Теплофикация сегодня. 
Опыт Республики Беларусь

Теплофикация сегодня. Опыт Республики Беларусь Б. В. Яковлев, профессор, заведующий сектором систем теплоснабжения РУП «БелНИПИэнергопром» (по материалам «Энергия и Менеджмент», № 6, 2003 г, печатается с сокращениями) Создавшаяся с начала 90-х гг. в Республике Беларусь экономическая ситуация, последствиями и признаками которой стали спад промышленного производства, установление непомерно высоких тарифов на тепловую энергию (из-за перекрестного субсидирования), отпускаемую промышленным потребителям от централизованных источников, а также проводимая политика всестороннего энергосбережения в промышленной и коммунально-бытовой сферах привели к существенному сокращению объемов потребления тепловой энергии, что пагубно отразилось на работе источников централизованного теплоснабжения (ЦТ), особенно ТЭЦ, обеспечивающих основную экономию топлива в энергосистеме. Как известно, комбинированное энергоснабжение расходует на 25−30% меньше топлива, чем раздельное, соответственно снижается и вредное воздействие энергетики на природную среду.

Но даже теперь, при существенном спаде теплопотребления (прежде всего в промышленной сфере) комбинированное производство электрической и тепловой энергии на теплоэлектроцентралях (крупных, средних, малых, блок-ТЭЦ) позволяет экономить за год до 1,5 млн. т у.т., что составляет 12−13% от общего количества топлива, потребляемого концерном «Белэнерго». По теплофикационному циклу в республике вырабатывается около 40% электроэнергии. Установленная электрическая мощность теплофикационных агрегатов составляет 58% от общей мощности Белорусской энергосистемы. Напомним, что она именно благодаря широкому применению теплофикации была одной из самых экономичных в составе ЕЭС СССР.

Трудная ситуация в стране может продлиться еще какое-то время. Поэтому для повышения эффективности созданных действующих и вновь формируемых систем теплофикации и теплоснабжения нужны определенные организационно-технические меры. Осветим основные из них.

1. Необходимо стремиться к восстановлению расчетной (проектной) тепловой нагрузки ТЭЦ, особенно промышленно-отопительных.

Проведенный нами энергоаудит показал: на Новополоцкой ТЭЦ из 8 турбоагрегатов с общей мощностью 505 МВт в работе даже в отопительный период находятся лишь 4 турбины; на Бобруйской ТЭЦ-2 из 3 турбоагрегатов по 60 МВт используется обычно только один; на Светлогорской ТЭЦ из 6 агрегатов общей мощностью 260 МВт используются 2 или 3; значительные недогрузки характерны также для других ТЭЦ.

Дополнительной труднорешаемой проблемой является рациональное использование турбин ПТ-135 и Р-50, установленных на этих ТЭЦ.

Выход видится только в расширении зон, охваченных теплоснабжением от этих ТЭЦ, за счет новых коммунально-бытовых потребителей. При этом утраченная промышленная тепловая нагрузка с паровым теплоносителем замещается коммунальной с водяным теплоносителем, что потребует соответствующей реконструкции отдельного оборудования и тепловой схемы ТЭЦ. Возможные решения подобных задач имеются. Может потребоваться также реконструкция существующих и прокладка новых водяных тепловых сетей, связывающих ТЭЦ с зонами теплоснабжения города, как это делается сейчас в Новополоцке, Орше и Мозыре для более эффективного использования действующих ТЭЦ.

2. Модернизация и реконструкция (расширение) действующих ТЭЦ (как и КЭС) на газообразном топливе независимо от их мощности должны осуществляться только с привлечением современных энерготехнологий — газотурбинных и парогазотурбинных циклов, — что в 2−3 раза увеличивает выработку электроэнергии (а значит, и экономию топлива в энергосистеме) по сравнению с паротурбинным циклом на том же количестве отпускаемой теплоты. энергоснабжение комбинированный тепловой реконструкция В крупном масштабе это будет реализовано на Минских ТЭЦ-5 и ТЭЦ-3. На ТЭЦ-5 введенный в 1999 г. паротурбинный теплофикационно-конденсационный блок ТК-330−240 мощностью 330 МВт будет надстроен газовой турбиной мощностью 110 МВт. На ТЭЦ-3 вместо 4 демонтируемых турбин ПТ-25−90 (вводились в эксплуатацию в 1951;1956 гг.) и их котлов будет установлен парогазовый блок мощностью 230 МВт.

