Теплообменные аппараты ТТАИ
Сочетают в себе преимущества кожухотрубных и пластинчатых теплообменников без их недостатков.
РосТепло.ru - Информационная система по теплоснабжению
РосТепло.ру - всё о теплоснабжении в России

Анализ основных тенденций развития систем теплоснабжения России

К.э.н. И. А. Башмаков, исполнительный директор Центра по эффективному использованию энергии (ЦЭНЭФ), г. Москва

(по материалам работы, выполненной по заказу ЗАО АПБЭ; публикуется в сокращении)

Продолжение, начало в «НТ», №2(90), 2008 г.)

Ретроспективная динамика теплопотребления: основные тенденции и особенности современного этапа

Динамика потребления тепловой энергии. Анализ данных по ретроспективной динамике теплопотребления России в 2000-2006 гг. (табл. 2) показывает, что:

• В 1990-2000 гг. потребление тепловой энергии (ТЭ) упало на 23%. Затем, в 2000-2006 гг., оно стабилизовалось на уровне 2020-2080 млн Гкал, несмотря на рост ВВП России в эти годы почти на 44%;

• Основным потребителем централизованного тепла является промышленность, за ней следуют население и сфера услуг. Сучетом тепла от индивидуальных установок население (39% потребления) опережает промышленность (27%) в списке крупнейших потребителей тепла;

• Эруктура потребления ТЭ медленно меняется в пользу населения за счет промышленности, транспорта и сельского хозяйства, в которых объем потребления ТЭ снизился;

• Потери в тепловых сетях (ТС) (как при включении неучтенных потерь, которые приняты равными 15% от потребления ТЭ населением и в сфере услуг, так и без этого) несколько выросли, поэтому в 2000-2006 гг. полезное потребление ТЭ абсолютно снизилось;

• Рост доли потерь в ТСотчасти связан с ростом доли населения и сферы услуг в структуре потребления ТЭ;

• В 2000-2006 гг. жилищный фонд вырос на 8%, доля жилого фонда, оборудованная системами централизованного теплоснабжения (ЦТ), выросла с 73 до 80%, доля населения, обеспеченного ГВС,- с 59 до 63%, однако потребление ТЭ в жилом секторе не выросло и определялось в большей степени характеристиками отопительного сезона, чем этими факторами. На нужды отопления приходится около 70% всего потребления ТЭ населением, остальные 30% - на нужды ГВС;

• Рост спроса на тепло за счет нового строительства только компенсировал снижение объемов реализации ТЭ существующим потребителям по мере роста их оснащенности приборами учета;

• В структуре использования ТЭ населением по мере развития малоэтажного строительства устойчиво растет доля децентрализованного тепла, генерируемого на индивидуальных установках. Такая же тенденция проявляется в сфере услуг.

Анализ динамики спроса на ТЭ в 9 регионах России подтверждает универсальность указанных тенденций (рис. 2). Только в Пермском крае в последние годы проявилась тенденция к росту потребления ТЭ в основном за счет промышленности. В нескольких регионах рост потребления наблюдался в 2000-2003 гг., а затем затух, или даже трансформировался в падение.

В промышленности потребление ТЭ повысилось только в процессах добычи нефти и переработки топлива, в производстве удобрений, картона и мяса. При производстве прочих продуктов потребление ТЭ упало абсолютно несмотря на существенный рост их производства.

Процессы замещения ТЭ у конечных потребителей. Практически во всех секторах экономики происходили процессы замещения ТЭ от централизованных источников другими энергоносителями (рис. 3). Особенно значительно доля централизованного тепла снизилась в промышленности: с 35% в 2000 г. до 31% в 2006 г. При учете тепла от теплоутилизационных установок снижение еще более весомо.

На 2% снизалась доля ТЭ, получаемой от ТЭЦ и котельных, в энергобалансе населения отчасти за счет развития децентрализованного теплоснабжения и соответствующего роста доли природного газа, ©мое большое снижение доли централизованного тепла - на 6% - произошло в сфере услуг. В целом, в структуре потребления конечной энергии доля ТЭ, производимой на ТЭЦ и котельных в 2000-2006 гг., упала с 40,1 до 35,1%.

Ретроспективная динамика производства ТЭ. В приходной части баланса ТЭ доминируют

котельные, за ними следуют электростанции, индивидуальные, теплоутилизационные и прочие установки. Анализ данных ретроспективной динамики производства ТЭ в России показал (табл. 3, 4), что:

■ В 1990-2000 гг. суммарное производство ТЭ упало на 22%, в т.ч. на электростанциях – на 32%, на котельных - на 24%, а на индивидуальных установках - осталось прежним;

■ Электростанции как за счет спада промышленного производства, так и за счет «тарифных тисков» (неверной тарифной политики, не дающей преимуществ выработке тепла на ТЭЦ перед котельными, но стимулирующих установку приборов учета и реализацию мер по экономии и замещению ТЭ) потеряли треть своей прежней ниши рынка тепла (примерно 300 млн Гкал). Возрождение промышленности после 2000 г. не позволило вернуть эту часть рынка;

