CC BY
21с. В. СЕННОВА, доктор технических нау> A.B. ФЕДЯ ЕВ, доктор технических нау-В.А. СТЕННИКОВ, кандидат технических нау (Институт систем энергетики им. J1.A. Мелентьево СО РАН;
Экономические и организационные
проблемы теплового хозяйства
1. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЩЕЙ СИТУАЦИИ В ТЕПЛОВОМ ХОЗЯЙСТВЕ
Сложная ситуация в тепловом хозяйстве страны (ТХ) начала формироваться давно, еще во времена экстенсивного развития промышленности, когда требовался быстрый ввод все новых и новых теплогенерирующих мощностей. В ущерб результирующей эффективности к реализации принимались упрощенные решения с минимальными начальными затратами, а вопросы надежности и экологии отодвигались на задний план.
Развитие теплоснабжения в стране было ориентировано на сооружение систем централизованного теплоснабжения (СЦТ) центральным качественным регулированием отпуска тепла, тупиковые сети, элеваторное присоединение отопительной нагрузки, дешевое ненадежное оборудование и арматуру, установки у потребителей ограничительных шайб, не предусматривающих автоматическое регулирование и измерения на стороне потребления.
Все э~о в сочетании с большими мощностями источников в Оценка производства тепла в <
системах централизованного теплоснабжения и неэффективными мелкими котельными обернулось комплексом серьезных проблем, связанных с огромными потерями тепловой энергии, недостаточной надежностью теплоснабжения потребителей и неудовлетворительным уровнем комфорта в зданиях.
В целом существующее состояние в тепловом хозяйстве страны характеризуется:
- низким технически уровнем тепловых сетей, абонентских установок и большинства котельных;
- недостатком или полным отсутствием измерений и регулирования;
- гидравлической разрегулированностью систем;
- огромными непроизводительными потерями тепла и топлива.
Полная и объективная статистика о функционировании систем и объектов ТХ, а также достоверные данные о тепловых нагрузках, фактическом потреблении тепла и затратах топлива отсутствуют.
Получение полного баланса тепловой энергии и топлива, вклю-
Таблица 1
>ане в последние годы, млн. Гкал
Источник Производство тепла, млн.Гкал
всего централизованное тепло
ТЭС 624 624
Котельные 1100 750
ВСЕГО 1724 1374
Таблица 2
Структура источников тепловой энергии, единиц
ТЭЦ Котельные '.. Местные (индивидуальные) Остальные
> 100 Гкал/ч 20-100 Гкал/ч < 20 Гкал/ч генераторы тепла
485 920 5500 180 тыс. 600 тыс.
(36%) (10%) (14%) (22%) (14%) (4%)
чающего данные по мелким котельным и местным генераторам тепла, в настоящее время невозможно. Даже при оценке производства и потребления тепла в централизованном секторе городов и поселков городского типа (ПГТ) приходится прибегать к вспомогательным расчетам и экспертным оценкам.
В табл. 1 приведены оценочные данные о производстве тепла в стране в последние 2-3 года, в табл. 2 - структура источников тепловой энергии.
По оценкам специалистов, сверхнормативные потери тепла в тепловом хозяйстве составляют 175-190 млн. т у.т. в год (с учетом потерь из-за плохих теплотехнических характеристик зданий). Из них 30-35 млн. т у.т. относится на тепловые сети, 50-60 млн. т у.т - на котельные и 90-1 10 млн. т у.т - на здания.
С переходом к рыночно ориентированной экономике в сфере ТХ появились новые проблемы:
- отсутствуют средства на развитие теплоснабжения и модернизацию его объектов, что обусловлено прекращением государственного финансирования теплоснабжения бедностью местных бюджетов и социальной тарифной политикой;
- низкие доходы населения и рост тарифов на тепловую энергию тормозят переход к 100% -ной оплате населением услуг по "еплоснабжению и увеличивают нагрузку на местные бюджеты;
- слабая экономическая основа организационно-правовой базы в сфере ТХ, старая система одноставочных тарифов, не выполняющих необходимые регулирующие и стимулирующие функции, и нерешенность организационных вопросов управления теплоснабжением в целом не обеспечивают эффективного управления теплоснабжением;
- нарушен процесс принятия и реализации решений по развитию теплоснабжения, скорректированные планы развития теплоснабжения городов отсутствуют;
- в условиях многообразия форм собственности обострились проблемы, связанные с недостаточным уровнем первичных измерений и с отсутствием достоверных данных о потребности и затратах топлива и тепловой энергии.
2. КОММУНАЛЬНАЯ ЭНЕРГЕТИКА
Наиболее тяжелой является ситуация в коммунальной энергетике, которая продолжает обостряться. Скудное финансирование и рост неплатежей за потребленное тепло уменьшают возможность своевременной замены изношенного оборудования источников теплоты и тепловых сетей, вывода из работы устарев-
ших неэкономичных котельных и дальнейшего развития коммунального теплоснабжения на основе современных эффективных технологий и оборудования.
Положение усугубляется массовой передачей в муниципальную собственность ведомственных котельных и тепловых сетей, которые, как правило, находятся в плохом техническом состоянии, а соответствующая материально-техническая и ремонтная база вместе с ними не передается.