Намечена модернизация двух конденсационных блоков с турбинами К-150−130 и котлами ПК-38 Березовской ГРЭС путем надстройки каждого двумя газовыми турбинами по 25 МВт со сбросом отработавших газов в реконструируемые паровые котлы. Блок ст. № 4 уже модернизирован и осваивается.

Тут же отметим: в республике имеются и ведомственные энергетические газотурбинные установки (ГТУ), введенные недавно на Мозырском и Новополоцком НПЗ как вынужденная мера защиты от высоких тарифов на теплоту, отпускаемую концерном «Белэнерго». Следствие: построенные в свое время в основном для этих предприятий Мозырская и Новополоцкая ТЭЦ стали невостребованными и малорентабельными. Запланирован ввод двух технологических ГТУ по 16 МВт на Костюковичском цемзаводе.

Негативные последствия непродуманной тарифной политики проявились и в других системах теплофикации и централизованного теплоснабжения, когда находящиеся в зоне их действия промпредприятия отказывались от услуг ЦТ и запускали в работу свои законсервированные или создавали автономные источники теплоснабжения — причем не всегда экономичные. А если (в большинстве случаев) невозможно организовать собственные источники теплоснабжения, то предприятия прибегали и до сих пор прибегают к максимальному сокращению теплопотребления от источников «Белэнерго», идя даже на нарушение санитарных и производственных норм.

Правда, сейчас это ненормальное положение как-то выправляется. Тарифы на тепловую и электрическую энергию, производимую источниками Минэнерго, должны формироваться так, чтобы предприятиям выгоднее было покупать ее, а не создавать и эксплуатировать собственные источники. Важную роль может сыграть введение дифференцированного налога на газообразное и жидкое топливо, потребляемое предприятиями различного назначения.

Стихийность и неуправляемость теплопотребления сильно влияет на надежность и экономичность работы источников энергоснабжения, тепловых сетей и теплоиспользующих установок.

3. Если на вновь сооружаемых средних и крупных ТЭЦ в качестве топлива принят природный газ, то они должны создаваться только на основе газотурбинных и парогазовых технологий и быть приспособленными к работе в маневренных режимах для регулирования графика электрической нагрузки энергосистемы при неизменном отпуске теплоты от ТЭЦ. Это относится и к станциям, модернизируемым по указанным технологиям.

Вопросы маневренности ТЭС на органическом топливе (режимы их использования в энергосистеме и профиль их оборудования) даже при отсутствии развития ядерной энергетики, вызванном аварией на ЧАЭС, не утратили своей актуальности и вновь обостряются в условиях физического старения действующих станций, нестабильной тепловой загрузки ТЭЦ, освоения рыночной экономики и все возрастающей стоимости импортируемого топлива. С большой пользой здесь может быть применен опыт создания и освоения в 1984;1990 гг. первых маневренных теплофикационных установок на Минской ТЭЦ-4 и Гомельской ТЭЦ-2.

4. Для востребованности и эффективного использования строящейся Минской ТЭЦ-5, как полноценной теплоэлектроцентрали с современной энерготехнологией (парогазовой), необходимо формировать в зоне ее расположения город-спутник с переносом в него из Минска части промышленности и социальной сферы. В противном случае эта станция будет развиваться как конденсационная ограниченной мощности (1200−1500 МВт) из-за сложности организации технического водоснабжения.

ТЭЦ-5 расположена в 40 км от Минска на площадке Минской АТЭЦ (проектная электрическая мощность — 2000 МВт, тепловая — 1800 Гкал/ч), к строительству которой приступили в начале 80-х гг., но прекратили его после аварии на ЧАЭС. Теплота от АТЭЦ в столицу должна была транспортироваться по водяной теплотрассе, состоящей из 4 теплопроводов диаметром по 1200 мм и промежуточной повысительной насосной станции. В современных экономических условиях и при работе ТЭЦ-5 на органическом топливе дальнее теплоснабжение от нее по сложной и дорогой теплотрассе не оправдывает себя.

5. На Оршанской ТЭЦ, как известно, установлена первая в республике парогазовая установка (ПГУ) мощностью 66 МВт (состав: 2 газовые турбины по 27 МВт, противодавленческая паровая турбина мощностью 12 МВт и 2 паровых котла-утилизатора). Для повышения системной эффективности использования этой ПГУ в существующих условиях необходимо дооснастить ее низкопотенциальной паровой турбиной (НПТ) мощностью 4 МВт, работающей на отработавшем паре давлением 6 ата паровой турбины 12 МВт. Пар после НПТ при давлении 0,1−0,3 ата поступает в конденсатор-бойлер, рассчитанный для работы на охлаждающей (речной) либо сетевой воде.

