2020-01-14
72
Уголь 75
Нефть 65
Гидроэнергетические ресурсы 40
Добыча, производство и потребление ТЭР.
Производство ТЭР, млн. т у. т (%) 1200 (83)
Потребление ТЭР, млн. т у. т (%) 235 (25)
Добыча нефти и конденсата, млн. т (%) 218 (69)
Добыча газа млрд. м3 (%) 550 (91)
Добыча угля, млн. т (%) 166 (61)
Производство электроэнергии, млрд. кВт*ч (%) 235 (27)
Производство централизованной тепловой энергии, млн. Гкал.(%) 345 (19)
Для ТЭК Сибири завершился длительный этап форсированного количественного роста. Максимальный уровень добычи и производства ТЭР в Сибири был достигнут в 1988 г. и составил 1914 млн. т у. т(20% мирового уровня). На 1994 г. данные приведены в таблице, откуда видно, что за 7 лет падение производства энергоресурсов составило более 700 млн т у.т или 37%. При этом добыча нефти сократилась почти в 2 раза, угля – на 1/3,производство электроэнергии –на 15%, добыча газа –на 6% несмотря на кризис в отраслях ТЭК, Сибирь и в настоящее время остаётся главной топливо- энергетической базой России и многих её регионов, обеспечивая почти половину валютных поступлений за счёт экспорта энергоресурсов. В новых формируемых условиях хозяйствования оказались нарушенными принципы комплексного прохода к прогнозированию и управлению развитием страны, регионов и отдельных территорий. Часто принимаются отраслевые и локальные решения без учёта энергетической стратегии России и согласования с регионами. Так, без должной взаимосвязи принимаются отдельные решения по освоению ямальского газа и созданию Восточно-Сибирского нефтегазового комплекса, развитию КАТЭКа и завершению строительства Богучанской ГЭС. Отсутствие комплексного решения проблем энергетики Сибири приводит к избыточности реализуемых проектов, их несогласованности по срокам и масштабам, распылению финансовых и трудовых ресурсов.
В результате, в ТЭК Сибири не разрешаются, а усиливаются кризисные явления в его развитии:
1). Имеет место нерациональный баланс котельно-печного топлива (КПТ). Если в европейских регионах России основу КПТ составляют газ и мазут, то в Сибири теплоэнергетика по-прежнему остаётся «угольной» отраслью (табл.).
Таблица.
Структура топливоснабжения электростанций России, %.
| Регион | Топливо | |||
| газ | мазут | уголь | прочие | |
| Северный | 32 | 30 | 34 | 4 |
| Северо-западный | 48 | 40 | 8 | 4 |
| Центральный | 76 | 10 | 12 | 2 |
| Центрально-Чернозёмный | 79 | 18 | 2 | 1 |
| Волго-Вятский | 56 | 34 | 8 | 2 |
| Поволжский | 80 | 18 | 1 | 1 |
| Уральский | 69 | 4 | 26 | 1 |
| Западно-Сибирский | 48 | 5 | 46 | 1 |
| Восточно-Сибирский | 13 | 4 | 80 | 3 |
| Дальневосточный | 10 | 15 | 74 | 1 |
| Россия в целом | 56 | 13 | 29 | 2 |
В результате такой структуры КПТ во многих городах и промышленных центрах Сибири сложилась тяжёлая экологическая обстановка: загрязнение воздушного бассейна в ряде городов превышает ПДК по пыли в 4-18 раз, по окислам серы-до 4 раз, по окислам азота-до 6-7 раз, а концентрация тяжёлых металлов в почве в десятки раз. При этом доля теплоэнергетики в загрязнении воздушного бассейна достигает 60-70%. Это связано с низким техническим уровнем многих энергетических объектов, в Сибири продолжает действовать свыше 30000 мелких котельных. В ОЭЭС Сибири доля агрегатов со сроком службы более 30 лет составляет около 11% и со временем рост доли устаревшего оборудования имеет экспоненциальный характер.
Таблица.
