Перспективы электротеплоснабжения

 

Авторы

Джангиров Владимир, Заместитель председателя комитета ТПП РФ по энергетической стратегии и развитию ТЭК, к. э. н.

Лелюшкин Николай, Сотрудник АНО СИП РИА, к. т. н.

Маслов Виктор, Генеральный директор ЗАО «НТЦ КТ АЭЛИМП», к. т. н.

 

    Привычная система водяного теплоснабжения не позволяет в полной мере выявить все преимущества теплофикации. Альтернативная схема объединяет элементы традиционного и электротеплоснабжения, что позволяет значительно повысить эффективность всего комплекса энерготеплоснабжения. Для построения более детальной стратегии развития систем теплоснабжения необходимо в рамках промышленно-энергетического форсайта провести анализ факторов, способных оказать на них определяющее влияние. Кроме того, следует внести ряд дополнений в Закон Российской Федерации «Об энерго­сбережении и о повышении энергетической эффективности» от 23 ноября 2009 г. № 261-ФЗ и в проект закона о теплоснабжении.
    Теплоснабжение является значимым и энергоемким сектором экономики — в нем потребляется примерно 40% используемых в стране энергоресурсов, более половины которых приходится на коммунально-бытовой сектор.
    Нынешняя система теплоснабжения, основанная на совместном производстве электроэнергии и тепла, более чем за сто лет функционирования доказала свою эффективность. На ТЭЦ страны в экономичном теплофикационном режиме вырабатывается 71% общего объема тепла.
    Однако в современной теплоэнергетике имеется ряд проблем, которые не могут быть решены при существующей системе водяного теплоснабжения. Среди них:
    1. Несоответствие электрической и тепловой мощностей энерго­источников соотношению тепловой и электрической нагрузки потребителей.
    Иными словами, при обеспечении пользователей тепловой энергией от ТЭЦ «выход» электрической энергии будет избыточным. И на­оборот, при достаточности производства электроэнергии тепловой будет не хватать. Так, для средней полосы России бытовые зимние тепловые и электрические нагрузки распределяются примерно как 3:1, а отношение тепловой мощности ТЭЦ к тепловой для ТЭЦ с ПГУ составляет около 1:1. В последнем случае недостаток тепловой мощности восполняется сжиганием топлива (как правило, газа) в котельных, что является не лучшим решением — во многих странах в законодательном порядке запрещается сжигать газ в котельных.
    2. Зависимость эффективности работы ТЭЦ от тепловой нагрузки.
    Эффективность работы ТЭЦ во многом зависит от эффективности функционирования систем централизованного теплоснабжения, в составе которых работают эти электростанции [1]. Тепловая нагрузка имеет значительные колебания, которые оказывают влияние на работу ТЭЦ. При сниженных тепловых нагрузках эксплуатация оборудования усложняется, приходится применять не­экономичный конденсационный режим, а это ведет к неэффективному использованию топлива. Стоит отметить, что сезонное изменение тепловой нагрузки может быть довольно значительным — затраты энергии на горячее водоснабжение примерно в 4—5 раз меньше всей нагрузки теплоснабжения.
    3. Неравномерность графика электрической нагрузки (в том числе тепловой).
    Подавляющее большинство современных промышленных энерго­установок (возможно, за исключением газопоршневых агрегатов — ГПА) не позволяют сохранять их приемлемые технико-экономические показатели при значительном падении нагрузки. А это означает, что при проектировании системы энергоснабжения нельзя ориентироваться на максимальные величины потребляемой мощности. Создаются базовые источники электроэнергии, которые работают 5—7 тыс. ч в году, и пиковые, экономичность которых настолько мала, что стоимость получаемой на них электроэнергии в 2—14 раз превышает отпускные тарифы, рождая прямые убытки у ее поставщиков. По оценкам специалистов, колебание пиковой нагрузки в ±1% приводит к росту (снижению) затрат на производство электроэнергии на 10% [2].
    4. Избыточно высокая температура теплоносителя в системе теплоснабжения.
    Принятая около ста лет назад конструкция теплообменных аппаратов, простых в изготовлении и небольшой материалоемкости, была вполне оправданна, когда цена на топливно-энергетические ресурсы казалась приемлемой, а основной целью электростанций была выработка электроэнергии. Чтобы поддерживать температуру воздуха в помещении на отметке 20 °С, неразумно нагревать теплоноситель до 100 °С. Чрезмерная температура теплоносителя отрицательно влияет на эффективность ТЭЦ, вызывает большие потери в тепловых сетях и сокращает срок их службы.
    5. Кроме этих проблем в современной теплоэнергетике существуют и другие, обусловленные применением традиционной системы теплоснабжения. К ним можно отнести потери в тепловых сетях при транспортировке тепловой энергии, затраты энергии на перекачку теплоносителя, сложность учета и регулирования, трудности, связанные с водоподготовкой, и т. п. Многие элементы системы водяного теплоснабжения довольно громоздки — ЦТП, тепловые сети, протяженность которых составляет сотни тысяч километров.
    Справедливости ради стоит отметить, что все эти проблемы устранимы. Так, использование предварительно изолированных труб помогает стабилизировать потери на уровне 5—7 %, а срок их службы продлить до 50 лет (вопрос — понадобятся ли они через 50 лет); для перекачки теплоносителя применяются насосы с частотно-регулируемым приводом; внедряются системы отопления с пофасадным регулированием; создаются системы поквартирного регулирования и учета тепла и т. п.
    Однако все эти меры кардинально не упрощают задачу повышения энергоэффективности теплоснабжения. По-видимому, современное состояние систем теплоснабжения находится в такой фазе, когда накапливаются противоречия типа «чем больше вкладываешь в разрешение противоречия, тем острее и сложнее оно становится» [3].
    Наверно, следует отказаться от такого подхода, когда система более высокого порядка (энергоисточник) подстраивается под более «низкую» (систему теплоснабжения), потому что последняя априори может быть только системой водяного теплоснабжения.
    Подобный алгоритм приводит к парадоксальному, на первый взгляд, выводу, что высокий электрический КПД энергоисточника является его недостатком — «значительная выработка электроэнергии на тепловом потреблении вследствие высокого электрического КПД станции может быть отнесена к минусам ТЭЦ, поскольку увеличивает завоз топлива в населенные пункты» [4].
    Повысить эффективность теплоэнергетики позволит использование электроэнергии для теплоснабжения. Разумеется, речь не идет о полном отказе от функционирующей в настоящее время системы водяного теплоснабжения — ее наличие неизбежно, пока при производстве электроэнергии выделяется низкопотенциальное тепло. Главное, что весь комплекс систем энерготеплоснабжения не должен подлаживаться под существующую схему водяного теплоснабжения.
