Опыт Санкт-Петербурга в реализации энергосберегающих проектов по реконструкции системы теплоснабжения

А. С. Делюкин, канд. техн. наук, председатель Комитета по энергетике и инженерному обеспечению администрации Санкт-Петербурга,

А. Ф. Васильев, канд. физ.-мат. наук, начальник отдела Комитета,

Л. Ю. Жилина, главный специалист Комитета

Для достижения основных целей региональной политики энергетическая стратегия предусматривает наделение региональных органов управления энергетическим хозяйством региона функциями:

- реализации региональных энергетических программ;

- проведения энергосберегающей и ресурсосберегающей политики;

- формирования регионального рынка энергоносителей;

- проведения на региональном уровне налоговой и тарифной политики и др.

В связи с этим администрация Санкт-Петербурга самостоятельно разрабатывает и реализует региональную энергетическую программу, имеющую следующие приоритеты:

- устойчивое обеспечение населения и экономики города энергоносителями;

- повышение эффективности преобразования и использования топливно-энергетических ресурсов;

- устойчивое развитие ТЭК в условиях формирования рыночных отношений;

- создание необходимых условий для перевода городского энергетического хозяйства на энергосберегающий путь развития;

- обеспечение энергетической безопасности Санкт-Петербурга;

- уменьшение негативного влияния ТЭК на окружающую среду.

Разработанные по инициативе администрации города основные направления развития ТЭК Санкт-Петербурга на период до 2010 года базируются на:

- детальном анализе реального состояния энергетического сектора;

- прогнозных оценках увеличения объемов потребления энергоресурсов до 2010 года;

- основных направлениях и необходимых условиях развития энергетического сектора.

Направления развития энергетики Санкт-Петербурга увязаны с градостроительной политикой и концепцией развития систем водоснабжения и отведения сточных вод Санкт-Петербурга.

Важнейшими направлениями развития систем теплоснабжения Санкт-Петербурга на период до 2010 года являются:

1. Модернизация основного и вспомогательного оборудования крупных котельных с монтажом паротурбинных или газотурбинных установок для выработки электрической энергии на собственные нужды и во внешнюю электросеть.

В Энергетической стратегии России до 2020 года, одобренной Правительством РФ 23 ноября 2000 года, основной упор в развитии сектора теплоснабжения делается на двукратное увеличение доли комбинированного производства тепла в сфере центрального теплоснабжения. В качестве одного из основных направлений рассматривается преобразование существующих котельных в мини-ТЭЦ в широком диапазоне мощностей. В Санкт-Петербурге данное направление активно развивается городской администрацией.

При внедрении комбинированного производства (когенерации) электрической и тепловой энергии возможно как покрытие собственных нужд котельной в электроэнергии, так и выработка производимой электроэнергии во внешнюю сеть. Принципиальной особенностью рассматриваемой ситуации является то, что основной задачей модернизированной котельной продолжает оставаться производство тепла, а электроэнергия является желательным сопутствующим продуктом производства тепла, и объемы ее выработки диктуются переменной тепловой нагрузкой. При этом производство электроэнергии повышает технико-экономические показатели работы котельной и в ряде случаев становится дополнительной статьей доходов.

Наиболее перспективными для установки паротурбоустановок (ПТУ) являются существующие котельные средней и большой производительности, оснащенные паровыми котлами с нагрузками отопления и ГВС. В результате установка электрогенерирующих мощностей на базе ПТУ имеет минимальные удельные капитальные затраты (руб./кВт) по сравнению с другими вариантами (табл.). Производство электроэнергии будет связано с незначительными затратами топлива, что обуславливает низкую себестоимость вырабатываемой электроэнергии. Перечисленные обстоятельства определяют высокую конкурентоспособность такого производства электроэнергии.

Таблица (подробнее) Сравнительные технико-экономические показатели различных когенерационных установок с единичной мощностью от 0,5 до 10 МВт

Основным недостатком ПТУ является меньшая удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении (кВт•ч/Гкал), однако производимой энергии, как показывают расчеты и практика, достаточно для полного покрытия собственных нужд котельной и экспорта электроэнергии во внешнюю сеть.

