Прогнозирование потребления и производства электрической и тепловой энергии в Иркутской области

Заключение

1. Разработаны модели развития ГМ в условиях разных форм организации и механизмов развития ЭЭР на долгосрочную перспективу, с учетом балансовых и режимных ограничений, а также других технологических взаимосвязей ЭЭС. Для моделирования поведения ГК в условиях несовершенного рынка используется метод Курно. Двухшаговое решение задачи позволяет каждой компании согласовать параметры предложения на рынке электроэнергии и мощности.

2. Разделение однопродуктового ЭЭР на рынки электроэнергии и мощности приводит к росту цены на 15%, подавляя спрос и существенно снижая эффективность данной формы организации ЭЭР для потребителей. В то же время рынок мощности стимулирует

ГК вводить больше новых мощностей, и, соответственно, повышается долгосрочная надежность ЭЭС.

3. Механизм ДПМ в моделях №6,7 позволяет обеспечивать требуемый уровень генерирующих мощностей с учетом резервов и приводит к существенному снижению цен по сравнению со всеми рассмотренными формами организации и механизмами развития ЭЭР.

4. С точки зрения потребителей и генерирующих компаний, рациональным вариантом организации ЭЭР является модель №7 несовершенного рынка электроэнергии с дополнительным механизмом развития ГМ -ДПМ. При сниженной ставке дисконтирования и даже в условиях несовершенной конкуренции при минимальной цене обеспечиваются требуемые с позиций долгосрочной надежности вводы новых мощностей.

Библиографический список

1. Стратегия развития. Приложение к журналу ТЭК. 2010. № 3 (03).

2. Lopez-Pena A., Centeno E., Barqurn J. Long term issues to be addressed by regulators in liberalised electricity systems: generation adequacy and indicative planning. Justification, available mechanisms, and a simulation study on some concrete policies // EUI Working Paper. - RSCAS 2009/67.

3. Беляев Л.С., Подковальников С.В. Рынок в электроэнергетике: Проблемы развития генерирующих мощностей. Новосибирск: Наука, 2004.

4. Sioshansi F.P., Pfaffenberg W. Electricity market reform. An international perspective. - Elsevier: Elsevier Global Energy Policy and Economics Series, 2006.

5. Chuang A.S., Wu F., Varaiya P. A game-theoretic model for generation expansion planning: problem formulation and numerical comparisons // IEEE Transactions on Power Systems. -2001. - Vol. 16, № 4. - pp. 885-891.

6. Haikel K.M. A game theoretic model for generation capacity adequacy in electricity markets: A comparison between investment incentive mechanisms // GATE. - 2009.

7. Gilotte L., Finon D. Investments in generation capacities in an oligopolistic electricity market // Centre Internationale de recherche sur l'environnement et le developpement research paper. - 2006.

8. Pineau, P.O. and Murto, P. (2003). “An oligopolistic investment model of the finish electricity market”. Annals of Operations Research, 121, 123-148.

9. Подковальников С.В., Хамисов О.В. Несовершенные электроэнергетические рынки: моделирование и исследование развития генерирующих мощностей // Известия РАН. Энергетика. 2011. № 2. С. 66-86.

10. EIA (2006), “Assumptions to the Annual Energy Outlook 2006”, Report #: D0E/EIA-0554 (2006).

УДК 620.311

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПОТРЕБЛЕНИЯ И ПРОИЗВОДСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ И ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ В ИРКУТСКОЙ ОБЛАСТИ

© И.В. Постников1, А.В. Пеньковский2, Т.В. Добровольская3, Е.Е. Якимец4

Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН,

664033, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130.

Выполнен анализ структуры потребления топливно-энергетических ресурсов области, производства электрической и тепловой энергии. Проведены расчеты по вариантному прогнозированию уровней электро- и теплопо-требления, структуры покрытия электрических и тепловых нагрузок, выявлен дефицит электрической мощности, предложены направления его устранения. Рассматриваются перспективы развития энергетики, увеличения электрических и тепловых нагрузок в промышленном секторе. Осуществляется оценка целесообразности перевода угольных электростанций на парогазовый цикл.

Ил. 9. Табл. 2. Библиогр. 6 назв.

Ключевые слова: балансы электрической и тепловой энергии; электропотребление; теплопотребление; топливно-энергетические ресурсы; прогнозирование.

