Таким образом, резкий рост стоимости энергоресурсов создает неприятные условия для развития комбинированного энергоснабжения на базе ТЭЦ практически на всей территории Сибири при относительно низкой стоимости электроэнергии. Однако при росте ее стоимости на 60-70% раздельная схема энергоснабжения начинает уступать ТЭЦ и ГТУ ТЭЦ.

ВОРПОСЫ РЕКОНСТРУКЦИИ И МОДЕРНИЗАЦИИ ОБОРУДОВАНИЯ ДЕЙСТВУЮЩИХ ТЭЦ

Анализ оборудования ТЭЦ показывает:

- на начало 1992 г. в России в эксплуатации находилось оборудование суммарной мощностью более 1600 МВт, введенное до 1945 г., из которых в Сибири - около 200 МВт;

- в период 1946 по 1955 гг. было введено еще более 5000 МВт новых мощностей (в Сибири-1117 МВт);

- максимальные темпы ввода приходятся на период с 1961 по 1980 годы.

В настоящее время в Западной Сибири находится в эксплуатации 500 МВт теплофикационных турбин с давлением острого пара менее 4 МПа, а в Вос­точной Сибири - порядка 100 МВт. С учетом оборудования на 9 МПа эти цифры выглядят так: Западная Сибирь - 2600 МВт, Восточная Сибирь -2300 МВт.

В период с 1996 по 2000 гг., согласно Генеральной схеме развития электро­энергетики, планировалось вывести из эксплуатации и демонтировать боль­шинство из отмеченного выше оборудования. Однако при этом намечался и значительный ввод нового оборудования или замена турбин на ТЭЦ. К со­жалению, начиная с 1989, 1990 гг., идет значительное отставание с вводом нового оборудование (турбин, энергетических и пиковых котлов). По ряду станций Минтопэнерго РФ оно составляет от 1.5 до 3-5 лет. Фактически это приводит к восстановлению и продлению эксплуатации физически изношен­ного оборудования. Так, на целом ряде ТЭЦ срок эксплуатации продлен до 40-50 лет (например, на Барнаульской ТЭЦ 5-эый блок Р-5-29 введен в 1944 г., и демонтаж намечается на 1996 г.; на Кемеровской ТЭЦ 2-ой блок Р-6-29 введен в эксплуатацию в 1942 г., демонтаж в 1994 г., 4-эй блок П-25-29, соот­ветственно, 1943 и 1996 гг. и т.д.). В результате необходимо будет сохранять в эксплуатации большинство теплофикационных турбин, введеных в 50-х го­дах. Поэтому следует быть готовым к росту аварийности на станциях, уве­личению ремонтного периода и, соответственно, затрат на ремонтно-вос­становительные работы.

В этих условиях важную роль играет правильная оценка на перспективу уровней развития теплофикации, так как теплофикация и централизованное теплоснабжение в период до 2000 и 2010 гг.,  повидимому, останутся наиболее технически подготовленными способами удовлетворения потребностей в тепловой энергии. Одновременно необходимо сбалансировать регионы по электроэнергии - с целью определения предельно минимальных предложении по развитию ТЭЦ в регионах европейской части России, Сибири и Дальнего Востока с учетом:

а) уровней развития теплопотребления экономических районов, увязанных с направлениями и темпами развития экономики; б) особенностей и темпов развития электропотребления; в) сроков ввода, модернизации, реконструкции и демонтажа основного оборудования ТЭЦ. 

ВОЗМОЖНЫЕ ВАРИАНТЫ ПЕРСПЕКТИВНОГО РАЗВИТИЯ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ РЕГИОНА.

Выполненные проработки (5,6,7) позволяют сформулировать основные концептуальные положения для формирования энергетической политики в развитии теплоснабжающих систем в Сибири:

- концепция развития теплового хозяйства в дальнейшем должна разраба­тываться на базе промышленно - жилых агломераций, объединяющих живу­щих в них людей для решения общих (для агломераций) социальных и на­роднохозяйственных задач с соответствующей разработкой методического аппарата и расчетного инструментария;

- она должна учитывать основные стратегические направления развития энергетики республики в целом и восточных регионов особенно;

- обеспечение надежности теплоснабжения на современном этапе возможно только путем ограничения развития крупных систем теплоснабжения с концентрированными энергоисточниками;

- снижение экологической напряженности в крупных городах возможно путем сокращения наращивания энергетических мощностей на угольных ТЭЦ с существующим оборудованием или переводом их работы на газ:

- покрытие потребностей в электроэнергии желательно осуществлять за счет строительства новых промышленно-отопительных ТЭЦ в малых и средних городах (по данным переписи населения за 1989 г. таких городов с насе­лением от 20 до 50 тыс. чел - 68) и проведения незамедлительной реконструк­ции (или модернизации) действующих ТЭЦ с учетом экологических ограничений;

