Тезисы доклада В.М.Лебедева 11.04.2013 Круглый стол "Экономика знаний. Энергетика"

1. Омский государственный университет путей сообщения
Тезисы к докладу на тему:
ЭНЕРГЕТИКА РЕГИОНА
Докладчик:
доктор технических наук, профессор
Виталий Матвеевич Лебедев
ОМСК 2013

2. 1) В городе Омске сосредоточены следующие теплоисточники:
- Омского филиала ОАО «ТГК-11»;
- Промышленных предприятий;
- Муниципального предприятия «Тепловая компания»;
- Производственная фирма «Октан»;
- Прочие, в том числе индивидуальных предпринимателей.
2) Омская энергосистема энергодефицитна. Примерно 40 % электроэнергии
Омская область получает из объединенной энергосистемы;
3) Омская область (г. Омск) связана высоковольтными линиями электропередачи
(ВЛ) с Казахстаном (ВЛ-500 кВ «Экибастузская ГРЭС-1 – п/ст «Таврическая»; ВЛ-
500 кВ «Ермаковская ГРЭС» – п/ст «Таврическая»; ВЛ-500 кВ «Новосибирск –
Омск» п/ст. «Таврическая»).
4) Теплоснабжение в г. Омске представляет собой сложную радиально-кольцевую
систему;
5) Топливоснабжение осуществляется путём поставок:
- Экибастузского многозольного и абразивного угля на Омские ТЭЦ-4 и ТЭЦ-5;
- Частично Кузнецкого угля на Омскую ТЭЦ-2;
- Природного газа (Тюменская область – Сибирь) на котельные города;
- ТЭЦ-3, ТЭЦ-2, Кировскую районная котельную, частично на село.

3. 6) С 1988 года в Омской энергосистеме ввод электроэнергетических мощностей не
осуществлялся.
7) После 2000 года в Омске нет разработанной и утверждённой «Схемы
теплоснабжения города…».
8) Разноведомственная подчинённость теплоисточников различных форм
собственности без отработанной структуры управления теплоснабжением в
регионе (городе), без оперативного управления оптимизацией работы систем
теплоснабжения приводит к значительному перерасходу топлива в регионе и
напряжению городского бюджета.
9) Назрел вопрос создания единого теплотранспортного предприятия.
10) С приходом в г. Омск природного газа, его сжигание в топках паровых котлов
без применения парогазовых технологий является неоправданным
расточительством.
11) В качестве положительного момента является мероприятие по реконструкции
Омской ТЭЦ-3 с установкой ПГУ-90.
12) Не определена перспектива ТЭЦ-4. Эту ТЭЦ до 1925 г. предлагается вывести
из эксплуатации, ибо из-за больших затрат на её реконструкцию, обновление
оборудования она становится неокупаемой.

4. 13) Нет категоричных решений о строительстве и вводе в эксплуатацию ТЭЦ-6.
14) Обследование ряда промышленно-отопительных котельных (ПОК) Омска
показало, что теплоэнергетический потенциал источников промпредприятий
составляет около 30 % в покрытии тепловых нагрузок, однако роль этих ПОК
несколько принижена, многие из них работают в неэкономичном режиме и не могут
конкурировать с источниками энергосистемы.
15) Переход к рыночным отношениям между производителями и потребителями
энергии, установление тарифов в условиях монопольного производства
электроэнергии, учитывая общую сложившуюся экономическую ситуацию в России,
заставляет рассматривать курс на развитие «малой» энергетики и, прежде всего,
реконструкцию ПОК в ТЭЦ малой мощности для комбинированного производства
электрической и тепловой энергии. (см. рис. 1-4)

5. Рис. 1.

6. Рис. 2. Фрагмент принципиальной тепловой схемы ПОК,
реконструируемой в ТЭЦ малой мощности: ПК − паровой котел;
РУ − редукционная установка; ПТ − паровая турбина;
ЭГ − электрический генератор;
ПСВ − подогреватель сетевой воды (1 и 2 ступени); СН − сетевой насос

7. Рис. 3. Фрагмент принципиальной тепловой схемы водогрейной котельной
с газотурбинной надстройкой: ВК − воздушный компрессор;
КС − камера сгорания; ГТ − газовая турбина; ЭГ − электрический генератор;
КВ − котел водогрейный; ТП − тепловой потребитель; СН − сетевой насос
При газификации котельных и с внедрением газовых надстроек (с использованием
авиационных газотурбинных двигателей) при незначительных капитальных
затратах довольно быстро наращивается электрическая мощность.

