Энергетика Казахстана - Сохранение и развитие теплофикации в Казахстане

Республика Казахстан имеет развитую систему теплофикации (47% централизованного теплоснабжения) в подавляющем числе городов, принципиально соответствующую современным направлениям развития этой технологии в Мире.
Все недостатки в организации и обеспечении нормальной работы систем централизованного теплоснабжения в Казахстане, возникшие в предшествующем советском периоде развития крупной подотрасли энергетики - теплоснабжения, проявились самым негативным образом в переходном периоде к рыночным отношениям в экономике.
Нарастает объем физически и морально изношенного оборудования теплоисточников, трубопроводов тепловых сетей. Большое количество аварий и отказов в тепловых сетях приводит к нарушениям качества теплоснабжения и тепловым потерям, вызывает, естественно, претензии как со стороны потребителей, так и городских органов управления. Основные из них:

1. большие потери теплоты;
2. большие утечки сетевой воды;
3. низкое качество воды, подаваемой на горячее водоснабжение;
4. недогрев отапливаемых помещений;
5. трудности обеспечения расчетных гидравлических режимов;
6. невозможность местного регулирования нагрева отдельных помещений;
7. высокая аварийность в тепловых сетях.

*Договор к Энергетической Хартии и Протокол к ней по вопросам энергетической эффективности и соответствующим экологическим аспектам ратифицированы Казахстаном 18.10.1995г.

Тепловые сети в Казахстане - это относительно недорогие, но и самые ненадежные городские инженерные сооружения. Из-за неудовлетворительного состояния большинства тепловых сетей в городах затраты энергии на транспортирование теплоты неоправданно велики. Проложенные под землей в непроходных каналах тепловые сети работают в переменных температурно-влажностных, способствующих коррозионным процессам, условиях. Антикоррозионные и теплоизоляционные покрытия имеют срок службы вдвое- втрое меньше нормативного. Тепловые сети в зоне теплофикации г. Алматы имеют 80-90 повреждений в год. Часто выходят из строя участки теплосети отслужившие более 15 лет, в то время, как нормативно безотказный срок службы должен быть не менее 30 лет.
Анализируя состояние тепловых сетей ориентировочно можно показать, что до 90% всей экономии топлива, полученной за счет применения комбинированной выработки на ТЭЦ, растрачивается при транспортировании и распределении теплоты.
Усиление подобных тенденций может привести к тому, что затраты на ремонты и восстановление станут сопоставимы с начальной стоимостью систем транспортирования теплоты и превысят стоимость альтернативных форм теплоснабжения, особенно в газифицированных районах страны.
Самые "узкие места" в системах теплоснабжения:

1. плохая защита стальных труб и поверхностей от коррозии;
2. ненадежность теплоизоляционных конструкций;
3. недостаточный уровень автоматизации и совершенствования режимов отпуска теплоты;
4. низкое качество технического перевооружения, текущих и капремонтов.

