16+
Регистрация
РУС ENG
Расширенный поиск
http://www.eprussia.ru/teploenergetika/14/165.htm
Газета "Энергетика и промышленность России" | № 05 (14) октябрь 2014 года

Для современного теплоснабжения нет нерешаемых задач

Генерация/сети Яна ЛИСИЦЫНА
Для современного теплоснабжения нет нерешаемых задач

Отраслевая научно-практическая конференция «Теплоснабжение и когенерация-2014» стала эффективной площадкой для диалога участников отрасли, дискуссии с представителями федеральной власти, обмена идеями, развития делового партнерства и демонстрации успешного опыта.

Конференция, прошедшая в сентябре в Москве, была организована некоммерческим партнерством «Российское теплоснабжение» при поддержке Комитета Государственной думы по энергетике, Министерства строительства и ЖКХ РФ, Министерства энергетики РФ, Общественной палаты РФ. На этом значимом для отрасли форуме выступили представители федеральных и законодательных органов власти, энергоснабжающих компаний, поставщиков и производителей оборудования для теплоснабжения.

Руководитель комитета по тепловым сетям НП «Российское теплоснабжение» Юрий Бурдыга в своем выступлении отметил, что партнерство активно занимается разработкой и внедрением системы качества в сфере теплоснабжения. «Мы нашли полную поддержку теплоснабжающих организаций в этой части. Основой является стандарт организации, методические документы, реестр организаций, которые разрабатываются и формируются на основе опыта теплоснабжающих организаций, а также тех компаний, продукция которых положительно себя зарекомендовала в зоне деятельности теплоснабжающих организаций».



Долгосрочные правила сделают тепло товаром

Развитие когенерации и модернизация систем теплоснабжения – это база для развития энергетики Российской Федерации, убежден вице-президент по тепловому бизнесу ОАО «Фортум» Парвиз Абдушукуров. По его мнению, структура производства электроэнергии в Энергетической стратегии-2035 не соответствует задекларированным ориентирам.

«Проект Энергостратегии-2035 предусматривает снижение доли ТЭЦ в структуре выработки электроэнергии. Производство электроэнергии на АЭС на 70 процентов дороже, чем на ТЭЦ. Интенсивный ввод АЭС, при сохранении темпов ввода КЭС, приведет к сокращению доли выработки ТЭЦ и необоснованному удорожанию электроэнергии для потребителей. Структура производства не соответствует сразу двум стратегическим ориентирам: ни энергетической, ни экономической эффективности», – подчеркнул вице-президент «Фортума».

Он также отметил, что прогнозный объем отпуска тепла от ТЭС позволяет минимизировать строительство дорогих АЭС. Выработка тепловой энергии на самом эффективном оборудовании – ПГУ-ТЭЦ позволит снизить объем строительства менее эффективных АЭС и конденсационных ТЭС как минимум в четыре раза.

«Развитие когенерации в масштабах страны повысит энергоэффективность Единой энергосистемы без избыточной нагрузки на потребителей, без ДПM либо его аналога. Строительство дополнительных мощностей ТЭЦ ПГУ позволит отказаться от строительства конденсационных ТЭС. Эффективность технологии ПГУ-ТЭЦ позволит сдержать цены на электроэнергию, мощность и тепло, повысить надежность энергоснабжения в узлах электрических и тепловых нагрузок, отказаться от существенного объема строительства линий электропередачи, заместить неэффективные котельные, высвободить большой объем газа. Суммарная экономия вследствие уменьшения топливной составляющей новой мощности для потребителей ОРЭМа может составить более 60 миллиардов рублей в год».

Главная технологическая проблема теплоснабжения – потери тепла при транспортировке и потреблении. Среди основных причин высоких потерь в России следует назвать высокий износ систем теплоснабжения, энергозатратные, отсталые технологии передачи и распределения тепла, а также недостаточные возможности регулирования внутридомовых систем теплоснабжения – речь идет о так называемом синдроме «открытых форточек».

Так, потери тепла в системе теплоснабжения Челябинска в три раза выше, чем в сопоставимом Хельсинки. В Челябинске сжигается в полтора раза больше топлива, чем в Хельсинки, в расчете на одинаковый объем теплопотребления. Сокращение потерь всего на один процент в масштабах страны эквивалентно экономии 20 миллиардов рублей в год.

Для современного теплоснабжения нет нерешаемых технических задач, убежден господин Абдушукуров. Для повышения эффективности теплоснабжения следует использовать применение труб высокой заводской готовности с системой оперативного дистанционного контроля. Кроме того, необходимо переходить с качественного на количественный метод регулирования; на систему независимых закрытых схем подключения домов с установкой ИТП; на систему горизонтальной разводки горячей воды в новых многоквартирных домах, а также на пониженный температурный график теплосети (со 150 / 70 на 130 / 50 и 110 / 40) для применения эффективных пластиковых труб со сроком службы более пятидесяти лет.

«Для обеспечения модернизации теплоснабжения изменения в технологии должны обеспечиваться созданием новой институциональной среды в тепловом бизнесе. Существующая система регулирования рынка не создает благоприятного инвестиционного климата, необходимого для масштабной реконструкции. Повышение цены за отпущенную единицу тепла не является проблемой, если пропорционально уменьшается объем потребления тепла (платеж остается неизменным). Учет и управление потреблением тепла – один из ключевых факторов энергоэффективности и возможности потребителя управлять затратами. Создайте правила, сделайте их долгосрочными, а изменения прогнозируемыми – и тепло станет таким же рыночным товаром, как электроэнергия», – заключил вице-президент «Фортума».



Челябинский опыт

Подробнее о результатах, достигнутых при реализации мероприятий по замене и реконструкции неэффективных котельных в муниципальных образованиях Челябинской области, рассказал заместитель председателя правительства этого региона Сергей Шаль.

Так, за 2011‑2013 годы в Челябинской области реконструировано и заменено 116 неэффективных котельных, в результате ежегодные убытки сократились более чем на 210 миллионов рублей. Привлечено средств инвесторов на сумму более 1,3 миллиарда рублей. Из областного бюджета выделено более 900 миллионов рублей на строительство подводящих и модернизацию существующих инженерных сетей для обеспечения безубыточной работы новых котельных.

В ближайшие годы планируется завершить мероприятия по замене и реконструкции оставшихся убыточных котельных. На начало 2014 года насчитывалось 72 таких котельных из 823, ежегодно сумма убытков составляла более 220 миллионов рублей. Для замены этих котельных необходимо привлечение средств инвесторов в размере более 1,5 миллиарда рублей. Ожидается, что объем инвестиций в 2014 году составит около 300 миллионов рублей. Планируется работа по ежегодной замене и реконструкции 10‑12 котельных с завершением работ по уходу от неэффективных котельных к 2020 году.

В 2014 году, несмотря на усиление действий со стороны Минстроя, количество объектов, принятых инвесторами к реализации, снизилось. Причин тому несколько.

Одной из них является то, что основные инвесторы, которые работают четвертый год, «набили шишки» – получили негативный опыт реализации отдельных проектов и к новым объектам подходят с особой осторожностью, просчитывая все возможные риски. Имеют значение также изменения законодательства в сфере тарифо­образования: утратили силу понятные всем потенциальным инвесторам нормы постановления Правительства РФ № 109 о сохранении тарифов на период окупаемости плюс два года. Со стороны инвесторов имеются опасения дальнейших изменений «правил игры» в случае новых изменений тарифного законодательства на федеральном уровне.

В числе вопросов и замечаний, отмеченных Минстроем и инвесторами при реализации проектов, докладчик выделил несколько основных. Например, отсутствие правоустанавливающих документов, технической документации, схем и технических паспортов на объекты инженерной инфраструктуры (сети газо-, тепло-, водо-, электроснабжения, здания котельных). Нет дефектных ведомостей сетей и правдивых данных об их фактическом состоянии, что не дает инвестору возможности правильно оценить объемы возможных повреждений сетей и утечек в отопительный сезон. Некорректные исходные данные, представленные муниципальным образованием и предприятиями ЖКХ, в некоторых случаях привели к установке котельного оборудования завышенной мощности и увеличению фактического периода окупаемости.

Кроме того, озабоченность инвесторов вызывает высокий уровень износа тепловых сетей – около 21 процента муниципальных тепловых сетей, 900 километров из 4300 – ветхие. Проблемами являются также недостаток квалифицированного эксплуатационного персонала у теплосетевых организаций и у организаций, обслуживающих жилфонд, и несвоевременная оплата услуг теплоснабжения и горячего водоснабжения потребителями, рост задолженности.

По мнению заместителя председателя правительства Челябинской области, решению проблемных вопросов может способствовать передача тепловых сетей в зоне работы нового теплоисточника инвестору в аренду (концессию) для организации работы по теплоснабжению в едином комплексе. Нужно реконструировать внутридомовые инженерные сети с установкой тепловых узлов с приборами учета; ужесточить контроль содержания внутридомовых инженерных сетей; максимально четко соблюдать планы развития территорий для обеспечения инвестору гарантии сохранения нагрузки потребителей; переводить потребителей, в том числе население, на прямые расчеты за тепловую энергию и горячее водоснабжение с теплоснабжающей организацией-инвестором либо через РКЦ; повышать платежную дисциплину потребителей тепловой энергии.

Кроме того, необходима замена ветхих тепловых сетей, в том числе в приоритетном порядке по незавершенным мероприятиям по модернизации сетей для котельных, построенных инвесторами в прошлые годы. Например, для безубыточной работы котельных, построенных в 2013 году инвестором ООО «Уральская энергия» в поселках Первомайском, Светлогорском и Магнитном Агаповского района, необходимо проведение работ на общую сумму около 22 миллионов рублей.



Распределенная генерация: перспективы и развитие

Президент ООО «Инженерный центр – Газотурбинные технологии» Анатолий Копсов напомнил, что системы теплоснабжения городских и промышленных потребителей в России организованы в наибольшей степени на базе централизованного теплоснабжения. При всех преимуществах централизованного теплоснабжения в настоящее время, в условиях происходящих в России процессов реформирования энергетического рынка и кардинального изменения экономических условий, перспективным направлением повышения эффективности энергетического производства является развитие распределенных источников комбинированного производства электроэнергии и тепла.

Характеризуя сегодняшнее состояние теплоэнергетического комплекса России, глава «ИЦ-ГТ» напомнил, что стоимость тепла на ТЭЦ всегда ниже, чем от котельных. В целом производство тепла в системах централизованного теплоснабжения (ТЭЦ и системы муниципального теплоснабжения) России составляет порядка 1500 миллионов Гкал в год. Тепло производится на 585 ТЭС, в том числе 332 – общего пользования, 253 – промпредприятий) и 74 тысячах котельных. Протяженность тепловых сетей составляет 200 тысяч километров. Централизованным отоплением охвачено 80 процентов жилищного фонда России.

Развитие децентрализованных комбинированных энергоисточников в России, в стране с большими пространствами, наличием газа и развитой газовой инфраструктурой, имеет хорошие перспективы. По данным «Газпрома», средний уровень газификации в России в 2013 году составил 65 процентов, в том числе в городах 71 процент, в сельской местности – 54 процента. Огромные территории России не имеют централизованного энергоснабжения. На этих территориях строительство крупных электростанций в одних случаях нецелесообразно, в других – неоправданно с экономической точки зрения или невозможно из‑за отсутствия средств на прокладку теплосетей и сооружение линий электропередачи. Это означает, что обеспечить электроэнергией и теплом потребителей возможно с помощью распределенной генерации.

В ближайшей перспективе при невозможности концентрации крупных инвестиций можно рассчитывать лишь на незначительные объемы технического перевооружения и реконструкции отрасли. В России, как и в других странах, наблюдается устойчивая тенденция строительства объектов распределенной генерации с использованием различных технологий (газотурбинные и парогазовые установки, дизельные установки, газопоршневые агрегаты и т. д.).

Одним из перспективных направлений развития теплоснабжения является проработка и реализация проектов по строительству энергоцентров на базе газопоршневых электростанций (ГПЭС) в различных сегментах рынка и различной установленной мощностью. В состав энергоцентра входят газопоршневые когенерационные установки, система утилизации тепла, автоматизированная система управления энергоцентром, оборудование выдачи мощности.

Строительство когенерационных газопоршневых электростанций (ГПЭС) малой и средней мощности требует относительно малых инвестиций. Строительство оказывается более реальным и выгодным, так как позволяет существенно сократить объем первоначальных капиталовложений (800‑850 евро / кВт) и срок их возврата, снизить инвестиционный риск, уменьшить сроки возведения и ввода станций в эксплуатацию (16‑18 месяцев).

КПД по выработке электроэнергии у лучших современных ГПА составляет 45‑47 процентов, коэффициент использования тепла топлива при комбинированной выработке может составлять 90 процентов.

Для высокооборотистых агрегатов соотношение выдачи электричества и тепловой энергии может достигать 1:1, то есть на 1 МВт установленной электрической мощности можно получить 1 МВт тепловой энергии. Также возможно получение пара для использования в производственных целях.

Строительство объектов распределенной генерации в настоящее время целесообразно и востребовано для различных сегментов рынка. Газопоршневые технологии находят применение при строительстве крупных энергоблоков (до 200 МВт). Наиболее широкое распространение при строительстве распределенной генерации в различных сегментах рынка России (промышленные предприятия, ЖКХ, инфраструктурные проекты, тепличное хозяйство и т. д.) получают газопоршневые агрегаты (ГПА) малой и средней мощности (до 25 МВт).

Удельные капиталовложения в строительство газопоршневых электростанций до 30 процентов ниже по сравнению с другими технологиями. Сроки строительства газопоршневых электростанций до 40 процентов меньше, чем сроки строительства блоков ПГУ. Для строительства ГПЭС требуются меньшие размеры земельного участка. Низкое давление топливного газа (4‑6 бар), возможность работы на большинстве типов природного газа. Потребление воды значительно меньше по сравнению с блоками ПГУ.

К преимуществам ГПА также следует отнести их модульную компоновку (отсутствие значительного количества элементов тепловой схемы: деаэраторов, конденсаторов, большого количества насосных групп, химводоочистки и т. д.) и быстрый запуск (5‑10 минут), отметил глава «ИЦ-ГТ».

В рамках конференции прошла тематическая выставка «Система качества в теплоснабжении для реновации отрасли».

Отправить на Email

Для добавления комментария, пожалуйста, авторизуйтесь на сайте

Также читайте в номере № 05 (14) октябрь 2014 года:

    << | < 1
  • 1
  • 2
  • >>