8. Рис. 4. Фрагмент принципиальной тепловой схемы
ТЭЦ малой мощности с паровой и газовой турбинами

9. 16) С переводом котельных города на сжигание природного газа появляется второе
принципиальное направление реконструкции ПОК – применение газовых надстроек
с целью рационального использования природного газа с внедрением как
традиционно выпускаемых стационарных газотурбинных установок (ГТУ), так и
авиационных газотурбинных двигателей, например, Омского моторостроительного
предприятия им. Баранова.
17) Наряду с централизованным теплоснабжением, в последние годы в Омске
широко применяются индивидуальные (децентрализованные) системы
теплоснабжения с внедрением малогабаритных теплоисточников заграничных
фирм, таких как: Висманн, Вольф, Будерус, Бош, Сермет Новитер, Феролли, Калло
и др., а также малогабаритные водогрейные котлы местного производства.
18) К выработке решений по индивидуальным источникам теплоснабжения
необходим системный подход, т.е. во избежание неуправляемого процесса,
эффективность индивидуального теплоснабжения должна определяться в
сравнении с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии.
19) В Омске каждый источник теплоснабжения работает на свой участок теплосети,
т.е. источники не работают параллельно на единые тепловые сети, а без этого
невозможно проводить оптимизацию систем теплоснабжения и, соответственно,
невозможно получить существенную экономию топлива.

10. 20) Теплоэнергетику в городе необходимо рассматривать комплексно,
вырабатывая взаимовыгодное партнёрство владельцев источников
теплоснабжения различных форм собственности. И здесь организующая роль
должна быть за администрацией городского самоуправления. Давно назрел вопрос
о создании единого теплотранспортного предприятия.
21) Физическое состояние тепловых сетей в последние годы продолжает
ухудшаться из-за недозамены, недоремонта. В настоящее время температурный
график теплосети выполняется 115-70 °С при нормативном графике 150-70 °С. Это
вызывает резкое снижение экономичности системы теплоснабжения. Даже в
миллионном городе нет предприятия по наладке тепловых сетей.
22) Потери при транспортировании тепловых сетей при нормативе порядка 13 %
фактически составляет 30 % и более. Однако в отчётности такая величина не
показывается.
23) В настоящее время отсутствует программа по переводу всей системы
централизованного теплоснабжения на «закрытую» систему горячего
водоснабжения, обеспечивающую значительную экономию эксплуатационных
средств, также отсутствует программа перехода на независимую схему
подключения системы отопления.

11. 24) Перевод ТЭЦ-4 и ТЭЦ-5 на Канско-Ачинские угли (КАУ) требует больших
финансовых и материальных затрат, однако такая реконструкция сулит большую
финансовую экономию. КАУ должны стать для Омской энергетики базовыми и
ценообразующими (самыми низкими ценами из всех видов топлива), и к тому же
позволит избавиться в г. Омске от золоотвалов.
Этот уголь имеет в среднем 5–7 % зольности, а сама зола, имеющая вяжущие СаО
в размере 16 %, может полностью и эффективно использоваться в строительстве.
25) На ТЭЦ-2, использующей природный газ, вполне возможна установка газовой
надстройки с применением авиадвигателей типа АЛ21Ф-3ф электрической
мощностью 20 тыс.кВт производства ОМП им. Баранова для выработки
электрической энергии с утилизацией тепла уходящих газов после турбин в
существующих котлах, или установить малогабаритные теплофикационные
экономайзеры производства Барнаульского котельного завода.
На ТЭЦ-2 можно применить три такие установки (общей электрической мощностью
60 тыс. кВт).
Такие три установки уже работают в пос. Ямбург на Севере.
Точно такой же вариант реконструкции можно применить и на Кировской районной
котельной.