Несмотря на столь неприглядную картину технического состояния теплосетей, теплофикация обеспечивает до 10% экономии топлива.
Опыт строительства и эксплуатации теплофикационных систем в странах Европы демонстрирует, что ни один из перечисленных выше недостатков систем транспорта теплоты не является объективным свойством систем централизованного теплоснабжения и, в том числе, теплофикации. Они возникли в Казахстане в советские времена на почве недооценки необходимости серьезной организации управления, финансирования и оснащения систем централизованного теплоснабжения оборудованием, материалами и приборами, отвечающими мировым стандартам и интересам потребителей теплоты.
За годы развития теплофикация в Казахстане приобрела большое экономическое и социальное значение, поскольку надежно обеспечивает теплом большинство городов, одновременно занимая в структуре электрогенерирующих мощностей энергосистемы республики более 40%, вытесняя мелкие неэкономичные котельные, способствуя улучшению экологической обстановки и обеспечивая население интересной работой, требующей высокой квалификации.
При переходе к рыночным отношениям в энергетике комбинированный способ производства электроэнергии и теплоты, при полном прекращении централизованных капиталовложений и ограниченной возможности привлечения больших инвестиций, связан с необходимостью переориентации на строительство ТЭЦ средней и малой мощностей с максимальным использованием местных топливных ресурсов, включая сжигание городских отходов и мусора.
Финансирование могли бы осуществлять местные бюджеты и предприниматели. Государство должно поддержать и стимулировать развитие теплофикации, как потенциально мощной энергосберегающей и экологически эффективной технологии, не только материально (например, налоговые льготы), но и законодательно. В условиях дефицита электрической мощности во многих городах и местностях строительство таких электростанций может решить или, хотя бы, облегчить проблему надежного энергообеспечения.
Строительство тепловых сетей необходимо ориентировать на достижения Европейских стран, культивирующих централизованное теплоснабжение и теплофикацию. Современные бесканальные прокладки стальных самокомпенсирующихся трубопроводов в высокоэффективной, экологически чистой теплоизоляции с высокоплотными шаровыми запорными органами, за десятилетия доказавшие свою высокую эффективность, позволят не только быстрее и намного дешевле строить новые, но и реконструировать старые тепловые сети. В результате станут достижимыми расчетные эффекты энергосбережения, комфорта у потребителей и ощутимое реальное сокращение расхода первичного топлива в стране.
На первом этапе предстоит приобретать оборудование для теплоисточников и тепловых сетей в западных странах и России (параллельно могут возникать совместные с инофирмами производства его на предприятиях страны). Государство должно обеспечить режим налогообложения благоприятствующий (хотя бы временно, на определенный период) привлечению инофирм и собственных предпринимателей к решению проблем теплофикации.
Учитывая наличие подготовленных кадров специалистов в области теплофикации как среди проектировщиков, так и среди эксплуатационного персонала централизованных систем теплоснабжения в Казахстане, использование современного оборудования для технического перевооружения теплоисточников и тепловых сетей не составит проблемы.
Имея огромные основные фонды в системах централизованного теплоснабжения в городах, застройка которых ориентирована на применение, именно, таких систем, было бы непростительной ошибкой отказаться от поддержки этих фондов в работоспособном состоянии и систематического доведения их до уровня современных требований. Практика теплофикации в развитых странах показывает, что при обеспечении нормальных условий эксплуатации и оснащения эта технология эффективнее и экономичнее децентрализованного теплоснабжения как для производителей теплоты, так и для потребителей.

Расчеты себестоимости тепловой и электрической энергии на ТЭЦ.

Выше говорилось о комбинированном производстве теплоты и электроэнергии на теплоэлектроцентралях, что обеспечивает более эффективное использование энергетического потенциала сжигаемого в котлах топлива. Но на электростанциях возможно комплексное использование не только топлива, но и отходов производства (например, золы и шлаков для получения заменителей цемента, редкоземельных химических элементов, заменителей глинозема для алюминиевой промышленности, серной кислоты и т. д.).
В комбинированном (комплексном) производстве для получения величины себестоимости каждого вида продукции при составлении калькуляции было бы правильным отнести на конкретный вид только те затраты, которые вызваны его производством. В то же время значительная часть затрат при комбинированном производстве может оказаться общей для всех получаемых продуктов, и существуют непреодолимые трудности для непосредственного разделения затрат по отдельным видам продукции. Этим объясняется наличие многих методов разделения затрат в комбинированном производстве, и ни один из них не свободен от недостатков.
В практике калькулирования себестоимости электрической и тепловой энергии на ТЭЦ применяется физический (балансовый) метод. Расходы топлива на получение теплоты в этом случае принимаются такими, какими они были бы, если бы теплота получалась от котлов непосредственно, а не от использования отработавшего в турбине пара. Так как затраты на топливо и, соответственно, затраты по котельному и топливнотранспортному цехам являются определяющими, то суть физического метода калькулирования сводится, в данном случае, к разделению общего расхода топлива на производство электроэнергии и на производство теплоты.
Этот метод отвечает условию энергобаланса теплоэлектроцентрали, но имеет и недостаток: не учитывается энергетическая ценность как электроэнергии, так и отпускаемой теплоты в зависимости от ее параметров.
Попытки использования различных расчетных приемов удешевления отпускаемой теплоты, как менее ценного по мобильности и работоспособности энергоносителя (имеющего меньшую энергию) по сравнению с электроэнергией, обычно приводили к противоречию с физическими основами процесса энергопроизводства. Однако, продолжаются поиски лишенного недостатков метода распределения затрат топлива между продуктами комбинированного производства, основанные на использовании понятия эксергии.
Метода, относящие всю экономию или часть ее на теплоту строятся на противоестественном предложении считать расход топлива в условных тепловых единицах на отпускаемую теплоту меньшим, чем соответствующее количество этой теплоты. Физический метод является правильным с точки зрения самого термодинамического процесса, он удобен практически и отвечает основной цели теплофикации - экономии топлива в производстве электро энергии.
Сохраняя постоянной при различных режимах теплофикационных турбин величину удельного расхода топлива на отпущенную теплоту, физический метод приводит к резким изменениям величины удельного расхода топлива на произведенную электроэнергию в зависимости от соотношения величин потоков пара в отбор и в конденсатор, что и характеризует экономическую целесообразность использования того или иного типа турбин и правильность выбора режимов их работы.
При калькулировании себестоимости электро- и теплоэнергии на ТЭЦ затраты группируются по следующим цехам: топливно-транспортному, котельному, турбинному и электрическому, а также по теплофикационному отделению.
Распределение затрат между электро- и теплоэнергией, вырабатываемым на ТЭЦ с использованием физического метода, осуществляется, в большинстве случаев, с учетом следующего:

1. Все затраты по топливно-транспортному и котельному цехам и цехам химического и теплового контроля (1 группа) распределяют между электро- и теплоэнергией пропорционально расходу условного топлива на эти виды энергии, определяемому при расчете энергобаланса электростанции (затраты теплофикационного отделения (бойлерной или паропреобразовательной установки) относят на теплоэнергию).
2. Затраты турбинного и электрического цехов (II группа) относят на электроэнергию.
3. Общестанционные расходы (III группа) распределяют между электро- и теплоэнергией пропорционально суммам, полученным в результате распределения предыдущих затрат, то есть пропорционально цеховой себестоимости.

В качестве примера приближенной калькуляции себестоимости электрической и тепловой энергии с применением физического метода приводится расчет по укрупненным показателям для условной ТЭЦ.
На ТЭЦ предполагается установить 4 теплофикационных турбины по 100 МВт, имеющих только отопительные отборы, 4 энергетических котла, производительностью по 500 т/ч и 4 пиковых водогрейных котла производительностью по 180 Гкал/ч. Топливо - газ с теплотворной способностью 8500 ккал/кг.
В результате расчета теплового баланса* ТЭЦ получены следующие данные: Максимально часовой расход теплоты на сетевые подогреватели от одной турбины - 160 Гкал/ч.
Коэффициент теплофикации (отношение суммы часовых расходов теплоты от 4-х турбин к сумме часовых расходов теплоты от 4-х турбин и 4-х пиковых водогрейных котлов) - 0,5.
Годовое число часов использования максимума тепловой нагрузки ТЭЦ - 2700 часов.
Годовое число часов использования максимального отпуска теплоты от турбин 4700 часов.
Годовое число часов использования установленной электрической мощности (принимается по условиям энергосистемы) - 6000 часов.
Годовой отпуск теплоты от ТЭЦ - 3454· 103 Гкал/год.
Годовой отпуск теплоты от турбин - 3006· 103 Гкал/год.
Годовой отпуск теплоты от пиковых водогрейных котлов - 3454· 103 - 3006· 103 = 448-103 Гкал/год.
Годовая выработка электроэнергии - 4 - 100·103 - 6000 = 2400-106 кВт.ч/год.
Годовой расход пара на турбины - 10,78106 т/год.
Годовой отпуск пара от котлов с учетом 3% потерь в цикле станции - 1,03 10,78· 106 = 11,1106 т/год.
*Сам расчет теплового баланса здесь не приводится.
Годовой расход натурального топлива энергетическими (паровыми) котлами ТЭЦ - 890· 106 м3/год.
Годовой расход натурального топлива пиковыми котлами - 58-106 м3/год. Суммарный расход натурального топлива по ТЭЦ - 890 106 + 58-106 = 948-106 м3/год.
То же, но в условном топливе - 948· 106 =8500/7000= ~ 1160-103 т.у.т./год.
Расход топлива, относимый на теплоэнергию - 541,7 103 т.у.т./год.
Расход топлива, относимый на электроэнергию - 1160-103 - 541,7· 103 = 618,3-103 т.у.т./год.
Суммарный расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ - 185,5-106 кВт.ч/год.
Расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ, относимый на теплоэнергию -

1. 106 · 541,7-103 /1160-103 = 108 1 06 кВт.ч/год.

Расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ, относимый на электроэнергию - 185,5-106 -108-106 = 77,5-106 кВт.ч/год.
Удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии - 0,266 кг у.т./кВт.ч.
Расход топлива на отпуск теплоты с учетом расхода электроэнергии на собственные нужды- 541,7-103 + 0,266 - 108-103 = 570,5-103 т.у.т./год.
Расход топлива на отпуск электроэнергии - 1160-103 - 570,5-103 = 589,5-103 т.у.т./год.
Удельный расход топлива на отпуск теплоты - 570- 106/3454-103 = 165 кг у.т./Гкал.
Расчеты, связанные с денежными величинами, показаны в долларах СШ.