Единственным технически целесообразным вариантом работы котельной с турбогенератором является случай, когда электрическая мощность, вырабатываемая в котельной, не только покрывает ее собственные нужды, но и экспортируется во внешнюю электросеть. Преимущества параллельной работы очевидны:

- возможность продажи избыточной электроэнергии внешним потребителям и вследствие этого резкое снижение сроков окупаемости проекта в целом;

- работа генератора возможна в широком диапазоне мощностей и не ограничена объемами электропотребления котельной;

- высокая надежность электроснабжения котельной не только от имеющихся вводов, но и от собственного источника электроэнергии.

Однако реализация проекта связана с необходимостью реконструкции не только распределительной подстанции, но и питающих ее высоковольтных (110 кВ) подстанций. Кроме того, необходимо перезаключение договоров на потребление, и продажу, и в некоторых случаях на транспортировку электроэнергии с местной электроснабжающей организацией. К сожалению, нормативно-правовая база для подобных соглашений в настоящее время отсутствует и предприятиям приходится действовать в условиях правового вакуума.

Несмотря на вышеперечисленные трудности, созданное по инициативе городской администрации ЗАО «Лентеплоснаб» в 1999–2001 годах смонтировало паротурбогенератор ПТГ-1500 в отдельном турбинном зале на котельной 2-я Пушкинская и произвело необходимые работы для подключения его на внешнюю сеть (рис.). Кроме оригинальных технических решений, впервые в России был выполнен весь необходимый объем согласований, в том числе:

- разработка и согласование с энергоснабжающей организацией Инструкции о взаимоотношениях диспетчерских пунктов;

- получение разрешения Госэнергонадзора на пуск ПТГ в установленном порядке.

Работы по подключению ПТГ потребовали значительных капитальных вложений, сопоставимых со стоимостью собственно блочного турбогенератора, монтируемого на котельной. Если принять стоимость блочного турбогенератора за 100%, то объем капитальных вложений на его обвязку составляет 60–80% по строительной и тепломеханической части и 50–70% – по электромеханической части.

Таким образом, дополнительные затраты превышают стоимость собственно турбогенератора и составляют от 110 до 150% его стоимости. При этом 60–70% данной суммы составляет стоимость монтируемого в котельной и на подстанции оборудования и только треть – строительно-монтажные работы.

Учитывая, что Санкт-Петербург как крупный научно-индустриальный центр имеет все необходимые предпосылки для занятия лидирующего места в России по внедрению когенерационных технологий – развитая сеть крупных пароводогрейных котельных, наличие собственного производства паровых турбин и генераторов («Киров-Энергомаш», ОАО «Пролетарский завод» и т. п.) и мощных специализированных проектных и монтажных организаций, – городской администрацией принято решение о постепенном оснащении ПТГ крупных котельных Санкт-Петербурга.

Установка ПТГ на типичной котельной, производящей 40 т пара в час, позволит произвести около 4 МВт электрической энергии, что вдвое превышает собственные нужды котельной. Следовательно, необходим отпуск электроэнергии во внешнюю сеть. Учитывая, что после установки ПТГ становится целесообразным режим максимальной загрузки паровых котлов, общий годовой объем выработки электроэнергии составит около 38 тыс. МВт•ч. Ориентировочная себестоимость производства электрической энергии, как показывает практика эксплуатации, составит около 200 руб./МВт•ч (расход условного топлива на уровне 160–180 г/кВт•ч), что в 4 раза ниже существующих тарифов. Исходя из приведенных выше расчетов по необходимым инвестициям, следует ожидать, что срок окупаемости составит 3,5–5 лет, что привлекательно для инвесторов.

Однако эффективная реализация данных проектов возможна только при принятии законодательных актов муниципального или федерального уровня, регламентирующих основные аспекты подключения малых производителей и льготные условия продажи производимой ими электрической энергии. Такие нормы, впервые принятые в США в начале 70-х годов и в настоящее время действующие в большинстве развитых стран, способствовали быстрому росту числа индивидуальных производителей, приведя к децентрализации электроэнергетики. Правовой вакуум в России – в проекте федерального закона «Об электроэнергетике» вообще не рассматривается децентрализованное электроснабжение – приводит к невозможности производителей изготавливать серийно (а значит, дешево) системы, готовые к подключению в электросеть, что влечет к значительным затратам у покупателей и стагнации в сфере электроэнергетики.