12. 26) На настоящий момент от ТЭЦ-5 осуществляется теплоснабжение города в
объеме порядка 40–45 %, т.е. она является основным базовым объектом
теплоснабжения и требования к её надежности работы возрастают.
Поскольку ТЭЦ-5 не закончено строительством и, учитывая её значение,
предлагается дальнейшее развитие ТЭЦ-5 (котлоагрегаты № 10, 11, 12 и
турбоагрегат № 6 мощностью 185/220 МВт) вести путём организации строительства
второго ввода топливоподачи, что позволит начать сжигание Канско-Ачинских
углей.
27) Приоритетным и необходимым (даже в срочном порядке) должно стать
строительство Омской ТЭЦ-6 с использованием КАУ с технологией кипящего слоя
без использования золоотвала. Ввод ТЭЦ-6 не только позволит решить будущее
Омской области, но и позволит начать реконструкцию ТЭЦ-5, а возможно и ТЭЦ-4.
28) По прогнозным оценкам в течение пяти лет можно получить в г.Омске
дополнительную электрическую мощность на базе теплового потребления на
реконструируемых котельных (по паротурбинному варианту и с газовыми
надстройками) в размере порядка 250-300 МВт. Это целая электростанция!

13. 29) Срок службы трубопроводов тепловых сетей оценивается в пределах 16-20 лет.
Длина трубопроводов теплосетей в однониточном исчислении в г. Омске
составляет порядка 2500 км. С учётом значительного износа трубопроводов
(ежегодная недозамена), при замене 250 км в год потребуется 10 лет.
30) В Омске до сих пор не внедряется иерархическая система теплоснабжения с
подключением котельных районного значения в пиковый режим последовательно с
ТЭЦ.
31) Внедрение автоматизированных тепловых пунктов (ИТП) в системах
теплоснабжения ЖКХ и предприятий может дать реальную экономию топливно-
энергетических ресурсов (ТЭР) в размере 12-15 %.
В Омске за последние 10 лет внедрено несколько сот ИТП с полной
автоматизацией (примерно 15-16 % от общего объёма), позволяющей осуществить
переход с качественного на качественно-количественное регулирование. Пока
этого недостаточно.
32) О золоулавливании. На ТЭЦ-4 и ТЭЦ-5 можно рекомендовать использование
трёхступенчатой схемы золоулавливания: «труба Вентури – скуббер –
электрофильтр», что позволит обеспечить КПД золоулавливания в размере 99,9 %.

14. В последние два десятилетия комбинированный способ производства
электрической и тепловой энергии практически не внедрялся, а осуществлялся
раздельный способ производства электрической и тепловой энергии, когда
электроэнергия потребляется из объединённой энергосистемы, а тепловая
энергия − от местных котельных.
При рассмотрении современной ситуации в теплоэнергетике с позиции
энергосбережения и возможности внедрения энергосберегающих технологий
отдельные крупные промышленно-отопительные котельные (ПОК) могут быть
включены в состав теплофикационных систем централизованного
теплоснабжения в качестве пиковых котельных (последовательно с ТЭЦ), а в
отдельных случаях могут быть реконструированы в ТЭЦ малой мощности.

15. Если, к примеру, в Дании еще в 90-х годах прошедшего столетия на
законодательном уровне было принято, что выработка тепловой энергии
мощностью более одной гигакалории должна производиться комбинированным
способом, то в России сотни тысяч котельных работают с несовершенными
схемами и с низкими технико-экономическими показателями, естественно без
выработки собственной электроэнергии, потребляя на собственные нужды
электроэнергию из энергообъединения.

16. Из-за инерционности развития электроэнергетики в ближайшие 10 лет
наращивание электрогенерирующих мощностей в «большой» энергетике весьма
проблематично, ввод мощностей может быть осуществлён в основном только на
ранее построенных энергообъектах или реконструируемых, что практически не
позволяет выводить из эксплуатации морально и физически изношенное
оборудование как на тепловых электростанциях, так и в промышленной и
муниципальной теплоэнергетике.

