Анализ рынка малой генерации

1. Определение понятия малая энергетика и предмета исследования

Общепринятого термина «малая энергетика» в настоящее время нет. В электроэнергетике наиболее часто к малым электростанциям принято относить электростанции мощностью до 50 МВт с агрегатами единичной мощностью до 25 МВт. Обычно такие электростанции разделяют на три подкласса:

микроэлектростанции мощностью до 100 кВт;

миниэлектростанции мощностью от 100 кВт до 1 МВт;

малые электростанции мощностью более 1 МВт.

Наряду с термином «малая энергетика» применяются понятия «локальная энергетика», «распределенная энергетика», «автономная энергетика» и «распределенная генерация энергии (РГЭ)». Последнее понятие определяют как производство энергии на уровне распределительной сети или на стороне потребителя, включенного в эту сеть. В дальнейшем будет использоваться термин «малая энергетика», как наиболее четкий и позволяющий рассматривать различные сферы применения.

Суммируя мнения экспертов малую энергетику можно определить так:

1) "малая энергетика" обычно включает в себя локальные, т. е. расположенные в непосредственной близости от потребителя, генерирующие установки. Главный признак принадлежности установок малой (автономной, распределенной) энергетике - независимость от районных энергокомпаний, являющихся монополистами на рынке

2) Единичная мощность установки на объекте малой энергетики не превышает 25 МВт, для котельных – 20 Гкал/час. При этом на одном объекте может быть установлено несколько установок и суммарная мощность может быть значительной.

3) Заказчиками строительства объектов малой энергетики выступают, как правило, предприятия разных отраслей экономики, бюджетные организации, различные административные образования (области, города).

4) Генерирующие компании (РАО ЕЭС, ТГК, ОГК, независимые генерирующие компании) также строят объекты малой энергетики, но их число не велико.

Например в Башкирэнерго с 2000 года введено 3 газотурбинных ТЭЦ, 5 станций на базе газопоршневых агрегатов, 8 мини и микро ГЭС, 1 ветряная установка. На нескольких станциях Пермского филиала ТГК-9 введены ГТУ небольшой мощности.
Предмет данного исследования: строительство объектов генерации мощностью 0,1-50 МВт на базе ГТУ, ГПА, ДГУ, а также котельных и газоперекачивающих установок.

Основные сокращения используемые в исследовании:
Объект МГ – объект малой генерации, энергоисточник малой мощности

ГТУ – газотурбинная установка

ГТ ТЭЦ – газотурбинная ТЭЦ

ГПА – газопоршневой агрегат

ДГУ – дизельгенераторная установка

К строительству объектов малой генерации относится возведение следующих объектов:

Объект	Примечание
Традиционные и широко применяемые технологии
Газотурбинная ТЭЦ	ТЭЦ на основе одной или нескольких газотурбинных установок. Выработка тепла и электроэнергии. Мощность единичного агрегата до 25 МВт.
Газопоршневая ТЭЦ	ТЭЦ на основе одного или нескольких двигателей газопоршневых. Выработка тепла и электроэнергии (дополнительно – холод). Мощность единичного агрегата до 16 МВт (э/э).
Дизельгенераторная установка	Это электрогенерирующие устройства (электростанции), работающие на дизельном топливе. Мощность до 10 МВт.
Перспективные для России технологии
Твердотопливная установка	Установка использует в качестве топлива газ получаемый путем газификации твёрдых видов топлива – древесины, торфа, угля. Получаемый газ сжигается в газопоршневой установке.
Мини и микро ГЭС	Мини ГЭС до 5 МВт, микро до 100 кВт. Строительство таких ГЭС не требует возведение плотины и поэтому достаточно дешево.
Установка на Биогазе	Топливо – биогаз, получаемый путем манипуляций с биомассой. Биомасса - это все вещества растительного и животного происхождения. Коэффициент использования биогаза при выработке тепловой энергии 85%, при комбинированной выработке тепловой и электрической энергии 80-84%. Для России экзотичная технология.
Технологии с ограниченным рынком сбыта
Топливные элементы	Принцип действия топливного элемента – это возобновляемый электролиз, сопровождаемый выделением теплоты. Полученное тепло используется для отопления и горячего водоснабжения. Каждый топливный элемент представляет собой анод и катод, разделенные электролитом, выполненным в форме тонкой пластиковой мембраны. Не распространенная и крайне дорогая на сегодня технология. До 250 кВт (э/э).
Солнечная энергетика	Хорошо известная, но сравнительно дорогая технология
Ветряная энергетика	Широко распространенная зарубежом технология (74 ГВт по всему миру). Для России технология пока экономически не оправдана, но реализуется несколько крупных проектов. До 6 МВт мощность одного агрегата.

