Развитие ТЭЦ в современных российских условиях

Размещено на http://www.allbest.ru/

Статья

на тему: Развитие ТЭЦ в современных российских условиях

О значимости ТЭЦ в Советском Союзе.

Например, Омский нефтеперерабатывающий завод, входящий в рейтинг 100 лучших мировых НПЗ, является единственным предприятием из этого списка, которое не имеет своей блок-станции, а получает тепло- и электроэнергию от внешних ТЭЦ.

В зарубежных странах пошли по другому принципу развития схемы энергоснабжения - каждое крупное промышленное предприятие (с большими объемами потребления тепловой энергии, с высоким выходом вторичных ресурсов и необходимостью их утилизации) должно иметь свою блок-станцию, которая позволит обеспечить его потребности в электро- и тепло- энергии. В этом случае появляется возможность оптимизировать схему энергоснабжения любого такого предприятия, избегая посредников.

Говоря об отечественных ТЭЦ, количество которых стремительно увеличивалось вплоть до 1990 г., надо отметить, что в советские годы сформировался тип теплоэлектростанции, представляющей из себя (в зависимости от типа нагрузок) сбалансированный набор турбин типа ПТ, Т и Р. Появился проект, получивший название «Типовой проект ТЭЦ-300», который позже был модернизирован в «Типовой проект ТЭЦ-350», что значительно упростило проектирование теплоэлектростанций. Известно, что, имея типовые решения, гораздо проще заниматься разработкой проекта, при этом не требуется привлечения высококвалифицированных специалистов на данном этапе. Наличие такого типового проекта способствовало появлению унифицированных строительных конструкций, отдельных элементов, узлов, схемных решений (включая тепловую схему, за исключением вида топлива) и т.д. И сегодня мы работаем на этом унифицированном оборудовании практически по всей стране.

Работа ТЭЦ в постсоветский период.

Советском Союзе, но, безусловно, сделанный много лет назад выбор серьезно сказался на экономических показателях работы ТЭЦ в постсоветское время, когда промышленная нагрузка многих из них в силу различных причин значительно снизилась, а в отдельных случаях упала до нуля. Поскольку сейчас все промышленные предприятия работают в рыночных условиях, у них колебания плана выпуска продукции достаточно большие, при этом суточная тепловая нагрузка предприятия может меняться в два и более раза (например, падать от 800 до 400 т/ч). Как показала практика работы ТЭЦ в постсоветский период, основными бедами ТЭЦ стали их недозагрузка и негибкость реагирования на изменение тепловых нагрузок. Таким образом, ТЭЦ и схемы энергоснабжения от них, созданные в советское время, оказались не готовы к работе в рыночных условиях.

Как следствие, возникли проблемы и с тепловыми нагрузками на нужды теплоснабжения других (не промышленных) городских объектов, которые также снижались вследствие отключения от ТЭЦ отдельных потребителей. Достаточно вспомнить тот бум, имевший место в 1990-2000 гг, когда в различных регионах страны началась децентрализация систем теплоснабжения за счет порой бездумного и не подкрепленного технико-экономическим обоснованием строительства пристроенных и крышных котельных, а также оснащение многоэтажных жилых домов квартирными котлами. Причем считалось, что все эти новые технические решения намного экономичнее и выгоднее по сравнению с системами централизованного теплоснабжения (ЦТ) от крупных котельных и ТЭЦ, но их эксплуатация (за исключением отдельных случаев) показала обратное. И сегодня, по-прежнему, главным элементом систем ЦТ считаются ТЭЦ.

