Совершенствование государственной политики в области когенерации

Размещено на http://www.allbest.ru/

Совершенствование государственной политики в области когенерации

В.Г. Семенов

Когенерация - технология совместного производства на ТЭЦ тепловой и электрической энергии с уровнем эффективности использования топлива, недостижимым ни при каких других технологических решениях.

Рост внутреннего потребления топлива для обеспечения энергией развивающейся экономики в российских условиях лишен экономического смысла. Необходимы колоссальные затраты на освоение месторождений и развитие транспортных систем, так как без этого придется снижать углеводородный экспорт с соответствующими экономическими и политическими потерями. Гораздо выгоднее повысить эффективность использования топлива внутри страны, ограничив его потребление сегодняшним уровнем.

Подавляющая часть населения Земли, живущая в холодных широтах, сосредоточена в России. Из-за особенностей климата объем потребления тепловой энергии у нас в два раза больше, чем электрической, а по мощности централизованных систем теплоснабжения мы опережаем весь остальной мир, вместе взятый.

В то же время, на российских электростанциях при производстве электроэнергии как побочный продукт образуется тепло в количестве, соответствующем нагрузке отопления всех зданий страны. Большая часть этого тепла либо подогревает атмосферу через градирни, либо нагревает воду в специально созданных водохранилищах. Полезное использование для целей теплоснабжения составляет лишь 25%.

История возникновения когенерации

Первая ТЭЦ была создана в1893 г. в Гамбурге путем присоединения к действующей электростанции тепловой нагрузки здания новой ратуши. В 1990 г. в Дрездене была запущена ТЭЦ, к которой через систему централизованного теплоснабжения было подключено уже 12 зданий.

В России первая ТЭЦ появилась в 1903 г. Она обеспечивала электроэнергией и теплом 13 зданий детской городской больницы в Санкт-Петербурге.

Электростанции тех времен имели очень низкий электрический КПД, а подавляющая часть энергии топлива превращалась на них в бесполезное тепло, для отвода которого необходимо было большое количество воды. Строить электростанции приходилось на берегу рек, воду которых они и подогревали.

Идея полезного использования сбросного тепла оказалась настолько экономически эффективна, что к 1930 г. только в Европе появилось более 200 систем централизованного теплоснабжения (ЦТ), основанных на когенерации.

Толчок развитию когенерации и теплофикации (теплоснабжению от ТЭЦ) давали топливные кризисы.

СССР столкнулся с нехваткой топлива еще при осуществлении плана ГОЭЛРО. Многие из уже построенных электростанций не работали на полную мощность или даже находились под угрозой закрытия. Необходимо было найти решения, позволяющие резко снизить потребление топлива, и с 1924 г. действующие электростанции стали переделываться в ТЭЦ.

В 1930 г. было принято специальное постановление Совнаркома СССР о развитии теплофикации. В стране началось строительство крупных теплоэлектроцентралей, и к началу войны их мощность составляла около 2000 МВт, а в 1950 г. уже 5000 МВт. Все крупные системы теплоснабжения создавались исключительно как теплофикационные для подключения потребителей к ТЭЦ.

К 1975 г. формирование структуры ТЭЦ в стране в основном завершилось, а их мощность составила почти 60 тыс. МВт (в дальнейшем она выросла только на 15%). Подобные системы были созданы и в большинстве социалистических стран.

Поскольку электрическая мощность блоков ТЭЦ достигла 100, а в дальнейшем и 240 МВт, для их работы в теплофикационном цикле требовалась большая тепловая нагрузка, которую трудно было одномоментно обеспечить. Была реализована концепция опережающего строительства крупных котельных с системами ЦТ, которые в дальнейшем предполагалось постепенно переключать на ТЭЦ (задел на будущее).

Также строительству котельных способствовала уверенность в реализации грандиозного плана создания единой энергосистемы, растянутой на 11 часовых поясов, с возможностью переброски больших объемов электроэнергии от мощных ГРЭС и АЭС, работающих в базовом режиме. ТЭЦ не вписывались в этот проект, так как схемы выдачи их мощности не предусматривали передачу электроэнергии из города в объединенную энергосистему.

Электростанции общего пользования строились за счет средств бюджета Министерства энергетики СССР, и на развитие ТЭЦ их просто не хватало. Как результат даже в крупных городах с развитой теплофикацией начали строиться крупные котельные за счет средств областных и республиканских бюджетов.

Массовому появлению более мелких котельных в зоне действующих ТЭЦ способствовала сложившаяся практика выдачи кабальных технических условий на подключение к сложившимся системам теплоснабжения.