В результате основу коммунальной теплоэнергетики составляют мелкие котельные постройки 50-60-х годов и тепловые сети, основная часть которых вводилась в эксплуатацию преимущественно в 60-70-е годы.
2.1. Котельные
Инструментальные обследования показывают, что фактические коэффициенты полезного действия (КПД) котлов в угольных котельных составляют 32-60% вместо паспортных 75-80%, их располагаемая мощность на 10-15% ниже проектной. Основными причинами снижения экономичности действующих котельных установок являются:
1) значительный моральный и физический износ оборудования (на уровне 50%);
2) отсутствие или резкий недостаток приборов измерения, регулирования, контроля и учета;
3) использование непроектного неподготовленного угля;
4) отсутствие или недостаточная мощность систем водоподго-товки, приводящая к быстрому выходу из строя стальных котлов, сетевых теплообменников и тепловых сетей. В местностях с плохим качеством воды стальные котлы приходится заменять почти каждый год;
5) низкий уровень механизации и эксплуатации в целом.
Исследования, расчеты и экспериментальные работы показали, что при небольшом уровне затрат КПД котлов на угле может быть существенно повышен (на 16-48%). При этом расход топлива снизится от 1,3 до 2,5 раз.
В мазутных котельных резерв повышения КПД тоже есть, он составляет 10-20%. В условиях сильно подорожавшего в последнее время мазута меры по модернизации мазутных котельных становятся очень эффективными. Например, при стоимости мазута 1860 руб. за тонну на каждую отпущенную Гкал эффект может быть от 20 до 55%, а в наиболее крупных мазутных котельных 1 руб., затраченный на модернизацию, дает 5 руб. отдачи в течение первого же отопительного сезона.
Таблица 3
Вклад различных объектов энергетики в годовые выбросы вредных веществ в атмосферу Иркутска (1995 г.), %
Теплоисточники Вклад в годовые выбросы , %
БО, МО, со сн4 лос БП пыль
ТЭЦ 24,3 47,2 0,4 2,7 1,2 0,0 24,4 ■
Крупные котельные 44,1 38,3 19,5 7,2 2,6 1,0 52,3
Мелкие котельные 23,7 10,2 49,2 15,4 5,4 52,2 16,
Домовые печи 8,0 4,3 30,9 74,7 90,8 46,9 6,9
Всего 100 100 100 100 100 100 100
Относительный вклад объектов энергетики в среднюю за зиму концентрацию загрязнителей в атмосферу г. Иркутска, %
Таблица 4
Теплоисточники СО БО2 ... N0, Пыль
ТЭЦ 0,001-0,01 0,1-2 0,1-4 1-4
Крупные котельные 3-15 62-80 35-75 8-30
Мелкие котельные 12-30 12-30 10-30 50-80
Домовые печи 50-85 7-25 10-50 10-40
В районах, где отсутствует газ, котельные на угле и отопительные печи вносят основной вклад в суммарные выбросы стационарной энергетики в зону деятельности человека, чему способствует высокая зольность сжигаемого угля, небольшая высота труб, отсутствие очистки дымовых газов, высокие удельные расходы топлива (более 200 кг у.т/Гкал). Например, для Иркутска (табл. 3) доля котельных и отопительных печей в годовых выбросах веществ в атмосферу города составляет: окиси углерода - 80%, метана - 90%, летучих органических соединений (ЛОС) - 96%, бензапирена (БП) - 99%.
В табл. 4 дан вклад различных источников тепла в концентрацию загрязнителей в зоне деятельности человека.
Данные табл. 3 и 4 получены в ИСЭМ СО РАН группой под руководством С.П. Филиппова.
2.2. Тепловые сети
Физический износ тепловых сетей в целом составляет более 30% , доходя до 70% и выше в коммунальных сетях, повреждаемость которых превысила одно повреждение на 1 км сети в год.
Причины заключаются как в изначально низком качестве труб, арматуры, тепло- и гидроизоляции, так и в неудовлетворительном качестве их монтажа, недостаточных объемах ежегодных ремонтов и замены ветхих сетей, плохом уровне эксплуатации и ненормативных условиях прокладки (увлажнение изоляции).
