География тепловой электроэнергетики России

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, 3