Точка зрения

Децентрализация электроснабжения

как альтернативный вариант
решения энергетических проблем ОИЯИ

Семилетним планом ОИЯИ предусматриваются реконструкция старых и ввод новых базовых физических установок, в том числе реконструкция Нуклотрона и проект NICA в ЛФВЭ. В связи с этим возрастают требования к обеспечению надежности электроснабжения, преодолению дефицита электрической мощности. Необходимо также изыскивать возможности снижения издержек, связанных с высокой энергоемкостью ускорительной техники. Такие задачи можно эффективно решить с помощью децентрализации энергоснабжения и использования преимуществ малой энергетики.

Автономные энергоцентры и их преимущества

До настоящего времени все предложения по совершенствованию схемы электроснабжения объектов ОИЯИ и города сводятся к проектам реконструкции существующих понижающих подстанций ГПП-1 (ЛФВЭ) и ГПП-2 (ЛЯП), принадлежащих Институту. На это требуются сотни миллионов рублей, не предусмотренных бюджетом ОИЯИ. Но даже если деньги будут изысканы, это не решит главных проблем, связанных с надежностью и экономичностью энергоснабжения обеих площадок. Во-первых, оба питающих центра получают электроэнергию от одного источника по одной магистральной ВЛ-220/110 В от Конаковской ГРЭС через ПС "Темпы", что не дает возможности обеспечить высшую категорию надежности. Во-вторых, эти затраты не приведут к снижению издержек Института на энергопотребление. Наоборот, к действующим ценам на электроэнергию добавятся инвестиционные надбавки, подлежащие возврату через тариф.

Развязать узел энергетических проблем Института может создание автономных энергоцентров на площадках ЛФВЭ и ЛЯП, которые будут производить все виды необходимых энергоресурсов: электроэнергию, тепло, горячую воду и холод. Главные преимущества децентрализации энергоснабжения - максимальная надежность и полная энергетическая независимость от внешних источников энергоснабжения, которая достигается внутренним и внешним резервированием. Оптимальный вариант размещения энергоцентра - территория азотного цеха на площадке ЛФВЭ. Это будет мини-ТЭЦ на базе газопоршневых установок (ГПУ), работающих в режиме когенерации. Схема простая: поршневой двигатель, работающий на природном газе, вращает генератор, преобразующий механическую энергию в электрическую заданного напряжения. Попутные газы направляются в котел-утилизатор, нагревающий воду для отопления и горячего водоснабжения. В летний период в режиме тригенерации ТЭЦ может обеспечивать холодом системы кондиционирования.

В предлагаемой идее нет ничего нового: в советское время почти каждое крупное предприятие имело собственную ТЭЦ (создатели ОИЯИ рассчитывали на ГЭС). Разница состоит в том, что научно-технический прогресс продвинулся далеко вперед и современные газовые электростанции обладают более высоким КПД, экологической безопасностью, компактностью и высокой степенью автоматизации и надежности. Себестоимость производства электроэнергии даже в режиме электростанции (без утилизации тепла), когда КПД составляет порядка 45 процентов, гораздо ниже ее цены на внешнем рынке. В режиме ТЭЦ (при сбросе тепла в теплосеть) КПД может достигать 90 процентов, соответственно повышается и рентабельность производства энергоресурсов.

Предпосылки строительства ГП-ТЭЦ на территории ЛФВЭ

Поскольку мини-ТЭЦ размещается непосредственно на территории Института, то достигается максимальная независимость от внешних энергоснабжающих организаций, требуется минимум согласований, упрощается получение технических условий от МОЭСК. Электростанция способна работать параллельно с Единой энергосистемой РФ, принимая от нее недостающую электроэнергию или отдавая ей излишки.

Энергоцентр полностью решает проблемы обеспечения Нуклотрона-NICA электроэнергией и дешевым азотом (в цене которого затраты на электроэнергию составляют львиную долю). А тепла, вырабатываемого ГП-ТЭЦ, будет достаточно для теплоснабжения площадки ЛФВЭ и ряда других потребителей.

