CC BY
33УДК 620.91 В.А. Стенников1,
СТРУКТУРИЗАЦИЯ УРОВНЕЙ ЦЕНТРАЛИЗАЦИИ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ
Рассматриваются вопросы централизации и децентрализации энергоснабжения, которые являются основополагающими при формировании и построении систем энергетики. По опубликованным работам и официальным документам стратегического характера анализируется эволюция количественных показателей уровней централизации энергоснабжения. Отмечается, что не всегда этому уделялось и продолжает уделяться должное внимание, что приводит к созданию низкоэффективных систем. Опираясь на формирующиеся тенденции в энергетическом комплексе и полученные авторами оценки, предлагается структуризация уровней централизации и некоторые их количественные соотношения, ожидаемые к середине XXI века.
Ключевые слова: электроснабжение, теплоснабжение, топливоснабжение, централизация, децентрализация, распределенная генерация, уровни централизации энергоснабжения.
Г.Б. Славин2
Введение
Степень (уровень) централизации любого процесса - от управления делами общества, государственного управления, далее включая такие процессы, как централизация транспортного обслуживания (управления системами транспорта), централизация энергоснабжения и т.п., и до централизации систем книгоиздания и информационного обслуживания - измеряется количественно и оценивается качественно, в идеале это может быть непрерывно меняющийся показатель. Иногда этот «идеал» реализуется в научном и практическом обиходе, иногда такое измерение заменяется дискретизацией шкалы уровня централизации. В энергетической сфере (прежде всего - в электро- и теплоснабжении) чаще всего используются понятия централизованного и децентрализованного энергоснабжения, то есть два дискретных уровня3. Однако объективные условия технологического и организационного усложнения систем электро- и теплоснабжения требуют использования более сложной, дробной шкалы дискретных уровней централизации, приближая их оценку к указанному «идеалу». Это будет способствовать более адекватному анализу ситуации в энергетическом комплексе, позволит правильно определить наиболее слабые места и обеспечит их эффективное устранение.
Энергетическое планирование, в рамках которого определяются зоны централизованного и децентрализованного теплоснабжения с разделением на электротеплоснабжение, газоснабжение, водяное, паровое и т.п., активно развивается во многих странах (Германии, Дании, Латвии, Литве, Чехии, Финляндии, Эстонии и др.). Из-за большого разнообразия систем здесь нет единой тенденции структурирования теплоснабжения. В последние годы все шире применяется интеллектуальное управление источниками, сетями, системами теплопотребления. Развивается локальная интеграция распределенных источников генерации тепла, объединяемых в «виртуальные» электростанции для совместного управления режимами таких систем. Во многих странах (Венгрия, Германия, Латвия, Литва, Польша, США, Эстония, Южная Корея, Япония и др.) эти вопросы определяются политикой в развитии теплоснабжения, которая представлена на уровне национальных стратегий [1; 2, с. 2].
Сложившиеся в России представления о централизации энергоснабжения
Представления о наличии централизованного и децентрализованного энергоснабжения существовали (в СССР - России) и существуют сейчас лишь в отношении электроснабжения
1 Валерий Алексеевич Стенников - заместитель директора ИСЭМ СО РАН, д.т.н., профессор, e-mail: sva@isem.sei.irk.ru;
2 | Григорий Борисович Славин |- ведущий научный сотрудник ИСЭМ СО РАН, к.т.н., e-mail: homenko@isem.sei.irk.ru;
3 Уровень (степень) централизации оценивается как доля централизованного энергоснабжения в суммарном энергоснабжении в единицах энергии, либо мощности, либо числа обслуживаемых потребителей (абонентов).
(ЦЭС, ДЦЭС) и теплоснабжения (ЦТС, ДЦТС). Что касается топливоснабжения, то там (как в части котельно-печного, так и моторного топлива) понятие централизации не используется, хотя некоторое время назад начали выделяться так называемые «местные виды топлива», что можно рассматривать как некий эквивалент децентрализованного топливоснабжения.
Соответствующие понятия и эволюция взглядов на уровень централизации энергоснабжения различаются своим содержанием в зависимости от типа систем.
