Федеральное законодательство - Постановления и распоряжения Правительства РФ
	Концепция развития теплоснабжения в России, включая коммунальную энергетику, на среднесрочную перспективу

 Средние удельные расходы условного топлива по всем тепловым электростанциям России в 1999 г. составляли 341,7 г.у.т./кВт.ч и 144,8 кг.у.т./Гкал.
 По отдельным электростанциям эти показатели изменяются в значительных пределах:
 - на электроэнергию
 от 305,5 г/кВт.ч по энергоблоку 1 200 МВт Костромской ГРЭС и 310,4 г.у.т./кВт.ч по энергоблокам 800 МВт Сургутской ГРЭС-2 до 1034,6 г.у.т./кВт.ч по Беринговской РЭС
 - на теплоэнергию:
 от 123,6 кг.у.т./Гкал по ГЭС-1 Мосэнерго до 288 кг.у.т./Гкал по Омсукчанской РЭС (ОЭС Востока).

 Комбинированное производство электрической и тепловой энергии на ТЭЦ обеспечивает в настоящее время ежегодную экономию условного топлива в размере не менее 20 млн. тонн. Однако эффективность теплофикации могла быть существенно выше в случае увеличения отпуска теплоэнергии и при сокращении выработки электроэнергии по конденсационному циклу оборудованием ТЭЦ.

 Необоснованное удорожание тепла, отпускаемого от ТЭЦ, привело к тому, что в настоящее время сложилась устойчивая тенденция сооружения промышленными предприятиями собственных котельных и отказа от тепловой энергии ТЭЦ.

 За 1990-1999 г.г. при общем снижении отпуска тепла от ТЭЦ на 252 млн. Гкал (34 %) отпуск тепла от собственных источников теплоснабжения предприятий (как правило, от котельных) возрос на 52 млн. Гкал.

 Выработка электроэнергии на ТЭЦ по конденсационному циклу с 1990 г. удерживается на достаточно высоком уровне – 40 %. В 1999 г. 59 крупных ТЭЦ увеличили выработку электроэнергии по конденсационному циклу. По итогам 11 месяцев 2000 г. таких ТЭЦ отмечено 46.

 Около 3 млн. кВт мощности турбин с противодавлением простаивают и переведены в ограничения из-за отсутствия тепловых нагрузок. При вводе оборудования в резерв электростанции несут дополнительные материальные затраты.

 Для повышения конкурентоспособности ТЭЦ на рынке тепловой энергии с 1996 в отрасли был введен метод разделения затрат топлива, в соответствии с которым эффект от теплофикации относился на оба вида энергии.

 Принятые в 1996 г. меры в части совершенствования распределения затрат топлива на ТЭЦ оказались недостаточными вследствие ряда причин (увеличение тарифов на теплоэнергию для предприятий в целях обеспечения льготных тарифов коммунально-бытовым потребителям, значительные потери энергии, в тепловых сетях и т.п.) и ожидаемых результатов достигнуто не было.

 Влияние перечисленных причин оказалось сопоставимым с полученным снижением удельных расходов топлива на отпускаемую от ТЭЦ тепловую энергию. В результате продолжилось сокращение потребления тепловой энергии промышленными предприятиями. За 1996-1999 г. отпуск теплоэнергии из производственных отборов турбоагрегатов уменьшился на 28 млн. Гкал (14 %).

 В настоящее время по экспертным оценкам ежегодный прирост тепловых нагрузок ТЭЦ будет происходить объеме 3 % в год.

 Тепловые электростанции по-прежнему будут являться основным генерирующим источником в стране, поэтому технический уровень основного оборудования ТЭС (котлы, турбины, паропроводы) будет в значительной степени определять эффективность энергоснабжения потребителей.

 Надежное, полнообъемное энергообеспечение потребителей, эффективность энергопроизводства предопределяется состоянием основных производственных фондов.

 Учитывая, что основной ввод энергетических мощностей был осуществлен в 1960-70 г.г., в последние годы в электроэнергетике России неуклонно обостряется проблема физического и морального старения оборудования электростанций, тепловых и электрических сетей.

