Энергосовет - энергосбережение и энергоэффективность
в Яndex
Главная >> Архив номеров >> Энергетика >> >> Архив номеров

Анонсы

23.11.17 29 ноября в Москве состоится круглый стол на тему «Критерии эффективности проектов модернизации ТЭЦ» подробнее >>>

17.11.17 Заседание Рабочей группы по синхронизации отраслевого и коммунального законодательства по вопросам начислений за ресурсы и коммунальные услуги подробнее >>>

13.11.17 Шорт-лист Премии WinAwards Russia/«Оконная компания года-2017»! подробнее >>>

Все анонсы портала

Новое на портале

13.11.17 Юбилейный 50-й выпуск журнала "ЭНЕРГОСОВЕТ" посвящен конференции "Теплоснабжение-2017. Функционирование в новых условиях" подробнее >>>

07.11.17 Страна поставлена "на счётчик" // видео подробнее >>>

02.11.17 Энергоэффективный капремонт: миф или реальность? // интервью подробнее >>>

20.10.17 На заседании в Правительстве РФ обсудили энергосбережение и повышение энергетической эффективности подробнее >>>

Все новости портала

Эта статья опубликована в журнале Энергосовет № 2 (48) за 2017 г

Скачать номер в формате pdf (8808 kБ)

Перспективы развития ТЭЦ Санкт-Петербурга в современных условиях



Рубрика: Энергетика
Автор: Ю.В. Юферев, С.С. Белобородов
Ю.В. Юферев Ю.В. Юферев, д.т.н., профессор, Научно-технический центр «Комплексное развитие инженерной инфраструктуры в г. Санкт-Петербурге» АО «Газпром промгаз», г. Санкт-Петербург 
 С.С. Белобородов  С.С. Белобородов, НП «Энергоэффективный город», г. Москва

Централизованные системы теплоснабжения крупных и средних городов характеризуются значительной долей ТЭЦ в производстве тепловой энергии. ТЭЦ одновременно вырабатывают тепловую и электрическую энергию и, как следствие, участвуют в оптовом рынке электрической энергии и мощности (25 МВт и более) и розничном рынке тепловой энергии. На примере Санкт-Петербурга проведен анализ влияния графиков собственного потребления электрической энергии (мощности), ввода в эксплуатацию Ленинградской АЭС-2 и Белорусской АЭС, вывода из эксплуатации Ленинградской АЭС, экспорта электрической энергии из Российской Федерации в страны Балтии на структуру тепловой генерации города и развитие ТЭЦ.

В соответствии с требованиями к порядку разработки и утверждения схем теплоснабжения [1] схема теплоснабжения поселения, городского округа, города федерального значения предполагает обеспечение безопасности и надежности теплоснабжения потребителей, энергетической эффективности при минимизации затрат на теплоснабжение в расчете на единицу тепловой энергии для потребителя в долгосрочной перспективе. Минимальные затраты на теплоснабжение могут быть достигнуты при оптимальной структуре генерирующих мощностей теплоэлектроцентралей (ТЭЦ).

При проведении реформы электро энергетики произошло искусственное разделение энергетической системы Российской Федерации на оптовый и розничный рынки электроэнергии (мощности) и рынок тепловой энергии, равно как и разделение полномочий и ответственности за регулирование ее отдельных частей.

Схемы и программы развития (СиПР) электроэнергетики, схемы теплоснабжения и другие документы федерального и регионального уровней, регулирующие развитие электроэнергетики и теплоэнергетики, часто не согласованы друг с другом, не учитывают общесистемный эффект (системную эффективность), не рассматриваются инвестиционным сообществом как достаточное обоснование для инвестиционных процессов.

Деятельность ТЭЦ регулируется одновременно законодательством об электроэнергетике и теплоэнергетике.

Нестыковки в нормативно-правовых документах создают риски для эффективной работы ТЭЦ [2], приводят к росту стоимости электрической и тепловой энергии для конечных потребителей [3].

В теплофикационном режиме ТЭЦ вырабатывает электрическую и тепловую энергию одновременно. Снижение производства электроэнергии на теплофикационных установках автоматически приводит к уменьшению объема производства тепловой энергии. Однако вопросы взаимного влияния рынков тепловой и электрической энергии на оптимальную структуру генерирующих мощностей не получили должного внимания.

