География тепловой электроэнергетики России

- учета в схемах теплоснабжения количественных показателей надежности и степени резервирования, исходя из допустимой частоты и уровня понижен­ного теплоснабжения на период ликвидации аварий (дифференцированных по климатическим параметрам и особенностям потребителей);

- внедрения в практику проектирования регионального кольцевания и блоч­ного построения тепловых сетей, конструкций и способов прокладки, обес­печивающих нормативные сроки службы трубопроводов, многоступенчатых схем управления и автоматики;

- расширения роли средних и мелких ТЭС как источников, обеспечивающих надежное теплоснабжение средних и мелких городов и повышающих надеж­ность электроснабжения в территориально протяженных энергосистемах СИБИРИ.

Для обеспечения экологических требований прежде всего необходимы:

- обязательный учет экологических показателей при выборе оборудования и разработке схем теплоснабжения;

- вовлечение газа в топливный баланс региона, особенно для производства тепла в котельных;

- перевод в режим котельных действующих городских ТЭЦ с параметрами пара менее 4,0 МПа и выполнение требований по выбросам с учетом фоно­вых загрязнений;

- вынесение крупных источников, в том числе и котельных, за пределы го­родской застройки, уменьшение в крупных городах величины энергетической нагрузки новых угольных ТЭЦ с традиционным составом оборудования и целенаправленное строительство отопительных котельных с системами очистки дымовых газов:

- внедрение новых технологий преобразования топлива и, в первую очередь, конденционных отопительных котлов, газотурбинных и парогазовых уста­новок, котлов с кипящим слоем.

Обеспечение экономичности вариантов теплоснабжения возможно различ­ными способами: от пересмотра и оптимизации схем и параметров до внед­рения новых термодиамических циклов и технологий.

ПЕРСПЕКТИВНЫЕ УРОВНИ ТЕПЛОПОТРЕБЛЕНИЯ.

Теплопотребление по России в целом и отдельно по экономическим реги­онам на перспективу до 1995-2010 гг. существенно зависит от принимаемых стратегий развития экономики и темпов входа в рыночную систему. Анализ вариантов теплопотребления, предложенных различными организациями (ВНИИКТЭП, ИнЭИ, ВНИПИЭнергопром, СЭИ СО РАН, ВГПИ НИИ "Энергосетьпроект" и др.), показывает, что среди них можно выделить три основных.

- с глубоким падением экономики до 1995 г. и замедленным выходом из кризиса 2000-2005 гг. (вариант1)

- с уменьшением развития экономики при достаточно быстрых сроках стабилизации и выходом из кризиса до 1995 г. (вариант 2)

- с развитием энергетики, близким к предполагаемому в схеме развитом отрасли "Электроэнергетика", выполненной в 1991 г. (варинт 3). . Информация по тепловым нагрузкам и структуре пром-ти и ЖКХ отдельных крупных городов, определенная в схемах теплоснабжения неодно­значна, в некоторых случаях устарела и  поэтому в дальнейшем используется с корректировками. Кроме того, практически полностью отсутствует согласо­ванная информация по развитию мелких городов и населенных пунктов. В этих условиях был принят подход, в котором оценка возможных граничных условий развития городов и населенных пунктов Сибири проводилась по след. правилам: для рассматриваемых временных уровней построен прогноз численности городского и сельского населения в областях и краях, который в дальнейшем уточняется по отдельным населенным пунктам, и определены уровни теплопотребления ЖКХ; прогноз промышленного теплопотребления сделан в основном для городов со сложившейся промышленной структурой.