2. Рынок строительства объектов малой энергетики

2.1. Тенденции и перспективы строительства объектов малой генерации в России и мире

Промышленные предприятия во всем мире традиционно строились в комплексе с энергоисточниками. Тепло (пар) зачастую является элементами технологического цикла, а сжатый воздух, попутный газ, опилки и обрезки древесины - отходами производства. Все это - потенциальные источники дешевой энергии. В 70-х годах в США компании бумажной, химической, нефтяной и металлургической отраслей не только производили дешевую энергию для себя, но продавали ее излишки. В стране даже были приняты меры по ограничению их как энергопроизводителей. Спустя некоторое время ограничения были сняты и за короткое время собственные генерирующие мощности предприятий выросли с 10 ГВт до 44 ГВт. В 1995 году они составляли 6% от всей установленной мощности и 9% от количества произведенной электроэнергии в США. Половина электроэнергии шла на собственные нужды заводов и комбинатов, остальное продавалось на рынке.

Российские промышленники сегодня идут по американскому пути. С началом экономического кризиса 90-х годов некоторые из них сохранили свои генерирующие мощности (в основном ТЭЦ), некоторые потеряли. В целом, на сегодняшний день эффективные источники энергии, связанные с производственным циклом, используются мало - сказывается общее технологическое отставание от мирового уровня.
Дефицит в энергетике сегодня называют главным сдерживающим фактором дальнейшего экономического роста страны. Намеченные правительством структурные изменения баланса с приоритетами в угольную и атомную энергетику – вопрос не завтрашнего дня и даже не ближайшего будущего.
До 70% территории России находится в зонах децентрализованного электроснабжения. Доставить туда электроэнергию — задача, посильная только малой энергетике.
ВВП России растет из года в год. Но для того, чтобы он рос, должны появляться новые производственные мощности, что без увеличения потребления электроэнергии невозможно, между тем дефицит электроэнергии по России постоянно нарастает. Более того, доля затрат на энергетику составляет значимую часть себестоимости продукции и услуг, производимой отечественными предприятиями, и дальнейший неоптимальный рост цен на энергоносители может привести к неконкурентоспособности наших производителей. А применение собственных когенерационных установок позволит снизить затраты на энергоснабжение. При реализации проектов малой энергетики можно использовать альтернативные виды местных топливных балансов – торфа, угля, сланцев, газа, даже ветра. Кроме того, в отличие от большой энергетики, которая наращивает свои мощности очень тяжело и требует значительных инвестиций, малая энергетика способна за считанные месяцы нарастить мощности для непосредственных потребителей, тем самым закрыв часть проблем и позволив большой энергетике перенаправить освободившиеся мощности в другую сферу.

Малая электроэнергетика России сегодня – это примерно 49000 электростанций (98,6% от их общего числа) общей мощностью 17 ГВт (8% от всей установленной мощности электростанций России), работающих как в энергосистемах, так и автономно. Общая годовая выработка электроэнергии на этих электростанциях достигает 5% от выработки всех электростанций страны. Если учесть приведенные данные, то средняя мощность малых электростанций составляет примерно 340 кВт.
Перспективы рынка строительства объектов генерации в России определяются несколькими исходными условиями:

1) Безусловно, что будущее российской энергетики за большой генерацией, однако в условиях уже наступившего энергодефицита только малая генерация может быстро решить проблему энергоснабжения предприятий и населения.