Сейчас при передаче котельных и тепловых сетей в муници-
Сравнение фактических (замеры) и требуемых по графику тепловых нагрузок
Таблица 5
Котельная п°с н' Суммарная тепловая Отопительная нагрузка, Гкал/ч Подпитка, превыше-
нагрузка, Гкал/ч * - , ние сред-
фактическая требуемая фактическая требуемая отношение фактич. к треб.,% нечасового расхода на ГВС, раз
Свирск
Котельная М'УМ
"Энергопредприятие" -10 30,9 13,26 6,6 10,3 64 6
Зима
Котельная № 3 -5 3,7 5,4 . 1,1 3,5 31 2
Тулун
Котельная "Угольщик" -10 13,46 13,3 7,6 11,1 68 3
Котельная "Центральная" -10 9,5 7,48 4,4 5,2 85 2
Котельная ВПК -10 5,97 3,63 2,11 3,1 68 7
Нижнеудинск
Котельная НСФ -12 8,0 6,61 3,12 5,69 55 . ' ! 7,5
Тайшет
Котельная ТКСИ -10 10,1 10,47 6,0 8,68 68 2
Нижне-Илимский р-н
Новая Игирма
Котельная "Киевская" -6 2,88 2,68 2,0 2,27 88 3
Усть-Кут
ТЭЦ -7 25,74 18,96 7,8 14,3 55
Котельная ВГР -11 6,4 6,85 5,2 5,6 93 5
Котельная п. Якурим -11 4,92 5,09 2,9 4,3 67 3,5-4,5
т
Группировка городских поселений по тепловой нагрузке
Таблица 6
Расчетная тепловая Всего В том числе
нагрузка, Гкал/ч <100 100-500 500-1000 1000-3500 >3500
Доля в суммарной
нагрузке,% 100 12 18 10 21 39
Число поселений 3078 2345 528 95 74 36
-алычую собственность они длительное время (годы) остаются практически бесхозными. Системы постепенно разрегулируются, смеси--ельные элеваторы на вводах выбрасываются, вместо графиков 150/ 70 или 130/70°С, на которые системы первоначально рассчитывались, начинает применяться график 95/70° С. Переход на понижен--ые температурные графики в 2,5-3,5 раза увеличивает расчетный сасход сетевой воды, приводя к недостаточной пропускной способ--ости сети. Установка насосных станций в сети не решает проблему, а необходимая реконструкция (увеличение диаметров участков) -е производится. В результате располагаемые напоры на вводах ■онечных потребителей становятся близкими к нулю и начинаются сливы теплоносителя из сети, постепенно ведущие к ее полной раз-оегулировке. Такие системы становятся потенциальными очагами масштабных аварий с массовыми отключениями зданий и разрушением систем.
Недостаточный объем работ по ремонту и замене ветхих участков тепловых сетей привел к резкому увеличению утечек теплоносителя. Эти утечки в сумме со сливами сетевой воды из систем отопления зданий во много раз превышают нормативные утечки и оказываются соизмеримыми, а часто существенно превышают нагрузку горячего водоснабжения (ГВС). В табл. 5 з качестве иллюстрации приведены такие данные по некоторым системам коммунального теплоснабжения Иркутской обл. Огромные утечки приводят к подпитке тепловой сети холодной неподготовленной водой и к интенсивной внутренней коррозии трубопроводов, систем и приборов отопления.
Большие проблемы при этом возникают и в работе котельных:
- потери напора в оборудовании и коммуникациях котельных увеличиваются до 50-60 вместо 20-25 м в.ст. по нормативным данным. Это снижает располагаемый напор в сети и на практике приводит к установке более мощных сетевых и подпиточных насосов;
- фактическая нагрузка котельной возрастает при снижении полезного отпуска тепла (табл. 5);
- котельная оказывается не в состоянии обеспечивать температуру подающей воды в соответствии с графиком. Это приводит к дальнейшему увеличению сливов воды из обратных линий тепловой сети;
- при ограниченной производительности хозяйственно-питьевого водопровода, рассчитанной на подачу нормативных расходов воды на горячее водоснабжение, из-за дефицита воды происходят срывы работы котельной, развал всей системы и размораживание систем отопления зданий.
Выполняемый ежегодно незначительный объем работ по перекладке и ремонту тепловых сетей производится, как правило, некачественно, с нарушением требований СНиП: вместо изоляции часто используются опилки, не устраиваются дренаж из каналов тепловой сети и электрохимическая защита, трубы укладываются в кана-
лы с водой, их опрессовка при сдаче в эксплуатацию не производится. В результате через несколько лет "новые" теплопроводы приходят в негодность. Работы по реконструкции производятся фрагментарно, без увязки с режимом работы всей системы теплоснабжения и без разработки планов ее развития в изменившихся условиях.
Картину завершает многолетнее отсутствие промывок систем отопления зданий и их "зарастание" - засорение продуктами коррозии, песка, ила. Зачастую "греют" всего одна-две секции радиатора, существенно снижая теплоотдачу приборов и приводя к завышенной температуре обратной воды и бесполезной циркуляции тепла в системе.
3. ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДЕЙСТВУЮЩИХ СИСТЕМ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
Крупные теплофикационные системы на базе ТЭЦ общего пользования расположены в городах с расчетной тепловой нагрузкой более 1000 Гкал/ч. Их доля в суммарной тепловой нагрузке городов и поселков городского типа составляет 60% (табл. 6).
В этих городах централизованным теплоснабжением обеспечено 75-95% жилого фонда. Однако состояние большинства СЦТ характеризуется неудовлетворительной надежностью теплоснабжения и низким техническим уровнем тепловых сетей и абонентских установок, завышенными радиусами теплоснабжения, гидравлической разрегулированностью систем, резким недостатком измерений и регулирования в системах транспорта и потребления тепла.
Высокие тарифы на тепловую энергию и низкая эффективность действующих СЦТ снижают их конкурентоспособность на рынках тепловой энергии, где предлагается современное эффективное оборудование для небольших и средних систем теплоснабжения на базе ТЭЦ и котельных. Предпочтительность новых теплоснабжающих установок небольшой мощности с меньшими единовременными затратами и сроками их окупаемости обусловлена также прекращением государственного финансирования теплоснабжения, социальной тарифной политикой, трудностями получения долгосрочных кредитов.
