1. Оценка состояния систем теплоснабжения России
Введение
В энергетической стратегии России на период до 2000г., разработанной Минэнерго и одобренной Правительством Российской Федерации, основными приоритетами развития отечественной экономики на среднесрочную перспективу определены:
энергоэффективность экономики и энергосбережение;
совершенствование топливно-энергетического баланса страны и структуры ТЭК;
энергетическая безопасность (устойчивость энергоснабжения, техническая и экологическая безопасность ТЭК, поддержание энергетического потенциала как фактора внешней и внутренней политики).
Таким образом эффективное развитие отечественной экономики невозможно без укрепления организационно-технической и финансово-экономической базы ТЭК страны и реализации государственной политики энергосбережения (рис.1).
Следует подчеркнуть, что ТЭК в течение 2000-2001г.г. выполнил поставленную Правительством Российской Федерации задачу увеличения производства первичных ТЭР, что позволило стабилизировать состояние и обеспечить прогнозируемый рост отечественной экономики. Вместе с тем в ТЭК страны сохранился целый ряд нерешённых проблем:
высокая степень износа основных фондов;
недостаточный уровень капитальных вложений;
деформированные ценовые соотношения между взаимозаменяемыми энергоресурсами;
значительные размеры неплатежей со стороны потребителей ТЭР;
резкое ухудшение состояния сырьевой базы комплекса как в количественном, так и в качественном отношениях;
незрелая рыночная инфраструктура и отсутствие цивилизованного конкурентного энергетического рынка;
недостаточная эффективность управления госсобственностью в отраслях ТЭК (при ограниченной роли Минэнерго России);
высокая зависимость нефтегазового сектора России и, как следствие, доходов государства от состояния и конъюнктуры мирового энергетического рынка;
перебои с топливо- и теплоснабжением в целом ряде критических регионов России, особенно на Дальнем Востоке (Приморье, Читинская область).
Именно проблема обеспечения надёжного и устойчивого теплоснабжения потребителей и прежде всего населения при прохождении осенне-зимнего периода имеет ярко выраженную социальную направленность и предопределяет рассмотрение при её решении взаимодействия секторов теплоснабжения ТЭК и жилищно-коммунального хозяйства (ЖКХ).
Подавляющее большинство крупных источников тепла в России – это ТЭЦ общего пользования, которые входят в состав региональных акционерных обществ энергетики и электрификации (АО-Энерго), а последние в свою очередь входят в холдинг РАО "ЕЭС России". Кроме указанных источников тепла в городах работает много промышленных ТЭЦ и котельных, которые входят в состав промышленных предприятий и снабжают тепловой и электрической энергией прежде всего предприятие – собственника ТЭЦ (котельной) и прилегающие к нему жилые районы, где, как правило, проживают работники этих предприятий.
Индивидуальные котельные, встроенные в здания или пристроенные к отапливаемым зданиям, обычно являются собственностью тех, кому принадлежат указанные здания. Кроме таких котельных в последнее время в России появились индивидуальные котельные, которые монтируются на крышах зданий. Структура покрытия тепловых нагрузок приведена в таблице 1.
Таблица 1.
Источники тепловой энергии |
Объемы производства, млн. Гкал
|
% в общем объеме
|
% по секторам
|
Всего
|
2100
|
100
|
|
1.Централизованные, из них:
|
1430
|
68
|
100
|
- ТЭЦ и ТЭС федерального уровня
|
710
|
34
|
49
|
- котельные мощностью более 20 Гкал/ч
|
720
|
34
|
51
|
2. Децентрализованные, в том числе
|
600
|
28
|
100
|
- котельные мощностью менее 20 Гкал/ч
|
260
|
12
|
43
|
- автономные и индивидуальные
|
340
|
16
|
57
|
3. Прочие (утилизационные установки, электрокотельные, АЭС)
|
70
|
3
|
100
|
Крупные теплофикационные системы на базе ТЭЦ общего пользования построены и функционируют в основном в городах с расчетной тепловой нагрузкой (спросом на тепловую мощность) - более 500 Гкал/ч (580 МВт (тепловых). Их доля в суммарной тепловой мощности всех источников тепла составляет около 70% (см. табл. 2).
Таблица 2
Суммарная расчетная тепловая нагрузка Гкал/ч
|
Менее 100
|
100- 500
|
500-1000
|
1000-3500
|
Более 3500
|
Количество городов
|
2345
|
528
|
95
|
74
|
36
|
Доля в суммарной нагрузке
|
12%
|
18%
|
10%
|
21%
|
39%
|
Системы централизованного теплоснабжения обеспечивают теплоснабжение около 75 % всех потребителей тепла в России, включая сельские населенные пункты. При этом около 35% потребности в тепловой энергии обеспечивают теплофикационные системы, то есть системы, в которых источниками тепла служат ТЭЦ различной мощности.
В общей сложности крупными теплофикационными системами вырабатывается около 1,5 млн. Гкал в год, из них 47,5% на твёрдом топливе, 40,7% на газе и 11,8% на жидком топливе.
Около 600млн. Гкал тепла в год производят по данным Госстроя России [1] 68 тыс. коммунальных котельных, см. табл. 3 . Причём, чем крупнее город (более 100 тыс. чел.), тем, как правило, мощнее и системы централизованного теплоснабжения. В большинстве крупных городов централизованным теплоснабжением обеспечено до 70-95% жилого фонда.
Объёмы производства тепловой энергии имеют тенденцию к росту примерно на 2,5-3,0% в год.
Накопившиеся за многие годы проблемы в теплоснабжении отрицательно сказываются на нормальном функционировании не только жилищно-коммунального комплекса, но и ТЭК страны. Поэтому их решение и проводимая в настоящее время реформа ЖКХ должны быть организационно и экономически связаны с реструктуризацией РАО «ЕЭС России».
Около 50% объектов и инженерных сетей требуют замены, не менее 15% находятся в аварийном состоянии. На каждые 100 км тепловых сетей ежегодно регистрируется в среднем 70 повреждений. Потери в тепловых сооружениях и сетях достигают 30%. Главные резервы экономии ТЭР сосредоточены у потребителя и в инженерных сетях, в том числе 25-60% по теплу и 15-25% по электрической энергии.
Причин такого состояния теплоснабжения много. Это дефицит финансов, износ оборудования и тепловых сетей, слабое управление и нерешённые вопросы разграничения зон полномочий и ответственности в коммунальной энергетике, отсутствие перспективных схем развития систем теплоснабжения и т.п.
Представляется, что теплоснабжение такой северной страны, как Россия, должно относиться к числу важнейших приоритетов. Причём основная задача государства – не контроль за теплоснабжением каждого посёлка и района, а создание системы, обеспечивающей координированную работу различных государственных и частных организаций в интересах потребителей. После создания указанной системы за государством должна остаться разработка стратегических направлений развития отрасли, анализ возможных проблем и поиск возможных путей их решения, государственный надзор.
В связи с этим главными задачами разработки концепции развития теплоснабжения в России, включая коммунальную энергетику, на среднесрочную перспективу являются:
сбор и анализ оперативной информации о техническом состоянии, эффективности и надёжности функционирования системы теплоснабжения страны на примере базовых регионов с разбивкой на федеральные округи;
оценка общего состояния теплоснабжения в России и определение приоритетных направлений его совершенствования;
формирование концептуальных положений повышения эффективности системы теплоснабжения страны в области законодательного, нормативно-правового, управленческого, финансово-экономического и организационно-технического обеспечения.
Базовой целью работы является подготовка информационно-аналитической базы для выработки и принятия Минэнерго России, заинтересованными министерствами, ведомствами и Правительством Российской Федерации комплекса первоочередных и неотложных мер по повышению эффективности функционирования и совершенствованию теплоснабжения в России, включая коммунальную энергетику, на среднесрочную перспективу.
Работа выполнена коллективом специалистов Московского энергетического института (технического университета), РАО «ЕЭС России», ОАО «Институт Теплоэлектропроект», НПК Вектор, ЗАО «Федеральный центр малой и нетрадиционной энергетики», ООО «Интехэнерго М» и Минпромнауки РФ.
1.1. Техническое состояние. Пути развития техники теплоснабжения
1.1.1. Источники тепловой энергии
1.1.1.1. Источники РАО «ЕЭС России» и АО «Энерго»
Средние удельные расходы условного топлива по всем тепловым электростанциям России в 1999 г. составляли 341,7 г.у.т./кВт.ч и 144,8 кг.у.т./Гкал.
По отдельным электростанциям эти показатели изменяются в значительных пределах:
-на электроэнергию
от 305,5 г/кВт.ч по энергоблоку 1 200 МВт Костромской ГРЭС и 310,4 г.у.т./кВт.ч по энергоблокам 800 МВт Сургутской ГРЭС-2 до 1034,6 г.у.т./кВт.ч по Беринговской РЭС
-на теплоэнергию:
от 123,6 кг.у.т./Гкал по ГЭС-1 Мосэнерго до 288 кг.у.т./Гкал по Омсукчанской РЭС (ОЭС Востока).
Комбинированное производство электрической и тепловой энергии на ТЭЦ обеспечивает в настоящее время ежегодную экономию условного топлива в размере не менее 20 млн. тонн. Однако эффективность теплофикации могла быть существенно выше в случае увеличения отпуска теплоэнергии и при сокращении выработки электроэнергии по конденсационному циклу оборудованием ТЭЦ.
Необоснованное удорожание тепла, отпускаемого от ТЭЦ, привело к тому, что в настоящее время сложилась устойчивая тенденция сооружения промышленными предприятиями собственных котельных и отказа от тепловой энергии ТЭЦ.
За 1990-1999 г.г. при общем снижении отпуска тепла от ТЭЦ на 252 млн. Гкал (34 %) отпуск тепла от собственных источников теплоснабжения предприятий (как правило, от котельных) возрос на 52 млн. Гкал.
Выработка электроэнергии на ТЭЦ по конденсационному циклу с 1990 г. удерживается на достаточно высоком уровне – 40 %. В 1999 г. 59 крупных ТЭЦ увеличили выработку электроэнергии по конденсационному циклу. По итогам 11 месяцев 2000 г. таких ТЭЦ отмечено 46.
Около 3 млн. кВт мощности турбин с противодавлением простаивают и переведены в ограничения из-за отсутствия тепловых нагрузок. При вводе оборудования в резерв электростанции несут дополнительные материальные затраты.
Для повышения конкурентоспособности ТЭЦ на рынке тепловой энергии с 1996 в отрасли был введен метод разделения затрат топлива, в соответствии с которым эффект от теплофикации относился на оба вида энергии.
Принятые в 1996 г. меры в части совершенствования распределения затрат топлива на ТЭЦ оказались недостаточными вследствие ряда причин (увеличение тарифов на теплоэнергию для предприятий в целях обеспечения льготных тарифов коммунально-бытовым потребителям, значительные потери энергии, в тепловых сетях и т.п.) и ожидаемых результатов достигнуто не было.
Влияние перечисленных причин оказалось сопоставимым с полученным снижением удельных расходов топлива на отпускаемую от ТЭЦ тепловую энергию. В результате продолжилось сокращение потребления тепловой энергии промышленными предприятиями. За 1996-1999 г. отпуск теплоэнергии из производственных отборов турбоагрегатов уменьшился на 28 млн. Гкал (14 %).
В настоящее время по экспертным оценкам ежегодный прирост тепловых нагрузок ТЭЦ будет происходить объеме 3 % в год.
Тепловые электростанции по-прежнему будут являться основным генерирующим источником в стране, поэтому технический уровень основного оборудования ТЭС (котлы, турбины, паропроводы) будет в значительной степени определять эффективность энергоснабжения потребителей.
Надежное, полнообъемное энергообеспечение потребителей, эффективность энергопроизводства предопределяется состоянием основных производственных фондов.
Учитывая, что основной ввод энергетических мощностей был осуществлен в 1960-70 г.г., в последние годы в электроэнергетике России неуклонно обостряется проблема физического и морального старения оборудования электростанций, тепловых и электрических сетей.
Степень физического износа оборудования характеризуется составом оборудования ТЭС по возрастным группам на 01.01.2000 г.: от 5 до 20 лет –35 % ; от 20 до 30 лет-35 %; от 30 до 50 лет-30 %.
Срок эксплуатации основного оборудования ТЭС является важнейшим фактором, характеризующим техническое состояние основного оборудования, а значит и степень актуальности техперевооружения ТЭС.