2) В целом ряде случаев применение малых обособленных генерирующих мощностей (часто мобильных) экономически в разы более оправдано, чем организация энергоснабжения от крупных источников.

3) Даже при резком улучшении ситуации с финансированием строительства объектов большой генерации, генерация малая найдет свою рыночную нишу и эта ниша достаточно значительна.

Несколько выдержек из комментариев экспертов:
1. В РАО «ЕЭС России» инициативу развития малой энергетики поддерживают. «Это выгоднее, чем тащить магистральные линии электропередачи, учитывая просторы нашей страны», — мнение замглавы пресс-службы энергохолдинга Татьяна Миляева. Тем более что строительство одного километра магистральной линии обходится в $1 млн. Однако Миляева уточнила, что энергохолдинг малой энергетикой практически не занимается, если не брать в расчет малые ГЭС (до 25 МВт установленной мощности).
2. Несмотря на сравнительную дороговизну, малой энергетикой интересуются многие компании ТЭК, металлургии и машиностроения. «Это позволит компаниям снизить риски, связанные с либерализацией отрасли. Несмотря на то что все эти компании активно интересуются большой энергетикой, строительство собственных мощностей — это мировая тенденция», — говорит аналитик ИК «Финам» Семен Бирг.
3. По мнению академика Фаворского, «радикальный путь обеспечения внутренней энергобезопасности — децентрализация энергетики, которая с учетом переделки котельных, работающих на газе (сейчас они сжигают не менее 40% потребляемого в стране газа), в небольшие электростанции даст в России не только прибавку в выработке тепла и электричества, но и станет одной из основ экономии того же газа».

2.2 Экономическая целесообразность строительства объектов МГ

Целесообразность строительства собственной генерации успешно доказана опытом многих компаний в России. Несмотря на то, что «средние затраты на строительство объектов МГ— от $1,5 до $2 тысяч за 1 кВт установленной мощности¹» (по сравнению с $1060 за кВт в среднем по объектам большой генерации) эти затраты окупаются более низкой стоимостью (в два-три раза) за один кВт*ч.

Примеры (опыт энергогруппы Арстэм): Уральский завод резинотехнических изделий, Свердловский инструментальный завод, Уральский завод технических газов. Предприятия платят вдвое-втрое меньше за 1 кВт*ч. Стоимость электроэнергии получаемой от внешних источников – ориентировочно – 3,2 рубля за кВт*ч, а собственная генерация стоит 60 — 80 копеек. Окупаемость таких проектов от 3 до 5 лет, цена — 30 — 40 млн рублей.

Многие сетевые компании в энергодефицитных городах практикуют введение платы за присоединение. Компании-застройщики вынуждены строить сетевые объекты в микрорайонах, затем передавать их муниципалитету или электросетевым компаниям, да еще и платить за присоединение к этим сетям. Такие вложения безвозвратны для застройщиков и конечных потребителей. Поэтому компании, развивающие промышленные площадки, заинтересованы в поиске альтернативных вариантов выработки энергоресурсов, которые позволяли бы возвращать эти деньги.

Известен пример одного застройщика, который строит девять многоэтажных домов и вкладывает в сетевую инфраструктуру 22 млн рублей. Он посчитал: эти же 22 миллиона можно с успехом вложить в автономную теплоэлектростанцию, которая обеспечит и требуемый объем энергоресурсов, и возврат средств через тариф на их отпуск. В итоге инвестор вернет свои деньги.

2.3. Количественная и качественная оценка рынка строительства объектов малой генерации

ГТ ТЭЦ и газоперекачивающие установки
С 2000 года по 2005 год (включительно) было введено в эксплуатацию ок. 700 «средних» ГТУ отечественного и зарубежного производства суммарной мощностью 6000 МВт для электростанций и нефте-газоперекачивающих.

Таким образом, среднегодовой ввод ГТУ (электростанции и газоперекачивающие станции) за 6 лет можно оценить в 110-150 штук, суммарной мощностью 1000-1900 МВт. Стоимость ввода электростанции на базе ГТУ 1000-1500 $/кВт.