Возрастной состав агрегатов ТЭС России, % (1994г.)
| ОЭЭС | Установленная | Срок службы, лет | |||
| мощность млн.кВт | >40 | >30 | >20 | >10 | |
| Северо-Запада | 15,2 | 7,2 | 17,1 | 34,9 | 77,6 |
| Центра | 57,5 | 2,1 | 13,4 | 35,7 | 71,8 |
| Северного Кавказа | 11,6 | 1,7 | 9,5 | 45,7 | 82,8 |
| Средней Волги | 24,8 | 0,4 | 13,7 | 37,9 | 62,1 |
| Урала | 42 | 2,1 | 14 | 38,1 | 71,4 |
| Сибири | 46,2 | 0,6 | 10,6 | 48,5 | 77 |
| Дальнего Востока | 7,2 | "- | 5,6 | 25 | 47,2 |
| Изолированные ЭЭС | 4,2 | "- | 2,4 | 23,8 | 59,5 |
| Всего по России | 208,7 | 1,9 | 12,5 | 39,2 | 71,7 |
2). Нарушены пропорции в структуре элетро- и теплогенерирующих мощностей, что приводит к нерациональным режимам работы энергосистем, появлению избыточных и дефицитных районов по электроэнергии. Так, в Сибири в настоящее время имеются избытки электроэнергии в Красноярском крае, Тюменской и Иркутской областях и дефицит на юге Западной Сибири и Бурятии (табл.)
Таблица.
Самообеспеченность регионов Сибири, млрд.кВт*ч (1993г.)
| РЭЭС | Электропот- | Производство | Дефицит (-) |
| ребление | электроэнергии | Избыток (+) | |
| Омская | 12,3 | 8,9 | -3,4 |
| Новосибирская | 15,6 | 9,2 | -6,4 |
| Барнаульская | 13,1 | 6,1 | -7 |
| Томская | 5,9 | 1 | -4,9 |
| Кузбасская | 34,7 | 24,4 | -10,3 |
| Красноярская | 49,3 | 68,8 | 19,3 |
| Иркутская | 50,8 | 62,6 | 11,8 |
| Бурятская | 5,8 | 4,4 | -1,4 |
| Читинская | 7,4 | 5,1 | -2,3 |
| ОЭЭС Сибири | 194,9 | 190,3 | -4,6 |
3). Расстроены межтерриториальные связи, что привело к использованию неэффективных источников топлива и энергии, росту цен на них. Рост железнодорожных тарифов привёл к тому, что цены на восточносибирские угли на Дальнем Востоке оказались сопоставимыми с ценами на австралийский уголь (табл.)
Таблица.
Цены на топливо, электро- и теплоэнергию, III кв. 1995г.
| Энергоносители | Россия в среднем | Иркутская | Хабаровский | г.Магадан |
| I кв. 1995г. | область | край | ||
| Местный уголь, $/т у.т | 49 | 38 | 49 | 78 |
| Привозной уголь, $/т у.т | "- | 35 | 105 | 90 |
| (КАУ) | (Азейский) | (Ургальский) | ||
| Импортный уголь, $/т у.т | "- | "- | 83 | 95 |
| Природный газ,$/т у.т | 35 | "- | 69 | "- |
| Нефть сырая, $/т | 55 | 70 | 130 | "- |
| Мазут, $/т | 78 | 78 | 172 | "- |
| Дизтопливо, $/т | 194 | 210 | 325 | 332 |
| Электроэнергия, цент/кВт*ч | 2,9 | 0,8 | 6,3 | 5,6 |
| Теплоэнергия, $/Гкал | 13,6 | 10,8 | 35,7 | 36,7 |
Для справки: цены на Лондонской нефтяной бирже в III квартале 1995г.: сырая нефть-120 $/т, мазут-99 $/т, дизтопливо-156 $/т.
4). Отсутствуют чёткие приоритеты в очерёдности освоения ТЭР, что влечет за собой распыление инвестиций и замораживание сроков освоения важнейших для региона и страны топливно-энергетических баз.
5). Для нефтяной промышленности Сибири начался сложный этап её развития, связанный с вовлечением месторождений, меньших по запасам, залегающих на больших глубинах и имеющих более сложную структуру, что приводит к значительному увеличению общих и удельных затрат на подготовку и добычу сырья.