Рассматривая систему ЦТ от ТЭЦ, нельзя забывать и о разумных радиусах теплоснабжения. Наверное, радиусы теплосети в 20-30 км сегодня нельзя считать допустимыми величинами не только с точки зрения эффективности, но и с точки зрения надежности системы. Нельзя забывать о вопросе надежности системы в целом и при наличии в городе крупной ТЭЦ, на которой «висит» 500 тыс. жителей, являющейся единственным источником для той или иной территории. При этом повышение надежности за счет резервирования на ТЭЦ стоит очень дорого. В первую очередь, как минимум, ее надо уберечь от разного рода аварийных ситуаций, чтобы иметь возможность покрывать собственные нужды и обеспечивать потребителям тепловую нагрузку. Что касается электрической нагрузки, то ее «потерять» можно (конечно, нежелательно), т.к. ее резервирование может обеспечить общая энергосистема. А вот как «не потерять» тепловую нагрузку станции и магистральную теплосеть? Надо ли резервировать магистральные теплосети от ТЭЦ (например, диаметром Ду 1200 мм) с соответствующими колоссальными финансовыми вложениями? Эти вопросы до сих пор никак не решены. теплоэлектроцентраль современный российский

Есть еще одна очень важная деталь, на которую необходимо обратить внимание, - это функционирование системы теплоснабжения в советское время. Так, на обеспечение тепловой энергией потребителей Советский Союз тратил 50% добываемых топливных природных ресурсов; на электроэнергию - 25%. Тем не менее, нормативно-техническое стандартизированное обустройство производства электроэнергии было на два порядка выше, чем производства тепловой энергии. В сфере теплоснабжения было слишком мало нормативных актов, позволяющих создать надежные источники энергии и тепловые сети, в отличие от электроэнергетики. Если идти по критерию надежности «п-1» (количественное резервирование), принятому в электроэнергетике, то его трудно переложить на теплоэнергетику, поскольку он резко поднимает капитальные затраты. Реальных революционных путей повышения надежности систем ЦТ с крупными источниками энергии нет.

На наш взгляд, повышение надежности любой системы ЦТ, основой которой является ТЭЦ, заключается не в реализации мероприятий на базе критерия «п-1», а в повышении уровня надежности отдельных элементов системы (вспомогательного, общестанционного оборудования и оборудования тепловых сетей) до требований к основному оборудованию станции, и соответствующего отношения к нему (т.е. в этом случае будет считаться, что выход из строя элементов системы сравним с выходом из строя основного оборудования). Например, количественное резервирование магистральных тепловых сетей, когда существующий магистральный отвод тепловых сетей низкого качества дополняют третьим трубопроводом аналогичного качества, вряд ли приведет к фактическому повышению надежности системы при ее существенном удорожании. А вот если будет качественное резервирование тех же трубопроводов теплосетей, которое позволит практически забыть о них на заявленный ресурс в 25 лет и более, то это совершенно другой способ повышения надежности, который в итоге оказывается дешевле количественного резервирования.

Аналогичная ситуация и с насосным оборудованием. Может быть это революционная мысль, но если в системе будет работать сетевой насос с высоким рабочим ресурсом (например, 15 лет), который достигается за счет использования других материалов, технических решений (это задача фирмы-производителя), имеющий такую же надежность, как сам источник теплоснабжения, то их количество на ТЭЦ может быть сокращено до одной штуки. Если такой подход к уровню требований к вспомогательному и другому оборудованию по надежности возобладает, то по этим требованиям фирмы-производители будут делать соответствующее оборудование. При этом уменьшается количество всевозможной арматуры, упрощаются схемы, что позволит их сделать более надежными и понятными, несмотря на увеличение капитальных затрат. Эти схемы легче поддаются автоматизации, на них легче построить АСУ ТП, т.к. алгоритмы проще. Если данный подход использовать в развитии технического прогресса, то такого рода централизованные системы будут иметь право на дальнейшую жизнь.