17. Обследование ряда ПОК г. Омска показало, что теплоэнергетический
потенциал источников промышленных предприятий составляет около 30 % в
покрытии тепловых нагрузок, однако роль этих ПОК несколько принижена,
многие из них работают в неэкономичном режиме и не могут конкурировать с
источниками энергосистемы.
Переход к рыночным отношениям между производителями и
потребителями энергии, установление тарифов в условиях монопольного
производства электроэнергии, с учётом общей сложившейся в России
экономической ситуации, заставляет рассматривать курс на развитие
«малой» энергетики и, прежде всего, реконструкцию ПОК в ТЭЦ малой
мощности для комбинированного производства электрической и тепловой
энергии.

18. Рис. 1. Фрагмент принципиальной тепловой схемы котельной:
ПК – паровой котёл; РУ – редукционная установка
На рис. 1 мы видим процесс дросселирования острого пара, при котором
теряется тепловой перепад без выработки электрической энергии. Весьма
простое предложение − вместо дроссельного редукционного устройства (РУ)
поставить малогабаритную противодавленческую турбину небольшой мощности
для выработки собственной электроэнергии, которая может использоваться не
только на собственные нужды котельной, но и подаваться во внешнюю сеть.

19. Рис. 2. Фрагмент принципиальной тепловой схемы ПОК,
реконструируемой в ТЭЦ малой мощности: ПК − паровой котёл;
РУ − редукционная установка; ПТ − паровая турбина;
ЭГ − электрический генератор;
ПСВ − подогреватель сетевой воды (1 и 2 ступени); СН − сетевой насос

20. С переводом котельных города на сжигание природного газа появляется
второе принципиальное направление реконструкции ПОК − применение газовых
надстроек с целью рационального использования природного газа с внедрением
как традиционно выпускаемых стационарных газотурбинных установок (ГТУ),
так и авиационных газотурбинных двигателей, например, Омского
моторостроительного предприятия им. Баранова, на котором освоены в серийном
производстве авиадвигатели типа АЛ21ф-3ф электрической мощностью 20 МВт,
ТВД-20 (850 кВт), ТВ7-117 (2 МВт), при этом ОМП им. Баранова может
осуществлять их обслуживание, ремонт, обеспечивать необходимой
документацией и запасными частями.
Для чисто отопительных котельных рационально использовать газовые
надстройки со сбросом газов с температурой 450−480 °С в малогабаритные
теплофикационные котлы или в существующие котлы, выполнив небольшую их
реконструкцию.

21. Рис. 3. Фрагмент принципиальной тепловой схемы водогрейной котельной
с газотурбинной надстройкой: ВК − воздушный компрессор;
КС − камера сгорания; ГТ − газовая турбина; ЭГ − электрический генератор;
КВ − котёл водогрейный; ТП − тепловой потребитель; СН − сетевой насос
При газификации котельных и с внедрением газовых надстроек (с
использованием авиационных газотурбинных двигателей) при незначительных
капитальных затратах довольно быстро наращивается электрическая мощность.

22. Рис. 4. Фрагмент принципиальной тепловой схемы ГТУ
со сбросом газов в топку котлоагрегата с дожиганием:
ВК − воздушный компрессор; КС − камера сгорания; ГТ − газовая турбина;
Д − деаэратор; ПН − питательный насос
В этом направлении в г. Омске за последние 10 лет получена
дополнительная электрическая мощность в размере 78 МВт (завод «Техуглерод»
− 18 МВт, завод «Синтетического каучука» − 36 МВт, завод «Омскшина» − 12
МВт, завод «Пластмасс» − 12 МВт).

23. На рис. 5 изображена принципиальная тепловая схема ТЭЦ с
установленными газовой и паровой турбиной (цикл Брайтона-Ренкина) со
сбросом горячих газов после ГТУ в топку парового котла-утилизатора с
дожиганием, при этом полученный в котёл пар номинальных параметров
направляется на паровую конденсационную турбину небольшой мощности с
промышленным отбором (например, П-6-3,4/0,6) или блочную турбину
небольшой мощности с противодавлением (например, ТГ 3,5/10,5 Р 12/1,2;
Р-4-2,1/0,3; Р-2,5-2,0/0,3; ПР-6-3,4/1,5/0,5-1; ПР-6-3,4/1,0/0,1-1).

