Стратегические задачи теплофикации Петербурга



Редакция выражает благодарность директору ТЭЦ-1 Б.Антонову, академику С. Чистовичу (АЦТЭЭТ), директору ЗАО «Энергопотенциал» В.Иванову, директору СЗ ТЭЦ А.Блинову, зам.гл.инженера «Тепловой сети АО Ленэнерго» Е.Хачатурову, директору АО «Энергоформ» В.Володкевичу, замдиректора корпорации «ТВЭЛ»\?. МакаренЩза материалы, представленные для подготовки данной информации.


В 1999 г. исполняется 75 лет отечественной теплоэнергетике. Пионером этой отрасли стал Ленинград, а ее первенцем - городская электростанция №3 (ГЭС-3), построенная в 1897-1898 гг. бельгийской фирмой «Electricite et Hydraulique» из Шарлеруа. Пусковую мощность станции 7000 кВт обеспечивали 26 паровых котлов фирмы «Фицнер и Гампер» и 20 па-родинамо (паровые котлы и генераторы) завода братьев Саксенбург в Росслау.
В 1924 г. ГЭС-3, расположенная по наб. р. Фонтанки 104, была переоборудована в теплоэлектроцентраль ТЭЦ-3, тем самым положив начало централизованному теплоснабжению (ЦТС) в нашей стране. Первыми абонентами ЦТС стали: в ноябре 1924г. - жилой дом №96 (72 квартиры) по наб.р. Фонтанки, а в январе 1925 г. - бани на Казачьем переулке у Витебского вокзала.
Авторами данного проекта были гл.инженер ГЭС-3 Л.Л.Гинтер и профессор ЛЭТИ В.В.Дмитриев, которые впервые доказали возможность транспортировки теплоносителя на большое расстояние и реализовали на практике способ комбинированной выработки тепла и электроэнергии (КВТЭ) - самый эффективный принцип повышения топливной экономичности энергоустановок и по сей день. Как известно, средний КПД тепловой электростанции составляет 45%, и 55% внутренней энергии топлива преобразуется в тепловую энергию, утилизация которой в системах КВТЭ повышает общий КПД энергоисточников до 80-90%.
В последующие десятилетия, и, особенно, за последние 50 лет, теплоэнергетика стала важной отраслью народного хозяйства страны, имеющей огромное социально- экономическое значение. Ставка на мощные предприятия энергетики отвечала экономической политике СССР: благодаря масштабам централизованного финансирования создавались предприятия, способные решать энергетические проблемы крупных городов и даже регионов. В итоге, к началу 90-х годов до 80% всей вырабатываемой в СССР тепловой энергии приходилось на долю ЦТС.
Однако, за последние годы, в условиях экономического кризиса, вызвавшего рост тарифов на энергоносители, сокращение инвестиций на развитие, модернизацию предприятий энергетики и их тепловых сетей, обнажались стратегические просчеты технической политики государства в этой сфере. Стало очевидным, что в существующем виде отечественные системы ЦТС полностью дискредитировали себя крайне неудовлетворительными, по современным меркам, показателями долговечности, надежности и уровня теплопотерь. Сложилась ситуация, которая сегодня не устраивает ни потребителей тепла, ни энергетиков.
По официальным данным, приведенным в одном из отчетов корпорации "ТВЭЛ", в Россий-
ской Федерации при производстве, транспортировке и распределении тепловой энергии непроизводительные затраты топлива достигают 180 млн.т условного топлива в год, или 38% его расхода, что эквивалентно потере не менее $7.О млрд.
К таким разорительным итогам привела техническая политика прежнего Госстроя СССР: строить теплосети при минимизации капиталовложений, используя самые "экономичные", т.е. самые дешевые строительные конструкции, изоляционные материалы и технологии. В то же время, для трубопроводных систем нефтегазовой промышленности и атомной энергетики действовали совершенно иные нормы и требования качества.
По данным Госстроя РФ, на тепловых сетях ЦТС - а их общая протяженность в двухтрубном исчислении составляет около 125 000 км, - потери тепла достигают: 15-20% через изоляцию трубопроводов и 10-15% за счет утечек при нарушении герметичности сетей. Так теряется практически вся экономия топлива, получаемая при комбинированной выработке тепла и электроэнергии.