Электроснабжение. В позднесоветский период (70-е - 80-е годы ХХ в.), как и ранее, коэффициентом централизации производства электроэнергии (КЦЭ) считался удельный вес производства электроэнергии станциями общего пользования (то есть находившимися в ведении Минэнерго СССР) и блок-станциями (то есть принадлежавших промышленным и другим предприятиям, но работавшим на общие электрические сети электроэнергетических систем (ЭЭС) параллельно со станциями общего пользования) - в общем производстве электроэнергии всеми электростанциями. Согласно данным Госкомстата, КЦЭ в 1989 г. составлял 98%, в 1990 - около 99%. Согласно публикации «Энергетика СССР в 1986-1990 годах» [3, с. 3], «ЦЭС потребителей обеспечивалось от 100 ЭЭС, из которых 97 работали в 11 ОЭЭС. Установленная мощность ЭЭС на начало 1986 г. составила ... 95% общей мощности электростанций СССР... В 1985 г. потребление электроэнергии от источников ЦЭС составило 98,7% общего потребления по стране. В связи с особенностями размещения ряда производств продолжают обеспечиваться электроэнергией от нецентрализованных источников ряд предприятий пищевой, лесодобывающей промышленности, нефтяных и газовых промыслов, геологических экспедиций». ДЦЭС представляет электроснабжение от изолированно работающих электростанций. В книге [4, с. 3], являющейся по существу научным обоснованием энергетической программы СССР на длительную перспективу, авторами утверждается, что «определяющим принципом повышения эффективности электроэнергетики . является концентрация производства и централизация распределения электроэнергии.
Планомерная реализация этого принципа привела к тому, что уже в настоящее время (книга выпущена в 1983 г.) КЦЭ составляет более 98%, причем более 90% общего электропотребления обеспечивает ЕЭЭС».
Отношение к централизации (повышению уровня централизации) электроснабжения в конце ХХ - начале XXI столетия в России несколько изменилось. Задача повышения этого уровня не ставится и признается объективная необходимость развития децентрализованного («малая энергетика») электроснабжения. Это закреплено в принятой в 2009 г. Энергетической стратегии России на период до 2030 года (ЭС-2030) [5, с. 3]. В разделе «Электроэнергетика» ЭС-2030 в числе прочих задач присутствует формулировка: «дальнейшее развитие ЕЭС России, в том числе за счет присоединения и объединения изолированных энергосистем; ... развитие малой энергетики в зоне децентрализованного энергоснабжения за счет повышения эффективности использования местных энергоресурсов, развития электросетевого хозяйства, сокращения завозимых светлых нефтепродуктов». Кроме того, в этом же разделе к направлениям формирования структуры генерирующих мощностей в Сибири и на Дальнем Востоке отнесено «развитие малой энергетики на возобновляемых источниках энергии, в том числе путем замещения локальной дизельной генерации». В разделе «Инновационная и научно-техническая политика в энергетике» по направлению «Электроэнергетика» предусматривается «широкое развитие распределенной генерации» (подобное же направление выделено в «Дорожной карте развития электроэнергетики России на период до 2030 года», в рамках реализации целевой установки «полное удовлетворение потребностей экономики и населения страны в электроэнергии» [6, с. 4].
Теплоснабжение. В теплоснабжении, как и в электроэнергетике, до настоящего времени используются два альтернативных понятия: централизованное теплоснабжение (ЦТС) и децентрализованное теплоснабжение (ДЦТС), то есть два дискретных уровня централизации. Однако в отличие от электроснабжения среди специалистов отсутствует единое понимание границы между ЦТС и ДЦТС. Существует, в частности,
экстремальная точка зрения (она была сформулирована в период становления теплоснабжения в России (1930-е гг.) [7, с. 4], в соответствии с которой к ДЦТС относится снабжение от локального источника, обслуживающего отдельное здание или даже отдельное жилое помещение, то есть без внешних (наружных, уличных) тепловых сетей. Наличие таковых - признак централизации теплоснабжения.
