Основные причины «неоптимальности» схемы теплоснабжения

Несовершенство тарифов. Существующее положение дел с перекрестным субсидированием вынуждает некоторых потребителей искать выход из этой ситуации, строя собственные теплоисточники. Этот процесс носит эпидемический характер и до сих пор продолжает заражать умы многих руководителей предприятий. Если этот процесс не остановить — болезненное состояние экономики, ЖКХ и энергетики не только не облегчится, но и еще более усугубится. Обидно то, что большие средства будут потрачены, а общество в целом получит исключительно отрицательный результат, т.к. будут заперты или остановлены существующие агрегаты, снизится объем производства и, как следствие, производительность труда, вырастут условно постоянные затраты и, следовательно, тарифы и т. д. А вновь построенные котельные вместо ожидаемого эффекта принесут обществу в целом лишь разочарование и даже вред. Кстати, принятие «правильных тарифов», базирующихся на истинных затратах той или иной технологии позволило бы убрать ложные ориентиры и направить процесс техперевооружения и строительства новых источников энергоснабжения по истинному пути. Когда говорят о необходимости поддержки неплатежеспособных отдельных групп потребителей, то представляется, что более правильным будет выделение им адресных субсидий из бюджета, чем принятие искаженных тарифов на энергоносители.

Огромный разрыв между фактическим теплопотреблением и заявленными значениями со стороны потребителей. Как правило, потребитель заявляет величину тепловой нагрузки с большим запасом и своевременно не вводит объект теплопотребления. В итоге, по выданным разрешениям теплоисточник должен быть загружен под номинал, а реально нагрузка находится на уровне всего 50−60%, а то и меньше. Использование основных фондов недостаточное; налоги на имущество платятся; опять же, условно постоянные затраты высокие; себестоимость высокая, по сравнению с возможным уровнем; расчетный тариф высокий. Потребитель недоволен. В это же время из-за отсутствия резерва по выданным разрешениям недалеко от этого теплоисточника начинает расти еще один теплоисточник, т.к. город и городское хозяйство развиваются. При существующих реалиях судьба этого нового теплоисточника будет аналогичной первому. Опять же, средства потрачены, тарифы довольно высокие, фонды используются неэффективно, схема теплоснабжения далека от идеала.

Отсутствие или недостаточно эффективная связь между теплоисточниками. Отсутствие этой связи не позволяет оптимизировать распределение нагрузок между теплоисточниками, свести к минимуму требуемый уровень необходимых резервов, как по мощности, так и по топливу, а также по экологии. И, самое главное, отсутствие таких связей не позволяет локализовать с минимальным ущербом разного рода аварийные очаги и, следовательно, повысить надежность теплоснабжения потребителей. С третьей стороны, независимые источники тепла и потребители также могли бы воспользоваться этими связями для удовлетворения своих потребностей (как в виде выдачи продукции, так и в виде потребления). В большом городе, как правило, существуют многочисленные (до нескольких сотен) мелкие и средние котельные и порядка 5−8 крупных теплоисточников (ТЭЦ и мощные котельные). Наиболее универсальной и оптимальной схемой теплоснабжения для таких городов является наличие кольца, связывающего и объединяющего крупные теплоисточники, с ответвлениями для потребителей и мелких котельных. Кольцо, как магистральная линия по транспорту тепла, способствовало бы развитию независимых источников тепла и электроэнергии, здоровой конкуренции, от которого в конечном итоге в выигрыше оказался бы потребитель, для удовлетворения нужд которого все эти схемы и производители предназначены (с этой точки зрения, в перспективе схемы теплоснабжения могут быть и самостоятельными юридическими лицами или принадлежать муниципалитету).

Еще одной проблемой, мешающей оптимизации теплоснабжения, является недостаточное и неэффективное использование поставленной продукции непосредственно потребителями. Наглядным критерием эффективного теплосъема является температура обратной сетевой водыtобр. При нормативном (принятом в России) температурном графике 150/70 ОС в 80−90% случаях 70 ОС в обратной сети имеется при подъеме температуры прямой сетевой воды до 100−120 ОС, а иногда и до 90 ОС. Этот график был принят еще в годы разработки плана ГОЭЛРО, когда и техника, и насосы, и изоляционные материалы соответствовали достижениям той эпохи. Сегодня же, в передовых, в отношении развития теплофикации, странах, таких как Дания, Голландия, Германия, температурный график совсем иной. Там, для более рационального использования исходного сырья — топлива, температурный график принят таким, что максимальная температура прямой сетевой воды не превышает 100 ОС. Качество тепла для потребителя обеспечивается применением принципиально новых теплоизолирующих материалов и технологий, сводящих на нет тепловые потери в окружающую среду и удешевляющих саму прокладку теплотрасс, применением частотно-регулируемых приводов сетевых насосов, позволяющих, в зависимости от потребностей, увеличивать или уменьшать расход сетевой воды.

Но самой распространенной болезнью всех теплопотребляющих систем можно назвать разрегулированность систем отопления (если точнее выразиться, то с самого начала ввода их в эксплуатацию наладкой и оптимизацией по существу не занимались) и накопившиеся за годы эксплуатации систем отопления отложения внутри стояков и отопительных приборов. В итоге, повсюду можно наблюдать следующую ситуацию, даже в холодное время года: в одном доме жители мучаются от жары и все форточки открыты, а соседний дом в буквальном смысле мерзнет и окна покрыты изморозью. Даже в одном доме в квартирах жителей одного стояка жара, а у жителей другого стояка холод. Из-за неудовлетворительного гидравлического режима могут недополучать необходимое тепло жители целого района, в то же время, у других его в избытке и т. д. При этом, из-за неурегулированности систем отопления и больших отложений в батареях, поступивший от источника теплоноситель с большим потенциалом по температуре транзитом проскакивает мимо потребителей и возвращается к теплоисточнику, в свою очередь, ухудшая его технико-экономические показатели.