Есть ли альтернатива ЦТС?
Сегодня энергосбережение стало одним из приоритетов государственной политики РФ, что нашло отражение в Федеральной целевой программе "Энергосбережение России" на 1998-2005гг., подпрограмме "Энергосбережение в жилищно-коммунальном хозяйстве", утвержденной Правительством РФ в январе 1998 г. , а также в других документах.
Один из путей решения поставленных задач - переход к энергосберегающим видам инженерного оборудования. При этом, обсуждая перспективные технические решения в области теплофикации, нередко говорят об автономных источниках теплоснабжения как о
реальной альтернативе системам ЦТС. Высказываются даже идеи "поэтапной замены центрального отопления как во вновь строящихся или реконструируемых жилых дрмах, так и в существующих жилищах при условии, что существует целесообразность применения данного варианта теплоснабжения" (проект "Газ-комфорт").
Обычно, при инвестиционной оценке возможных вариантов теплоснабжения ограничиваются сравнением их технико-экономических показателей, которые учитывают объем капиталовложений, эксплуатационные затраты, срок окупаемости, рентабельность проектов, их экологические показатели. И, как правило, не дается их сравнение по уровню их надежности. По мнению Б.И. Антонова такого рода оценки некорректны и неправомочны: замена одного энергоисточника другим допустима только в том случае, если обеспечены адекватные требования безопасности и надежности. Рассматривая разные энергоустановки как сложные технические системы, надежность которых зависит от их структуры, наличия дублирования и резервирования функций их отдельных элементов, Б.И. Антонов считает: ТЭЦ, большие котельные ГП "ТЭК СПб" и автономные модульные котельные, в силу разнородности структур, являются сложными системами с различным уровнем резервирования и надежности; по этой причине модульные котельные не могут конкурировать с ТЭЦ.
Дания, Финляндия, Швеция и Голландия активно стимулируют применение принципов КВТЭ и централизованного теплоснабжения. Это подтверждается данными, которыми располагают Е. Хачатуров, В. Володкевич и другие.
Между тем, В. Володкевич полагает, что применение модульных автоматизированных котельных следует рассматривать как путь решения конкретных, наиболее острых задач теплрснабжения отдельных объектов.
Применение таких установок в центре горрда оправданно по следующим причинам:
реконструкция или развитие теплосетей во многих местах затруднены из-за высокой плотности подземных коммуникаций; кроме того, стоимость прокладки новых сетей здесь необоснованно велика;
для установки современных котлоаг-регатов мощностью от 0,6 до 2,0 Гкал/ч не требуются помещения большой площади, котельная может размещаться на крыше здания, либо на прилегающей к нему территории;
с помощью средств автоматизации кот-лоагрегатов можно контролиррвать рациональное испрльзование и расход тепла, избавиться от утечек теплоносителя и т.д.
В целом же, слухи о грядущей кончине ЦТС явно преувеличены.

Пути снижения теплопотерь и повышения надежности сетей ЦТС Петербурга
Санкт- Петербург - самый большой мегаполис северных широт, имеющий к тому же одну из крупнейших в мире систем ЦТС. Ее тепловую нагрузку примерно поровну обеспечивают ТЭЦ АО "Ленэнерго" и предприятия ГП "ТЭК СПб" (свыше 600 котельных разной мощности). Общая протяженность магистральных и внутри-квартальных теплотрасс (диаметром от 1400 до 57 мм) достигает в двухтрубном исчислении почти 3000 км. Более 50% из них прослужили свыше 15 лет и имеют малый остаточный ресурс. Причины этого: изоляция низкого качества (армопенобетон и др.), открытая система водоразбора, ненадежная работа деаэраторов, работа теплосетей в переувлажненных грунтах и отсутствие защиты от наружной и внутренней электрохимической коррозии.