Для размещения ГП-ТЭЦ не требуется возведение нового здания, поскольку на площадке имеются свободные производственные площади, что существенно удешевляет проект и сокращает сроки монтажа.

В связи с близостью питающего центра нет необходимости в устройстве сложного и дорогостоящего вывода электрической мощности - вывод с генератора 6 кВ ГП-ТЭЦ осуществляется напрямую на шины понизительной подстанции ГПП-1. Часть электроэнергии может передаваться в ЛЯР по существующей кабельной линии 6 кВ.

Большими преимуществами обладает вариант с размещением ГПУ на территории азотного цеха. В связи с вводом комплекса NICA в 2017 году отпадет необходимость в азотном цехе, поскольку предусмотрено производство азота по другой технологии непосредственно в зоне ускорителя. Поэтому освободится производственный корпус, в котором можно разместить все необходимое оборудование ГП-ТЭЦ, а высвобожденный персонал будет обслуживать новое энергетическое оборудование.

Проект может быть полезен и в социальном плане. Целесообразно организовать тепличное хозяйство на территории Центральной базы ФЭУ. Современная теплица на гидропонике, обеспеченная дешевыми электроэнергией, теплом и углекислым газом (газ выполняет роль удобрения), способна давать урожай до 70 кг экологически чистой "зеленой" продукции с 1 кв. м. Поскольку в ее себестоимости энергоресурсы составляют более 60 процентов, то сотрудники ОИЯИ получат возможность покупать относительно недорогую витаминную продукцию. Учитывая избыток тепла, можно снизить или "заморозить" рост тарифов на тепло для лечебного профилактория в Ратмино, гаражных кооперативов, созданных сотрудниками Института, и других объектов.

Технико-экономические проблемы и пути их решения

В качестве основного топлива используется природный газ, резервного - сжиженный газ или дизтопливо. Потребуется провести ветку газопровода низкого давления от Восточной котельной. Все проблемы газоснабжения решаемы.

Поскольку как минимум три года Азотный цех еще будет работать, первую очередь ГП-ТЭЦ можно построить на базе двух ГПУ мощностью по 2 МВт каждая в контейнерном исполнении. Агрегаты размещаются на территории, прилегающей к цеху. Следующая очередь размещается в самом цеху, после его остановки.

При проектировании первой очереди ГП-ТЭЦ все решения закладываются на перспективу. На монтаже и эксплуатации первых двух установок отрабатывается система вывода электрической мощности в режиме электростанции (без утилизации тепла). Поставка и монтаж оборудования осуществляются в течение года.

Газопоршневые электростанции производятся многими странами, в том числе странами-участницами ОИЯИ. Наиболее перспективными, на мой взгляд, являются газопоршневые установки фирмы MWM (Германия). Потребление газа этими агрегатами составляет всего 0,22 куб. м на 1 кВт·ч произведенной электроэнергии. Зная цену газа и примерные издержки на эксплуатацию станции, несложно подсчитать себестоимость продукции. При цене газа на свободном рынке 4 руб. за 1 куб. м (прогноз на конец 2013), она составит около 1,5 руб. Но если станция работает в режиме ТЭЦ, т.е. продает еще и тепло, то себестоимость электроэнергии будет еще ниже - в 3-4 раза меньше действующего тарифа.

Годовой экономический эффект (экономия издержек) от работы ГП-ТЭЦ мощностью 4 МВт может составить от 40 млн руб. (без утилизации тепла) до 60 млн руб. (с тепловой нагрузкой). Объем инвестиций зависит от мощности ГП-ТЭЦ. При цене 1 кВт установленной мощности порядка тысячи евро на ввод первой очереди на 4 МВт потребуется около 160 млн руб. Далее все зависит от проектных параметров энергоцентра, привязанных к потребностям Института.

Борис ШЕСТОВ,
инженер-руководитель электрогруппы азотного цеха ОГЭ ОИЯИ