Остальной мир серьезно задумался о когенерации после нефтяных кризисов 1973 и 1978 гг. Только между 1975 и 1980 годами в Западной Европе были построены 43 новые ТЭЦ общей мощностью 5200 МВт и с тех пор когенерация медленно, но постоянно развивается. Основной проблемой является высокая стоимость освобождения коридоров для прокладки тепловых сетей и создания самой сетевой инфраструктуры, так как крупных систем централизованного теплоснабжения на основе котельных в этих странах не существует.

Тенденции 90-х и начала 2000-х годов

Во многих развитых европейских странах были введены законодательные стимулы для поддержки когенерации.

В Великобритании, Германии, Франции, Польше и многих других странах существуют так называемые «зеленые тарифы», распространяющиеся и на когенерацию. На электроэнергию, выработанную в теплофикационном цикле, оформляются специальные сертификаты, оплачиваемые за счет всех потребителей электроэнергии.

В Великобритании, Испании, Италии, Нидерландах существуют налоговые льготы для энергокомпаний, производящих электроэнергию в комбинированном цикле.

В Германии ТЭЦ не облагаются экологическим налогом.

Большинство стран Евросоюза выделяют специальные гранты на строительство новых ТЭЦ.

Директива ЕС 2004/8/EC по комбинированному производству электроэнергии и тепла является основополагающим документом для создания национальных законов и актов.

Все эти меры привели к тому, что сегодня около 11% от всей электроэнергии, производимой в Европейском Союзе, вырабатывается в режиме когенерации.

Лидерами по этому показателю являются Дания - 50%, Нидерланды - 40% и Финляндия - 35%.

Непривычно, что этот процент весьма высок и в относительно теплых странах: Австрия - 25%, Италия - 18%, Испания и Португалия - 13%.

Планируется к 2030 г. за счёт расширения когенерации во Франции, Германии, Италии и Великобритании увеличить её долю до 29% в общем объеме электроэнергии, производимой в каждой стране.

В соответствии с новой директивой ЕС этого года по энергоэффективности, все страны-члены Евросоюза должны разработать национальные программы по развитию когенерации.

В России в рассматриваемый период наблюдалась прямо противоположная тенденция - новые ТЭЦ не строились, а действующие потеряли существенную часть тепловой нагрузки. Основные причины этого сводятся к следующим:

сокращение промышленного производства с закрытием предприятий и снижением потребления пара;

строительство промпредприятиями собственных котельных в результате повышения тарифов для них из-за перекрестного субсидирования в пользу социальных потребителей;

строительство муниципалитетами и потребителями собственных мелких котельных, как ответ на ограничения в подключении, снижение параметров теплоносителя, оправдываемое неплатежами;

строительство новых котельных застройщиками, муниципальными теплоснабжающими организациями и дочерними структурами Газпрома для развития собственного бизнеса.

Динамику развития локальных энергоисточников можно продемонстрировать на примере изменений в теплоснабжении за период с 1990 по 2010 годы:

общее потребление тепла в централизованных системах снизилось на 14% (с 1568 до 1355 млн Гкал).

отпуск тепла от ТЭЦ снизился в 2 раза (с 792 до394 млн Гкал), а в теплофикационном цикле на 48% (с 655 до 344 млн Гкал);

отпуск тепла от котельных увеличился на 25% (с 766 до 961 млн Гкал);

потребление сетевого газа индивидуальными теплогенераторами жилых домов увеличилось в 3 раза (с 16 до 48 млрд мі), а производство тепла от них выросло в 1,6 раза(с 221 до 357 млн Гкал).

Сегодня доля электроэнергии, вырабатываемой в теплофикационном цикле, составляет всего 14% от её общего производства в стране.

В рассматриваемый период новые ТЭЦ строились в основном небольшой мощности промышленными предприятиями и застройщиками для энергоснабжения отдельных групп зданий. Первая современная Северо-Западная ПГУ-ТЭЦ, построенная в начале века рядом с С.Петербургом, долгое время работала как ГРЭС, так как не имела подключенной тепловой нагрузки.

В последние годы, в соответствии с заключенными договорами поставки мощности (ДПМ), запущено существенное количество новых парогазовых теплофикационных блоков и строительство их продолжается. К сожалению, выделенные теплофикационные ПГУ блоки, в большинстве случаев оказываются не самым подходящим решением для российских условий. Они имеют существенные ограничения по маневренности и снижают экономичность существующего оборудования ТЭЦ.

Дефицит газового топлива на внутреннем рынке

Несмотря на огромные объемы добычи углеводородного сырья, Россия постепенно втягивается в специфический топливный кризис. Причина - возрастающее потребление газа на цели энергоснабжения и очевидная нехватка его для внутренних нужд в периоды сильных похолоданий.