К этому следует добавить развал геологоразведочных, научно-исследовательских и проектно-изыскательских работ, отсутствие чёткой структуры и экономических механизмов управления энергетикой регионов и др.
Все разработанные в бывшем СССР энергетические программы отличались потребительским отношением к Сибири и игнорированием её социально-экономических проблем. Распад СССР и потеря портов на Балтике и Чёрном море, политические и экономические проблемы транзита при экспорте ТЭР через страны СНГ и общемировое значение азиатско-тихоокеанского региона (АТР) диктуют стратегическую важность для России восточного геополитического направления. В отношении ТЭК Сибири и Дальнего Востока возникают новые комплексные проблемы:
- выбор общей приоритетной стратегии развития;
- создание общего рынка топлив и электроэнергии с учетом их экспорта на Восток и Запад;
- освоение новых ресурсов нефти и газа и строительство магистральных нефте- и газопроводов в восточном направлении;
- перестройка структуры электроэнергетики и угольной отрасли с учетом возможного экспорта в восточном направлении.
К числу приоритетных направлений энергетической стратегии Сибири необходимо отнести следующие:
- энергосбережение и рациональное природопользование в энергетике;
- структурно-технологическое преобразование ТЭК;
- коренное совершенствование баланса КПТ: использование природного газа, газификация углей, переработка и облагораживание углей;
- разработка и реализация крупных топливно-энергетических программ: газ Ямала, Восточно-Сибирский нефтегазовый комплекс, КАТЭК;
- надёжное электро-, топливоснабжение северных и изолированных потребителей;
- широкомасштабное вовлечение нетрадиционных возобновляемых источников энергии.
В качестве приоритетного направления государственной и региональной политики может стать развитие газовой промышленности Сибири в восточном геополитическом направлении.
Здесь возможно несколько вариантов:
1).сооружение транссибирской газовой магистрали (ТГМ): север Тюмени (СРТО) - Красноярск - Иркутск - Улан-Уде – Чита – Китай – Южная Корея с последующим подключением Якутии.
Эффективность подкрепляется следующими положениями:
а) достаточность месторождений СРТО и полуострова Ямал;
б) низкое качество топлива, используемого в Сибири и Дальнем Востоке;
в) приоритетные потребители, такие как химические комплексы, коммунально-бытовая сфера, ТЭС и десятки тысяч котельных, смогут потреблять млрд.м3 газа в год;
г) подключение к ТГМ Восточно-Сибирского нефтегазового комплекса обеспечит надёжность газоснабжения;
д) потребность в природном газе Китая, Южной Кореи и Японии в ближайшие десятилетия оценивается в 100-150 млрд.м3 в год, что обеспечивает стабильное потребление;
е) в странах АТР (США, Япония, Южная Корея) имеются планы глобальных межнациональных систем энергоснабжения, в которых Россия обязана участвовать;
ж) имеются конкуренты по доставке газа в Китай и Южную Корею из Туркмении;
з) имея опыт строительства мощных газовых магистралей на Запад, ТГМ может быть построена за несколько лет.
2). Ресурсы природного газа Сибирской платформы с целью удовлетворения внутренних потребителей и подачи газа в Китай и Южную Корею.
Сибирская платформа уже сейчас обладает крупными месторождениями газа:
- в центральной части Красноярского края – Собинское;
- в Иркутской области – Ковыктинское;
- в Якутии – Средневелюйское, Среднетюнгское, Чеяндинское.
Эти месторождения могут обеспечить ежегодно 40-50 млрд.м3 природного газа. Оценивая внутренние потребности региона в 17-21 млрд.м3 в год, то подача газа в ТГМ может составлять 25-30 млрд.м3 в год. В качестве газового месторождения и первоочерёдности разработок необходимо принять Ковыктинское. По состоянию на 1.01.95г. запасы газа в нём составили 870 млрд.м3, а предполагаемые – 1100 – 1200 млрд.м3. Уже подготовленные к эксплуатации запасы позволяют добывать 25-30 млрд.м3 в год.
