В. Маркин, ООО “Газэнергосеть–Санкт-Петербург”

Рост цен на энергоносители и развитие конкуренции на рынке товаров и услуг заставили многих руководителей и собственников промышленных предприятий обратить внимание на проблему снижения затрат на энергоносители, повышения надёжности и качества энергоснабжения. Немалые возможности энергосбережения для промышленных предприятий, имеющих собственные энергетические установки, заключены в использовании резервного топлива. К сожалению, этот резерв до сих пор оставался вне зоны серьезного внимания компаний, внедряющих энергоэффективные проекты.

Проблема включает в себя несколько основных вопросов:

– Зачем нужно резервное топливо?

– Как принято решать проблему резервного топлива в настоящее время?

– Каким должно быть эффективное резервное топливо?

– Каковы пути и сколько стоит решение проблемы?

В данной статье рассматриваются варианты решения проблемы резервного топлива для промышленных предприятий Северо-Западного региона, имеющих в качестве основного топлива природный газ. За рамками рассмотрения остаются крупные теплоэлектростанции централизованного теплоэнергоснабжения и газопотребляющие установки у населения.

Зачем нужно резервное топливо?

В Северо-Западном регионе на долю природного газа приходится более 80% сжигаемого топлива. Это единственный вид топлива, поставляемого централизованно по единой системе трубопроводов. В свободной рыночной продаже газа нет, но он постоянно и привычно присутствует в “трубе”. Сложился чёткий стереотип – газ в трубе всегда есть, и так будет долго.

Потребители газа нечасто сталкиваются с ситуацией, когда давление газа в распределительных сетях падает или газ отключают вообще. Если случается ЧП на крупном газопроводе, то его устранение по негласным нормативам “Газпрома” занимает не более трёх дней, а для “Лентрансгаза” – фактически меньше двух дней. Однако известно, что износ и магистральных газопроводов, и распределительных сетей крайне высок, а нагрузки по транспорту газа постоянно возрастают. О высокой вероятности возможных аварий на газовых сетях сегодня говорят уже публично. К сожалению, происходит это обычно в связи с очередным скандалом из-за аварии.

Показательна в этом плане авария на газопроводе “Урал–Бухара” в конце сентября 2002 г., когда без газа остался третий по величине город Свердловской области Каменск-Уральский. Тогда-то и прозвучало заявление генерального директора “Уралтрансгаза” Д. Гайдта: “Кроме населения, все потребители должны иметь резервное топливо”. Для многих регионов России, увы, типична картина, когда крупные города, такие как Каменск-Уральский, не имеют резервной ветки, а тысячи километров магистральных труб находятся в аварийном состоянии.

Исходя из опыта ООО “Газэнергосеть–Санкт-Петербург”, можно сказать, что заказчики бывают крайне удивлены, получая простейшие обоснования эффективности вложений в резервирование топлива. Наиболее наглядно эти обоснования демонстрируются путём расчёта убытков и упущенной выгоды в случае отключения газа. На крупных пищевых предприятиях, где потребление пара на технологию составляет 7–10 т/ч, подобные издержки могут составить до 40–50 тыс. долл./день только вследствие простоя, не считая испорченного сырья в производственном цикле. Расчёты, выполненные для металлургических предприятий, показывают цифры убытков в несколько раз выше даже в том случае, если удастся избежать “козла” в печах; худший вариант имеет гораздо более драматические последствия, измеряемые другими порядками цифр.

Анализ показывает, что стартовые затраты на создание системы резервирования топлива не превышают убытки трёх–пяти дней простоя без газа.

Но, убедив заказчика в необходимости задуматься над проблемой эффективно работающего резервного топлива, ему надо предложить не только мазут (с сжиганием в отечественных газомазутных горелках), а топливо сегодняшнего уровня, по потребительским свойствам близкое к природному газу.

Как принято решать проблему резервного топлива в настоящее время?

В силу сложившихся стереотипов решение вопросов резервного и аварийного топлива, если таковые и возникают при составлении технического задания на проектирование, чаще всего ложится на плечи проектировщиков. Заказчик обычно не вникает в проработку подобных решений, считая это второстепенным, малозначимым; обычно его пожелания к проектной организации сводятся к минимизации затрат по этой статье. Проектировщики добросовестно исполняют волю заказчика и закладывают в проект самые дешёвые с точки зрения стартовых затрат варианты резервного топлива – мазут или дизельное топливо – и соответствующего топливного хозяйства. Эти решения уже много десятков лет являются шаблонами, прямо рекомендуемыми в устаревших СНиП.