Рекордные объемы внутреннего потребления в конце января - начале февраля 2012 г. даже при относительно небольшом похолодании привели к необходимости серьезных ограничений как российских, так и иностранных потребителей. когенерация бизнес рынок топливо

Подавляющее большинство газифицированных котельных не имеют резервного топлива, а емкость мазутохранилищ ТЭЦ недостаточна для резервирования всего газопотребления страны. Новые мощности на ТЭЦ строятся также без резервного топлива.

В сегодняшних условиях достаточно двух недель действительно сильного похолодания и вся взаимосвязанная система электро- и теплоснабжения европейской части страны может не выдержать перегрузки.

Из-за уменьшения теплофикационной выработки на ТЭЦ увеличиваются и относительный (334 г/кВтч по электроэнергии и 144 кг/Гкал по теплу) и абсолютный расход топлива в целом на всех тепловых электростанциях страны. Это не подтверждает, заложенный в ДПМ, принцип строительства преимущественно газовой генерации и обеспечения новых блоков газом за счет повышения эффективности его использования.

Дефицит сетевого газа в период сильных похолоданий, уже стал основной проблемой российской энергетики.

Недостаточное количество пиковых мощностей

Сегодня большая часть электрической мощности вырабатывается и используется в Европейской части страны, то есть в диапазоне двух часовых поясов с суммированием пиков и провалов потребления. Изменилась и структура электрических нагрузок с увеличением суточных и сезонных пиков, а также с углублением ночных провалов потребления.

Паротурбинное оборудование, составляющее основу нашей энергетики, плохо приспособлено к глубокому изменению мощности, и для обеспечения оперативного регулирования приходится использовать его в самых неэкономичных режимах, включая режим вращающегося резерва.

В период зимнего максимума, при сильных похолоданиях, в работу вынуждено включается самое неэкономичное оборудование, усугубляя проблему нехватки природного газа. Таким энергорасточительным оборудованием оказалось оборудование ТЭЦ, работающее вне теплофикационного цикла.

Начало децентрализации электроснабжения

Существует негласная конкуренция 3-х вариантов развития энергетики:

Централизованной системы энергоснабжения страны на основе крупных электростанций и высоковольтных ЛЭП;

Централизованных систем энергоснабжения городов и крупных промузлов (на основе ТЭЦ общего пользования), присоединенных к ЕЭС;

Локальных энергоисточников и энергосистем потребителей.

Еще в середине прошлого века было доказано, что передача на дальние расстояния больших объемов газа обходится дешевле, чем транспорт электроэнергии. Соответственно, в период строительства почти исключительно газовой генерации, экономически выигрывает третий вариант.

Федеральная централизованная система энергоснабжения сохраняла конкурентоспособность в период практически нулевых инвестиций на свое развитие за счет ресурса электростанций, построенных в советское время. Этот период закончился. Увеличение мощности федеральных электростанций и ЛЭП высокого напряжения приводит к опережающему росту себестоимости электроэнергии и дальнейшему повышению инвестиционной привлекательности распределенной генерации.

Централизованная система электроснабжения может сохранить свою конкурентоспособность, если удастся существенно снизить затраты на увеличение ее мощности. Реально это осуществимо только путем реконструкции существующих ТЭЦ, так как они располагаются в центре нагрузок и, соответственно, необходимы существенно меньшие затраты на дополнительное сетевое строительство. Необходимо также учитывать кратное снижение затрат на развитие газотранспортной системы и существенную экономию топлива.

Оптимизированная по составу оборудования ТЭЦ общего пользования проигрывает только заводским ТЭЦ с постоянной паровой нагрузкой. По сравнению с другими локальными энергоисточниками, она выигрывает за счет:

отсутствия необходимости завышать мощность для обеспечения пиковых и пусковых режимов конкретного потребителя (эффект масштаба);

более высокого электрического КПД вне теплофикационного режима;

большей выработки электроэнергии на летних тепловых нагрузках;

меньшего экологического воздействия.

Недостаточная эффективность бизнеса в сфере когенерации

В последние годы сложилось мнение, что ТЭЦ превращаются в обузу для российской энергетики. В реальности число убыточных ТЭЦ не превышает 20%, и это в основном мелкие электростанции, а причины убыточности, в основном, сводятся к следующим.

Тарифы на тепло устанавливаются для конкретных поселений и регулируются на региональном уровне. Регулирующие органы по политическим соображениям стремятся снизить их, в частности, путем распространения принятой для комбинированного производства экономии топлива на тепловую энергию, произведенную вне теплофикационного цикла (на водогрейных котлах ТЭЦ).

Это топливо, якобы сэкономленное на части ТЭЦ, фактически являющейся котельной, включается в себестоимость производства электроэнергии и увеличивает топливную составляющую выше стоимости продажи электроэнергии на рынке.