В энергосистеме Ленинградской области и Санкт-Петербурга наблюдается снижение темпов потребления электрической энергии при продолжающемся вводе новых генерирующих мощностей на ТЭЦ [4]. В данной статье на примере Санкт-Петербурга рассматриваются перспективы развития ТЭЦ города с учетом конкурентоспособности и востребованности на оптовом рынке производимой ими электрической энергии (мощности).

В Санкт-Петербурге потребителей тепловой энергией обеспечивают 15 ТЭЦ установленной тепловой мощностью 14 033 Гкал/ч, или 50% суммарной установленной тепловой мощности источников теплоснабжения города; 51% тепловых нагрузок потребителей города покрываются от ТЭЦ. Протяженность тепловых сетей, подключенных к ТЭЦ, составляет порядка 3,5 тыс. км в однотрубном исчислении.

Теплоэлектроцентрали конкурируют за покупателя на локальном рынке тепловой энергии с котельными, находящимися в их радиусе эффективного теплоснабжения. Эффективность работы ТЭЦ в системе централизованного теплоснабжения Санкт-Петербурга определяется продолжительностью отопительного сезона, составляющей 220 сут. в год [5], и суточными графиками потребления тепловой энергии и мощности.

Теплоэлектроцентрали, расположенные на территории Санкт-Петербурга, реализуют электрическую энергию (мощность) покупателям в первой ценовой зоне оптового рынка электрической энергии и мощности, включающей европейскую часть Российской Федерации и Урал. ТЭЦ Санкт-Петербурга расположены в зоне свободного перетока (ЗСП) Запад1.

Линии электропередач связывают ЗСП Запад с ЗСП Кольская (ОЭС Северо-Запада) и ЗСП Центр (ОЭС Центра), а также с энергосистемами Финляндии и стран Балтии.

Энергосистема Санкт-Петербурга, Ленинградской области и в целом ЗСП Запад, характеризуются избытком генерирующих мощностей. Основная причина этого – завышенное по прогнозу потребление электрической энергии (мощности), что нашло отражение в избыточности программ развития электрогенерации (АЭС, ТЭС) региона.

Прогноз, выполненный в 2007 г., предполагал рост потребления электрической мощности в энергосистеме Ленинградской области и Санкт-Петербурга в 2016 г. до 10 600 МВт, что более чем на 3000 МВт превышает фактическое значение (рис. 1). В прогнозах, выполненных в 2013, 2014 и 2015 гг. в рамках разработки Схем и Программ развития Единой Энергосистемы Российской Федерации (СиПР ЕЭС РФ), также превышены фактические значения потребления электрической мощности [6-8]. Так, прогноз собственного максимума потребления электрической мощности предполагает следующий среднегодовой рост потребления электрической мощности в следующих программах:

На основании экстраполяции фактических данных за период с 2010 по 2016 г. на рис. 1 представлен прогноз потребления электрической мощности в энергосистеме Ленинградской области и Санкт-Петербурга, который показывает снижение собственного максимума потребления электрической мощности на 3 МВт в год.

Рис. 1 

Рис. 1. Прогноз потребления электрической мощности в энергосистеме Ленинградской области и Санкт- Петербурга: 1 – СиПР 2014 - 2020 гг. умеренно-оптимистический; 2 – СиПР 2014 2020 гг. базовый; 3 –фактический; 4 – СиПР – 2021 гг. умеренно-оптимистический; 5 – СиПР 2015 – 2021гг. базовый; 6 – СиПР 2016 – 2022 гг. базовый; 7 – прогноз 2007 г.; 8 – Linear (фактический).

В качестве критерия избыточности электрогенерирующих мощностей в энергосистеме (ЭС) принято значение коэффициента фактического наличия мощности2. На рис. 2 представлена динамика ежегодного роста коэффициента за период с 2012 по 2015 г. в ЗСП Запад. Коэффициент фактического наличия мощности отражает уровень оплаты резерва мощности в энергосистеме, т. е. увеличение обязательств потребителей по покупке мощности на оптовом рынке (по данным АО «АТС» Ежемесячные отчеты по коэффициентам фактического наличия мощности по зонам свободного перетока за 2012-2015 гг.).

