CC BY
63
ISSN 1992-6502 (Print)_
2016 Т. 20, № 1 (71). С. 41-53
Ъъомшс
ISSN 2225-2789 (Online) http://journal.ugatu.ac.ru
УДК 621.31
КОГЕНЕРАЦИЯ КАК ГЛАВНОЕ НАПРАВЛЕНИЕ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА Г. УФЫ
А. А. Салихов1 , Ф. Г. Бакиров2
1 Salikhov.arthur@yandex.ru, 2 fgbakirov@rambler.ru
1 Уфимский филиал ООО «ИнтерРАО-Инжиниринг» 2 ФГБОУ ВО «Уфимский государственный авиационный технический университет» (УГАТУ)
Поступила в редакцию 22.12.2013
Аннотация. Комбинированная выработка электрической и тепловой энергии (когенерация) остаётся главным инструментом эффективной энергетической политики. На базе централизованного теплоснабжения, прежде всего в крупных городах, остаются существенные резервы в увеличении доли коге-нерации. На примере г. Уфы предпринята попытка объединить раздельно существующие программы развития электроэнергетического и теплоэнергетического комплексов. Предложены ключевые параметры, которые должны определять разработку схем энергоснабжения крупных городов.
Ключевые слова: когенерация, схема энергоснабжения, коэффициенты, теплоэлектроцентраль (ТЭЦ), малая генерация.
Сегодня в крупных городах активно разрабатывают различные программы развития, ориентированные на улучшение социально-экономической жизни людей. Одной из главных составляющих этих программ является развитие энергетического комплекса города. К сожалению, уровень подготовки таких документов вызывает серьезные вопросы, прежде всего из-за непонимания муниципалитетами неразрывности связей между электро- и теплоснабжением города.
Ярким примером служит утвержденная «Схема развития электроэнергетики Республики Башкортостан до 2014-2018 гг.» и прошедшая публичные слушания и получившая положительное заключение администрации г. Уфы «Схема теплоснабжения». При попытке наложения и совмещения предлагаемых мероприятий становится ясно, что развитие электрических сетей рассматривается отдельно, теплоснабжения - отдельно. В то же время основной инструмент энергоэффективной политики -комбинированная выработка электрической и тепловой энергии практически не рассматривается в данных документах. В связи с этим создание так называемой схемы энергоснабжения может стать основополагающей идеей, ключевым документом в крупных городах, в котором должно стать приоритетом увеличение доли комбинированной выработки электрической и тепловой энергии.
В схеме предлагается определить немногочисленные критерии [1], по которым возможно впоследствии сформировать энергетическую стратегию развития города:
- опросный лист,
- коэффициент промышленной теплофикации (Кпт),
- коэффициент административно-жилой теплофикации (Каж),
- коэффициент готовности сопутствующей инфраструктуры (Км).
С опросного листа начинается оценка возможности создания объективной и полноценной схемы энергоснабжения города, а также прогнозируется вероятность успешной ее реализации. Опросный лист может включать целую группу вопросов (технических, экономических, социальных, административных), требующих односложных ответов, но по которым впоследствии будут оцениваться целые блоки решений, закладываемых в схему:
а) строительство или модернизация объектов;
б) достаточность исходных данных для составления качественной схемы или необходимость дополнительного временного ресурса;
в) прогноз успешности воплощения намеченных мероприятий или наличия риска безуспешности;
г) предполагается высокая или низкая точность экономических расчетов.
Коэффициент промышленной теплофикации (Кпт) характеризует текущее и перспективное потребление тепловой энергии промышленными предприятиями, находящимися в зоне действия одного теплоисточника. Соотношение потребляемой электрической энергии к потребляемой тепловой энергии группой промышленных предприятий, связанных между собой территориально и технологически, будет определять значение этого коэффициента.
Коэффициент административно-жилой теплофикации вводится для оценки потребления тепловой энергии жилищно-коммунальным и административно-торговым комплексом. Соотношение потребляемой электрической энергии к потребляемой тепловой энергии административно-жилыми зданиями и сооружениями будет называться коэффициентом административно-жилой теплофикации (Каж).
Коэффициент готовности сопутствующей инфраструктуры (Ки) учитывает развитие всех сопутствующих инженерных коммуникаций -
топливоснабжения, водоснабжения, водоотве-дения, без которых невозможно функционирование большой и малой энергетики.
Рассмотрим основные исходные данные для анализа текущей ситуации по теплоснабжению г. Уфы. Укрупненная картина по распределению зон основных теплоисточников города показана на рис. 1.
Из рисунка видно, что в вытянутой географической структуре города комбинированные источники энергии представлены в основном в северной части города, где расположены основные промышленные предприятия, а в южной части преобладают крупные котельные цеха, а также многочисленные маломощные котельные, работающие в основном на жилищно-ком--мунальный сектор и общественно-деловую застройку. Теплоснабжение потребителей города осуществляется от четырёх групп энергоисточников:
• источники комбинированной выработки тепловой и электрической энергии - теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) ООО «БГК»;
н - котегъмые МУП УИС
- № п г определяющий на™а*й»ани& котельной укманной 1 о таблице спецификации
Рис. 1. Основные тепловые источники города и зоны их действия
• источники выработки тепловой энергии
- котельные цеха ООО «БашРТС»;
• источники выработки тепловой энергии
- муниципальные котельные МУП УИС;
• источники выработки тепловой энергии
- ведомственные и индивидуальные источники (котельные, печи и т.д.).
Располагаемая тепловая мощность (рис. 2) теплоисточников в виде горячей воды составляет 5881,98 Гкал/ч. Из них от источников:
• ООО «БГК» - 2274 Гкал/ч;
• ООО «БашРТС» - 1294,8 Гкал/ч;
• МУП УИС - 1211,68 Гкал/ч;
• ведомственных и индивидуальных источников - 1101,5 Гкал/ч.