    При формировании программ развития систем теплоснабжения, по-видимому, следует руководствоваться мыслью, высказанной директором института ИЭИ РАН, академиком РАН А. А. Макаровым: «Энергетические технологии обычно работают не изолированно, а в комплексах или системах, где сумма локальных оптимумов по определению не соответствует глобальному» [5].
    С учетом этого можно сказать, что при построении системы теплоснабжения оптимальное решение нужно искать не для нее, а для всего комплекса систем жизнеобеспечения.
    Утверждение о нецелесообразности применения электроэнергии для теплоснабжения справедливо лишь при ее производстве в конденсационном режиме. При работе ТЭЦ в теплофикационном режиме расход топлива на получение тепловой и электрической энергии определяется лишь коэффициентом использования теплоты топлива (КИТТ). Для современных ТЭЦ КИТТ приближается к КПД котельной; таким образом, при сгорании одной той же массы топлива и в котельной, и в ТЭЦ образуется одно и то же количество энергии. Потребителю безразлично, каким путем поступает к нему энергия — по тепловым сетям при помощи горячей воды или по электрическим сетям. Требуется лишь наличие приборов, преобразующих электрическую энергию в тепловую.
    На первый взгляд, процесс превращения выделенной при сжигании топлива в котле тепловой энергии в электрическую с ее последующей трансформацией в теплоту нецелесообразен. Однако поскольку при использовании электроэнергии для теплоснабжения состав оборудования на ТЭЦ не изменится, а лишь увеличится его мощность, то единица электроэнергии по сравнению с единицей тепла подорожает несущественно, а эффективность всего комплекса энерготеплоснабжения значительно возрастет.
    Каким способом будет происходить совмещение электрической и водяной составляющих системы теплоснабжения — тема отдельного исследования. Возможны схемы теплоснабжения населенного пункта, в которых часть потребителей, расположенных вблизи энергоисточника и обеспечивающих достаточную плотность тепловой нагрузки, имеют водяную систему теплоснабжения, а остальные, находящиеся за пределами эффективного радиуса теплоснабжения, — электрическую. Возможно также совмещение в одном здании двух типов систем — водяной и электрической (бивалентная система теплоснабжения). При таком исполнении водяная часть является базовой и поддерживает минимально допустимый уровень температуры в помещении, а электрическая часть осуществляет догрев по мере необходимости. Заметим, что такой тип системы стихийно уже применяется достаточно широко — до трети электрической мощности используется на термические цели [6].
    Важно подчеркнуть, что, по некоторым данным, во Франции стационарными системами электрического отопления оборудовано около 40% всех зданий, в Испании и Финляндии — 30%, в Норвегии — свыше 80%. (Последний пример не совсем корректен — в Норвегии 99% электроэнергии вырабатывается на ГЭС.)
    Применение системы электротеплоснабжения позволит уменьшить или совсем устранить перечисленные выше недостатки системы водяного теплоснабжения.
    Какой эффект может быть достигнут за счет использования электроэнергии для целей теплоснабжения?
    1. Значительно снизится, а в некоторых случаях и исчезнет, зависимость ТЭЦ от тепловой нагрузки, поскольку часть этой нагрузки обеспечивается электроэнергией, которая в отличие от тепловой может быть использована и для других целей (так называемое «энерготехнологическое комбинирование»).
    2. Сгладится неравномерность графика нагрузки:
    сезонная — электроэнергия для теплоснабжения зимой идет летом на кондиционирование и холодоснабжение;
    суточная — за счет аккумуляции теплоты (не исключено в будущем, что и электроэнергии).
    Как отмечает генеральный директор «ВНИПИэнергопром» В. Г. Семенов, «перевод потребителей Московского региона, суммарно использующих 1?500 МВт (из 3?500 МВт) электрической мощности для отопления, на теплоаккумуляторы позволит не только снизить пиковое потребление, но и превратить суточный график потребления мощности практически в прямую линию, то есть, по опыту других стран, теплоаккумуляторы могут служить средством управления нагрузкой» [6].
    3. Поскольку система теплоснабжения вследствие возможности аккумулирования теплоты может «одолжить» свою энергию для обеспечения пиковых режимов, значительно сократится или совсем отпадет необходимость в пиковых источниках электроэнергии, что, безусловно, положительно скажется на экономических показателях всей системы энерготеплоснабжения. Все потребление энергии будет осуществляться только из базовых энергоисточников, причем их мощность может быть выбрана, исходя не из максимального энергопотребления, а из среднеинтегрального за сутки.
    4. Значительно повысится энергоэффективность системы теплоснабжения за счет возможностей учета и регулирования. По некоторым данным, расход энергии на теплоснабжение может снизиться не менее чем на 30%.
    5. Для объектов, которые получают тепло только за счет электрической энергии, значительно упростится состав оборудования — одни и те же сети могут служить и для тепло-, и для электроснабжения. При этом существенно возрастет живучесть системы теплоснабжения благодаря возможности приема энергии из других регионов и будет достигнут более высокий уровень энергетической безопасности путем подключения автономных аварийных источников питания у наиболее ответственных потребителей.
    Особо следует рассмотреть вопрос о себестоимости электротеплоснабжения.
    Как же меняется себестоимость энергии при переходе системы теплоснабжения от тепловой энергии котельной к электрической энергии ТЭЦ? Наиболее весомые компоненты в структуре себестоимости при производстве энергии — это топливная составляющая, амортизационные отчисления и расходы на обслуживание, включая ремонт и зарплату. Для базовой нагрузки определяющими являются затраты на топливо (около 60%). Так как КИТТ ТЭЦ с ПГУ близок к КПД котельной, то расход топлива при выработке единицы тепловой и электрической энергии одинаков.
    Поскольку в себестоимость также входят амортизационные отчисления, то можно предположить, что увеличение мощности ТЭЦ скажется в основном на них. По некоторым данным [7, 8], амортизационные отчисления (то есть вклад стоимости оборудования в себестоимость) составляют от 8 до 18%.
    Приближенные расчеты показывают, что для ТЭЦ с ПГУ при отношении тепловых нагрузок к электрическим 3:1 рост себестоимости единицы дополнительной электроэнергии по сравнению с замещаемой тепловой составит, в зависимости от величины амортизации, не более 4—9%. (При более строгих экономических расчетах следует учесть, что с увеличением мощности турбоагрегатов их удельная стоимость уменьшается.) Кроме того, отпадет необходимость в котельных, а при использовании бивалентной системы теплоснабжения (водяная — базовая, электрическая — дополнительная) снизится температура теплоносителя в сетях, что поднимет электрический КПД ТЭЦ и сократит потери в тепловых сетях.
    Если при модернизации ТЭЦ происходит замена парового энергоблока на газотурбинный или парогазовый, то важно помнить, что газотурбинные и парогазовые ТЭЦ дешевле паровых [9].
    Продолжение следует.

