автореферат диссертации по энергетике, 05.14.01, диссертация на тему:Повышение эффективности энергоснабжения промышленных потребителей от действующих паротурбинных ТЭЦ

ПРЕДИСЛОВИЕ.

ВВЕДЕНИЕ.

0.1. Современное состояние и тенденции развития систем централизованного и децентрализованного энергоснабжения промышленных потребителей.

0.2. Анализ объемов, структуры и режимов потребления электрической и тепловой энергии энергоемких промышленных потребителей.

0.3 Сравнительный анализ способов покрытия электрических и тепловых нагрузок промышленных потребителей.

0.4. Особенности формирования рынков и тарифообразования на электрическую и тепловую энергию в региональных энергосистемах.

0.5. Анализ выполненных исследований по обоснованию рациональных схем и параметров децентрализованных источников покрытия электрических и тепловых нагрузок промышленных предприятий.

0.6. Цель и задачи исследования.

Глава 1. ОСНОВЫ МЕТОДИКИ ИССЛЕДОВАНИЯ

1.1. Методические положения технико-экономического сравнения источников централизованного и децентрализованного энергоснабжения промышленных потребителей.

1.2. Методика учета надежности энергоснабжения промышленных потребителей.

1.3. Учет экологических факторов при технико-экономическом сравнении способов покрытия электрических и тепловых нагрузок.

1.4. Методика учета влияния тарифов на электрическую и тепловую энергию на сравнительную эффективность систем промышленного энергоснабжения.

Глава 2. СРАВНИТЕЛЬНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ЭФФЕКТИВНОСТИ СИСТЕМ ПРОМЫШЛЕННОГО

ТЕПЛОЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ.

2.1. Показатели тепловой и топливной эффективности источников промышленного теплоэнергоснабжения.

2.2. Системная экономия топлива при централизованном теплоэнергоснабжения промышленных потребителей.

2.3. Сравнительный анализ капитальных затрат в системы промышленного энергоснабжения.

2.3.1. Капиталовложения в промышленную паровую котельную.

2.3.2. Капиталовложения в блок-ТЭЦ на базе ГТУ.

Глава 3. РАСЧЕТ И ОБЕСПЕЧЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ СИСТЕМ ПРОМЫШЛЕННОГО ТЕПЛОЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ.

3.1. Выбор и обоснование показателей надежности систем промышленного теплоэнергоснабжения.

3.2. Метод расчета ПН систем промышленного теплоснабжения от ТЭЦ и котельных.

3.2.1. Общие методические предпосылки.

3.2.2. Методика расчета структурной надежности комбинированных энегоустановок ТЭЦ.

3.2.3. Расчет показателей надежности систем промышленного теплоснабжения.

3.3. Поэлементное сопоставление ПН схем промышленного пароснаб-жения от ТЭЦ и котельных.

3.4. Учет структурно-режимных характеристик потребителя теплоты при резервировании.

Глава 4. МЕТОДИЧЕСКИЕ ПОЛОЖЕНИЯ РЕСТРУКТУРИЗАЦИИ ТАРИФОВ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ И ТЕПЛОВУЮ ЭНЕР

ГИЮ В РЕГИОНАЛЬНЫХ ЭНЕРГОСИСТМАХ.

4.1. Методика расчета суточных дифференцированных тарифов на электрическую и тепловую энергию.

4.2. Реструктуризация тарифов на электрическую энергию в соответствии с требованиями надежности энергоснабжения промышленных потребителей.

4.2.1. Учет надежности энергоснабжения при формировании тарифов.

4.2.2. Разделение потерь электрической энергии в сетях.

4.3. Расчет ставок платы за мощность промышленными потребителями по предлагаемой методике.

4.4. Учет надежности энергоснабжения при формировании тарифов на тепловую энергию.

4.5. Методика дифференцирования тарифов на тепловую энергию ТЭЦ в системах промышленного теплоснабжения.

Глава 5. СРАВННЕТЛЬНАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ СИСТЕМ ПРОМЫШЛЕННОГО ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ.

5.1. Топливная эффективность вариантов промышленного энергоснабжения.

5.2. Анализ экологического эффекта различных вариантов энергоснабжения промышленных потребителей.

5.3. Обеспечение надежности различных систем пароснабжения промышленных потребителей.

5.4. Влияние методов тарифообразования на повышение эффективности систем промышленного энергоснабжения.

5.5. Сравнительная технико-экономическая эффективность систем промышленного энергоснабжения.

ВЫВОДЫ.

В настоящее время топливно-энергетический комплекс страны переживает кризисное состояние. Это проявляется в нарушении снабжения отдельных регионов и потребителей топливом, электрической и тепловой энергией. Кроме того, в последние годы в электроэнергетике России неуклонно обостряется проблема отставания уровня технологического оборудования электростанций и электрических сетей от мировых стандартов. Растет доля мощности энергооборудования ТЭС и ГЭС, отработавших свой ресурс. Ежегодно отрабатывают ресурс на тепловых электростанциях около 5, а на ГЭС - около 2 тыс. МВт, что на порядок превышает суммарный ввод генерирующих мощностей за счет нового строительства, технического перевооружения и реконструкции. В 1999 году достигли предельной выработки 40,2 тыс. МВт мощностей ГЭС и ТЭС, к 2005 году мощность оборудования, отработавшего свой ресурс, составит 83,8 тыс. МВт или 48 % установленной мощности ТЭС и ГЭС России.

В теплоэнергетике положение усугубляется тем, что сокращение объемов промышленного производства на 50 - 60% по сравнению 1991 годом не сопровождалось адекватным снижением объемов потребления электрической и тепловой энергии. Произошедшее падение теплопотребления промышлен-ными предприятиями на 35-40% привело к увеличению доли конденсационной выработки электроэнергии на региональных ТЭЦ. Это сопровождается увеличением удельных расходов топлива и увеличением тарифов на электрическую и тепловую энергию. Сложилась ситуация, когда в условиях наличия большого резерва электрической мощности в региональных энергосистемах, невозможно его использовать вследствие падения потребления технологического пара промышленными потребителями. В результате противодавленческие турбоагрегаты ТЭЦ фактически простаивают, а турбины типа ПТ являются незагруженными. Кроме того, в новых экономических условиях перехода к социально-ориентированным рыночным отношениям при высоком уровне инфляции, невозможности использования централизованных средств для восполнения отработавших свой ресурс и требующих замены генерирующих мощностей, ориентация на традиционное централизованное теплоэнергоснабжение от крупных источников становится проблематичной. Традиционные централизованные теплофикационные системы не обеспечивают расчетной экономии топлива и общей эффективности. Это связано, в основном, с двумя причинами. Эффект системной экономии топлива от централизации теплоснабжения во многом снижен вследствие того, что реальный КПД промышленных и отопительных котельных существенно повышен и достиг уровня КПД энергетических котлов. Вторая составляющая топливного эффекта от комбинированной выработки электрической и тепловой энергии на ТЭЦ промышленного типа также оказалась ниже расчетной вследствие нерациональных режимов работы ТЭЦ и стремлением промышленных предприятий создавать собственные энергоисточники.

В этих условиях в стране наметилась тенденция на строительство децентрализованных источников электро- и теплоснабжения промышленных потребителей, как правило, промышленных паровых и водогрейных котельных. Создание таких источников имеет ряд преимуществ. Среди них основными являются короткие сроки строительства, повышение надежности теплоснабжения потребителей, снижение расходов на производство энергоносителей в условиях существующей системы тарифообразования, использование потенциала конверсионных предприятий при создании блок-ТЭЦ малой мощности и другие. Однако, существует ряд недостатков, связанных с трудностью их размещения, возможным перерасходом топлива в системе и необходимостью решения экологических задач.

Одним из направлений повышения эффективности энергообеспечения промышленных предприятий в данных условиях является рациональное сочетание централизованного и децентрализованного теплоэнергоснабжения с учетом обеспечения требований по надежности энергоснабжения и условий присоединения к электрическим и тепловым сетям.

Решение указанной проблемы требует проведения большого комплекса научных исследований, включающих определение системной тепловой и топливной эффективности как централизованных, так и децентрализованных источников энергоснабжения промышленных потребителей с учетом режимов те-плопотребления, решение вопросов обеспечения надежности теплоснабжения потребителей, вопросов размещения, экологического воздействия на окружающую среду и общей технико-экономической эффективности с учетом условий тарифообразования.

Настоящая диссертационная работа посвящена решению только части указанных выше задач и связана, в основном, с разработкой теоретических вопросов повышения эффективности систем промышленного теплоэнергоснабжения на основе рационального сочетания централизованных и децентрализованных источников энергообеспечения.

Предметом настоящего исследования являются системы промышленного энергоснабжения на базе паротурбинных ТЭЦ.

Целью настоящей работы является научное обоснование способов повышения эффективности и надежности систем энергообеспечения промышленных потребителей от существующих паротурбинных ТЭЦ.

Основными задачами, подлежащими исследованию, являются:

1.Разработка методики технико-экономического сравнения источников централизованного и децентрализованного энергообеспечения промышленных потребителей с учетом требуемой надежности энергоснабжения и реальных условий работы.

2. Обоснование показателей надежности и разработка методики их расчета, а также способов обеспечения требуемого уровня надежности систем энергообеспечения промышленных потребителей.

3. Разработка методики учета влияния экологических факторов при сравнении вариантов энергообеспечения промышленных потребителей.

4. Обоснование дифференцированных тарифов на электрическую и тепловую энергию с учетом режимов работы и условий присоединения промышленных потребителей к электрическим и тепловым сетям.

В диссертации разработаны теоретические положения расчета тепловой и топливной эффективности децентрализованных источников промышленного теплоэнергоснабжения. Проведено обоснование выбора показателей надежности систем промышленного теплоэнергоснабжения и разработана методика расчета показателей надежности и обеспечения нормируемых значений этих показателей для промышленных потребителей. Разработаны теоретические положения дифференциации тарифов на электрическую и тепловую энергию для промышленных потребителей, учитывающие требования надежности энергообеспечения и условия присоединения их к электрическим и тепловым сетям. Даны рекомендации по обеспечению надежности теплоэнергоснабжения промышленных потребителей от ТЭЦ.

Разработана экономико-математическая модель определения эффективности различных вариантов энергообеспечения промышленных потребителей с учетом режимов теплоэнергопотребления, экологических факторов, условий тарифообразования на электрическую и тепловую энергию, а также требований надежности энергоснабжения.

Проведено обоснование системы показателей надежности энергообеспечения промышленных потребителей, разработана методика расчета комплексных и интегральных показателей надежности теплоэнергоснабжения, позволяющая проводить оптимизацию структурных схем обеспечения нормированных показателей надежности.

Разработаны методические положения расчета дифференцированных тарифов на электрическую и тепловую энергию для промышленных потребителей, а также условия заинтересованности промышленных потребителей получения энергоносителей от централизованных источников энергоснабжения.

Научная новизна. Разработаны теоретические положения расчета системной тепловой и топливной эффективности комбинированных систем промышленного теплоэнергоснабжения. Предложена методика расчета и обеспечения показателей надежности систем промышленного теплоэнергоснабжения. Разработана методика расчета дифференцированных тарифов на электрическую и тепловую энергию для промышленных потребителей, учитывающая требования по надежности энергоснабжения и условия присоединения к электрическим и тепловым сетям.

Практическая значимость. Определены возможности повышения эффективности промышленного теплоэнергоснабжения от существующих паротурбинных ТЭЦ. Определена системная тепловая и топливная эффективность блок-ТЭЦ на базе теплофикационных ГТУ для промышленных потребителей. Предложена практическая методика расчета дифференцированных тарифов на электрическую и тепловую энергию для промышленных потребителей в зависимости от требований по надежности теплоэнергоснабжения и условий присоединения к электрическим и тепловым сетям.

На защиту выносятся. Методические положения и результаты расчета тепловой и топливной эффективности систем промышленного теплоэнергоснабжения от ТЭЦ и децентрализованных источников. Математические модели и результаты расчетно-теоретических исследований надежности комбинированных систем промышленного теплоэнергоснабжения на базе промышленно-отопительных ТЭЦ и децентрализованных источников с учетом реальных режимов работы и обеспечения надежности теплоэнергоснабжения. Методика и результаты расчета оптимальной структуры покрытия графиков электрических и тепловых нагрузок промышленных потребителей. Методические положения и результаты расчетов дифференцированных тарифов на электрическую и тепловую энергию для промышленных потребителей с учетом требований надежности энергоснабжения и условий присоединения к электрическим и тепловым сетям.

Достоверность результатов и выводов диссертационной работы обоснованы использованием методологии системных исследований в энергетике, применением фундаментальных законов технической термодинамики, теплопередачи и теории надежности систем энергетики. Математические модели теплоэнергетических установок ТЭЦ и децентрализованных источников, а также комбинированных систем теплоэнергоснабжения разработаны на основе апробированных методов при решении ряда аналогичных задач. Проведено сопоставление полученных результатов и выводов исследования с имеющимися данными на основе других теоретических подходов.

Личный вклад автора заключается в следующем:

1. Разработаны основные теоретические положения и методика расчета топливной и общей эффективности систем промышленного теплоэнергоснабже-ния на базе централизованных и децентрализованных источников энергоснабжения промышленных потребителей

2. Предложена методика расчета показателей надежности систем промышленного теплоэнергоснабжения с учетом реальных условий эксплуатации.

3. Разработаны теоретические положения расчета дифференцированных тарифов на электрическую и тепловую энергию для промышленных потребителей в условиях региональных энергосистем, обеспечивающие сочетание экономических интересов производителей и потребителей электрической и тепловой энергии в системах промышленного теплоэнергоснабжения.

4. Определены рациональные структурные схемы энергообеспечения промышленных потребителей с учетом реальных режимов работы и требований по надежности энергообеспечения.

Работа выполнена на кафедре "Теплоэнергетика" Саратовского государственного технического университета в рамках основного научного направления развития науки и техники Российской Федерации "Топливо и энергетика", федеральной программы фундаментальных исследований в области "Физико-технические проблемы энергетики", раздел "Фундаментальные проблемы энергосбережения и эффективного использования топлива", а также программой конкурса грантов в области энергетики и электротехники по разделу С-098 "Экономия топлива и тепловой энергии".

Изложенные в диссертации материалы опубликованы в /14-18, 139/ и докладывались на научных конференциях и семинарах Саратовского государственного технического университета в 1997-1999 гг. (г. Саратов), на конференции «Энергосбережение в Саратовской области. Проблемы и пути решения» (г. Саратов, январь, 1997 г.), на Международной выставке-конференции «Энер

11 госбережение: деловое партнерство» (г. Балаково, июнь, 1999г.), на Международной научной конференции "Надежность в промышленности, энергетике и на транспорте" (г. Самара, 8-10 октября 1999 года), на Межвузовской научной конференции "Проблемы повышения эффективности и надежности систем теп-лоэнергоснабжения" (г. Саратов, 1-3 ноября 1999 года), на первой Всероссийской выставке - конференции «Энергосбережение на рубеже веков» ( г. Москва, 14-17 декабря 1999 г.).

Разработанные в диссертации методические положения и результаты исследования использованы при разработке «Губернаторской программы энергосбережения Саратовской области на 1998 - 2005 годы», а также могут быть использованы при повышении эффективности существующих и проектировании новых систем промышленного теплоэнергоснабжения.