1Постников Иван Викторович, научный сотрудник, тел.: 89086479120 , e-mail: postnikov@isem.sei.irk.ru Postnikov Ivan, Scientific Researcher, tel.: 89086479120 , e-mail: postnikov@isem.sei.irk.ru

2Пеньковский Андрей Владимирович, младший научный сотрудник, тел.: 89501193744, e-mail: penkoffsky@isem.sei.irk.ru

Penkovsky Andrei, Junior Researcher, tel.: 89501193744, e-mail: penkoffsky@isem.sei.irk.ru

3Добровольская Татьяна Владимировна, ведущий инженер, тел.: 89086666116, e-mail: makarova@isem.sei.irk.ru

Dobrovolskaya Tatyana, Leading Engineer, tel.: 89086666116, e-mail: makarova@isem.sei.irk.ru

4Якимец Екатерина Евгеньевна, младший научный сотрудник, тел.: 89246370129, e-mail: yakimetse@isem.sei.irk.ru

Yakimets Ekaterina, Junior Researcher, tel.: 89246370129, e-mail: yakimetse@isem.sei.irk.ru

FORECASTING ELECTRICAL AND HEAT ENERGY CONSUMPTION AND PRODUCTION IN IRKUTSK REGION

I.V. Postnikov, A.V. Penkovsky, T.V. Dobrovolskaya, E.E. Yakimets

Energy Systems Institute, SB RAS,

130 Lermontov St., Irkutsk, Russia, 664033

The article analyzes the consumption structure of fuel and energy resources in the region as well as electrical and heat energy production. It provides the calculations on alternative forecasting of electrical and heat energy consumption levels, the serving structure of electrical and heat loads. Capacity shortage is revealed, to overcome it the authors propose the directions to eliminate this deficit. The prospects of power engineering development, as well a selectrical and heat loads increase in the industrial sector are examined. The expediency of coal power plants conversion into the steam-to-gas cycle is estimated 9 figures. 2 tables. 6 sources.

Key words: balances of electric power and heat energy; electrical energy consumption; heat energy consumption; fuel and energy resources; forecasting.

Основная цель проводимых исследований заключается в том, чтобы на основе анализа существующего состояния энергосистемы Иркутской области выполнить прогноз перспективного потребления и производства тепловой энергии на ближайшие 5 лет, а также рассмотреть тенденции ее развития. Необходимость проведения настоящей работы обусловлена ростом электро- и теплопотребления, необходимостью определения возможности их покрытия существующими электрическими и тепловыми мощностями, устранения возможного дефицита мощности в рассматриваемый период времени, формирования направлений развития.

Представленные в статье исследования легли в основу «Схемы и программы развития электроэнергетики Иркутской области на период 2014-2018 годы» [1].

Энергосистема Иркутской области (далее - Иркутская энергосистема) имеет электрические связи с Объединенной энергосистемой Сибири (ОЭС Сибири). Иркутская энергосистема включает в себя 15 действующих тепловых электростанций (ТЭЦ) и 4 гидроэлектростанции (ГЭС), кроме того, в производстве тепловой энергии участвуют около 1050 отопительных и промышленных котельных на органическом топливе, порядка 300 электробойлерных и теплоутилизацион-

ных установок (ТУУ) и индивидуальные отопительные печи. В состав энергосистемы, кроме станций ОАО «Иркутскэнерго», входят следующие электростанции промышленных предприятий:

• ТЭЦ филиала ОАО «Группа ИЛИМ» в г. Братске;

• ТЭЦ филиала ОАО «Группа ИЛИМ» в г. Усть-Илимске;

• ТЭЦ Байкальского целлюлозного завода;

• Мамаканская ГЭС ОАО «Витимэнерго» (г. Бодайбо).

Потребление электроэнергии в области в 2011 году составило 53,18 млрд кВтч, при этом основным потребителем электроэнергии являются промышленные предприятия, доля которых в общем электропотреблении превысила 66%, доля электропотребления населения составила 8,9%. Выработка электроэнергии составила 60,46 млрд кВтч, основная доля электроэнергии (77,6%) производится на ГЭС области, в том числе на ГЭС ОАО «Иркутскэнерго» - 76,88%, на электростанциях ОАО «Иркутскэнерго» производится 21,2% электроэнергии. На рис. 1 представлена структура производства и потребления электроэнергии в области в 2011 году.

46,48

0,42

0,71

ГЭС ОАО "Иркутскэнерго"

Мамаканская ГЭС

ТЭС ОАО "Иркутскэнерго"

Ведомственные ТЭЦ

2,1 0,3 4,7 0,5

.0,7

3,1

Промышленность

Собственные нужды станций

Строительство

Население

Прочие коммунальные услуги

Сельское хозяйство

Транспорт и связь

Прочие отрасли экономики

Потери

Рис. 1. Структура производства и потребления электроэнергии в Иркутской области в 2011 году, млрд кВтч

Потребление тепловой энергии в области в 2011 году составило 41,5 млн Гкал, причем основными потребителями являются жилищно-коммунальный сектор (46,7%) и промышленность (43,4%). Источниками тепловой энергии в 2011 году было произведено 47,9 млн Гкал, в том числе 62% тепловой энергии отпущено электростанциями области (ТЭЦ ОАО «Иркутскэнерго» - 46,3%), 24,4% - котельными, и около 12,5% от общего производства тепла - теплоутилизацион-

ными установками (ТУУ) и прочими источниками. На рис. 2 представлена структура производства и потребления тепловой энергии в области в 2011 году.

Производство и потребление топливноэнергетических ресурсов [2] в соответствии с их структурой в Иркутской области показано в табл. 1, динамика изменения потребления топливно-энергетических ресурсов представлена на рис. 3.