Объем рынка:

При введении в год 1500 МВт, суммарный объем рынка (при стоимости 1000 $/кВт) – около 1,5 млрд. $. в год, рынок растет.

Потенциал рынка

Всего по России на уровне 2020 г. предполагаемый ввод минигазотурбинных станций составит минимум 10 ГВт. При стоимости 1000 $/кВт ожидаемый размер рынка – 10 млрд. долл.

ТЭЦ на основе газопоршневых и газодизельных агрегатов
В отличии от рынка газотурбинных установок на рынке газопоршневых агрегатов лидерами являются иностранные компании.

Просуммировав доступные данные о количестве поставленных на российский рынок газопоршневых установок (мощность более 200 кВт) всеми производителями с 2004 по 2006 год можно ориентироваться на следующие цифры:

- Количество построенных станций – 47 (в среднем 15 в год).

- Количество поставленных газопоршневых агрегатов – 131 (от 1 до 10 агрегатов на одной станции).

- Суммарная введенная мощность 385 МВт (в среднем 128 МВт в год).
Стоимость электростанции на базе ГПА 600- 900 $/кВт. Если принять стоимость одного кВт установленной мощности 750 $/кВт объем рынка – 100 млн. долл. в год Оценка рынка является ориентировочной, минимально гарантированной, так как включает данные о количестве произведенных агрегатов не всеми производителями. Не удалось собрать достоверных данных по таким крупным производителям как FG Wilson Cummins, Волжский дизель. Эти производители серьезно представлены на российском рынке, на многих заводах организовано производство электростанций на базе их двигателей. Оценив масштабы бизнеса компаний FG Wilson, Cummins, Волжский дизель в России, можно предположить, что ежегодно в стране реализуется не менее 50 МВт оборудования этих производителей. Таким образом, объем рынка должен составлять минимум 140-150 млн. долл. в год.

Потенциал рынка: все мировые производители рассматривают Россию как один из главных рынков сбыта. Объемы вводов ТЭЦ на базе ГПА существенно отстают от объемов ввода на базе ГТУ. По мнению экспертов этот рынок ожидает медленный но стабильный рост.

ТЭЦ на основе дизельгенераторных и газодизельных установки

В России из 49 тыс. малых электростанций около 47 тыс. составляют дизельные станции.

На российском рынке разворачивается острая борьба между российскими и иностранными производителями.
Всеми российскими заводами в 2003 году было произведено 3500 мощных дизелей для разных нужд (кроме дизелей для автомобилей). Если предположить, что, по крайней мере, половина из них использована для комплектования дизельных электростанций, то количество мощных (более 100 кВт) проданных дизельных электростанций за год составило около 2000 (с учетом импортных).
По данным журнала «Энергорынок» только в Московском регионе суммарный объем годовых поставок генерирующих установок на базе дизельных и бензиновых двигателей составляет порядка 80 МВт (основная доля дизельных установок).
Единичная мощность поставляемых дизелей: от 100 кВт до 4000 кВт. Единичная мощность большинства дизелей составляет 200-400 кВт. Таким образом, можно оценить суммарную мощность станций на основе дизельгенерирующих установок вводимую за год на уровне 300 кВт* 2000= 600 МВт. Стоимость установки российского производства – 200-300 $/кВт. То есть размер рынка можно приблизительно оценить в 120-180 млн. долл в год.

2.4. Основные проблемы рынка строительства объектов малой генерации, риски, входные барьеры

– В первую очередь, отсутствие нормативной базы, обеспечивающей беспрепятственное присоединение объектов малой энергетики к распределительным сетям. Необходимые согласования сегодня занимают очень много времени.

- В 2007 году свободных подрядных организаций на рынке строительства энергообъектов практически не останется¹. При этом мощных строительных трестов, существовавших в советское время и строивших гигантские электростанции самого разного типа: атомные, тепловые, гидро- уже нет. За последние 15-20 лет большинство из них рассыпалось на более мелкие структуры, часть которых обанкротилась или прекратила свое существование.
- Нехватка грамотных и квалифицированных кадров.
- Аффилированность основных заказчиков с крупнейшими строителями объектов МГ.