Рис. 2 

Рис. 2. Коэффициент фактического наличия мощности в ЗСП Запад: 1 – 2015 г.; 2 – 2014 г.; 3 – 2013 г.; 4 – 2012 г.

На основании анализа данных потребления мощности ЭС Ленинградской области и Санкт-Петербурга в 2012-2015 гг. и трех месяцах 2016 г. на рис. 3 для каждого месяца представлены средние значения собственного максимума потребления электрической мощности. Из представленного графика следует, что установленная мощность Ленинградской АЭС в 2021-2022 гг. будет превышать собственный максимум потребления в ЭС Ленинградской области и Санкт-Петербурга в течение пяти месяцев с мая по сентябрь.

Рис. 3 

Рис. 3. Собственный максимум потребления мощности энергосистемы Ленинградской области и Санкт-Петербурга.

Графики производства и потребления электрической энергии для выходных дней января 2016 г. и рабочих дней июля 2015 г. по данным регионального диспетчерского управления (РДУ) ЭС Ленинградской области и Санкт-Петербурга в энергосистеме Санкт-Петербурга и Ленинградской области представлены на рис. 4 и 5. Совокупная мощность технологических минимумов АЭС и ТЭС в отопительный период (рис. 4) превышает суточный максимум потребления в энергосистеме. Фактическая базовая мощность АЭС и ТЭС в энергосистеме в январе 2016 г. превысила 7000 МВт, что в 2 раза больше максимального значения базовой генерации (3500 МВт), при котором энергосистема способна самостоятельно вести электрические режимы.

 Рис. 5

Рис. 4. Часовое потребление электрической энергии в Ленинградской области и Санкт-Петербурге в выходной день в январе 2016 г.

Рис. 6

Рис. 5. Часовое потребление электрической энергии в Ленинградской области и Санкт-Петербурге 15 – 19 июля 2015 г.: 1 – 15 июля; 2 – 16 июля; 3 –17 июля; 4 –18 июля; 5 –19 июля.

Необходимо отметить, что после ввода в эксплуатацию Ленинградской АЭС-2 в летний период установленная мощность атомных энергоблоков будет превышать максимум потребления электроэнергии в энергосистеме Ленинградской области и Санкт-Петербурга (рис. 5).

Представленный анализ показывает, что существующий избыток базовой электрической мощности не востребован потребителями.

Далее приведены значения максимумов электрической мощности базовой генерации АЭС и ТЭС, при которых энергосистема Санкт-Петербурга и Ленинградской области способна самостоятельно покрывать суточный график потребления электроэнергии (при техническом минимуме оставшейся включенной в энергосистеме генерации Рмин = 0,5). Аналогичные расчеты выполнены для ЗСП Запад.

Значения максимумов базовой мощности в энергосистемах, МВт

  ЭС Ленинградской обл. ЗСП и Санкт-Петербурга Запад
Зима 3500  4800
Лето 1700 2200

Приведенные данные показывают, что производство электроэнергии Ленинградской АЭС превышает максимальный объем базовой выработки электроэнергии, при котором энергосистема Ленинградской области и Санкт-Петербурга способна самостоятельно вести электрические режимы.

СиПР ЕЭС РФ 2016-2022 гг. предполагает решение проблем с избытком электрических (базовых) мощностей энергосистемы Санкт-Петербурга и Ленинградской области за счет перетоков в ОЭС Центра и реализации электроэнергии на экспорт, в том числе в страны Балтии. Однако в ближайшее время режимно-балансовая ситуация на северо-западе Российской Федерации и в энергосистемах Республики Беларусь, Эстонии, Литвы и Латвии (БРЭЛЛ) может существенно измениться. Литва объявила о своих планах отказаться от импорта электроэнергии из России в 2017 г. и выйти из БРЭЛЛ. Это стало возможным после ввода магистральных линий электропередачи постоянного тока между Литвой и Польшей LitPol Link (500 МВт) и между Литвой и Швецией NordBalt (700 МВт) по дну Балтийского моря. Основной источник пиковой мощности – Круонисская ГАЭС (Литва) с регулировочным диапазоном 1768 МВт – начнет обслуживать энергосистемы Швеции и Польши, что также негативно скажется на ведении режимов в ОЭС Северо-Запада.