Промышленность

ТЭЦ  Котельные  Прочие отрасли

Население

Электрокотельные ПТУУ и пр°чие  Коммунально-бытовой сектор

Рис. 2. Структура производства и потребления тепловой энергии в Иркутской области в 2011 году, млн Гкал

Таблица 1

Производство и потребление топливно-энергетических ресурсов в Иркутской области___________

Показатель Год

2007 2008 2009 2010 2011

Производство электроэнергии*, млрд кВтч 59,8 61,3 57,8 62,4 60,5

Потребление электроэнергии*, млрд кВтч 53,3 55,1 52,4 54,3 53,2

Производство тепловой энергии**, млн Гкал 48,2 47,1 45,5 49,1 47,9

Потребление тепловой энергии**, млн Гкал 41,9 41,5 39,2 42,3 41,5

Потребление котельно-печного топлива***, всего, млн т у.т. 12,05 13,37 11,18 12,18 12,36

Уголь 7,96 9,52 7,56 8,17 8,11

Газ 0,03 0,01 0,02 0,04 0,062

Мазут 0,83 0,78 0,72 0,67 0,68

Прочие виды топлива (отходы производства, дрова и т.д.) 3,23 3,06 2,88 3,30 3,51

а) Тепловые электростанции* 8,00 9,56 7,64 8,29 8,20

Уголь 6,48 8,21 6,40 7,03 6,9

Газ 0,003 0,005

Мазут 0,04 0,04 0,04 0,03 0,03

Прочие виды топлива (отходы производства, дрова и т.д.) 1,48 1,31 1,20 1,23 1,26

б) Котельные**** 1,73 1,53 1,56 2,12 2,14

Уголь 1,05 0,91 0,91 1,01 0,98

Газ 0,010 0,010 0,010 0,004 0,008

Мазут 0,27 0,24 0,25 0,24 0,22

Прочие виды топлива (отходы производства, дрова и т.д.) 0,40 0,37 0,39 0,87 0,93

в) Непосредственное потребление*** 2,32 2,28 1,98 1,76 2,03

Уголь 0,43 0,40 0,25 0,13 0,23

Газ 0,02 0,00 0,01 0,03 0,05

Мазут 0,52 0,50 0,43 0,40 0,43

Прочие виды топлива (отходы производства, дрова и т.д.) 1,35 1,38 1,29 1,20 1,32

Примечание: * данные форм статотчетности 6-ТП; ** расчеты авторов на основании данных форм статотчетности 6-ТП, 11-ТЭР; *** данные форм статотчетности 4-ТЭР (4-топливо); **** данные форм статотчетности 11-ТЭР. Данные представлены до 2011 г., формы статотчетности - за 2012 г. Данные, необходимые для формирования полного топливно-энергетического баланса, учитывающего всех потребителей топлива, на момент выполнения работы еще не были предоставлены.

За последние пять лет потребление топливноэнергетических ресурсов в области изменялось скачкообразно. Особенно заметный спад потребления наблюдался в 2009 году и составил в среднем 5,1% к уровню 2007 года, в частности, снижение уровня электропотребления составило 1,7%, теплопотребления -6,4%, потребления котельно-печного топлива - 7,2%.

В 2011 году уровень электро- и теплопотребления незначительно отличался от показателей 2007 года, в свою очередь, потребление котельно-печного топлива увеличилось на 2,5% за счет увеличения производства электроэнергии на электростанциях (ввиду низкого уровня воды на водохранилищах) и тепла на котельных области.

Некоторый спад потребления топливноэнергетических ресурсов, в среднем на 5,1% в 2009 году по сравнению с 2007 годом, объясняется непосредственным влиянием последствий экономического кризиса. Менее всего это повлияло по потребление электроэнергии, здесь снижение потребления составило лишь 1,7% в 2009 году по сравнению с показателями 2007 года.

В структуре топливопотребления преобладает уголь, расход которого в различные годы рассматриваемого периода составлял от 7,6 до 9,5 млн т у.т. (65-71% от всего объема расходуемого топлива), потребление мазута составило от 0,67 до 0,83 млн т у.т. (5-7%), газ практически не потреблялся, а потребление прочих видов топлива (отходы производства, дрова) за рассматриваемый период находилось на уровне 2,9-3,7 млн т у.т. (26-29%).

На ТЭЦ наибольшую долю потребляемого топлива составляет уголь (80-86%), остальную часть составляют, главным образом, прочие виды топлива (14-20%), которые потребляются в основном на электростанциях лесоперерабатывающих предприятий. Котельные потребляют в большей мере уголь (4560%), однако, как видно из табл. 1, в последние годы прослеживается тенденция увеличения потребления

прочих видов топлива (до 43%). В непосредственном потреблении топлива преобладают дрова и отходы производства, а также мазут.