Получается парадоксальная ситуация: ТЭЦ, имеющие максимальную загрузку по теплу и вырабатывающие электроэнергию в теплофикационном цикле с энергоэффективностью выше новейших технологий прямого преобразования энергии топлива в электрическую в топливных элементах, оказываются убыточными, и планируются к закрытию по принятым процедурам конкурентного отбора мощности (КОМ).

Один орган государственного регулирования искусственно делает ТЭЦ убыточной в части производства электроэнергии, а другой принимает решение о ее ликвидации на основании завышенных ценовых заявок на мощность. Выхода нет, так как увеличить тарифы на тепло невозможно из-за других государственных ограничений по предельному индексу роста тарифов.

Теоретически проблема решается простым разделением ТЭЦ, при тарифном регулировании, на 2 объекта - ТЭЦ и котельную. В этом случае, при работе старой ТЭЦ по тепловому графику, удельный расход топлива на выработку электроэнергии не превысит 220 г/кВтч, даже при принятии весьма низких удельных расходов топлива по теплу (130 кг/Гкал).

Из-за потери значительной части тепловой нагрузки многие ТЭЦ существенную часть электроэнергии вырабатывают вне теплофикационного цикла с высокими удельными расходами топлива. Конкурентоспособными в таком режиме оказываются только относительно крупные агрегаты с турбинами, работающими на высоких параметрах пара.

Большое количество мелких турбин работает как пиковые с длительным нахождением в режиме вращающегося резерва с дополнительными потерями топлива.

Реже встречаются варианты полного фактического износа оборудования, дорогого топлива, избытка в регионе дешевой электроэнергии от АЭС и/или ГЭС.

В последние годы обозначились 2 тенденции в поведении энергокомпаний:

Планирование и строительство энергоблоков на ТЭЦ, реально не загруженных по теплу. Вместо теплового бизнеса с его проблемами неплатежей и госрегулирования, отдается предпочтение конкуренции с ГРЭС за их часть электрической нагрузки.

Частные энергокомпании постепенно выходят из бизнеса по теплоснабжению и когенерации в более прибыльные отрасли.

Стартовые условия для проекта развития когенерации

Несмотря на собственные проблемы, когенерация является сегодня единственным способом, позволяющим доступными средствами решить проблемы энергетики в целом:

снизить потребление природного газа, высвободив его для новых объектов генерации;

снизить пиковое потребление природного газа и уменьшить зависимость от ёмкости хранилищ резервного топлива;

обеспечить прирост мощности генерации без огромных затрат на высоковольтные электрические сети;

при оптимальном подборе оборудования решить проблему нехватки пиковой электрической мощности;

за счет снижения стоимости производства тепловой энергии высвободить средства на модернизацию тепловых сетей.

Для решения этих задач у нас есть очень неплохая стартовая позиция:

уже имеется большое количество ТЭЦ с развитой инфраструктурой;

в наличии огромная тепловая нагрузка, объединенная в системы централизованного теплоснабжения и обеспечиваемая сегодня от котельных;

имеются технические решения позволяющие решить проблемы сегодняшних ТЭЦ.

С точки зрения энергетического бизнеса, самое ценное, что есть в российских городах - это климат и наличие объединенных сетями потребителей, использующих одновременно электроэнергию и тепло. В предыдущие годы мы сделали задел, который можем постепенно использовать еще многие десятилетия.

Федеральными законами «Об энергосбережении…» и «О теплоснабжении» введен комплекс мер поддержки когенерации, но для осуществления масштабного проекта их недостаточно. Необходимы дополнительные решения на уровне федеральной власти.

Комплекс мер, обеспечивающих сохранение существующего уровня когенерации

Тепловая нагрузка, подключенная к ТЭЦ, продолжает снижаться, как по причине роста энергоэффективности потребления, так и из-за строительства локальных энергоисточников в зоне действия ТЭЦ.

1. Введение для ТЭЦ, вместо сегодняшней процедуры КОМ, разрешительного порядка на работу в конденсационном режиме. (Постановление Правительства РФ о порядке функционирования ОРЭМ). Любая, даже очень старая ТЭЦ, в теплофикационном режиме, оказывается, по расходам топлива, экономичней всех других типов энергоисточников. Сегодняшний средний электрический КПД российских ТЭЦ в теплофикационном режиме превышает 55%, и зависит для конкретной станции, в основном, от принятого порядка разнесения экономии топлива между тепловой и электрической энергией.

В тоже время, ТЭЦ почти половину электроэнергии вырабатывают в конденсационном режиме, с удельными расходами топлива выше, чем на чисто конденсационных ГРЭС.

В Польше и некоторых других странах для ТЭЦ введены специальные разрешения на работу в конденсационном режиме (вынужденная генерация).

Производители энергии, даже не имеющие собственных тепловых сетей, получают мощный стимул к подключению дополнительной тепловой нагрузки, и предотвращается снижение производства дешевого тепла из-за вывода оборудования ТЭЦ по процедуре КОМ.