Подключенная тепловая мощность по горячей воде (рис. 3) при этом составляет 3783,03 Гкал/ч. Из них от источников:
• ООО «БГК» (ТЭЦ) - 1683,07 Гкал/ч;
• ООО «БашРТС» (котельные) -1008,81 Гкал/ч;
• МУП УИС (котельные) - 865,1 Гкал/ч;
• ведомственных и индивидуальных источников - 226,05 Гкал/ч.
Исходя из того, что в большинстве своем объекты Башкирской генерирующей компании (БГК) для теплоснабжения города работают в теплофикационном режиме, можно сказать, что порядка 40 % тепловой энергии вырабатывается в городе Уфе комбинированным способом.
Также можем констатировать, что при сопоставлении данных располагаемая/подключенная тепловая мощность имеет довольно значительный запас (~500 Гкал/ч) на Уфимских ТЭЦ. Наибольший запас имеется на Уфимских ТЭЦ-1 (185 Гкал/ч) и ТЭЦ-4 (191 Гкал/ч), высотное и территориальное расположение которых в значительной степени затрудняет их подключение к городским магистральным сетям. Здесь виден значительный потенциал развития когенерации.
К сожалению, разработчик схемы теплоснабжения г. Уфы на период до 2028 г. [2] делает следующие сомнительные выводы по перспективе теплоснабжения города: «В целом на всех этапах развития схемы теплоснабжения г. Уфы можно наблюдать устойчивую прогнозируемую тенденцию к увеличению потребления условного топлива котельными и автономными источниками тепла с некомбинированной выработкой тепловой энергии от общего потребления, что можно объяснить отдаленностью районов перспективной застройки от тепловых станций, а также характерным для г. Уфы сложным рельефом местности, не позволяющим в полной мере использовать резервы тепловой мощности ТЭЦ». Только по причине «сложного рельефа местности и удаленности части районов» практически не рассматривается перспектива развития комбинированной выработки.
Рис. 2. Располагаемая тепловая мощность всех тепловых источников г. Уфы
вед. II ИНД источники
МУ11УИС б "
Рис. 3. Подключенная тепловая мощность по горячей воде
В рамках экспертных оценок общий суммарный прогнозируемый прирост потребления условного топлива на трех этапах развития схемы теплоснабжения г. Уфы (2013-2018 гг., 2018-2023 гг., 2023-2028 гг.) на нужды теплоснабжения составил 1017,2 тыс.т у. т. или 44,2 % от общего потребления.
Прогнозируемый прирост потребления условного топлива по объектам теплоснабжения 2028 г. по сравнению с 2013 г. выглядит следующим образом:
- по объектам ООО «БГК» - 487,1 тыс. т у. т.;
- по объектам ООО «БашРТС» - 94 тыс. т у. т.;
- по объектам МУП УИС - 79 тыс. т у. т.;
- по новым (перспективным) источникам централизованного теплоснабжения - 369,7 тыс. т у. т.;
- по крышным котельным и системам автономного индивидуального отопления -87,5 тыс. т у. т.
Таким образом, прогнозируемый прирост топлива в объеме 630,2 тыс. т у. т. (за исключением объектов ООО «БГК») планируется «покрыть» за счет котельных.
Возможную выработку электрической энергии (прирост) на данном приросте расхода топлива (630,2 тыс. т у.т.) попробуем оценить на следующем примере.
Возьмём газовую турбину ГТЭ-160 в составе блока парогазовой установки (ПГУ). Для упрощения расчетов оценим общее количество часов работы в году на номинальном режиме -220 МВт.
1. У=Внат= (Вусл • Qр.усл/ Qр.нат) • 1000 =
=(630200 • 7000 / 8000) -1000 = 551,425 млн нм3/г.
2. Принимая плотность газа
рг=0,6821 кг/м3, находим количество часов в году использования блока ПГУ мощностью 220 МВт на полной нагрузке:
2.1. У= (Ог) -3600/рг, где G - секундный расход газа для газовой турбины ГТЭ-160, равный 9,76 кг/с,
2.2. г = 551425000^0,6821/ (3600-9,76) = =10 704 часов.
2.3.Учитывая, что в среднем количество часов в году составляет 8 760, можно распределить полученное значение 10 704 на два блока:
10 704 : 2 = 5 352 часа (фактически продолжительность отопительного периода в г. Уфе).
2.4. Количество произведенной электроэнергии двумя блоками при этом составит:
N3= (220 МВт • 5 352 ч) -2 = 2 354 880 тыс. кВтч.
Следует отметить, что прогноз увеличения годового потребления тепловой энергии в период до 2028 г. составит от 3500 до 5000 тыс. Гкал/год. При этом, если доля выработки тепла некомбинированным способом составит порядка 52 %, то общий прирост тепловой энергии по г. Уфе, вырабатываемой некомбинированным способом, составит от 1820 тыс. Гкал/год до 2600 тыс. Гкал/год.
Если считать, что данное количество теплоты в большей степени могло бы производиться из отборов паровых турбин (145 Гкал/ч - стандартная величина «съема» тепловой мощности с отборов паровых турбин в составе блока ПГУ 220 МВт с газовой турбиной ГТЭ-160), то можно сказать, что при сопоставимых затратах
в топливе при комбинированном способе будет дополнительно произведено ~2,3 млрд кВт-ч электроэнергии. Для примера, при стоимости 1 кВт-ч для населения г. Уфы в 2,35 руб., получаем, что при соответствующей политике народно-хозяйственный эффект (не экономия) составит порядка ~5,4 млрд руб.!