    Литература
    1. Яновский А. Б., Михайлов С. А. Энер­гетическая стратегия и развитие теплоснабжения России // Энергосбережение, № 4, 2003.
    2. Башмаков И. А. Проблемы развития энергетики Москвы // Энергосбережение, № 6, 2006.
    3. Рубин М. С. Методы прогнозирования на основе ТРИЗ / Сб.: Вестник Академии прогнозирования, № 1, 1999.
    4. Жарков С. В. О перспективах оборудования отопительных ТЭЦ в России // Газотурбинные технологии, № 1, 2007.
    5. Макаров А. А. Научно-технологические прогнозы развития энергетики России (на основе доклада на общем собрании РАН 16—17 декабря 2008 г.).
    6. Семенов В. Г. Особенности российского энергодефицита // Новости теплоснабжения, № 3, 2007.
    7. Костюченко А. Е. Как снизить эксплуатационные расходы на производство электроэнергии и тепла? // www.avid.ru.
    8. Гриценко Г. Кого и как субсидирует электроэнергетика // old.polit.ru.
    9. Ольховский Г. Г. Совершенствование технологий комбинированной выработки электроэнергии и тепла на ТЭЦ России. // Доклад на международном Конгрессе, посвященном 100-летию централизованного теплоснабжения и теплофикации. Москва, 9—10 октября 2003 г.