Одним из предпринятых направлений развития ТЭК Сибири является освоение нефтегазовых месторождений Восточной Сибири, которые могут снять напряжённость в Западной Сибири по добыче нефти и обеспечить бездефицитность России в продуктах нефтепереработки. Крупные месторождения нефти Сибирской платформы:
- Красноярский Край – Юрубченское;
- Иркутская область – Верхнегонское;
- Якутия – Талаканское и Средне-Бомуобинское;
Запасы нефти на Сибирской платформе оценивались в 1994 году в 1300 млн.т, а реализуется примерно 9-11%. Есть все основания создания в Восточной Сибири нефтяной промышленности с ежегодной добычей 25-30 млн.т. Это обеспечит собственные потребности и поставки нефти и нефтепродуктов на Дальний Восток и на экспорт.
Развитие газовой и нефтяной промышленности на территории Восточной Сибири создадут благоприятные условия для развития экономики региона, но породят социально- экономические проблемы в угольной промышленности. Так, только для Иркутской области вовлечение в ТЭБ 5-6 млрд.м3 природного газа приведёт к вытеснению из него 9-10 млн.т угля.
Анализ рынка угля показывает, что зона использования КАУ распространяется в основном в заданном направлении, а устойчивый спрос иркутских углей имеется только на Дальнем Востоке, где они конкурируют с местными углями. Но реальная энергетическая политика Дальнего Востока ориентируется на самобаланс по ТЭР.
По этому для обеспечения рынка сбыта сибирских углей (КАУ и иркутские) необходимо установить долгосрочные связи с потребителями регионов различной формы, организации переработки угля переработки угля. Здесь перспективной представляется переработка восточно- сибирских углей в метанол, потребность которого в мире оценивается в 50-75 млн.т. только для добавок к моторному топливу. Рынок метанола очень большой и экономически эффективен: экспорт, моторное масло, жидкое топливо у мелких тепловых потребителей. Особенно эффективность метанола обеспечивается при росте цен на нефтепродукты и ужесточении экологических ограничений.
Кроме переработки углей в метанол необходима организация термического облагораживания низкосортных углей Восточной Сибири. Высоко калорийное и экологически чистое твёрдое топливо в виде брикетов в первую очередь должны использоваться у бытовых потребителей и в мелких котельных.
Проблема энергоснабжения северных регионов Сибири особая задача из-за ряда особенностей этой зоны: удалённость и труднодоступность потребителей, дефицитность многих из них по топливу и электроэнергии, малая концентрация нагрузок, повышение требования к надёжности оборудования. Повышенная ранимость экосистемы. Всё это требует не стандартных технических и экономических решений. Потребительское отношение к природным ресурсам северных территорий обусловили особое состояние энергетики и наличие большого числа мелких не экономичных энерго источников.
Характеристика энергетики северных районов Восточной Сибири (1990 год.)
Таблица
| Характеристика | Показатель | ||
| площадь, млн.м2 | 1,8 | ||
| Численность населения млн.ч | 0,48 | ||
| Электропотребление млрд.кВтч | 11,24 | ||
| Топливопотребление: | |||
| `-DЕС, тыс.т у.т. | 270 | ||
| `-котельные, тыс. т у.т. | 1200 | ||
| количество DЕС, шт. | 600 | ||
| Средняя единичная мощность | |||
| DЕС, кВт | 300-400 | ||
| количество котельных, шт. | 500 | ||
| Средняя единичная мощность | |||
| котельной, Гкал/ч | 2 | ||
| удельный расход топлива | |||
| кг у.т/Гкал | 240-320 | ||
| цена дизельного топлива | |||
| млн.руб/т (1996г.) | 3-5 | ||
Северные районы составляют 44% территории Восточной Сибири и на них проживает всего около 5% населения, а потребление электроэнергии – 8%.
Для сравнения отпускная цена дизельного топлива на заводах составила на 1.01.96г. 1-1.2 млн.руб/т, а увеличение в 3-4 раза по месту использования связано со стоимостью транспорта топлива.
Более подробно условия электропотребления северных районов рассмотрим на примере Иркутской области.