■ Примерно такой же сегмент рынка потеряли крупные котельные, в основном промышленные;

■ В 2000-2006 гг. вслед за спросом на тепло производство ТЭ стабилизировалось на уровне 2020-2050 млн Гкал. С2000 г. увеличивалось производство тепла только на индивидуальных, теплоутилизационных и прочих установках при стагнации или некотором снижении его выработки на электростанциях и котельных;

■ В 2000-2006 гг. структура производства ТЭ по видам источников менялась довольно медленно. Доля электростанций оставалась замороженной на уровне 31%, а доля котельных медленно снижалась с 46 до 44%;

■ Повышение доли потребления тепла населением и сферой услуг привело к росту доли отопительных котельных в структуре производства ТЭ;

■ Процесс децентрализации производства ТЭ привел к росту доли индивидуальных установок с 13,7% в 1990 г. до 18% в 2000 г. и до 20% в 2006 г. за счет снижения доли централизованных источников;

■ Так же, как и в случае со спросом на ТЭ, анализ динамики и структуры ее производства в регионах России подтверждает универсальность указанных тенденций.

Эволюция топливного баланса систем теплоснабжения. Всего на нужды производства и транспорта ТЭ в 2000-2006 гг. расходовалось 314-322 млн т у.т., что равно потреблению первичной энергии в таких странах как Великобритания или Южная Корея. Доля расхода первичной энергии на эти цели снизилась с 37% в 2000 г. до 33% в 2006 г., но остается очень высокой.

Таблица 5. Расход энергоносителей на производство тепловой энергии (млн т у.т.).

Годы 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Всего энергоресурсов 316,6 321,7 319,8 320,4 313,5 314,6 318,9
Централизованные крупные установки 280,5 282,8 280 280,7 275,7 276 279,4
Уголь 51,8 50,4 48,2 47,7 46,2 44,9 46,1
Сырая нефть 1,4 1,4 1,4 1,3 1,3 1,1 1,1
Нефтепродукты 23,1 23,2 21,7 20,2 18,8 17,4 16,9
Природный газ 180,3 183,5 183,7 186,8 184,3 187,8 190,1
Гидро и НВЭИ 0 0 0 0 0 0 0
Атомная энергия 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,3 1,4
Прочие твердые виды топлива 5,2 5,3 5,4 4,9 5,1 4,9 5,1
Электроэнергия* 1,3 1,4 1,2 1 1 0,9 0,9
Всего топлива 264,5 266,7 263 263,5 258,2 258,3 261,7
Расход электроэнергии на производство тепловой энергии на крупных установках** 16 16,1 17 17,3 17,5 17,7 17,7
Индивидуальные установки 36,1 38,9 39,8 39,6 37,8 38,6 39,5
Уголь 4 6,1 6 4,2 4,2 3,8 4
Нефтепродукты 2 2 1,8 1,7 1,6 1,6 1,4
Природный газ 23,5 24,1 25,2 27 25,2 26,5 27,3
Прочие твердые виды топлива 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,5
Всего топлива 31,1 33,8 34,7 34,5 32,6 33,5 34,2
Электроэнергия*** 5 5,1 5,1 5,1 5,2 5,1 5,3

* На электрокотельных.

** На собственные нужды ТЭЦ и котельных; пересчитано в первичную энергию при допущении о КПД производства

электроэнергии равном 40%.

*** На цели электрообогрева на индивидуальных котлах и установках. Источники: Расчеты ЦЭНЭФ на основе форм статистической отчетности 11-ТЭР, 1-ТЕП, 6-ТП, 22-ЖКХ.

Таблица 6. Структура расхода энергоносителей на производство тепла (%).

Годы 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Всего энергоресурсов 100 100 100 100 100 100 100
Уголь 17,6 17,6 17 16,2 16,1 15,5 15,7
Сырая нефть 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,3 0,3
Нефтепродукты 8,3 8,3 7,8 7,3 6,9 6,4 6,1
Природный газ 64,3 64,5 65,3 66,7 66,8 68,1 68,2
Гидро и НВЭИ 0 0 0 0 0 0 0
Атомная энергия 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,4 0,5
Прочие твердые виды топлива 2,2 2,2 2,2 2 2,1 2,1 2,1
Электроэнергия 7,1 7 7,3 7,3 7,5 7,5 7,5

Источники: Рассчитано поданным табл. 5.

Потребление природного газа на цели производства ТЭ на централизованных и индивидуальных источниках тепла в 2006 г. составило 217 млн т у.т. (190 млрд м3), что в 1,6 раза больше, чем его расход на производство электроэнергии и равно 41% от суммарного потребления газа, или 47% от потребления без учета потерь, расходов на собственные нужды газовой промышленности и расходов на транспорт газа. Только котельные и индивидуальные генераторы тепла расходуют газа больше, чем его используется на выработку электроэнергии на всех электростанциях.