Ещё раз отмечаем, что разработчик схемы для новых (перспективных) источников централизованного теплоснабжения предложил применять электрогенерирующие мощности только с целью поддержания собственных нужд, т.е. возможные потребности города в электрической энергии будут удовлетворены за счет дополнительной конденсационной нагрузки действующих ТЭЦ или покупной электроэнергии с ОРЭМ (оптовый рынок электроэнергии и мощности). Таким образом, можно с достаточными основаниями предполагать, что только порядка 43 % прироста выработки тепловой мощности будет основываться на принципе когенерации (комбинированной выработки электрической и тепловой энергии). Т.е. до 2028 года в миллионном городе не только не предполагается сократить долю неэффективного с точки зрения термодинамики сжигания природного газа в котельных, но планируется её увеличение.
Удручает также ситуация, когда в схеме теплоснабжения без анализа расчетов приведены практически однотипные схемные решения по строительству крупных котельных без привязки к реально существующей инфраструктуре города в отдельно взятых микрорайонах. Соответственно, кроме прогнозируемого дефицита тепловой мощности, нет достаточных обоснований для строительства водогрейных котлов единичной мощности 35 Гкал/ч.
Рассмотрим теперь ситуацию в электроснабжении г. Уфы. В целом энергосистему Республики Башкортостан условно можно разбить на три части: Северо-Западную, Центральную, Восточную. Центральная часть - самая крупная (до 75 % от потребления территории) и постоянно дефицитная, в ее состав входят Уфимский и Южный энергорайоны. Внутри зоны Уфимского энергорайона располагается вся электрическая сеть г.Уфы.
Существующая схема электроснабжения города имеет ряд недостатков, в частности:
- количество присоединений подстанций к распределительной сети 110 кВ в ряде случаев не соответствует регламентируемым требованиям;
- недостаточная пропускная способность электрических сетей 110 кВ, отходящих от основных центров питания;
- часть городских подстанций 110 кВ сооружены по упрощенным схемам с применением отделителей и короткозамыкателей, что снижает надёжность и управляемость режимами работы электрических сетей;
- слабо развита кольцевая сеть 110 кВ в южной и центральных частях города при наличии значительного количества радиальных сетей. Часть транзитов кольцевой сети 110 кВ невозможно включить в работу в транзитном режиме ввиду неполного оборудования устройствами РЗ и ПА (релейной защиты и противоаварийной автоматики).
Электроснабжение потребителей города практически осуществляется от одной ПС (подстанция) 220 кВ Уфа-Южная и городских электростанций, так как от ПС 220 кВ нефтеперерабатывающего завода обеспечивается покрытие нагрузок только нефтехимического комплекса.
Сегодня, при различных режимах работы сети в Уфимском узле, ощущается серьезный дефицит мощности в 300-400 МВт, вследствие чего не исключается риск каскадной аварии в нефтепромышленном комплексе и вероятность отключения всех потребителей г. Уфы.
Одним из решений задачи по приближению существующей схемы электроснабжения г. Уфы к нормативной является строительство ПС 220 кВ Центр и ПС 220 кВ Дема. Помимо этого, в схеме и программе перспективного развития электроэнергетики РБ на 2014-2018 гг. [3] для обеспечения электроснабжения новых объектов, а также возможности подключения дополнительных потребителей во вновь осваиваемых районах г. Уфы предполагается строительство новых питающих центров 220 кВ и 110 кВ (новые подстанции), создание кабельных и воздушных взаиморезервирующих связей 110 кВ, внедрение мощного комплекса систем релейной защиты и противоаварийной автоматики (РЗ и ПА). Все мероприятия требуют огромного вложения материальных средств.
Таким образом, с одной стороны прогнозируется существенный рост теплового потребления за счет нового вводимого жилья в различных районах г.Уфы, а с другой - уже сейчас имеется дефицит мощности в Уфимском энергоузле - 300-400 МВт. Нельзя ли объединить две основные не взаимоисключающие друг друга сферы энергетики - электроснабжение и теплоснабжение? Ответ - конечно, можно и необходимо.
В этой связи на базе опросного листа [1] сформулирована концепция и временные рамки разработки «Схемы энергоснабжения города Уфы» - объединительного документа, учиты-
вающего развитие как электроэнергетического, так и теплоэнергетического комплекса столицы РБ.
Определено, что основной упор в «Схеме энергоснабжения г. Уфы» должен быть сделан на модернизацию/реконструкцию/реновацию действующих мощностей [4], так как в столице РБ имеются достаточные мощности и потребности для комбинированного производства электрической и тепловой энергии. В то же время имеется серьезный износ основных фондов генерирующего оборудования, что негативным образом сказывается на конкурентоспособности уфимских ТЭЦ.
До разработки схемы энергоснабжения для детального планирования технических решений, направленных на развитие комбинированной выработки в г. Уфе, должна быть получена полноценная и максимально объективная (утвержденная) информация по следующим направлениям:
- схема территориального развития города с горизонтом до 2028 года;
- подтверждение от ОАО «Газпром» о выделении необходимых дополнительных объемов газа для возможности прироста генерирующих мощностей в г.Уфе.
Помимо технического блока вопросов из ответов опросного листа следует, что существует вероятность безуспешного проведения закладываемых в схему энергоснабжения мероприятий ввиду отсутствия обратной связи с органами государственной власти, озабоченной недопущением роста тарифов на энергетическую продукцию. Понятия «энергоэффективность» и «энергосбережение» находятся на задворках в списке тем, обсуждаемых в местных СМИ. Все вышеперечисленное, а также отсутствие надлежащего количества квалифицированных специалистов в области топливно-энергетического комплекса в городской администрации являются серьезным тормозом в вопросе повышения значимости таких важных документов, как схема энергоснабжения г. Уфы, и соответственно имеются большие сомнения в реальности воплощения программ строительства и модернизации объектов энергетики города.