В настоящее время одной из приоритетных задач активной экономической деятельности, включая развитие топливно-энергетического комплекса, является снижение потребления энергоресурсов за счет реализации энергосберегающих мероприятий, обозначенных в Программе «Энергосбережение и повышение энергоэффективности на территории Иркутской области на 2015 год с перспективой до 2020 года», утвержденной в 2010 году. В связи с этим в перспективном прогнозе потребления тепловой энергии учитывался энергосберегающий эффект при реализации мероприятий по энергосбережению как для существующих, так и для новых объектов теплопотребления. Реализация даже части потенциала энергосбережения позволит сократить объем необходимых вводов новых тепловых мощностей, а также снизить финансовую нагрузку на бюджет области и население.

Прогноз потребления тепловой энергии в Иркутской области осуществлялся в соответствии с перспективой развития экономики и социальной сферы Иркутской области, а также на основе данных региональных программ развития энергетики и данных энергетических компаний [3, 4, 5]. Потребление тепловой энергии на отопление и горячее водоснабжение определялось на основе долговременного прогноза численности населения области и предполагаемого развития жилищного фонда с учетом удельных норм расхода тепла на отопление зданий и горячее водоснабжение. На фоне незначительного роста населения потребление тепловой энергии в этом секторе будет увеличиваться в основном за счет строительства нового жилья и увеличения обеспеченности жилой площадью с 21,4 м2/чел. в 2010 году до 22-24 м2/чел. в 2018 году и повышения уровня благоустройства.

Ш

О

О

о

ф

^ I

ф

X ф ц ю ф н ^

О ф

т х

о

ф

Годы

Котельно-печное топливо

Электроэнергия

Тепловая энергия

Рис. 3. Динамика потребления топливно-энергетических ресурсов в Иркутской области в период 2007-2011 гг.

Базовый сценарий

Оптимистический сценарий

л

ГО

р

е

н

э

о

в

о

л

е

л

ю

е

р

т

о

т

50

40

30

20

10

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Год

Прочие потребители

Промышленность

Коммунально-бытовые нужды

Население

л

а

н

л

р

е

о

в

о

л

е

л

б

е

р

т

о

П

50

40

30

20

10

2012201320142015201620172018

Год

Прочие потребители

Промышленность

Коммунально-бытовые нужды

Население

Рис. 4. Структура прогнозного уровня теплопотребления в Иркутской области в период с 2012 по 2018 год для базового и оптимистического сценариев

Рост теплопотребления в промышленном секторе к 2018 году составит 17% в базовом и 19,5% в оптимистическом сценариях. Прирост потребления тепловой энергии предполагается в ключевых отраслях промышленности с высокой теплоемкостью производства: нефтехимический сектор, переработка леса и др. Прогноз потребности в тепловой энергии в промышленности осуществлялся отдельно для сложившейся на современном уровне производственной деятельности и для вновь создаваемых производств. Развитие большей части промышленных отраслей области предполагается путем реализации крупных инвестиционных проектов, из которых наиболее теплоемкими являются проекты строительства новых и расширения существующих деревообрабатывающих предприятий. Кроме достаточно крупных производств в прогнозе теплопотребления учитывались менее теплоемкие и

меньшие по объемам производимой продукции промышленные объекты: строительство и ввод в эксплуатацию лесопильного завода в п. Магистральный, организация производства обрезных сухих пиломатериалов в г. Братске, производство цемента на ОАО «Ан-гарскцемент» в г. Ангарске, предприятия золотодобычи и другие объекты, суммарное годовое теплопо-требление которых к 2018 году составит около 700 тыс.Гкал.

Прогноз отпуска тепловой энергии основан на прогнозных данных ОАО «Иркутскэнерго» до 2018 года, данных ведомственных источников по отпуску тепловой энергии и вводу нового оборудования. Фактические показатели за 2012 год приняты по формам отчетности предприятий 6-ТП и 11-ТЭР. Прогноз структуры производства тепловой энергии в Иркутской области представлен на рис. 5.

0

0

Базовый сценарий

Оптимистический сценарий

о

вл

° 5

с £

Р *

то лм вм

I—

си

ди

ог

вр

зе

ин

оэ

р

П

2012201320142015201620172018 Год

л

а

о в о

! ?

° § вм

I—

си ди § ^ $ Ф

ин

оэ

р

П

Год

ТЭЦ ПКотельные Электрокотельные ПТУУ и прочие ОТЭЦ ПКотельные  Электрокотельные ПТУУ и прочие

Рис. 5. Прогноз структуры производства тепловой энергии в Иркутской области в период до 2018 года для

базового и оптимистического сценариев

Увеличение отпуска тепловой энергии на конец рассматриваемого периода по сравнению с 2012 годом может составить 8,4-14,6%. Рост отпуска тепловой энергии источниками ОАО «Иркутскэнерго» может достичь 7%. При реализации обоих сценариев в области не возникает дефицита тепловой энергии. Это связано как с запланированным вводом мощностей, так и с проведением энергосберегающих мероприятий.