При сравнительно стабильном объеме потребления топлива на нужды теплоснабжения (табл. 5, 6):

• доля угля и нефтепродуктов устойчиво снижалась суммарно с 26% в 2000 г. до 22% в 2006 г.;

• доля природного газа росла и достигла 68% в 2006 г. (доля котельных, работающих на природном газе, выросла с 40% в 2000 г. до 51 % в 2006 г.);

• доля прочих видов твердого топлива оставалась на уровне 2%;

• доля расхода электроэнергии на электрокотельных, а также на собственные нужды на прочих котельных выросла до 7,5% от всего расхода энергоносителей на нужды производства тепла.

Показатели оптимальности структуры систем теплоснабжения. Практически во всех локальных системах теплоснабжения (за очень редким исключением) отмечается значительный (20% и более) избыток располагаемых мощностей, определенный с учетом нормативных требований по их резервированию. Оценки тепловых нагрузок потребителей, как правило, существенно завышены. В Москве суммарная мощность источников теплоснабжения равна 54 тыс. Гкал/ч при нагрузке 30 тыс. Гкал/ч. При

нормальном резерве мощности в 13% ее избыток равен 20 тыс. Гкал/ч, или 37%.

Многие новые источники теплоснабжения строятся с огромным и необоснованным запасом мощности. Мотив простой: чем больше мощность, тем больше «откат». Избыточное резервирование мощности существенно удорожает эксплуатацию таких систем. В Польше в тариф на тепло не включаются затраты на содержание избытка мощности свыше 25%.

Однако благодаря факту наличия избыточных тепловых мощностей в России не потребуется существенных капитальных вложений в строительство новых источников тепла для покрытия возможного увеличения спроса на него к 2020 г. При избытке тепловой мощности в структуре ее распределения в отдельных населенных пунктах наблюдаются существенные неравномерности.

В России далеко не везде работает принцип: плотность тепловой нагрузки определяет уровень централизации. Эксперты и администраторы бросаются из одной крайности в другую при обсуждении рационального уровня централизации теплоснабжения. У сторонников и противников централизации есть свои аргументы. Важнейшим же из них должен стать анализ плотности тепловых нагрузок. Плотность определяется через материальную характеристику тепловой сети (в м2), которая представляет собой произведение среднего диаметра трубопровода на его длину, или наружную поверхность всех трубопроводов тепловых сетей, разделенную на 2π. Для расчета плотности тепловой нагрузки материальная характеристика делится на суммарный расчетный максимальный часовой отпуск тепла (присоединенную тепловую нагрузку, Гкал/ч). Таким образом получается удельная материальная характеристика плотности тепловой нагрузки (м2/Гкал/ч). Чем она ниже, тем плотнее нагрузка, и тем меньше уровень потерь в ТС.

Логика определения порога централизации может быть сведена к довольно простому расчету. В малых автономных системах теплоснабжения требуется большая установленная мощность котельного оборудования для покрытия пиковых нагрузок. В больших централизованных системах пиковые нагрузки по отношению к средней используемой мощности существенно ниже. Разница примерно равна средней используемой мощности. Для котельных на газе единичная стоимость мощности и издержки производства тепла слабо зависят от масштаба источника. Поэтому, при условии, что доля амортизации источника в себестоимости централизованного тепла равна 5%, а средняя окупаемость вложений в дополнительную мощность для децентрализованного теплоснабжения равна 10 годам, получим дополнительную компоненту стоимости тепла равную 5%. Если потери в распределительных сетях децентрализованной системы теплоснабжения равны 5%, то равнозначность вариантов появляется при условии, что в ТС централизованной системы теряется не более 10% произведенного на централизованном источнике тепла. Этой границей и определяется зона высокой эффективности ЦТ. Можно проводить более сложные расчеты и менять допущения, но итог будет практически таким же.

Для систем, работающих на угле и мазуте, имеется существенная зависимость стоимости тепла от масштаба источника. Поэтому там уровень потерь в централизованных ТСдля равнозначного варианта с маломасштабной системой может быть выше - до 15%. Таким же может быть уровень потерь для верхнего предела эффективности ЦТ при более жестких требованиях к окупаемости капитальных вложений в децентрализацию на газе (6 лет). Отношение также зависит от соотношения стоимости строительства источников и ТС(чем выше это отношение, тем большим может быть уровень централизации) и от стоимости топлива (чем дороже топливо, тем меньшим должен быть уровень потерь в ТС). Можно проводить более сложные расчеты и менять допущения, но итог будет практически таким же:

• зона высокой эффективности ЦТ определяется показателем удельной материальной характеристики плотности тепловой нагрузки ниже 100 м2/Гкал/ч;

• зона предельной эффективности ЦТ определяется показателем удельной материальной характеристики плотности тепловой нагрузки ниже 200 м2/Гкал/ч.