В то же время из экономического блока вопросов опросного листа выявляется возможность получения высокой степени точности экономических расчетов на базе имеющихся программ развития крупного, среднего и мелкого бизнеса, а также информации по перспективе строительства многоэтажного жилья в городе Уфе. Не представляет большой сложности рассчитать перспективные потребности в электри-
ческой и тепловой энергии на основе полученных данных.
С целью определения возможностей развития «большой энергетики» города вводится коэффициент промышленной теплофикации (Кпт), характеризующий текущее и перспективное потребление тепловой энергии промышленными предприятиями, находящимися в зоне действия одного теплоисточника. Соотношение потребляемой электрической энергии и потребляемой тепловой энергии группой промышленных предприятий, связанных между собой территориально и технологически, будет величиной этого коэффициента.
Эпот
где Эпот - количество потребленной электрической энергии группой промышленных предприятий в МВтч, ^пот - количество потребленной тепловой энергии той же группой промышленных предприятий в Гкал за тот же период времени.
Изменение коэффициента в ту или другую сторону позволяет характеризовать соотношение потребности в электрической и тепловой энергии по годам и, соответственно, помогает определить вектор развития комбинированной энергетики с акцентом на превалирование электрической составляющей либо тепловой. Кпт будет учитывать соотношение потребляемой электрической энергии и тепловой только рядом расположенных и технологически связанных с ТЭЦ промышленных предприятий, а не соотношение выработанной электрической энергии и выработанной тепловой самой ТЭЦ, так как общеизвестно, что электроэнергия от ТЭЦ передается в общесистемные линии электропередач. Данный коэффициент важен, прежде всего, при оценке перспективной востребованности действующих ТЭЦ с имеющейся тепловой нагрузкой. При разработке схемы энергоснабжения благодаря коэффициенту промышленной теплофикации можно будет не только демонстрировать объективную картину комбинированной выработки для расположенных рядом промышленных предприятий, но и просчитать «горизонт жизнедеятельности» электростанций, так как в текущих рыночных условиях работа традиционных паротурбинных ТЭЦ с конденсационной нагрузкой бесперспективна. При условии Кпт=1 сбалансировано потребление электрической и тепловой энергии потребителем. В этом случае просматривается постепенная концепция замены старых паротурбинных блоков на блоки ПГУ различного мощностного ряда в зависимости от объема по-
требления электрической и тепловой энергии. При Кпт<1 имеется существенный потенциал загрузки по электрической части действующих ТЭЦ и при наличии проблем, связанных со схемой выдачи мощности (отсутствие резерва генерирующих мощностей, полная загрузка линий электропередач), в схеме энергоснабжения должны быть отражены все мероприятия, устраняющие данные несоответствия. В этом случае очевидны резервы увеличения комбинированной выработки на базе простых технических решений, прежде всего, за счет замены энергетических котельных агрегатов на газотурбинные установки с котлами-утилизаторами для работы на существующие паровые турбины. Это позволит существенно сократить капитальные затраты на строительно-монтажные работы.
При Кпт>1 ситуация обратная. Здесь необходимо оценить динамику роста коэффициента и определить причину. В случае непрекращающегося (по годам) увеличения показателя, характеризующего рост электропотребления или снижение теплового потребления (более вероятное событие), следует в обязательном порядке в схему энергоснабжения включить мероприятия, обеспечивающие улучшение технико-экономических показателей ТЭЦ при росте конденсационной нагрузки и её востребованности (к примеру, предложить современные решения по установке блоков ПГУ с максимальным значением электрического КПД - 56-59 %), либо разработать мероприятия, позволяющие перераспределить тепловую нагрузку на более эффективные источники и подготовить условия для вывода неэффективных мощностей.
После предварительного расчета коэффициента промышленной теплофикации (Кпт) [1] для каждой ТЭЦ г. Уфы определены возможные пути развития действующих ТЭЦ. Перспектива уфимских ТЭЦ-1, ТЭЦ-3, ТЭЦ-4 в текущем их состоянии заключается в поддержании как минимум того уровня теплового потребления пара крупной промышленностью, которое имеется на текущий момент. Дальнейшее снижение выработки тепловой энергии этих ТЭЦ создаст предпосылки последующего увеличения себестоимости вырабатываемой электроэнергии и, как следствие, невостребованности генерирующих мощностей на оптовом рынке электроэнергии. Одновременно следует отметить достаточный потенциал конкурентоспособности станций в случае возврата крупных потребителей тепла. Мероприятия по модернизации действующего оборудования, связанные прежде всего с переходом на парогазовый цикл от традиционного
паротурбинного, позволят в значительной степени отказаться от строительства новых генерирующих объектов.
Для улучшения экономичности Уфимской ТЭЦ-2 целесообразным представляется продолжение реализации проекта по переводу части нагрузок с КЦ-8 (котельный цех №8) на ТЭЦ-2. С высокой долей вероятностью станция в ближайшее время потеряет мелких промышленных потребителей пара, но приобретет дополнительную тепловую нагрузку в виде ГВС (горячее водоснабжение). Поэтому основной задачей данного объекта является сохранение статуса крупнейшего теплоисточника г. Уфы и техническое присоединение новых потребителей до исчерпания установленных резервов мощности.
Одновременно в миллионном городе существует огромное количество неэффективных котельных, собственниками которых являются различные юридические лица. Работа их разрознена, лишена стимула в части улучшения топливоиспользования ввиду монопольного положения, и здесь обнаруживается основной резерв в повышении энергоэффективности за счет перевода котельных в режим когенерации.
