СОВРЕМЕННЫЕ ПРБЛЕМЫ ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКИ

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 (В_Э) 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).

Характеристики ГТА малой мощности НПО им. В.Я.Климова. Таблица 4.8

Показатель	ГТД-1250	ТВ 2-117	ТВ 3-117	ТВ 7-117
Мощность, кВт	810	1100	1100	1835
КПД , %	26,7	22,4	24,5	30
Расход воздуха, кг/с	4,48	8,1	7,67	7,95
Степень сжатия	10,19	6,3	7,53	14,2
Температура, оС:
Начальная	939	840	803	112,7
за ГТА	465	440	410	507

Характеристика ГТА средней мощности с разрезным валом Таблица 4.9

Показатель			Изготовитель и марка
			ПО "Машпроект"						ПО "Труд"	НПО "Сатурн"
			ГТГ-6				ГТГ-15	ГТ-17	НК-38	АЛ-3 СТ
электрическая
мощность, МВт			6,3				15	17	16	16
год создания			1991				1991	1993	1995	1993
КПД,%			31				28,1	34,5	38	35
расход воздуха кг/c			30,4				97,9	75	54	55
температура газов
перед турбиной			1000				863	1070	1203	1194
за турбиной			414				359	413	443	522

Приведённые характеристики ГТА позволяют объединить самые разнообразные требования потребителей. Создание мини – ТЭЦ возможно по следующим схемам:

-     при отпуске тепловой энергии потребителям только за счёт утилизации тепла уходящих газов ГТА в котлах – утилизаторах (утилизационная схема);

-     при использовании уходящих газов ГТА в качестве окислителя для сжигания топлива в топке обычного парового или водогрейного котла (сбросная схема);

-     при использовании для покрытия пиковой тепловой нагрузки тепла топлива, сжигаемого перед котлом – утилизатором в дополнительной камере сгорания в среде уходящих газов (комбинированная схема).

Утилизационная схема обеспечивает максимальную электрическую мощность установки при заданном тепловом потреблении, однако, тепловая экономичность такой ГТУ невелика из-за большого избытка воздуха в уходящих газах. Для этой схемы необходимо разработать и освоить выпуск котлов – утилизаторов, допускающих работу ГТУ в северных регионах:

-     чисто утилизационным, являющемся расчётным режимом ГТУ;

-     автономном, при котором отпуск теплоты при остановке ГТА обеспечивается при сжигании газа или мазута в среде холодного воздуха;

-     комбинированном – при сжигании газа или мазута в среде уходящих газов ГТА, что позволяет отказаться от установки пиковых водогрейных котлов.

Сбросная схема обеспечивает максимальное использование теплоты сгорания топлива, однако, электрическая мощность ГТУ при заданном тепловом потреблении минимальна. Значительное преимущество сбросной схемы заключается в том, что в ней могут использоваться серийно выпускаемые водогрейные и паровые котлы с незначительной реконструкцией горелочного фронта. Для паровых котлов необходимо также провести и ре конструкцию их конвективной части с установкой вместо воздухоподогревателя, экономайзера и калориферной установки для обеспечения работы котла и при остановленном ГТА.

Практически имеется возможность экономичные теплофикационные ГТУ по сбросной схеме с котлами различных типоразмеров, часть которых приведена в таблице 4.10

Основные показатели мини – ТЭЦ с ГТУ средней мощности, реализуемых по сбросной схеме

Таблица 4.10

электрическая			удельный расход			типоразмер
мощность ГТУ МВт			условного топлива на отпуск			оборудования
			электроэнергии		теплоты	ГТА		котла
1,8			144		38,9 (163)	ТВ7-117		DКВР-20
16			140		38,7 (162)	НК-38		Е-160-14
16			140		39,4 (165)	НК-38		КВГМ-100
20			141		38,4 (163)	АЛ-31 стэ		Е-160-14
20			140		39,4 (165)	АЛ-31 стэ		КВГМ-100

Все типы отечественных ГТА характеризуются значительным содержанием окислов азота в уходящих газах, в 2-3 раза превышающим условные нормы. Поэтому при использовании, например, утилизационной схемы необходимо осуществлять специальные мероприятия для подавления образования окислов азота в процессе сгорания топлива, либо очищать уходящие газы. В числе таких мероприятий может быть впрыск воды в проточную часть компрессора, воды или пара в камеру сгорания или каталитический способ очистки уходящих газов от оксидов азота. При применении же сбросной схемы и сжигании в топке котла природного газа с использованием современных горелочных устройств содержание оксидов азота в уходящих газах не превышает установленных норм.