Оценки, проведенные для Иркутска, показали, что непроизводительные потери тепла в жилищном и общественном секторах города составляют более 4 млн.кал в год (в зданиях - из-за их плохих теплотехнических свойств, больших расходов воды на горячее водоснабжение, отсутствия измерений и регулирования; в тепловых сетях - из-за разрегулированности систем, плохой изоляции теплопроводов, утечек и сливов воды). Величина экономии превышает годовое производство тепла на Ново-Иркутской ТЭЦ. Ликвидация этих потерь могла бы высвободить около 720 Гкал/ч
l jKÍ I1н^ТшшИИ
Таблице 1
Потенциал экономии тепловой энергии в ЖКС Иркутской области
Энергосберегающая мера Экономия тепла Экономия мощности ,
источника
тыс.Гкал/год %* Гкал/ч %**
Оснащение зданий приборами
измерений и регулирования, 4150 18,5 560 11,2
В том числе:
систем отопления 3100 13,8 435 8,7
систем ГВС 1050 4,7 125 2,5
Реконструкция тепловых сетей 1670 7,5 470 9,4
Реконструкция котельных 1700 7,6 шшвшяшш
Итого 7450 33,2 1060 20,6
Дополнительная изоляция Зданий 3400 " . . .i ' г.:'-"-' ' ' 15,2 960 19,2
Всего 10920 48,8 1990 39,8
* От расчетного теплопотребления сектора централизованного теплоснабжения. ** От максимальной часовой нагрузки сектора централизованного теплоснабжения.
мощности источников и к 2010 г. обеспечить тепловой энергией большую часть потребителей жилищного и общественного секторов без ввода новых мощностей, закрыв плохие котельные.
В табл. 7 представлена оценка потенциала экономии тепла в жилищно-коммунальном секторе (ЖКС) Иркутской области, выполненная с помощью имитационной модели ТХ городов и районов области с привлечением экспертных оценок и мониторинга зданий с элеваторными узлами и автоматизированными абонентскими пунктами.
В настоящее время остро стоит проблема повышения эффективности и надежности централизованного теплоснабжения, которое для России с суровыми климатическими условиями и плотной многоэтажной застройкой городов останется важным направлением развития теплового хозяйства. Фактически мы поставлены перед необходимостью модернизации всей-цепочки производства, транспорта и потребления тепла, которая должна производиться на основе хорошо известных современных технологий и оборудования, включающих: преобразование газовых ТЭЦ в ТЭЦ ПГУ; модернизацию угольных ТЭЦ и котельных; работу
источников теплоты на общую тепловую сеть; измерение отпуска и потребления тепла; независимое присоединение тепловых нагрузок; автоматизированные индивидуальные тепловые пункты; теплопроводы, изолируемые в заводских условиях; насосы с регулируемым числом оборотов и высокоэффективную шаровую арматуру; автоматизированное диспетчерское управление. Реальным путем такой модернизации в сложившихся финансово-экономических условиях является выполнение экономически окупаемых энергосберегающих проектов при максимальном использовании мощностей действующих источников и тепловых сетей.
Это обусловлено тем, что энергосбережение является комплексной проблемой, решение которой может дать разноплановые эффекты. В технико-экономическом аспекте это - снижение потерь, внедрение новых технологий и оборудования, повышение технического уровня теплового хозяйства. Экологический эффект связан со снижением расхода топлива и уменьшением количества вредных выбросов. Социальный эффект состоит в повышении надежности теплоснабжения и комфортности в зданиях. Снижение теплопотребления приводит к сокращению бюджетных дотаций, обеспечивая положительный финансовый результат.
Целенаправленное проведение энергосберегающей политики дает шанс разорвать замкнутый круг существования кризис-
Таблица 8
Снижение теплопотребления зданий при их автоматизации в % к соответствующему типу нагрузки
Способ оценки Отопление ГВС Суммарное теплопотребление
Инженерный расчет и экспертные оценки 21 23 47-60* 28-35
Методика Европейского сообщества 28 29-47** 29-34
Мониторинг зданий 26-30 20*** 25
* Снижение от фактического водоразбора до 60-80 л/чел. сутки с установкой квартирных счетчиков.
** Снижение от нормативного водоразбора (105 л/чел. сутки) до 60-80 л/чел. сутки с установкой квартирных счетчиков.
*** Уменьшение водоразбора обусловлено только снижением уровня давлений в системе ГВС при переходе к закрытой схеме; установка квартирных счетчиков не производилась.
ной ситуации в сфере теплоснабжения и отсутствия средств для ее преодоления. Окупаемость энергосбережения создает возможность получения кредитов, возвращаемых за период окупаемости проекта.
Технические пути реализации энергосберегающей политики хорошо известны:
- применение современных энергосберегающих технологий и оборудования при модернизации действующих систем и установок и сооружении новых;
- измерение количества произведенной и потребленной энергии и проведение взаиморасчетов по показаниям приборов;
- автоматическое регулирование процессов производства, транспорта и потребления тепловой энергии и автоматизированные системы диспетчерского управления;
- строительство новых зданий в соответствии с изменениями СНиП "Строительная теплотехника" и дополнительная изоляция действующих зданий.
Особое значение имеет оснащение абонентских установок современными системами измерений и автоматизации. Оно позволяет обеспечить комфортные условия в зданиях, получить достоверные данные о теплопотреблении и тепловой нагрузке потребителей и установить конструктивные взаимоотношения сто-оон, участвующих в процессах производства, передачи и потребления тепла, а также получить.эффект от других энергосберегающих мер. Оценки, проведенные различными способами, показали, что автоматизация абонентских установок дает существенное снижение потребления тепла на отопление и горячее водоснабжение (табл. 8).
Другой, важной для России мерой, которая может дать большой энерго- и материалосберегающий эффект, является переход к надежным конструкциям теплопроводов заводского изготовления со сроком службы 30-50 лет. Как известно, расчетный срок службы наших теплопроводов составляет 25 лет, а реальный -часто 10-15 лет; более трети тепловых сетей в стране требует перекладки; другая треть - ремонта. Переход на новые конструкции теплопроводов снизит необходимый с точки зрения обеспечения нормативной надежности объем резервирования в тепловых сетях.
Однако наибольшую эффективность может дать комплексный подход, охватывающий всю цепочку производства, транспорта и потребления тепловой энергии. Одним из примеров такого подхода является проект реконструкции системы теплоснабжения
района Ново-Ленино в Иркутске, осуществляемый АО "Иркутский энергетический центр" и муниципальным предприятием "Ир-кутсктеплоэнерго".
Район обеспечивается теплом от двух электрокотельных установленной мощностью 137 и 43 Гкал/ч и угольной котельной 260 Гкал/ч. Источники связаны тепловыми сетями, но работают раздельно, суммарная присоединенная тепловая нагрузка более 300 Гкал/ч.
Проект включает: замену элеваторных узлов с открытым во-доразбором автоматизированными тепловыми пунктами заводской готовности с независимым присоединением нагрузок отопления и горячего водоснабжения; техническую модернизацию источников теплоты; реконструкцию тепловых сетей с учетом совместной работы трех источников теплоты на единую сеть; организационные меры; обучение персонала; создание диспетчерского центра. Финансирование проекта - банковские кредиты и собственные средства "Иркутсктеплоэнерго".
Реализован первый этап проекта - 43 новых тепловых пункта проработали уже два отопительных сезона.
Суммарная присоединенная нагрузка до реконструкции составляла около 18,5 Гкал/ч, после реконструкции - около 15 Гкал/ ч. Годовая экономия тепла оказалась равной 27% против 19%, принимаемых при технико-экономическом обосновании проекта.
Экономические оценки некоторых энергосберегающих мер в теплоснабжении Иркутска, проведенные до 17 августа 1998 г., показали их достаточно высокую эффективность. Даже при невысоком уровне тарифов на тепловую энергию (70 руб/Гкал) срок окупаемости затрат на оснащение 5-, 9-этажных зданий приборами измерений и регулирования составил 2,5-3 года; при тарифе 150-160 руб/Гкал - не более 1,5 лет; при тарифе 250 руб/ Гкал - менее одного года. Следует иметь в виду, что при оценке срока окупаемости не учитывалось, что реализация этой меры исключает периодические дорогостоящие наладки и регулировку систем, позволяет осуществлять работу нескольких источников на общую тепловую сеть и при необходимости оперативно снижать или увеличивать теплопотребление здания.
Конечно, 17 августа 1998 г. нанесло удар по реализации энергосберегающих проектов, эффективность которых в настоящее время получается заниженной из-за существующей диспропорции между подскочившей вверх ценой оборудования и "заморо-
Развитие ТЭЦ небольшой мощности с Г! ГУ и ГТУ на перспективу до 2010-2015 гг.
Таблица 9
Наименование Количество городов Установленная Отпуск тепла. Выработка
ОЭЭС с нагрузкой мощность, млн.Гкал/год электроэнергии,
100-500 Гкал/ч, ед. МВт млрд. кВт-ч
Центра 178 3120 14 12,5
Северо-Запада 45 : 800 - 4,2 3,2
Средней Волги 42 800 4,2 3,2
Урала 119 2960 15,5 . 11.8
Сибири 66 2000 7,0 8,0
Востока 45 1200 4,2
ИТОГО 495 10880 49,1 43,5
женными" тарифами на тепловую энергию. Однако постепенно ситуация должна выправиться.
Важную роль в повышении конкурентоспособности СЦТ может сыграть тарифная политика. Здесь в первую очередь необходимо пересмотреть распределение расхода топлива и других эксплуатационных затрат на ТЭЦ между тепловой и электрической энергией. Этот вопрос является экономическим и с физической (энергетической) точки зрения в принципе решен быть не может. Решение должно приниматься с учетом экономических условий и структуры генерирующих мощностей региона и быть направлено на обеспечение конкурентоспособности обоих видов энергии, производимой на ТЭЦ. Здесь не может быть одного универсального для всех регионов решения, а с течением времени оно может меняться даже в пределах одного региона.
4. КОНЦЕПЦИЯ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ МАЛЫХ И СРЕДНИХ ГОРОДОВ
Треть городского населения России проживает в малых и средних населенных пунктах, теплоснабжение которых осуществляется от мелких низкоэффективных коммунальных котельных и отопительных печей и не удовлетворяет современным требованиям экономичности, надежности и экологии. В то же время в мире развитию городов средних размеров придается сейчас большое значение, поскольку именно в них можно создать наиболее благоприятные условия для жизни людей при минимальном ущербе окружающей среде.
Рациональное решение вопросов их энергоснабжения в настоящее время может быть осуществлено путем создания небольших теплофикационных систем на базе современных высокоэффективных газотурбинных и парогазовых установок (ГТУ и ПГУ). Рынок необходимого оборудования в стране постепенно развивается, и при востребованности его формирование может значительно ускориться.
Потенциал централизованного теплоснабжения в малых и средних городах достаточно высок (см. табл. 6) - более 500 населенных пунктов имеют расчетную тепловую нагрузку от 100 до 500 Гкал/ч и составляют около 20% суммарного теплопотребле-ния городов и ПГТ и почти 100 населенных пунктов с единичной нагрузкой 500-1000 Гкал/ч потребляют еще около 10% тепла.
Расчеты по оценке масштабов использования небольших ТЭЦ с ГТУ и ПГУ при модернизации газовых котельных, проведенные с помощью имитационных моделей ТХ регионов, показали, что на перспективу до 2010-2015 гг. в таких котельных может быть установлено около 11 тыс. МВт мощностей ГТУ и ПГУ (табл. 9).
Однако окончательные решения об эффективности и целесообразных объемах ввода ГТУ и ПГУ ТЭЦ не могут быть приняты в отрыве от балансов электрической мощности и перетоков электроэнергии в электроэнергетических системах (ЭЭС). Оптимизационные расчеты на модели развития структуры генерирующих мощностей СОЮЗ показали, что по условиям работы ЭЭС эффективен ввод 5-7 млн. кВт мощностей ТЭЦ. При этом соответственно снижается ввод конденсационных электростанций (КЭС) в Сибири. Меньшими по сравнению с табл. 9 оказались вводы в ОЭЭС Урала и Средней Волги - из-за ограниченных пропускных способностей линий электропередачи.
В рамках программы газификации Орловской и Астраханской областей ИСЭМ СО РАН и ВНИИГАЗом выполнены технико-экономические исследования по определению эффективности и рациональных масштабов развития здесь малых ТЭЦ на газе с ГТУ и дизельными установками. Обе области дефицитны по электроэнергии. Расчеты систем газо-, тепло- и электроснабжения регионов позволили получить согласованные решения по рациональному использованию энергоресурсов. Анализ тепло- и электропотребления населенных пунктов и действующих в них паровых котельных, а также расчеты балансов мощности и электроэнергии показали, что целесообразные объемы вводов нового оборудования на базе действующих паровых котельных составляют:
- в Орловской области - 34 блока ГТУ единичной мощностью 2,5; 6 и 16 МВт суммарной мощностью 220 МВт;
- в Астраханской области - ГТУ ТЭЦ единичной мощностью 2,5 и 5,0 МВт на общую мощность до 185 МВт; ТЭЦ на базе дизельных установок с блоками 300-500 кВт на общую мощность до 15 МВт.
Наиболее эффективными оказались ТЭЦ на базе ГТУ - 2,5 (одно- или двухблочные) АО "Рыбинские моторы" благодаря более высокому КПД (32,5%) и возможностям завода снизить отпускную цену на 10-15%.
Основные эффекты от реализации программы развития малых ТЭЦ на газе состоят в следующем:
- для населения - повышение надежности и качества тепло-и электроснабжения;
- для области - улучшение энергобаланса и повышение энергетической независимости; снижение оттока денежных средств; повышение квалификации персонала в малой энергетике;
- для промышленных предприятий - повышение надежности энергоснабжения при снижении его стоимости;
-- для владельцев ТЭЦ - дополнительный доход от продажи электроэнергии.
Выполнено ТЭО строительства ГТУ ТЭЦ в пос. Оранжереи Астраханской области на основе объединения нескольких паровых котельных и установки одного блока ГТУ - 2,5 ОАО "Рыбинские моторы" или ОАО "Авиадвигатель" (г. Пермь). Срок окупаемости установки составил 9-10 лет - в основном из-за резкого несоответствия после 17 августа 1998 г. возросшей стоимости оборудования и практически оставшихся прежними тарифов на тепло- и электроэнергию.
Для реализации программ развития малых ТЭЦ на газе необходимо создать правовую и договорную основу взаимодействия владельцев ТЭЦ (независимых производителей электроэнергии), АО-энерго, администраций населенных пунктов, муниципальных предприятий тепло- и электроснабжения и, возможно, разработать закон о малых энергетических предприятиях для производства тепла и электроэнергии.