3. Краткое техническое описание и сопоставление технологии выработки энергии с приводом от агрегатов разного типа

Все объекты малой генерации можно разделить на стационарные и передвижные. К первым как правило относятся ГТ ТЭЦ сравнительно большой мощности (от 3 МВт). Передвижные объекты представляют собой модули высокой степени заводской готовности с установленным газопоршневым или дизельным агрегатом.

3.1. Газотурбинные технологии.

Газотурбинная ТЭЦ состоит из нескольких основных элементов: газовая турбина, генератор, котел утилизатор. На рис. 1 показана модель ГТ ТЭЦ мощностью 9 МВт (Энергомашкорпорация).

Газовая турбина преобразует энергию топлива (газа либо дизельного топлива) в механическую энергию вращения вала и в потенциальную тепловую энергию горячих газов. Электрический кпд при этом составляет от 25% до 38% в зависимости от мощности турбины и производителя. Так как температура выхлопных газов достаточно велика (400-500°С) их используют в котле-утилизаторе для выработки тепла. При этом суммарный кпд достигает 85-90%.

На более мощных блоках в котлах утилизаторах получают пар пригодный для использования в паровых турбинах, тем самым электрический кпд повышается до 50-60%.

Несмотря на то, что кпд российских газовых турбин несколько ниже западных и японских образцов, в настоящее время они превалируют над иностранными на российском рынке. Во-первых, они стоят дешевле. Во вторых, при эксплуатации газотурбинной техники один из главных вопросов – стоимость и оперативность сервиса. Здесь российские турбины безусловно опережают западных производителей.

Еще одно слабое место российских турбин – ресурс и межремонтный период. Все российские газовые турбины мощностью до 25 МВт создавались на базе авиационных двигателей, соответственно они менее рассчитаны на продолжительную работу, чем западные промышленные газовые турбины.
Недостатком газотурбинной технологии является то, что необходимо высокое давление газа. То есть часто есть необходимость в установке дорогостоящего дожимного компрессора.

Рис. 1. Модель блока 9 МВт. Энергомашкорпорация¹.

Рис. 2 ГТУ ТЭЦ производства ИСКРА-Энергетика²

1. Турбоблок

2. Блок управления

3. Воздухоочистительное устройство

4. Система охлаждения генератора

5. Система охлаждения ГТУ

6. Блок газовых фильтров

7. Маслоблок

8. Выхлопной тракт

9. Утилизационный теплообменник

3.2. Газопоршневая технология

В качества топлива для ГПА может быть использовано: газ, попутном газ, смесь газов и смесь газа с дизельным топливом.

Газопоршневые Мини ТЭЦ значительно эффективнее газотурбинных в диапазоне мощностей до 6 МВт, и не уступают последним в диапазоне мощностей от 6 до 30 МВт. Поэтому в качестве объектов установки газопоршневых Мини ТЭЦ можно отнести любые объекты с требуемой электрической мощностью до 30 МВт (промышленные предприятия, микрорайоны, торговые и офисные центры и т.п.).

Преимущества газопоршневых Мини ТЭЦ:

1. Газопоршневые Мини ТЭЦ имеют более высокий КПД по сравнению с газотурбинными.

2. Незначительное снижение КПД газопоршневых Мини ТЭЦ при снижении электрической нагрузки в диапазоне регулирования. При 50 %-ной нагрузке КПД газовой турбины снижается в 1,5 раза от КПД при номинальной нагрузке, в то время как КПД газопоршневого генератора в тех же условиях уменьшается лишь на 2-3 %.

3. Стабильность КПД газопоршневой Мини ТЭЦ при изменении параметров окружающей среды. Как известно, эффективность газотурбинного двигателя в значительной степени зависит от температуры воздуха на всасывании компрессора. Если температура окружающего воздуха увеличивается, электрический КПД газотурбинного генератора значительно снижается. Для газопоршневых Мини ТЭЦ эта зависимость носит менее критичный характер.