Такая НПТ, кроме улучшения энергетической эффективности теплофикационного цикла (увеличения выработки электроэнергии на том же количестве отпускаемой теплоты), позволит этой ПГУ при необходимости (когда тепловая нагрузка отсутствует либо невелика) работать со сниженной мощностью в конденсационном режиме, но с более высоким КПД (40−42%), чем у блоков К-300−240 Лукомльской ГРЭС.

6. Требуют проработки вопросы создания ТЭЦ (и КЭС) на твердом топливе (уголь). Для Беларуси это сейчас особенно актуально как ради удешевления производства энергии, так и ради надежности и безопасности функционирования собственного ТЭК. В частности, всесторонне должна быть рассмотрена возможность и целесообразность сооружения угольной ТЭЦ в Бресте, угольной Зельвенской ГРЭС в Гродненской области (намечалось построить эту станцию для газообразного топлива в составе 4 парогазовых блоков по 450 МВт), а также новой ГРЭС в Березе Брестской области. Потенциальными поставщиками угля могут быть Россия, Украина, Польша, Германия.

Твердотопливные станции тоже должны быть (по возможности) приспособлены для работы в маневренных режимах.

Доминирующим в энергетике пока остается органическое топливо. Для его эффективного использования нужны самые совершенные энерготехнологии. К примеру, можно задействовать ПГУ и на угольных станциях, сжигающих топливо методом внутрицикловой газификации (опыт Японии).

Нельзя исключать, что через 15−20 лет в жизнь войдет новое поколение источников энергоснабжения на ядерном топливе. Подготовительные работы в этом направлении необходимы и уже ведутся.

7. Должно уделяться внимание развитию малой теплофикации (естественно, вне зон действия большой теплофикации) в промышленной и коммунальной сферах на основе блок-ТЭЦ с паротурбинными установками (ПТУ), ГТУ и газопоршневыми двигателями (ГПД). Энергетическая программа и Основные направления энергетической политики на период до 2010 г. предусматривают ввести в РБ 500−600 МВт мощностей за счет небольших энергоустановок.

ПТУ мощностью 0,6−12 МВт на низких и средних параметрах пара, начиная с 1995 г., уже установлены на ряде промпредприятий, в отопительных районных котельных (РК-1 в Молодечно, Северная котельная в Гродно, Восточная и Южная котельные в Витебске, Южная котельная в Пинске) и ТЭЦ (в Лиде, Пинске, Могилеве, Полоцке, Бобруйске).

Применение малых ГТУ (3−12 МВт) пока сдерживается их большей стоимостью, сложностью эксплуатации и ремонта.

ГПД, по опыту Запада, должны найти широкое применение в качестве источников энергии для собственных нужд в промышленно-отопительных котельных и на блок-ТЭЦ, обеспечивающих, например, эффективное энергоснабжение массивов индивидуальной (коттеджной) жилой застройки городов и поселков. В конце 80-х гг. в республике активно начинали строиться тысячи коттеджей, но многие из них сейчас заморожены вследствие нерешенности проблем снабжения их теплом или электроэнергией. В свое время планами развития крупных городов предполагалось, что на индивидуальную застройку должно приходиться 20−23% потребного жилья.

ГПД могут иметь мощность от 200 до 6000 кВт и более экономичны по сравнению с паровыми и газовыми турбинами и долговечны.

8. Крупная теплофикация и централизованное теплоснабжение в последние годы теряют свою привлекательность не только «благодаря» ущербной тарифной политике, но и ввиду низкой экономичности и недостаточной надежности протяженных и разветвленных водяных тепловых сетей, что обусловлено несовершенством применяемых отечественных конструкций тепловых сетей канальной и бесканальной прокладки. Плохая теплои гидроизоляция сетей вызывает большие потери теплоты через изоляцию и с утечками теплоносителя (до 20−25%), а также быстрый коррозионный износ металла трубопроводов, что часто требует их замены через 10−15 лет эксплуатации при расчетном сроке службы 25 лет.

В последние годы проблеме экономичного и надежного транспорта теплоты уделяется серьезное внимание. Есть новые технические и технологические решения. В частности, применяются при замене изношенных и строительстве новых сетей индустриальные теплогидропредизолированные теплопроводы бесканальной прокладки (ПИ-теплопроводы). Их расчетный срок службы — 30 лет, а тепловые потери через пенополиуретановую изоляцию у них — 2−4%.