5. ВОПРОСЫ УПРАВЛЕНИЯ ТЕПЛОВЫМ ХОЗЯЙСТВОМ
Из анализа ситуации, сложившейся в ТХ страны, достаточно очевидно, что основными задачами в этой сфере экономики являются:
- исключение расточительных потерь тепла и повышение эф-
т
Основные функции уровней управления ТХ
Таблица 10
Уровень Федеральный Функция 1. Правовое регулирование 2. Тарифная политика 3. Содействие внедрению новых технологий и оборудования, формирование технической политики Исполнитель Подразделение министерства топлива и энергетики, Федеральная энергетическая комиссия
Территориальный (республиканский и областной) 1. Взаимодействие с федеральным уровнем 2. Представительство в органах региональной власти 3. Формирование и поддержка приоритетной для территории технической политики в сфере ТХ 4. Контроль за ее реализацией 5. Разработка территориальной нормативно-правовой базы 6. Разработка экономических механизмов энергосбережения 7. Контроль за тарифообразованием 8. Поиск кредитов и других средств на реализацию проектов Подразделение администрации республики, области
1. Научно-информационное и методическое обслуживание теплоснабжающих предприятий 2. Организация производства современного оборудования 3. Организация групп по наладке и испытаниям котельных и тепловых сетей 4. Обучение персонала, подготовка кадров 5. Работа с потребителями Территориальное предприятие ЖКХ (территориальный энергетический центр)
Местный 1. Управление развитием теплоснабжения 2. Координация взаимодействия сторон 3. Контроль за деятельностью предприятий и стимулирование их деятельности 4. Внедрение экономических механизмов энергосбережения 5. Контроль за тарифообразованием 6. Поиск кредитов и других средств на реализацию проектов Подразделение администрации населенного пункта (городской комитет по теплоснабжению)
1. Эксплуатация объекта 2. Обеспечение надежного и экономичного теплоснабжения потребителей Теплоснабжающее предприятие
гективности и надежности действующих систем централизован--ого теплоснабжения;
- кардинальное повышение технического уровня коммуналь--ой энергетики и эффективности энергоснабжения малых и сред--.1Х населенных пунктов;
- внедрение современных технологий и оборудования в системах теплоснабжения всех масштабов;
- снижение расхода топлива на производство тепла;
- улучшение экологической обстановки в населенных пунктах.
Технические пути решения перечисленных задач известны. Основной вопрос на данном этапе, по мнению авторов, состоит в гоздании организационной структуры управления теплоснабжением, способной эти задачи выполнить. При этом важно избегать колебаний из одной крайности в другую, заменяя полностью централизованное управление децентрализованным.
Несмотря на значительное усиление роли местных террито-эиальных уровней, структура управления теплоснабжением дол-
жна включать три уровня управления (табл. 10): федеральный, областной и местный, соответствующие уровням управления экономикой страны. При этом роль государственных органов в сфере управления ТХ (федеральный уровень управления) не должен сводиться к экономическому (тарифная политика) и правовому регулированию локальной естественной монополии. Одной из основных задач верхнего уровня остаются: содействие внедрению новых технологий и оборудования, а также формирование технической политики, которая на данном этапе эффективна для страны в целом. Такая координация должна производиться не только для АО-энерго, но и для всех звеньев ТХ, включая муниципальную и малую энергетику. Важной задачей территориального уровня является научно-информационное и методическое обслуживание многочисленных теплоснабжающих предприятий, разбросанных по городам и поселкам территории, информационно не обеспеченных и зачастую беспомощных.
Выполнение этих функций может быть осуществлено либо в рамках действующих областных предприятий ЖКХ при переори-
Вестник ФЭК России
-'-^.-.ч-. -г;-: -- -
Структура экономически обоснованных дифференцированных тарифов на тепловую энергию по категориям потребителей для АО "Иркутскэнерго0 (I кв.1997 г.)
Потребитель, тип теплоносителя Число часов исполь-зования Двухставочный тариф ставка за мощность, тыс.руб. Гкал./ч ставка за энергию, тыс.руб. Гкал Средний одноставочный тариф по новой методике, тыс.руб. Гкал действующий, тыс.руб. Гкал
Регион, всего 131.1 50441 . 43,03 81,51 - , 81,51
В том числе
горячая вода, всего 1196 53977 38,3 83,43 66,26
с коллекторов ТЭЦ 42111 36,73 71,12 66,26
из тепловой сети 55324 38,51 84,88 66,26
пар, всего 1568 42418 51,18 78,23 107,53
давлением, кгс/см2:
2,5-7,0 1636 .....42418...... 44,13 70,06 99,69
: 7,0-13,0 1488 42418 47,44 75,95 104,09
более 13,0 1617 42418 53,32 79,90 108,62
.... острый и редуцированный 1581 42418 . 58,84 85,67 117,57
Промышленность, всего 1411 45333 47,18 79,31 106,7
В том числе
горячая вода 1144 50330 37,79 81,79 104,09
пар 1568 42418 51 18 78,23 107,53
АНХК, всего 1675 43437 49,21 75,14 106,24
: В том числе - ' , 1
горячая вода 1249 42112 36,73 70,45 104,09
пар 1694 42418 50,64 75,68 106,49
УХП, всего 1447 48610 43,69 77,29 104,09
горячая вода 1265 55324 38,51 82,24 V 104,09
пар 1615 42418 47,44 73,71 104,09
. Жилищные организации и коммунальные хозяйства 1298 55324 38,51 81,13 51,06
Жилищно-строительные кооперативы 1246 55324 38,51 82,91 31,62
ентации их деятельности, либо вновь создаваемыми предприятиями типа энергетических центров.
Экономической основой управления ТХ является тарифная политика. В стране существуют две системы тарифов на тепловую энергию: региональные тарифы, которые утверждаются региональными энергетическими комиссиями, и тарифы муниципальные, которые утверждаются соответствующими отделами администраций городов и районов. Региональный тариф един для территории всей области, а муниципальные тарифы индивидуальны - они формируются для конкретного населенного пункта или для конкретной системы. При формировании муниципальных тарифов определяется величина дотации из бюджета, которая формально предназначена населению, а фактически предоставляется теплоснабжающим организациям, что нельзя признать рациональным. Дотации, как правило, осуществляются не
в виде денег, а в виде материалов, труб, топлива и т.п.