Подводные кабельные линии постоянного тока связывают энергосистемы Эстонии и Финляндии ESTLINK 1 (350 МВт) и ESTLINK 2 (650 МВт).

В результате ввода в эксплуатацию Белорусской АЭС мощностью 2400 МВт (1 блок – в 2018, 2 блок – в 2020 г.) энергосистема Республики Беларусь станет энергоизбыточной, и как результат, переток электроэнергии со стороны Смоленской АЭС поменяет направление в сторону ОЭС Центра.

Таким образом, увеличение перетока электрической энергии из энергосистемы Санкт-Петербурга и Ленинградской области (ЗСП Запад) в соседние регионы маловероятно, а значит, заложенное в СиПР решение проблемы избытка электрических мощностей энергосистемы Ленинградской области и Санкт-Петербурга не осуществимо.

 Рис. 6

Рис. 6. Фактические и прогнозные данные производства электроэнергии на Ленинградской АЭС, ТЭС Ленинградской области и Санкт-Петербурга, ТЭЦ Санкт-Петербурга.

На рис. 6 представлены фактические и прогнозные данные производства электроэнергии на Ленинградской АЭС, ТЭС Ленинградской области и Санкт- Петербурга, ТЭЦ Санкт-Петербурга за период с 2008 по 2015 г. (по данным отчетов АО «СО ЕЭС» за 2008 -2015 гг.; годовых отчетов АО «ТГК-1» за 2008 – 2015 гг.; годовых отчетов ПАО «Интер РАО» за 2008 – 2015 гг.; годовых отчетов АО «Концерн Росэнергоатом» за 2008 – 2015 гг.).

Прогноз производства электрической энергии на ТЭЦ Санкт-Петербурга до 2032 г. выполнен на основании данных по вводу/выводу энергоблоков Ленинградских АЭС и АЭС-2 [8].

Анализ фактических данных производства электрической энергии на электростанциях в энергосистеме Санкт- Петербурга и Ленинградской области показывает ярко выраженную зависимость между производством электроэнергии на тепловых электростанциях и энергоблоках Ленинградской АЭС. Рост производства электроэнергии на энергоблоках АЭС приводит к соответствующему снижению производства электроэнергии на ТЭС.

Энергоблоки Ленинградской АЭС работают в базовой части суточного графика. В соответствии с выполненным анализом доля регулировочного диапазона на Ленинградской АЭС составляет менее 0,25% ее фактической мощности. Таким образом, рост производства электрической энергии атомной генерации приводит, в первую очередь, к снижению производства тепловой генерации ТЭЦ в базовом (теплофикационном) режиме.

Начиная с 2025 г., в результате ввода в эксплуатацию Ленинградской АЭС-2 производство электроэнергии на существующих ТЭЦ Санкт-Петербурга может снизиться на 4 млрд кВт⋅ч (или 29%) от уровня 2015 г. С 2019 по 2024 г. в зависимости от последовательности ввода/вывода оборудования

АЭС производство электроэнергии на ТЭЦ может в отдельные годы снижаться от уровня 2015 г. на 70%.

В соответствии с прогнозируемым отсутствием роста потребления электрической энергии и мощности в энергосистеме дополнительная мощность Ленинградской АЭС (и АЭС-2) вытеснит из баланса базовую мощность тепловой генерации. С 2025 г. на расчетный период прогнозируется снижение производства электрической мощности ТЭЦ Санкт-Петербурга на 800 МВт. В зависимости от последовательности ввода/вывода атомных энергоблоков существует риск снижения производства электрической мощности на ТЭЦ Санкт-Петербурга на 1500 МВт от уровня 2015 г.

Учитывая то обстоятельство, что атомные станции имеют приоритет по загрузке, ввод энергоблоков Ленинградской АЭС-2 приведет к вытеснению из баланса электрической энергии и мощности теплофикационной выработки ТЭЦ Санкт-Петербурга. Снизить риск потери теплофикационной выработки ТЭЦ Санкт-Петербурга можно за счет координации процессов ввода/вывода энергоблоков Ленинградских АЭС и АЭС-2. Она позволит оптимизировать структуру генерирующих мощностей в энергосистеме и снизить тарифные последствия для потребителей.