По данным отчета корпорации "ТВЭЛ", средние сроки службы теплопроводов в 1,5-2,0 раза ниже нормативных и не превышают: 10-12 лет для магистральных и 6-10 лет для внут-риквартальных сетей. В итоге, среднегодовое количество аварий составляет около 2,5 на 1 км теплотрассы, что в сотни (!) раз превышает показатели надежности систем ЦТС европейских стран. И за все это расплачивается потребитель.
Для снижения теплопотерь и повышения надежности теплопроводов целесообразно вести работу по нескольким направлениям, - считает Е. Хачатуров. Прежде всего, необходимо менять идеологию технических подходов к проблеме. За рубежом при строительстве тепловых сетей расходуют в десятки раз больше средств, но зато в сотни раз меньше тратят их за период эксплуатации.
У нас же еще совсем недавно проблема повышения надежности теплосетей напрямую связывалось с количеством заменяемых труб. За последние 20 лет объемы ремонтных работ неуклонно снижаются, а количество аварий - постоянно растет.
Для снижения теплопотерь, безусловно, надо применять современные гидроизоляционные материалы и способы защиты от электрохими-
ческой коррозии. Но теплопроводы такого типа, тем не менее, следует оснащать встроенными системами контроля состояния изоляции, а также обращать особое внимание на соблюдение требований по герметичности стыков.
Но и тотальной замены труб вовсе недостаточно для достижения требуемой надежности теплотрасс. Необходимо научиться точно определять параметры их технического состояния, режимов работы, остаточного ресурса и т.д., используя для этого современные информационные технологии. С этой целью на предприятии "Тепловая сеть АОЛенэнерго" развивается автоматизированная информационная система, с помощью которой планируется решать различные технологические задачи производства на качественно новом уровне.
Высокая степень детализации входных данных для каждого участка теплотрассы (характеристики грунта, конструкции трубопровода, параметры теплоизоляции, срок эксплуатации, параметры нагрузки, количество повреждений и др.) и автоматизированная обработка этих данных позволяет точно прогнозировать развитие ситуаций и своевременно принимать необходимые меры.
Для эффективной работы в этом направлении Е.Хачатуров считает важным создание инженерной службы диагностики, которая, используя современные технические средства, сможет регулярно проводить исследования по оценке остаточного ресурса теплопроводов.
Реализация всех этих мер позволит в несколько раз сократить потери тепла и снизить аварийность сетей ЦТС.

Энергоснабжение центра Петербурга
Какой же будет программа теплофикации Петербурга в стратегическом плане, и каковы мнения специалистов на этот счет?
Начнем с исторического центра, энергоснабжение которого сегодня выполняет комплекс, объединяющий мощности ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3. И сами эти объекты, и их абоненты занимают особое место. Как считает директор ТЭЦ-1 Б.И.Антонов, надежное энергоснабжение центра города, где сосредоточены сокровищницы мировой культуры ("Эрмитаж", "Русский музей" и др.), больницы, административные здания, банки - всегда было приоритетной задачей. Достаточно сказать, что в годы блокады ТЭЦ-1 была единственной станцией, которая ни на день не прекращала работу. Надежно работает она и сейчас, хотя по техническому уровню и физическому износу оборудования давно нуждается в модернизации: некоторые котлы работают с 1914 и даже 1911 года!!! Еще 15 лет назад совместно с институтом "ВНИПИэнергопром" предлагался проект модернизации - намечалось ввести в строй 5 новых энергоустановок и одновременно вывести из эксплуатации 200 мелких котельных в городе. До сих пор этот проект не реализован, а вместо него сейчас предлагается сомнительный вариант энергоснабжения центра города, подготовленный фирмой "Imatran Voima" (IVO), Stockholm Energy AB (SE). В этом варианте предлагается обеспечить тепло- и энергоснабжение центра от одного источника - ТЭЦ-1, а генераторы ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3
должны прекратить работу. По оценке ряда специалистов, воплощение этого плана будет не только весьма дорогостоящим (потребуются колоссальные материальные затраты на развитие тепловых и электрических сетей, обеспечивающих связи районов трех ныне действующих станций), но и существенно снизить надежность энергоснабжения исторического центра СПб одним энергоблоком мощностью 140МВт-240 Гкал/ч без достаточного резерва. Следует максимально сохранить сложившуюся схему энергоснабжения центра, состав его потребителей, обеспечив их надежное снабжение от трех имеющихся источников, взаимнодополняющих и резервирующих друг друга. Нужна только поэтапная модернизация этих станций.