Плотность тепловой нагрузки 70% российских систем теплоснабжения находится за пределами границы зоны высокой эффективности ЦТ и даже за пределами границы зоны предельной эффективности ЦТ (в этой зоне нормативные потери в ТСне превышают 15-20%, а фактические - 20-30%). В системах с низкими плотностями высоки даже нормативные потери в сетях. Низкое качество их эксплуатации приводит к повышенному уровню потерь по сравнению с нормативными - еще на 5-35%.

В среднем по России потери в муниципальных ТС(за исключением промышленных потребителей) составляют 15-25%. В тариф же включаются только 7-10% потерь. В итоге теплоснабжающие компании вынужденно стремятся завысить и подсоединенные нагрузки, и объемы отпуска тепла потребителям. В Литве в 2000 г. решили выйти из «зазеркалья», признали, что тепловые потери равны 20% и стали вести целенаправленную работу по их снижению. К 2003 г. потери удалось снизить до 16% [3].

Важнейшим направлением реализации программы реконструкции и развития систем теплоснабжения должны стать:

• инвентаризация и уточнение баланса нагрузок потребителей и мощностей источников;

• консервация или демонтаж избыточных мощностей;

• модернизация централизованных систем теплоснабжения с высокой плотностью тепловой нагрузки;

• частичная децентрализация систем, находящихся в зоне предельной эффективности ЦТ;

• полная децентрализация многих локальных систем теплоснабжения с очень низкой плотностью тепловой нагрузки.

Показатели эффективности использования ТЭ.

Динамика теплоемкости ВВП. Теплоемкость ВВП Российской Федерации в 2000-2006 гг. снизилась на 32%, или снижалась в среднем на 6,3% в год, против 2,7% в 1995-2000 гг. (рис. 4). Этот процесс происходил как за счет динамичного снижения энергоемкости ВВП, так и за счет замещения централизованно производимой ТЭ другими энергоносителями. В отличие от электроемкости, снижение которой в последние годы резко замедлилось, падение теплоемкости сохранилось и в 2006 г.

Промышленность, строительство, сельское хозяйство и транспорт. Теплоемкость промышленной продукции в 2000-2006 гг. снизилась на 30%. При производстве отдельных видов продукции (нефть, хлеб) отчетливой тенденции к снижению теплоемкости не отмечено. Однако, во многих других производствах она снижалась довольно динамично по мере роста масштабов выпуска и замены технологического и вспомогательного оборудования, а также налаживания внутризаводского учета расхода пара и горячей воды.

Доля условно-постоянного потребления ТЭ выше, чем у других энергоносителей (расходы на отопление, вентиляцию, и др.). Поэтому по мере роста выпуска продукции естественно происходит снижение ее теплоемкости. Этот же эффект в значительной степени объясняет снижение доли ТЭ в энергобалансе производств основной массы промышленных товаров в 2000-2006 гг.

В ряде производств, например при производстве синтетического каучука, карбамида и мяса, доля ТЭ несколько выросла, а в других случаях, как при производстве целлюлозы, или кальцированной соды, оставалась неизменной. Большое количество теплоты потребляется промышленностью в форме пара и горячей воды. В России очень плохо налажен учет потребления пара, системы распределения пара имеют низкое качество теплоизоляции, плохо регулируются и обслуживаются; зачастую не установлены конденсатоотводчики, системы возврата конденсата отсутствуют или находятся в нерабочем состоянии.

Теплоемкость продукции сельского хозяйства в 2000-2006 гг. снизилась на 47%. Это происходило в равной степени за счет снижения расхода централизованного тепла в теплицах и на прочие производственные нужды (на отопление животноводческих комплексов за счет существенного сокращения поголовья скота).

Теплоемкость продукции строительства снизилась в 2000-2006 гг. на 67%. При росте объемов работ, выполненных по виду экономической деятельности «строительство», на 80% потребление ТЭ упало абсолютно на 40%.

Теплоемкость продукции транспорта снизилась в 2000-2006 гг. на 34%. Теплоемкость единицы грузооборота железнодорожного транспорта снизились на 45%, трубопроводного - на 16%, а прочего - на 11 %.

Здания. На долю жилых зданий и зданий сферы услуг приходится 56% централизованно

производимой ТЭ и 65% всей ТЭ (с учетом индивидуальных установок).

Согласно статистике среднее потребление ТЭ на цели отопления в жилых зданиях, присоединенных к системам ЦТ, в 2006 г. составило 0,15 Гкал/м2/год и снизилось по сравнению с 2000 г. на 15% (рис. 5). Это произошло отчасти за счет более энергоэффективного нового жилищного строительства, сноса ветхих энергорасточительных домов, а также за счет роста оснащенности жилых зданий приборами учета ТЭ, и соответствующего приведения выставленных в счетах объемов отпуска ТЭ реально потребленному, а не расчетному как прежде количеству ТЭ. Кроме того, население и жилищное строительство постепенно смещается в более южные регионы России, а климат постепенно теплеет.