Низкая плотность и концентрация электропотребителей северных районов Сибири и ориентация на сомообеспечение и самобаланс в ТЭР делает перспективным использование не традиционных невозобновляемых источников энергии: ветроустановок, солнечных установок, биогаза и т.д. Возможно строительство мини АЭС повышенной безопасности.
Для решения вышеперечисленных проблем развития ТЭК Сибири (и не только ТЭК, а комплексного развития всех субъектов Сибири) организована Межрегиональная ассоциация “Сибирское соглашение” (МАСС).
Главными задачами деятельности МАСС в области энергетики:
На федеральном уровне:
- представительство интересов региона при рассмотрении, согласовании и принятия решения по всем основным вопросам развития и функционирования ТЭК России и его отраслей;
- отслеживание и корректировка Энергетической стратегии России в плане обоснованной реализации её основных положений, приоритетов, генеральных схем развития топливно – энергетических отраслей и программ научно- технического прогресса в ТЭК;
- государственная поддержка освоения топливно- энергетических баз Сибири и реализации межрегиональных и экспортных энергетических проектов;
- формирование и правовое обеспечение общих положений целевой, инвестиционной налоговой политики, наделённой на социально – экологическую эффективность использования Сибирских ТЭР на внутреннем и мировом, рынках энергоресурсов;
- создание условий для формирования оптовых региональных и межрегиональных рынков топлива и электрической энергии.
На региональном общественном уровне:
- разработка и периодическая корректировка энергетической стратегии Сибири с учётом изменения условий как на федеральном уровне, так и на уровне субъектов;
- подготовка и экспертиза законопроектов, постановлений федеральных и местных органов по вопросам энерго -, топливообеспечения потребителей Сибири;
- формирование и согласование межрегиональных цен и тарифов на ТЭР и объёмов их поставок;
- проведение экспертиз инвестиционных, инновационных и других проектов, затрагивающие интересы нескольких территорий;
- выбор приоритетов и очерёдности инвестирования энергообъектов, имеющих общерегиональное значение;
- создание организационных и инвестиционных фондов.
На территориальных условиях:
- разработка и корректировка энергетических программ для своих территорий;
- разработка законодательной базы, обеспечивающей создания на территориях социально- ориентированной и экологически чистой энергетики;
- формирование налоговой политики, рентных платежей, стимулирующих высококачественное использование ТЭР;
- формирование территориальных цен и тарифов на ТЭР;
- обеспечение бесперебойного энерго-, топливоснабжения потребителей;
- разработка механизмов реализации энергоснабжения;
- обеспечение рациональных масштабов вовлечения местных ТЭР и нетрадиционных источников энергии.
Выводы по анализу и проблемам ТЭК Сибири:
1.Сибирь даёт 75% всех производимых в России ТЭР.
Однако все ранее разработанные энергетические программы отличались потребительским к ней отношением, игнорировали её социально – экологические и экологические проблемы, а также не учитывали принципиально новые задачи самоутверждения России в Восточном геополитическом направлении и Азиатско – Тихоокеанском регионе.
2.Необходима специальная энергетическая стратегия Сибири (ЭСС) с приоритетными направлениями: форсированное создание и развитие газовой промышленности в восточном геополитическом направлении с целью газификации Сибири и Дальнего Востока и экспорта в страны АТР; обеспечение устойчивого развития угольной промышленности, обеспечение природоохранного и эффективного топливо и энерго снабжения зон Севера, Байкала и др.
3.Разработка ЭСС должна активизировать роль межрегиональной Ассоциации «Сибирское соглашение», а также определить задачи и ответственность органов власти различных уровней (федерального, общесибирского и территориальных) по формированию энергетических программ, их корректировки и выполнению.
4.5 СОВРЕМЕННЫЕ ПРБЛЕМЫ ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКИ.