2. Отказ от двойного государственного регулирования в части получения разрешения на эксплуатацию оборудования электростанций с большими сроками службы. Сохранение такой функции только за Ростехнадзором. (Постановление Правительства РФ о порядке функционирования ОРЭМ). Основное оборудование паротурбинных станций весьма надежно. В США возраст таких электростанций выше, чем в России, и считается нормальным срок службы до 80 лет.

Модернизация паровых турбин повышает их эффективность и позволяет назначать новый ресурс в 200 тыс. ч, что больше, чем у новых газовых турбин. Реальный электрический КПД даже старого паротурбинного оборудования в теплофикационном цикле превышает 50%, при любом разумном разнесении затрат топлива между тепловой и электрической энергией.

Сегодня функция выдачи разрешений на продление срока эксплуатации оборудования электростанций закреплена за Ростехнадзором. Параллельно в условия КОМ, реализуемого Министерством энергетики и Системным оператором, кроме экономических условий, введены технические требования по предельному сроку службы оборудования.

Получается, что энергетические компании, имея государственное разрешение на эксплуатацию оборудования, и даже проведя его модернизацию в этом столетии, не могут ни участвовать соответствующей электрической мощностью в ОРЭМ, ни заключить прямые договора с потребителями.

Вывод подобного исправного оборудования приводит к дальнейшему увеличению доли котельных и ГРЭС в энергобалансе страны с соответствующим увеличением как удельных, так и абсолютных расходов топлива.

Надо также учитывать, что выводимые на газифицированных ТЭЦ мощности, имеют возможность работать на резервном топливе, в отличие от замещающих их новых парогазовых блоков, имеющих, в лучшем случае, аварийное топливо. Учитывая ежегодные ограничения по объемам поставки газа в период сильных похолоданий, а также проблемы по закупке и доставке в этот период мазута, представляется нецелесообразным массово выводить из эксплуатации двухтопливное энергетическое оборудование.

Исходя из государственных интересов предпочтительнее создать стимулы для модернизации большей части ТЭЦ, чем закрывать их.

3. Для ТЭЦ, работающих по тепловому графику, установление повышенной платы за электрическую мощность либо годовой платы, с фиксацией графика соответствия мощности ТЭЦ температуре наружного воздуха. (Постановление Правительства РФ о порядке функционирования ОРЭМ). Сегодня вся электроэнергия производимая электростанциями ОГК и ТГК в теплофикационном цикле составляет лишь 14% от общего объема ее производства в стране. Даже если все ТЭЦ перейдут на работу по тепловому графику, снижение предложения электрической мощности в теплую погоду будет в большинстве регионов не обременительным, так как спрос на неё при потеплении снижается более быстрыми темпами.

Установление повышенных ставок не приведет к увеличению суммарной годовой оплаты, соответствующей максимальной мощности, так как в теплые месяцы предложение мощности и соответствующий размер выплат будут низкими (сегодня летом оплачивается излишняя мощность).

4. Снятие запрета на заключение прямых комплексных договоров на поставку от ТЭЦ потребителям одновременно тепловой и электрической энергии. (Постановление Правительства РФ о порядке функционирования ОРЭМ). Сегодня можно заключать прямые розничные договоры на поставку электрической энергии только от ТЭЦ мощностью менее 25 МВт, что ставит их в привилегированное положение со станциями большей мощности (потребителям электроэнергии не начисляется сетевой тариф за передачу по сетям высокого напряжения).

Большая часть электрической энергии, производимой ТЭЦ, используется потребителями, находящимися рядом с ней, соответственно, требуется существенно меньшая мощность электросетевой инфраструктуры. Тепловая энергия также используется только рядом с ТЭЦ.

Самый выгодный потребитель для ТЭЦ - тот, кто потребляет одновременно и электрическую и тепловую энергию. Вариативное тарифное меню на комплексную поставку подвинуло бы потребителей к отключению собственных котельных. В Дрездене энергокомпания снижает стоимость электроэнергии для потребителей, покупающих относительно много тепла (в основном - население).

Подобные длительные комплексные договоры могли бы заключать с потребителями как владельцы ТЭЦ, так и теплоснабжающие организации, одновременно выполняющие функции электросбытовых. Они могли бы стать основным инструментом снижения рисков инвесторов, осуществляющих модернизацию ТЭЦ и снизить стоимость инвестиций.

Необходимо унифицировать правила заключения прямых договоров для ТЭЦ, мощностью как более, так и менее 25 МВт, при сохранении подключения потребителя к единой энергосистеме. Сегодня малые ТЭЦ, даже имея худшие показатели экономичности и энергоэффективности, выигрывают за счет отсутствия сетевого тарифа. В стране массово строятся малые ТЭЦ с техническими характеристиками на уровне начала прошлого века, а оборудование более совершенных ТЭЦ выводится через процедуру КОМа, либо лишается тепловой нагрузки.