Население является не покупателем, а потребителем ЖКУ, значительная его часть не может контролировать объем, качество и цену предоставляемых услуг теплоснабжения и даже не может отказаться от их потребления. Важнейшая задача реформы ЖКХ - превратить потребителя в покупателя - не решена. Возможны различные схемы решения этой задачи. Инженерные системы в жилых зданиях построены так, что переход к сплошному индивидуальному учету потребления тепла требует больших затрат, но не решает многих проблем: сохраняется схема распределения части общедомового потребления тепла пропорционально площади квартиры; обслуживание оборудования дорого, эффект для семейного бюджета от действий по снижению и регулированию теплопотребления становится известен только по окончании отопительного периода, обслуживающая или биллинговая организация не заинтересована в получении экономии. Эффективным решением является сбалансированное и экономически рациональное сочетание коллективных и индивидуальных измерений потребления ресурсов, параметров комфорта и выставления счетов. Чтобы это стало возможным, необходимо организовать домохозяйства на уровне здания.

В «Правилах предоставления коммунальных услуг населению» определяются параметры комфорта. За их несоблюдение должны снижаться платежи за коммунальные услуги. Однако при расчете тарифов на ЖКУ используются ресурсные нормативы. Это отражает противоречие в определении продукта ЖКУ, которое необходимо устранить.

Менее 15% жилых зданий оснащены приборами учета. Фактическое полезное потребление тепла и воды многими жилыми зданиями существенно (на 20-40%) ниже расчетного (отчетного), в силу того, что используются средние для всего города нормативы (а не по сериям зданий), при их расчете не учитываются внутренние тепловыделения как людьми, так и бытовыми приборами, а разница между реальными и нормативными потерями тепла относится на их полезное потребление. Данные с установленных приборов учета на жилых зданиях подтверждают этот вывод. При использовании средних нормативов по мере роста строительства жилых зданий по энергоэффективным проектам объем расчетного отпуска тепла не снижается. В отдельных муниципальных образованиях есть опыт установки нормативов потребления тепла для отопления по типам зданий.

Нормативы потребления тепла на цели отопления и ГВСследует пересмотреть и установить по реальному полезному потреблению ТЭ. Обработка данных приборного учета дает достаточную основу для такого пересмотра. Нормативы потребления тепла на цели отопления и ГВСдолжны определяться по реальному полезному потреблению ТЭ, которое по данным приборного учета на 15-30% ниже нормативов. Нормативы расхода ТЭ на цели отопления жилых и общественных зданий различаются по муниципальным образованиям очень значительно. Нормативы потребления тепла и горячей воды во многих муниципалитетах должны быть уточнены на основе уже накопленной информации с приборов учета и определены по сериям зданий.

Даже там, где установлены общедомовые приборы учета расхода ТЭ и воды, у эксплуатирующих организаций нет стимулов к обеспечению требований теплового комфорта с минимальными расходами коммунальных ресурсов. Энергосервисных компаний на рынке теплоснабжения жилых и общественных зданий нет. Многие жилые и общественные здания перетапливаются в переходные периоды, за что переплачивает бюджет или население.

Распределение жилых зданий в России по уровню энергетической эффективности крайне неравномерно. Небольшая часть зданий, построенных после 2000 г. в соответствии с требованиями новых СНиП, отвечает современным стандартам тепловой защиты и энергоэффективности (зеленая зона, рис. 6). Однако большинство существующих зданий имеют весьма низкие параметры эффективности отопления. Следующие средние показатели удельного энергопотребления на цели отопления были рассчитаны в зависимости от года постройки:

построенные до 1990 г. (0,23 Гкал/м2/год); построенные в 1991-2000 гг. и недавно отремонтированные (0,13 Гкал/м2/год); построенные после 2000 г. (0,09 Гкал/м2/год) (распределение было получено на основе данных по жилым зданиям в нескольких российских городах, для которых ЦЭНЭФ разработал программы энергосбережения, в числе прочих - Кострома, Желез-ногорск, Ижевск, Южно-Сахалинск, Челябинск, Березники, Липецк).

Малые системы теплоснабжения (в малых поселениях) характеризуются высокими удельными расходами ТЭ на цели отопления, достигающими 0,5 Гкал/м2, что в 5 раз превышает уровень современного эффективного домостроения в России.

Горячее водоснабжение является вторым по значимости конечным потребителем в жилом секторе. Удельное энергопотребление на цели ГВС обычно учитывается влитрах надушу населения. В этой статье удельное потребление энергии выражено в Гкал/чел./год. Для зданий, построенных после 2000 г., удельное потребление энергии составляет 0,774 Гкал/чел.; для зданий, построенных в 1991 -2000 гг., - 1,135 Гкал/чел.; для недавно отремонтированных - 1,723 Гкал/чел.; для зданий, построенных до 1990 г., - 2,597 Гкал/чел. (рис. 7). Если удельное энергопотребление на цели ГВС будет соответствовать лучшим практикам, то технический потенциал составит 13,13 млн т н.э. (65% от существующего потребления).