Температура обратной сетевой воды — наглядный показатель степени совершенства и эффективности систем отопления. С этой точки зрения, температурный график не догма. Чем ниже температура сетевой воды, возвращающейся от потребителя, тем лучше. Физический смысл этого можно объяснить следующим соображением: если для комфортного проживания в квартире достаточна температура на уровне 20−22 ОС, то температура уходящей сетевой воды может быть на уровне чуть выше, т. е. 35−40 ОС и не обязательно 70 или 60 ОС, например, по графику. И уж совсем ситуация никуда не годится, когда температура в квартирах и домах существенно ниже комфортных значений, а теплоноситель с существенно высокой температурой, чем даже по графику, проходя транзитом по сетям потребителей, возвращается к теплоисточнику. Справедливости ради надо сказать, что из-за этой проблемы больше всего страдают промышленные предприятия.

На температуру обратной сетевой воды теплоисточники воздействовать не в силах. Это задача потребителей: ЖКХ, предприятий и т. п. Таким образом, решение проблемы обратной сетевой воды позволило бы вслед за развитыми странами мира, кардинально пересмотреть устаревший температурный график 150/70 ОС, принятый в России, с учетом последних достижений и требований энергосбережения. Завершая анализ проблемы температуры обратной сетевой воды, важно подчеркнуть, что повышенное ее значение вызывает ограничение теплопроизводительности теплоисточников. Например, в целом по большому городу, его значение может превысить сотни гигакалорий. В результате, из-за этого очень часто город или потребители вынуждены строить рядом еще теплоисточники, затрачивая сотни миллионов рублей. Поэтому наряду с мероприятиями по повышению эффективности теплоисточников должна быть развернута работа по наведению порядка (замена, очистка, наладка и т. п.) у каждого потребителя на каждом теплопотребляющем агрегате. Основным критерием эффективности работы теплопотребляющих агрегатов является температура обратной сетевой воды. Организационно решение этой проблемы должно быть запланировано каждым потребителем и взято под контроль органами энергонадзора.

Об энергосберегающей роли ТЭЦ Во многих местах, в силу ряда причин, эти проблемы (теплои электроснабжения) рассматриваются и решаются раздельно, независимо друг от друга. А по сути дела они очень взаимосвязаны. Сегодня, когда одной из важнейших проблем стало энергосбережение, не использовать для комбинированной выработки электрической и тепловой энергии имеющийся рынок тепла было бы просто экономическим преступлением. С этой точки зрения было бы весьма своевременным, если бы было принято решение о запрещении строительства новых котельных, использующих в качестве топлива — газ. При этом, важно подчеркнуть, что снижение потребления тепла в виде пара со стороны промышленных потребителей, вызывает существенное снижение выработки электроэнергии на существующих турбинах типа Р и ПТ. Поэтому покрытие имеющегося (и появляющегося) рынка тепла со стороны города отработавшим паром со стороны существующих турбин позволило бы решить сразу несколько важных проблем:

• · удовлетворение потребностей города в тепле, не прибегая к строительству новых котельных;
• · уменьшение дефицита электроэнергии города;
• · существенное снижение себестоимости (сдерживание тарифов) как электрической, так и тепловой энергии;
• · заметное улучшение экологической обстановки в городе.

Следующим шагом после задействования потенциала существующих мощностей ТЭЦ, а также при решении вопроса модернизации, замены и техническом перевооружении существующих электростанций и котельных, должно стать повсеместное внедрение новых технологий (ГТУ, ПГУ, ГПА и т. п.), позволяющих в комплексе решать проблемы энергоснабжения, стоящие перед большим городом, с оптимальными затратами. Преимущество новых технологий ПГУ, ГТУ, ГПА перед существующими паротурбинными технологиями в первую очередь заключается в возможности увеличения доли выработки электроэнергии на одном и том же отпуске тепла от 2-х до 4-х раз. Тем самым, они позволяют при наблюдающемся процессе снижения теплопотребления со стороны потребителей (промышленности) не только сохранить долю комбинированной выработки электроэнергии, но и увеличить ее в несколько раз со всеми вытекающими отсюда положительными тенденциями.

Чтобы понять необходимость оптимизации схемы энергоснабжения и внедрения принципиально новых технологий, проанализируем существующую ныне структуру годовой выработки электрической энергии в Республике Татарстан. Ее можно представить в виде диаграммы (см. рис.).

Структура выработки электроэнергии в г. Казани гораздо хуже, чем в целом по Республике. При средней потребности в 1000 МВт, в 2003;2004 гг. на ТЭЦ г. Казани вырабатывается около 350 МВт на тепловом потреблении (вэ=150 г/кВт.ч), 300 МВт по конденсационному циклу (вэ=500 г/кВт.ч) и недостающие по балансу 350 МВт транспортируются из зоны Заинской ГРЭС и Нижнекамского узла с соответствующими транспортными потерями. Удельный расход топлива (вэ) этой энергии, естественно, в лучшем случае порядка 350 г/кВт.ч (Заинская ГРЭС), т.к. она вырабатывается турбинами по конденсационному циклу. В то же время, важно подчеркнуть, что такие города как Казань и, в какой-то степени, другие города с меньшим числом населения, благодаря внедрению новых технологий, имеют прекрасную возможность генерации электрической энергии на собственном теплопотреблении, вместо транспортировки ее откуда-то извне. При этом себестоимость этой энергии будет существенно ниже.