 Степень физического износа оборудования характеризуется составом оборудования ТЭС по возрастным группам на 01.01.2000 г.: от 5 до 20 лет –35 % ; от 20 до 30 лет-35 %; от 30 до 50 лет-30 %.

 Срок эксплуатации основного оборудования ТЭС является важнейшим фактором, характеризующим техническое состояние основного оборудования, а значит и степень актуальности техперевооружения ТЭС.

 Имеющийся задел научно-исследовательских, конструкторских, проектных работ, выполненных с участием заводов-изготовителей, позволяет ставить вопрос о техперевооружения ТЭС на базе новых технологических процессов и современного энергетического оборудования, более совершенного в конструктивном исполнении.

 Большое количество тепловых электростанций (311), многообразие типоразмеров основного оборудования (по единичным мощностям, параметрам пара, энергетическому назначению, виду топлива): 2418 энергетических котлов, 1411 паровых турбин, 725 водогрейных котлов – определили необходимость анализа состояния и путей совершенствования производства тепловой энергии по следующим критериям:

 1) Основным фактором, определяющим необходимость техперевооружения ТЭС, следует считать ресурсные условия, которые характеризуют состояние физического износа, степень промышленной безопасности и надежности оборудования, а также дают представление о моральном износе и уровне технических показателей оборудования.

 2) Критерием, определяющим необходимость техперевооружения основного оборудования ТЭС, принят срок отработки паркового ресурса паровой турбины.

 3) Техперевооружение основного оборудования ТЭС рассматривается с позиции повышения технического уровня в целом энергоблока – энергоустановки по двум направлениям:
 - замена действующего выбывающего энергоблока (энергоустановки) на основе внедрения передовой техники и технологий, что рассматривается как стратегическое обновление всего парка энергооборудования;
 - замена действующего энергоблока (энергоустановки) на модернизированное паросиловое оборудование, более совершенное в конструктивном исполнении.

 4) Практически, в реальных условиях на ТЭС имеют место и другие мероприятия по основному оборудованию, относящиеся к частичному повышению эффективности энергоблоков, которые позволяют при минимальных затратах добиться существенных улучшений технико-экономических показателей (КПД на 1,2 %, увеличение тепловой нагрузки до 15 %).

1.1.1.1.1. Техническое перевооружение ТЭС на основе новой техники

 Для ТЭЦ на природном газе предлагается рассмотреть варианты:
 - установка мощных ПГУ бинарного типа с КПД 51-53 %, а именно ПГУ-325(Т); ПГУ-170(Т); ГТЭ-110 + КУ; ГТЭ-60 + КУ, создаваемые на базе ГТЭ-110 НПП Машпроект, АР «Рыбинские моторы», ГТЭ-180 ЛМЗ, Пермский «Авиадвигатель», ГТЭ-160 ЛМЗ (лицензионная V 94,2 Сименс) и установкой котлов-утилизаторов;
 - установка малых газовых турбин с котлом-утилизатором: НК-37 + КУ; ГТЭ-25 + КУ; ГТЭ-12 + КУ; ГТЭ-6 + КУ.

 Выбор этих ГТУ объясняется возможностью серийного производства (НК-37), завершением заводских испытаний (ГТЭ-110) или перспективной разработкой (ГТЭ-180, ГТЭ-60).

 При замене оборудования ТЭЦ трудность заключается в компенсации выбывающей тепловой мощности при сохранении электрической мощности, т.к. ПГУ и ГТУ-ТЭЦ имеют существенно большую выработку электроэнергии на тепловом потреблении.

 Поэтому для увеличения отпуска тепла во всех вариантах замены турбин типа Т, ПТ, Р должны использоваться теплофикационные ПГУ и ГТУ-ТЭЦ с дополнительным сжиганием топлива в среде выхлопных газов ГТУ перед котлом-утилизатором:
 а)паровым –при замене турбин типа ПТ и Р;
 б) водогрейным – при замене турбин типа Т.

 Использование дополнительного сжигания топлива перед котлом-утилизатором позволяет изменить тепловую нагрузку в широком диапазоне – от максимального зимнего значения до нагрузки летнего горячего водоснабжения.