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю кандидату технических наук, доценту Ларину Евгению Александровичу за внимательное руководство и помощь при выполнении работы, а также Заслуженному деятелю науки и техники РСФСР доктору технических наук, профессору Анд-рющенко Анатолию Ивановичу за консультации в процессе выполнения работы, коллективам кафедры «Теплоэнергетика», «Тепловые электрические станции» и Проблемной научно-исследовательской лаборатории ТЭУ за советы и замечания, высказанные при подготовке и обсуждении диссертации.

ВВЕДЕНИЕ

0.1. Современное состояние и тенденции развития систем централизованного и децентрализованного энергоснабжения промышленных потребителей

Энергетика России в настоящее время переживает сложный этап в своем развитии. Энергетические программы, принятые в последние десятилетия, не были полностью выполнены /63,74,85/. Эти программы предусматривали ориентацию на развитие атомной энергетики и создание крупных комплексов ГРЭС и крупных ТЭЦ. Увеличение концентрации мощностей создало реальную угрозу окружающей среде и серьезно дискредитировало энергетику в глазах общественности. Экономический эффект от укрупнения агрегатов и электростанций, весьма существенный для начального диапазона освоенной ныне шкалы мощностей, в дальнейшем имеет тенденцию к снижению. Особенно это проявилось при строительстве крупных ТЭЦ с тепловыми сетями большой протяженности, что привело к резкому увеличению капиталоемкости, большим срокам строительства и низкой надежности эксплуатации.

Преимущественная ориентация топливно-энергетического баланса страны на использование природного газа оказалась неоправданной. Главной причиной напряженности ТЭБ страны является устойчивое, начиная с 1990 года, снижение объемов добычи нефти и угля, а также наметившаяся тенденция снижения объемов добычи природного газа. По сравнению с 1991 годом к настоящему времени добыча нефти упала с 511,7 млн. т. до 303,0 млн. т. и к 2010 году, вероятно, снизится до 260 млн. т. Добыча угля в России снизилась с 390 млн. т. в 1990 году до 250 млн. т. в 1999 году. В перспективе в лучшем случае добыча угля сохранится на том же уровне. В то же время, добыча природного газа поддерживалась на относительно неизменном уровне: 1990 год

3 3

641 млрд. м ; 1999 год - 551,7 млрд. м . Во всех сценариях развития экономики и топливно-энергетического баланса России предусматривается покрытие дефицита потребности в энергоресурсах исключительно за счет природного газа (на 2005 год в размере 750 млрд. м ) /85,112,136/. Потребление газа в стране за 1995 - 1998 годы снизилось с 339,5 до 331,2 млрд. м3; при этом в Л энергетике - с 138,9 до 132 млрд. м и в промышленности - с 134,1 до 129,5

•э млрд. м . В коммунально-бытовом секторе оно увеличилось с 50,6 до 53,7 млрд. м , причем доля потребления газа населением за этот же период увеличилась с 59,9 до 69,7%. Добыча газа в ОАО "Газпром" планируется в следующих объемах: 2000 год - 520,0 млрд. м3; 2001 год - 530,0 млрд. м3; 2002 год -530 млрд. м3. При этом потребителям газа будет направлено в 2000 году -378,5 млрд. м3, в 2001 году - 376,8 млрд. м3 и в 2002 году - 371,6 млрд. м3. о

Экспорт газа в 1999 году составил 128,1 млрд. м и планируется на перспективу: 2000 год - 130,0 млрд. м3, 2001 год - 141,0 млрд. м3 и 2002 год - 150,0 л млрд. м . Из приведенных данных следует, что повышение эффективности использования газа при производстве электрической и тепловой энергии является важнейшей народно-хозяйственной задачей.

Полный резерв мощности в системах снизился до 4-6% и ниже при нормативе в 13%. Располагаемый эксплуатационный резерв при прохождении годовых максимумов нагрузки последних лет составлял 3%, вместо 20-25% в таких странах как США, ФРГ и др.

Недостаточные объемы демонтажа и вынужденные меры по продлению эксплуатации оборудования, в том числе малоэкономичного, не позволили выполнить программу по снижению удельных расходов топлива, а, напротив, вызвали их увеличение.

С целью определения путей выхода энергетики из сложившегося кризисного состояния разработана Стратегия развития топливно-энергетического комплекса страны на период до 2020 года /85/. В стратегии содержатся ключевые подпрограммы, на реализацию которых нужно направлять наибольшие силы, средства и материальные ресурсы.

Глобальные и локальные цели стратегии развития ТЭК РФ образуют систему целей разного уровня. Главной целью (цель первого уровня) стратегии в современных условиях является - разработка и реализация новой энергетической политики, направленной на эффективное, надежное и безопасное энергоснабжение народного хозяйства в современных условиях. Пути достижения этой цели, а соответственно, и основные положения и задачи стратегии различны для переходного периода и последующих этапов развития рыночных отношений.

Важнейшей задачей ближайшего периода является создание новых организационных и технологических основ для эффективного и экономически приемлемого развития и функционирования энергетики в условиях формирования рыночных отношений. Задача следующих этапов - обеспечение конку-рентноспособного, экологически чистого и безопасного развития энергетики в условиях развития рынка и с учетом возможного усиления взаимосвязи с мировым энергетическим хозяйством.

Второй уровень целей стратегии отражает задачи отдельных подпрограмм по основной и обеспечивающей деятельности.

Программные мероприятия (третий уровень) представляют собой конкретные задачи, формируемые по каждому конкретному направлению вместе с целевыми показателями и ресурсным обеспечением.

Достижение указанных целей возможно при реализации энергетической политики, базирующихся на следующих концептуальных положениях, которые, в свою очередь, определяют и главные задачи программы: восстановление системы управления развития отрасли; регулирование спроса на электроэнергию; интенсивное энергосбережение; повышение радиационной безопасности АЭС и экологической чистоты ТЭС и ГЭС; временное максимально возможное использование ресурсов природного газа; подготовка к долгосрочной угольной стратегии топливообеспечения электростанций; проведение политики либерализации цен на энергоносители; формирование источников финансирования инвестиций; определение требований к рынку оборудования; повышение сбалансированности регионов по электроэнергии; обеспечение электроэнергетики трудовыми ресурсами; согласованное и эффективное развитие энергетики в условиях суверенитета и хозяйственной самостоятельности республик и регионов; разработка плановых и законодательных основ развития и функционирования электроэнергетики.

Одно из центральных положений структурной политики экономического развития страны занимают вопросы государственного регулирования деятельности естественных монополий. Основными задачами в области регулирования деятельности субъектов естественных монополий на ближайший период будут: совершенствование системы ценового регулирования, в том числе установление предельных тарифов на потребительском рынке, обеспечение ценообразования на основе экономически обоснованных издержек; введение в отраслях естественных монополий, включая локальные, конкурсной системы закупок продукции и услуг для их собственных нужд; расширение условий для развития конкуренции в потенциально конкурентных видах деятельности, их последующее дерегулирование; регулирование и контроль инвестиционных программ субъектов естественных монополий, введение контроля за использованием амортизационных отчислений; организация действенного государственного контроля за финансовыми потоками субъектов естественных монополий и принятие мер по оздоровлению их финансового положения путем радикального сокращения неденежных форм расчетов; повышение прозрачности финансовой отчетности, введение раздельного учета затрат по регулируемым и нерегулируемым видам деятельности.

Для реализации этих задач будут сокращены и в дальнейшем ликвидированы внутренние расчеты в неденежной форме и неплатежи в сфере естественных монополий. Увеличению доли денежных сборов будут способствовать: отказ от использования посредников для закупок материально-технических ресурсов и реализации продукции; принятие прозрачных правил и процедуры закупок на основе открытых конкурсных торгов.

Предусматривается комплекс мер, нацеленных на регулирование деятельности конкретных естественных монополий.

В области электроэнергетики продолжится совершенствование ценообразования на услуги по передаче, диспетчеризации и распределению электроэнергии.

Планируется создание генерирующих компаний в качестве независимых юридических лиц, каждая из которых будет изначально находиться в сопоставимых конкурентных условиях, что позволит развивать реальную конкуренцию на электроэнергетических рынках России в соответствии с антимонопольным законодательством.

В газовой промышленности будут определены основные принципы регулирования цен на газ на основе ведения раздельного учета затрат добычи, транспортировки, распределения и поставки (реализации) газа. Это позволит обеспечить наиболее полный учет затрат и финансовых результатов деятельности газодобывающих, газотранспортных и газоснабжающих организаций.

По мере создания необходимых условий деятельности независимых производителей (поставщиков) газа и развития конкуренции в сфере его добычи будут осуществлены меры по дальнейшей либерализации цен на природный газ, предусматривающие поставку газа потребителям по договорным ценам при сохранении государственного регулирования тарифов на услуги по его транспортировке и распределению.

В нефтяной промышленности принятие Федерального закона о нефте-проводном транспорте позволит закрепить положения о недискриминационном доступе к нефтепроводам и недискриминационных тарифах, а также об ограничениях на интеграцию собственников активов, связанных с транспортировкой нефти по магистральным нефтепроводам, и собственников активов, связанных с другими видами деятельности в нефтяной отрасли.

Магистральным направлением научно-технического перевооружения энергетики может быть только обновление производственного аппарата на основе отечественных инновационных технологий, где участие зарубежных фирм должно носить дополняющий характер и происходить в рамках обычного процесса межстрановой и межкорпорационной специализации.

В условиях резкого сокращения объёма направляемых в промышленность инвестиционных ресурсов и сужения возможностей непосредственного государственного воздействия на инновационную активность экономически самостоятельных хозяйствующих субъектов многократно возрастает сложность и ответственность выбора как стратегических приоритетов технологического развития, конкретных программ и проектов, которые должны стать объектами первоочередной государственной поддержки, так и экономических механизмов стимулирования реструктуризации энергетики.

Большое значение при формировании инновационной политики в целях реструктуризации и повышения конкурентоспособности энергопроизводства приобретает не только выработка четкой стратегии и ее нацеленность на формирование прогрессивного технологического уклада, но и способность использовать весь арсенал инструментов прямого и косвенного государственного регулирования для повышения эффективности энергетики.

В Стратегии формулируются объективные закономерности, основные положения и принципы развития отрасли в новых условиях на перспективу до 2020 года. Обосновываются масштабы и темпы энергетического строительства и структура отрасли по стране, по отдельным крупным регионам, в увязке с решением общих социально-экономических задач страны и развитием смежных отраслей народного хозяйства, прежде всего - топливной промышленности и энергетического машиностроения.

0.2. Анализ объемов, структуры и режимов потребления электрической и тепловой энергии энергоемких промышленных потребителей

В настоящее время за счет централизованного теплоснабжения обеспечивается около 50% потребностей страны в теплоте, в том числе около 33% за счет теплофикации. В структуре топливопотребления на долю природного газа и жидкого топлива приходится около 66% общего расхода топлива. От ТЭЦ и крупных котельных обеспечивается около 50% всего теплопотребления крупных энергоемких промышленных предприятий. Вместе с тем, доля мелких котельных увеличилась за последние 15 лет с 27% до 33%. Это объясняется следующими факторами:

• большим сроком сооружения ТЭЦ и значительными капиталовложениями в них и тепловые сети;

• значительной загрязненностью воздушного бассейна крупных городов, что накладывает существенные экологические ограничения при строительстве ТЭЦ;

• низкой надежностью современных тепловых сетей.

Все эти факторы, в сочетании с тяжелой экономической ситуацией затрудняют ввод в строй новых установок и модернизацию старых на ТЭЦ. Тем не менее, дефицит выработки теплоты, практически во всех крупных городах, требует увеличения мощности теплофикационных установок. Все это приводит к реальной необходимости создания новых, альтернативных источников, обладающих низкой стоимостью и высокими технико-экономическими показателями. В качестве таковых могут служить установки на базе газовых турбин или двигателей внутреннего сгорания: блок-ТЭЦ - для выработки промышленного пара и мини-ТЭЦ - для нужд коммунального теплоснабжения. Данные установки обладают рядом преимуществ по сравнению с традиционными. К числу преимуществ этих установок по сравнению с раздельной схемой производства энергии можно отнести:

• возможность достижения значительной экономии топлива посредством комбинированной выработки энергии;

• высокая надежность электро- и теплоснабжения;

- по сравнению с действующими ТЭЦ:

• меньшая длина теплоснабжающих сетей;

• высокая маневренность силового оборудования;

• низкие удельные капитальные затраты;

• высокий уровень автоматизации, что позволяет значительно сократить численность обслуживающего персонала;

• более высокая эффективность природоохранных мероприятий при меньшей капиталоемкости;

• высокая степень заводской готовности, что значительно сокращает сроки строительства;

Вместе с тем, указанные установки не лишены и некоторых недостатков:

- малая единичная электрическая и тепловая мощность;

- возможность использования только газа или мазута в качестве топлива;

- малый межремонтный ресурс и срок службы;

- трудности размещения и специфические экологические требования.

Для решения вопроса о выборе оптимальной структуры генерирующих мощностей для энергообеспечения промышленных потребителей необходимо в каждом конкретном случае проанализировать ситуационный план районов промышленно-городской агломерации (ПГА), каждый из которых имеет свои специфические особенности: производственную структуру, расчетную тепловую нагрузку и долю промышленной и коммунально - бытовой нагрузки.

Значительное влияние на формирование структуры энергосистемы оказывают режимы электро- и теплопотребления. На рис. 0.1. и в табл. 0.1. по

Рис. 0.1. Годовые графики теплопотребления основных промышленных предприятий (1-НХК, 2-ХК, З-НПЗ, 4-ЦБК, 5-ЧМ, 6-ЦМ, 7-МСК, 8-Коммунально-бытовая) данным /8,38,61,74,76, 83,98,135,137,142/ приведены годовые графики тепло-потребления предприятий наиболее энергоемких отраслей. Среднемесячная нагрузка в летний период колеблется от 50% до 70% от среднезимней, минимальная среднесуточная нагрузка летнего рабочего дня колеблется от 40% до 25%.

Таблица 0.1

Теплопотребление основных промышленных предприятий

Показатель Разм НХК ХК НПЗ ЦБК ЧМ МСК

Среднемесячная нагрузка технологического те-плопотребления: зима весна, осень лето % 100 100 100 100 100 100

84-85 81 78 75 69-73 66

70-72 67 65 62 56 53

Максимальная среднесуточная нагрузка летнего рабочего дня % 43 40 37 34 27-30 25

Доля технологического теплопотребления: % 85-90 80-85 75-80 70-75 45-65 30-65 вт. ч. пар 0,8-1,5 МПа % 80-90 70-80 60-70 50-60 35-55 20-25

Календарное число часов работы ч 7500 7500 7500 8000 8000 7000

Число часов использования максимальной технологической нагрузки ч 5600 5600 5600 5150 47005200 43004500

НХК-нефтехимический комбинат, ХК- химический комбинат, НПЗ- нефтеперерабатывающий завод, ЦБК- целлюлозно-бумажный комбинат, ЧМ- комбинат черной металлургии, МСК- машиностроительный комбинат (завод).

Для анализа действительных режимов отпуска теплоты от промышленно-отопительных ТЭЦ проведен сбор и обработка статистической информации по отпуску технологического пара от Саратовской ТЭЦ-2 за 1998 и 1999 годы. В табл. приведены данные по отпуску технологического пара от Саратовской ТЭЦ-2 за 1999 год.