24. Рис. 5. Фрагмент принципиальной тепловой схемы ТЭЦ малой мощности
с паровой и газовой турбинами

25. Эффективность капиталовложений при реконструкции ПОК при
использовании собственных и заемных средств определяется технико-
экономическим расчетом.
Экономическую целесообразность инвестиционных вложений в
реконструкцию позволяют оценить показатели общей эффективности, к которым
относятся чистый дисконтированный доход и производная от него величина
срока окупаемости.

26. Текущий эффект на i-м шаге (за i-й расчетный период) определяется
следующим образом:
Эi = Ri − SА−
i i (1)
Сумма доходов от реализации тепловой и электрической энергии, р.,
на i-м шаге:
Ri = Эотп i Т э i + Qотп i Т т i (2)
Экономия денежных средств при отказе от покупной электроэнергии, р.,
на i-м шаге:
Sэ.эк i =Эс.н i (T
эi − Sэ i ) (3)

27. Издержки производства тепловой и электрической энергии, р., на i-м шаге
могут быть рассчитаны суммированием затрат на производство тепловой и
электрической энергии или через себестоимость производства:
Si = Эотп i S э i + Qотп i S т i (4)
Величина постоянных ежегодных платежей Ai в общем случае
рассчитывается из условия равномерного погашения капитальных вложений в
течение расчётного периода по формуле, используемой для нахождения годовой
эквивалентной суммы :
n
1 Kз i
Аi = n ∑ (1+ E) i
(5)
∑( 1 + r )
− i i =0
i =m

28. В случае финансирования предприятием реконструкции за счёт собственных
средств величина Ai может быть рассчитана из условия равенства нулю
банковской ставки следующим образом:
1 n Kc i 1 n Kc i
Аi = ∑ = ∑
n − m + 1 i = 0 (1 + E ) i
(6)
(1 + 0 ) − i i = 0 ( 1 + E )
n i
∑
i=m
Чистый дисконтированный доход (ЧДД) при постоянной норме дисконта
определяется по формуле :
n Эi n Ri − S i − Аi
ЧДД = ∑ = ∑ (7)
i=m (1 + E ) i
i=m (1 + E ) i

29. Для определения срока окупаемости используется равенство, полученное из
выражения (8):
n
∑ (1 + E ) − i
n Э i' n Kc i n Kc i
∑ = i=m
∑ + ∑ (9)
i=m (1 + E ) i n − m +1 i =0 (1 + E ) i
i =0 (1 + E ) i
При вложении собственных капитальных средств формула (9) упрощается
(не учитывается слагаемое, определяющее суммарные выплаты в течение
расчётного периода по заемным средствам) и срок окупаемости определяется по
выражению:
n
∑ (1 + E ) − i n Kc i
n= i=m
∑ + m − 1 (10)
n Э i' i =0 (1 + E ) i
∑
i=m (1 + E ) i

30. При вложении заемных капитальных средств срок окупаемости
определяется из выражения:
n '
Эi n Kзi
∑ = ∑ (11)
i=m (1 + E ) i
i=0 (1 + E ) i
Выражение для определения срока окупаемости при вложении заемных
капитальных средств может быть записано в виде:
 n Kзi
∑ (
(1 + E ) − 1 
−1 
)
 i = 0 (1 + E )
i
n = m − 1 − log (1+ E ) + 1 (12)
 Э i' (1 + E ) − m 
 
 

31. Сравнительный экономический анализ показателей котельных до и после
реконструкции в ТЭЦ малой мощности позволяет отметить:
1) на ряде промышленных предприятий при установке газовых и
противодавленческих паровых турбин становится возможным не только
обеспечение потребности в электроэнергии на собственные нужды предприятия,
но и отпуск её во внешнюю сеть потребителям;
2) удельные капиталовложения в реконструкцию котельных значительно
ниже, чем в строительство крупных ТЭЦ;
3) при реконструкции котельных существенно снижаются вредные выбросы
в окружающую среду и, следовательно, плата за них;
4) реконструкция котельных в ТЭЦ малой мощности ориентировочно
окупается в течение двух-трёх лет.