Следующий серьезный вопрос заключается в том, что делать с ТЭЦ, выработавшими свой ресурс? Сегодня имеются проекты замещения большей части из них. Что касается электрической нагрузки, то здесь вопросов не возникает. А вот что делать с тепловой нагрузкой, не ясно. В среднем нормативный срок службы основного оборудования станции составляет 250 тыс. ч, причем в России большая часть оборудования ТЭЦ давно выработала этот установленный нормативный срок службы. Например, вторая очередь Автозаводской ТЭЦ (г. Нижний Новгород) отработала 400 тыс. ч, а на ней «сидит» нагрузка ГВС 500 тыс. жителей Нижнего Новгорода. Наконец-то принято решение о замещении оборудования второй очереди этой станции. Вопрос: как проводить замещение мощностей на действующих ТЭЦ? Очевидно, что это должна быть та же площадка или близкая к ней. Конечно, лучшим вариантом является полная ликвидация старой станции и строительство новой современной, но так не получается. Например, мы рассмотрели массу вариантов по Иркутску: как вести замещение старых ТЭЦ. Понятно, что надо надстроить соответствующую мощность, а потом вывести изношенные мощности, все логично, но где взять свободные площади. Как правило, почти все ТЭЦ промышленно-отопительные, они со всех сторон зажаты всевозможными комбинатами и заводами, т.е. ТЭЦ находятся в условиях абсолютной стесненности. Строительство ТЭЦ на новой площадке с переносом тепловых сетей является очень дорогим удовольствием. Таким образом, актуальность вопроса о замещении устаревших ТЭЦ возрастает с каждым днем, а наработанных принципов замещения нет, их надо создавать. Кто-то должен проявить инициативу в решении данного вопроса.

Это задача каждой энергетической компании в отдельности или это задача государства, которое должно следить за выполнением энергетической стратегии? А ведь процесс замещения - это стратегический вопрос, а не тактический. Но сегодня от государства мы вряд ли дождемся какой-либо помощи в решении этой проблемы. Раз уж мы получили в наследство от Советского Союза именно такую систему, сегодня мы должны знать, что с ней делать дальше.

Положение ТЭЦ в условиях рыночной экономики.

А.Б. Богданова «Котельнизация России - беда национального масштаба» в журнале НТ, опубликованных в период 2006-2007 гг - Прим. ред.). Таким образом, экономические механизмы работы ТЭЦ недоработаны, в результате их текущее положение по всей стране весьма неустойчиво.

Нами проведен анализ по приросту тепловой нагрузки на ТЭЦ в различных городах России, получилось, что эти показатели в основном стоят на месте, т.к. новое присоединение к ТЭЦ выглядит дороже, чем строительство собственной котельной. Пока мы не изменим положение вещей в этом вопросе, мы будем топтаться на месте. Приведем пример по Усть-Илимской ТЭЦ, которая в свое время строилась для энергообеспечения целлюлозно-бумажного комбината, находящегося в непосредственной близости к этой энергостанции. За последние годы комбинат изменил номенклатуру и снизил объемы выпуска продукции, что, естественно, сказалось на величине тепловой нагрузки и на работе ТЭЦ и вытекающих отсюда проблемах, которые рассматривались выше. Целлюлозно-бумажный комбинат начал заниматься вопросами энергосбережения, в первую очередь стали утилизироваться отходы предприятия (кора, опилки и др.), накопленные годами, сжигание которых позволяет полностью покрывать собственные нужды комбината в тепловой энергии. Таким образом, сегодня это предприятие уже не нуждается в прежних объемах тепловой нагрузки. Руководство Усть-Илимской ТЭЦ, понимая, как данная ситуация может сказаться на экономических показателях энергостанции, всячески шло навстречу целлюлозно-бумажному комбинату, но вести торги по стоимости отпускаемой гига- каллории тепловой энергии можно только до определенной величины - до ее себестоимости, ниже которой энергоснабжающая компания опуститься никак не может. Таким образом, даже наше предложение в поставке тепловой энергии от ТЭЦ по себестоимости проигрывало стоимости тепловой энергии, вырабатываемой комбинатом из своих вторичных ресурсов. В результате ТЭЦ потеряла большую часть промышленных отборов и, соответственно, на станции серьезно упали технико-экономические показатели. Мы привели только один пример, но он не единственный, эта пагубная для существующих ТЭЦ тенденция продолжается. При такой нежелательной тенденции мы должны понимать, как можно сегодня модернизировать существующий парк машин, чтобы использовать турбины типа Р, которые оказываются по сути не нужными при потере паровой нагрузки. Здесь могут быть реализованы различные схемы, которые бы позволили нам использовать машины типа Р на нужды теплоснабжения не промышленных потребителей. Все хорошо, кроме одного, - нужно расширять рынок ЦТ от ТЭЦ.