Коэффициент административно-жилой теплофикации (Каж) вводится для оценки потребления тепловой энергии жилищно-коммунальным и административно-торговым комплексом. Соотношение потребляемой электрической энергии и потребляемой тепловой энергии административно-жилыми зданиями и сооружениями будет называться коэффициентом административно-жилой теплофикации (Каж). Такие комплексные территории создаются не искусственно, а в рамках уже действующей инженерной инфраструктуры. То есть в рамках городского округа, микрорайона, квартала объединяются отдельные связанные технологически между собой территории и рассчитывается их потребление энергетических ресурсов (электрической и тепловой энергии). Здесь, по аналогии с Кпт:
Эпот
где Эпот - количество потребленной электрической энергии группой административно-жилых зданий и сооружений в МВтч, ^пот - количество потребленной тепловой энергии той же группой административно-жилых зданий и сооружений в Гкал за тот же период времени.
Здесь в первой итерации, в случае Каж<0,5 имеется реальная возможность увеличить долю выработки электрогенерирующего оборудова-
ния на имеющемся тепловом потреблении. Зачастую данный коэффициент показывает наиболее критичные точки в части возможности надстройки действующих котельных и помогает расставить приоритеты в создании «малой генерации». Наиболее приемлемой стратегией в данном случае представляется поступательное внедрение газотурбинной технологии в крупных котельных цехах (ГТУ-ТЭЦ) (ГТУ - газотурбинная установка) с количественным показателем отпуска тепловой энергии в объеме 10 Гкал/ч и газопоршневой технологии в небольших котельных (ГПУ-ТЭЦ) (ГПУ - газопаровая установка) с отпуском тепла в объеме от 1 до 10 Гкал/ч.
При Каж> 0,5 следует обратить внимание на возможности дополнительного присоединения тепловых потребителей, перевод тепловых нагрузок от неэффективных мощностей к современным и востребованным, а также создание на их базе центров «малой генерации» с различными схемами надстроек ГТУ, ГПУ.
По итогам расчета коэффициента административно-жилой теплофикации (Каж) г. Уфы оценен потенциал перевода крупных котельных в режим когенерации, а также выявлена целесообразность передачи тепловых нагрузок от неэффективных мелких котельных и объединение их на базе крупных, территориально близко расположенных. На основе полученных данных произведена группировка по территориальному признаку всех источников тепловой энергии, в результате которой по предполагаемому эффективному радиусу теплоснабжения образовались консолидированные группы, внутри которых определены источники теплоснабжения, перспективные для «закольцовки» (таблица). Таким образом, город может быть разделен на 13 групп. Как видно из таблицы, группа №1 состоит из десяти котельных суммарной подключенной тепловой мощностью 664,9 Гкал/ч. Котельный цех (КЦ-1) является в этой группе системообразующим звеном, на базе которого возможно рассмотреть объединение тепловых нагрузок в летний период в виде горячего водоснабжения (ГВС) и передачу их на объект КЦ-1. Средняя нагрузка ГВС летом в группе составляет 75-80 Гкал/ч.
В группе №2 самым мощным звеном является котельная №39. В летний период объединенная средняя нагрузка ГВС с учетом перевода от других рядом расположенных составляет 30-40 Гкал/ч.
В группе №3 нет ярко выраженного мощного теплоисточника. Наиболее вероятным представляется консолидация тепловой нагрузки
ГВС на базе самой современной котельной №90, имеющей высокую степень автоматизации. Суммарная средняя нагрузка ГВС при переводе от других котельных данной группы на котельную №90 составит 5-6 Гкал/ч.
В сложном по рельефу и изолированном микрорайоне Нижегородка (группа №4) на базе котельной Дирекции ТУ по теплоснабжению Уфимского РУ РЖД возможно в совокупности от четырех котельных отдавать потребителю 1 Гкал/ч ГВС в летний период.
Перспективным представляется рассмотрение возможности «надстройки» мощной котельной №27 (группа №5) с минимальной суммарной нагрузкой ГВС в объеме 55-60 Гкал/ч, объединившей в себя 9 котельных.
В группе №6 (микрорайон Затон) до ввода в эксплуатацию приостановленного проекта ПГУ ТЭЦ-5 объединительным центром может выступить котельная №38. При переводе в летний период ГВС от пяти рядом расположенных котельных на котельную №38, средняя нагрузка составит 7-8 Гкал/ч.
В бурно растущем микрорайоне Дёма (группа №7) имеется крупный источник теплоснабжения - котельная №1. На её базе летом возможно отдавать потребителю до 25-30 Гкал/ч с учетом перевода нагрузок от пяти других котельных.
В группе №8 обеспечение потребителя тепловой энергии должно сохраниться за основным источником комбинированной выработки -Уфимской ТЭЦ-2.
В группе №9 также максимальное использование комбинированной выработки от Уфимских ТЭЦ-1, ТЭЦ-2, ТЭЦ-3 является наиболее эффективным решением.
В отдаленном от основной части г. Уфы микрорайоне Шакша (группа №10) центром и одновременно объединенным поставщиком тепловой энергии должен стать КЦ-4. Следует отметить, что в КЦ-4 установлена газотурбинная установка ГТУ-8Р для совместной выработки электрической и тепловой энергии, но для полноценной круглогодичной работы необходимо подключение новых потребителей и перевод нагрузки ГВС от двух других расположенных в этом районе котельных.
В группе №11 (Инорс, Док) основным источником тепловой энергии останется рядом расположенная Уфимская ТЭЦ-2. То же самое относится и к группе №12.
В изолированных районах (группа №13) необходимо отдельно рассматривать возможность «надстройки» автономных котельных в каждом конкретном случае.