Теплоэнергетика как наука, изучающая способы и системы использования теплоты сгорания топлива и превращения тепловой энергии в другие её виды (прежде всего в электрическую) оказывает важнейшее влияние на экономику страны. Уровень состояния теплоэнергетики в стране во многом определяет возможность развития других отраслей народного хозяйства и в конечном итоге технический прогресс. Об этом свидетельствуют последние годы, когда кризисное состояние ТЭК страны, вызвавшее недопустимый скачок цен на энерго ресурсы, привело к резкому спаду производства необходимых товаров, почти полной остановке речного флота, экономической убыточности многих предприятий. Кроме того, многократное увеличение на электрическую и тепловую энергию не привело к ожидаемому уменьшению их удельных расходов и экономии топлива. Так, при уменьшении производства всех видов продукции в 2-3 раза общий расход электроэнергии уменьшился всего на несколько %. Причин этому много и, вероятно, главными являются разрушение экономических связей и экономический хаос. Не малое значение имеет и технический застой в теплоэнергетики. Эксплуатируется изношенное устаревшее оборудование, сохраняются низкоэкономичные системы теплоснабжения с высокой аварийностью и громадными потерями энергии. Всё это приводит к ежегодному перерасходу 100 млн.тонн топлива.
Главной проблемой, которую необходимо решать не медленно, это создание новых типов теплоэнергетических установок, позволяющих снизить удельный расход топлива на выработку электроэнергии на 35-40%. Это вполне реальная цифра, если сравнить КПД современных КЭС в 38% с КПД новых ПГУ в 52-54%. При этом важно повысить надёжность работы оборудования и установок в целом, т.е. достижения высокой экономичности ПГУ при наиболее простой их тепловой схеме. По этой причине не получили распространение ГТУ по схеме проф. В.В. Уварова, поскольку в одном энергоблоке комплектуется 7-8 турбин и компрессоров. По этому решающее значение приобретает выбор термодинамического цикла ТЭС. Ещё 30 лет назад в книге «Парогазовые установки ЭС» (М.: Энергия, 1965г.) А.И. Андрющенко показал, что наилучшим циклом ПГУ является бинарный, с высокотемпературным сжатием воздуха и «Треугольным утилизационным паровым циклом». За рубежом опыт развития ПГУ подтвердил это.
Улучшение экологических показателей не всегда снижает экономичность работы ТЭС. Примером служит впрыск воды в сжатый воздух в ГТУ с регенерацией. Насыщение воздуха в таких ГТУ повышает эффективность регенерации, снижает температуру уходящих газов, а в камере уменьшается образование окислов азота.
В ГТУ применяется природный или искусственный газ, попытки применять другие газы в качестве рабочих тел не дали должного эффекта. Здесь может выступить ограничением рабочие температуры материалов, которые в настоящее время не превышают 800 0С. Пол этой же причине чисто паротурбинные установки, не смотря на достижение самых низких температур отвода теплоты в цикле, не позволяют повысить КПД КЭС с выше 45% при самых ультравысоких параметрах и усложнениях цикла.
Когда закончится «газовый бум», главным видом энергетического топлива станут угли. Уже десятки лет энергетики многих стран пытаются создать ГТУ работающей на твёрдом топливе, а также эффективные установки по его газификации. Не даёт должных результатов подземная газификация углей. Остаётся перспективным сжигание твёрдых топлив в паротурбинных установках. Но попытки создания энергоблоков на сверхвысокие параметры («ультравысокие») – давление 35 МПа и температура пара 650 0С с трёх кратным перегревом не обеспечит КПД более 45%, а КПД перспективных ПГУ на угле более 50%.
Особое значение для достижения экономии топлива имеет теплофикация. Согласно общепринятому определению под этим термином понимается централизованное теплоснабжение потребителей теплоты на базе её комбинированной выработки на ТЭЦ. В 30-е годы, когда в нашей стране быстрыми темпами развивалась теплофикация, достигалась огромная экономия топлива. Она достигалась как за счет вытеснения отопительных котельных с КПД меньшим на 1/3 котлов ТЭЦ, так и за счет выработки электроэнергии, которая на блочных КЭС производилась с КПД около 0,25.
Однако за прошедшие десятилетия произошли существенные изменения в экономичности действующих теплофикационных систем. Прежде всего, КПД КЭС вырос до 0,38-0,40, а КПД индивидуальных отопительных установок на природном газе выше, чем на ТЭЦ.
