География тепловой электроэнергетики России

       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.