Необходимо отметить, что надежность теплоснабжения потребителей Санкт-Петербурга в настоящее время в значительной мере зависит от работы АЭС, экспорта электроэнергии в Финляндию и страны Балтии, перетока в ОЭС Центра, а также от базовых потребителей электроэнергии в ОЭС Урала.

Технологические минимумы определяются работой ТЭЦ в теплофикационных режимах. В 2016 г. отношение суммы технологических минимумов ТЭЦ Санкт-Петербурга к базовой тепловой нагрузке в городе составило около 0,75 МВт/(Гкал/ч), к 2025 г. данный показатель может снизиться до 52 МВт/(Гкал/ч).

Для турбин Т-100-130 отношение электрической мощности к тепловой составляет около 0,6, а для парогазовой ТЭЦ (ПГУ-ТЭЦ), работающей в базовом теплофикационном режиме, – 1,4. Чем выше значение показателя, тем больше вырабатывается базовой электрической мощности на единицу теплоты и увеличивается зависимость надежности теплоснабжения потребителей Санкт-Петербурга от рынка электрической энергии и мощности. В этой связи для повышения надежности энергоснабжения потребителей необходимо снижать объем базового производства электроэнергии в регионе.

Отношение электрической и тепловой мощности теплофикационных установок в энергосистеме должно соответствовать структуре потребления электрической и тепловой энергии. Не просчитанное стремление получить максимальную выработку электрической энергии на единицу теплоты может привести к снижению надежности теплоснабжения и/или значительному росту стоимости тепловой и электрической энергии для потребителей города.

Рис. 7 

Рис. 7. Потребление природного газа на производство одинакового объема электрической и тепловой энергии
для различного состава оборудования в базовом режиме для условий Санкт-Петербурга:
ПГУ – парогазовая установка; ГРЭС – государственная районная электростанция; ВК – водогрейные котлы;
ПТУ – паротурбинная установка; АЭС – атомная электростанция.

Для оценки топливной эффективности на рис. 7 приведены расчеты потребления природного газа на производство одинакового объема электрической и тепловой энергии для различного состава оборудования в базовом режиме для условий Санкт-Петербурга. Из них следует, что варианты «атомные электростанции + паротурбинные установки» (АЭС + ПТУ) и «атомные электростанции + паротурбинные установки + водогрейные котлы» (АЭС + ПГУ + ВК), связанные с выработкой электрической и тепловой энергии в базовом режиме, имеют практически одинаковую топливную эффективность. Выбор варианта определяется стоимостью электрической и тепловой энергии (мощности) для конечного потребителя, зависящей, в том числе, от капитальных затрат и стоимости сервисного обслуживания генерирующего оборудования.

Выводы

  1. ТЭЦ Санкт-Петербурга играют ключевую роль в теплоснабжении потребителей города тепловой энергией, покрывая 51 % тепловой нагрузки всех потребителей. При этом имеется значительный резерв установленной тепловой мощности.
  2. Энергосистема Ленинградской области и Санкт-Петербурга характеризуется значительным избытком базовых электрических генерирующих мощностей, не востребованных потребителями. Существует ярко выраженная зависимость производства электрической энергии на Ленинградской АЭС и ТЭЦ Санкт-Петербурга. Ввод в эксплуатацию энергоблоков Ленинградской АЭС-2 приведет к вытеснению из баланса электрической энергии и мощности теплофикационной выработки ТЭЦ. Возникнут предпосылки к увеличению стоимости тепловой энергии от ТЭЦ.
  3. Отношение электрической и тепловой мощности теплофикационных установок в энергосистеме должно соответствовать структуре потребления электрической и тепловой энергии. В этой связи при актуализации схемы теплоснабжения Санкт-Петербурга требуется оптимизация состава оборудования ТЭЦ.
  4. При разработке СиПР Санкт-Петербурга, СиПР Ленинградской области и СиПР ЕЭС РФ необходимо их согласование со схемой теплоснабжения города, учитывающее влияние рынка электрической энергии и мощности на надежность и эффективность теплоснабжения потребителей Санкт-Петербурга.