Если же учесть затраты на перекачку сетевой воды в крупных и сложных системах теплоснабжения, её утечки и тепловые потери в сетях, то сама централизация теплоснабжения теперь вызывает не экономию, а значительный перерасход топлива в энергосистеме. В этих условиях общая экономия топлива в системе достигается при высокой концентрации тепловых потребителей и значительном увеличении выработки электроэнергии на тепловом потреблении. Имеется и второй путь–создание централизованной теплофикации на базе мелких ПТУ или ДВС, размещаемых совместно с экономичными котлами-утилизаторами.
Полная автоматизация мини-ТЭЦ при установке их непосредственно у потребителей обеспечивают высокую их экономичность. Экономический эффект достигается главным образом за счет уменьшения капиталовложения и повышения надёжности теплоснабжения.
Эффективность теплоснабжения можно повысить за счет совместной работы основных ТЭЦ и мини-ТЭЦ, последние работают в пике графика теплофикационных нагрузок.
Для обоснованного выбора той или иной системы теплофикации и типа оборудования мини-ТЭЦ, надо иметь соответствующие показатели их работы и эффективности. В настоящее время практически нет объективного универсального системного показателя эффективности ТЭЦ и систем теплофикации. Используемая сейчас Минэнерго КПД ТЭЦ по выработке электроэнергии и соответствующий ему удельный расход топлива (ВЭ) оказывается независящим от совершенства цикла ТЭЦ и удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении. К этому следует добавить, что практически не учитывается, что отпускаемая тепловая энергия участвовала предварительно в выработке электроэнергии.
А физический метод распределения затрат на топливо и другие составляющие издержек односторонне направлен на повышение экономичности только электрической энергии. Этим самым повышается стоимость тепловой энергии, и потребителям стало экономичнее покупать тепловую энергию у местных источников, чем у ТЭЦ (или организаций типа «Теплоэнерго»).
Рассмотренные выше задачи направлены на достижение экономии топлива при производстве тепловой энергии. Не меньшую, а, пожалуй, большую экономию топлива можно получить путём энергосбережения у потребителей. Здесь эффект проявляется как в снижении мощности теплоподготовительных установок, так и в снижении платы потребителей. Для этого необходима целевая программа энергосбережения при материальной поддержке предприятий со стороны государства и региональных властей.
Мы уже рассмотрели некоторые возможности и перспективы ГТУ и ПГУ средней и малой мощности (мини-ТЭЦ). Возрастающая роль мини-ТЭЦ обусловлена и новыми условиями развития энергетики страны:
- значительное сокращение централизованных инвестиций в развитие электроэнергии и теплоснабжения и переход к финансированию строительства мини-ТЭЦ за счет внебюджетных фондов, собственных средств энергосистем, бюджетов потребителей энергии;
- значительный рост тарифов на электроэнергию, отпускаемую крупными энергообъединениями, что стимулирует потребителей создавать собственные электро- и тепловые источники;
- повышение требований к экологической чистоте объектов теплоэнергетики, что может быть решено путём развития теплофикационных ГТУ и ПГУ;
- необходимость рационального использования природного газа, что обеспечивается в первую очередь на теплофикационных установках;
- стремлением отдельных предприятий и энергообъединений к самобалансу производства и потребления энергии;
- конверсия предприятий оборонного комплекса, перевод заводов-изготовителей авиационных и судовых газотурбинных агрегатов (ГТА) на нужды стационарной энергетики.
Важным преимуществом теплофикационных ГТУ небольшой мощности (мини-ТЭЦ) является возможность блочной поставки и быстрого ввода в эксплуатацию в любой местности.
Применение мини-ТЭЦ с ГТУ в нашей стране сдерживается из-за несогласованных действий разработчиков и изготовителей ГТА и электрогенераторов к ним, котлов-утилизаторов, компрессоров и других комплектующих агрегатов и средств автоматики. Основным фактором сдерживания изготовителей и проектировщиков является экономическая неопределённость условий эксплуатации и рынка сбыта.
Теплофикационные установки малой мощности могут быть созданы на основе ГТА, разработанных НПО им. В.Я.Климова (табл.4.8), и ГТА средней мощности с разрезным валом, изготавливаемых на заводах России и Украины (табл. 4.9).