Таблица

Режимы отпуска технологического пара от Саратовской ТЭЦ-2

Месяц ОАО «Крекинг», пар с давлением 1,3 МПа ОАО «Нитрон», пар с давлением 3,0 МПа

Январь 56686 56597

Февраль 52800 30354

Март 58015 20895

Апрель 32595 14775

Май 21374 13226

Июнь 17396 2275

Июль 18416 12716

Август 17886 11968

Сентябрь 19450 17879

Октябрь 26567 20510

Ноябрь 53333 30408

Декабрь 57268 31110

Приведенные данные указывают на существенную неравномерность потребления технологического пара при очень низкой суточной неравномерности .

Особенности теплопотребления предприятий различных отраслей промышленности следующие: теплопотребление является низкотемпературным до 200 °С); основным параметром теплоносителя является температура пара, необходимая для ведения оптимального технологического режима; имеется четко выраженная зависимость объемов потребления теплоты на технологические нужды от температуры наружного воздуха.

При осуществлении промышленного теплоснабжении от ТЭЦ проявляются следующие недостатки: несоответствие параметров отборного пара турбин ТЭЦ требуемым параметрам технологического пара; недостаточное и в ряде случаев нерациональное использование вторичных энергоресурсов предприятия; большие потери конденсата; недостаточное использование горячей воды на технологические нужды ряда производств; отсутствие местного регулирования систем теплоснабжения, что приводит к завышению температуры обратной сетевой воды.

В таблицах 0.2 и 0.3 приведены основные температурные уровни целевых теплоносителей и параметры греющего пара ТЭЦ ряда производств органического синтеза и искусственного волокна, которые характеризуются разнообразным температурным режимом технологических процессов и, следовательно, требуют различных параметров технологического пара.

Таблица 0.2

Основные параметры целевого и греющего теплоносителя комбината органического синтеза

Производство (установка) Целевой теплоноситель Греющий теплоноситель t °С 1.Ц, V-. Р, МПа t °С Р, МПа

Этилового спирта 40-150 0,2-0,7 250 1,0

Гидратация этилена 300 7,5 500 9,0

Фенола и ацетона 62-186 0,2-0,8 250 1,0-3,0

Ацетилена 60-172 0,3-1,6 250-315 1,0-3,0

Нитрил-акрила 30-105 0,5 250 0,1

Нитрона 25-133 0,3-1,1 250-315 1,0-3,0

Теплопотребление ХК органического синтеза (таблица 0.2) в основном является средне и низкотемпературным. Около 70% всей потребленной теплоты расходуется на нагрев технологических продуктов до температуры 130-150 °С. Исключением является процесс гидратации этилена в спирт, требующий пар давлением 7,5 МПа с температурой 300-400°С. На эжекторные установки требуется пар давлением 0,8-1,2 МПа.

Таблица 0.3

Основные параметры целевого и греющего теплоносителей химкомбината искусственного волокна

Производство (установка) Целевой теплоноситель Греющий теплоноситель t °С 1ц, ^ Р, МПа t °С ц? ^ Р, МПа

Капрона и штапеля 25-100 0.4-0.6 250-300 1.0

Ацетатное 40-120 0.3-0.55 250-300 1.0

Эфиров 40-132 0.3-0.5 250-300 1.0

Корда и целлофана 26-190 0.3-0.7 250-350 0.85-3.0

Сероуглерода 120-130 0.6 230 0.85

Нагрев пара в эвакуаторах 375 0.61 250-300 1.0

Теплопотребление основных производств комбинатов искусственного волокна (табл. 0.3) также является низкотемпературным. Около 90 % всей потребляемой теплоты расходуется на нагрев сетевой воды до 100 °С /137/. Исключением является штапельное производство, где для эвакуаторов требуется поддерживать температуру пара на уровне 360-375°С.

Химические комбинаты органического синтеза и искусственного волокна относятся к предприятиям с непрерывными технологическим циклом. Суточные графики теплопотребления имеют равномерный характер (колебания составляют 3-4 %) /76,83,86,98/. Месячные графики имеют относительно небольшую неравномерность (5-8 %).

Химкомбинаты обладают большим количеством ВЭР. По балансу выхода ВЭР могут покрывать значительную долю как технологической, так и теплофикационной нагрузки. На ХК органического синтеза ВЭР появляются при производстве этилового спирта, получения серы и пиролиза углеводородов. Возможное количество теплоты за счет утилизации ВЭР составляет 11,5 % от общей потребности предприятия. На ХК искусственного волокна значительная часть вторичных энергоресурсов образовывается при производстве серной кислоты. Возможная доля теплоты, покрываемая за счет ВЭР, составляет 6,5 % от общей потребности предприятия в тепловой энергии.

Особенности теплопотребления нефтеперерабатывающих предприятий /83/ заключаются прежде всего в неравномерности графика годового потребления теплоты ( снижение летом на 40-50 % ), а также в использовании перегретого пара давлением Рп-0,2-0,3 МПа, и температурой tn=350-400 °С ) на технологические нужды.

Вместе с тем, как показано в /76,83/, при теплоснабжении НПЗ от ТЭЦ имеется несоответствие параметров отборного пара ТЭЦ требуемым параметрам технологических процессов НПЗ и недостаточное использование вторичных энергоресурсов.

Оптимальный режим технологических процессов завода может быть обеспечен только при поддержании температурного уровня заданного для каждого из производимых продуктов. В таблице 0.4 указаны целевые температурные уровни и относительные доли (в процентах) расхода пара на основные производства НПЗ.

Доля потребления пара различных параметров основными производствами НПЗ

Наименование Целевая температура, °С Силовые производства теплообменники колонны нужды и

ДО 130- 150- 200- до 270- и обогрев, %

120 140 190 220 270 400

Топливное 33.1 - - - 3.5 14.2 49.2

Масляное 23.0 8.35 13.2 7.9 5.1 3.0 39.45

Нефтехимическое 15.0 60 10 - - - 15.0

Каталитическое 8.32 7.5 39.6 - 4.3 - 40.33

Из таблицы видно, что около 40-50 % общего теплопотребления используется на собственные нужды производства, в том числе на распыливание топлива в форсунках печей и др. В топливном и масляном производствах около 20-30 % пара используется для нагрева целевых продуктов до 120 °С. Низкотемпературные процессы ряда производств НПЗ влекут за собой дросселирование пара давлением 1,6 МПа в теплопунктах предприятия и пережог топлива на ТЭЦ. Перегретый пар, давлением 0,2-0,3 МПа, температурой 350-400 °С, используемый в ректификационных колоннах, получают путем дросселирования пара 1,6 МПа с последующим его нагревом в печах. Нагрев целевых продуктов до температур 190-200 °С производят паром давлением 3,4-4,5 МПа, отпускаемого от ТЭЦ, через РОУ.

Из вышеизложенного видно, что энергоснабжение крупных комбинатов от ТЭЦ обладает рядом недостатков: нерациональное использование теплоты высокого потенциала отборного пара, слабое использование ВЭР на предприятиях. Применение блок-ТЭЦ позволит в определенной степени снять эти проблемы, например путем установки котлов-утилизаторов на параметры паpa, соответствующие требованиям технологических процессов, что приведет к значительной экономии топлива в системе. Вместе с тем, энергообеспечение промышленных потребителей от паротурбинных ТЭЦ имеет целый ряд способов, позволяющих повысить экономическую эффективность систем промышленного теплоснабжения от ТЭЦ.

0.3 Сравнительный анализ способов покрытия электрических и тепловых нагрузок промышленных потребителей

В развитых странах мира, прежде всего США, Германии и Японии, несмотря на наличие мощных ТЭС, АЭС и ГЭС для теплоэнергоснабжения промышленных потребителей широко используют автономные источники на базе ГТУ и ДВС малой и средней мощности. Количество их достигло нескольких десятков тысяч. Характерным является разнообразный парк машин. В Финляндии к концу 1999 г. эксплуатировались и строились более 20 ПТУ и ГТУ ТЭЦ, основные характеристики которых приведены в таблице 0.5 /144149,153-157,165-170/.

Таблица 0.5

Характеристики парогазовых и газотурбинных ТЭЦ в Финляндии

Название ТЭЦ Число Тип Мощность, МВт Тип установки

ГТУ ГТУ электр теп-лов.

Mertianiemi 1 1 GT20 35 47 ГТУ ТЭЦ, отопительная, котел-утилизатор

Nestle Оу 1 GT20 34 60 ГТУ ТЭЦ, промышленная, котел-утилизатор с дожитом

Mertianiemi 2 2 GT20 148 150 ПГУ ТЭЦ, промышленная, котел-утилизатор с дожитом

Kymi-Kymmene 1 M5 25 40 ГТУ ТЭЦ, промышленная, котел-утилизатор с дожигом

Tampela Oy 1 GT20 40 106 ГТУ ТЭЦ, промышленная, котел-утилизатор с дожигом

Kymijarve 1 M6 51 40 ПТУ ТЭЦ, отопительная, угольный котел

Koyvola 1 M6 40 70 ГТУ ТЭЦ, отопительная, во-доподогреватель

Imatra 2 Gen.H 8 16 ГТУ ТЭЦ, отопительная, во-доподогреватель

Hastola 1 Gen.H 4 8 ГТУ ТЭЦ, отопительная, во-доподогреватель

Lielahti 2 M6 132 152 ПГУ ТЭЦ, промышленная, котел-утилизатор с дожигом

Vanaja 1 M6 52 57 ПГУ ТЭЦ, отопительная, угольный котел

Suomenoja 1 M6 51 40 ПГУ ТЭЦ, отопительная, угольный котел

Neste Oy 1 M6 40 70 ПГУ ТЭЦ, отопительная, угольный котел

Kerava 1 Gen.H 4 8 ГТУ ТЭЦ, отопительная, во-доподогреватель

Sananmaki 1 M6 42 70 ГТУ ТЭЦ, отопительная, котел-утилизатор

Vnosaari 2 V.64 158 147 ПГУ ТЭЦ, отопительная, котел-утилизатор

Их общая установленная мощность составила 675 МВт (более 5% мощности всех электростанций), а тепловая 866 МВт (около 20% общей тепловой мощности). На этих ТЭЦ установлено 16 ГТУ средней (35-55 МВт) мощности поставленных фирмами Fiat (GT20), Alsthom, General Electric, AEG-Kanis, Simens, а также 4 стандартных модуля с ГТУ, электрической мощностью 4 МВт, фирмы ABB.

Несколько ГТУ установлены на ТЭЦ, как надстройка к теплофикационным паровым установкам, котлы которых работают на угле. Использование таких схем приводит не только к увеличению мощности установок, но и к уменьшению удельных расходов топлива и улучшению маневренных характеристик установок. Высокая температура сбрасываемых в котел газов улучшает процесс горения в топке, что позволяет сжигать низкосортный уголь, без дополнительной «подсветки» мазутом.

ГТУ типа М6В в г. Коувола мощностью 49 МВт работает с 1988 г. Отпуск теплоты осуществляется за счет охлаждения отработанных газов ГТУ в газоводяном подогревателе с 530 до 80-90 °С, коэффициент использования теплоты топлива составляет 80-84%. На ТЭЦ установлены 3 дополнительных котла суммарной тепловой мощностью 48 МВт и аккумулятор горячей воды (95 °С) емкостью 10000 м3 (450 МВт,ч). Расчетная температура прямой воды 115 °С, обратной 50 °С. Суммарные капиталовложения составили 40 млн. марок ФРГ, в том числе: на ГТУ - 36%, котельную и насосы - 12%, ГВП - 8%, аккумуляторная - 5%, электрооборудование - 11%, автоматика - 4%, строительство -12%, проектирование и надзор - 2%. Установка работает 3.5-4.0 тыс. часов в год при 100-150 пусках.

В США только фирма General Electric поставила для промышленных ТЭЦ к концу 1989 г. около 50 ГТУ типа Мб и М10, с которыми сооружено или заказано несколько крупных электростанций (табл. 0.6).

ТЭЦ Bayport расположена вблизи Хьюстона и оснащена ГТУ типа М7Е, с установкой котлов утилизаторов двух давлений с естественной циркуляцией и сжиганием дополнительного топлива в камерах дожигания. Каждый котел-утилизатор производительностью 142 тонны пара в час с параметрами 6 МПа и 420 °С и 15 т/ч насыщенного пара с давлением 1,4 МПа.

Путем различного сочетания числа работающих агрегатов, регулирования расхода воздуха через ГТУ (с помощью поворотного направляющего аппарата компрессора), изменением количества дополнительно сжигаемого топлива в камерах дожигания, достигается высокая экономичность станции в широком диапазоне режимов работы. Выработанный на ТЭЦ пар используется в установках разделения воздуха для получения кислорода, азота и аргона, а также других нужд расположенного вблизи химического предприятия.

ТЭЦ Keru River вырабатывает электроэнергию и пар для закачки в пласт и извлечения из него вязкой нефти. Мощность каждой из четырех установленных на ней ГТУ составляет 75 МВт при температуре наружного воздуха 27 °С. ГТУ оборудованы испарительными охладителями засасываемого воздуха для сохранения мощности при повышении температуры выше расчетной. В качестве топлива используется газ или жидкий дистиллят. Газы после ГТУ сбрасываются в котел - утилизатор, который вырабатывает 195 т/ч влажного пара с давлением 5,5 МПа и степенью сухости 0,8. В таблице 0.6 приведены основные характеристики некоторых ГТУ ТЭЦ /151,152/. Анализ эксплуатации за последние 10 лет показывает высокую надежность их работы. Средний коэффициент готовности составил 95,7%, коэффициент использования мощности 85%.

Таким образом, ПГУ и ГТУ ТЭЦ в течение последних 20 лет заняли прочное место в энергетике ведущих развитых, а также развивающихся стран с заметной долей нефти и газа в топливном балансе.

За редким исключением все выпускаемые ГТУ выполнены по простому термодинамическому циклу. По уровню мощности их можно разбить на три группы: малой мощности N3J1<25 МВт, средней мощности от 25 до 65 МВт, и большой мощности - свыше 65 Мвт.

Характеристики газотурбинных ТЭЦ в США

Название Год ввода в Число ГТУ Мощность, Общая наработка

ТЭЦ эксплуатацию МВт тыс. ч

Lake-Chares 1978-86 4 370 253

La Port 1982-86 2+ПТ 225 58.7

Bayport 1985 4 300 164.3

Kerry River 1985 4 300 158.8

Lieghondale 1986 5 390 169.3

Seecamor 1988 4 300 26.8

Watson 1988 4+ПТ 390 70

Midway 1983 3 240 24

Sanset

Point Comfort 1991 5 340

Lingen 1991 5+ПТ 418

Показатели эффективности ГТУ постоянно улучшаются за счет внедрения новых технологий в турбостроение. Уровень начальных температур газа достиг 1300°С и соответственно КПД до 38% /158-161/. Удельная стоимость при этом снизились с 340 до 325 $/кВт /162,171-174/. В дальнейшем за счет применения новых материалов и перспективных способов охлаждения планируется приблизить КПД ГТУ к ПТУ. Средний срок службы газовой турбины составляет 10-12 лет, а срок службы блок-ТЭЦ 30-35 лет, что позволяет улучшать ее показатели, заменяя устаревшее оборудование на более высокоэффективное через меньший период времени, чем это возможно на ПТУ ТЭЦ. При этом следует учитывать в замену оборудования.

В России ориентация на централизованное энергоснабжение привела к созданию крупных ТЭЦ мощностью до 400-600 МВт. Отсутствие в системах энергоснабжения России мелких независимых производителей обусловлено следующими основными факторами:

• отсутствие экономического механизма и правовых норм заинтересованности собственного энергопроизводства, высокие инвестиционные риски;

• отставание отечественного энергомашиностроения от мирового уровня как по номенклатуре, так и по технико-экономическим показателям оборудования;

• неразвитость рынка оборудования и чрезмерный рост цен на него вследствие монополизма производителя;

• временное снижение потребления электроэнергии и теплоты в переходный период развития экономики (начиная с конца 80-х годов).

Серьезное отставание отечественного энергомашиностроения по качеству и надежности оборудования, уровню автоматизации, технологии ремонта, удельной численности эксплуатационного персонала характеризуется следующим:

• по безотказности (наработке на отказ) отечественное оборудование уступает зарубежному более чем в 2 раза;

• проектируемые и эксплуатируемые ГТУ, малой и средней мощности, о имеют выбросы окислов азота до 50-40 мг/м в уходящих газах, отечественные - в 2,0-2,5 раза выше.

Развитие внутреннего энергетического рынка возможно только при условии ориентации на достижение научно - технического прогресса, которые обеспечат экологически приемлемое, надежное, безопасное и ресурсосберегающее удовлетворение потребителей в электрической и тепловой энергии.

Основные требования, предъявляемые к энергоустановкам малой и средней мощности можно свести к следующему:

• создание и серийное производство высокотемпературных, высокоэффективных газотурбинных установок, мощностью до 16-25 МВт, с КПД не ниже 31-32% и строительство ПГУ на их основе;

• организация системы сервисного обслуживания фирмами - изготовителями оборудования, что увеличит межремонтные сроки, решит проблему запасных частей и повысит надежность работы;

• серийное производство блочно - комплектных энергетических газотурбинных и парогазовых установок малой и средней мощности на температуру газов до 1300°С;

• доведение наработки на отказ ГТУ до 6000-7000 часов, а автоматизированных систем управления до 50-100 тыс. часов;

• более широкое использование новых жаропрочных материалов, корро-зионностойких, в том числе и неметаллических на основе керамики, для ответственных элементов газовых турбин и котлов - утилизаторов;

• разработка и серийное производство сертифицированной контрольно -измерительной аппаратуры, а также средств диагностики технического состояния оборудования, систем диагностического контроля и мониторинга окружающей среды.

Производственной базой децентрализации энергопроизводства в России является нарождающийся рынок энергетических установок, создаваемых не только на энергомашиностроительных заводах, но и на основе агрегатов военной техники. Предприятия оборонного комплекса, находясь в условиях резкого сокращения военных заказов, могут начать серийное производство электростанций малой и средней мощности (от 0,5 до 60 МВт), использующих практически все виды первичных и вторичных топливо - энергетических ресурсов.

В результате этого могут быть разработаны и внедрены для выработки электроэнергии и теплоты следующие виды высокоавтоматизированных экологически приемлемых модульных установок малой и средней мощности /8790/:

• теплофикационные ГТУ на базе газотурбинных двигателей самолетов, судов и колесно - гусеничных машин, электрической мощностью от 0,5 до 60 МВт и тепловой мощностью от 0,5 до 80 МВт, для установки в месте размещения отопительных и промышленных котельных, работающих на природном газе;

• теплофикационные паросиловые установки малой мощности с противодавлением на промышленные параметры пара (1,4 МПа и 225 °С) электрической мощностью до 1200 кВт и тепловой мощностью до 10 МВт, работающих на мазуте и твердом топливе;

• теплофикационные дизельные установки, для децентрализованного теплоснабжения, на базе двигателей судов, колесных и гусеничных машин единичной электрической мощностью до 4 МВт и тепловой мощностью до 4 МВт;

• паросиловой и газотурбинный привод с утилизацией теплоты мощностью до 20 МВт для энергоснабжения нефтегазодобывающих и перерабатывающих комплексов.

Разработка новых типов установок на базе конверсии военной техники, имеет в 3-5 раз меньшую инерционность, чем создание аналогичной техники в гражданской промышленности. В таблицах 0.7 и 0.8 приведены характеристики оборудования, выпускаемого или готового к серийному производству предприятиями оборонного комплекса и гражданского энергомашиностроения.

Эффективность использования установок малой и средней мощности определяется следующими факторами:

• низкой себестоимостью производства электроэнергии и теплоты за счет комбинированной их выработки и использования более совершенного оборудования;

Конверсионные ГТУ малой и средней мощности

Тип установки Установленная мощность Эффективный КПД электрическая, МВт тепловая горячая вода, МВт пар, т/ч

НК-37 25 18.2 31.1 36.4

НК-32СТ 25 27.0 46.1 34.0

НК-12СТ 6.3 5.1 8.7 26.3

НК-14СТ 8 8.3 14.2 32.0

НК-40СТ 10 7.4 12.7 34.0

НК-91СТ 20 16.9 29.0 31.0

ГТУ-89СТ-20 20 22.5 38.5 32.0

ГТГ-12 12 12.3 21.1 28.0

АЛ-31СТЭ 20.2 19.6 33.4 34.0

ПС-90ЭУ 25 15.8 27.1 41.0

Р-29-300 20.2 24.2 41.3 30.0

НК-39 16 11.3 19.3 38.0

НК-16СТ 16 17.6 30.1 29.0

ТВО-Ю 0.35 0.6 0.9 22.0

РД-33 12.5 10.7 18.3 31.8

ТВД-10 0.5 0.8 1.4 21.0

ТВД-1500 0.7 0.9 1.6 27.0

ТВЗ-117 1.1 1.3 2.3 25.0

ТВ7-117Е 1.5 2.0 3.4 27.0

Основные характеристики энергетических ГТУ

Тип ГТУ, изготовитель и год выпуска Номинальная мощность, МВт Начальная температура, °с Температу-тура уход, газов, °С КПД %

ГТЭ-45, ХТЗ, 1989 54 900 465 28.0

ГТН-16, ТМЗ, 1983 16.8 920 430 29.5

ГТЭ-25, ТМЗ. 1993 25.5 1060 460 32.3

ГТЭ-45У, ТМЗ, 1995 40.2 1230 556 33.8

ГТЭ-30, НЗЛ, 1990 30 900 400 29.0

НК-16, КМЗ, СЕРИЯ 16 860 370 28.5

НК-30, КМЗ, 1990 24 960 493 31.7

НК-37, КМЗ, 1994 25 — 425 36.7

ГТГ-17, ЮТЗ, 1990 17.6 1070 410 34.5

ГТГ-25, ЮТЗ, 26 1220 470 35.3

ГТГ-50, ЮТЗ, 50 1200 — 36.0

НК-16, КАЗ, 16 793 370 28.6

НК-91, КАЗ, ПРОЕКТ 20 922 377 31.0

AJI-31, СТЭ УАЗ, 20 1252 518 36.5

ГТУ-89, ОАЗ, ПРОЕКТ 22 1000 440 32.0

А-18Т, ЗМС, ПРОЕКТ 20 1177 450 35.0

Р-29-300, ЗКО, ПРОЕКТ 20 957 457 30.0

ПС-90ЭУ, ПАЗ, ПРОЕКТ 20 1157 444 36.7

ХТЗ - Харьковский турбинный завод, ТМЗ - турбомоторный завод, НЗЛ -Невский завод, КМЗ - Самарский моторный завод, ЮТЗ - Южный турбинный завод, КАЗ - Казанский авиационный завод, УАЗ - Уфимский авиационный завод, ОАЗ - Омский авиационный завод, ЗМС - Завод «Мотостроитель», ЗКО - завод «Красный Октябрь», ПАЗ - Пермский авиационный завод.

• повышение надежности энергоснабжения;

• независимость режима работы потребителей от режима работы системы:

• снижение масштабов отчуждения территорий под крупное энергетическое строительство:

• большая экологическая безопасность и снижение затрат на охрану окружающей среды.

Основные принципы использования таких установок, в том числе и в качестве надстройки существующих паровых и водогрейных котлов, состоят в следующем:

• абсолютный прирост расхода органического топлива (в основном природного газа), для выработки электроэнергии в пределах рассматриваемой территории, должен быть минимальным;

• энергоустановки должны иметь минимальные выбросы вредных веществ в окружающую среду и минимальное водопотребление;

• увеличение потребления природного газа должно планироваться как в целях повышения тепловой экономичности установок с одновременным улучшением экологических характеристик оборудования.

Суммарные электрические мощности ГТУ и паросиловых установок малой мощности, создаваемые по линии конверсии оборонной промышленности, которые могут быть установлены только на действующих промышленных, коммунальных и сельских котельных России, может составить около 175 ГВт, в том числе 150 ГВт - ГТУ ТЭЦ. Суммарный расход топлива на эти установки составит 125 млн. т у.т. в год. Отпуск такого же количества электроэнергии от других источников, например КЭС, потребует в полтора раза большее количество топлива (однако это топливо может быть менее дефицитным).

Использование блок-ТЭЦ на предприятиях топливных отраслей ТЭК страны позволит ввести в топливный баланс ресурсы, относящиеся сегодня к технологическим потерям.

В сложившихся условиях государство не в состоянии финансировать долгосрочные, рассчитанные на 10-15 лет, разработки и сооружение больших серийных энергоблоков новых типов. Нарождающиеся коммерческие структуры также не в состоянии финансировать капиталоемкие и долгосрочные проекты. Иностранный капитал, вследствие нестабильности политической ситуации, неохотно инвестирует энергетику страны.

Инвестиционная политика в сложившейся ситуации должна учитывать следующие факторы: полное отсутствие государственных ассигнований на развитие энергетики; удорожание строительства вследствие роста (эскалации) цен, в том числе и за счет инфляционных процессов, на оборудование и материалы; ограниченные возможности финансирования строительства за счет собственных средств; отсутствие экономических стимулов и правовых гарантий для привлечения в отрасль свободного капитала.

Представляются возможными следующие источники финансирования энергетического строительства: внебюджетные фонды целевого назначения, создаваемые за счет отчислений от тарифов; накопленные средства предприятий, образуемые из амортизационного фонда и отчислений из прибыли; местные инвестиции в государственный бюджет; льготные кредиты под гарантию государства; привлечение инвестиций из-за рубежа.

Объемы собственных источников инвестиций в настоящее время невелики, так как высокие темпы инфляции делают их, а также внебюджетные и амортизационные фонды, недостаточными для финансирования долгосрочных и среднесрочных кредитов. В настоящее время целесообразными являются краткосрочные программы, время осуществления которых, включая научную проработку, выполнение ТЭО, проектирование, размещение заказов, поставку оборудования, строительно-монтажные работы, лицензирование и пуск, не превышает 3 лет. Именно таким условиям удовлетворяют установки малой и средней мощности на базе ГТУ.

Все вышеизложенное позволяет сделать вывод о том, что на современном этапе основными направлениями повышения эффективности систем промышленного энергоснабжения является максимальное использование преимуществ централизованных систем теплоэнергоснабжения от существующих паротурбинных ТЭЦ и создание децентрализованных источников энергии на базе блок-ТЭЦ малой и средней мощности.

0.4. Особенности формирования рынков и тарифообразования на электрическую и тепловую энергию в региональных энергосистемах

Экономические взаимоотношения между производителями энергии и ее потребителями строятся на основе системы тарифов на электрическую и тепловую энергию. Действующая с начала 90-х годов в Российской Федерации государственная система регулирования тарифов призвана обеспечить согласование интересов поставщиков и потребителей энергии.

Энергетические установки, предназначенные для снабжения электроэнергией и теплотой промышленных потребителей, как правило, работают в составе ОАО-энерго. Поэтому в рамках настоящей работы необходимо исследовать условия их функционирования при параллельной работе с другими источниками энергии в электрических и тепловых сетях.

Некоторые итоги реформирования российской энергетики. Электроэнергетическая отрасль России в первоначальный период перехода к рыночным отношениям была преобразована из централизованно управляемой государством в акционированные и частично приватизированные энергетические компании.

Сложившаяся структура позволила решить главную задачу отрасли в уеловиях перехода от централизованного планирования к рыночным отношениям -обеспечение устойчивого и надежного снабжения потребителей электрической и тепловой энергией при высокой инфляции, кризисе неплатежей и других проблем переходной экономики. Однако общая экономическая эффективность электроэнергетики за годы реформ снизилась, что явилось следствием ряда причин, одной из которых является затратное регулирование при определении тарифов на энергию /15,16,21,25,34,35,52,64,84/. Действующая система государственного регулирования тарифов породила неуклонное завышение издержек и рост тарифов, что в свою очередь спровоцировало неплатежи за энергию и диспаритет цен на продукцию топливно-энергетического комплекса и других отраслей экономики.

Недостатки формирования цен на электроэнергию и теплоту являются следствием несовершенства механизма регулирования тарифов и недостаточного опыта его применения в экономике переходного периода России. Косвенно это подтверждается тем, что до недавнего времени вся мировая энергетика успешно использовала затратный механизм ценообразования. Вместе с тем, бесспорным является тот факт, что единственным известным мировому опыту антизатратным механизмом является конкуренция производителей любого вида продукции. Поэтому в настоящее время российская энергетика стоит перед нелегким выбором: или совершенствовать систему государственного регулирования тарифов, или взять курс на введение конкурентных отношений в энергетике, когда определение тарифов осуществляется в процессе согласования спроса и предложения на энергию.

Условия формирования и функционирования федерального и региональных рынков электроэнергии и мощности в Российской Федерации. В настоящее время в Российской Федерации действует система региональных (по субъектам Федерации) и федерального (ФОРЭМ) рынков электроэнергии и мощности.

На региональном рынке энергоснабжение конечных (розничных) потреби

Г' >' ' >~ Ч |

41. .фс*; ' i телей обеспечивается энергетическими компаниями (ОАО-энерго). При этом региональный рынок функционирует следующим образом. ОАО-энерго вырабатывает энергию на собственных энергоустановках и продает ее розничным потребителям по установленным под государственным контролем тарифам. Если собственной энергии недостаточно, то энергоснабжающая организация докупает ее на ФОРЭМ. Крупные региональные потребители энергии имеют право заключать прямые договоры на поставку энергии от субъектов ФОРЭМ, минуя региональный и оптовый рынки.

Федеральный оптовый рынок энергии и мощности организован следующим образом. РАО "ЕЭС России" приобретает энергию у избыточных ОАО-энерго по тарифу, не превышающему средний тариф этого ОАО-энерго и у ГЭС, ГРЭС и АЭС по тарифам, установленным Федеральной энергетической комиссией. РАО "ЕЭС России" продает энергию дефицитным ОАО-энерго и крупным потребителям электроэнергии по среднему тарифу, сложившемуся на оптовом рынке, с учетом надбавки (абонементной платы) за услуги по организации работы и развитию ЕЭС России. Указанный тариф утверждается Федеральной энергетической комиссией.

Энергодефицитные ОАО-энерго могут заключать прямые договоры на поставку энергии от избыточных ОАО-энерго или АЭС по указанным выше тарифам минуя оптовый рынок.

Западные модели формирования и функционирования оптового рынка электроэнергии и мощности. Организация рыночной среды в энергетике определяется двумя основными факторами /110,124,139,173/: условиями допуска субъектов рынка на оптовый рынок электроэнергии; методами и механизмами организации конкуренции между производителями электроэнергии.

В зависимости от условий допуска субъектов рынка на оптовый рынок возможны две принципиально различные схемы организации и функционирования рынка. В случае реализации технологической (индустриальной) схемы рынка, на оптовом рынке действуют только те субъекты, которые непосредственно участвуют в процессе электроэнергетического производства, т.е. в производстве, транспорте и распределении электроэнергии. Розничные потребители на рынок не допускаются. По такому принципу организован энергетический рынок тех стран, где электроэнергетика фактически находится в собственности государства (Франция, Италия и пр.).

Централизованная модель взаимодействия субъектов рынка в принципе может обеспечить достижение максимального эффекта от совместной работы электроэнергетических систем. Централизованная модель управления реализуется и негосударственными компаниями в рамках энергетического объединения (пула), например, в пуле Новая Англия, действующем на территории ряда штатов северо-востока США. В этом случае вошедшие в пул энергокомпании сознательно и добровольно (по согласованию с регулирующими комиссиями штатов) отказываются от рыночной конкуренции друг с другом. При этом они договариваются о механизме распределения затрат за использование транспортной сети, распределения прибыли от экономичного ведения режима параллельной работы энергоисточников в пуле, долевого участия в совместном сооружении генерирующих источников и основных сетей пула.

С точки зрения конкуренция технологический принцип организации рынка носит название «Монополия на всех уровнях» / 132,135 /. В этом случае, как правило, одна компания имеет монополию на производство энергии и доставку ее к распределительным компаниям или непосредственно к розничным потребителям.

Одной из модификаций централизованной модели функционирования рынка, включающей элементы конкуренции, является модель под названием «Единственный покупатель» /132/. При этом только одному назначенному агентству по покупке (обычно местной энергокомпании) разрешается покупать электроэнергию у конкурирующих между собой электростанций. Единственный покупатель имеет монополию на передающие сети и продажу электроэнергии конечным потребителям.

Другая модель энергетического рынка предусматривает вывод на рынок конечных (розничных) потребителей энергии наряду с ее производителями, транспортировщиками и перепродавцами. Причем рассматривается две модификации этой модели. Первая из них носит название «Конкуренция на оптовом рынке» /132/. По этой модели конкуренция осуществляется не только между производителями энергии, но и между несколькими распределительными компаниями, занимающимися розничной торговлей. При этом распределительные компании все еще имеют монопольное право на электроснабжение розничных потребителей. Вторая модель называется «Конкуренция на розничном рынке или свободный доступ», или «Розничное перераспределение» /132/. В этом случае все потребители имеют право выбирать своего поставщика электроэнергии. Для них имеется открытый доступ как к передающей, так и к распределительной сети. Последняя модель рассматривается как модель будущего. В настоящее время энергетика Великобритании, Норвегии, Чили, Австралии приближается к этой модели.

Опыт введения конкурентных отношений в мировой энергетике. Вне зависимости от рассмотренных моделей рынка конкурентные отношения на оптовом рынке затрагивают 15 - 20 % текущих поставок мощности и энергии (spot-market). Основной объем поставок осуществляется как правило на основе долгосрочных контрактных обязательств между субъектами рынка, т.е. область конкуренции на оптовом рынке в настоящее время следует считать весьма ограниченной. Это обстоятельство не позволяет говорить о явных преимуществах какой-либо модели рынка (включая централизованную). Представляют интерес результаты перехода энергетики ряда стран (Великобритания, Аргентина, Австралия) на различные модели конкурентного рынка /132,124/.

Австралия. Реформы начаты в 1990 году. Последствия реформ: стабильное снижение цен на электроэнергию (за четыре года на 32 %), рост производительности труда, увеличение иностранных инвестиций в электроэнергетику только из США поступление инвестиций в 1996 году составило почти 7 млрд. долл.).

Аргентина. Реформы начаты в 1992 году. Последствия реформ: снижение цен на электроэнергию (к 1997 г. цены стабилизировались на уровне на 40 % ниже доприватизационного), рост надежности за счет сокращения простоев оборудования, увеличение производительности труда (численность персонала с началом приватизации сократилась на 40 %), увеличение иностранных инвестиций в электроэнергетику (поступление инвестиций в 1994 году в приватизированный сектор составило почти 9 млрд. долл.).

Великобритания. Реформы начаты в 1989 году. Последствия реформ:

• снижение цен на электроэнергию (за период с 1992 г. по 1996 г. цены для бытовых потребителей снизились с 8,9 пенс/(кВт*ч) до 8,25 пенс/(кВт*ч), для небольших промышленных потребителей с 6,0 пенс/(кВт*ч) до 4,8 пенс/(кВт*ч));

• увеличение производительности труда (численность персонала с началом приватизации сократилась приблизительно на 50 %);

• увеличение иностранных инвестиций в электроэнергетику (поступление инвестиций в 1996 году из США в приватизированный сектор составило почти 6 млрд. долл.).

Перспективы повышения эффективности работы электроэнергетики России на основе конкурентных отношений. Международный опыт свидетельствует, что для введения свободной конкуренции в электроэнергетику необходимо наличие определенных условий, важнейшее из которых - устойчивая национальная экономика /124/. Далее необходимо создание целостной нормативно-правовой базы, регламентирующей систему правовых, экономических и технических условий работы энергетических предприятий в условиях конкуренции.

В долгосрочной перспективе формирование конкурентного рынка электроэнергии и мощности представляется в виде нескольких этапов *.

На первом этапе предполагается совершенствовать систему ценообразования в целях уменьшения затрат на производство и транспорт энергии, устранения перекрестного субсидирования, введения дифференцированных тарифов для потребителей с учетом реальных затрат на энергию.

На втором этапе предусматривается введение конкурентных отношений между производителями энергии. При этом сохраняется структура федерального и региональных рынков электроэнергии и мощности. Должны получить поддержку и развитие независимые производители энергии. Будет подготовлена необходимая нормативно-правовая база для последующих этапов рыночных преобразований.

На третьем этапе планируется провести объединение ФОРЭМ и региональных рынков электроэнергии и мощности, структурно разделить генерацию и передачу энергии, вывести на общий оптовый рынок и обеспечить свободный доступ к нему всех или большинства электростанций на конкурентной основе. Распределительные компании получают открытый доступ к передающей сети оптового рынка, но сохранят монопольное право на электроснабжение конечных потребителей.

На четвертом этапе организуется полноценный рынок электроэнергии и мощности, при котором в организации конкуренции участвуют все субъекты рынка, включая потребителей, которые в этом непосредственно заинтересованы и могут реально оказывать влияние на производителей и поставщиков энергии.

Рассмотренные в данном разделе вопросы имеют важное значение для оценки перспектив эффективной работы комбинированных источников электрической и тепловой энергии промышленного назначения. Очевидно, что особенности технологического цикла таких установок ( в частности, одновре Барилов В.А., Моневич А.С. Вопросы совершенствования структуры управления электроэнергетикой России // Электричество, 1998.- №6.- С. 21-31. менность и неразрывность процесса производства теплоты и электроэнергии) будут по-разному проявляться в условиях разных моделей рынка. Так, при функционировании ТЭЦ в конкурентных условиях для обеспечения их эффективной работы очевидна острая необходимость в сохранении потребителей тепловой энергии. Для этого требуется повышение экономической привлекательности этих источников энергии, в том числе и за счет существенно большей дифференциации тарифов на тепловую и электрическую энергию.

Состояние проблемы тарифообразования в региональных энергосистемах. Система тарифообразования на энергию определяется моделью организации рынка электроэнергии и мощности, а точнее условиями конкуренции на указанном рынке. Если между производителями энергии и розничными (конечными) потребителями имеется посредник в виде распределительной компании, то процесс формирования тарифов имеет два этапа.

1. Вначале определяется некоторая расчетная величина тарифа в передающей сети (под контролем государства с использованием затратного механизма формирования тарифов или в результате конкуренции между производителями энергии).

2. На втором этапе распределительная компания, исходя из тарифа, сложившегося в передающей сети, определяет тарифы для розничных потребителей, в том числе дифференцированные по различным признакам (надежности, времени суток, сезону и пр.).

Принципы формирования тарифов на электрическую и тепловую энергию на региональных потребительских рынках РФ. Формирование тарифов на электрическую и тепловую энергию в РФ осуществляется на основании:

• федерального закона «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации»;

• постановления Правительства Российской Федерации от 04.02.97 № 121 «Об основах ценообразования и порядке государственного регулирования и применения тарифов на электрическую и тепловую энергию».

В указанных документах говорится, что основной целью ценообразования на электрическую и тепловую энергию является обеспечение баланса интересов потребителей и производителей в сфере естественной монополии в области энергоснабжения посредством регулирования деятельности энергоснаб-жающих организаций и субъектов рынка. Задачей регулирования тарифов является обеспечение функционирования и развития энергоснабжающих организаций при одновременном ограничении необоснованных ценовых претензий со стороны энергетических монополий.

В / 77 / закреплен основной принцип тарифообразования: расчет экономически обоснованной общей потребности в финансовых средствах (себестоимости и прибыли) энергоснабжающих организаций исходя из действующих норм и нормативов расходования топлива, основных и вспомогательных материалов для эксплуатации и ремонтных нужд и прогнозируемых цен и тарифов.

Процедура расчета тарифов предусматривает определение двухставочных тарифов в качестве базы для утверждения тарифов на электрическую и тепловую энергию для всех категорий потребителей (как для потребителей, применяющих двухставочные тарифы, так и для потребителей, применяющих одно-ставочные тарифы).

В соответствии с /77/ дифференциация ставок платы за электрическую энергию осуществляется по уровню напряжения в месте подключения потребителя (высокое напряжение (ВН) - 110 кВ (60 кВ) и выше; среднее напряжение (СН) - 35.6 кВ; низкое напряжение (НН) - 0,4 кВ и ниже). Сейчас дифференциация ставок платы за тепловую энергию производится по виду теплоносителя (пар, горячая вода), параметрам пара в соответствии с энергетической ценностью отпускаемого тепла.

Законодательная база государственного регулирования тарифов в РФ позволяет субъектам федерации совершенствовать механизм формирования тарифов, в том числе в направлении дифференцирования их по различным признакам.

Автор /25/ после анализа различных систем тарифов на электроэнергию пришел к выводу, что в наибольшей мере интересам потребителей и производителей энергии отвечают следующие системы тарифов:

• двухставочный тариф с основной ставкой за мощность потребителя, участвующую в максимуме энергосистемы и дополнительной ставкой за энергию, учтенную счетчиком, дифференцированной по времени суток (дневной пик -ночной провал);

• одноставочный тариф в виде ставки за энергию, учтенную счетчиком, дифференцированный по времени суток (ночной провал, дневной пик, полу-пик).

Одноставочный дифференцированный тариф является наиболее простым и наглядным для потребителей, требует менее сложных приборов учета. Именно этот тип тарифа применяется в большинстве стран, но, конечно, не является единственным. Рассмотрим применяющиеся в практике зарубежных компаний системы тарифов на электроэнергию /21/ на примере канадской энергетической компании Hydro Quebec, являющейся государственной корпорацией.

В основу построения тарифов положен принцип определения предельных затрат. Применяются следующие виды тарифов. Тарифы для бытовых потребителей. Тарифы общего назначения для расчетов с коммерческими, промышленными потребителями и учреждениями. Тарифы управления нагрузкой, дифференцированные по времени суток. Тарифы для бытовых потребителей, использующих биоэнергетические установки - стимулируют использование котельных установок для обогрева помещений и горячего водоснабжения в период максимума нагрузки энергосистемы и в остальное время. Тарифы для коммерческих и промышленных потребителей, использующих биоэнергетические установки - предназначены для сглаживания суточного и годового графиков нагрузок, так как в период льготных тарифных зон (период межсезонных и летних годовых нагрузок) подогрев воды и отопление помещений обеспечивается с помощью электроэнергии. Тарифы, предусматривающие перерывы в электроснабжении или ограничение подачи энергии (тариф негарантированного обслуживания) - предлагают скидку при условии, что в период зимнего максимума потребление электроэнергии промышленным предприятием будет снижено или прекращено.

Приведем пример тарифов гарантированного и негарантированного обслуживания, применяемых в американской компании Pacific Gas and Electric.

Таблица 0.9.

Тарифы для потребителей с максимальной нагрузкой выше 1 ООО кВт в числ. - гарантированное обслуживания, в знамен. - негарантированное)

Вид платы Уровень напряжения

Вторичное Первичное Напряжение передачи

Лето Зима Лето Зима Лето Зима

Плата за мощность, долл./кВт пик полупик базис

13,35/5,85 - 11,80/4,30 - 7,70/1,00

3,70/3,20 3,65/3,15 2,65/2,15 2,65/2,15 0,60/0,10 0,60/0,25

2,55/2,55 2,55/2,55 2,55/2,55 2,55/2,55 0,35/0,35 0,35/0,25

Плата за энергию, ц/(кВт*ч) пик полупик базис \

87,08/74,6 - 62,10/49,6 - 57,50/45,0

57,67/56,3 63,44/62,1 48,21/46,9 56,24/54,9 43,61/42,3 53,69/52,4

50,22/48,9 50,0/48,7 46,37/45,1 47,2/45,9 40,97/39,6 44,2/42,9

Анализ системы формирования тарифов на электрическую и тепловую энергию в региональных энергосистемах. В ситуации экономического кризиса в России особенно явным становится несовершенство существующего затратного механизма формирования тарифов на энергию, приводящего к росту стоимости электроэнергии и тепла, производимого централизованными источниками. В результате существенного роста цен на тепловую энергию, вырабатываемую крупными региональными ТЭЦ, потребители отказываются от нее и переходят на индивидуальные источники, чаще всего собственные промышленные и отопительные котельные. Указанная тенденция приводит к тому, что фактически осуществляется переход от комбинированной на раздельную выработку энергии, и, как следствие, тарифы на энергию повышаются еще больше.

Следует отметить ряд недостатков /35,71,77/, используемых при расчете тарифов:

• фактические потери электроэнергии в электрических сетях ВН, СН, НН списываются только на потребителей энергии соответствующего напряжения, хотя, например, по сетям ВН электроэнергия подается потребителям СН и НН, а по сетям СН - потребителям НН;

• не учитывается требуемый потребителями уровень надежности энергоснабжения в части обеспечения аварийной и технологической брони (как по электрической, так и по тепловой энергии);

• отсутствует методика расчета тарифов на электроэнергию, дифференцированных по времени суток;

• тарифы горячего водоснабжения не дифференцированы в зависимости от температуры подаваемой потребителю воды.

Кроме того, к числу основных недостатков действующей системы формирования тарифов на электрическую и тепловую энергию чаще всего относят ее сложность для понимания большинства потребителей, а также недостаточную «прозрачность» и гибкость в отношении требований потребителей к условиям энергоснабжения. Спецификой тарифообразования в настоящее время является присутствие в тарифе большой доли перекрестного субсидирования. В основном такое положение вызвано тем, что органы власти в регионах сознательно удерживали тарифы для населения на экономически необоснованном низком уровне, в результате для промышленного сектора экономики они оказались существенно завышены. Но даже в этом случае потребители, имеющие льготный тариф на электрическую и тепловую энергию, часто не имеют представления о величине льготы и значении экономически обоснованного тарифа для них. Это же положение относится к потребителям, по сути оплачивающим указанную льготу, размер которой им также не известен.

В настоящее время у подавляющего большинства потребителей энергии не вызывает сомнения необходимость совершенствования системы формирования тарифов на электрическую и тепловую энергию. Вместе с тем эта проблема обычно рассматривается исключительно с точки зрения снижения величины тарифов. Признавая обоснованность подобного подхода, подчеркнем, что при любом уровне тарифов следует дифференцировать их по большему числу признаков (показателей), чем принято сейчас. В идеальном варианте необходимо сформировать тарифное меню на услуги, предоставляемые энергоснаб-жающими организациями. Имея такое меню, потребитель, во-первых, сможет выбрать соответствующий его технологии уровень обслуживания, а, во-вторых, сопоставить стоимость услуг с ценами, предлагаемыми другими поставщиками, в том числе и с собственными источниками энергии (например, мини-ТЭЦ, котельными). Как показывает опыт стран с развитой рыночной экономикой, такая открытость и "прозрачность" тарифов позволяет привлекать потребителей в условиях конкуренции среди поставщиков на рынках электрической и тепловой энергии. Это особенно важно для российских ТЭЦ, которые из-за негибкой тарифной системы в настоящее время теряют потребителей тепла и по этой причине снижают свою эффективность в результате роста конденсационной выработки электроэнергии. Отсюда следует, что совершенствование системы формирования тарифов на тепловую и электрическую энергию является существенным фактором повышения эффективности ТЭЦ в условиях конкурентного рынка. Решению этих вопросов посвящена глава 4 данной работы.

0.5. Анализ выполненных исследований по обоснованию рациональных схем и параметров децентрализованных источников покрытия электрических и тепловых нагрузок промышленных предприятий

К настоящему времени имеется достаточно большое количество работ по повышению эффективности систем промышленного теплоэнергоснабжения. В работах /31,48,58,61,79,116,134,136/ исследованы различные схемы теплоснабжения промышленных потребителей от паротурбинных ТЭЦ, даны конкретные рекомендации по проектированию, рациональным схемам и областям применения ТЭЦ для промышленных потребителей. Теоретические основы промышленной теплофикации разработаны проф. А.И. Андрющенко, А.И. Аминовым и Ю.М. Хлебалиным. В работах этих авторов даны теоретические основы выбора схем и оптимизации параметров промышленных ТЭЦ. В работах Ю.М. Хлебалина показано, что эффективность промышленных ТЭЦ и выбор параметров их термодинамических циклов необходимо рассматривать только в совокупности с характеристиками потребителя и указаны основные способы повышения эффективности энергоснабжения от паротурбинных ТЭЦ. Показано определяющее влияние параметров и режимов потребления тепловой энергии промышленными потребителями на показатели тепловой и общей эффективности промышленных ТЭЦ.

В настоящее время во многих странах для теплоэнергоснабжения промышленных потребителей получили широкое применение комбинированные теплофикационные установки малой мощности на базе ГТУ или ДВС. Как правило, эти установки не принадлежат энергосистемам, но отдают им избыток вырабатываемой энергии. Установленная мощность блок-ТЭЦ на крупных предприятиях достигает десятков мегаватт, а мелких от 50 кВт до 5-7 МВт. Конструктивными особенностями блок-ТЭЦ являются: простота тепловой схемы и высокая степень заводской готовности. Монтаж их, в зависимости от мощности занимает до 2-3 месяцев. Данные особенности определяют низкие удельные капвложения /86-90,116,131,138/ и высокие показатели надежности по отпуску электроэнергии и теплоты. Широкое применение этих установок обуславливает большой объем научных изысканий по обоснованию схемных и параметрических решений.

В результате анализа зарубежных работ /150,163,164/ видно, что, как правило, промышленные блок-ТЭЦ выполнены по простейшему термодинамическому циклу, с простой тепловой схемой. Одна из таких схем, являющейся обобщающей, представлена на рис. 0.2.

В составе теплофикационной блок-ТЭЦ вместо котла-утилизатора (КУ) с дожигательным устройством может устанавливаться КУ без дожигания, либо газо-водяной подогреватель сетевой воды. В этом случае, в схеме обязательно должен присутствовать аккумулятор теплоты для обеспечения покрытия пиков теплового графика энергоснабжения. При Наличии дожигательного устройства, аккумулятор не является обязательным элементом схемы. Котел может работать в двух режимах: утилизационном - при работе ГТУ и автономном - при неработающей ГТУ за счет сжигания топлива в камере дожигания.

В схемах установок, используемых для нужд промышленного теплоснабжения аккумуляторы, как правило, не предусмотрены, так как в котлах-утилизаторах установлены камеры дожигания, а суточные графики потребления пара относительно равномерны. Для обеспечения покрытия максимумов тепловых нагрузок в схеме может быть установлен пиковый паровой или водогрейный котел.

Для улучшения технических характеристик установок на базе ГТУ применяются следующие методы:

• повышение начальной температуры газов на входе в турбину;

• выбор оптимальной степени повышения давления в компрессоре;

• выбор оптимальной конструктивной схемы блок-ТЭЦ.

На сегодняшний день освоенным уровнем температур для ГТУ ведущих фирм является 1200-1300 °С и 900-1100 °С для установок отечественного производства. Такое отставание объясняется тем, что в нашей стране ГТУ для нужд энергетики практически не используются. Основной парк машин работает в газовой промышленности, где уровень начальных температур был обусловлен низкой стоимостью используемого природного газа.

В настоящее время проводятся исследования по применению новых материалов на основе керамических соединений для высокотемпературных элементов газовых турбин. Использование новых материалов позволяет выйти на уровень температур до 1600 °С и тем самым повысить КПД ГТУ до 40%, а ПГУ до 58% /162/. При этом повышение экономичности сопровождается снижением удельных капвложений на 5 -10%.

Переход к новым экономическим отношениям в нашей стране стимулировал научные изыскания в области использования установок малой мощности. В работах /87-90/ показаны пути улучшения технико-экономических показателей ГТУ, в том числе путем увеличения начальной температуры газов до 1300 °С, определения степени повышения давления в компрессоре. Недостатком этих работ, является неучет режимов работы установки в реальных энергосистемах и взаимного влияния котла-утилизатора и газовой турбины. В работах ВНИПИЭнергопрома /116,108,140/ рассматриваются технические аспекты применения блок-ТЭЦ, в том числе необходимость установки газо-дожимной компрессорной станции, для повышения давления газа до уровня 12 МПа, необходимого для нормальной работы ГТУ. Наличие зоны отчуждения, по условиям безопасности (до 500 м), ограничивает их применение в зонах городской застройки. Также отмечается трудность надстройки существующих водогрейных котлов газовыми турбинами, по условиям компоновки котельных. Промышленное производство специализированных котлов-утилизаторов пока не налажено. В целом делается вывод о экономической нецелесообразности использования блок-ТЭЦ на данном этапе развития энергетики. В рецензии на эту статью /107/, отмечается, что применение конвертируемых авиационных ГТД, имеющих собственную систему повышения давления топлива, позволяет исключить проблему дожимных компрессорных станций. Проблема отсутствия котлов-утилизаторов также разрешима, в газовой промышленности созданы и широко используются специальные теплообменники для нагрева воды уходящими газами ГТУ. Конструкция их позволяет, путем набора необходимого количества стандартных модулей, утилизировать теплоту уходящих газов в широком диапазоне мощностей газовых турбин (от 1 до 25 МВт) /28/.

В работах БПИ /57,58/ даются методические основы определения оптимальных параметров блок-ТЭЦ, с учетом взаимосвязи котла-утилизатора с газотурбинной установкой. Основными оптимизируемыми параметрами являются начальная температура газов, степень повышения давления в компрессоре и коэффициент теплофикации установки. В качестве критерия выбора оптимального решения принят максимум системного эффекта, в основу которого заложен расход топлива в теплоснабжающей системе. Недостаток данных исследований - неучет режимов работы ГТУ в системе, факторов надежности и влияния изменения температуры наружного воздуха, что приводит к ошибке при определении расходов топлива в системе.

Общим недостатком всех работ является неучет динамических факторов развития энергосистем, к которым относятся: изменения цен на топливо и оборудование, изменение уровня энергопотребления в системе и связанных с этим режимов работы энергоустановок, динамика ввода и вывода оборудования в эксплуатацию и пр.

Недостаточно проработанными являются вопросы расчета и обеспечения надежности комбинированных энергоустановок. В работах ВНИПИЭнергопрома /75/ приведен анализ и разработана нормативная база времени восстановления теплоснабжения при отказах теплопроводов, установлена зависимость времени восстановления от характеристик теплопроводов и состава аварийно-восстановительной службы. В этих работах также не рассматривается влияние источника на надежность теплоснабжения.

В настоящее время достаточно полно разработаны основы методики расчета надежности многоцелевых установок /54,65-69,99-104,121/ в системах теплоснабжения и нет достаточно точной методики расчета надежности теплоснабжающих систем. Не разработана методика, позволяющая учесть временное и функциональное резервирование в комбинированных структурно-сложных системах промышленного теплоснабжения.

0.6. Цель и задачи исследования

Проведенный анализ состояния и тенденций развития энергетики страны показал, что одним из перспективных направлений развития в новых экономических условиях является оптимальное сочетание децентрализации и централизации при сохранении существующего принципа комбинированной выработки электроэнергии и теплоты при максимальном использовании преимуществ каждого из способов энергопроизводства.

Все это, а также опыт ведущих стран мира, указывает на необходимость проведения широкого комплекса научно-исследовательских работ по повышению эффективности систем централизованного промышленного энергоснабжения от паротурбинных ТЭЦ, а также обоснованию и определению рациональных схем и областей применения децентрализованных комбинированных систем промышленного теплоснабжения. Исходя из того, что такие источники теплоснабжения работают в тесной связи с энергетическими системами, определение их эффективности необходимо проводить с позиций методологии системных исследований.

Дополнительной задачей является разработка вопросов взаимодействия промышленных потребителей и региональных энергосистем с точки зрения тарифообразования и достижения согласованной их экономической политики в области энергообеспечения. Это, в первую очередь касается вопросов учета требований надежности энергообеспечения промышленных предприятий и условий присоединения их к электрическим и тепловым сетям. Существующие исследования по обоснованию эффективности использования децентрализованных источников (промышленных котельных или блок-ТЭЦ для покрытия электрических и тепловых нагрузок) носят несистемный характер, не учитывают важнейших факторов ухудшения показателей работы промышлен-но-отопительных ТЭЦ при создании на промышленных предприятиях собственных источников энергообеспечения.

Аналитический обзор выполненных работ по схемам, параметрам, режимам работы и оценке общей эффективности источников промышленного теплоэнергоснабжения показывает, что проблема повышения эффективности систем промышленного теплоэнергоснабжения представляет собой достаточно сложный комплекс задач. Главными среди этих задач являются:

- отсутствие в стране законодательной и нормативно-правовой базы функционирования независимых производителей электрической и тепловой энергии, работающих параллельно с энергоснабжающими организациями на региональном энергетическом рынке;

- недостаточная теоретическая проработка вопросов создания децентрализованных источников промышленного теплоэнергоснабжения (промышленных котельных или блок-ТЭЦ на базе утилизационных ГТУ), проявляющаяся в неразработанности теоретических положений оценки действительной экономии топлива в системе с учетом реальных режимов работы и климатических факторов;

- недостаточно разработаны теоретические положения и практические рекомендации по вопросам расчета и обеспечения надежности теплоэнергоснабжения в комбинированных системах энергообеспечения промышленных потребителей;

- необходимо совершенствование методов технико-экономического анализа централизованных и децентрализованных источников, а также комбинированных систем промышленного теплоснабжения в новых экономических условиях, в том числе учет взаимовлияния этих методов и концепций тарифо-образования.

Анализ выполненных исследований по проблеме показал также направление совершенствования систем теплоснабжения путем сочетания преимуществ централизованного и децентрализованного способов теплоснабжения. Это достигается созданием комбинированных теплоснабжающих систем как на базе существующих ТЭЦ, так и вновь проектируемых систем промышленного теплоснабжения.

Настоящая диссертационная работа посвящена решению только части указанных выше задач и связана, в основном, с разработкой вопросов повышения эффективности систем промышленного теплоэнергоснабжения от паротурбинных ТЭЦ на основе рационального сочетания централизованных и децентрализованных источников энергообеспечения.

Целью настоящей работы является научное обоснование способов повышения эффективности и надежности систем энергообеспечения промышленных потребителей от действующих паротурбинных ТЭЦ.

Основными задачами, подлежащими исследованию, являются:

1.Разработка методики технико-экономического сравнения источников централизованного и децентрализованного энергообеспечения промышленных потребителей с учетом требуемой надежности энергоснабжения и реальных условий работы.

2. Обоснование показателей надежности и разработка методики их расчета, а также способов обеспечения требуемого уровня надежности систем энергообеспечения промышленных потребителей.

60

3. Разработка методики учета влияния экологических факторов при сравнении вариантов энергообеспечения промышленных потребителей.

4. Обоснование дифференцированных тарифов на электрическую и тепловую энергию с учетом режимов работы и условий присоединения промышленных потребителей к электрическим и тепловым сетям.

226 ВЫВОДЫ

1. Разработана расширенная экономико-математическая модель определения эффективности систем промышленного теплоэнергоснабжения от действующих паротурбинных ТЭЦ по сравнению с децентрализованными источниками энергоснабжения (промышленными котельными и блок-ТЭЦ на базе теплофикационных ГТУ), учитывающая системную топливную эффективность различных вариантов, экологические факторы, обеспечение требуемой надежности энергоснабжения и условия тарифообразования на электрическую и тепловую энергию.

2. Разработана методика расчета системной тепловой и топливной эффективности вариантов энергоснабжения промышленных потребителей от паротурбинных ТЭЦ, блок-ТЭЦ на базе теплофикационных ГТУ и промышленных котельных. Показано, что величина удельной системной экономии топлива при энергоснабжении от паротурбинных ТЭЦ составляет 0,11 - 0,25, от блок-ТЭЦ на базе ГТУ 0,31 - 0,38 по сравнению с раздельной выработкой теплоты и электроэнергии.

3. Обоснованы экологические преимущества энергоснабжения промышленных потребителей в вариантах комбинированного производства электроэнергии и теплоты. Предотвращенный экологический ущерб в варианте энергоснабжения от паротурбинных ТЭЦ и блок-ТЭЦ на базе ГТУ по сравнению с промышленной котельной составляет по окислам серы 11-13 % и по окислам азота 35-40 %.

4. Обоснованы показатели и разработана методика расчета надежности теплоэнергоснабжения промышленных потребителей от паротурбинных ТЭЦ и децентрализованных энергоисточников (блок-ТЭЦ на базе ГТУ и промышленных котельных). Установлена взаимозависимость между показателями надежности энергоснабжения от ТЭЦ по отпуску электрической и тепловой энергии. Показано, что применение на ТЭЦ функционального резервирования обеспечивает требуемые показатели надежности энергоснабжения промышленных потребителей. В вариантах энергоснабжения от блок-ТЭЦ и промышленных котельных для обеспечения требуемых показателей надежности необходимо использование структурного резервирования.