1. Определяются затраты на топливо. При цене топлива 30 долл. за 1000 м3

годовые затраты ТЭЦ на топливо составят:                          
ST = 948-106 - 30-103 = 28,44-106 долл./год.

1. Определяются капиталовложения и амортизационные отчисления. При удельной

стоимости установленной мощности в 1000 долл./кВт (примерно соответствует уровню мировых цен 1994 года) стоимость ТЭЦ составит:
К = 1000-400-103 =400-106 долл.
При норме 7% амортизационные отчисления составят:
Sa = 0,07- 400-106 = 28-106 долл./год.

1. Определяется заработная плата эксплуатационного персонала ТЭЦ. Принимается штатный коэффициент 0,8 чел./МВт. Численность персонала составляет 0,8-400=320 чел.

При среднегодовом фонде заработной платы 3000 долл./чел.- год, годовые расходы по заработной плате составляют: Sзп=3000 · 320 = 0,96-106 долл./год.

1. Определяются расходы на ремонты.

Sтр= 0,15·Sa= 0,15·28-106 = 4,2х106 долл./год.

1. Прочие расходы.

Sпр= 0,2 ·(Sa + Sзп + Sтр) = 0,2·(28х106 + 0,96х106+4,2-106)= 6,63х106 долл./год.

1. Суммарные расходы по ТЭЦ. Sтэц  =Sт+Sа+Sзп+Sтр= 68,23-106 долл./год. Распределение затрат по цехам ТЭЦ для средних условий по трем группам цехов приводится укрупнено (затраты, например, на воду, на содержание и эксплуатацию оборудования специально не выделены).

Распределяются только ST, Sa, Sэп, Sтр и Sпр.
*Расход топлива, относимый на теплоэнергию определяется делением количества отпущенной теплоты на теплотворную способность топлива и на произведение коэффициентов полезного действия котельного цеха и теплообменников, обеспечивающих нагрев сетевой воды.
** Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии определяется делением расхода топлива, относимого на электроэнергию, на разность годовой выработки электроэнергии и расхода электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ, отнесенного на электроэнергию

Распределение цеховых затрат между электроэнергией и теплоэнергией.
Затраты, в млн. долл. США

Затраты I группы цехов распределяются пропорционально расходам топлива.
Относятся на электроэнергию:
Sээ=44,8 76х106-589,5х103/1160х103= 22,8х103 долл./год.
Относятся на теплоэнергию: Sтэ=44,876х106-22,8х106 = 22,076х106 долл./год.
Затраты II группы цехов относятся на электроэнергию:
SээII=14,8 26-106 долл./год.
Распределение затрат по III группе производится между электро- и теплоэнергией пропорционально распределению суммы всех цеховых затрат.
Относятся на электроэнергию:
SээIII= 8,528-106· (22,8 + 14,826)106/(44,876+14,826)106= 5,375х106 долл./год.
Относятся на теплоэнергию: SтэIII= (8,528-5,375)-106= 3,153х106 долл./год.
Определение суммарных затрат по ТЭЦ.
На производство электроэнергии:
Sээ= (22,8 + 14,826+5,375)· 106=43,001х106 долл./год.
На производство теплоэнергии: Sтэ=(22,076 + 3,153)-106= 25,229х106 долл./год.
Распределение статей затрат между электро- и теплоэнергией.
Затраты на топливо делятся пропорционально соответствующим долям топлива.
На электроэнергию: SээТ=28,44х106 · 589,5-103/1160-103 = 14,453х106 долл./год.
На теплоэнергию: SээТ= (28,44 - 14,453)-106= 13,987-106 долл./год.
Для распределения остальных статей затрат определяется коэффициент распределения, который для электроэнергии составляет величину:
КээР= (Sээ- SээТ)/(Sтэп-Sт)=(43,001 - 14,453)·106/(68,23 - 28,44)х106= 0,717. Приведенные выше данные из расчета энергетического баланса ТЭЦ и расчет распределения затрат по видам продукции позволяют определить себестоимость единицы электрической и тепловой энергии, отпускаемых потребителям.
Для определения себестоимости отпущенной электроэнергии надо суммарные затраты, отнесенные к электроэнергии, разделить на разность выработки электроэнергии и собственных нужд ТЭЦ.
SээС=43,001-106/(2400 - 185,5)· 106=0, 0194 долл./кВт.ч = 1,94 цента/кВт.ч
Для определения себестоимости теплоэнергии надо суммарные затраты, отнесенные на
отпуск теплоэнергии, разделить на величину годового отпуска теплоэнергии.
SтэС= 25,229-106/ 3454-103 = 7,30 долл./Гкал.