- добиваться повсеместного вовлечения в сферу теплоснабжения природного газа рентабельных (а в некоторых случаях и нерентабельных) нефтегазовых месторождений при максимальной эффективности его использования и, в первую очередь, для мелких потребителей, с целью уменьшения количества неэкономичных (по расходу топлива) угольных установок и котельных):

- использовать природный газ для комбинированной выработки электро­энергии и тепла в ГТУ с котлами-утилизаторами и ПГУ ТЭЦ, а также на существующих ТЭЦ в экономически напряженных районах;

- расширить целенаправленное строительство крупных отопительных газовых и угольных котельных (с соответствующими системами очистки дымовых газов), препятствуя тем самым строительству ведомственных мелких промышленных и отопительных котельных;

- в районах дефицитных по электроэнергии, оценить эффективность строительства ПГУ ТЭЦ с внутрицикловой газификацией твердого топлива. Исходя из предложений основных концептуальных положений, в дальней­шем должны быть разработаны сценарии развития теплоснабжения конкретно для каждой агломерации. Таких агломераций в каждой области ил крае насчитывается от 2 до 8. Деление краев и областей на агломерации поз­воляет учесть особенности развития их теплового хозяйства, которые существенно отличаются от более крупных объединений типа энергосистем. Возможные варианты сценариев должны учитывать следующие факторы:

- до 2000г. нет реальных альтернатив системам централизованного теплоснабжения на базе ТЭЦ и котельных;

- темпы развития ТЭЦ до 2000 г. будут сдерживаться отсутствием инвести­ций, достаточных мощностей строительно-монтажных организаций и падением потребления тепловой энергии промышленными предприятиями, а после 2000 г. будут зависеть от темпов освоения ПГУ ТЭЦ с внутрицик­ловой газификацией твердого топлива, хотя объемы внедрения этой техно­логии в Восточной Сибири могли бы достигнуть 10% (с учетом того, что темпы освоения при этом должны быть достаточно высокими);

- после 2000 г. наращивание темпов строительства ТЭЦ с сегодняшним составом оборудования представляется спорным и требующим дополни­тельного обоснования;

- уровни развития крупных угольных котельных во многом будут опре­деляться системами комплексной очистки дымовых газов, освоением в широком масштабе технологий сжигания угля в кипящем слое, работоспо­собностью котлов на водоугольной суспензии;

- проблемы повышения эффективности газа в Сибири аналогичны его ис­пользованию в других районах страны;

- после 2005-2010 гг. возможно использование искусственного топлива (мета­нола, газа) из дешевых углей КАТЭК в качестве топлива для мелких ТЭЦ (электрической мощностью 1-20 МВт и тепловой 2-70 Гкал/ч) и для индиви­дуального отопления и горячего водоснабжения, если это будет экономичес­ки оправдано.

Изложенные основные концептуальные положения позволяют выделить для рассматриваемых агломераций наиболее важные сценарии, которые в даль­нейшем необходимо расширить и детализировать. Это прежде всего:

- определение предельных вариантов развития традиционных ТЭЦ в основ­ных городах Сибири, исходя из резкого сокращения централизованного финансирования перспективных энергообъектов;

- обоснование эффективности использования газа крупных и локальных месторождений в системах теплоснабжения в увязке с перспективными нап­равлениями развития энергетического оборудования;

- выявление необходимых объемов реконструкции и модернизации систем теплоснабжения в условиях перехода к финансированию из местных бюд­жетов и неплатежеспособности потребителей тепловой энергии, особенно в сфере коммунального хозяйства;

- формирование стратегии развития систем теплоснабжения и теплофикации в малых городах и населенных пунктах;

- изучение перспективности использования газогенераторных установок на отходах лесной, химической и угольной промышленности;

- классификация и определение рациональных путей вовлечения нетрадиционных и возобновляемых энергоресурсов в топливный и тепловой баланс регионов.

В этих условиях при определении структуры источников тепла были приняты следующие дополнительные аргументы:

1. До 2000 г. развитие систем центрального теплоснабжения необходимо ориентировать на существующие технологии сжигания твердого топлива, а после 2000 г. следует рассмотреть всю гамму возможных вариантов перспек­тивных источников тепла. Среди наиболее приоритетных технологий для Сибири и Дальнего Востока может оказаться широкомасштабное современ­ных экологически чистых угольных ПГУ и газовых ГТУ ТЭЦ малой и сред­ней мощности и необходимость внедрения установок с более низкими расходами топлива, чем на используемых.

1	2	3	4	5	6	7	8