Изменение экономической ситуации уже оказывает влияние на темпы роста уровней теплопотребления в результате:

а)падение прироста промышленных производств и соответственно выпуска народохозяйственных товаров и сокращения объема различных социальных услуг;

б)изменения показателей прироста численности населения. В этих условиях до 1995-1997 гг. следует ожидать снижение теплопотребления, что позволит использовать этот период для реконструкции и модернизации основного оборудовании источников теплоснабжения и тепловых сетей (при наличии соответсвующих денежных и трудовых ресурсов). Несмотря на то, что на развитие системы теплоснабжения наибольшее влияние оказывают темпы прироста тепловых нагрузок и уровни теплопотребления (поскольку необ­ходимо предусматривать ввод новых мощностей на ТЭЦ, котельных и про­чих теплоисточниках), более тяжелым (по мнению авторов) является вариант развития теплового хозяйства, связанный с глубоким падением  теплопотребления в 1995-1997 гг. Прежде всего, это обусловлено тем что падение спроса на тепловую энергию в крупных промышленных городах заметно ослабит внимание к темпам возможного внедрения перспективного оборудования, особенно на ТЭЦ. Это усложнит ситуацию, связанную с поддержание в рабо­те физически изношенного и морально устаревшего на старых и маломощ­ных ТЭЦ, т.к. из-за временных организационных трудностей (акционирова­ние энергетических предприятий, сложности в вопросах финансирования и пр.) будет трудно вывести из эксплуатации энергетическое оборудование согласно Генеральной схеме развития и размещения отрасли "ЭЛЕКТРО­ЭНЕРГЕТИКА" на период до 2010 г.- для возможной реконструкции, модернизации или демонтажа.

Таким образом был определен граничный минимум теплопотребления в раз­витии областей, который в дальнейшем был доведен до оценок  минимальных нагрузок городов. В этих подборках принято два основных допущения:

1) будут осуществлены мероприятия, приводящие к стабилизации сельского населения и некоторому ограничению роста численности крупных городов;

2) прирост промышленного теплопотребления рассматривался в основном для уже сложившихся городов, где есть трудовые ресурсы,  развита пром-ть и материально-сырьевая база.

Анализ полученных результатов по уровням теплопотребления отдельных городов и ПГТ показывает следующее:

- темпы роста теплопотребления в крупных городах (с населением более 100000 чел.) сильно зависят от принимаемых условий развития экономики и несмотря на в целом неуклонный рост уровней теплопотребления требуют очень внимательного рассмотрения в динамике и увязке с тепловыми наг­рузками;

- весьма сложная ситуация складывается с малыми и средними городами, для которых период до 2000 года характеризуется неустойчивыми колебаниями, плохо поддающимися оценке.

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ТЕПЛОСНАБЖАЮЩИХ СИСТЕМ

Наличие в Сибири достаточных природных ресурсов позволяет в принципе развивать любые схемы теплоснабжения на базе ТЭЦ и котельных. Однако необходимо учитывать проводимую республиканскую политику сокращения использования нефти в энергетических установках, трудности в освоении

Восточно-Сибирского нефтегазового комплекса и ряд других обстоятельств, предопределяющих необходимость использования угля. Исследования по отдельным городам позволили сделать следующие выводы ОБ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ СИСТЕМ ТЕПЛО­СНАБЖЕНИЯ:

а) наиболее продуктивное использование газа в ГТУ с котлами -утилизаторами при размещении в котельных; б) ТЭЦ на газе и угле менее целесообразны по сравнению с раздельной схемой энергоснабжения на базе котельных при низкой стоимости газа и электро­энергии:

в)при тепловых нагрузках 1500-2900 МДж/с угольные котельные могут быть вынесены могут быть вынесены угольными ТЭЦ только при высоких значениях затрат на замещаемую электроэнергию: ТЭЦ на газе эффективны при нагрузках начиная от 700-800 МДж/с и более, а парогзовые ТЭЦ на газе при тепловых нагрузках более 1500-1800 МДж/с: г) для района Тюмени дешевый газ вытесняет уголь во всем диапазоне нагрузок;

д) для средних городов с нагрузкой отопления, вентиляции и горячего водоснабжения на уровне 700-930 МДж/с наиболее перспективны ГТУ в котельных;

е) для крупных городов предпочтительны котельные на газе и ГТУ надстройка.

Фактически это означает, что ДЛЯ КРУПНЫХ ГОРОДОВ НЕЭФ­ФЕКТИВНО НАРАЩИВАНИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ МОЩНОСТЕЙ, т.к. затраты на мероприятия по сокращению выбросов серы и азота сводят на нет эффект экономии топлива от применению теплофикации. Одновременно резко растут затраты на транспорт тепловой энергии при выполнении требо­ваний к надежности и качеству теплоснабжения для крупных систем (до 100% от стоимости тепловы сетей). Кроме того, ТЭЦ на газе при высокой стоимос­ти электроэнергии, а угольные ТЭЦ, еще и при стоимости газа около 55 руб/т у.т (цены 1990 г.), конкурентноспособны с котельными на газе при нагрузках более 800 МДж/с и с котельными на угле при нагрузках более 1280 МДж/с и с котельными на угле при нагрузках более 12000 МДж/с. Для ряда городов (Рубцовск, Бийск, Прокопьевск, Березовский, Бердск, То­больск, Ачинск, Назарове, Усолье-Сибирское, Чита, Улан-Уде) были опреде­лены оптимальные параметры промышленно-оптических ТЭЦ и эффектив­ность их применения. Результаты показывают что при затратах на электро­энергию не выше 17 руб/МВт*ч, например, для  Рубцовска при тепловой нагрузке 1200МДж/с (доля паровой нагрузки - 20°/о)оптимальной является установка двух турбин (Т-100-130 + Р-50-130), трех энергетических котлов производительностью 420 т/ч каждый и пяти водогрейных котлов (КВТК-100). При этом от таких ТЭЦ покрываются 80% тепловых нагрузок в паре и 20% - в горячей воде. При увеличении затрат на электроэнергию на 30-35% меняется состав оборудования (Т-175-130 +ПТ-135-130 + 4*БКЗ-420 + 4*КВТК-100) и возрастает величина покрытия отопительных нагрузок в горячей водедо 50%. Анализ таких вариантов, неоптимальных с точки зрения критерия минимума приведенных затрат, показал, что можно подобрать такой состав оборудования, при котором выработка электро­энергии существенно выше, чем в оптимальном варианте. Так, на ТЭЦ следующего состава: 2*Т-100-130 + Р -50-130 + 4*БКЗ-420 + 5*КВТК-100, а экономичность ухудшается менее, чем на 1%. Это представляется очень важным, т.к. представляет предложить перемещение выработки электро­энергии на ТЭЦ из крупных городов в средние. В условиях растущей неопределенности технико-экономических показателей были проведены дополнительные исследования по анализу граничных условий применимости комбинировванной и раздельной схем энергоснаб­жения. Анализу были подвергнуты пять вариантов схем энергоснабжения, для которых предварительно был выбран оптимальный состав оборудова­ния. Это три варианта комбинированной (ГТУ ТЭЦ, ТЭЦ на угле и ТЭЦ на газе) и два варианта раздельной (с которой на угле и газе) схем энергоснаб­жения. Анализ отличается от обычного, называемого сенситивитетным (ког­да поведение критерия оптимальности прослеживается в зависимости от из­менения величины одного, в лучшем случае - двух показателей), тем, что позволяет увидеть зоны устойчивости оптимальности вариантов в динамике изменения величин сразу многих показателей. Из рассмотренных вариантов энергоснабжения наиболее экономичны (по критерию минимума приведен­ных затрат) вариант с ГТУ ТЭЦ - при низких показателях стоимости газа и капиталовложений (хотя последние играют важную роль, чем стоимость топлива), и вариант с котельной на угле - для высоких значений стоимости газа и капиталовложений в ТЭЦ. Остальные варианты должны анализиро­ваться дополнительно.

Таким образом, резкий рост стоимости энергоресурсов создает неприятные условия для развития комбинированного энергоснабжения на базе ТЭЦ практически на всей территории Сибири при относительно низкой стоимости электроэнергии. Однако при росте ее стоимости на 60-70% раздельная схема энергоснабжения начинает уступать ТЭЦ и ГТУ ТЭЦ.

ВОРПОСЫ РЕКОНСТРУКЦИИ И МОДЕРНИЗАЦИИ ОБОРУДОВАНИЯ ДЕЙСТВУЮЩИХ ТЭЦ

Анализ оборудования ТЭЦ показывает:

- на начало 1992 г. в России в эксплуатации находилось оборудование суммарной мощностью более 1600 МВт, введенное до 1945 г., из которых в Сибири - около 200 МВт;

- в период 1946 по 1955 гг. было введено еще более 5000 МВт новых мощностей (в Сибири-1117 МВт);

- максимальные темпы ввода приходятся на период с 1961 по 1980 годы.

В настоящее время в Западной Сибири находится в эксплуатации 500 МВт теплофикационных турбин с давлением острого пара менее 4 МПа, а в Вос­точной Сибири - порядка 100 МВт. С учетом оборудования на 9 МПа эти цифры выглядят так: Западная Сибирь - 2600 МВт, Восточная Сибирь -2300 МВт.

В период с 1996 по 2000 гг., согласно Генеральной схеме развития электро­энергетики, планировалось вывести из эксплуатации и демонтировать боль­шинство из отмеченного выше оборудования. Однако при этом намечался и значительный ввод нового оборудования или замена турбин на ТЭЦ. К со­жалению, начиная с 1989, 1990 гг., идет значительное отставание с вводом нового оборудование (турбин, энергетических и пиковых котлов). По ряду станций Минтопэнерго РФ оно составляет от 1.5 до 3-5 лет. Фактически это приводит к восстановлению и продлению эксплуатации физически изношен­ного оборудования. Так, на целом ряде ТЭЦ срок эксплуатации продлен до 40-50 лет (например, на Барнаульской ТЭЦ 5-эый блок Р-5-29 введен в 1944 г., и демонтаж намечается на 1996 г.; на Кемеровской ТЭЦ 2-ой блок Р-6-29 введен в эксплуатацию в 1942 г., демонтаж в 1994 г., 4-эй блок П-25-29, соот­ветственно, 1943 и 1996 гг. и т.д.). В результате необходимо будет сохранять в эксплуатации большинство теплофикационных турбин, введеных в 50-х го­дах. Поэтому следует быть готовым к росту аварийности на станциях, уве­личению ремонтного периода и, соответственно, затрат на ремонтно-вос­становительные работы.

В этих условиях важную роль играет правильная оценка на перспективу уровней развития теплофикации, так как теплофикация и централизованное теплоснабжение в период до 2000 и 2010 гг.,  повидимому, останутся наиболее технически подготовленными способами удовлетворения потребностей в тепловой энергии. Одновременно необходимо сбалансировать регионы по электроэнергии - с целью определения предельно минимальных предложении по развитию ТЭЦ в регионах европейской части России, Сибири и Дальнего Востока с учетом:

а) уровней развития теплопотребления экономических районов, увязанных с направлениями и темпами развития экономики; б) особенностей и темпов развития электропотребления; в) сроков ввода, модернизации, реконструкции и демонтажа основного оборудования ТЭЦ.

ВОЗМОЖНЫЕ ВАРИАНТЫ ПЕРСПЕКТИВНОГО РАЗВИТИЯ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ РЕГИОНА.

Выполненные проработки (5,6,7) позволяют сформулировать основные концептуальные положения для формирования энергетической политики в развитии теплоснабжающих систем в Сибири:

- концепция развития теплового хозяйства в дальнейшем должна разраба­тываться на базе промышленно - жилых агломераций, объединяющих живу­щих в них людей для решения общих (для агломераций) социальных и на­роднохозяйственных задач с соответствующей разработкой методического аппарата и расчетного инструментария;

- она должна учитывать основные стратегические направления развития энергетики республики в целом и восточных регионов особенно;

- обеспечение надежности теплоснабжения на современном этапе возможно только путем ограничения развития крупных систем теплоснабжения с концентрированными энергоисточниками;

- снижение экологической напряженности в крупных городах возможно путем сокращения наращивания энергетических мощностей на угольных ТЭЦ с существующим оборудованием или переводом их работы на газ:

- покрытие потребностей в электроэнергии желательно осуществлять за счет строительства новых промышленно-отопительных ТЭЦ в малых и средних городах (по данным переписи населения за 1989 г. таких городов с насе­лением от 20 до 50 тыс. чел - 68) и проведения незамедлительной реконструк­ции (или модернизации) действующих ТЭЦ с учетом экологических ограничений;

- добиваться повсеместного вовлечения в сферу теплоснабжения природного газа рентабельных (а в некоторых случаях и нерентабельных) нефтегазовых месторождений при максимальной эффективности его использования и, в первую очередь, для мелких потребителей, с целью уменьшения количества неэкономичных (по расходу топлива) угольных установок и котельных):

- использовать природный газ для комбинированной выработки электро­энергии и тепла в ГТУ с котлами-утилизаторами и ПГУ ТЭЦ, а также на существующих ТЭЦ в экономически напряженных районах;

- расширить целенаправленное строительство крупных отопительных газовых и угольных котельных (с соответствующими системами очистки дымовых газов), препятствуя тем самым строительству ведомственных мелких промышленных и отопительных котельных;

- в районах дефицитных по электроэнергии, оценить эффективность строительства ПГУ ТЭЦ с внутрицикловой газификацией твердого топлива. Исходя из предложений основных концептуальных положений, в дальней­шем должны быть разработаны сценарии развития теплоснабжения конкретно для каждой агломерации. Таких агломераций в каждой области ил крае насчитывается от 2 до 8. Деление краев и областей на агломерации поз­воляет учесть особенности развития их теплового хозяйства, которые существенно отличаются от более крупных объединений типа энергосистем. Возможные варианты сценариев должны учитывать следующие факторы:

- до 2000г. нет реальных альтернатив системам централизованного теплоснабжения на базе ТЭЦ и котельных;

- темпы развития ТЭЦ до 2000 г. будут сдерживаться отсутствием инвести­ций, достаточных мощностей строительно-монтажных организаций и падением потребления тепловой энергии промышленными предприятиями, а после 2000 г. будут зависеть от темпов освоения ПГУ ТЭЦ с внутрицик­ловой газификацией твердого топлива, хотя объемы внедрения этой техно­логии в Восточной Сибири могли бы достигнуть 10% (с учетом того, что темпы освоения при этом должны быть достаточно высокими);

- после 2000 г. наращивание темпов строительства ТЭЦ с сегодняшним составом оборудования представляется спорным и требующим дополни­тельного обоснования;

- уровни развития крупных угольных котельных во многом будут опре­деляться системами комплексной очистки дымовых газов, освоением в широком масштабе технологий сжигания угля в кипящем слое, работоспо­собностью котлов на водоугольной суспензии;

- проблемы повышения эффективности газа в Сибири аналогичны его ис­пользованию в других районах страны;

- после 2005-2010 гг. возможно использование искусственного топлива (мета­нола, газа) из дешевых углей КАТЭК в качестве топлива для мелких ТЭЦ (электрической мощностью 1-20 МВт и тепловой 2-70 Гкал/ч) и для индиви­дуального отопления и горячего водоснабжения, если это будет экономичес­ки оправдано.

Изложенные основные концептуальные положения позволяют выделить для рассматриваемых агломераций наиболее важные сценарии, которые в даль­нейшем необходимо расширить и детализировать. Это прежде всего:

Страницы: 1, 2, 3