Основными недостатками действующей системы тарифов являются следующие.
1. Тарифы рассчитываются как одноставочные и не выполняют функции регулирования и стимулирования.
2. Система тарифов "перевернута" и дает неправильные ценовые сигналы - для крупных промышленных потребителей тариф выше, чем для мелких.
3. У производителей есть возможность включать в тарифы все свои потери, что совершенно не стимулирует энергосбережение.
4. Единые региональные тарифы на тепловую энергию тоже не стимулируют системы теплоснабжения уменьшать свои потери.
Мы считаем, что основными принципами расчета и формиро-
Таблица 12
Структура дифференцированных тарифов на тепловую энергию по городам Иркутской области (I квартал 1997 г.)
Энергосистема, Тепловая Отпуск Число Ставка платы Ставка платы Средний
город нагрузка. тепла, часов за тепловую за тепловую тариф,
Гкал/ч тыс.Гкал использования мощность, энергию, тыс.руб.
тепловой тыс.руб. тыс.руб. Гкал
мощности, ч Гкал/ч Гкал
Иркутск 1566 2442 1559 57641 32,610 69,58
Ангарск 3404 4558 1339 36734 50,313 77,75
Братск 1896 2462 1299 58162 33,379 78,15
Усть-Илимск 1099 1123 1022 59918 40,841 99,47
Зима 173 22? 1323 86757. 40,934 106,51
Саянск 558 584 1046 40984 41,497 80,68
Усолье-Сибирское 1045 1315 1258 37107 48,407 77,90
Шелехов 258 336 1032 74647 46,060 118,39
Железногорск 185 300 1622 109968 41,277 109,08
Черемхово 206 271 1316 71996 75,513 130,22
АО" И ркутскэнерго" 10390 13620 1311 50441 43,034 81,51
зония тарифов на тепловую энергию должны стать:
а) учет принципиальных отличий формирования локальных рын-• эв тепла от региональных рынков электроэнергии;
б) отражение в тарифе структуры затрат путем расчета двух-~авочного тарифа (постоянная ставка за мощность и переменная ставка за энергию) и разнесения затрат по видам деятельно-~и (производство, передача, распределение, сбыт);
в) учет места подключения потребителя к сети и плотности его "сафика нагрузок;
г) возможность сохранения одноставочного тарифа - для некоторых групп потребителей;
д) расчет объема дополнительных затрат, связанных с наличием льготных потребителей и определение источника покрытия этих затрат;
е) разделение затрат между электрической и тепловой энер-"ией на основе маркетинга с учетом экономических условий, и особенностей энергетики региона.
Для энергоснабжающих организаций это обеспечит:
- равномерное поступление выручки в течение периода регулирования;
- оплату затрат за предоставляемые услуги по энергосбережению;
- дифференциацию тарифов по графикам загрузки оборудования;
- заинтересованность в подключении неэнергоемких потребителей.
Для потребителей будут достигнуты:
- справедливое разнесение затрат и правильные ценовые сигналы;
- стимулирование энергосбережения;
- заинтересованность в снижении заявленной нагрузки.
В ИСЭМ СО РАН разработана новая методика расчета экономически обоснованных тарифов на электрическую и теп-
ловую энергию, базирующаяся на вышеизложенных принципах.
В табл. 11 приведены некоторые результаты расчета экономически обоснованных тарифов на тепловую энергию для АО "Иркутскэнерго"', полученные по разработанной методике для исходных данных I квартала 1997 г. Здесь же приведены действующие тарифы, определенные по официальной методике.
Из таблицы видно, что при одинаковом среднем тарифе структура экономически обоснованных тарифов значительно отличается от структуры действующих тарифов. Средний тариф на горячую воду в действующей системе занижен на 18%, а на пар -завышен в среднем на 37%.
При меньших постоянной и переменной ставках одноставоч-ный тариф на горячую воду с коллекторов ТЭЦ выше, чем для пара давлением 2,5-7,0 кг/см2, что объясняется более высокой плотностью графика потребления пара.
Целесообразно выделение из группы промышленных потребителей отдельных крупных промышленных предприятий. Это позволяет учесть для каждого из них плотность графика потребления тепловой энергии и место их подключения к системе, поскольку часто предприятия берут тепловую энергию непосредственно с коллекторов ТЭЦ и не должны нести затраты, связанные с обслуживанием городских тепловых сетей. Последнее обстоятельство часто приводит к меньшему тарифу на тепло, отпускаемое промышленным потребителям, по сравнению с потребителями, подключенными к городским сетям.
В табл. 12 представлены средние значения тарифов на тепловую энергию для городов Иркутской области в I квартале 1997 г. Наиболее высокий тариф для г. Черемхово объясняется высокой стоимостью сжигаемого здесь топлива (каменный уголь) и низкой эффективностью оборудования источника и тепловых сетей. В городах с крупными эффективными источниками (Иркутск, Ангарск, Братск) тарифы оказались наименьшими.