5. Ликвидация перекрестного субсидирования от промышленных в пользу социальных потребителей тепловой энергии. Решения о ликвидации «перекрестки» принимались уже много раз. ФЗ № 190 «О теплоснабжении» ввел возможность владельцам ТЭЦ заключать прямые договоры с потребителями. Учитывая, что «Основы ценообразования в теплоснабжении» до сих пор не приняты Правительством РФ и реально начнут действовать только с 2014 г., представляется целесообразным упростить процесс получения разрешений на установление нерегулируемых цен при заключении прямых договоров с крупными потребителями, подключенными к системе ЦТ. Необходимо ввести ограничение по срокам рассмотрения предложений и контроль со стороны ФСТ за объективностью принимаемых решений.

Низкое ценовое предложение позволит многим ТЭЦ вернуть ранее отключившихся крупных промышленных потребителей и получить общий положительный экономический эффект за счет увеличения объема реализации.

6. Принятие единой методики разнесения затрат топлива между тепловой и электрической энергией при совместном их производстве на ТЭЦ (методика должна быть разработана Министерством энергетики РФ в соответствии с ФЗ № 190 «О теплоснабжении»). В методике необходимо предусмотреть ограничения на распространение эффекта экономии топлива на тепловую энергию, вырабатываемую ТЭЦ вне теплофикационного цикла.

Комплекс мер стимулирующих подключение к ТЭЦ дополнительной тепловой нагрузки

1. Утверждение схем теплоснабжения в Министерстве энергетики РФ. (Изменения в ФЗ «О теплоснабжении»). Сегодня в Министерстве энергетики РФ должны утверждаться только схемы теплоснабжения городов с населением более 500 тыс. человек. Сложившийся, чрезвычайно низкий уровень разработки схем показывает, что есть необходимость распространить эту процедуру на все города, где имеются ТЭЦ общего пользования. Усложнение согласования многократно окупится повышением качества принимаемых в схемах решений.

В большинстве городов имеется техническая возможность переключить на ТЭЦ существенную нагрузку части котельных, с закрытием их, или переводом в пиковый режим работы. Но на практике, муниципалитеты идут на такие решения неохотно. Это объясняется проблемами сегодняшнего дня: убыточностью муниципальных теплоснабжающих предприятий, взаимными претензиями к частным энергокомпаниям и т.п.

2. Понуждение должностных лиц муниципальных образований к разработке схем теплоснабжения. (Внесение дополнений в КоАП). Минэнерго и Минрегион, как уполномоченные федеральные органы в области теплоснабжения, имеют полномочия на осуществление надзора за исполнением органами местного самоуправления законодательства в сфере теплоснабжения. По сложившейся практике подобные нормы сопровождаются соответствующими статьями КоАП, определяющими вид административного наказания и лиц, уполномоченных на рассмотрение дел об административных правонарушениях (аналог - ответственность за невыполнение энергетических обследований).

3. Разработка дополнительной подпрограммы «Переключение тепловой нагрузки котельных на ТЭЦ» в государственную программу «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности до 2020 года». Разработка такой подпрограммы, с одной стороны, позволит определить энергетический и экономический эффект, который можно получить, с другой, разработать целевые показатели для регионов и осуществить контроль их исполнения.

Важно выделить проект объединения в городах летней тепловой нагрузки горячего водоснабжения. Он реализуется с относительно небольшими затратами, из-за малых длин и диаметров перемычек, но позволяет получить максимальный эффект экономии топлива и финансовых средств.

4. Обязательное введение двухставочных тарифов на тепловую энергию в городах с системами теплоснабжения, к которым подключены и котельные и ТЭЦ. (Дополнение в ФЗ «О теплоснабжении» либо в «Основы ценообразования в теплоснабжении»). Сегодня, в основном, применяются одноставочные тарифы на тепловую энергию. Введение ставки за мощность позволяет обеспечить финансирование котельных, переводимых в пиковый режим работы и, соответственно, снимает препятствия на перевод базовой нагрузки с котельных на ТЭЦ.

5. Исследование вариантов и разработка типовых технических решений по переводу котельных в пиковый режим работы с ТЭЦ. Энергокомпании не имеют опыта таких решений и, не смотря на экономическую эффективность подобных проектов, остерегаются их. Опасения связаны с опасностью нарушения качества теплоснабжения потребителей при переходных процессах.

Необходимо изучить имеющийся небольшой опыт, разработать типовые рекомендации и требования.