Число домохозяйств, оснащенных приборами учета потребления горячей воды, в России растет год от года. Одна лишь установка такого прибора приводит к средней экономии 30-40% горячей воды. В действительности, как показали исследования ЦЭНЭФ, привычки и стереотипы потребления горячей воды довольно консервативны, поэтому эта экономия только частично обуславливается изменением поведения потребителей и заменой водоразборных приборов, а в основном является свидетельством того, что фактические потери тепла в сетях значительно выше, чем в отчетных данных. Поэтому эти потери оплачиваются потребителями, не имеющими приборов учета по горячей воде, хотя в действительности они никогда не потребляли этого тепла (в данной работе эти потери описаны в разделе о потерях в ТС). Тем не менее, как показывают подробные исследования, проведенные для ряда российских городов, существует возможность вдвое снизить потребление энергии на цели ГВС без ущерба для санитарных условий; при этом 12% этого потенциала скрыто в системах коллективного пользования (регулирование температуры и давления воды, теплоизоляция труб системы ГВСи т.д.), а остальные 38% - в жилищах [4]. При использовании этого подхода технический потенциал также составляет 13,4 млн т н.э., что подтверждает достоверность оценки.

Все больше появляется приборов учета горячей воды в квартирах. Расчет по этим приборам дает заметную разовую экономию. Рост тарифов на горячую воду является важным фактором роста оснащенности потребителей приборами учета воды, что сразу дает весомый (30-50%) эффект экономии воды за счет перехода при начислении платежей от нормативов к факту. Однако, затем эффект стабилизируется за счет того, что привычки водопотребления довольно устойчивы.

На долю ЦТ приходится 60% энергопотребления общественных зданий в России (13,43 млн т н.э.). Информация о распределении общественных зданий в России по уровню удельного потребления энергии на цели отопления отсутствует.

Расход ТЭ на цели отопления в общественных зданиях мало отличается от жилых зданий и в среднем также составляет около 0,2 Гкал/м2/год. Существует много видов общественных зданий, выполняющих разные функции (в том числе школы, больницы, правительственные учреждения, магазины и т.д.) и имеющих очень разную структуру энергопотребления. Проведение сравнения между ними по показателю удельного потребления энергии является сложной задачей. Но даже здания, выполняющие одинаковые функции, значительно различаются по этому показателю: например, лучший и худший показатели удельного потребления энергии на цели отопления в школах Ростова-на-Дону различаются в 8 раз, а по освещению они различаются на порядок. Распределение было проведено ЦЭНЭФ на основе данных, полученных в ходе работы по многочисленным проектам повышения энергоэффективности в общественном секторе.

Лишь небольшая часть общественных зданий и зданий сферы услуг была построена после 2000 г. в соответствии с новыми СНиПами и отвечает современным требованиям к тепловой защите и эффективности теплоснабжения (рис. 8). Большинство существующих зданий построены давно и весьма неэффективны. Средние показатели удельного энергопотребления на цели отопления были рассчитаны в зависимости от года постройки: построенные до 1990 г. (0,337 Гкал/м2/год); построенные в 1991-2000 гг. (0,176 Гкал/м2/год); и недавно отремонтированные (0,21 Гкал/м2/год); построенные после 2000 г. (0,142 Гкал/м2/год).

Показатели эффективности производства ТЭ. Данные формы 11 -ТЭР показывают повышение эффективности производства ТЭ как на электростанциях (что явилось отчасти результатом перехода все большего их числа на метод разнесения затрат на топливо на ТЭЦ в соответствии с оценкой их конкурентных преимуществ), так и на котельных, что явилось результатом вывода из эксплуатации малоэффективных котельных, модернизации существующих и ввода новых высокоэффективных котельных (рис. 9). Однако положительная динамика средних показателей не должна скрывать огромный разброс в уровне эффективности источников теплоснабжения.

На многих мелких котельных удельные расходы топлива существенно выше нормативных, а на отдельных котельных достигают уровня 500 кг у.т./Гкал. Удельные расходы существенно зависят от вида топлива (самые низкие удельные расходы - в котельных, работающих на газе), единичной мощности и состояния оборудования котельных. Выборочная диагностика муниципальных систем теплоснабжения показала, что 64% муниципальных котельных имеют КПД ниже 80%, 27% - ниже 60%, а 13% - даже ниже 40%. Заявленные КПД котлов, работающих на природном газе, варьируют в пределах 70-93%; нефти и нефтепродуктах -65-90%, угольных - 60-80%, дровяных - 30-65%. Однако даже для котельных, работающих на газе, КПД часто не превышает 80%. Там, где используются самодельные котлы, устаревшие или неэффективные марки котлов типа «Энергия» или КЕ, где топливо (дизельное или уголь) используется нецелевым образом, КПД котельных даже на газе составляет только 40-50%, на нефти - 30-40%, а на угле - даже 13%. В то же время есть примеры высокоэффективной эксплуатации котельного оборудования.