4. Меньшая (по сравнению с газотурбинными установками) чувствительность газопоршневых Мини ТЭЦ к частым пускам и остановкам.

5. Простота обслуживания газопоршневых Мини ТЭЦ. Следует отметить, что техобслуживание и ремонт газопоршневых генераторов проводится по месту установки, в то время как ремонт газовых турбин производится, как правило, на заводе изготовителе.

6. Более высокий ресурс газопоршневых Мини ТЭЦ. Моторесурс газопоршневых генераторов составляет 20 - 30 лет в зависимости от производителя. Газотурбинный двигатель исчерпает свой ресурс максимум через 15 лет эксплуатации.

Рис. 3. Мощная газопоршневая станция

Рис. 4. Фотография газопоршневой станции

3.3. Сравнение газопоршневых и газотурбинных установок

Для мощностей до 10 МВт*э газопоршневые когенерационные установки показывают себя лучше всех других технологий. Причем в диапазоне от 3 кВт*э до 5 МВт*э они просто вне конкуренции.

1) Высокий электрический КПД.

Наивысший электрический КПД - до 38 % у газовой турбины, и около 40 % у газопоршневого двигателя достигается при работе под 100%-ной нагрузкой (Рис. 1). При снижении нагрузки до 50%, электрический КПД газовой турбины снижается почти в 3 раза. Для газопоршневого двигателя такое же изменение режима нагрузки практически не влияет как на общий, так и на электрический КПД.

Графики наглядно показывают — газовые двигатели имеют высокий электрический КПД, который практически не изменяется в диапазоне нагрузки 50 — 100 %.

газопоршневой двигатель	газовая турбина
Pиc. 1. Графики зависимости КПД от нагрузки

2) Номинальный выход мощности, как газопоршневого двигателя, так и газовой турбины зависит от высоты площадки над уровнем моря и температуры окружающего воздуха.

На графике (рис. 2) видно, что при повышении температуры от -30°С до +30°С электрический КПД у газовой турбины падает на 15-20%. При температурах выше +30°С, КПД газовой турбины — еще ниже. В отличие от газовой турбины газопоршневой двигатель имеет более высокий и постоянный электрический КПД во всем интервале температур и постоянный КПД, вплоть до +25°С.

Рис. 2. График зависимости электрического КПД газовой турбины от температуры окружающего воздуха

3) Количество пусков: газопоршневой двигатель может запускаться и останавливаться неограниченное число раз, что не влияет на общий моторесурс двигателя. 100 пусков газовой турбины уменьшают её ресурс на 500 часов.

4) Время запуска: время до принятия нагрузки после старта составляет у газовой турбины 15-17 минут, у газопоршневого двигателя 2-3 минуты.
5) Проектный срок службы, интервалы техобслуживания.

Ресурс до капитального ремонта составляет у газовой турбины 20 000 — 30 000 рабочих часов, у газопоршневого двигателя этот показатель равен 60000 рабочих часов. Стоимость капитального ремонта газовой турбины с учётом затрат на запчасти и материалы значительно выше.

Полный капитальный ремонт газовой турбины - более сложная работа, чем капремонт газового двигателя. Ремонт газовой турбины выполняется только на предприятии-изготовителе. Кроме того, при ремонте газовой турбины используются очень дорогие запчасти, что делает его стоимость очень высокой. Поэтому время простоя газового двигателя по сравнению с газовой турбиной сокращено. Затраты на запчасти и материалы для капремонта газового двигателя также ниже.
6) Как показывают расчёты, удельное капиталовложение (Евро/кВт) в производство электрической и тепловой энергии газопоршневыми двигателями ниже. Это преимущество газопоршневых двигателей неоспоримо для мощностей до 30 МВт. ТЭЦ мощностью 10 МВт на основе газопоршневых двигателей требует вложений около 7,5 миллионов €, при использовании газовой турбины затраты возрастают до 9,5 миллионов € (рис. 3).
Давление газа в сети для газового двигателя не превышает 2-х атмосфер, давление подачи газа для газовой турбины должно быть минимум 6…10 атмосфер. Таким образом, при использовании на станции в качестве силового агрегата газовой турбины, необходима установка газовой компрессорной станции, что еще больше увеличивает капиталовложения.