Первый в республике ПИ-теплопровод (диаметр 325 мм, длина 350 м) появился в теплосетях Барановичей в 1994 г. С тех пор уже во многих городах проложены ПИ-теплопроводы. Для производства их созданы заводы в системе Минэнерго и Минжилкомхоза. Начальный наш опыт применения и эксплуатации ПИ-теплопроводов в основном положительный. На Западе они в системах теплоснабжения (централизованных, децентрализованных) успешно используются уже более двух десятилетий. В наших условиях широкое внедрение ПИ-теплопроводов сдерживается пока несколько большей стоимостью (при диаметрах свыше 200 мм) по сравнению с традиционной канальной прокладкой сетей, технико-экономический уровень которой, как известно, далек от совершенства.

Преимущественное применение ПИ-теплопроводов в Беларуси при замене изношенных и строительстве новых сетей регламентировано Постановлением Совета Министров. По предварительной оценке, обновление всех изношенных и стареющих (старше 15 лет) сетей (их в Минэнерго и Минжилкомхозе около 6500−7000 км в однотрубном исчислении) на основе ПИ-труб и других современных конструкций теплопроводов подземной и надземной прокладки займет не менее 15 лет. Значит, уже в ближайшее время необходимо по единой методике инвентаризовать все принадлежащие указанным ведомствам тепловые сети, выявить их технико-экономическое состояние, физический ресурс и спланировать сроки обновления изношенных сетей.

9. Ощутимый урон теплофикации и теплоснабжению наносят отступления от расчетного (проектного) температурного графика отпуска теплоты от ТЭЦ и котельных. Применяемое на протяжении многих лет директивное снижение температуры нагрева прямой сетевой воды (якобы с целью экономии топлива) на самом деле оборачивается пережогом топлива как вследствие потерь теплофикационной выработки электроэнергии (из-за уменьшения отпуска теплоты от турбин и повышения температуры обратной сетевой воды), которую надо замещать конденсационной (требующей повышенного расхода топлива), так и вследствие необходимости перекачивать гораздо больший объем теплоносителя при том же теплопотреблении. В наших системах теплоснабжения он теперь в 1,2−1,6 раза больше расчетного. На перекачку теплоносителя в республике за год расходуется до 1,5 млрд кВт. ч электроэнергии при отпуске от всех источников порядка 70 млн Гкал теплоты. Единственным выигрышем здесь можно называть некоторое уменьшение потерь теплоты через изоляцию теплосетей. А каких материальных и физических затрат требует при этом переналадка (почти ежегодная) систем теплоснабжения для работы в измененном температурном и гидравлическом режиме? Обсуждаемое «мероприятие», безусловно, ущербное с энергетической точки зрения, имеет еще и негативные социальные последствия, порождаемые недотопом зданий и недогревом до нормативной температуры (50−55 ОС) воды в системе бытового горячего водопотребления.

Для компенсации недотопа жильцы (да и служащие) вместо отстаивания своих прав на оплаченное качественное теплоснабжение прибегают к местному электрическому (а в жилых домах — и газовому) обогреву помещений, что требует дополнительного расхода топлива в энергосистеме в 2−2,5 раза больше, чем при производстве необходимого количества теплоты централизованным энергоисточником.

Недогрев воды в системе ГВС приводит к бессмысленным потерям со сливом, когда потребители надолго оставляют краны открытыми в ожидании более теплой воды, что неоднократно и убедительно доказано соответствующими замерами, наблюдениями и опросами.

В целом это «энергосберегающее мероприятие», как правило, приводит к годовому перерасходу топлива в размере 3−5% по сравнению с его расходом при эксплуатации систем теплоснабжения в оптимальных условиях.

Аналогичные последствия влечет и затягивание включения в работу осенью систем отопления зданий — они отсыревают, захолаживаются, что значительно увеличивает теплопотери, и население опять-таки вынуждено прибегать к местному электроили газовому обогреву. А кто думает о вспыхивающих при этом массовых простудных заболеваниях людей? Представляется, что пора изменить нынешнее условие, определяющее момент начала включения отопления — «среднесуточная температура наружного воздуха не должна превысить +8 ОС на протяжении пяти суток подряд». Для поддержания нормального тепло-влажностного состояния зданий и сохранения здоровья людей температура воздуха внутри помещений не должна опускаться в осенний период ниже +16 ОС. Значит, включать отопление следует по этой контрольной температуре либо по среднесуточной температуре наружного воздуха, устанавливающейся на уровне +10 ОС (в санитарных нормах, действовавших прежде, так и было).