 При правильном выборе состава оборудования ГТУ-ТЭЦ и доли дополнительного топлива, сжигаемого перед котлом-утилизатором, возможно исключение из состава ТЭЦ пиковых водогрейных котлов.

 Потребность в крупных ПГУ(Т) до 2010 г. указана в таблице 3.

Таблица 3.

Потребность в малых ПГУ до 2010 г. указана в таблице 4.

Таблица 4.

Суммарная установленная тепловая мощность ПГУ составит 9 000 МВтт (~10 500 Гкал).

1.1.1.1.2. Техперевооружение ТЭС на основе модернизации

 Решение по модернизации газомазутных ТЭЦ на давление 13,0 МПа принято из следующих соображений. Использование ПГУ при обеспечении заданных тепловых нагрузках приводит, как правило, к увеличению электрической мощности установок.

 В этой ситуации необходимо увеличение расхода газа на электростанциях, поэтому реализация данного направления может оказаться проблематичной.

 Исходя из этого, применение ПГУ-ТЭЦ для техперевооружения с давлением 13,0 МПа должно быть обосновано в каждом конкретном случае с учетом изучения последствий следующих мероприятий:
 - снижение выработки электроэнергии на КЭС, использующих природный газ;
 - целесообразность увеличения электрической мощности в месте размещения ТЭЦ;
 - возможность выделения дополнительных ресурсов природного газа для ПГУ-ТЭЦ, учитывая эффективность его использования.

 Наиболее характерным теплофикационным оборудованием на давлении 13,0 является турбина Т-100-130. Всего на ТЭЦ установлено 164 турбины, которые составляют более 20 % установленной тепловой мощности (исключая мощность водогрейных котлов).

 До 2010 г. по условиям паркового ресурса подлежит замене 76 турбин.

 Замещающим оборудованием является турбина Т-115-130, применение которой позволит достичь годовой экономии топлива в 2010 г. в размере 655 тыс. т.у.т.

1.1.1.1.3. Мероприятия по повышению ресурса, надёжности и экономичности турбоустановок

 а) Турбины с противодавлением:

 В связи с изменением потребления тепла и электроэнергии большинство турбин типа Р находятся в резерве.

 К малозатратным мероприятиям относится снижение противодавления с использованием пара в технологических нуждах, на отопление и в пиковых бойлерах (вытеснение пиковых водогрейных котлов).

 При наличии на ТЭЦ турбин типа Т и ПТ можно использовать пар из отборов турбин типа Р для вытеснения пара отборов указанных турбин, тем самым повышая выработку электроэнергии на тепловом потреблении.

 б) Турбины мощностью 25-250 мВт:

 Основным направлением повышения экономичности теплофикационных турбоустановок является снижение потерь тепла, поступающего в конденсатор, от вентиляционного пропуска пара и пароводяных потоков.

 Уплотнение регулирующих поворотных диафрагм ЧНД позволяет свести расход пара через них до технически возможного минимума, при этом увеличение тепловой нагрузки составляет от 3 до 4 %.

 Утилизация пароводяных потоков (конденсат рециркуляции, дренажи, пар уплотнений) позволяет получить экономии тепла для турбин Т-100-130 в размере 18-22 МВт.

 Перевод системы концевых уплотнений на режим самоуплотнения практически исключает подачу пара на уплотнения турбин, т.к. уплотнения обеспечиваются паром протечек через уплотнения из цилиндров.

 Замена более высокопотенциального пара на низкопотенциальный позволяет экономить теплоту и вырабатывать дополнительную мощность на тепловом потреблении (экономия 5-7 МВтт для турбины ПТ 60-130).

 Для предварительной очистки охлаждающей воды устанавливаются самоочищающиеся фильтры. Установка шариковой очистки трубок конденсатора и фильтра предочистки позволяют повышать КПД турбины на 1-2 %.

1.1.1.1.4. Отбор тепловой энергии от энергетических котлов

 Отбор тепла от энергетических котлов требует минимальных капиталовложений и уменьшенных затрат на топливо по сравнению с производством тепла в водогрейных котлах. По сравнению с отбором от ТЭЦ он не вызывает потерь мощности турбины и способствует улучшению экологических характеристик котла по вопросам золы и оксидов азота.