Экономичность мини ТЭЦ с ГТУ достаточно высока по сравнению с паротурбинной ТЭЦ: на ТЭЦ с турбинами типа Р удельный расход топлива на отпускаемую электроэнергию составляет 160-165 г у.т./(кВт.ч), а на мини ТЭЦ с ГТУ – 140 – 144г у.т./(кВт.ч); удельный расход топлива на тепловую энергию для ТЭЦ составляет примерно 170кг у.т./Гкал, а для мини ТЭЦ – 163-165кг у.т./Гкал. Также низкие удельные расходы топлива для мини ТЭЦ с ГТУ по сбросной схеме обусловлены их простой тепловой схемой, исключающей утечки пара и конденсата, характерные для паротурбинных ТЭЦ, а также небольшим расходом электроэнергии на собственные нужды.

Важным условием в эффективности применения ГТУ малой и средней мощности на мини ТЭЦ является возможность их установки в действующих котельных при реконструкции и модернизации последних.

Для оценки экономической эффективности в условиях рыночной экономики в качестве основных показателей могут быть использованы: внутренняя норма доходности, срок окупаемости капиталовложений и рентабельность.

Экономическую эффективность малой энергетики рассмотрим на примере сравнения между собой комбинированной и раздельной схем электроснабжения для условий Северо- Западных районов России.

В качестве источников электроэнергии в выполненных расчётах принимались ГТУ, ПГУ и дизель электростанции (DВС)

Основные показатели раздельной схемы электроснабжения

(по сравнению с ГТУ – ТЭЦ)

Таблица 4.11

Показатель			Тепловая нагрузка, Гкал/ч
			10	20	50	100
годовой отпуск теплоты, тыс.Гкал			26	52	130	260
годовой отпуск электроэнергии т.МВт.ч			11	27,5	88	220
годовой расход топлива на
производство тепловой энергии тыс.т.у			4,6	9,1	22,8	45,5
относительная величина топливной
составляющей затрат на производство
теплоты %			25	40	55	60
топливная составляющая затрат
на производство теплоты тыс.дол.			232	456	1149	2293
полные затраты на тепло тыс.дол.			928	1148	2089	3822
затраты на электроэнергию тыс.дол			630	1150	5000	12500
суммарные затраты млн.дол.			1,56	2,7	7,09	16,32
суммарные капиталовложения млн.дол			2,25	4	8,8	15

Основные показатели комбинированной схемы энергоснабжения на базе ГТУ Таблица 4.12

Показатель			Тепловая нагрузка, Гкал/ч
			10	20	50	100
годовой отпуск теплоты, тыс.Гкал			26	52	130	260
электрическая мощность МВт			2	5	16	40
годовой отпуск электроэнергии т.МВт.ч			11	27,5	88	220
годовой расход топлива тыс.ту.т			6,3	14,8	39,3	88,2
затраты на топливо тыс.дол			320	746	1971	4445
относительная величина топливной
составляющей затрат %			25	40	55	60
суммарные ежегодные затраты млн.дол.			1,28	1,87	3,58	7,41
капиталовложения в ТЭЦ млн.дол			1,8	4	11,2	24
капиталовложения в пиковую
котельную млн.дол			1,53	2,36	5,26	7,8
суммарные капиталовложения млн.дол			3,33	6,36	16,45	39,1
экономия ежегодных затрат в комбини-
рованную схему электроснабжения м.дол.			0,28	0,83	3,51	8,91
перерасход капиталовложений в ТЭЦ
по сравнению с раздельной схемой
энергоснабжения млн.дол			1,08	2,36	7,65	24,1
коэффициент аннуитета (при банковс-
ком проценте за кредит в 8%)			0,258	0,352	0,459	0,37
срок окупаемости капиталовложений, лет			4,5	3,5	3,5	3,2
внутренняя норма доходности при
сроке выплаты за кредит в 5 лет %			10	22	35	25

Аналогичные расчёты также выполнялись для DВС. Из полученных данных следует:

Во всём диапазоне заданной тепловой нагрузки ГТУ оказывается эффективное разделение схемы энергоснабжения. При этом срок окупаемости капиталовложений составляет не более 3-5 лет, а внутренняя норма доходности от 10% при расчётной тепловой нагрузке Q_ор=10Гкал/ч возрастает до 25% - 35% при Q_ор>50Гкал/ч (при сроке выплаты за кредит в 5 лет).

При рассмотрении комбинированной схемы с DВС полученные экономические показатели оказываются значительно хуже, чем для ГТУ. Так, при Q_ор=10Гкал/ч срок окупаемости капиталовложений превышает 100 лет, а при Q_ор=20Гкал/ч – около 8 лет. Это связано с тем, что удельные капиталовложения для DВС существенно превышают их значение для ГТУ (примерно на 30%) и достигают 1000-1100 дол/кВт при Q_ор=10-20Гкал/ч.

При применении ПГУ срок окупаемости капиталовложений составляет 4.5 года, а величина ВНD-11.5% при выплате за кредит в течение 5 лет и 24% при сроке в 10 лет.

Основные показатели раздельной схемы энергоснабжения при учёте в комбинированной схеме ПГУ – ТЭЦ

Таблица 4.13

Показатель	Тепловая нагрузка
Годовой отпуск тепла тыс.Гкал Годовой отпуск электроэнергии т.Мвт.ч Затраты на производство тепловой энергии млн.дол суммарные затраты на электроэнергию млн.дол ежегодные затраты млн.дол капиталовложения в котельную млн.дол	260 446 3,82 25,42 29,24 15

Основные показатели комбинированной схемы электроснабжения с ПГУ Таблица 4.14

Показатели

Тепловая нагрузка 100Гкал/ч

Электрическая мощность Мвт Годовой отпуск тепла тыс.Гкал Годовой отпуск электроэнергии т.Мвт.ч Годовой расход топлива тыс.т у.т. Затраты на топливо млн.дол Относительная величина топливной составляющей затрат % Суммарные ежегодные затраты млн.дол Капиталовложения в ТЭЦ млн.дол Капиталовложения в пиковую котельную млн.дол Суммарные капиталовложения млн.дол Тоже, с учётом динамики млн.дол Экономия ежегодных затрат в ТЭЦ по сравнению с раздельной схемой мл.дол. Перерасход капиталовложений в ТЭЦ по сравнению с раздельной схемой м.дол. Коэффициент аннуитета Срок окупаемости капиталовложений лет. Внутренняя норма доходности при выплате за кредит в течении 5 лет % Тоже, в течение 10 лет %

81 260 446 129 6,502 50 13 53,46 6,9 60,36 74,2 16,24 59,2 0,274 4,5 11,5 24

Выполненные расчёты позволили определить состав основного оборудования для рассматриваемых мини ТЭЦ в зависимости от величины тепловой нагрузки.

Состав основного оборудования мини ТЭЦ Таблица 4.15

ТИП	Тепловая нагрузка Гкал/ч
	10	20	50	100
ГТУ	2хГТА-1*	2хГТА-2.5	2хГТА-8	2хГТА-20
	тип ТВД-1500	тип ГТД-2500	тип ГТД-8000	тип АЛ-31 СТЭ
	2хКУ-1.6	2хКУ-4.1	2хКУ-10	2хКУ-24
DВС	2хDВС-1.5	2хDВС-3.5
	2хУК-1.65	2хУК-3.85
ПГУ				3хГТА-20
				3хТ-7-3.5
				3хКУ-29-4
				Q=3х18Гкал/ч

Примечание: КУ- котёл утилизатор; УК – утилизационный контур;

* - электрическая мощность Мвт;

^ХХ- тепловая мощность Гкал/ч.

Из полученных данных видно, что единичная мощность паровой турбины для ПГУ достигает 7 Мвт, а производительность КУ – от 1.6 до 20 Гкал/ч. При этом используются как судовые (ГТD), так и авиационные (ТВD, АЛ) газовые турбины. Для ТЭЦ с DВС единичная мощность дизель- генераторов составляет 1.5 – 3.5 Мвт в зоне тепловых нагрузок 10-20 Гкал/ч.

Данное оборудование выпускается отечественными заводами военного производства и может использоваться с незначительной реконструкцией для нужд малой энергетики.

Величина расчётного коэффициента теплофикации изменяется от 0.32 до 0.48 для ГТУ, от 0.33 до 0.38 для DВС и составляет 0.54 для ПТУ, что лежит в зоне, близкой к континуму.

 Электрический КПД для ГТУ не имеет чётко выраженные тенденции к повышению с ростом единичной мощности газовых турбин: 28,5% при приросте 2.5Мвт и 35.5% - при 20Мвт. К этому значению приближается и КПД дизель- генераторов 35-37%, а КПД ТЭЦ при работе по конденсационному режиму достигает 50%.

Удельный расход топлива мини ТЭЦ с ГТУ лежит в диапазоне

156-222 г у.т/(кВт.ч), с ДВС –153-222 г у.т/(кВт.ч), а с ПГУ составляет

182-201 г у.т/(кВт.ч).

Приведённые выше сравнения систем энергоснабжения потребителей (и не только) в условиях изменения политики фиксирования потребовали и изменений при выполнении технико – экономических ростов.

Рассмотрим некоторые из них относительно мини ТЭЦ. Обычно при сопоставлении раздельной и комбинированной схем энергоснабжения электрическая мощность ТЭЦ, определяется по тепловым нагрузкам, сравнивалась с КЭС и котельной. КЭС в этом случае принималась как «замещаемая мощность». Но мини ТЭЦ по мощности несоизмеримо малы с любыми КЭС, работающими в энергосистемах. Если брать в качестве замещающей мощности КЭС такой же мощности, что и мини ТЭЦ, то данная КЭС будет не оптимальной с точки зрения энергосистемы в целом. Данное условие приведёт к некорректному приведению вариантов к равному энергетическому эффекту.

Если оставить в технико – экономических расчётах принятые ранее условия равного энергетического эффекта, то практически не возможно, обосновать целесообразность сооружений мини ТЭЦ.

Не зависимо от мощности ТЭЦ, до сих пор остаётся спорным вопрос о распределении эксплуатационных расходов. Последние годы этому вопросу уделяется повышенное внимание. Причина и сущность дискуссии по этому вопросу заключается в следующем:

1.   Определённая условность принятого физического метода разнесения затрат ТЭЦ между электрической и тепловой энергией, поскольку вся экономия от комбинированного производства относится только к электроэнергии. В этом случае затраты на тепловую энергию приближаются или равны текущим затратам при выработке районными котельными. При формировании тарифов на тепло- и электроэнергию, отпускаемую с ТЭЦ, это может значительно повлиять и привести к случаю, когда потребителю выгоднее покупать от районных котельных и других источников теплоты.

2.   Излишняя концентрация мощностей на ТЭЦ и необходимость по экологическим ограничениям её сооружение в доли от городской застройки привели к резкому росту затрат на транспорт теплоты от ТЭЦ, что вызвало существенное увеличение стоимости тепловой энергии.

3.   Развитие рыночных отношений в энергетике привело к новой политики ценообразования на энергию. При сохранении физического метода затрат на ТЭЦ усилится тенденция на снижение темпов и масштабов развития теплофикации в стране, что с народнохозяйственной позиции отрицательно, поскольку приведёт к существенному перерасходу топлива в масштабах страны.

Противники физического метода настаивают на применении эксергетического способа, который базируется на термодинамической оценки эффективности применения разных теплоносителей с учётом качества каждого. В этом методе тепло оценивается по количеству работы, которое может быть получено в идеальном цикле Карно при срабатывании энергии теплоносителя до параметров окружающей среды. В случае применения эксергетического метода отпуск электроэнергии от ТЭЦ менее эффективен, чем от КЭС, поскольку конечные параметры пара турбин П значительно выше конденсационного цикла (для ПТ и Т сравнение производится при чисто теплофикационном цикле). По этому энергосистемы будут отказываться от ТЭЦ, как источников электрической энергии.

Другими словами – физический метод повышает эффективность выработки электрической энергии на ТЭЦ, а эксергетический – повышение эффективности отпуска тепловой энергии при более низких начальных параметрах ТЭЦ.

Возможно компромиссное решение, основанное на проведении технико – экономических расчётов по методу аналогов, когда распределение эксплуатационных расходов на ТЭЦ осуществляется пропорционально соответствующим расходам при раздельном способе производства заданных объёмов тепловой и электрической энергии. При этом удельные расходы топлива на выработку тепловой энергии будут ниже, чем на котельных, а на выработку электрической энергии – выше, чем на ТЭЦ при физическом методе, и ниже, чем на КЭС. Этот подход по разнесению эксплуатационных затрат на ТЭЦ повлияет на формирование тарифов на тепловую энергию при комбинированном производстве. При этом должен быть предусмотрен механизм в установлении тарифов для коммунального и промышленного секторов потребления тепловой энергии, а также установка контрольно измерительной и регулирующей аппаратуры у каждого потребителя. Это позволит потребителю оплачивать не за отпущенную, а за использованную тепловую энергию для обеспечения комфортных условий по желанию потребителя, т.е. применение, так называемого, абонентского тарифа. Важным моментом при введении абонентского тарифа является заинтересованность потребителя в энергосбережении.

Развитие малой энергетики требует нормативно правовое обеспечение на всех уровнях власти – от федерального до местного или субъектов федерации.

По инициативе РАН разработаны основные положения проекта закона о малой энергетики, где отмечаются:

1.   В целях развития рыночных отношений в энергетики, обеспечения энергобезопасности страны, эффективности и надёжности энергоснабжения предоставляется право юридическим и физическим лицам вводить в действие установки малой мощности согласовывая такие решения с региональной энергетической комиссией.

2.   Независимые производители электрической и тепловой энергии в субъектах Р.Ф. наделяются правами владения частной и акционерной собственностью на введённые ими установки малой энергетики, отвечают за бесперебойное энергообеспечение подключенных потребителей и производит с потребителями расчёты за поставляемые тепловую и электрическую энергию на договорных основах.

3.   Независимым производителям электрической и тепловой энергии предоставляется право на отпуск энергии в сети территориальных энергоснабжающих предприятий в качествах и рамках, согласованных с энергоснабжающей организацией и региональной энергетической комиссией по договорной цене, соответствующей средней себестоимости, и энергоснабжающим организациям вменяется в обязанность покупать избыточную электроэнергию независимых производителей.

4.   Установки малой энергетики по своим энергетическим и экономическим характеристикам должны отвечать системе государственных стандартов.

5.   Производители оборудования для малой энергетики, отвечающего государственным стандартам, облагаются налогом на добавленную стоимость на 50% ниже установленных ставок по этой продукции на 5 лет производства такого оборудования.

6.   Потребителям, осуществляющим ввод в действие установок малой энергетики, отвечающим государственным стандартам, предоставляется право на получение льготных кредитов сроком погашения в 10-15 лет.

7.   Правительством Р.Ф. разрабатывается система экономических мер по развитию машиностроительной базы и широкому применению установок малой энергетики, включая их поставки и выделение финансовых средств для выпуска головных образцов перспективного оборудования, привлечение оборонных отраслей промышленности, а так же комплекс стимулов для потребителей малой энергетики.

8.   Для обеспечения контроля за ходом развития малой энергетики производить статистические наблюдения в регионах и готовить статистическую отчётность по малой энергетики, в том числе об объёмах производства оборудования, использующего используемого для нетрадиционных не возобновляемых источников энергии, и об объёмах замещения органического топлива за счёт применения такого оборудования.

Из выше изложенного можно сформулировать следующие выводы:

1.   В условиях перехода экономики к рыночным отношениям теплофикация составляет свои преимущества перед раздельным способом производства электрической и тепловой энергии, но ввиду отсутствия централизованного финансирования вынуждена развиваться в основном на базе сооружения ТЭЦ средней и малой мощности.

2.   Важнейшим техническим направлением, способствующим повышению эффективности теплофикации, является применение парогазового цикла как для новых так и для реконструируемых ТЭЦ, работающих на природном газе. Электрическая мощность ПГУ для целей теплоснабжения может достигнуть около 20-25 млн. кВт. К 2010 году.

3.   Для повышения конкурентоспособности теплофикации в рыночных условиях следует совершенствовать методы технико – экономических расчётов. Одним из решений может стать метод, позволяющий учесть эффект от комбинированного производства для двух видов энергии, что оказывается особенно важным для формирования тарифа на тепло, отпускаемое на ТЭЦ.

4.   Нормативно – правовое обеспечение малой энергетики должно способствовать её развитию и включать как экономические стимулы, так и регуляторы взаимоотношений между независимыми производителями электрической и тепловой энергии и местными электрическими системами.