Рисунок Паротурбогенератор ПТГ-1500 на котельной 2-я Пушкинская ЗАО «Лентеплоснаб», Санкт-Петербург

2. Перевод, при комплексной реконструкции объектов, централизованного теплоснабжения на работу по независимой схеме с установкой автоматизированных индивидуальных тепловых пунктов.

Исторически сложилось так, что в Санкт-Петербурге используется зависимая по отоплению и открытая по ГВС схема теплоснабжения, в которой системы горячего водоснабжения потребителей присоединяются непосредственно к тепловым сетям, вода для которых готовится на котельных.

Существование такой схемы имеет следующие недостатки:

- потери тепла в тепловых сетях достигают 30%;

- повреждаемость тепловых сетей в 10–20 раз выше, чем при независимой схеме;

- значительные потери теплоносителя, частые перебои в подаче ГВС и тепла потребителям при повреждениях на сетях;

- высокие удельные расходы топлива и затраты на производство и транспортировку тепла и, как следствие, большие выбросы в атмосферу от котельных и потери тепла в тепловых сетях.

Альтернативой существующей схемы теплоснабжения является независимое присоединение потребителей, широко практикуемое в развитых странах. При анализе, проведенном Комитетом по энергетике и инженерному обеспечению с привлечением ряда проектных организаций, выявлена целесообразность проведения пилотного проекта реконструкции системы теплоснабжения в Приморском районе как районе, имеющем высокую загрузку системы теплоснабжения при разветвленной и находящейся в хорошем состоянии тепловой сети. Переход на закрытую схему присоединения систем ГВС позволит обеспечить:

- снижение расхода тепла на отопление и ГВС за счет перевода на качественно-количественное регулирование, создание резерва тепловых мощностей на котельных;

- уменьшение удельных расходов топлива на производство тепла, электроэнергии на перекачку теплоносителя;

- существенно увеличить срок службы водогрейных котлов, магистральных и квартальных тепловых сетей;

- кардинально улучшить качество теплоснабжения потребителей, исключить перетопы в осенне-весенний периоды;

- улучшить экологическую обстановку в данном районе.

Реконструкция зоны теплоснабжения Приморского района будет проводиться поэтапно с выделением в первую очередь наиболее окупаемых мероприятий:

- внедрение частотного регулирования насосного оборудования котельных;

- перевод на закрытую схему присоединения систем ГВС потребителей;

- реконструкция и прокладка тепловых сетей.

На втором, завершающем этапе реконструкции будут проведены мероприятия, обеспечивающие дальнейший рост перспективных нагрузок – полный переход на закрытую схему теплоснабжения по ГВС, прокладку магистральных теплопроводов между Северо-Западной ТЭЦ и котельными Приморского района и другие мероприятия.

В перспективе планируется данный проект использовать как демонстрационный для других районов нашего города.

3. Реконструкция котельных, оснащенных чугунно-секционными котлоагрегатами, с переводом их в автоматический режим работы и централизованным диспетчерским управлением.

Основной проблемой в данном направлении является широкое использование на данных котельных подовых горелочных устройств, установленных в 60-х годах прошлого века. Исторически сложившаяся схема теплоснабжения ряда центральных и пригородных районов Санкт-Петербурга (Центральный, Петроградский, Сестрорецкий, г. Пушкин и т. п.) базируется в основном на котельных, оборудованных чугунно-секционными котлами. Эти котлы удачно сочетают в себе высокую надежность и ремонтопригодность, однако установленные на них подовые горелки не соответствуют современным требованиям энергоэффективности и не могут работать в автоматическом режиме.

Для решения задач по повышению энергоэффективности системы теплоснабжения района было выделено два основных подхода к решению проблемы:

- Реконструкция топочного пространства котлов с установкой автоматизированной блочной горелки.