5. Разработана методика дифференцирования тарифов на электрическую и тепловую энергию для промышленных потребителей в зависимости от условий присоединения к электрическим и тепловым сетям, параметров потребляемого пара, уровня требуемой надежности энергоснабжения. Применение дифференцированных по зонам суток тарифов для промышленных потребителей позволяет получить экономию суммарных затрат на топливо в региональных энергосистемах от 3 до 5 % при оптимальной конфигурации графиков электрических нагрузок в зависимости от структуры генерирующих мощностей.

6. Разработана методика дифференцирования тарифов на тепловую энергию в системах промышленного теплоэнергоснабжения от действующих паротурбинных ТЭЦ с учетом структуры, параметров и объемов потребляемого технологического пара, обеспечивающая согласование экономических интересов ТЭЦ и потребителей.

7. Установлено, что главными факторами, определяющими направления повышения эффективности и рациональные области применения паротурбинных ТЭЦ в системах промышленного теплоэнергоснабжения являются: системная топливная эффективность, способы обеспечения требуемой надежности энергоснабжения, система тарифообразования и капиталовложения в источники энергоснабжения. Показано, что теплоэнергоснабжение промышленных потребителей от действующих паротурбинных ТЭЦ по сравнению с промышленной котельной оказывается эффективным в широком диапазоне исходных технико-экономических факторов, а по сравнению с блок-ТЭЦ на базе ГТУ при капиталовложениях в них не более 7500 руб/кВт и стоимости топлива до 600 руб/ т у.т.

1. Андрющенко А.И. Комбинирование теплофикационных систем способ повышения экономичности и надежности теплоснабжения //Изв. вузов и энергетических объединений СНГ. Энергетика. 1995. №3-4. С. 3-4.

2. Андрющенко А.И. Комбинированные системы теплоэнергоснабжения и их эффективность //Теплоэнергетика. 1996. - №5. - С. 2-7.

3. Андрющенко А.И. О показателях термодинамической эффективности тепловых электростанций // Изв. Вузов. Энергетика, 1990. № 11. с. 3-9.

4. Андрющенко А.И. Методика системных термодинамических исследований в теплоэнергетике. Саратов: Сарат. гос. техн. ун-т, 1996. - 72 с.

5. Андрющенко А.И. Некоторые пути увеличения экономии топлива от теплофикации и определение эффективности ТЭЦ в энергосистеме //Проблемы энергосбережения. Киев, 1995. - № 2-3. - С. 99-105.

6. Андрющенко А.И. Энергетическая эффективность теплофикации от блок-ТЭЦ на базе районных котельных //Изв. вузов. Энергетика. 1991. №6. С. 3-7.

7. Андрющенко А.И., Аминов Р.З. Оптимизация режимов работы и параметров тепловых электростанций. М.: Высшая школа, 1983. - 256 с.

8. Андрющенко А.И., Аминов Р.З., Хлебалин Ю.М. Теплофикационные установки и их использование. М.: Высшая школа, 1989. - 255 с.

9. Андрющенко А.И., Дубинин А.Б., Ларин Е.А. О показателях экономической эффективности энергетических объектов //Изв. вузов. Энергетика. 1990.-№7. С. 3-6.

10. Андрющенко А.И., Змачинский А.В., Понятов В.А. Оптимизация тепловых циклов и процессов ТЭС. М.: Высш. школа, 1974. 280 е.

11. Андрющенко А.И., Хлебалин Ю.М. Термодинамическая эффективность теплофикации //Изв. Вузов. Энергетика. -1987. -№4. -С.68-72.

12. Аминов Р.З., Ковальчук А.Б., Доронин М.С., Борисенков А.Э. О конверсии мощных авиационных газотурбинных двигателей для стационарной энергетики // Теплоэнергетика. 1994. №6. С. 59-62.

13. Аржанов С.П. Состояние топливно-энергетического комплекса Саратовской области / В сб. Вопросы повышения эффективности теплоэнергетических установок и систем.-Саратов, 1997.- С.32-34.

14. Аржанов С.П. Методика расчета дифференцированных тарифов на тепловую энергию в системах промышленного теплоснабжения. / В сб. Вопросы совершенствования региональных энергетических систем и комплексов. Вып.1.- Саратов:-СГТУ.-1999.- С. 100-103.

15. Аржанов С.П., Ларин Е.А., Доронин М.С. Структура тарифов на электрическую и тепловую энергию с учетом надежности энергоснабжения / Деп. в ВИНИТИ 12.02 99, №452-В99.- 20 с.

16. Аржанов С.П., Ларин Е.А., Доронин М.С. Учет надежности энергоснабжения при обосновании стоимости электрической и тепловой энергии. / Энергосбережение.-1999.-№2.- С. 64-67.

17. Арсеньев Л.В., Тырышкин В.Г. Комбинированные установки с газовыми турбинами. Л.: Машиностроение, 1982. - 248 с.

18. Аршакян Д.Т. Особенности развития теплофикации в условиях перехода к рыночной экономике // Теплоэнергетика. 1997. №1. С. 72-77.

19. Арвеладзе Р.Д., Оганезов B.JI. Тарифы на электроэнергию в энергокомпании Hydro Quebec/ Энергетик, 1998, № 12, с. 17 19.

20. Березинец П.А., Васильев М.К., Ольховский Г.Г. Бинарные ПГУ на базе газотурбинных установок средней мощности. / Теплоэнергетика, 1999.-№1.-с. 15-21.

21. Березинец П.А., Терешина Г.Е., Вершинин Л.Б. Варианты газотурбинной надстройки отопительных котельных // Энергетик. 1998. №8. С. 13-16.

22. Бродянский В.М. Письмо в редакцию // Теплоэнергетика, 1992, № 9. с. 62-63.

23. Богданов А.Б. Маргинальные тарифы на тепловую энергию/Энергия, 1998, № 5, с. 2 8.

24. Болыпев Л.Н., Смирнов Н.В. Таблицы математической статистики. М: Вычислительный центр АН СССР. 1968. 474 с.

25. Борисов Г.М., Дорохов Е.В. Тепловые многофакторные аналитические характеристики турбоагрегата ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ //Оптимизация тепловых схем и режимов работы ТЭС. М:. /Сборник научных трудов , 1986.

26. Борк Т. А. Проблемы создания отечественных мини-ТЭЦ //Теплоэнергетика. 1991. - №10. - С. 24-27.

27. Бутовский J1.C. Акулов В.А. Испытания блока дожигающих устройств ГТ-25-700 наЯкутсткой ГРЭС // Теплоэнергетика. 1981. №6. С. 48-51.

28. Бузников Е.Ф., Роддатис К.Ф., Берзинып Э.Я. Производственные и отопительные котельные. 2-е изд., перераб. М.: Энергоатомиздат, 1984.-248с.

29. Варварский B.C., Длугосельский В.И. Использование ГТУ в системах централизованного теплоснабжения //Теплоэнергетика. -1990. -№1. -С.62-65

30. Вентцель Е.С. Теория вероятности. М.: Наука, 1969. - 576 с.

31. Выбросы загрязняющих веществ газоперекачивающих агрегатов. М: ВНИИГАЗ. - РД-51-162-92. - 1992.

32. Волконский В.А., Кузовкин А.И. Оптимальные тарифы на электроэнергию инструмент энергосбережения. - М.: Энергоатомиздат, 1991. -160 с.

33. Временные методические указания по расчету дифференцированных по времени тарифов на электрическую энергию. В кн.: Сборник нормативных актов Госкомцен СССР по вопросам установления и применения цен за 1985 г., М.: Прейскурантиздат, 1986.

34. Внуков А.К. Экспериментальные работы на парогенераторах. -М:-ЭнергияД997.-295 с.

35. Внуков А.К., Розанова Ф.А. Новые стандарты Белоруссии на содержание NO2 в атмосфере населенных мест // Энергетик. 1998.- №9. -С. 1213.

36. Вопросы повышения эффективности теплоэнергетических установок и систем: Юбилейный сборник научных сообщений / Под общ. редакцией А.И. Андрющенко. Саратов: СГТУ, 1997. - 200 с.

37. Газотурбинные установки. Конструкции и расчет: справочное пособие /Под ред. JI.B. Арсеньева и Г.В.Тырышкина. -JI. Машиностроение, 1978.-232с.

38. Гаврилов А.Ф., Федечкина Е.А. О расчете экономической эффективности мероприятий по защите воздушного бассейна от вредных выбросов электростанций//Теплоэнергетика. -1986. -№1. -С.41-44.

39. Газовые турбины в энергетике // Теплоэнергетика. 1996. -№4.- С.2.11.

40. Гнеденко Б.В., Беляев Ю.К., Соловьев А.Д. Математические методы в теории надежности. М.: Наука, 1985. 524 с.

41. Гриценко Е.А., Орлов В.Н., Постников A.M., Цыбизов Ю.И. Снижение выбросов NOx при конвертировании авиационных двигателей // Теплоэнергетика. 1998. -№3. -С. 61-65.

42. Данилова С.Т., Мамрукова JI.A. Оценка эффективности мер по оздоровлению воздушного бассейна в районе расположения ТЭС /Энергетик, 1976, №7, с. 35 37.

43. Децентрализованное комбинированное производство тепла и электроэнергии в Дании. Freddy Pederfen. Copenhagen. -1993. 55 с.

44. Девочкин О.В., Голубев В.А., Сокоушин Г.И. Утилизационная установка ГТГУ Ивановской ГРЭС //Энергетик. -1989. -№9.-С.4-7.

45. Дербова О.В., Ларин Е.А., Сандалова JI.A. Метод расчета и оптимизационные задачи надежности систем теплоэнергоснабжения //Повышение эффективности и оптимизация теплоэнергетических установок. Межвуз. научн. сб. -1988. -С.67-75

46. Дьяков А.Ф., Савин В.И., Варварский B.C. О необходимости перехода на эксергетический метод распределения расхода топлива и затрат на ТЭЦ // Известия РАН Энергетика.- 1994.- № 3. -С. 3-8.

47. Дьяков А.Ф., Внуков А.К. Инвестиции в экологию энергетики //Энергетик.- 1996, -№ 8. -С. 2 4.

48. Жгулев Г.В. К вопросу создания маневренных ТЭЦ с ГТУ на базе ГТД //Энергетическое строительство. 1991. - №5. - С. 20-27.

49. Замоторин Р.В., Ларин Е.А., Шелудько Л.П. Эффективность малых ТЭЦ на базе теплофикационных ГТУ / Проблемы повышения эффективности и надежности систем теплоэнергоснабжения (Материалы межвузовской научной конференции). Самара: 1999. -С. 91-93.

50. Зельдович Я.Б., Садовников П.Я. Окисление азота при горении. М., 1947.-234 с.

51. Изменение № 1 "Методических указаний по составлению отчета электростанции,и акционерного общества энергетики и электрификации о тепловой экономичности оборудования РД 34.08.552-95" (М.: СПО ОРГРЭС , 1995. 124 с.) М.: СПО ОРГРЭС , 1998. 15 с.

52. Инструкция по нормированию выбросов (сбросов) загрязняющихвеществ в атмосферу и в водные объекты. М.: Госкомприрода СССР, 1989, 19 с.

53. Ионин А.А. Надежность систем тепловых сетей. М.: Стройиздат, 1989. - 268 с.

54. Использование ГТУ в системах централизованного теплоснабжения //Теплоэнергетика. 1990. - №1. - С. 63-67.

55. Каталог проектов вспомогательного оборудования в блочно-комп-лектном исполнении. Книга 1. Тюмень: НИИКВС. 1989.

56. Качан А.Д. Режимы работы и эксплуатации тепловых электрических станций. Минск: Высш. школа, 1978. 420 с.

57. Качан А.Д., Смирнов И.А., Баркат Кхиер, Hyp Ахмат. Условия повышения термодинамической эффективности утилизационных ГТУ //Теплоэнергетика, 1992. -№12. -С. 38-42.

58. Китушин В.Г. Надежность энергетических систем. М.: Высшая школа, -1984. -256с.

59. Кушнарев Ф.А., Подгорный Д.Э., Дьяков Ф.А. Социально ориентированные тарифы на электроэнергию для населения //Энергетик, 1998, № 1.-С. 7-9.

60. Ковылянский Я.А., Умеркин Г.Х. Перспективы роста теплопо-требления в России и возможные варианты размещения производств теплопроводов новых конструкций // Теплоэнергетика. -1998.- №4.- С. 13-15.

61. Кутынский Я.М. Новый способ повышения термодинамической эффективности ГТУ // Газовая промышленность. 1997.- №9.- С. 68-69.

62. Кутовой Г.П., Макаров А.А., Шамраев Н.Г. Создание благоприятной базы для развития российской электроэнергетики на рыночной основе //Теплоэнергетика, 1997.- № 11. С. 2 - 7.

63. Лабезник А.И., Малкин П.А., Хабачев Л.Д. Характеристика схем и моделей организации и функционирования рынка электроэнергии за рубежом // Электрические станции, 1994. -№ 6. с. 20 - 24.

64. Ларин Е.А., Рыжов А.В. Методика оптимизации природоохранных мероприятий в условиях развития энергосистемы //Основы создания экологически чистых объектов в энергетике и на промышленных предприятиях. Межвуз. Научн. Сб. -Саратов. -1992. -С.49-55.

65. Ларин Е.А., Сандалова Л.И. Метод расчета надежности тепло-энергоснабжающих систем //Изв. Вузов. Энергетика. -1989. -№7. -С.61-65.

66. Ларин Е.А., Сандалова Л.А., Дербова О.В. Метод расчета надежности энергоснабжающих систем //Тезисы докладов к Всесоюзному научно-техническому совещанию "Повышение надежности систем теплоснабжения". г.Чайковский. -1988. -С. 17.

67. Ларин Е.А. Технико-экономическая оптимизация высокотемпературных АЭС. Саратов: Изд. СГУ. 1989. 120 с.

68. Ларин Е.А., Петрушкин А.В., Рыжов А.В. Метод расчета надежности теплоснабжающих систем. Межвузовский научный сборник /Под. общ. редакцией А.И. Андрющенко. Саратов: СГТУ, 1996. - С. 32-42.

69. Массунов СЛ. Применение социальных оценок при прогнозировании развития энергетики/ В сб.: Основы создания экологически чистых объектов в энергетике и на промышленных предприятиях. Саратов: СГТУ, 1992.- С. 70 - 83.

70. Методические указания по составлению отчета электростанции и акционерного общества энергетики и электрификации о тепловой экономичности оборудования. РД 34.08.552-95. М.: СПО ОРГРЭС, 1995. -124 с.

71. Мелентьев Л.А. Оптимизация развития и управления больших систем энергетики. М.: Наука, 1982. -323 с.

72. Мелентьев Л.А. Системные исследования в энергетике. М.: Наука, 1983. -455 с.

73. Макаров А.А., Вольфберг Д.Б., Шапот Д.В. О концепции энергетической политики России в новых экономических условиях //Теплоэнергетика. -1993. -№1. -С.2-8.