Литература

  1. Требования к порядку разработки и утверждения схем теплоснабжения.Утверждены постановлением Правительства РФ от 22 февраля 2012 г. № 154.
  2. Белобородов С. С. Пути решения вопросов повышения эффективности систем централизованного теплоснабжения, снижения стоимости электрической и тепловой энергии, сохранения ТЭЦ // Новости теплоснабжения. 2015. № 8(180). С. 11 – 14.
  3. Белобородов С. С. Зависимость стоимости электрической энергии от пусков и остановов энергетического оборудования // Новости теплоснабжения. 2014. № 9(169). С. 18 – 20.
  4. Аверьянов В. К., Юферев Ю. В., Мележик А. А. Энергоэффективная среда жизнедеятельности: направления развития // ГАЗИНФОРМ. 2016. № 2(52). С. 16 – 23.
  5. СП 131.13330.2012. Строительная климатология. Актуализированная редакция СНиП 23-01–99*. Утвержден Приказом Министерства регионального развития Российской Федерации (Минрегион России) от 30 июня 2012 г. № 275 и введен в действие с 1 января 2013 г.
  6. Приказ Министерства энергетики РФ от 1 августа 2014 г. № 495 «Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2014 – 2020 годы».
  7. Приказ от 09.09.2015 № 627 «Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2015 – 2021 годы».
  8. Приказ Минэнерго России от 1 марта 2016 г. № 147 «Об утверждении схемы и программы развития единой энергетической системы России на 2016–2022 гг.».

 

Примечания:

1ЗСП Запад включает энергосистемы Ленинградской, Псковской, Новгородской областей, Республики Карелия, города Санкт-Петербург.

2Коэффициент фактического наличия мощности – соотношение всего отобранного по результатам конкурентного отбора мощности и поставленного на оптовый рынок объема мощности, подлежащего оплате в зоне свободного перетока, и совокупного объема пикового потребления электрической энергии в этой зоне свободного перетока с учетом особенностей, установленных для покупателей, самостоятельно планирующих потребление, и производителей электрической энергии (ОАО «АТС»).

 

Благодарим журнал «Энергетик» за предоставленный материал.

 

Все статьи рубрики Энергетика

Архив номеров

Выпуски за 2009 год: №1 (1), №2 (2), №3 (3), №4 (4), №5 (5),

Выпуски за 2010 год: №1 (6), №2 (7), №3 (8), №4 (9), №5 (10), №6 (11), №7 (12), №8 (13),

Выпуски за 2011 год: №1 (14), №2 (15), №3 (16), №4 (17), №5 (18), №6 (19),

Выпуски за 2012 год: №1 (20), №2 (21), №3 (22), №4 (23), №5 (24), №6 (25),

Выпуски за 2013 год: №1 (26), №2 (27), №3 (28), №4 (29), №5 (30), №6 (31),

Выпуски за 2014 год: №1 (32), №2 (33), №3 (34), №4 (35), №5 (36), №6 (37),

Выпуски за 2015 год: №1 (38), №2 (39), №3 (40), №4 (41), №5 (42),

Выпуски за 2016 год: №1 (43), №2 (44), №3 (45), №4 (46),

Выпуски за 2017 год: №1 (47), №2 (48) , №3 (49), №4 (50).

Статьи по темам

Энергетика (8) ,
Энергоэффективное строительство (17) ,
Возобновляемые источники энергии (20) ,
Региональный опыт (3) ,
О работе НП "Энергоэффективный город" (5) ,
Энергоменеджмент (4) ,
Энергоэффективные здания (0) ,
Информация о работе Координационного совета (124) ,
Экономика и управление (129) ,
Теплоснабжение (68) ,
Энергоэффективное освещение (53) ,
Учет энергоресурсов (16) ,
Энергосервис и ЭСКО (45) ,
Электроснабжение (13) ,
Когенерация (4) ,
Мировой опыт энергосбережения (41) ,
Новые технологии (45) ,
Энергетические обследования и энергоаудит (30) ,
Обзор СМИ (5) ,


Rambler's Top100

Авторские права на размещенные материалы принадлежат авторам
Тел.(495) 360-66-26 E-mail:
© Портал ЭнергоСовет.ru - энергосбережение, энергоэффективность, энергосберегающие технологии 2006-2017
Возрастная категория Интернет-сайта 18 +
реклама | карта сайта | о проекте | контакты | правила использования статей

Регулятор отопления для зданий для устранения перетопов подробнее