 При всех преимуществах теплофикации, имеются определенные недостатки, а именно:
 - сезонность выработки тепла с получением соответствующего эффекта и отсутствие эффекта в остальное время года;
 - снижение электрической мощности энергоблока при неизменной паропроизводительности котла в случае отбора пара от турбины и соответственно необходимость восполнения потерянной мощности в энергосистеме строительством новых электростанций.

 Поэтому особого внимания заслуживает другой способ отбора тепла от энергоблоков – не от турбин, а от котлов. Его можно рассматривать как способ отбора дополнительного тепла, так и как альтернативный.

 Прогрессивным решением, взамен отбора тепла от котлов в низкотемпературных экономайзерах, является отбор тепла в высокотемпературных теплофикационных экономайзерах (ВТЭ), устанавливаемых перед воздухонагревателями.

 Естественно, что тепло, которое производится в ВТЭ, лишь частично утилизацинное, а в остальном оно содержит тепло дополнительно сожженного топлива.

 На газовом котле СКД, работающем в блоке с теплофикационной турбиной Т-250, в ВТЭ можно отобрать до 100 Гкал/ч.

 На аналогичном газовом котле СКД, работающем в блоке с конденсационной турбиной К-300, от котла удается отобрать 50 Гкал/ч.

 Сжигание в котлах низкокалорийных высоковлажных топлив сопряжено с высокой температурой уходящих газов, что позволяет обеспечивать значительную тепловую эффективность отбора тепла.

 Таким образом, при сжигании газа и низкокалорийных влажных топлив создается благоприятная ситуация отбору тепла от котлов, которое при ограниченных потребностях в нем может быть конкурентоспособным с отбором тепла от турбин по тепловой эффективности и превосходить его по отсутствию потерь электрической мощности.

 Если сопоставить отбор тепла от энергетических котлов с водогрейными котельными, то преимущество первых очевидно по следующим причинам:
 - тепло, отбираемое от энергетических котлов производится на относительно дешевом твердом топливе, а не на газе-мазуте;
 - отбор тепла не требует строительства котельной со вспомогательным оборудованием и специального обслуживания;
 - ВТЭ представляет собой дешевую конвективную поверхность нагрева;
 - отбор тепла от энергетических котлов обеспечивает снижение удельных расходов топлива на производство электроэнергии.

1.1.1.1.5. Водогрейные котлы

 Существующие системы централизованного теплоснабжения от ТЭЦ и котельных оснащены мощными газомазутными водогрейными котлами типов ПТВМ, КВГМ.

 В процессе эксплуатации этих типов котлов выявлен ряд существенных недостатков: ограничение по теплопроизводительности, низкая эксплуатационная надежность, повышенные потери тепла с уходящими газами, низкая ремонтопригодность конвективных пакетов.

 Современные достижения в проектировании и технологии производства обеспечивают уже в настоящее время переход к внедрению новых эффективных решений, позволяющих повысить теплопроизводительность, экономичность, надежность и долговечность мощных водогрейных котлов ПТВМ и КВГМ.

 Реализация реконструктивных мероприятий на котлах не является сложной технической задачей и возможна в период планового капитального ремонта, поскольку сохраняются прежние габаритные и присоединительные размеры, каркас, гидравлическая схема.

 В результате комплексного усовершенствования котла ПТВМ-100 достигаются следующие результаты:
 1. Обеспечивается повышение мощности котла на 23,2 МВт (20 Гкал/ч).
 2. Снижается температура уходящих газов на 40^о-45^оС и обеспечивается возможность работы с оптимальными избытками воздуха α =1,03-1,05, при этом достигается экономия природного газа 2,8 %.
 3. Увеличивается надежность и долговечность конвективной поверхности нагрева за счет установки оребренных труб с увеличением поперечного шага в два раза против существующего.
 4. Повышается надежность и экономичность дутьевых машин – экономия эксплуатационных расходов в два раза.
 5. Повышается эффективность и надежность котла и в целом котельной установки за счет более качественного ведения процесса сгорания и четкого соблюдения режимов эксплуатации.