Например, в Иркутске расширение этого рынка происходит за счет покупки коммунальных котельных и тепловых сетей, на что тратятся огромные средства. Затем, как правило, котельные закрываются, самые крупные из них переводятся в пиковый режим. Принятые на баланс генерирующей компании тепловые сети в обязательном порядке модернизируются - их состояние доводят до приемлемого уровня, для чего в них приходится вкладывать в 3-4 раза больше денежных средств, чем в существующие (магистральные) тепловые сети генерирующей компании. В этом случае появляется возможность дополнительной загрузки ТЭЦ только после «переброса» тепловой нагрузки котельных на нее. Загрузка ТЭЦ таким способом позволяет частично возмещать затраты, возникшие ранее при потере промышленной нагрузки. Но подобные и другие программы (по энергосбережению, повышению надежности) нуждаются в государственном стимулировании, хотя бы аналогично тому, которое имеется в электроэнергетике, т.к. для частных компаний, пришедших сегодня в «большую» энергетику, такие программы требуют колоссальных денежных вливаний. При этом не всегда местные органы власти идут на такие решения, как в Иркутске.

В качестве другого решения приведем пример Санкт-Петербурга, где работает достаточно много эффективных котельных, находящихся на балансе ГУП «ТЭК СПб». Такие котельные оказываются вполне конкурентоспособными с ТЭЦ не по сути, а по общим экономическим показателям.

Мы привели несколько примеров, из которых видно, что в каждом отдельном случае необходимо искать механизмы, позволяющие в дальнейшем развивать комбинированную выработку тепло- и электроэнергии с учетом внедрения новых циклов, например парогазового цикла.

При внедрении ПГУ в России в первую очередь возник вопрос ее экономичной загрузки. Как только на ПГУ «вешаешь» теплофикационную нагрузку, летом все равно приходится работать в неэффективных режимах в связи со снижением тепловой нагрузки, т.к. присутствует только нагрузка на ГВС. Например, при реконструкции Автозаводской ТЭЦ по замещению второй очереди станции, мы в первую очередь уровняли параметры по острому пару, по отборному пару, по теплофикационным отборам для того, чтобы новый замещающий блок мог бы работать параллельно с другими очередями. Это резко сужает выбор газовых турбин, поскольку турбины должны на выхлопе обеспечивать такие параметры, чтобы на котле-утилизаторе ПГУ получать пар с параметрами 140 атм, 540 ^ОС. Но зато в будущем данное решение позволит загрузить этот новый блок на базе ПГУ на полную мощность, а демпфером станет менее экономичное оборудование (несмотря на то, что оно имеет высокие параметры по пару). Таким образом при модернизации и реконструкции ТЭЦ, особенно при внедрении ПГУ, необходимо использовать соответствующие прогрессивные схемы, которые зависят от ряда факторов. Основным критерием, конечно, является существующая и перспективная нагрузка ТЭЦ.

Перспективы развития ТЭЦ.

В заключение надо отметить, что «большая» энергетика не должна забывать и о новых технологиях, например, такой технологии как тепловые насосы. Например, в г Байкальск (Иркутской обл.) перед нами возникла дилемма при внедрении теплового насоса при наличии дешевой электроэнергии, вырабатываемой на ГЭС. В итоге нами было принято решение о монтаже теплового насоса с тем, чтобы изучить особенности его работы, которые целесообразно учитывать при дальнейшем внедрении данной технологии.

Может быть, в чем- то эта позиция ущербна, но сегодня все сводить к голой прибыли, особенно в энергетике, нельзя, должны существовать и так называемые альтруистические (не приносящие прибыли) программы.

Размещено на Allbest.ru