В ранее запроектированных действующих системах теплоснабжения должен выдерживаться проектный температурный график 150/70 ОС или 130/70 ОС качественного регулирования отпуска теплоты от источника с возможной его срезкой при 120−125 ОС, которая в ряде случаев оправдывается. В целом пониженный температурный график прямой сетевой воды, применяемый сейчас, может быть оправдан временно лишь в гидравлически недогруженных системах теплоснабжения, где расход сетевой воды меньше расчетного. И применяться в каждой конкретной ситуации он должен на основании строгих технико-экономических расчетов.

Температура прямой сетевой воды в осенне-весенний и летний периоды на источнике не должна быть ниже 70−75 ОС (в зависимости от удаленности источника и разветвленности сетей) для минимизации расхода топлива на теплоснабжение при смешанной тепловой нагрузке, расхода сетевой и водопроводной воды, а также сдерживания коррозионной повреждаемости теплосетей с обычной минераловатной изоляцией. Корродирует в основном прямой трубопровод, особенно при температуре металла ниже 70 ОС. По этим причинам в системах теплоснабжения «Мосэнерго», например, температура прямой сетевой воды (особенно в вечернее время и в выходные дни) выдерживается на уровне 80 ОС.

В целом должно быть ясно: прибегать к недогреву сетевой воды (недоотпуску теплоты, особенно от ТЭЦ) допустимо только как к временной мере в условиях острого дефицита топлива. При этом можно максимально сократить конденсационную выработку электроэнергии, заместив ее импортируемой извне.

Все сказанное и является мерой сокращения потребления топлива в энергоснабжении при одновременных рациональных действиях по его экономии без нарушения комфорта коммунальных и промышленных потребителей энергии.

Что касается перехода на действительно оправданный пониженный температурный график, то в будущем, по опыту западных стран, возможно, и у нас появятся более экономичные и надежные системы теплоснабжения, работающие по температурному графику 120(110)/50 (40) ОС с качественно-количественным регулированием отпуска и потребления теплоты. При этом системы отопления зданий должны быть в свою очередь адаптированы к такому графику.

10. Значительный резерв экономии ТЭР кроется в создании АСУ ТП — «Теплоснабжение» в водяных системах теплоснабжения. Автоматическое управление и поддержание рациональных тепловых и гидравлических режимов в системе теплоснабжения (источник, теплосети, теплопункты потребителей) обеспечивают экономичное, качественное и надежное теплоснабжение потребителей на протяжении всего года. В таких системах возможно применение центрального и местного качественно-количественного регулирования отпуска и потребления теплоты, что на 30−40% сокращает расход электроэнергии на эти цели (сейчас он составляет 40−45 (кВт.ч)/Гкал, т. е. в 2−2,5 раза больше, чем в системах теплоснабжения западных стран, имеющих качественно-количественное регулирование на основе частотного электропривода сетевых насосов). Применение АСУ ТП -«Теплоснабжение» экономит до 5% ТЭР против их расхода в нынешних условиях.

В Беларуси первую полномасштабную систему АСУ ТП — «Теплоснабжение» планируется в скором времени создать и освоить на базе Минского теплофикационного комплекса, включающего ТЭЦ-4 и 4 районных отопительных котельных, работающих в пиковом режиме (при необходимости могут использоваться как основные источники).

Непреходяще большое значение для экономии ограниченных топливных ресурсов в республике имеет выбор рационального состава работающего основного оборудования ТЭЦ (турбины, котлы) и оптимизация режимов выработки на нем тепловой и электрической энергии. При этом может оказаться, что минимум расхода топлива в энергосистеме обеспечивается не только при наибольшем производстве турбинами ТЭЦ электроэнергии по теплофикационному циклу на данном отпуске теплоты, но и некоторой ее доли по конденсационному циклу.

По-прежнему актуальными и до конца нерешенными остаются вопросы тепловой, гидравлической и прочностной экспрессдиагностики тепловых сетей (контроль состояния тепловой изоляции и металла труб, гидравлической плотности), а также поддержания их водно-химического режима. От этого значительно зависят экономичность и надежность теплоснабжения, а также рациональность использования средств, вкладываемых в обновление изношенных сетей. При локальных разрушениях не всегда следует прибегать к замене всего изношенного протяженного участка сети (прямой и обратной трубы).