Рис. 3. Объемы капитальных вложений в ТЭЦ с разными силовыми агрегатами.

3.4. Дизельные электростанции

Сегодня в малой электроэнергетике преобладающими являются дизельные электростанции (ДЭС). Из 49 тысяч малых электростанций России примерно 47 тысяч являются именно дизельными. Такое широкое применение ДЭС определяется рядом их важных их преимуществ перед другими типами электростанций:

1. Высокий электрический КПД (до 0,35–0,4) и, следовательно, малый удельный расход топлива (240–260 г/кВт·ч);

2. Быстрота пуска (единицы-десятки секунд), полная автоматизация всех технологических процессов, возможность длительной работы без технического обслуживания (до 250 часов и более);

3. Малый удельный расход воды (или воздуха) для охлаждения двигателей;

4. Компактность, простота вспомогательных систем и технологического процесса, позволяющие обходиться минимальным количеством обслуживающего персонала;

5. Малая потребность в строительных объемах (1,5–2 м3/кВт), быстрота строительства зданий станции и монтажа оборудования (степень заводской готовности 0,8–0,85);

6. Возможность блочно-модульного исполнения электростанций, сводящая к минимуму строительные работы на месте применения.

Главными недостатками ДЭС являются высокая стоимость топлива и ограниченный по сравнению с электростанциями централизованных систем срок службы (ресурс).
Российская промышленность предлагает широкий выбор ДЭУ во всем необходимом диапазоне мощностей и исполнений. Однако следует отметить, что наши отечественные установки существенно уступают лучшим зарубежным образцам этой техники прежде всего по массогабаритным показателям, характеристикам шумности и экологическим показателям. Кроме того, например, ДЭУ на базе дизельного двигателя фирмы «Waukesha» P9390G при номинальной мощности 800 кВт имеет удельный расход топлива 0,215 кг/кВт•ч и ресурс до капитального ремонта 180000 ч.

Данные табл. 1 свидетельствуют о том, что все ДЭС мощностного ряда от 315 до 2500 кВт имеют относительно высокие значения моторесурса (32000–100000 часов) и высокие показатели топливной экономичности (значения коэффициента использования топлива 0,33–0,4). Стоимость электроэнергии, вырабатываемой ДЭС, составляет 5–7,5 руб./кВт·ч, а стоимость 1 кВт установленной мощности – порядка 5–6 тыс. руб¹. В стоимости электроэнергии доля топливной составляющей (для работы на дизельном топливе) доходит до 80–85%. Дизельные электротепловые станции

Большое распространение получают рабочие дизельные электротепловые станции (ДЭТС), обеспечивающие комбинированную выработку электрической и тепловой энергии за счет комплексной утилизации тепловых потерь. На таких электротепловых станциях в выхлопной тракт дизеля включаются пассивные или активные котлы-утилизаторы, в которых тепло горячих газов передается воде системы теплоснабжения объекта. В тепловую схему ДЭТС могут включаться также тепловые насосы для повышения температурного уровня охлаждающей дизель воды до уровня, на котором возможно ее использование в системе теплоснабжения. Проведенные в Военном инженерно-техническом университете (СПб) исследования показали, что применение ДЭТС особенно эффективно для небольших объектов с потребляемой электрической мощностью до нескольких тысяч киловатт и относительно ограниченным теплопотреблением при соотношении между тепловой и электрической нагрузкой от 1,0 до 4,0. Коэффициент использования топлива при раздельном получении электроэнергии от ДЭС и тепла от котельной на таких объектах находится в пределах 0,45–0,65. Применение ДЭТС увеличивает этот коэффициент до 0,8–0,85.