Как показал предварительный анализ, данный вариант перспективен на котельных, имеющих малое число котлоагрегатов (2–4) и соответственно высокие удельные затраты на зарплату обслуживающего персонала. Замена горелок позволяет увеличить КПД котлоагрегатов на 15–20%, а также перевести котельную на работу в автоматическом режиме.

- Полная реконструкция котельной с заменой чугунно-секционных котлов на современные котлоагрегаты с автоматическим управлением.

По инициативе Комитета по энергетике и инженерному обеспечению рядом компаний Санкт-Петербурга были проведены разработки и испытания модернизации чугунно-секционных котлоагрегатов. Оригинальное решение по модификации топочного пространства котлоагрегата, предложенное ЗАО «Лентеплоснаб», и автоматизированная подовая горелка, разработанная фирмой «Бениш», в настоящее время прошли пусконаладочные испытания и находятся в различной стадии сертификации. ГУ «Петербургэнергонадзор» дало положительное заключение по обеим решениям, отметив улучшение эксплуатационных характеристик и соответствие реконструированного котлоагрегата ГОСТу 10617-83 по энергоэффективности.

В ближайших планах – реконструкция котельных на базе оборудования российских производителей и в первую очередь короткофакельных газовых блочных горелок. Здесь необходима совместная работа производителей и потребителей с участием отраслевых НИИ, поскольку сегмент рынка реконструируемых чугунно-секционных котлоагрегатов весьма значителен.

4. Внедрение систем частотного регулирования электродвигателей насосного и тягодутьевого оборудования на всех этапах производства и транспортировки тепловой энергии.

Важным направлением во внедрении Программы энергосбережения является установка частотно-регулируемых электроприводов на насосы, что в первую очередь приводит к значительному снижению потребления электроэнергии до 60% и имеет срок окупаемости до 3,5 лет.

Однако, помимо снижения потребления электроэнергии, установка частотных приводов приводит к:

- стабилизации гидравлического режима тепловой сети вследствие контролируемого изменение напора, продлению сроков службы тепловых сетей;

- оптимизации переходных режимов и уменьшению средней скорости вращения насосных агрегатов, что продлевает срок их службы;

- уменьшению потребления электроэнергии, что позволяет отказаться от компенсирующих устройств.

Основными направлениями энергосбережения Санкт-Петербурга на ближайшие годы является выполнение разработанных Комитетом по энергетике и инженерному обеспечению нормативно-правовых актов:

- распоряжения губернатора Санкт-Петербурга от 12 сентября 2000 года № 966-р «О дополнительных мерах по энергосбережению при проектировании, строительстве, реконструкции объектов социального назначения в жилищно-коммунальной сфере», согласно которому ужесточен контроль за соблюдением требований нормативных документов в части, касающейся оценки качества, достаточности и эффективности технических решений по энергосбережению;

- распоряжения администрации Санкт-Петербурга от 20 декабря 2001 года № 1368-ра «Об организации взаимодействия органов государственной власти Санкт-Петербурга по определению нормативов потребления топливно-энергетических ресурсов и воды для организаций бюджетной сферы Санкт-Петербурга»;

- распоряжения администрации Санкт-Петербурга от 17 декбря 2001 года № 1336-ра «Об организации взаимодействия исполнительных органов государственной власти Санкт-Петербурга в сфере реализации энергоэффективных мероприятий», в котором разработана и утверждена схема возврата средств, вложенных инвестором в энергоресурсосбережение, что дает все основания для успешного привлечения инвестиций.

Сдерживающим фактором в развитии и реализации мероприятий по энергосбережению является недостаточное финансирование и решение организационных вопросов финансирования.

Поэтому в ближайшие годы в первую очередь необходимо на основе федеральных законодательных актов издать Закон Санкт-Петербурга «Об энергосбережении» и на его основе создать фонд энергосбережения для бюджетной сферы Санкт-Петербурга.

Реализация указанных направлений позволит обеспечить надежное удовлетворение теплопотребления промышленности и городского хозяйства, снизить к 2010 году удельные расходы условного топлива на выработку тепла до уровня 160 кг/Гкал, сократить теплопотери при транспортировке до 3–5% от величины теплового потока и уменьшить, таким образом, на 8–12% себестоимость тепловой энергии.