В базовом сценарии развития планируется увеличение отпуска тепловой энергии по области на 8,4%, источниками ОАО «Иркутскэнерго» - на 4%, ведомственными ТЭЦ - на 15,7%, всего по генерирующим компаниям рост составит 7%. Прирост производства тепловой энергии ведомственными ТЭЦ приходится на ТЭЦ ГК «Илим» в г. Братске в результате ввода нового котла СРК-3000 (вывод котла на полную мощность запланирован на 2 квартал 2013 г.).

В оптимистическом сценарии развития планируется рост отпуска тепловой энергии по области на 14,6%, источниками ОАО «Иркутскэнерго» - на 7%, ведомственными ТЭЦ - на 47%, всего по генерирующим компаниям рост составит 16,7%. С 2013 года планируется снижение выработки тепловой энергии на ТЭЦ-10, связанное со строительством тепломагистра-ли ТЭЦ-10-Иркутск для теплоснабжения г. Иркутска. Ввод тепломагистрали планируется на 2016 год, в 2017 году производство тепловой энергии на станции возрастет до 1 млн Гкал, что в 2 раза больше, чем в 2012 году. Нагрузки, отключенные от ТЭЦ-10 в период 2013-2015 годов, будут покрывать ТЭЦ-9 и другие теплоисточники г. Ангарска. На ТЭЦ ГК «Илим» в г. Усть-Илимске планируется ввод оборудования и значительное увеличение выработки тепловой энергии.

Рост потребления электроэнергии к 2018 году по сравнению с 2012 годом составит в базовом сценарии 16%, в оптимистическом - почти 30%. По данным Системного оператора основной рост потребления электроэнергии планируется за счет ввода в эксплуатацию Тайшетского алюминиевого завода (ТАЗ) и Братского карборудного завода. Выработка электроэнергии в базовом сценарии снижается на 1,7%, в оптимистическом сценарии наблюдается рост на 4,2%. При этом в двух рассматриваемых сценариях возникает дефицит электроэнергии.

В базовом сценарии ввод газовых станций прогнозируется после 2018 года. Согласно прогнозам ОАО «Иркутскэнерго» выработку электроэнергии на существующих угольных ТЭС планируется сократить на 39% к 2014 году (относительно 2012 года), однако за счет постепенного увеличения выработки в последующие годы этот разрыв сократится к 2018 году до 17,5%. Тем не менее, при вводе в эксплуатацию ТАЗа и Братского карборудного завода в Иркутской области примерно с 2016 года ожидается дефицит электроэнергии, связанный со снижением выработки электроэнергии на угольных станциях области (рис. 6). Величина дефицита достигает 2,8 млрд кВтч или 4%.

При реализации оптимистического сценария потребления электроэнергии, принятого согласно предыдущей Программе развития электроэнергетики Иркутской области [5], предполагается значительный его прирост, достигающий к 2018 году 16,3 млрд кВтч (30%). Основной прирост производства электроэнергии в оптимистическом сценарии ожидается в результате ввода новой ГТЭС в г.Усть-Куте (за период 2015-2018 гг. должно быть введено 2 блока по 400 МВт). С учетом прогнозируемого снижения выработки электроэнергии на угольных ТЭС (прогнозы ОАО «Иркутскэнерго») суммарная выработка электроэнергии по области в 2018 году составит 64,7 млрд кВтч, что всего на 4,2% превышает уровень 2012 года. При этом, начиная с 2014 года, возникает значительный дефицит электроэнергии, который к 2018 году достигнет 6,3 млн кВтч или 9,8%.

Покрытие дефицита электроэнергии, возникающего в обоих сценариях прогнозного электробаланса области, планируется осуществить за счет электроэнергии, выработанной на Богучанской ГЭС, а также за счет увеличения выработки электроэнергии на электростанциях путем модернизации оборудования, развития Ново-Иркутской ТЭЦ, строительства новых энергоисточников.

На основе балансов электрической и тепловой энергии определена потребность электростанций и котельных генерирующих компаний Иркутской области в топливе. На рис. 7 представлены прогнозы потребления топлива электростанциями и котельными генерирующих компаний и по области в целом.

Рис. 6. Прогноз выработки и потребления электроэнергии в Иркутской области до 2018 года для базового и оптимистического сценариев

Годы

генерирующим компаниям

-О-По области

-О По области

Рис. 7. Прогноз потребления топлива в Иркутской области на период до 2018 года

Суммарный расход топлива на энергетическое потребление (электростанциями и котельными генерирующих компаний) к 2018 г. увеличится по сравнению с 2012 г. на 0,7% в базовом и на 15,3% в оптимистическом сценариях и составит 9,7 и 11,1 млн т у.т. соответственно (рис. 7). Потребление угля снизится на 2,8—1,7% - до 8-8,1 млн т у.т. (в связи с уменьшением выработки электроэнергии на угольных станциях Иркутской области), потребление прочих видов топлива (в основном отходов лесопереработки) увеличится на 19-53% - до 1,6-2,0 млн т у.т. Рост потребления прочих видов топлива связан в основном с увеличением мощностей ТЭЦ ГК «Илим» в г. Братске за счет введения в 2012 году в эксплуатацию содорегенерационного котла СРК-3000 паропроизводительностью 460 т/ч, позволяющего ежедневно сжигать до 3000 т биотоплива, образующегося в процессе производства целлюлозы.

Рассматриваемые направления развития энергосистемы области носят вариантный характер, прежде всего это связано с неопределенностью вовлечения в топливный баланс природнго газа. В соответствии со скорректированной Генеральной схемой газификации и газоснабжения Иркутской области на ее территории предусматривается формирование четырех центров газодобычи: Южного, Братского, Усть-Кутско-

Киренского и Северного. На их базе наряду с мощным развитием газохимии возможно развитие газовой энергетики. Наличие природного газа на территории Усть-Кутского и Киренского районов Иркутской области делает возможным реализацию крупного энергетического проекта, снижающего риск развития энергодефицитной ситуации в Иркутской области. Этот проект направлен на строительство Ленской газовой теплоэлектростанции (ГТЭС) в районе города Усть-Кута Иркутской области.

Предполагаемыми объектами, на которые будет поставляться электроэнергия, генерируемая Ленской ГТЭС, являются Удоканское месторождение меди с нагрузкой 450 МВт, Чинейское железорудное месторождение (нагрузка 150-200 МВт), Холоднинский ГОК (нагрузка 30 МВт), нефтепровод "Восточная Сибирь-Тихий океан" (его потребность в мощности после рас-

ширения второй очереди составит 80 МВт) и БайкалоАмурская магистраль.

На территории Усть-Кута в случае подачи газа в город возможна реализация четырех вариантов развития систем централизованного теплоснабжения города:

- установка блочных модульных котельных в центральной части города и автономных газовых источников в районах неблагоустроенного сектора;

- использование блочных модульных котельных с дополнительным размещением мини-ТЭЦ;

- строительство ТЭС на площадке в районе Пани-

хи;

- строительство газовой ТЭС на площадке в районе ручья Утопленник.

Последний вариант поддерживается Администрацией города и рекомендуется в качестве основного. Планируется, что газовая ТЭС будет снабжать тепловой энергией центральную и восточную части города, это позволит закрыть 12 неэффективных котельных, большая часть из которых - мазутные.

Основной целью создания мини-ТЭЦ на газе в Братске является замещение электрокотельных по тепловой энергии с соответствующим снижением затрат на производство тепла, его текущая себестоимость в электрокотельных выше тарифа в 2,5 раза.

Кроме этого, существует проект перевода оборудования действующей ТЭЦ-6 ОАО «Иркутскэнерго» на потребление газа, который предполагает модернизацию котлов ТЭЦ и строительство внутристанционной инфраструктуры для частичного перевода на сжигание газа с целью замещения Бородинского и Жеронского угля. Это позволит сократить инвестиции в развитие и поддержание угольных разрезов и осуществить перенос сроков дорогостоящего расширения золоотвала ТЭЦ-6.

В существующей неопределенной ситуации с газификацией Иркутска развитие системы теплоснабжения города определяется строительством тепломаги-страли от ТЭЦ-10, расположенной в Ангарске, до насосной станции (ПНС) в районе котельной Северного промузла (КСПУ) для покрытия возрастающей нагрузки потребителей и повышения надежности теп-

лоснабжения. Данный проект не представляется целесообразным, так как является достаточно дорогим, а предполагаемый рост электропотребления наиболее эффективно может быть обеспечен от ТЭЦ-10. Электростанция максимально подготовлена к несению электрической нагрузки и имеет хорошие техникоэкономические показатели. Перевод ее в теплофикационный режим лишает станцию данных преимуществ. При реализации проекта газификации города планируется строительство газовой ТЭС в правобережном районе. Это позволит закрыть неэкономичные котельные в центре города, улучшив тем самым экологические и экономические показатели теплоснабжения, а также повысив надежность системы теплоснабжения всего города. Но в связи с нерешенным вопросом о сроках и целесообразности газификации города этот вариант развития теплоснабжения не утвержден, и сроки его реализации выходят за временные рамки данной работы (начало 2020 года). В планах ОАО «Иркутскэнерго» на 2014 год в связи с возрастающими тепловыми и электрическими нагрузками рассматривается расширение Ново-Иркутской ТЭЦ путем установки турбины Р-50-130/13 (50 МВт и 98,2 Гкал/ч), демонтированной на Усть-Илимской ТЭЦ. В период до 2017 года планируется дальнейшее расширение Но-во-Зиминской ТЭЦ турбоагрегатом К-160-130 и котлоагрегатом БКЗ-420.

Предполагается, что реализация мероприятий долгосрочной целевой программы «Газификация Иркутской области на 2011-2015 годы» позволит создать условия для газификации основных промышленноадминистративных центров Иркутской области (городов Иркутск, Ангарск, Усолье-Сибирское, Черемхово), оптимизации структуры топливно-энергетического баланса с увеличением доли газа в региональном балансе котельно-печного топлива.

В связи с предполагаемой газификацией Иркутской области были рассмотрены различные предложения по переводу на парогазовый цикл действующих электростанций с целью увеличения их мощности и производства электроэнергии и тепла на них с высокой эффективностью топливоиспользования. План газификации Иркутской области предусматривает поставку природного газа в крупные города Иркутской области (газопровод Чеканчкое ГКМ - Саянск - Ангарск - Иркутск). В связи с этим появляется возможность его использования для когенерационной выработки электрической и тепловой энергии. Одним из путей развития газовой теплоэнергетики является внедрение парогазового цикла на действующих ТЭЦ путем проведения комплексной модернизации, которая заключается в переводе котлов на сжигание природного газа и надстройке энергоблоков газотурбинными установками. Объединение ГТУ с действующими ПТУ предполагает значительную реконструкцию котлоагрегатов для сжигания газа и утилизации выхлопных газов ГТУ.

Основные показатели укрупненной техникоэкономической оценки действующей ТЭЦ и созданной на ее базе методом ГТУ-надстройки ПГУ-ТЭЦ представлены в табл. 2. Оценка основана на фактических

показателях работы Ново-Иркутской ТЭЦ [5] в 2010 г. При переводе на парогазовый цикл станция оснащается семью газовыми турбинами номинальной мощностью 110 МВт (ГТЭ-110). Суммарный прирост электрической мощности составляет 770 МВт.

Капиталовложения на переоснащение котлов для сжигания природного газа составляют около 1,7 млн руб. на 1 Гкал/ч тепловой мощности [6]. Капиталовложения в надстройку ГТУ по различным оценкам составляют от 650 до 750 тыс.дол./МВт. Цены на природный газ приняты согласно существующим оценкам и заданы в диапазоне 2100-3100 руб./т у.т.

Энергетический эффект от внедрения парогазовой технологии проявляется в снижении удельных расходов топлива на выработку энергии (табл. 2), при этом абсолютная величина расхода топлива увеличивается на 26%. Затраты на топливо составляют более 90% ежегодных издержек станции, поэтому цена газа для ПГУ-ТЭЦ является определяющей составляющей в себестоимости электрической и тепловой энергии. Так, в диапазоне цен от 2100 до 2500 руб./т у.т. себестоимость производства электроэнергии на ПГУ-ТЭЦ оказывается ниже, чем на действующей ТЭЦ, работающей на угле, при этом себестоимость тепловой энергии выше существующего уровня. При цене газа в диапазоне 2500-3100 руб./т у.т. себестоимость производства электроэнергии возрастает до 0,55-0,68 руб./кВтч.

Экономическая эффективность проекта переоборудования действующей угольной ТЭЦ в ПГУ-ТЭЦ оценивалась по сроку окупаемости проекта. При переходе к ПГУ-ТЭЦ значительно увеличивается электрическая мощность и в 2 раза может быть увеличен отпуск электроэнергии. Прибыль от продажи этой электроэнергии снижается из-за увеличения затрат на топливо и определяется как ценой на газ, так и устанавливаемым тарифом на электроэнергию.

На рис. 8 показаны сроки окупаемости проекта перевода на парогазовый цикл угольных ТЭЦ в зависимости от тарифа на электроэнергию для различных цен на газ. При уровне тарифа 2012 года (0,68 руб./кВтч) даже при минимальной из заданного диапазона цене на газ (2100 руб./т у.т.) срок окупаемости проекта составляет более 30 лет, приемлемый срок окупаемости достигается только при тарифе 1,18 руб./кВтч и более. Соответственно при более высоких ценах на газ потребуется устанавливать еще более высокий тариф для обеспечения приемлемого срока окупаемости проекта.

На рис. 9 показаны зоны эффективности для существующих угольных ТЭЦ и создаваемых на их базе ПГУ-ТЭЦ. Диаграмма позволяет определить целесообразный вариант развития ТЭЦ в зависимости от двух внешних параметров - цены на газ и тарифа на электроэнергию. Так, например, при тарифе 1,43 руб./кВтч и цене на газ 2500 руб./т у.т. (точка А) варианты существующей угольной ТЭЦ и ее модернизации в ПГУ-ТЭЦ равноэкономичны. При меньших тарифах на электроэнергию перевод действующих угольных ТЭЦ на газ представляется неэффективным.