Северо-Западная теплоэлектроцентраль
Петербург активно участвует в Федеральной целевой программе "Тепло и энергия". Ее задача - создание экономичных парогазовых и газотурби—ых установок и строительство на их основе до 2000 г. ряда электростанций в различных регионах России суммарной мощностью до 10 тыс. МВт. Севере-Западная ТЭЦ, строительство которой начато в 1993 г. - первая и головная в серии новых электростанций с применением парогазовых установок (ПГУ). Поданным академика С. Чистовича, В. Иванова и А. Блинова, термодинамические особенности парога-зового цикла обеспечат эффективность выработки электроэнергии на конденсационном режиме при значении КПД 51-54%. По сравнению с паротурбинными теплофикационными энергоблоками сверхкритического давления, переход к парогазовым технологиям, сэкономит до 25% топлива. Кроме того, при работе ПГУ снизятся: примерно в 2 раза - потребление охлаждающей воды и в 3 раза - вредные выбросы в атмосферу. 4 энергоблока СЗ ТЭЦ будут иметь технико-экономические и экологические показатели, не уступающие лучшим мировым образцам:
- Установленная мощность: электрическая - 1800 МВт; тепловая - 1460 Гкал/ч;
- Топливо (основные и резервные) -природный газ;
- Годовая выработка:электроэнергии - 9730 млн. кВт-ч; тепла - 7125 тыс. Гкал;
- Удельный расход условного топлива на выработку: электроэнергии - 155 г/кВт-ч; теплоты - 170 кг/Гкал;
- КПД ТЭЦ по отпуску: электроэнергии - 79.6%; тепла - 84.1%;
Эксплуатационный ресурс энергоагрегатов составляет 200 000 ч, т.е. срок службы более 30-ти лет при расчетной годовой загрузке оборудования до 5500 часов.
Ввод в строй СЗ ТЭЦ в Санкт-Петербурге решит многие задачи регионального уровня:
- покрытие дефицита теплоснабжения северо-западной части города, где интенсивно ведется новое строительство;
- покрытие дефицита ОЭС Северо-Запада РФ и повышение устойчивости и надежности работы системы "Ленэнерго";
- снижение валовых выбросов ТЭЦ на 25%;
- получение крупных заказов на проектирование и выпуск оборудования для ПГУ, в том числе и для экспорта;
- значительное снижение бюджетных затрат года на компенсацию убытков ГП "ТЭК СПб" за счет перевода котельных северо-запада города с круглогодичного режима работы на пиковый.
Генеральным проектировщиком СЗ ТЭЦ является ОАО "СевзапВНИПИэнергопром". В производстве и поставках оборудования принимают участие предприятия СП "Интер-турбо" (ЛМЗ-Сименс), АО "Подольский машиностроительный завод", ОАО "ЛМЗ", АО "Электросила". Базовой для создания АСУ ТП выбрана АСУ "TELEPERM ME" фирмы "Siemens", которая превосходно зарекомендовала себя на многих современных электростанциях мира.
К началу 1999 г. на СЗ ТЭЦ освоено 40% инвестиций I очереди: выполнены строительные работы в главном, инженерно-бытовом и административном корпусах, завершается монтаж оборудования энергоблока №1, ведется монтаж оборудования энергоблока №2.
Однако для скорейшего завершения строительства I очереди нужны инвестиции.
Важно подчеркнуть, что экономические оценки развития системы теплоснабжения Северо-Запада Петербурга подтверждают высокую прибыльность данного проекта. В результате его реализации снизятся затраты бюджетных средств города на развитие теплоисточников, снизятся дотации в этой области, наоборот - казну пополнят дополнительные налоговые поступления.
Все это полезно знать потенциальным инвесторам.


>> К СОДЕРЖАНИЮ >>