Таблица
Объединение источников тепловой энергии по территориальному признаку в г. Уфе
№ Источник теплоснабжения Хозяйствующий субъект Располагаемая мощность, Гкал/ч Подключенная нагрузка (включая собств.нужды), Гкал/ч Минимальная нагрузка ГВС (лето), Гкал/ч Максимальная нагрузка ГВС (без пара) (зи-ма),Гкал/ч Минимальная электрическая мощность «надстройки», МВт Максимальная электрическая мощность «надстройки», МВт
В гор. воде В паре В гор. воде В паре
Группа №1 (Центр)
1 КЦ-1 ООО «Баш-РТС» 690 45 626,88 38,9 75 80 664,9 48-53 470-480
2 Котельная №21 МУП УИС 6,2 - 5,0 -
3 Котельная №43 МУП УИС 2,2 1,2 1,0 0,7
4 Котельная №81 МУП УИС 9,0 - 6,3 -
5 Котельная №86 МУП УИС 4,6 1,8 0,9 0,3
6 Котельная №69 МУП УИС 0,5 - 0,4 -
7 Котельная ОАО «Фармстандарт-УфаВИТА» Индивид. 28 14,9
8 Котельная ПЧ-2 ГУ 22 ОФПС по РБ Ведомств. 0,42 - 0,42 -
9 Котельная ТСЖ Уют Индивид. 2,0 - 1,6 -
10 Котельная УК «Мир» Индивид. 11,5 - 7,5 -
Группа №2 (Юг)
1 Котельная №39 МУП УИС 300 11,4 220,2 0 30-40 284,5 21-24 190-200
2 Котельная №20 МУП УИС 7,3 - 5,3 -
3 Котельная №22 МУП УИС 6,6 11,4 0,1 2,3
4 Котельная №31 МУП УИС 0,3 - 0 -
5 Котельная №17 МУП УИС 12,0 - 12,0 -
6 Котельная ОАО «УАПО» Ведомств. 68,4 - 46,2 -
7 Котельная ПЧ-1 ФГКУ 22 ОФПС по РБ Ведомств. 0,68 - 0,68 -
Группа №3 (Старая Уфа)
1 Котельная №24 МУП УИС 36,6 - 14,8 - 5-6 38,6 3-3,5 25-28
2 Котельная №19 МУП УИС 6,3 - 3,3 -
3 Котельная №30 МУП УИС 1,2 - 0,7 -
4 Котельная №90 МУП УИС 30,0 - 19,6 -
5 Котельная №26 МУП УИС 0 - 0 -
6 Котельная №34 МУП УИС 0,2 - 0,2 -
Группа №4 (Нижегородка)
1 Котельная №45 МУП УИС 2,6 - 0,8 - 1 4,7 0,6-0,7 3-3,5
2 Котельная №41 МУП УИС 0,1 - 0,1 -
3 Котельная №46 МУП УИС 1,2 - 0,6 -
4 Котельная Дирекции по теплоснабжению Уфимского РУ РЖД Ведомств.
Г руппа №5 (Юго-Восток)
1 Котельная №27 МУП УИС 300,0 3,7 265,0 - 55-60 385,4 37-42 255-270
2 Котельная №25 МУП УИС 33,2 - 26,0 -
3 Котельная №23 МУП УИС 50,1 7,4 40,3 0,1
4 Котельная №85 МУП УИС 24,9 - 16,2 -
5 Котельная №83 МУП УИС 1,5 1,3 0,8 0
6 Котельная №84 МУП УИС 3,0 1,2 - 0,1
7 Котельная №33 МУП УИС 28,4 - 14,8 -
8 Котельная №87 МУП УИС 1,5 - 1,0 -
9 Котельная Уфимского ТУ КДТВ Южный парк Ведомств. 1,2 - 0,6 -
10 Котельная ОАО «УХБК» Индивид. 25,0 - 20,7 -
Группа №6 (Затон)
1 Котельная №38 МУП УИС 40,0 7,4 23,5 0 7-8 47,98 4,5-5 32-35
2 Котельная №37 МУП УИС 7,5 - 4,6 -
3 Котельная №44 МУП УИС 19,5 - 14,4 -
4 Котельная №40 МУП УИС 0,1 - 0,1 -
5 Котельная №93 МУП УИС 1,8 - 1,1 -
6 Котельная ООО «Судоремонтный завод» Ведомств. 9,83 - 4,28 -
Продолжение таблицы
№ Источник Хозяйству- Располагаемая Подключенная Мини- Макси- Мини- Макси-
теплоснабжения ющий мощность, нагрузка мальная мальная мальная мальная
субъект Гкал/ч (включая нагрузка нагрузка электриче- электри-
собств.нужды), ГВС ГВС (без ская мощ- ческая
Гкал/ч (лето), пара) (зи- ность мощность
Гкал/ч ма), «над- «над-
Гкал/ч стройки», стройки»,
МВт МВт
В гор. В В гор. В
воде паре воде паре
Группа №7 (Дема)
1 Котельная №1 МУП УИС 251,0 17,0 125,0 0,5
2 Котельная №5 МУП УИС 31,7 - 29,8 -
3 Котельная №7 МУП УИС 0,3 - 0,1 -
4 Котельная №8 МУП УИС 2,4 - 2,4 - 25 30 187,5 16-18 125-130
5 Котельная Уфимского ТУ КДТВ ТЧ-18 Ведомств. 22,8 - 12,8 -
6 Котельная ФГУП НПО «Микроген» МЗ РФ Ведомств. 28,5 — 17,4 -
Группа №8 (Проспект)
1 Котельная №59 МУП УИС 0 1,4 0 0 - - - -
2 Котельная №60 МУП УИС 0 1,2 0 0,3
3 Котельная №62 МУП УИС 0 0,8 - 0,8
4 Котельная №92 МУП УИС 1,5 - 0,5 -
5 Котельная №88 МУП УИС - 1,8 - 0,9
6 Котельная №91 МУП УИС 0,7 - 0,4 -
7 Котельная ОАО «УФК» Ведомств. 31,5 - 26,8 -
8 Котельная ФГУП «УППО» Ведомств. 51,2 - 36,4 -
Группа №9 (Север)
1 Котельная №74 МУП УИС 0 1,7 - 1,7 - - - -
2 Котельная №75 МУП УИС 0 1,8 - 0
3 Котельная №89 МУП УИС 2,8 17,1 - 1,2
4 Котельная №76 МУП УИС 3,2 - - 0,4
5 Котельная №77 МУП УИС 6,0 - - 3,7
6 Котельная ООО «Жилстройсервис» Индивид. 7,2 - 4,5 -
7 Котельная ОАО «УМКК» Индивид. 21,5 - 8,02 2,23
8 Котельная ОАО «Уфимский хлеб» Индивид. 3,5 - 3,2 -
Группа №10 (Шакша)
1 КЦ-4 ООО «Баш-РТС» 144,8 - 83,25 - - - - -
2 Котельная №73 МУП УИС 0,7 - 0,3 -
3 Котельная УЕ 3943 ГУИН МЮ РФ Ведомств. 6,45 - 3,75 -
Г руппа №11 (Ино рс, Док)