Основные причины того, что фактический КПД ниже регламентного, заключаются в следующем: низкое качество теплоносителя; нарушение качества топлива (нефтяные котлы); устаревшее оборудование и нарушение дисциплины его ремонтов (или недостаточные ремонты); применение непрофильной автоматики. Иногда в качестве новых устанавливаются морально устаревшие низкоэффективные котлы. Существуют значительные возможности повышения КПД отдельных котельных как за счет модернизации оборудования, так и за счет повышения эффективности эксплуатации имеющегося.

Поданным выборочного обследования около 300 котельных, только 70% газовых и нефтяных котельных оснащены приборами учета расхода топлива, и только 35% котельных оснащены приборами учета производства ТЭ. Поэтому удельные расходы и КПД котельных часто оцениваются расчетным способом. Фактические значения КПД существенно ниже, а удельные расходы - выше отчетных данных. Данные отчетности не дают оснований полагать, что даже там, где установлены приборы учета, данные с них регулярно считываются.

Рис. 10. Распределение субъектов Российской Федерации по протяженности тепловых сетей.

Четверть котлов имеет срок службы свыше 20 лет, а 60% котлов служат уже более 10 лет. Износ котельного оборудования по разным котельным составляет от 20 до 100%. При отсутствии программы модернизации к 2010 г. срок службы более половины парка котлов превысит 20 лет. В сельских районах КПД котлов со сроками службы свыше 10 лет часто не превышает 60%. Интенсивное обновление котельного оборудования в последние годы позволило поднять долю новых котлов до 25%.

Удельный расход электроэнергии на выработку и транспорт теплоты для большинства котельных существенно превышает нормативные значения, а для 60% котельных даже превышает максимальное нормативное значение для систем теплоснабжения с малой нагрузкой -35 кВт.ч/Гкал. Особенно важно отметить, что высокие удельные расходы электроэнергии характерны для многих населенных пунктов, где очень дорогая электроэнергия вырабатывается на ДЭС,что ставит затраты на электроэнергию (20-25%) на первое место в структуре затрат предприятий теплоснабжения. В Финляндии среднее значение этой величины равно 7 кВт.ч/Гкал, а для систем с присоединенной нагрузкой не более 5 Гкал/ч он не превышает в среднем 18 кВт.ч/Гкал.

Показатели отказов всех типов котельного оборудования находятся на достаточно высоком уровне даже в тех поселениях, где они эксплуатируются высококвалифицированными специалистами. Основные причины отказов: несвоевременные плановые ремонты и нарушение дисциплины обслуживания; нарушение качества топлива (вызывающее отказы горелок в период их эксплуатации); нарушение качества теплоносителя; некачественный монтаж оборудования; внезапные отказы системы внешнего электропитания; несоответствие режимов работы и неплотности в системах удаления продуктов сгорания. Основной инициатор отказов котлов - отказ системы электроснабжения.

Качественная наладка режимов котлов - одно из основных средств повышения их КПД. Невыполнение наладочных работ, низкое качество теплоносителя, несоблюдение требуемых условий эксплуатации приводит к тому, что фактические КПД котлов значительно меньше паспортных.

На большинстве мелких котельных водопод-готовка отсутствует. Это является одной из основных причин отказов котлов, аварий на ТСи во внутридомовых системах отопления.

Качество теплоносителя заметно ухудшается после его возврата из ТС, т. к. часть потребителей (в основном, жилые здания первых массовых серий) присоединена к системам теплоснабжения по зависимым схемам. Коррекция теплоносителя требует повышенного расхода катионитов. Перевод систем теплоснабжения на независимую схему присоединения потребителей существенно сократит расходы на регенерацию катионитов и повысит контроль водно-химического режима. Совершенствование водоподготовки - одно из приоритетных направлений программы модернизации системы теплоснабжения.

Автоматизация режимов работы всегда являлась «слабым местом» котельных (даже самых крупных) в России. Она все еще не соответствует современным требованиям. На долю автоматизированных котлов приходится 63%. Крайне важно осуществить модернизацию систем управления в существующих котельных, что позволит эксплуатировать их в оптимальных режимах и сократить излишний персонал. На крупных котельных, работающих на единую ТС,пусть даже и с ограниченными зонами обслуживания, общее управление источниками чрезвычайно важно. Чтобы уверенно поддерживать наиболее эффективные режимы эксплуатации котельных, сокращать время диагностики отказа основного и вспомогательного оборудования и время восстановления оборудования в работе, требуется создание общей (для всей системы в целом) системы автоматизированного управления. Локальные системы, которыми штатно укомплектованы котельные, не обеспечивают решения комплекса проблем, связанных с надежной эксплуатацией котельных.