Имеющийся задел научно-исследовательских, конструкторских, проектных работ, выполненных с участием заводов-изготовителей, позволяет ставить вопрос о техперевооружения ТЭС на базе новых технологических процессов и современного энергетического оборудования, более совершенного в конструктивном исполнении.
Большое количество тепловых электростанций (311), многообразие типоразмеров основного оборудования (по единичным мощностям, параметрам пара, энергетическому назначению, виду топлива): 2418 энергетических котлов, 1411 паровых турбин, 725 водогрейных котлов – определили необходимость анализа состояния и путей совершенствования производства тепловой энергии по следующим критериям:
1) Основным фактором, определяющим необходимость техперевооружения ТЭС, следует считать ресурсные условия, которые характеризуют состояние физического износа, степень промышленной безопасности и надежности оборудования, а также дают представление о моральном износе и уровне технических показателей оборудования.
2) Критерием, определяющим необходимость техперевооружения основного оборудования ТЭС, принят срок отработки паркового ресурса паровой турбины.
3) Техперевооружение основного оборудования ТЭС рассматривается с позиции повышения технического уровня в целом энергоблока – энергоустановки по двум направлениям:
-замена действующего выбывающего энергоблока (энергоустановки) на основе внедрения передовой техники и технологий, что рассматривается как стратегическое обновление всего парка энергооборудования;
-замена действующего энергоблока (энергоустановки) на модернизированное паросиловое оборудование, более совершенное в конструктивном исполнении.
4) Практически, в реальных условиях на ТЭС имеют место и другие мероприятия по основному оборудованию, относящиеся к частичному повышению эффективности энергоблоков, которые позволяют при минимальных затратах добиться существенных улучшений технико-экономических показателей (КПД на 1,2 %, увеличение тепловой нагрузки до 15 %).
1.1.1.1.1. Техническое перевооружение ТЭС на основе новой техники
Для ТЭЦ на природном газе предлагается рассмотреть варианты:
-установка мощных ПГУ бинарного типа с КПД 51-53 %, а именно ПГУ-325(Т); ПГУ-170(Т); ГТЭ-110 + КУ; ГТЭ-60 + КУ, создаваемые на базе ГТЭ-110 НПП Машпроект, АР «Рыбинские моторы», ГТЭ-180 ЛМЗ, Пермский «Авиадвигатель», ГТЭ-160 ЛМЗ (лицензионная V 94,2 Сименс) и установкой котлов-утилизаторов;
-установка малых газовых турбин с котлом-утилизатором: НК-37 + КУ; ГТЭ-25 + КУ; ГТЭ-12 + КУ; ГТЭ-6 + КУ.
Выбор этих ГТУ объясняется возможностью серийного производства (НК-37), завершением заводских испытаний (ГТЭ-110) или перспективной разработкой (ГТЭ-180, ГТЭ-60).
При замене оборудования ТЭЦ трудность заключается в компенсации выбывающей тепловой мощности при сохранении электрической мощности, т.к. ПГУ и ГТУ-ТЭЦ имеют существенно большую выработку электроэнергии на тепловом потреблении.
Поэтому для увеличения отпуска тепла во всех вариантах замены турбин типа Т, ПТ, Р должны использоваться теплофикационные ПГУ и ГТУ-ТЭЦ с дополнительным сжиганием топлива в среде выхлопных газов ГТУ перед котлом-утилизатором:
а)паровым –при замене турбин типа ПТ и Р;
б) водогрейным – при замене турбин типа Т.
Использование дополнительного сжигания топлива перед котлом-утилизатором позволяет изменить тепловую нагрузку в широком диапазоне – от максимального зимнего значения до нагрузки летнего горячего водоснабжения.
При правильном выборе состава оборудования ГТУ-ТЭЦ и доли дополнительного топлива, сжигаемого перед котлом-утилизатором, возможно исключение из состава ТЭЦ пиковых водогрейных котлов.
Потребность в крупных ПГУ(Т) до 2010 г. указана в таблице 3.
Таблица 3
|
Кол-во
|
Единичн.
эл.мощн.
МВт
|
Единичн.
Тепл.мощн.
МВтт |
Суммарн.
Эл.мощн.
МВт
|
Суммарн.
Тепл.мощн. МВтт
|
ПГУ-325(Т)
|
1
|
325
|
260
|
325
|
260
|
ПГУ-170(Т)
|
5
|
170
|
130
|
1190
|
650
|
ГТЭ-110 + КУ
|
10
|
110
|
155
|
1100
|
1550
|
ГТЭ-60 + КУ
|
14
|
60
|
35,5
|
840
|
497
|
Итого
|
30
|
|
|
3455
|
~3000
|
Потребность в малых ПГУ до 2010 г. указана в таблице 4.
Таблица 4
НК-37 + КУ
|
140
|
25
|
35
|
3500
|
4914
|
ГТЭ-25 + КУ
|
1
|
25
|
48
|
25
|
48
|
ГТЭ-16 + КУ
|
4
|
16
|
26,5
|
64
|
106
|
ГТЭ-12 + КУ
|
52
|
12
|
17,5
|
624
|
910
|
ГТЭ-6 + КУ
|
2
|
6
|
9,8
|
12
|
19,6
|
|
|
|
|
4225
|
~ 6000
|
Суммарная установленная тепловая мощность ПГУ составит 9 000 МВтт (~10 500 Гкал).
Техперевооружение ТЭС на основе модернизации
Решение по модернизации газомазутных ТЭЦ на давление 13,0 МПа принято из следующих соображений. Использование ПГУ при обеспечении заданных тепловых нагрузках приводит, как правило, к увеличению электрической мощности установок.
В этой ситуации необходимо увеличение расхода газа на электростанциях, поэтому реализация данного направления может оказаться проблематичной.
Исходя из этого, применение ПГУ-ТЭЦ для техперевооружения с давлением 13,0 МПа должно быть обосновано в каждом конкретном случае с учетом изучения последствий следующих мероприятий:
-снижение выработки электроэнергии на КЭС, использующих природный газ;
-целесообразность увеличения электрической мощности в месте размещения ТЭЦ;
-возможность выделения дополнительных ресурсов природного газа для ПГУ-ТЭЦ, учитывая эффективность его использования.
Наиболее характерным теплофикационным оборудованием на давлении 13,0 является турбина Т-100-130. Всего на ТЭЦ установлено 164 турбины, которые составляют более 20 % установленной тепловой мощности (исключая мощность водогрейных котлов).
До 2010 г. по условиям паркового ресурса подлежит замене 76 турбин.
Замещающим оборудованием является турбина Т-115-130, применение которой позволит достичь годовой экономии топлива в 2010 г. в размере 655 тыс. т.у.т.
1.1.1.1.3. Мероприятия по повышению ресурса, надёжности и экономичности турбоустановок
а) Турбины с противодавлением:
В связи с изменением потребления тепла и электроэнергии большинство турбин типа Р находятся в резерве.
К малозатратным мероприятиям относится снижение противодавления с использованием пара в технологических нуждах, на отопление и в пиковых бойлерах (вытеснение пиковых водогрейных котлов).
При наличии на ТЭЦ турбин типа Т и ПТ можно использовать пар из отборов турбин типа Р для вытеснения пара отборов указанных турбин, тем самым повышая выработку электроэнергии на тепловом потреблении.
б) Турбины мощностью 25-250 мВт:
Основным направлением повышения экономичности теплофикационных турбоустановок является снижение потерь тепла, поступающего в конденсатор, от вентиляционного пропуска пара и пароводяных потоков.
Уплотнение регулирующих поворотных диафрагм ЧНД позволяет свести расход пара через них до технически возможного минимума, при этом увеличение тепловой нагрузки составляет от 3 до 4 %.
Утилизация пароводяных потоков (конденсат рециркуляции, дренажи, пар уплотнений) позволяет получить экономии тепла для турбин Т-100-130 в размере 18-22 МВт.
Перевод системы концевых уплотнений на режим самоуплотнения практически исключает подачу пара на уплотнения турбин, т.к. уплотнения обеспечиваются паром протечек через уплотнения из цилиндров.
Замена более высокопотенциального пара на низкопотенциальный позволяет экономить теплоту и вырабатывать дополнительную мощность на тепловом потреблении (экономия 5-7 МВтт для турбины ПТ 60-130).
Для предварительной очистки охлаждающей воды устанавливаются самоочищающиеся фильтры. Установка шариковой очистки трубок конденсатора и фильтра предочистки позволяют повышать КПД турбины на 1-2 %.
|