В отличие от этого, более распространено понимание указанной границы, базирующееся на типолого-цензовом принципе. Например, в [4, с. 4] (1983 г.) к источникам ЦТС отнесены ТЭЦ (включая АТЭЦ) и крупные котельные (мощностью более 50 Гкал/ч), а к источникам ДЦТС -котельные меньшей мощности, индивидуальные установки и теплоутилизационные установки (ТУУ). С уточнением: «на новом этапе развития энергетики ЦТС может осуществляться четырьмя типами установок: ТЭЦ на органическом топливе (ОТЭЦ); атомными ТЭЦ (АТЭЦ) или АЭС смешанного ... типа; крупными котельными ... на органическом топливе; крупными котельными на ядерном топливе (АСТ)». Формулируя концептуальные положения Энергетической программы СССР, авторы [4, с. 4] указывают, что «основным стратегическим направлением развития теплового хозяйства следует считать дальнейшую массовую централизацию теплоснабжения в первую очередь для вытеснения мелких и мельчайших котельных», а «рост централизации теплоснабжения до экономически целесообразного уровня путем дальнейшего совершенствования структуры теплового хозяйства - важная задача развития энергетики». В то же время отмечается, «что существенная часть теплопотребления, в основном в сельскохозяйственных районах, по-прежнему должна будет обеспечиваться мелкими котельными и индивидуальными бытовыми установками». В связи с этим ставится задача «массовой реконструкции децентрализованного сектора теплового хозяйства...».
Несколько иное разграничение ЦТС и ДЦТС, но в рамках все того же типолого-цензового принципа предусматривается в [3, с. 5]. В ней к источникам ЦТС отнесены электростанции, ТУУ и крупные котельные, но ценз крупности установлен на уровне 20 Гкал/ч (84 ГДж/ч), а так-
же нетрадиционные возобновляемые источники энергии, за счет использования которых в 1985 г. для целей теплоснабжения было замещено более 500 тыс. т органического топлива. Как в [3, с. 5], так и в [4, с. 5], на пятилетку 1986-1990 гг. выдвигается цель «максимального развития ЦТС не только в крупных, но и в мелких городах и поселках городского типа, а также сокращение децентрализованного сектора теплоснабжения».
В основном принятое в [3, с. 5] разграничение ЦТС и ДЦТС сохранено в книге [8, с. 5] 1995 г., являвшейся по существу обобщенным обосновывающим материалом к принятой в декабре 1994 г. Энергетической стратегии России на период до 2010 года. Отраслевых разделов (глав) в книге нет, теплоснабжению (исключительно централизованному) уделено незначительное внимание (основное внимание - ресурсным проблемам, новым экономическим условиям и реформированию, внешнеэкономическим и экологическим проблемам, балансам первичных энергоресурсов). К источникам ЦТС здесь отнесено «теплогенерирующее оборудование ТЭС, отпускающее по балансу 1994 г. 45-48% тепла, и крупные центральные котельные (их ценз крупности в книге не приводится), производящие 47-50% тепла в системах ЦТС. Остальное централизованное тепло обеспечивается вторичными (ТУУ) и нетрадиционными энергоресурсами» (на них приходится суммарно 5% тепла ЦТС). Никаких концептуальных соображений по проблеме и уровням централизации теплоснабжения в книге нет. Единственное, в главе посвященной научно-технической политике в энергетике, в подразделе «Электроэнергетика», ставится задача «разработки научной концепции долгосрочного развития теплового хозяйства России и ее регионов, которая должна опираться на фундаментальные исследования . ряда аспектов ЦТС». Указывается, что эта концепция, наряду с решением проблем когене-рации, регулирования, поиска новых теплоносителей, «должна предусматривать . определение обоснованного масштаба теплоснабжения промышленно-жилых агломераций», что можно рассматривать как намек на выбор рационального уровня централизации теплоснабжения.
В ЭС-2020 и обосновывающих материалах к ней [9, с. 5] к источникам ЦТС отнесены элек-
тростанции (31,9% всего производства тепла России в 2000 г., из них станции общего пользования 25,3%), котельные мощностью 20 Гкал/ч и выше (35,1%) и прочие источники, к которым отнесено «поступление тепла от АЭС, в основном для пристанционных городских образований, побочные (вторичные) источники тепла, тепло от геотермальных, солнечных и других источников (4,5%). В целом на источники ЦТС в 2000 г. приходилось 71,5% всего тепла. К источникам ДЦТС отнесены котельные меньшей мощности (10,9%) и автономные источники, или индивидуальные установки (17,6%), отпускающие 28,5% всего производства тепла. При анализе перспектив развития отрасли (фактически также формулировании политики развития) в этой работе содержится, во-первых, важное предостережение: «в сценариях низких темпов экономического роста (что сегодня наблюдается фактически) отсутствие достаточных денежных и материальных средств (для радикального сокращения потерь тепла в трубопроводах систем ЦТС и реализации других мер по повышению надежности и эффективности ЦТС) приведет к полной деградации части систем ЦТС и вынужденному, часто неорганизованному переходу к индивидуальным тепловым источникам. Негативные социально-экономические последствия такого развития событий очевидны» . В то же время формулировки о ДЦТС более оптимистичны: «Развитие ДЦТС будет идти высокими темпами, как в связи с ростом числа жилых домов и общественных зданий в сельской местности, пригородах, малых городах и ПГТ, так и за счет перехода к индивидуальному теплоснабжению в городских зонах с неустраняемыми критическими условиями функционирования систем ЦТС». В соответствии со сказанным, в прогнозе ЭС-2020 на 2020 г. доля источников ЦТС в общем производстве тепла в России снижается с 71,5% до 66,1-69,5%. Однако в некотором противоречии со сказанным находится распределение этого снижения по вариантам развития энергетики: в самом неблагоприятном (критическом) варианте доля ЦТС снижается за 20 лет на 3 процентных пункта - с 71,5 до 68,5%, а в благоприятном варианте - глубже - на 4,5 пункта - до 67,0%, и уж совсем низко - в так называемом оптимистическом варианте - до 66,1%, или на 5,4 пункта.
Казалось бы, в благоприятном и оптимистическом вариантах, соответствующим более высоким темпам экономического роста, доля ЦТС должна быть выше, чем в критическом и умеренном, но авторы ЭС-2020 свою оценку сделали в противоположном направлении. Впрочем, сегодня, когда не только прогнозы ЭС-2020, но и прогнозы ЭС-2030 признаны устаревшими, и активно развивается формирование ЭС-2035, указанное противоречие имеет лишь историческое значение.
В ЭС-2030 [5, с. 6] и обосновывающих материалах к ней [6, с. 6] типолого-цензовая структура отрасли представляется такой же, как в ЭС-2020. Однако котельные уровня «20 Гкал/ч и более» размыто названы «центральными котельными», а «прочие источники ЦТС» дифференцированы по трем группам в явном виде (то есть с количественной прогнозируемой оценкой вклада каждой). Политика в вопросе централизации сформулирована более взвешено и убедительно:
а) общее соотношение уровней ЦТС и ДЦТС: «оптимальное сочетание ЦТС и ДЦТС с выделением соответствующих зон». В прогнозном сводном балансе тепла России эта оптимальность фиксируется как снижение доли ЦТС с 79,6% в 2005 г. (78,3% в 2008 г.) до 75,4-75,6% в 2030 г. (вариантов в отличие от ЭС-2020 здесь нет, а есть диапазоны абсолютных значений -в млн Гкал/год всех структурных показателей). Вместе с тем в обосновывающих материалах [6, с. 7] появляются следующие фразы (их нет в ЭС-2030 [5, с. 7]), противоречащие указанным соотношениям, рассчитанным нами на основе абсолютных значений из таблиц [5; 6, с. 7]. «Доля производства тепловой энергии централизованными источниками прогнозируется на уровне 75-78%, что несколько выше, чем в настоящее время (72%). Это обусловлено ростом интереса к ним в связи с повышением эффективности данных систем, их структурной перестройкой, расширением сферы теплофикации на средние и малые поселения, а также на промышленные производства, переносимые или создаваемые на новых площадках. Сектор ДЦТС сократится до 22-25% главным образом за счет значительного сокращения удельного потребления тепловой энергии в результате применения энергоэффективных систем регулирования. при интенсив-
ном развитии индивидуального малоэтажного строительства, а также ликвидации аварийного и ветхого жилья». Качественно эти соображения представляются убедительными, но приведенные количественные оценки в балансовых таблицах должны были бы подтвердить данное утверждение;
б) ключевая задача в сфере ЦТС: «предпочтительное развитие теплоснабжения России и ее регионов на базе теплофикации с использованием . эффективных когенерационных установок широкого диапазона мощности; распространение сферы теплофикации . на область средних и малых тепловых нагрузок»;
в) ключевая задача в сфере ДЦТС: «модернизация и развитие систем ДЦТС с применением высокоэффективных . котлов, индивидуальных теплогенераторов, других установок»;
г) кроме того, впервые в документах подобного рода ставится следующая задача: «развитие систем централизованно-распределенной генерации тепловой энергии с разными типами источников, расположенными в районах тепло-потребления». Хотя ни в [5, с. 7], ни в [6, с. 7] не содержится никакой количественной оценки прогноза реализации этой задачи, такая постановка - важный шаг к применению более дробной шкалы уровней централизации теплоснабжения.
Наряду с этими четырьмя задачами, что в прилагаемой к ЭС-2030 «дорожной карте» (сводному плану) мероприятий госэнергополитики, обеспечивающих реализацию Стратегии, одним из мероприятий по разделу «Региональная энергетическая политика» предусмотрена оптимизация региональных систем теплоснабжения на основе экономически эффективного сочетания ЦТС и ДЦТС.
Топливоснабжение. Вопрос о централизации топливоснабжения, соотношении централизованных и децентрализованных поставок котель-но-печного и моторного топлива в буквальном смысле обычно не рассматривается. Однако, как отчасти упомянуто во «Введении», выделение «местных видов топлива» в сфере снабжения ко-тельно-печным топливом и малых НПЗ (а также малых ГПЗ) в сфере снабжения моторным топливом, можно рассматривать как предложение по отграничению, институализации децентрализованного сектора топливоснабжения.
Опуская исторический обзор децентрализации топливоснабжения, следует выделить ряд положений ЭС-2030, формирующих государственную политику в этом вопросе.
В разделе «Перспективы и стратегические инициативы развития ТЭК» из шести стратегических целей использования возобновляемых источников энергии и местных видов топлива (МВТ) по крайней мере четыре имеют большее или меньшее отношение к МВТ:
• рациональное использование и снижение темпов роста потребления имеющихся ресурсов ископаемого топлива в условиях неизбежного истощения его запасов (здесь и далее выделено авторами);
• замедление темпов роста затрат на распределение и транспортировку электроэнергии и топлива и возникающих при этом потерь;
• вовлечение в ТЭБ (топливно-энергетический баланс) дополнительных ТЭР (топливно-энергетических ресурсов);
• повышение уровня энергетической безопасности и надежности энергоснабжения за счет увеличения уровня его децентрализации.
В этом же разделе определено, что «госполитика в сфере использования местных видов топлива на период до 2030 г. будет предусматривать: восстановление и поддержку развития производства местных источников топлива, создание ТЭС и котельных, работающих на этих источниках (торф, отходы лесной и деревообрабатывающей промышленности), в том числе в труднодоступных и удаленных регионах; создание условий для выработки энергии на базе использования городских бытовых отходов. Реализация указанной политики, наряду с развитием автономной энергетики и использованием местных месторождений углеводородных и угольных ресурсов, позволит обеспечить уменьшение в 1,3-1,5 раза доли привозных энергоресурсов в региональных ТЭБ, составляющей в настоящее время около 45%». В упоминавшейся выше дорожной карте, в разделе «Региональная энергетическая политика», предусматривается «доведение доли местных источников энергии в региональных ТЭБ до 10% к 2020 г. и до 20% к 2030 г.».
Относительно мини-НПЗ в ЭС-2030 констатируется, что объем переработки нефти на них в 2008 г. составил 2,4 млн т против 1,9 млн т в 2007 г., их мощность возросла с 2,4 до 3,3 млн т (при сокращении мощностей по первичной переработке нефти в целом по России на 6,2 млн т4), а доля в общем объеме переработки нефти в РФ - с 0,8 до 1,0%. Какой-либо стратегии развития (или, наоборот, угасания) непосредственно таких заводов в ЭС-2030 не предлагается. Однако в определенном смысле в качестве таковой можно рассматривать одну из 7-ми задач, реализующих стратегические цели развития нефтяного комплекса России, а именно: «стимулирование развития независимых структур в сфере производства, хранения, оптовой и розничной реализации нефтепродуктов». Впрочем, независимые структуры могут создавать и эксплуатировать достаточно крупные объекты производства и реализации нефтепродуктов.
Возможная система уровней централизации
Рассмотрим соображения по этому вопросу раздельно по электроснабжению и теплоснабжению, имея в виду переход от схемы ЦЭ-ДЦЭ к более сложной схеме, включающей более 2-х уровней. Что касается топливоснабжения, то для него эта проблема, в связи с активным освоением локальных месторождений топлива, представляется вопросом недалекого будущего. Для проведения исследований применялись прогнозные модели территориально-производственной структуры генерирующей мощности [10, с. 9].
Электроснабжение. Наметившаяся эволюция уровней централизации электроснабжения (распределения электроэнергии) предполагает следующую систему (схему) их представления:
а) высокоцентрализованное электроснабжение - снабжение от электростанций единой электроэнергетической системы России (ЕЭЭС России), включая работающие на сети ЕЭЭС блок-станции промышленных и других предприятий;
б) централизованное электроснабжение -снабжение от электростанций электроэнергетических систем, электрически несвязанных с ЕЭЭС России, а также включая соответствующие блок-станции;
в) распределенная системная генерация (централизованно-децентрализованное снабжение) -снабжение потребителей от одной электростанции, однако имеющей связь, хотя бы и слабую, с ЭЭС, для обеспечения минимальной взаимопомощи при авариях и других экстремальных ситуациях5;
г) распределенная изолированная генерация (децентрализованное снабжение) - то же, что и «в», но без электрической связи с ЭЭС; схемы «в» и «г» предполагают дополнительно: выдачу мощности на напряжение распределительной электрической сети, как правило 35 кВ и ниже, в отдельных случаях - 110 кВ; мощность электростанции - от 1,1 до 100 МВт (как правило до 50 МВт); наличие у электростанции одного, или обычно нескольких, потребителей (абонентов);6
д) локальное децентрализованное электроснабжение - снабжение одного отдельного потребителя (домохозяйства, отдельного учреждения, производственного объекта малого бизнеса, отдельного помещения, объекта коммуникационной, сигнальной или мониторинговой системы) от собственной электроустановки (группы установок, мини- или микроэлектростанции) мощностью до одного мегаватта.
Эти пять схем электроснабжения представляются не как конкурентные (хотя и альтернативные в конкретных условиях) варианты. Каждая из них имеет свою область применения (свою нишу), определяемую географическим или экономико-географическим фактором (размещением производительных сил), плотностью электрической нагрузки, требованиями надежности, исходным состоянием системы электроснабжения (ЭЭС) на определенной территории, возможностями поставок необходимого оборудования.
Перспективная (до середины, и даже, вероятно, до конца XXI в.) эволюция соотношений масштабов распространения этих пяти схем
4 Всего эти мощности, согласно [6, с. 9], с середины 1980-х до начала 90-х годов находились (по сырью) на уровне 351,5 млн т (какая точность!), а в настоящее время (2008 г.) составляют 272,3 млн т/год.
5 А также, возможно, для выдачи избыточной мощности РГ-электростанции при определенных ситуациях.
6 Набор этих критериев и соответствующие количественные оценки границ представляются предметом дискуссий.
централизации электроснабжения видится следующей. Доминирующая сейчас высокоцентрализованная схема (схема «а» - ЕЭЭС) сохранит свое доминирование, однако несколько сократит свою долю за счет более быстро растущих схем распределенной генерации (схемы «в» и «г») и схемы локального электроснабжения (схема «д»); частично компенсируя это сокращение поглощением (обоснованным экономически и надежностно) части изолированных ЭЭС (схема «б»). Количественно по энергоотдаче доля ЕЭС может сократиться с 85 до примерно 8083% к 2050 г. (по мощности установок цифры будут несколько ниже, поскольку станции ЕЭС работают, и будут работать, с более высоким коэффициентом использования установленной мощности). Приведенные цифры (или несколько сдвинутые вверх или вниз) представляются в основном инвариантными относительно темпов экономического роста, роста энерго- и электропотребления. Доля энергоотдачи изолированных (от ЕЭЭС) ЭЭС (схема «б»), с учетом сказанного выше, может сократиться с 9-10 до примерно 4-5%. На долю распределенной генерации и локального электроснабжения (схемы «в», «г» и «д» суммарно) остается, таким образом, в гипотезе нынешнего состояния - 4-5%, а в предполагаемом состоянии 2050 г. - 12-14%. При существующей системе государственного статистического наблюдения и отраслевого учета (а также корпоративного, регионального) не представляется возможным достоверно выделить принадлежность энергоузлов и электростанций к схемам «в», «г», «д», в особенности потому, что схема «в» (централизованно-децентрализованная распределенная генерация) обычно рассматривается как электроснабжение от ЭЭС (ЕЭЭС). Вместе с тем именно эта схема, как предполагается, получит наибольшее развитие, а ее вклад может составить 6-8% от электропотребления России в целом. Неучет данного фактора может привести к неадекватной оценке сложившейся ситуации, ошибочным прогнозам и принятию недостаточно обоснованных решений.
Теплоснабжение. Названия предлагаемых схем централизации теплоснабжения во многом подобны электроэнергетическим, однако критерии разделения (установления границ) несколь-
ко различаются. Предлагаемая система ценза в теплоснабжении может быть представлена в следующем виде:
а) высокоцентрализованное теплоснабжение (ВЦТС) - снабжение теплового района (город, часть города, промузел, агломерация) от одного мощного теплоисточника (например, более 500 Гкал/ч) или нескольких параллельно работающих источников (группы) той же суммарной мощности с максимальным радиусом подачи тепла (расстояние от источника или крупнейшего в группе источника до наиболее удаленного потребителя) более 8 км;
б) умеренно централизованное теплоснабжение (УЦТС) - снабжение теплового района от одного источника умеренной мощности (например, от 50 до 500 Гкал/ч) или нескольких параллельно работающих источников с максимальным радиусом подачи тепла от 2 до 8 км. К этому классу (схеме) относится также снабжение теплом от одного или нескольких источников одного предприятия или куста предприятий, вместе с примыкающим поселком (жилым районом) работников этого предприятия (куста), при значительной мощности теплоисточника и максимальном радиусе более 2 км. Общей особенностью схем «а» и «б» является наличие магистральных тепловых сетей с максимальным диаметром теплопроводов 400 мм и более;
в) система распределенной генерации тепловой энергии (РГТС) - снабжение небольшого теплового района (небольшой город, поселок городского типа, городской район, микрорайон, городской квартал, отдельное небольшое предприятие или куст предприятий) от одного теплоисточника небольшой мощности (до 50 Гкал/ч) или группы параллельно работающих источников той же суммарной мощности. В схеме РГТС отсутствуют магистральные тепловые сети больших диаметров - имеются лишь распределительные тепловые сети;
г) локальная строго децентрализованная схема (ЛДЦТС) - снабжение отдельного объекта - отдельного здания (жилого, общественного, производственного) или отдельного помещения (жилища, офиса, учреждения, другого помещения) от собственного теплоисточника, без передачи тепла по тепловой сети.
Во всех четырех представленных схемах централизации выделяются два принципиально различных технических (технико-экономических) решения по теплоисточникам: когенера-ция (теплофикация) (комбинированная схема энергоснабжения) и раздельная схема. К комбинированным относятся схемы, где единственным или доминирующим (более 50% годового отпуска тепла) теплоисточником являются ко-генерационные установки (паротурбинные, парогазовые, газотурбинные, газопоршневые, дизельные, с топливными элементами и др.) вместе со своими пиковыми котлами (или с покрытием пиковых нагрузок паром из энергетических котлов). Соответственно, к раздельным относятся схемы, где единственным или доминирующим теплоисточником являются паровые, водогрейные котлы, ТУУ и др. Однако достоинства и недостатки комбинированной и раздельной схем, их развитие и эволюцию их соотношения мы здесь не рассматриваем.
Как и разные схемы централизации электроснабжения, рассмотренные схемы централизации теплоснабжения в основном имеют свою нишу, определяемую размерами поселения, мощью и теплоемкостью промышленности, плотностью тепловой нагрузки, требованиями надежности и теплового комфорта, исходным состоянием системы теплоснабжения. Однако существующее и желаемое (ожидаемое) на перспективу соотношение этих четырех схем (классов) достаточно различаются.
Прежде всего, следует отметить, что высокоцентрализованное теплоснабжение в значительной мере компрометирует саму концепцию централизации и, что особенно печально, идею теплофикации/когенерации (комбинированного энергоснабжения) (высокоцентрализованные схемы базируются как раз преимущественно на мощных ТЭЦ). Компрометируют тем, что в ВЦТС сравнительно высоки потери тепла в тепловой сети и расходы на перекачку теплоносителя, низка надежность поставок тепла, управляемость системы и комфортность отопления. По этим причинам и, кроме того, в силу особенностей современной ситуации с использованием (загрузкой) тепловой мощности крупных ТЭЦ, у них велики издержки и отпускные цены на тепловую энергию (соответственно - тарифы для потребителей). Поэтому представляется целесо-
образным сокращение не только доли ВЦТС, но и их абсолютных масштабов применения, вытеснение их системами классов УЦТС и РГТС (разумеется, преимущественно когенерацион-ными). Вклад этого типа систем в производство тепловой энергии в перспективе до 2050 г. может составить 5-7%.
Многие проблемы высокоцентрализованного теплоснабжения являются проблемами и УЦТС. Вместе с тем этот тип систем наиболее подготовлен к преобразованию, а его значительный удельный вес в существующей структуре генерирующей мощности обеспечивает ему преобладание и в будущем. Прогнозируемая доля УЦТС в производстве тепловой энергии в перспективе может составить 45-48%.
Безусловно, относительное и абсолютное расширение вклада систем РГТС (разумеется, преимущественно за счет распределенной коге-нерации) является прогрессивной тенденцией. Их вклад к середине ХХ1 в. может составить 30-35% всего теплопотребления страны.
Перспективы развития систем типа ЛДЦТС будут определяться, во-первых, масштабами коттеджной застройки и сооружения других подобных объектов на территориях с низкой плотностью тепловой нагрузки; во-вторых, успехами в разработке, освоении и массовом производстве высокоэффективных, надежных, экологичных теплогенераторов соответствующей единичной мощности (использующих биомассу, другие возобновляемые ресурсы, жидкое топливо, сжатый или сжиженный газ, водород, в обоснованных случаях - электроэнергию), в том числе микро-когенерационного типа. Вклад ЛДЦТС, по прогнозным оценкам, может составить 13-15% от суммарного производства тепловой энергии.
Приведенная выше структура уровней централизации энергоснабжения отражает тенденции, наметившиеся в энергетике. Ее формализация позволит систематизировать и упорядочить систему мониторинга в энергетическом комплексе, процессы анализа и принятия решений по управлению энергетической инфраструктурой.
Количественные оценки инвариантны уровням энергопотребления и могут претерпеть изменения, но в целом они будут отражать тенденцию снижения уровня централизации энергоснабжения и активное развитие распределенной генерации.
ЛИТЕРАТУРА
1. IEA. District heating distribution in areas with low heat demand density. Senter Novem, 2008. 119p.
2. Svend Frederiksen, Sven Werner. District heating and cooling. Sweden: Printed by exaktaprinting AB, 2013. 586p.
3. Энергетика СССР в 1986-1990 годах / под ред. А.А. Троицкого. М.: Энергоатомиздат, 1987. 352 с.
4. Энергетический комплекс СССР / под ред. Л.А. Мелентьева и А.А. Макарова. М.: Экономика, 1983. 264 с.
5. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года (утв. распор. Правительства РФ от 13.11.2009 г. № 1715-р). М.: ГУ ИЭС, 2010. 180 с.
6. Энергетика России: взгляд в будущее (Обосновывающие материалы к Энергетической стратегии России на период до 2030 года). М.: Энергия, 2010. 616 с.
7. 100лет теплофикации и централизованному теплоснабжению в России /под ред. В.Г. Семенова. М.: Новости теплоснабжения, 2003. 246 с.
8. Новая энергетическая политика России / под общ. ред. Ю.К. Шафраника. М.: Энергоатомиздат, 1995. 512 с.
9. Энергетика России. Стратегия развития (научное обоснование энергетической политики) / ред. совет: В.В. Бушуев, А.А. Макаров,
A.М. Мастепанов, В.В. Саенко, А.А. Троицкий,
B.Б. Христенко, А.В. Шаронов, А.Б. Яновский. М.: ИЭС, 2005. 541 с.
10. Системные исследования в энергетике: Ретроспектива научных направлений СЭИ-ИСЭМ / отв. ред. Н.И. Воропай. Новосибирск: Наука, 2010. 686 с.
Поступила в редакцию 18.02.2015 г.
V. Stennikov7, G. Slavin 8
STRUCTURING THE LEVELS OF ENERGY SUPPLY CENTRALIZATION
The research considers the issues of energy supply centralization and decentralization, which are fundamental for the formation and construction of energy systems. Based on the published studies and official strategic documents which are used to analyze the evolution of quantitative indices of the energy supply centralization levels, it is pointed out that these issues have not been and are still not paid sufficient attention. This results in a low efficiency of the systems. Following the emerging trends in the energy sector and the estimates obtained by the authors, the structure of the centralization levels and some of their quantitative relationships expected by the middle of the 21st century are offered.
Key words: electricity supply, heat supply, fuel supply, centralization, decentralization, distributed generation, levels of energy supply centralization.
7 Valery A. Stennikov - Deputy Director of Melentiev Institute for Energy Systems (ESI) SB RAS, Doctor of Engineering, professor, e-mail: sva@isem.sei.irk.ru;
8 Grigory B. Slavin - leading researcher, ESI SB RAS, PhD in Engineering, e-mail: homenko@isem.sei.irk.ru