Разработка масштабного проекта модернизация существующих ТЭЦ, рассматриваемого как «Вариант Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики с приоритетом модернизации ТЭЦ»

1. Инвентаризация и технико-экономический анализ состояния существующих ТЭЦ. Информация о состоянии оборудования и функционировании ТЭЦ большей частью имеется в различных федеральных и региональных структурах (Минэнерго, Ростехнадзор, ФСТ и региональные тарифные службы, Системный оператор, Администратор торговой сети), а также в статистической информации и в свободном доступе, в соответствии с правилами раскрытия информации.

Необходимо выделить и оценить эффективность функционирования станций в 4-х разных режимах, обычно одновременно имеющих место на каждой ТЭЦ в разных комбинациях:

теплофикационный режим;

конденсационный режим;

режим работы «как котельной»;

режим работы во вращающемся резерве.

Необходимо также выделить летний, зимний и пиковые режимы работы.

С учетом технического состояния оборудования, потребности города в электрической мощности и неравномерности графиков ее потребления, структуры конкурирующих электростанций и их маневренности, можно определить возможный рекомендуемый диапазон прироста/снижения теплофикационной электрической мощности ТЭЦ, с разделением на базовую и пиковую.

Этот рекомендуемый диапазон необходимо будет обновлять хотя бы раз в 5 лет, перед серьезной корректировкой схемы теплоснабжения города, в которой определяются конкретные инвестиционные решения по всем видам энергоисточников и теплосетевой инфраструктуре.

2. Организация исследований парогазовых технологий применительно к российским условиям, с разработкой общедоступных рекомендаций для корректировки схем и инвестпрограмм. Выбор оптимальных парогазовых циклов - важнейший технический вопрос, кардинально влияющий на эффективность инвестиций в ТЭЦ.

Сегодня в России используется 2 принципиально различающихся варианта - строительство отдельных ПГУ блоков и надстройка газовыми турбинами существующего паротурбинного оборудования. Нахождение оптимального соотношения этих вариантов, либо их объединение, чрезвычайно важная задача, но пока не решенная.

2.1. Строительство новых выделенных парогазовых блоков

При строительстве новых выделенных парогазовых блоков появляются и новые проблемы:

По мере роста в течение суток потребности в электрической мощности электростанции страны загружаются примерно в следующей последовательности: ГЭС и АЭС, ТЭЦ в теплофикационном режиме, ГРЭС, ТЭЦ в конденсационном режиме. ТЭЦ, производя половину электроэнергии в конденсационном режиме, фактически являются замыкающими пиковыми электростанциями. Паротурбинное оборудование ТЭЦ плохо подходит для таких режимов. Оно очень инерционно и работает в этих условиях с огромными удельными расходами топлива.

Но выделенные ПГУ блоки, при их загрузке по теплу, имеют практически нулевой регулировочный диапазон. Перевод их в конденсационный режим двукратно увеличивает совокупный расход топлива на выработку тепла и электроэнергии (средний по стране КПД конденсационных ПГУ блоков в реальных режимах составляет 40%).Также надо учитывать, что разгруженное по электроэнергии паротурбинное оборудование ТЭЦ, становится еще более неэкономичным.

Появляется дополнительная паротурбинная мощность на низкие параметры пара, что предопределяет необходимость вывода из эксплуатации существующего паротурбинного оборудования с аналогичными характеристиками.

Подобные блоки не имеют резервного топлива, соответственно в периоды сильных похолоданий для них может не хватить газа.

Реально выделенные ПГУ блоки хорошо подходят для обеспечения базовой тепловой и электрической нагрузки ТЭЦ, то есть для городов со значительной круглосуточной промышленной нагрузкой. Выработка в городах излишней электроэнергии, не потребляемой самим городом, да еще в базовом режиме, обычно не рациональна по экологическим соображениям, затратам на установку автотрансформаторов и сложных защит для выдачи мощности, а также трансляции на ГРЭС проблем разгрузки паротурбинного оборудования.

2.2. Маневренные ТЭЦ

Большая часть выпускаемых в мире газовых турбин мощностью от 60 до 120 МВт обеспечивают покрытие пиков электропотребления. Учитывая, что неравномерность электропотребления особенно существенна в городах, часто предпочтительней является схема объединения пиковой ГТУ-ТЭС и существующих паротурбинных ТЭЦ, путем надстройки последних газовыми турбинами.

Сохранение энергетических котлов и работа котлов-утилизаторов на общий паровой коллектор, позволяют реализовать парогазовый цикл, и в широком диапазоне варьировать мощность ТЭЦ, не выходя из теплофикационного режима. Получаются гибкие схемы ТЭЦ, позволяющие работать в принципиально разных вариантах:

максимальная выработка электроэнергии на тепловом потреблении при недостатке летних тепловых нагрузок;

умеренная выработка электроэнергии в зимних режимах при больших тепловых нагрузках;

быстрый сброс/набор нагрузки газовыми турбинами без вращающихся в «горячем резерве» инерционных паровых турбин и без потерь эффективности цикла;

тепловой график загрузки оборудования с внутристанционной оптимизацией между паротурбинным, газовым и парогазовым циклами.