Таблица 2

Укрупненная технико-экономическая оценка перевода угольной ТЭЦ на парогазовый цикл _________________(на примере показателей работы Ново-Иркутской ТЭЦ)__________________________

Показатель Единица измерения Действу- ющая ПТУ-ТЭЦ ПГУ-ТЭЦ после модернизации действующей ПТУ-ТЭЦ

Капиталовложения в перевод ТЭЦ на парогазовый цикл, в т.ч.: млн руб. - 19315

перевод котлов на сжигание природного газа млн руб. - 3145

надстройка ГТУ млн руб. - 16170

Мощность ГТУ МВт - 110

Количество ГТУ - - 7

Электрическая мощность ТЭЦ МВт 655 1425

Тепловая мощность ТЭЦ Гкал/ч 1850 1850

Отпуск электроэнергии тыс. МВтч/год 2384 5186

Отпуск тепла тыс. Гкал/год 5092 5092

Вид топлива - Уголь Природный газ

Расход топлива на ТЭЦ тыс. т у.т./год 1326 1671

Удельный расход топлива на отпущенную электроэнергию г у.т./кВтч 286,6 202,0

Удельный расход топлива на отпущенное тепло кг у.т./Гкал 126,3 122,5

Стоимость топлива руб./т у.т. 1602 2100 2300 2500 2700 2900 3100

Себестоимость электроэнергии руб./кВтч 0,56 0,47 0,51 0,55 0,59 0,63 0,67

Себестоимость тепловой энергии руб./Гкал 228 283 307 332 356 381 405

30

25

20

о

Й 15

а

О

10

о

\ 2100 руб./т руб./т руб./т руб./т руб./т руб./т у.т.

\ \ 2300 2500 у.т. у.т.

\ ч —2900 —3100 у.т.

у.т.

~~ -

ООООООО'——* ’—' ’—''—' '—''—' '—I'—I'—I'—' •—I'—' '—* •—' »—* •—< ’—* •—* ’— ^

Тариф на электрическую энергию, руб./кВтч Рис. 8. Срок окупаемости проекта по переводу угольных ТЭЦ на парогазовый цикл в зависимости

от тарифа на электроэнергию и цен на газ

3100

н

2900

ю

а 2700

ез

я

п

Щ

V

Я"

2500

2300

2100

Зона эффективности

существующих ТЭЦ на угле

і Зона эффективности

• на парогазовый цикл

1,18 1,23 1,28 1,33 1,38 1,43 1,48 1,53 1,58 1,63 1,68 1,73 1,78 Тариф на электроэнергию, руб./кВтч Рис. 9. Зоны эффективности проектов перевода существующих ТЭЦ на парогазовый цикл

Заключение

1. Прогноз потребления электрической и тепловой энергии в Иркутской области осуществлялся в соответствии с перспективным развитием экономики и социальной сферы Иркутской области, а также на основе данных региональных программ развития энергетики и данных энергетических компаний. Рост потребления тепловой энергии за рассматриваемый период 2013-2018 гг. составит 9,9-17,3%. При этом увеличение теплопотребления в промышленном секторе в 2018 году достигнет 17-19,5% по сравнению с 2012 годом. Увеличение отпуска тепловой энергии на конец рассматриваемого периода по сравнению с 2012 годом может составить 8,4% при реализации базового сценария развития и 14,6% при оптимистическом сценарии. Прирост отпуска тепловой энергии на источниках ОАО «Иркутскэнерго» составит около 7%. При этом дефицита тепловой энергии не возникает за счет запланированного ввода мощностей, а также проведения энергосберегающих мероприятий.

Рост потребления электроэнергии к концу рассматриваемого периода составит в базовом сценарии 16%, в оптимистическом - почти 30%. Основной рост

Библиограф

1. «Основные направления развития электроэнергетики Иркутской области на период 2014-2018 годы. Пояснительная записка» Схемы и программы развития электроэнергетики Иркутской области на период 2014-2018 годы / Отчет: ЗАО «Электросетьпроект». Иркутск, 2013. 132 с.

2. Формы Государственной статистической отчетности -11-ТЭР, 6-ТП.

3. «Схема и программа развития электроэнергетики Иркутской области на период 2013-2017 годы»/ Отчет: Премь-

потребления электроэнергии планируется за счет ввода в эксплуатацию Тайшетского алюминиевого завода и Братского карборудного завода. Выработка электроэнергии в базовом сценарии снижается на 1,7%, в оптимистическом сценарии наблюдается рост на 4,2%. При этом в обоих сценариях возникает дефицит электроэнергии.

2. Покрытие дефицита, возникающего в двух рассматриваемых сценариях прогнозного электробаланса области, планируется осуществить за счет электроэнергии, вырабатываемой на Богучанской ГЭС, а также за счет увеличения выработки электроэнергии на электростанциях путем модернизации обо-родудования, развития Ново-Иркутской ТЭЦ, строительства новых энергоисточников.

3. Ввод новых источников электрической и тепловой энергии, таких как Ленская ГТЭС, может быть осуществлен при значительном росте нагрузки на промышленных объектах области или возможном увеличении востребованности электроэнергии за пределами области, включая её экспорт в другие страны (Китай).

ский список

ер-Энерго. Иркутск, 2012. 135 с.

4. Долгосрочная целевая программа «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности на территории Иркутской области на 2011-2015 годы». URL: www.gisee.ru

5. Годовой отчет ОАО «Иркутскэнерго» за 2011 год. URL: www.irkutskenergo.ru

6. Годовой отчет ОАО «Сахалинэнерго» за 2011 год (Приложение 4. Пресс-релизы с описанием последних корпоративных событий). URL: www.sahen.elektra.ru