За последние годы накоплен значительный опыт повышения эффективности работы котельных за счет использования новейших технологий. Основными направлениями работы стали ввод в эксплуатацию нового высокопроизводительного автоматизированного котельного оборудования, в т.ч. автономных котельных; новых моделей горелок; систем химводоподготов-ки; систем учета расхода топлива, воды, электроэнергии и производства ТЭ; ультразвуковых противонакипных аппаратов; регулируемых приводов на насосы и вентиляторы; пластинчатых теплообменников; автоматизированных систем управления, и др. Важнейшей задачей реконструкции и развития систем теплоснабжения является тиражирование накопленного опыта и более широкое использование новейших технологий, позволяющих повысить надежность и эффективность производства ТЭ на котельных.

Показатели эффективности транспорта и распределения ТЭ. Согласно данным статистики, доля потерь ТЭ увеличилась с 7% в 2000 г. до 9% в 2006 г. При включении неучтенных потерь этот показатель можно оценить в 13-15% в 2000 г. и 14-17% в 2006 г. Существенного прогресса в отношении снижения доли потерь в эти годы не было. Снижение потерь за счет перекладки TQ как правило, в отчетности не показывается, рост доли населения в структуре потребления ТЭ привел к росту доли потерь в распределительных ТС.

Фактические потери в 70% систем теплоснабжения (преимущественно в мелких) составляют 20-60%, тогда как в Финляндии даже в малых системах теплоснабжения доля потерь не превышает 12%. Высокий уровень потерь в России определяется как избыточной централизацией многих систем теплоснабжения, так и плохим состоянием ТС и низким качеством их обслуживания. Протяженность сетей теплоснабжения в российских регионах различается на порядки (рис. 10). На порядок может различаться и эффективность их эксплуатации. Около 16% трубопроводов служат от 5 до 10 лет. Примерно половина всех сетей проложена надземно. Износ ТС составляет по отдельным муниципальным образованиям и поселениям от 30 до 87%.

Долговечность ТС, эксплуатирующихся в условиях отсутствия водоподготовки, не превышает 6-8 лет. Долговечность ТС (ресурс) зависит от условий их эксплуатации. Существует два подхода к определению остаточного ресурса и срока службы ТС: технический (по потоку отказов) и экономический (равенство или превышение ежегодных затрат на ликвидацию отказов над годовыми затратами при сооружении нового теплопровода или участка теплопровода).

Всегда предпочтительно использовать экономический подход. Однако выделить затраты на ремонтные работы (прежде всего, затраты на ликвидацию повреждений) в ТСиз существующей документации теплоснабжающих компаний крайне трудно, а сопоставить эти затраты с картой ТСпрактически невозможно. По отдельным муниципальным образованиям на аварийно-восстановительные работы расходуется около 10% себестоимости при том, что еще столько же тратится на капитальные ремонты.

Около 50% всех затрат в системах теплоснабжения могут быть отнесены на обслуживание ТС. Для систем теплоснабжения, попавших в зону высокой эффективности ЦТ, доля затрат на транспорт тепла не превышает 30-35% от суммарных затрат в системах теплоснабжения.

Техническое состояние ТС многих населенных пунктов неудовлетворительно: теплогидроизоляция отсутствует, в осенне-весенний период ТС затапливаются водой, что приводит к увеличению потерь и повышению расхода топлива, отсутствие подготовки воды на котельных приводит к значительной коррозии и снижению долговечности ТС. Отложение соединений железа на стенках труб приводит к уменьшению пропускной способности трубопроводов, перерасходу топлива и электроэнергии. Многие сети гидравлически разрегулированы, т.к. многие элементы системы ТС не соответствуют расчетным данным (диаметры распределительных сетей) или отсутствуют совсем (дроссельные шайбы). Требуется наладка гидравлического режима ТС.

Вопрос о масштабах перекладки ТС до 2010 г. должен решаться только после принятия решения о газификации и степени децентрализации теплоснабжения.

Литература

1. National CHP Roadmap. Doubling combined heat and power capacity in the United States by 2010. US Combined heat and power association. March 2001.

2. OECD/IEA. 2007/ Energy Balances of non-OECD countries. 2004-2005.

3. A. Ignotas. Lithuanian legal and regulatory framework for district heating. Presented at IEA workshop «District heating policy in transition economies». Prague. February 2004.

4. В. Папушкин, Т. Тасенко, И. Башмаков и др. Система оказания надежных и энергоэффективных коммунальных услуг. ПРООН, М. 2005 г.

(Окончание следует)

Башмаков И.А., Анализ основных тенденций развития систем теплоснабжения России (Часть 2)

Источник: Журнал "Новости теплоснабжения" №3 (91), 2008 г., www.ntsn.ru

Оставить комментарий

Тематические закладки (теги)

Тематические закладки - служат для сортировки и поиска материалов сайта по темам, которые задают пользователи сайта.

Похожие статьи: