Электроэнергетика России

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:

- определение предельных вариантов развития традиционных ТЭЦ в основных

городах Сибири, исходя из резкого сокращения централизованного

финансирования перспективных энергообъектов;

- обоснование эффективности использования газа крупных и локальных

месторождений в системах теплоснабжения в увязке с перспективными

направлениями развития энергетического оборудования;

- выявление необходимых объемов реконструкции и модернизации систем

теплоснабжения в условиях перехода к финансированию из местных бюджетов и

неплатежеспособности потребителей тепловой энергии, особенно в сфере

коммунального хозяйства;

- формирование стратегии развития систем теплоснабжения и теплофикации в

малых городах и населенных пунктах;

- изучение перспективности использования газогенераторных установок на

отходах лесной, химической и угольной промышленности;

- классификация и определение рациональных путей вовлечения нетрадиционных

и возобновляемых энергоресурсов в топливный и тепловой баланс регионов.

В этих условиях при определении структуры источников тепла были приняты

следующие дополнительные аргументы:

1. До 2000 г. развитие систем центрального теплоснабжения необходимо

ориентировать на существующие технологии сжигания твердого топлива, а после

2000 г. следует рассмотреть всю гамму возможных вариантов перспективных

источников тепла. Среди наиболее приоритетных технологий для Сибири и

Дальнего Востока может оказаться широкомасштабное современных экологически

чистых угольных ПГУ и газовых ГТУ ТЭЦ малой и средней мощности и

необходимость внедрения установок с более низкими расходами топлива, чем на

используемых.

2. Период 1993-1997 гг. характерен снижением теплопотребления (с разной

глубины падения спроса промышленности) и неясными темпами выхода из кризиса

(особенно это проявляется при согласовании с территориальными органами). В

этот период достаточно трудно ориентироваться на конкретные величины

теплопотребления, поэтому представляется вполне допустимым и оправданным на

состояние обеспеченности (или покрытия тепловых нагрузок) мощностями от

существующих систем теплоснабжения в период 1990/92 гг. Это связанно с тем,

что несмотря на падение спроса на тепловую энергию в промышленности нельзя

однозначно ожидать и снижения тепловых нагрузок, так как выход из кризиса

может совпадать по времени с наиболее неблагоприятными климатическими

факторами. Так, в этот период надо обязательно учитывать существующий

дефицит тепловых мощностей в конкретной системе теплоснабжения и

ориентировать развитие такой системы на ликвидацию дефицита (в разумных

пределах). Таким образом до 1995 г. следует поддержать ввод мощностей на

ТЭЦ, даже если они некоторое время оказываются недостаточно загруженными по

тепловым или электрическим нагрузкам. Это создает реальные возможности для

вывода из работы физически отработавшего и о морально устаревшего

оборудования, обеспечит надежность теплоснабжения в условиях нестабильного

прогноза и создает базу для дальнейшего решения проблем теплоснабжения при

ожидаемом после 1995 г. росте спроса теплоснабжения и резкого объема

тепловых нагрузок. Однако при этом надо исходить из существующей

экономической и политической ситуаций, которые к сожалению, способствуют

необходимости планирования задержки теплофикационных блоков на ТЭЦ на 2-3

года.

На основании уровней теплопотребления отдельных городов, с использованием

данных по вводам и демонтажу оборудования ТЭЦ, из Генеральной схемы

развития электроэнергетики до 2010 г. (Энергосетьпроэкт, 1991 г.) сделаны

укрупненные оценочные балансовые расчеты по структуре развития тепловых

нагрузок городов.

Эти результаты представляют собой как бы предельные варианты развития

традиционных ТЭЦ в условиях спада промышленного теплопотребления и

неустойчивых решений в экономике развития регионов Сибири

Отпуск тепла от ТЭЦ в перспективе до 2010 г. для Западно-Сибирского и

Восточно-Сибирского экономических районов, тыс.Гкал/год

Наименование района 1990 ' 1995 2000 2010

Алтайский край 20067 19930 21830 26130

Кемеровская обл. 26448 27000 28800 33600

Новосибирская обл. 14523 16630 18130 19630

Омская обл. 20171 21130 23530 27530

Томская обл. 5876 5950 9950 11950

Тюменскаяобл. 11994 13600 14950 17300

ИТОГО по Западной Сибири 99079 104240 117190 136140

Красноярский край 44668 48360 54230 63830

Иркутская обл. 48709 50680 53950 59350

Читинская обл. 6066 7290 7410 8950

Республика Бурятия 4927 5010 5860 6160

Республика Тува 1485 1500 1600 1700

ИТОГО по Восточной Сибири 105855 112840 123050 139990

При корректировке учитывалось снижение уровней теплопотребления и новая

экономичеческая ситуация в стране. Это сдвигает на более поздние сроки

реальные вводы значительной части мощности ТЭЦ, что в ряду случаев

противоречит желаниям местных органов управления и требует экономичном.

Конкретно по городам складывается следующая ситуация с вводами

теплофикационных мощностей на ТЭЦ:

ОМСК - подвод газа к городу позволяет ориентировать системы теплоснабжения

на широкое использование промышленно-отопительных котельных, которые

обеспечивают большую долю паровой промышленной нагрузки, а ввод агрегатов

на новых ТЭЦ-6 и ТЭЦ-7 позволит покрывать тепловые нагрузки только в

горячей воде. Поэтому вопрос о строительстве ТЭЦ-6 и ТЭЦ-7 необходимо

рассмотреть дополнительно в увязке с задачами энергоснабжения города и

района.

Подвод газа в Омскую область позволяет рассматривать в качестве варианта,

альтернативного централизованному энергоснабжению на базе ТЭЦ-6 и ТЭЦ-7,

строительство ГТУ ТЭЦ мощностью порядка 100+200 МВт в городах Исилькуль,

Калачинск, Тара, Называевск. Это позволит обеспечить наличие теплоснабжения

в этих городах и дополнительно получить энергетические мощности в размере

400-800 МВт на более экономичном оборудовании. Кроме того, в этих городах

появится возможность развития промышленности, и затормозится процесс оттока

населения в Омск, где за 30 лет население удвоилось. Одновременно,

возможно, удастся стабилизировать сельское население.

БАРНАУЛ - развитие теплопотребления просматривается достаточно четко, хотя

и более низкими темпами, чем предусматривалось ранее по схемам

теплоснабжения, поэтому представляется, что развитие ТЭЦ-3 по мощности 930

МВт вполне оправданно. Однако, если удасться удержать до 2000-2010 гг.

уровень покрытия тепловых нагрузок от ТЭЦ-1, то реальным может оказаться

ввод турбин Т-185-130 на ТЭЦ-3 за 2010 г. Строительство ТЭЦ-4 под вопросом.

БИЙСК - снижение выдачи тепловой энергии после 2000 г. от ТЭЦ-1 можно

компенсировать только за счет промышленно-отопительных котельных или путем

ввода блока Т-185-130 на новой ТЭЦ-2.

РУБЦОВСК - развитие ТЭЦ тракторного завода позволяет покрывать потребности

в тепле до 2000 г., при этом возможен ввод второго и третьего агрегатов Т-

180-130 за 2010 г. Развитие теплоснабжения в городах Благовещенка,

Славгород, Заринск, Алейск и других, по видимому целесообразно

ориентировать на базе ТЭЦ предприятий металлургии, нефтехимии и сельского

хозяйства.

КЕМЕРОВО - строительство Петровской ТЭЦ и пуск первых двух блоков до 2000г.

и последующих двух до 2010 г. представляется необходимым. Возможен рост

уровня индивидуального теплоснабжения.

НОВОКУЗНЕЦК -по структуре тепловых нагрузок на 2010 г. можно допустить

задержку с вводом от одного до 2-х блоков Т-180-130 на Западно-Сибирской

ТЭЦ или Кузнецкой ТЭЦ, однако при этом необходимо дополнительно решить

вопросы теплоснабжения на 2000 г., особенно потребителей от Западно-

Сибирской ТЭЦ.

ЮРГА -основной прирост тепловых нагрузок приходится на промышленные

предприятия (из-за расширения и реконструкции и на жилищно-коммунальное

строительство. По-видимому, целесообразно осуществить до 2010 г. расширение

Юргинской ТЭЦ на один блок Т-185-130 и строительство новых котельных.

Развитие Прокопьевск- Киселевской ТЭЦ за 2005 г. возможно только при

уточнении тепловых нагрузок, либо необходимо приблизить площадку к

Прокопьевску, так как на уровне 2010 г. теплопотребление этого города

достигает почти 7000 тыс. Гкал/год.

Развитие систем теплоснабжения в других городах Кемеровской области

целесообразно осуществлять на базе уже имеющихся энергоисточников (Томь-

Усинской ГРЭС, Беловской ГРЭС, Южно-Кузбасской ГРЭС) и, возможно, за 2000-

2005 гг. - на базе небольших промышленно-отопительных ТЭЦ с системами

газификации угля.

НОВОСИБИРСК - до 1990 г. в работе находилось большое количество промышленно-

отопительных котельных, поиводящих около 8-10 млн. Гкал тепла в год в виде

пара и горячей воды. С вводом двух новых отопительных ТЭЦ (ТЭЦ-6 и ТЭЦ-7)

вряд ли удастся решить проблемы пароснабжения промышленных предприятий,

поэтому нецелесообразно снижать отпуск тепла от котельных ниже 6-8 млн.

Гкал/год. Следует также дополнительно проработать вопрос целесообразности

ввода на ТЭЦ-4 блока Р-50-130 в 1995 г.

КУЙБЫШЕВ - развитие барабинской ГРЭС-ТЭЦ, по-видимому, будет сдерживаться

относительно небольшим ростом тепловой нагрузки. Однако для устойчивого

энергоснабжения городов Куйбышев, Барабинск, Татарск, Карасук и др.

необходимо дополнительно рассмотреть (помимо строительства ЛЭП-500)

возможность организации относительно небольших узлов производства

электроэнергии на базе малых ТЭЦ, что, несомненно, будет способствовать

экономии топлива, повышению комфортности теплоснабжения и экологической

разгрузке этих городов. В настоящее время в городах такого типа работают

угольные котельные с удельными расходами условного топлива на производство

тепловой энергии в размере 190-290 кг/Гкал, которые практически не имеют

систем золоочистке дымовых газов.

ТОМСК - сооружение ТЭЦ-3 необходимо, при этом следует отметить, что к 2010

г. может потребоваться ввод станции на полную тепловую мощность, т.к. темпы

развития теплопотребления просматриваются достаточно устойчиво. Не

исключено, однако, что ввод двух агрегатов ПТ-1 140-130 и ПТ-185--130

может быть сдвинут по времени.

В ряде городов Тюменской области ожидается строительство КЭС, которые

должны принимать участие в решении вопросов теплоснабжения близлежащих

населенных пунктов.

ИРКУТСК - развитие теплопотребления оценивается достаточно устойчиво в

связи с относительно небольшой долей промышленных производств и стабильными

темпами прироста численности населения. В качестве основного источника

выступает Ново-Иркутская ТЭЦ. Намечается повышение роли индивидуальных

источнике теплоты. Основная проблема будет связана с развитием котельных.

Возможен ряд вариантов, в том числе использование за 2000 г.газа

Ковыктинского месторождения. Повышение роли теплофикации в Иркутске

возможно за счет строительства ГТУ ТЭЦ на площадках ТЭЦ завода им.

Куйбышева, ТЭЦ-2 и планировавшейся ТЭЦ-8 (вблизи этой площадки), что

позволит установить ГТУ ТЭЦ суммарной мощностью порядка 400-800 Мвт с

отпуском тепла до 3500 тыс. Гкал/год. Такое решение будет способствовать

повышению надежности теплоснабжения, экологической разгрузке города, а

также дальнейшему производству электроэнергии на бо-лее современном

оборудовании (снижая выработку электроэнергии на менее экономичных

устаревших угольных ТЭЦ).

АНГАРСК - сокращение уровней промышленного теплопотребления позволяет

ориентировать систему теплоснабжения на два основных источника -ТЭЦ-1 и ТЭЦ-

9 с принятой схемой модернизации и демонтажа оборудования, а возможность

перевода ТЭЦ на газ позволит уменьшить экологическую нагрузку города. При

этом ТЭЦ-10 может рассматриваться как источник локального теплоснабжения

или даже как источник теплоснабжения части г. Иркутска. Необходимость

моденизации оборудования ТЭЦ-10 должна учитывать условия развития

электроэнергетики в ОЭЭС Сибири. Расширение ТЭЦ-9 будет идти с задержкой во

времени. Целесообразность ввода новых агрегатов (ПТ-135-30 и Р-100-130) на

ТЭЦ 1 проблематична.

БРАТСК - Развитие ТЭЦ-6, ТЭЦ-7 и ТЭЦ ЛПК будет определяться условиями

промышленного теплопотребления, существующие темпы не позволяют

рассматривать строительство новой ТЭЦ. При этом появляется необходимость

решения вопросов модернизации оборудования котельных, повышения уровня

надежности всей системы и снижения уровня загрязненности. Необходимо

дополнительно рассмотреть вопрос использования природного газа локальных

месторождений в системах теплоснабжения города близрасположенных поселков.

УСОЛЬЕ-СИБИРСКОЕ - следует отметить крайне низкую надежность схемы

теплоснабжения, так как город с населением свыше 100 тыс. чел. подключен к

одному источнику ТЭЦ-11. При вовлечении газа в топливный баланс Иркутской

обл. следует рассмотреть вопрос строительства ГТУ ТЭЦ на площадке ТЭЦ ЗГО и

покрытия части тепловой нагрузки города от нового источника в размере 600-

1000 тыс. Гкал/год, что позволит иметь дополнительную мощность порядка 200-

300 МВт и тем самым разгрузить ТЭЦ -11 от части нагрузки ЖКХ и

способствовать дальнейшему развитию промышленности. Ввод турбин Т-185-130 и

Р-100-130 следует рассматривать только за 2010 г. и если не будет

развиваться ТЭЦ ЗГО.

УСТЬ-ИЛИМСК - сдерживающим фактором развития ТЭЦ может стать снижение

промышленного теплопотребления, поэтому ТЭЦ ЛПК и Усть-Илимс-кая ТЭЦ будут

работать с пониженной тепловой нагрузкой.

ЗИМА и САЯНСК - прогнозировать их дальнейшее развитие очень затруднительно.

ТЭЦ-3 (ЗИМА) следует ориентировать только на отпуск тепла, а на НОВО-

ЗИМИНСКОЙ ТЭЦ (Саянск) ввод четвертого блока до 2000 г., а пятого (т-185-

130) будет зависеть от времени пуска последующих очередей химических

производств и концепции использования природного газа.

БАИКАЛЬСК - ТЭЦ БЦБК желательно сохранить независимо от вопроса по по

перепрофилированию БЦБК.

ЧЕРЕМХОВО - развитие ТЭЦ-12 проблематично, т.к. идет широкий отток

населения и поэтому ввод 2-х турбин ПТ-1 135-130 может иметь место только

за 2010 г. и при значительном росте промышленного теплопотребления.

ШЕЛЕХОВ - на площадке ТЭЦ-5 наиболее целесообразно строительство ГТУ ТЭЦ

особенно при подводе газа в район Иркутска. В противном случае наращивание

тепловых мощностей возможно только за счет паровых и водогрейных котлов.

В остальных городах Иркутской области развитие теплофикации

целесообразно только с использованием ТЭЦ малой мощности, особенно если

будет газ (ТЭЦ Тулунского и Бирюсинского гидролизных заводов),

KPACHOЯPCK - рост численности населения с 923 тыс.чел. до 1 млн. 150

тыс.чел. в 2010 г. будет сопровождаться приростом промышленного

теплопотребления, хотя и более медленными темпами, чем прогнозировались

ранее. Представляется, что расширение ТЭЦ-1 с заменой устаревшего

оборудования необходимо, как и строительство новой ТЭЦ-3. Правда к 2010 г.

мощность ТЭЦ-3 достигнет 360 МВт и ввод новых трех агрегатов Т-180-130, по-

видимому, следует рассматривать за 2010 г. Аналогичное положение и с ТЭЦ-1,

на которой ввод турбины ПТ-140-130 следует ожидать после 2000 г., и трех

других агрегатов за 2010 г. До 2000-2005 гг. реальным представляется

реконструкция крупных котельных и расширение зоны охвата современными

индивидуальными источниками тепла.

МИНУСИНСК -развитие Минусинской ТЭЦ на полную мощность 700 МВт будет

сдерживаться резким падением промышленного теплопотребления (более чем в 2

раза) и, по-видимому, целесообразно ограничить ее развитие на уровне 2000

г. на мощности 335 МВт.

АБАКАН - несмотря на снижение промышленного теплопотребления,

расширение ТЭЦ вагоностроительного завода за 2000 г. на один блок вполне

реально, а ввод еще одного агрегата Т-185-130 проблематичен и так же, как

дальнейшее расширение требует дополнительного обоснования.

КАНСК - строительство Ново-Канской ТЭЦ до 2010 г. проблематично, так

как теплопотребление уменьшилось в 2 раза по сравнению с ранее

прогнозируемым. .

АЧИНСК - развитие на базе ТЭЦ глиноземного комбината и

нефтеперерабатывающего завода, а также небольших котельных и индивидуальных

генераторов тепла. По-видимому, до 1995 г. не будет ввода ТЭЦ Ачинского НПЗ

и к 2010 г. возможная мощность ТЭЦ достигнет 160 МВт (2хПТ-80-130).

В Норильском узле возможно отставание с вводами турбин на Норильской

ТЭЦ-3.

Систему теплоснабжения республики Тува необходимо рассматривать

самостоятельно. В городах Сорск, Абаза, Назарове и других развитие этой

системы на базе новых ТЭЦ не представляется возможным.

УЛАН-УДЭ - развитие новой ТЭЦ мощностью 720 МВт крайне необходимо,

однако до 2010 г. больше двух блоков Т-1180-130 ввести не удастся.

ЧИТА - необходимо развитие ТЭЦ-1 до мощности 600 МВт, поэтому

целесообразен ввод Т-110-130 до 1995 г. Строительство новой ТЭЦ-3 сдвинется

за 2010 г.

КРАСНОКАМЕНСК - развитие ТЭЦ. по-видимому, будет приостановлено на

уровне 440 МВт, и ввода новых турбоагрегатов не потребуется.

Остальные. ТЭЦ Читинской области (Приаргунская, Шерлово-горская,

Удоканская и Петровск-Забайкальская) следует развивать как локальные малые

энергоисточники.

Таким образом, падение спроса на тепловую энергию в период 1993-1997

гг., вызванное уменьшением промышленного теплопотребления,

может не затормозить темпы внедрения перспективного оборудования ТЭЦ,

если не будет резкого торможения строительства уже начатых объектов. Это

позволит избежать дефицита тепла в жилищно-коммунальной сфере. В результате

менее острыми окажутся проблемы по сохранению в работе физически

изношенного и морально устаревшего оборудования на ТЭЦ Западной и Восточной

Сибири. Одновременно будет сдерживаться рост числа

незапланированных котельных готовностью централизованных систем

теплоснабжения (на базе существующих ТЭЦ) взять на себя часть тепловой

нагрузки децентрализованного сектора до конца 1995-1997 гг.

Однако для преодоления технической, технологической и ; орагнизационной

отсталости ТХ Западно-Сибирского и Восточно- Сибирского регионов такого

структурного маневра может быть недостаточно и необходимо наряду с

традиционным развитием ТЭЦ и котельных рассмотреть после 2000 г. как

альтернативу широкомасштабное внедрение теплоснабжающих установок средней и

малой мощность на твердом и газообразном топливе. Это даст возможность

вовлечь более активно в процесс разработки и реализации энергетической

политики региона малые и средние города. Тогда процесс развития ТХ региона

можно разделить на два этапа.

Первый этап охватывает период примерно до 1997 г. и включает

антикризисные меры, не требующие длительного времени для их реализации и

связанные, в основном, с организационно-правовой политикой и новыми

экономическими отношениями. Основными из них являются:

1. Акционирование и приватизация объектов теплоснабжения.

Законодательством РФ объекты инженерной инфраструктуры города (в том числе

сооружения и сети теплоснабжения) относятся к муниципальной собственности,

а другие источники теплоснабжения (ТЭЦ, ГРЭС, промышленные котельные) могут

быть собственностью других юридических лиц. В соответствии с этим тепловые

сети систем централизованного теплоснабжения (принадлежащие Минтопэнерго и

ведомствам ЖКХ) должны были полностью муниципализироваться. .Это имело бы

свои положительные стороны, поскольку способствовало бы созданию в городах

единых предприятий тепловых сетей, включающих магистральные и

распределительные сети от источников тепла до потребителей, что упростило

бы организацию режимов эксплуатации систем. Однако опыт показывает, что

передача собственности из одних рук в другие встречает практически

непреодолимые трудности. В связ^ с этим можно ожидать, что процессы

акционирования и приватизации будут проходить в рамках сложившейся

ведомственной принадлежности. Магистральные тепловые сети (там, где они

находились в ведении Минтопэнерго) будут акционироваться вместе с ТЭЦ и

перейдут в областные энергетические объединения. В муниципальной же

собственности останутся мелкие отопительные котельные и

распределительные сети, имеющие крайне низкий технический уровень.

2. Создание правовых основ для обеспечения равноправных отношений

производителей и потребителей тепловой энергии и для реализации

индикативных методов управления ТХ со стороны государства. Основным

условием, делающим договорные отношения реальными, является обеспечение

измерений на границах собственности. Наибольшая трудность при этом

возникает в тех системах, где магистральные и распределительные сети

принадлежат разным сторонам. Потребуется устройство узлов измерения в

местах сопряжения сетей. Необходимо законодательное закрепление

равноправных отношений производителей и потребителей тепловой энергии на

основе договоров, предусматривающих взаимные обязательства сторон и санкции

при их невыполнении. Необходимо усиление роли и расширение прав местных

администраций при проведении координации во взаимоотношениях всех сторон,

участвующих в теплоснабжении населенного пункта. Кроме того, местные

администрации должны нести ответственность за организацию своевременного

проектирования, поиск финансирования и строительство предприятий

теплоснабжения и ответственно участвовать в обсуждении и экспертизах этих

проектов. Управление развитием теплоснабжения региона должно осуществляться

на основе: а)разработки и принятия стратегических программ развития ТХ

региона, финансируемых администрациями краев и областей совместно с

региональными и областными подразделениями Минтопэнерго и ЖКХ;

б)тактических программ развития .теплоснабжения области (края),

финансируемых собственно областными (краевыми) администрациями;

в)схем теплоснабжения отдельных населенных пунктов, финансируемых местными

администрациями или совместно с другими организациями на паритетных

условиях и т.д.

3. Переход к новой тарифной политике. Большое значение для

регулирования отношений производителей и потребителей имеет введение

системы двухставочных тарифов на тепловую энергию. Постоянная часть этого

тарифа должна учитывать заявленную мощность и согласованный уровень

надежности. Вторая часть тарифа устанавливается за полученную

потребителем тепловую энергию. Двухставочный тариф стимулирует снижение

заявленной потребителем чрезмерной (на всякий случай) мощности, создает

заинтересованность в экономии тепловой энергии как производителем, так и

потребителем, дает возможность экономически воздействовать на потребителя

или производителя, нарушающих режим потребления или производства тепловой

энергии.

4. Целенаправленное изменение инвестиционной политики. Формирование

политики ответственности за получение и расходование денежных средств,

взаиморасчетов и финансовых взаимообязательств и другие инвестиционные

гарантии будут способствовать улучшению содержания ТХ Сибири.

Технические меры по организации нормального теплоснабжения региона, реально

осуществимые в этот период, связаны с приведением существующих систем и

источников теплоснабжения в нормальное техническое состояние, с

регулировкой тепловых сетей и нормализацией режимов их работы, для чего

необходимы: - гидравлическая регулировка всех систем централизованного

теплоснабжения при рассмотрении системы в целом - от источника тепла до

потребителей;

- обследование технического состояния тепловых сетей и разработка

программ их реконструкции и замены ветхих участков и оборудования (при этом

надо учитывать не только существующие ветхие участки, но и постепенную

выработку нормативного срока службы остальными теплопроводами, а основой

для разработки программ реконструкции тепловых сетей должны послужить

задания на разработку новых или уточнение предложенных схем теплоснабжения

городов, при этом ссылки на необходимость дополнительных денежных затрат не

должны служить поводом для их отклонения);

- обследование технического состояния всех котельных, разработка

реальных программ их реконструкции и технического переоснащения;

- организация специальных аварийно-восстановительных служб в тепловых

сетях, позволяющих снизить время ликвидации аварийных ситуаций.

Специальной проработки заслуживает вопрос об использовании в качестве

резервных передвижных источников теплоснабжения.

9. Основные задачи НТП в теплоснабжении

Практически - это второй этап процесса реализации политики развития ТХ

и он связан с переходом к. сооружению ТЭЦ средней и малой мощности на

принципиально новых технологиях сжигания топлива (ПГУ и ГТУ ТЭЦ с

внутрицикловой газификацией угля и на газе) и к внедрению современных

котельных с новыми экологически чистыми технологиями сжигания топлива (со

стационарным, циркулирующим и расширяющимся кипящим слоем), а также

современного котельного оборудования на ТЭЦ (котлоагрегаты с вихревыми и

кольцевыми топками) с усовершенствованными системами очистки газов (фильтры-

эмульгаторы).

ПГУ с внутрицикловой газификацией угля мощностью от 10 до 60 МВт могут быть

созданы в течение 4-5 лет. В качестве газовой турбины на них не может быть

использован ряд существующих агрегатов ГТН-16, ГТЭ-20, ГТЭ-25, ГТЭ-25А, ГТН-

25А (Турбомоторный завод в Екатеринбурге, H3JI), ГТГ-12, ГТГ-16 (Южный

турбомоторный завод в Николаеве), а также авиационные и судовые ГТУ.

Калужский турбомоторный завод может разработать паротурбинные установки

мощностью 6-20 МВт на рабочее давление 3-5 МПа. Первая опытно-

конструкторская разработка таких установок реально может быть выполнена в

течение 1-2 лет, финансирование проекта должно осуществляться из средств

бюджета и Минтопэнерго РФ, поскольку это перспективные экологически чистые

установки, потребность в которых существует и в других регионах страны.

Газогенераторные установки для внутрицикловой газификации угля

мощностью от нескольких до 100-250 т/ч могут выпускаться через 3-4 года

Таганрогским котельным заводом "Красный котельщик". Газотурбинные установки

с котлами утилизаторами мощностью от 16 кВт до 60 МВт на базе авиационных

двигателей готово разрабатывать Рыбинское конструкторское бюро

машиностроения (конверсинное предприятие ТПО, которому требуется около 2

млрд.руб. на реконструкцию. Внедрение ЛГУ можно начать на ТЭЦ ЦБК и других

предприятиях, что даст заметное повышение их мощности и КЛД. Необходима

разработка программы их использования как источников комплексного

теплоснабжения промышленности и ЖКХ. Широкое внедрение этих установок

реально за 2000 г., когда одновременно начнется рост промышленного

теплопотребления.

Проработка вопросов возможного применения ЛГУ ТЭЦ мощностью 100-200 МВт

(4 блока по 25-50 МВт) для покрытия тепловых нагрузок (в размере 100-250

Гкал/ч) малых и средних городов показала, что в регионе имеется

существенная потенциальная заинтересованность практически во всех

энергосистемах и особенно дефицитных в настоящее время.

Представляется целесообразным рассматривать следующие основные

технические направления в теплоснабжении Сибири: создание и освоение нового

котельного оборудования для ТЭЦ на твердом топливе производительностью 420

т/ч и более, в первую очередь, котлов с кипящим слоем и парогазовых

установок с внутрицикловой газификацией твердого топлива; разработку и

внедрение в газопотребляющих районах, автоматизированных источников тепла

на природном газе (котельные, ПГУ и малые ГТУ ТЭЦ и т.п.); разработку и

внедрение автоматизированных паровых котлов низкого давления с кипящим

слоем производительностью 100-300 т/ч и менее для замены мелких

неэкономичных котельных; широкое внедрение новых конструкций (бесканальных

прокладок, опор "качающегося" типа и т.п.)

Страницы: 1, 2