВД) является неудовлетворительным с оперативно‑стратегической точки зрения. В угрожаемый период дефицит электроэнергии дезорганизует управление войсками и силами флота в период подъема соединений и частей по тревоге и их мобилизационного развертывания. Угрожаемый период (по опыту локальных войн и конфликтов) может продлиться достаточно долго. Следовательно, развертывание соединений и вывод их в полосу обороны (районы развертывания или сосредоточения), даже без огневого воздействия эвентуального противника, будут происходить в условиях значительной дезорганизации местной инфраструктуры. На территории области находится и ряд объектов, электроснабжение которых имеет непосредственное оперативное значение, что следует учитывать при планировании электрообеспечения.
Какими видятся предложения по развитию Калининградской энергосистемы, учитывая, с одной стороны, теоретический вариант, с другой – сложившиеся реалии? Необходимо, модернизировав и восстановив существующие источники, построить на территории области в центрах нагрузок еще несколько блочных ТЭЦ единичной мощностью порядка 20 МВт. Кроме того, требуется строительство 40‑50 малых электростанций по 1 тыс. кВт каждая (это могут быть прежде всего МГЭС, ВЭС и другие экологически чистые источники). Что касается микроэлектростанций на 0,4 кВт, то их закупят сами потребители электроэнергии (в настоящее время это в основном государственные предприятия и организации, частные компании, объекты МО, ФПС, МВД и др.). Число этих электростанций определят в том числе и потребности в индивидуальном резервировании объектов. В любом случае этот процесс осуществляется стихийно, но им следует управлять монетаристскими методами (региональными законами, налогами, бюджетом).
Последствия гигантомании необходимо сгладить: строительство ТЭЦ-2 ограничить первой очередью 450 МВт. Вторая очередь – только при условии устойчивого экспортного спроса и решения газовой проблемы. Существующие же электростанции региона подлежат модернизации сейчас при ориентации на самое доступное топливо.
Начиная с плана ГОЭЛРО, электростанции ориентировались на градообразующие промышленные предприятия. Участие местных властей в этом процессе было минимальным. Сегодня роль региональных властей и отдельных предприятий в заказе генерирующих мощностей возросла. Это заставляет разработчиков и поставщиков бороться за заказы, проводить системные анализы, что в конечном итоге приводит к возможности перехода от бюджетных дотаций в электроэнергетику к самоокупаемости и коммерческой прибыльности. Созрела ситуация, когда потребители электроэнергии и региональные власти могут объединяться для создания крупных энергетических узлов, включающих источники энергии и средства распределения, принадлежащие им на правах собственности.
Законодательным актом должны быть поддержаны проекты развития на территории области ветро-, гидро- и другой альтернативной энергетики, что вписывается в оптимальный вариант развития, является выигрышным с экологической точки зрения и обеспечит энергетическую безопасность Калининградской области.
Профессор, доктор технических наук
Борис КУДРИН (г. Москва)
Нашли ошибку? Cообщить об ошибке можно, выделив ее и нажав
Ctrl+Enter
© 2003-2024