74. Монахов Г.В., Красовскнй Б.М. Количественная оценка надежности систем теплоснабжения. -Сб. Трудов ВНИПИэнергопрома /Системы централизованного теплоснабжения. -М.: -1985. -С.151-166.

75. Михайлов В.В. Тарифы и режимы электропотребления. М.: Энергоатомиздат, 1986. - 216 с.

76. Методические указания о порядке расчета тарифов на электрическую и тепловую энергию на потребительском рынке. М. : 1997. - 24 с.

77. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования /А.Г. Шахназаров и др. -М. 1994. 80 с.

78. Монахов Г.В., Красовский Б.М. Количественная оценка надежности систем теплоснабжения. М.: Сб. трудов ВНИПИэнергопрома /Системы централизованного теплоснабжения. 1985.-С. 151-166.

79. Надежность систем энергетики и их оборудование. Справочник /Т.Н. Антонов и др., //Под общ. редакцией Ю.Н. Руденко. М.: Энергоатомиздат, 1994. -480 с.

80. Надежность систем энергетики. Терминология. Сборник рекомендуемых терминов. М.: Наука, 1980. вып. 95. -28 с.

81. Надежность теплоэнергетического оборудования ТЭС и АЭС: Учеб. пособие для теплоэнергетических и энергомашиностроительных вузов /Т.П. Гладышев, Р.З. Аминов, В.З. Гуревич и др.; Под ред. А.И. Андрющенко. -М.: Высш. шк., 1991. 303с.

82. Немчинова А.С., Пейсахович В.Я. Основные закономерности формирования режимов теплопотребления промышленных предприятий // Промышленная энергетика. -1974. -№11. -С.9-13.

83. Никитушкин С.П. К вопросу о расчете дифференцированных по зонам времени тарифов на электрическую энергию //Промышленная энергетика, 1998. -№8, с. 8- 11.

84. Энергетическая стратегия России на период до 2020 года ( Проект) Москва. 2000. -439 с.

85. Ольховский Г.Г. Газотурбинные и парогазовые установки в России // Теплоэнергетика. 1999. -№1.- С. 2-9.

86. Ольховский Г.Г. Газотурбинные и парогазовые установки за рубежом // Теплоэнергетика. 1999. -№1.- С. 71-80.

87. Ольховский Г.Г. Разработка перспективных ГТУ в США // Теплоэнергетика. 1994.- №9. -С. 61-69.

88. Ольховский Г.Г. Разработки перспективных энергетических ГТУ // Теплоэнергетика. 1996. -№4. -С. 66-75.

89. Осипян В.А., Соколов Д.К. Методические подходы к прогнозированию здоровья населения в связи с воздействием факторов окружиющей среы / Гигиена и санитария, 1989. -№12.- С.43-47.

90. ОНД-86. Методика расчета концентраций в атмосферном воздухе вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий. Л.: Гидро-метеоиздат, 1987. -94 с.

91. Оптимизация коэффициента теплофикации и определение экономической эффективности мини-ТЭЦ с двигателями внутреннего сгорания /Ю.М. Хлебалин, Ю.Е. Николаев, Ю.В. Мусатов и др. //Промышленная энергетика. -1995.- №5. С. 20-22.

92. Петрушкин А.В. Методика расчета экономии топлива в комбинированной системе теплофикации //Юбилейный сборник научных сообщений. -Саратов: СГТУ, 1997. -С. 72-78.

93. Полищук В.Л. Вопросы развития энергетического газотурбостроения и создания перспективных газотурбинных систем нового поколения // Теплоэнергетика. 1993.- №12.- С. 42-48.

94. Проектирование систем теплоснабжения промышленных узлов /Родкин М.Я., Козуля Н.Э., Русланов Г.В. и др. -Киев: Будевельник, -1988. -128с.

95. Попырин Л.С. Инженерная методика расчета и экономического обоснования структурной надежности источников тепла // Теплоэнергетика. 1992.-№12.- С. 12-19.

96. Попырин Л.С. Проблема надежности систем теплоснабжения //Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. -1988. -№3. -С.4-14.

97. Попырин Л.С., Светлов Л.С., Середа О.Д., Столярова И.А. Методика определения надежности верхнего иерархического уровня системы теплоснабжения //Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. -1988. -№3. -С.30-38.

98. Попырин Л.С. Математическое моделирование и оптимизация теплоэнергетических установок. М.: Энергия. 1978. -416 с.

99. Попырин Л.С. Проблема надежности систем теплоснабжения // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1988. -№3.-С. 30-38.

100. Попырин Л.С., Зубец А.Н. Надежность источников тепла и их объединений // Теплоэнергетика. 1993.- №12.- С. 24-29.

101. Постников A.M. Методика обработки результатов измерений выбросов вредных веществ газотурбинными двигателями // Теплоэнергетика. 1992.-№9.-С. 64-66.

102. Пчелкин Ю.М. Камеры сгорания газотурбинных двигателей. М.: Машиностроение, 1984. 280 с.

103. Пустовалов Ю.В. К дискуссии о методах распределения затрат на ТЭЦ//Теплоэнергетика, 1992. -№ 9. -с. 48-55.

104. Разработки АО "Рыбинские моторы" для стационарной энергетики / Новиков А.С. и др. // Теплоэнергетика. 1998. -№4.- С. 20-27.

105. Разработка комплексной методики определения коммерческой эффективности электростанций небольшой и средней мощности на природном газе. /И.А.Смирнов, JI.C. Хрилев.-М: -1999. -51с.

106. Реформы в мировой электроэнергетике. Е.И. Дьяконов, Е.В. Каневская, В.П. Огарь и др.//Преп. № IBRAE-98-05.-M.: ИБРАЭ РАН, 1999. -33 с.

107. Роддатис А.Ф., Полтарецкий А.Н. Справочник по котельным установкам малой производительности/Под ред. К.Ф. Роддатиса. М.: Энерго-атомиздат, 1989. - 488 с.

108. Роль природного газа в развитии теплоэнергетики и реконструкции теплового хозяйства России и стран ближнего зарубежья / Т.П. Кутовой, Л.Г. Рафиков, В.И. Савин, Л.С. Хрилев // Изв. РАН. Энергетика. 1994. -№2. -С. 31-45.

109. Росляков П.В., Буркова А.В., Егорова А.В. Минимизация выбросов NOx комбинированных энергоустановок на базе ГТУ малой мощности //Теплоэнергетика. 1993. - №7. -С 24-31.

110. Руденко Ю.Н., Ушаков И.А. Надежность систем энергетики. М.: Наука. - 252 с.

111. Саламов А.А. Удельные капитальные затраты на сооружение ТЭС за рубежом. //Теплоэнергетика, 1997.- № 2. -С. 76 79.

112. Смирнов И.А., Молодюк В.В., Хрилев JT.C. Определение экономической эффективности и областей применения газотурбинных теплофикационных установок средней и малой мощности // Теплоэнергетика. 1994. -№12.-С. 17-23.

113. Соколов Е.Я. Развитие теплофикации в России // Теплоэнергетика. 1993.-№12. -С. 24-29.

114. Соколов Е.Я. О способах распределения расхода топлива на ТЭС // Теплоэнергетика, 1992.- № 9.- с. 55-59.

115. Соколов Е.Я. Современное состояние и основные проблемы теплофикации и централизованного теплоснабжения // Теплоэнергетика. 1998.-№3. -С. 2-6.

116. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. М.: Энергоиздат. 1982.-360 с.

117. Соколов Е.Я., Извеков А.В., Малофеев В.А. Нормирование надежности систем централизованного теплоснабжения //Электрические станции -1993.-№6. -С. 25-33.

118. Соколов Е.Я., Мартынов В.А. Энергетические характеристики газотурбинных теплофикационных установок// Теплоэнергетика -1994.-№12.- С. 25-33.

119. Соколов Е.Я., Цветков А.В. Количественный расчет систем теплоснабжения//Теплоэнергетика. 1990.№9. С. 11-15.

120. Сорокин И.С. Организация и регулирование электроэнергетики в США и странах Западной Европы //Теплоэнергетика. 1992. -№ З.-С. 16-23.

121. Стерман JI.C., Тишин С.Г., Печенкин С.П. Методика прогнозирования годовых энергетических показателей и расходов топлива для теплофикационных установок// Теплоэнергетика 1993. -№2.- С. 31-49.

122. Стерман J1.C., Тишин С.Г., Хараим А.А. Сопоставление эффективности комбинированного и раздельного способов производства теплоты и электроэнергии // Теплоэнергетика, 1996. -№ 12. -С. 34-38.

123. Тачтон А. Полуэмпирический метод расчета содержания NOx в продуктах сгорания при наличии впрыска пара // Энергетическое машины и установки. 1984.- №4. С.23-27.

124. Тупов В.Б. Опыт снижения шума ГТУ большой мощности // Теплоэнергетика 1994.-№3.-С. 19-23.

125. Управление проектами. / Н.И. Ильин, И.Г. Лукманова, A.M. Немчинов и др. СПб: ДваТрИ. 1996. 610 с.

126. Фаворский О.Н., Ольховский Г.Г., Механиков А.И., Корсов Ю.Г. Пути развития газотурбинных установок для энергетики СССР //Теплоэнергетика. -1990. -№3. -С.9-14.

127. Филатов В.И. Опыт реорганизации и приватизации электроэнергетической отрасли в Англии // Электрические станции, 1993.-№ 3. -С. 60 64.

128. Хрилев Л.С. Основные направления и эффективность развития теплофикации // Теплоэнергетика. 1998. №4.- С. 2-12.

129. Хрилев Л.С., Смирнов И.А. Теплофикационные системы. М.: Энергоатомиздат, 1988. - 272 с.

130. Хрилев Л.С., Воробьев М.С., Кутовой Г.П., Рафинов Л.П. Развитие теплофикации в рыночных условиях с учетом формирования электрического и топливно энергетического балансов страны // Теплоэнергетика, 1994. -№ 12.-с. 2-10.

131. Хрилев Л.С., Смирнов И.А., Рафиков Л.Г., Хрилев И.Л. Роль природного газа в развитии малой энергетики // Газовая промышленность. 1997.-№4. -С. 67-70.

132. Хлебалин Ю.М. Теоретические основы паротурбинных электростанций. -Саратов: Изд. СГУ, -1974. -240с.

133. Читашвили Г.П. Расчет показателей тепловой экономичности и удельных расходов топлива на газотурбинных блок-ТЭЦ //Теплоэнергетика. 1993.-№6. -С.14-17.

134. Шелудько Л.П. Методические особенности предпроектного анализа децентрализованных мини-ТЭЦ //Вопросы повышения эффективности теплоэнергетических установок и систем: Юбилейный сборник научных сообщений. Саратов: СГТУ, 1997. - С.61-67.

135. Шицман С.Е. О рациональном методе распределения расхода топлива на ТЭЦ //Теплоэнергетика, 1992, -№ 9. С. 60-62.

136. Энергетический сектор в среднесрочной программе развития экономики России. М:-1997. - 64 с.

137. Энергетика и охрана окружающей среды /Под ред. Н.Г. Залогина, Л.И. Кроппа, Ю.М. Кострикина. М.: Энергия, 1979. - 352 с.144. 36-th General Electric Turbine State of Art Technology Seminar // GE Generation. 1992.

138. Becker В., Maghon H., Termuelen H. The V84.3A Model Gas Turbine. Power-Gen Americas 94. Conference, Orlando, Florida, 1994.

139. Bested scores with down-to-earth operating and maintenance plan. De Biasi Victor //Gas Turbine World. 1993. - 23, №5 - P. 11-14.

140. Brueckner H., Bergmann D., Termuehlen H. Varius Concepts for topping steam plants with Gas Turbines // American Power Conf. Chicago, 1992.

141. Caspers R.L. Gas turbine breaks 40% efficiency mark //Power. 1991. Vol. 135, №11. P. 120-134.

142. Crondachl C.V. Linnel R.D. Martin T.I. The modernization of a 1965 MS 5001 gas turbine: New life old unit // Trans. ASME J. Engine Gas Turbines and Power. 1989. - Vol. 111. №4. P. 631-636.

143. Dry air-cooling solves GTCC siting problem // Gas Turbine World. -1993.- 13, №2-P. 39-43.

144. Dutch utility adding GT 10 combined cycle // Gas Turbine World. -1993.-23, №4-P. 5, 6.

145. First V84.3 to Met Ed for joint "B.O.T." demo project. Farmer Robert // Gas Turbine World. 1993. - 23, №4 - P. 24-30.

146. Gas turbine plan report published // Eur. Power News. 1992. - Vol. 17. №5. P. 5-12.

147. Gear units for gas turbine installation // Eur. Power News. 1993. - 18, №3 - P. 18.

148. GT24 promises 240 MW at record efficiency // Mod Power Syst. -1993.- 13, №10-P. 17-19.

149. Jersey control first to install reheat GT24 rated 165 MW // Gas Turbine World. 1993.-23, №6-P. 4.

150. Jet engine know-how boost gas turbine efficiency // Elc. hev (Gr.Brit.) -1995.-228. №2,- P. 16.

151. Maurel J.C. Modular plant for rapid power delivery // Mod. Power Syst. -1998. -Vol. 8, №9. P.65-71.

152. NC utility adds iced inlets to 8xFr5s for power boost // Gas Turbine World. 1992. - 22, №6 - P. 50.

153. Nilsson GTX100 a new high-performance gas turbine // Gas Turbines. 1997. №6. P. 4-12.

154. Penninger A., Fulop Z. Gas turbine connected before hot boilers // Period. Polytechic Mech. Eng. -1991. Vol. 35, №3. - P. 147-160.

155. Reheat GTs boost 250 and 365 MW combined cycle efficiency to 58%. Farmer Robert // Gas Turbine World. 1993.-23, №5 - P. 18-25.

156. Standard super alloys used in GT24/26 // Gas Turbine World. 1993.-23, №6 - P. 34.

157. Technical support offered // Eur. Power News. 1993. - 18, №7 - P. 20.

158. Teff E. District heating dominates gas turbine market in Finland // Gas Turbine World. 1990. - Vol. 20, №2. P.-22-25.

159. The heat supply of Stockholm. Lindvoth Claud // Ternwarmeint.-1995.-27. №6. P. 260-266.

160. Uteley R. Small Gas turbines for CHP // Eur. Power News. 1992. -Vol. 17, №5. P. 22-25.

161. Wada Masamuthi, Ureeshidani Hauro. Overall review of Hitachi gas turbines // Hitachi Rev. 1989. - Vol. 38, №3. -P. 135-144.

162. Hant, G. Shuttleworth. Unlocking the GRID. IEEE Spectrum, 1996,1. July.

163. Caspers R.L. Gas turbine breacks 40% efficiensy mark // Power. -1991. -Vol.135, №11. p.120.

164. Gas turbine plant report published //Eur. Power News. -1992. -Vol. 17. N5. -P.5.

165. Penninger A., Fulop Z. Gas turbine connected before hot boilers //Period. Polytechnic Mech. Eng. -1991. -Vol.35, N3. -P.147-160.

166. Sambler I. Newgeneration of industrialized aero engines for mid 1990 project //Ibid. -N4. -P. 19-22.

167. Utley R. Small Gas turbines for СНР/ / Eur. Power News. -1992. -Vol.17, N5. -P.22.