1 КЦ-8 ООО «Баш-РТС» 120,0 - 66,05 - - - - -
2 Котельная ООО «Жилстройсервис» Индивид. 0,63 - 0,55 - - - - -
Группа №12 (Сипайлово)
1 КЦ-3 ООО «Баш-РТС» 340,0 - 247,53 - - - - -
2 Котельная №63 МУП УИС 4,2 - 2,1 -
3 Котельная ООО «Уфимские спички» Индивид. 3,4 - 3,2 - - - - -
Группа №13 (изолированные районы)
1 Котельная №6 (Упти-но) МУП УИС 1,9 - 0,6 - - - - -
2 Котельная №64 (Нагае-во) МУП УИС 1,5 - 0,3 - - - - -
3 Котельная №29 (ул.Школьная) МУП УИС 1,0 - 0,5 - - - - -
4 Котельная №35 (Цветы Башкирии) МУП УИС 2,0 - 0,9 - - - - -
5 Котельная №47 (пос.8 Марта) МУП УИС 0,3 - 0,2 - - - - -
Окончание таблицы
№ Источник Хозяйству- Располагаемая Подключенная Мини- Макси- Мини- Макси-
теплоснабжения ющий мощность, нагрузка мальная мальная мальная мальная
субъект Гкал/ч (включая собств.нужды), нагрузка ГВС нагрузка ГВС (без электрическая мощ- электрическая
Гкал/ч (лето), пара) (зи- ность мощность
Гкал/ч ма), Гкал/ч «надстройки», МВт «надстройки», МВт
В гор. В В гор. В
воде паре воде паре
6 Котельная ОАО «УХК» (Мелькомбинат) Индивид. 9,0 6,3
7 Котельная ИП Хафи-зов М.М. Индивид. 0,34 - 0,32 - - - - -
8 Котельная ИП Алимбе-тов С.З. Индивид. 0,21 - 0,2 - - - - -
9 Котельная ООО «Инте-гралжилфондсервис» Индивид. 2,8 - 2,25 - - - - -
Таким образом, суммируя только круглогодичную тепловую нагрузку ГВС в летний период от источников с некомбинированной выработкой, составляющую от 198 до 225 Гкал/ч, можно смело сказать, что в миллионном городе Уфе существует достаточный потенциал развития когенерации. Принимая во внимание тот факт, что, к примеру, малая газовая турбина или газопоршневой агрегат мощностью 1 МВт кроме электрической энергии может обеспечить потребителя и тепловой энергией в количестве 1,4-1,5 Гкал/час, то на минимальном потреблении тепловой энергии в объеме 198-225 Гкал/ч в летний период возможно дополнительно ежечасно вырабатывать 140-150 МВт-ч электрической энергии, соответственно при максимальном использовании подключенной тепловой нагрузки в зимний период времени дополнительно можно вырабатывать 1410-1510 МВт-ч. В итоге, только на надстройке котельных генерирующей мощностью можно полностью закрыть текущий энергодефицит и создать предпосылки для полного «самообеспечения» миллионного города.
Достаточно привлекательной представляется альтернативная схема выдачи мощности новых центров малой генерации, исходя из местоположения различных подстанций города, работающих на напряжение 110 кВ/35 кВ/10 кВ. Определено, что в ряде случаев надстройка действующих котельных не потребует дополнительного создания открытых или закрытых распределительных устройств, так как по условиям территориального расположения действующие подстанции могут вполне служить схемой выдачи мощности надстроенных котельных.
Коэффициент готовности сопутствующей инфраструктуры. Под этим термином подразумевается готовность всех сопутствующих ин-
женерных коммуникаций - топливоснабжение (для городов-миллионников прежде всего - газоснабжение), водоснабжение, водоотведение к изменению схемы энергоснабжения. Очень часто при разработке перспективных схем теплоснабжения и электроснабжения в городах не учитывается масштаб необходимых за этим строительных и реконструкционных работ сопутствующих сетей (топливоснабжение, водоснабжение, водоотведение). В связи с этим экономические расчеты, проведенные только в рамках мероприятий по развитию тепло- и электроснабжения города, мягко говоря, далеко не объективны. Поэтому в работе вводится так называемый коэффициент готовности сопутствующей инфраструктуры, показывающий степень развития сетей топливоснабжения, водоснабжения, водоотведения, без которых невозможно функционирование энергетического объекта.
За Ки=1 принимаем полную готовность сопутствующих инженерных коммуникаций к развитию и изменению технологических решений, связанных со строительством и модернизацией энергетического комплекса. В случае невозможности подключения или отсутствия запрашиваемых лимитов по топливу (газу), Ки снижается до 0,5. При неготовности сетей водоснабжения Ки уменьшается еще на 0,2. Неготовность сетей водоотведения также оценивается в 0,2 балла. Остальные сети принимаем за 0,1 балла.
При оценке коэффициента готовности сопутствующей инфраструктуры (Ки) выявлено, что готовность газового хозяйства (основного топливного хозяйства города) сможет обеспечить перспективный прирост потребления природного газа потребителями (прежде всего энергетическими компаниями), несмотря на
изношенность транспортных сетей и приближение к верхней планке исчерпания резервов пропускной способности питающих трубопроводов. Помимо газотранспортной системы, требуется серьезная модернизация сетей водоснабжения и водоотведения, прежде всего в разрезе увеличения пропускной способности трубопроводов, а в ряде районов города требуется строительство новых коммуникаций. Таким образом, общая схема энергоснабжения города не может создаваться и рассматриваться в отрыве от проработки схем развития сопутствующих инфраструктурных коммуникаций. Общий алгоритм последовательных шагов при составлении схемы энергоснабжения может быть представлен в виде следующей схемы (рис. 4).
Рис. 4. Алгоритм построения схемы энергоснабжения города
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
На основе разработанного алгоритма построения схемы энергоснабжения города, включающего в себя подготовку материалов на базе опросного листа и оценки ключевых параметров
(коэффициент промышленной теплофикации (Кпт), коэффициент административно-жилой теплофикации (Каж), коэффициент сопутствующей инфраструктуры (Ки)), сформули-
рованы предложения по модернизации энергетического комплекса столицы Республики Башкортостан - г. Уфы.
Основным мероприятием, существенно увеличивающим экономию энергетических ресурсов миллионного города, будет являться поступательное наращивание доли комбинированной выработки электрической и тепловой энергии за счет появления центров малой генерации, прежде всего, в виде надстроек генерирующим оборудованием действующих котельных. Создание центров малой генерации позволит также улучшить инвестиционную привлекательность г. Уфы ввиду повышения надежности в электроснабжении и теплоснабжении.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Салихов А. А., Бакиров Ф. Г., Салихов Р. А. Алгоритм разработки перспективных Схем Энергоснабжения крупных городов РФ // Энергобезопасность и энергосбережение, 2015, №5. С. 15-21. [A. A. Salikhov, F. G. Bakirov, "Algorithm development perspective schemes of power supply of large cities in Russia", in Energosecurity and Energoefficiency, no.5, pp. 15-21, 2015.]
2. Разработка Схемы теплоснабжения городского округа город Уфа на период до 2028 г. / http://ufacity.info/press/news/132401.html. [The development of urban district heating schemes Ufa for the period up to 2028. Available: http://ufacity.info/press/news/ 132401.html.]
3. Схема и программа развития электроэнергетики Республики Башкортостан на 2014-2018 годы /http://www.minpromrb.ru/Electric_Power/scheme_and_pro gram/skhema1519/tom1.pdf. [Scheme and program development of the power of the Republic of Bashkortostan for 2014-2018 years. Available: http://www.minpromrb.ru /Electric_Power/scheme_and_program /skhema1519/tom1. pdf ]
4. Салихов А. А., Бакиров Ф. Г. Анализ развития теплоэнергетического комплекса России // Энергетик, 2014. №4. С. 8-11. [A. A. Salikhov, F. G. Bakirov, "Analyses of the development of thermal power complex of Russia", in Energetic, no. 4, pp. 8-11, 2014.]
ОБ АВТОРАХ
САЛИХОВ Артур Азатович, асп. каф. авиационной теплотехники и теплоэнергетики. Дипл. специалист (УГАТУ, 2000). Специалист по ТЭЦ.
БАКИРОВ Федор Гайфуллович, зав. каф. авиационной теплотехники и теплоэнергетики, профессор. Дипл. инж.-мех. (УАИ, 1969). Кандидат техн. наук (1973). Д-р техн. наук по процессам горения в камерах ГТД (УГАТУ, 1995). Иссл. в области горения и образования сажи в камерах сгорания ГТД.
METADATA
Title: Dependence of the effective energy policy of the city of Ufa by creating the power supply scheme.
Authors: A. A. Salikhov1, F. G. Bakirov2
Affiliation:
1 The Ufa branch of LTD. «InterRAO-Engineering», Russia
2 Ufa State Aviation Technical University (UGATU), Russia
Email: 1 Salikhov.arthur@yandex.ru, 2 fgbakirov@rambler.ru.
Language: Russian.
Source: Vestnik UGATU (scientific journal of Ufa State Aviation Technical University), vol. 20, no. 1 (71), pp. 41-53, 2016. ISSN 2225-2789 (Online), ISSN 1992-6502 (Print).
Abstract: Combined heat and electric energy production is the main tool of effective energy policy. On the basis of central heating, especially in big cities, there significant reserves to increase the volume of cogeneration remain. There was made an attempt to combine the development program of electricity and thermal power complex, which exist separately, as in the case of the city of Ufa. Given work proposes the key parameters that should guide the development of power supply scheme of big cities.
Key words: Cogeneration, power supply scheme, coefficients, CHP, energy output for local consumers.
About authors:
SALIKHOV, Artur Azatovich, Posgrad. (PhD) Student, Dept. of Aviation thermotechnics and combined heat and power. Dipl. in specialty of Aviation thermotechnics (UGATU, 2000). Specialist CHP.
BAKIROV, Fedor Gaifullovich, Prof., Head of Dept. of thermotechnics and combined heat and power. Dipl. mechanical engineer (UAI, 1969), Cand. of Tech. Sci. (UGATU, 1973), Dr. of Tech. Sci. (UAI, 1995). Research in the field of combustion and soot formation in the combustion chambers of GTE.