Когда наступает время эксплуатации энергетического объекта и выясняется, что текущие затраты, например на разогрев мазута, составляют от 7–10% (теоретически) до 20% (фактически) от общей выработанной тепловой энергии, то бывает уже поздно и накладно заниматься перепроектированием системы резервного топлива. Дизельное топливо, используемое при необходимости в качестве резервного, достаточно дорого, да и цена его скачет вслед за моторными видами топлив.

Подобные факты становятся очевидными для заказчика после первого опыта эксплуатации, а для проектировщиков эти факты удобнее не видеть – не осложнять себе жизнь. Кроме названного, есть ещё ряд минусов подобных решений, например, разная эффективность двухтопливных горелок при переходе с одного вида топлива на другой (с газа на тяжёлые нефтепродукты), низкий уровень автоматизации процесса, особенно для отечественного оборудования.

Каким должно быть эффективное резервное топливо?

Сегодня на основе имеющегося опыта работы энергетических объектов с автономным газоснабжением с использованием газа как в качестве основного, так и в качестве резервного топлива, можно говорить о насущной необходимости ломать стереотипы в решении обсуждаемой проблемы. И с точки зрения экономики и, конечно, по потребительским свойствам газообразное резервное топливо имеет много преимуществ:

– потребительские свойства;

– экономическая эффективность;

– экологическая чистота.

Потребительские свойства. Прежде всего, именно с газом в качестве резервного топлива связана полная автоматизация работы энергоустановок. Ряд технологических процессов не терпит иного вида топлива. Например, к таким процессам относится газовая сушка в скоростных печатных машинах для глянцевой печати. Также чувствительны к виду топлива процессы плавки цветных металлов на металлургических заводах, перерабатывающих лом цветного металла. И в этом случае при переводе на резервное топливо должны быть обеспечены полная автоматизация, близкий химический состав топлива и полная сочетаемость всей цепочки основного и резервного топливоснабжения технологического процесса. В газовую горелку жидкое топливо подать нельзя, а двухтопливные горелки на всех этапах передела металла – печи, фурмы, конвертор, желоба, стенды осушки, котёл-утилизатор и т.д. – ставить нерационально.

Ещё один характерный пример резервирования топлива – газотурбинная электростанция (ГТЭС). В качестве основного топлива здесь используется природный газ, и только сжиженный углеводородный газ (СУГ) или сжиженный природный газ (СПГ) в качестве резервного топлива могут обеспечить высокую надёжность и экономическую эффективность станции. В проекте строительства ГТЭС в Екатеринбурге с двумя газотурбинными агрегатами по 9 МВт по согласованию с корпорацией, финансирующей и реализующей данный проект, предусмотрено использование пропан-бутанового резервного топлива. Такое решение по резервному топливу, вероятно, станет типичным и для других регионов страны.

Уровень потребительского и технологического комфорта при использовании газообразных топлив – это сегодня один из важнейших аргументов при разговоре с заказчиком. Если на предприятии для отопления промышленных помещений с большими высотами применяются прогрессивные газовые инфракрасные отопительные системы или газовоздушные завесы прямого действия, то единственно правильный выбор резервного топлива – это сжиженные газы.

Потенциал рынка сжиженных газов достаточно велик. Прежде всего, речь может идти о СУГ, известном всем как пропан-бутан. Возможно применение и СПГ, но из-за низкой температуры хранения (–164°С) применение этого вида топлива в качестве резервного весьма ограничено. Выполнены предпроектные проработки по использованию его для покрытия пиковых и аварийных нагрузок в качестве демпфера-накопителя на установке для сжижения газа на ГРС (хранение газа и регазификация). Для данного типа предприятия характерны недельные циклы колебаний в потреблении газа с “переборами” в рабочие время и возможностью эффективно накапливать сжиженный газ в ночное время и выходные дни. Для повышения эффективности функционирования всей системы в целом предлагалось осуществить реализацию сжиженного метана для нужд газификации жилых домов в близлежащих населённых пунктах. Данная работа находится на рассмотрении у заказчика. Рынок СПГ в нашей стране ещё только формируется, и приведённый пример – редкий и ещё не очень типичный.

СУГ – сжиженный газ, состоящий из двух третей пропана и одной трети бутана, как и метан относящийся к парафиновым углеводородам – в отличие от СПГ транспортируется и длительно хранится при естественных температурах, поэтому хорошо подходит для резервирования. Этот газ знаком потребителям, но больше как бытовой газ для населения. Вместе с тем, рынок СУГ достаточно развит и динамичен. Он, в некоторой степени, ориентирован на цены рынка моторных топлив и нефтепродуктов и мало зависим от динамики цен на природный газ.