Характеристики существующего паротурбинного оборудования не зависят от источника пара (энергетический котел или котел утилизатор). Соответственно если сохранить существующий показатель удельного расхода топлива на выработку тепловой энергии, то дополнительная электроэнергия будет произведена в газовой турбине с удельным расходом топлива около 150 г/кВтч, соответствующим КПД 82%. Цифры будут немного варьироваться в зависимости от наличия дожимных компрессоров, длительности нахождения паротурбинного оборудования во вращающемся резерве, КПД существующих энергетических котлов и т.д.

Именно существенная экономия топлива многократно компенсирует затраты на поддержание работоспособности остающихся в работе энергетических котлов.

Понятие маневренной ТЭЦ соответствует технологической возможности перевода электростанции из паротурбинного в парогазовый режим работы не выходя из теплофикационного цикла. Вариантов достижения подобной маневренности довольно много:

Надстройка существующего паротурбинного оборудования с сохранением параметров пара.

Надстройка существующего паротурбинного оборудования со снижением параметров пара и соответствующим продлением срока службы паровых турбин и энергетических котлов, а также снижением стоимости котла утилизатора.

Установка новых газовых и паровых турбин с сохранением части энергетических котлов, подающих пар низких параметров в общий паровой коллектор.

Применение котлов-утилизаторов с мощной системой дожига, вплоть до возможности перехода их в режим работы энергетических котлов.

Применение монарных турбин, работающих одновременно на газе и паре с вариативным изменением их соотношения.

3. Разработка этапов реализации проекта модернизации ТЭЦ. Предварительные показатели проекта для ТЭЦ, входящих в состав ТГК:

1 этап - строительство 20 ГВт дополнительной электрической мощности маневренных ТЭЦ (включая газовые надстройки угольных ТЭЦ) для замещения их конденсационной выработки.

2 этап - строительство еще около 20 ГВт базовой и маневренной мощности, с полным обеспечением парогазового теплофикационного цикла выработки электроэнергии на летней тепловой нагрузке ТЭЦ.

Эта дополнительная мощность, круглогодично работающая в режиме максимально возможной энергетической эффективности, обеспечит рост потребления электроэнергии. Газа для неё хватит за счет экономии полученной на первом этапе.

4. Ожидаемые результаты реализации проекта. Реализация только 1 этапа позволит:

Увеличить, в целом, по всем ТГК в 2 раза теплофикационную выработку (на 124 млрд кВтч) и заместить такое же количество дорогой конденсационной выработки ТЭЦ и старых ГРЭС (при числе часов использования новой мощности - 6200, что соответствует полной загрузке летом и 50% зимой).

Уменьшить суммарное потребление газа всеми ТЭЦ на 39,5% (32 млрд мі).

Снизить пиковое потребление газа в холодный период на 125 млн мі в сутки (при рекордном потреблении этого года всеми потребителями страны в 2 млрд мі), что уменьшит вынужденное потребление мазута в холодный период, предотвратит излишние инвестиции в газотранспортную систему и снимет проблему вынужденных ограничений экспортных поставок.

Вывести в «холодный» резерв, законсервировать или демонтировать 20 ГВт мощности изношенных паровых турбин. Некоторую их часть придется сохранить как резервную мощность для работы на мазуте при нехватке природного газа (до создания условий для использования в качестве резервного сжиженного природного газа).

Сохранить возможность работы на резервном топливе на весь объем паротурбинной мощности.

Получить 20 000 МВт маневренной электрической мощности, находящейся в центре нагрузок и отказаться от строительства излишних малонагруженных ЛЭП и гидроаккумулирующих станций.

Окупить проект в основном за счет снижения топливных расходов - экономия 225 долл. в год на 1 кВт вводимой электрической мощности (при уровне затрат до 1200 долл./кВт на новую мощность и до 500 долл./кВт на приведение в соответствие современным требованиям существующего паротурбинного оборудования).

5. Первоначальный план мероприятий:

Анализ работы оборудования, построенного в последние годы.

Определение перспектив каждой ТЭЦ исходя из состояния оборудования, загрузки по теплу, узлового графика потребления электрический мощности и наличия маневренных ГЭС.

Оценка возможности переключения на ТЭЦ нагрузки котельных.

Определение позиции Газпрома по перспективному топливному балансу регионов.

Разработка типовых решений и методик оценки эффекта.

Разработка и обсуждение проекта.

Анализ возможных мер государственной поддержки проекта.

Подготовка изменений в нормативные правовые акты.

Размещено на Allbest.ru

...