Для сжигания пропан-бутана не требуется замена горелки, достаточно простой регулировки в газовой линейке или отдельной газовой линейки на горелку. Это обусловлено тем, что калорийность паровой фазы данного газа в 2,8 раза выше, чем у метана, и если для сжигания 1 м3 метана требуется 9,5 м3 воздуха, то для сжигания 1 м3 пропан-бутановой смеси необходимо 25,9 м3 воздуха.

Экономическая эффективность. Как уже отмечалось, рынок цен на пропан-бутан достаточно стабилен и в большей степени страдает от фактического ограничения поставок на внутренний рынок, чем от роста цен. Для сравнения: за истекший год среднегодовая цена этого газа выросла не более чем на 10–12%, в то время как природный газ подорожал только за 2002 г. официально не менее чем на 40%, а косвенно, с учётом ограничения поставок обычного газа и предложения потребителям коммерческого газа, рост цены ещё более значителен. Для справедливости необходимо отметить, что региональные рынки привязаны к “своим” поставщикам. Например, нефтехимический комбинат в Киришах, основной поставщик пропан-бутана на Северо-Западе, встав на профилактику, заставил цены подпрыгнуть на 20–25%, но это явление временное, длительностью один–два месяца, к экономике резервного топлива прямого отношения не имеющее.

Текущую ситуацию стоимости 1 Гкал на различных видах топлива, рассматриваемого как резервное по отношению к природному газу, иллюстрирует таблица.

Из приведённой таблицы хорошо видны не только конкурентные возможности пропан-бутана по отношению к СПГ, мазуту или дизельному топливу, но и самый низкий рост цен за год на этот вид топлива.

Что же касается существенно более низкой цены на топочный мазут, то с учётом разницы в к.п.д. горелочных устройств и затрат “на себя” мазут практически находится в ценовом паритете с СУГ, существенно уступая последнему по потребительским свойствам.

Экологическая чистота. Экологическая чистота газообразного топлива по сравнению с тяжёлыми нефтяными топливами очевидна. Это прежде всего отсутствие загрязнения при транспортировке и разгрузке, а также существенно меньше выбросы вредных веществ при сжигании в качестве топлива в котельных. При сжигании СУГ процентное содержание СО в выбросах лишь на 10–15% выше, чем при сжигании самого чистого топлива – природного газа – и количество сероводорода минимально.

Каковы пути и сколько стоит решение проблемы?

Решение проблемы резервного топлива для промышленных предприятий не сводится только к работе с непосредственными заказчиками по горизонтали. Это лишь одно из направлений, оно самое простое, и ООО “Газэнергосеть–Санкт-Петербург” им уже занимается не один год. На наш взгляд, учитывая динамичные изменения на газовом рынке, в выборе основного и резервного топлива нельзя бросаться в волны голой коммерции. Многие из потенциальных заказчиков и понятия не имеют о современных энергоэффективных технологиях и альтернативных видах газообразного топлива. Проблема резервирования природного газа как основного вида топлива и, как следствие – проблема надёжности, бесперебойности теплоэнергоснабжения, энергоэффективного использования топлива не может быть только проблемой потребителя. Сегодня в Комитете экономики, промышленной политики и торговли Администрации Санкт-Петербурга активно обсуждается разработка концепции программы энергосбережения для промышленных предприятий. Очевидна в этой связи необходимость формирования и развития рынка основных и резервных топлив. Энергетика такого мегаполиса как Санкт-Петербург более чем на 90% использует в качестве топлива природный газ, на ТЭЦ и крупных энергообъектах вопрос с резервным топливом как-то решён, а для большинства промышленных предприятий, суммарно потребляющих не менее 35% природного газа, поставляемого в город, проблема резервного топлива не решена или решена неэффективно.

Сколько стоит региональное решение данной проблемы, зависит от состава мероприятий и участников. Сколько же стоит решение данного вопроса для конкретного предприятия, рассчитать несложно.

Например, для котельной в 1 МВт:

• максимальный часовой расход – 39 м3/ч;

• два резервуара по 8 м3 каждый – 16 м3;

• испарители и регуляторы на резервуарах;

• запас резервного топлива – 3,5 суток;

• суммарная стоимость – около 30 тыс. долл. (без учёта строительных и земляных работ при подземном варианте);

Статистика проектов показывает, что в среднем затраты на строительство резервного топливного хозяйства для предприятий, использующих тепловую энергию или непосредственно топливо на технологию, сопоставимы с убытками от трёх–пяти дней простоя. Срок службы резервного топливного хозяйства – не один десяток лет; за это время высока вероятность, что правильно принятое решение по резервированию топлива окупится не один раз.