ЭФФЕКТИВНОСТЬ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ТЕПЛОФИКАЦИИ В

СОВРЕМЕННЫХ ЭКОНОМИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ

Е.А. Волкова, к.э.н., А.С. Макарова, к.э.н., А.А. Хоршев, к.э.н., Л.В. Урванцева, В.С. Шульгина, Т.Г. Панкрушина

Институт энергетических исследований РАН

www.eriras.ruinfo@eriras.ru

Удельная часовая и годовая потребность в тепле на отопление и горячее водоснабжение

Расчетная температура

наружного воздуха

Обеспеченность общей площадью

25 м2/чел 30 м2/чел

Здания 1-3 этажа Здания 4-10 этажаЗдания

1-3 этажа

Здания 4-10

этажа

-20 °СВолгоградская

область3780 (10,1)

1930 (5,5)

2120 (6,0)

1650 (4,8)

2260 (6,3)

1920 (5,5)

-25 °С Брянская область3930 (10,6)

2060 (5,7)

2280 (6,3)

1780 (5,0)

2410 (6,7)

2070 (5,8)

-30 °СЧелябинская

область4180 (12,5)

2180 (6,7)

2400 (7,4)

1930 (6,0)

2560 (7,8)

2260 (7,0)

-35 °С Тюменская область4430 (12,4)

2340 (6,7)

2560 (7,3)

2120 (6,1)

2750 (7,8)

2480 (7,1)

-40 °С Иркутская область4590 (13,4)

2460 (7,3)

2710 (8,0)

2250 (6,7)

2900 (8,5)

2630 (7,8)

Технико-экономические показатели ТЭЦ (αТЭЦ=0,5), КЭС и АЭС

Тип оборудованияУстановленная мощность, МВт

Часовой отпуск тепла, Гкал/час Удельные

капиталовложения,

дол. 2007 г./кВтот двух блоков от ТЭЦ

I. Мелкие ТЭЦГТУ-6+КУ 2 * 6 = 12 12,5 * 2 = 25 50 1475 – 1620ГТУ-16+КУ 2 * 16 = 32 21,5 * 2 = 43 86 1385 – 1520ПГУ-16 (2*ГТУ-6+Т-4)+КУ

2 * 16 = 32 10 * 2 = 20 40 1675 – 1840

II. Средние ТЭЦГТУ-25 2 * 25 = 50 33,8 * 2 = 67,6 135,2 1290 – 1415ПГУ-46 (2*ГТУ-16+Т-14) 2 * 46 = 92 32,2 * 2 = 64,4 128,8 1575 – 1730ПГУ-70 (2*ГТУ-25+Т-20) 2 * 70 = 140 50,7 * 2 = 101,4 128,8 1465 – 1610

III. Крупные ТЭЦГТУ-110 2 * 110 = 220 149 * 2 = 298 596 990 – 1085ПГУ-450 (2*ГТУ-150+Т-150)

2 * 450 = 900 354 * 2 = 708 1416 1120 – 1230

Т-115-130 2 * 115 = 230 175 * 2 = 350 700 1790 – 1985Крупные конденсационные станции

ВВЭР-1150 1150 * 4 = 4600 2350 – 2600ПГЭС-800 800 * 4 = 3200 1020 – 1120К-660-300 уг 660 * 4 = 3960 1890 – 2090К-660-240 уг 660 * 4 = 3960 1760 – 1945

Технико-экономические показатели котельных

Тип оборудованияЧасовой отпуск тепла, Гкал/час

Удельные капиталовложения,

тыс. дол. 2007 г./Гкал/час

Газовые водогрейные котельные

БМК-3 3 125 – 150

БМК-5 5 100 – 125

БМК-10 10 85 – 100

КВГМ-20 20 64 – 85

КВГМ-30 30 63 – 84

КВГМ-50 50 55 – 73

КВГМ-100 100 65 – 70

Угольные водогрейные котельные

КВТК-3 3 150 – 210

КВТК-5 5 126 – 175

КВТК-10 10 102 – 140

КВТК-20 20 77 – 120

КВТК-30 30 76 – 100

КВТК-50 50 66 – 102

Годовой график тепловой нагрузки по продолжительности (график Россандра)

Ступенчатая схема передачи тепла от ТЭЦ малой, средней и крупной мощности

Схема присоединения ТЭЦ к городской электрической сети

Двухцепное кольцо ЛЭП, напряжением 110 кВ

- КЛ основная - КЛ резервная

Крупные ТЭЦ (2 х ГТУ-110; 2 х Т-115-130)

Мелкие и средние ТЭЦ

Крупные ТЭЦ (2 х ПГУ-450)

Подстанция 220/110/10 кВ

Подстанция 110/10 кВ

Структура капиталовложений в производство и передачу тепла и электроэнергии от ТЭЦ, %

0

20

40

60

80

100

1 2 5 10 15

Мелкие ТЭЦ Средние ТЭЦ Крупные ТЭЦ

ТЭЦ

-Тепловые сети

-Электрические сети

0

20

40

60

80

100

1 2 5 10 15

0

20

40

60

80

100

1 2 5 10 15

ТЭЦТЭЦ

Плотность населения, тыс. чел./км2

Эффективность комбинированной и раздельной схем энергоснабжения города 100 тыс. чел. в Центре

Удельное теплопотребление – низкое

Капиталовложения в ТЭЦ – минимальные

Тип замещающей станции – КЭС уг

Норма дисконта – 10 %

Цены топлива – минимальные

25

30

35

40

45

50

1 2 5 10 15Плотность населения, тыс.чел/км2

Суммарные ДЗ, млн дол.

ГТУ-6

Раздельная схема

ПГУ-70

ГТУ-25

ПГУ-16

Эффективность комбинированной и раздельной схем энергоснабжения города 1 млн чел. в Центре

Удельное теплопотребление – низкое

Капиталовложения в ТЭЦ – минимальные

Тип замещающей станции – КЭС уг

Норма дисконта – 10 %

Цены топлива – минимальные250

300

350

400

450

500

550

1 2 5 10 15Плотность населения, тыс.чел/км2

Суммарные ДЗ, млн дол.

ГТУ-6

ГТУ-110

Раздельная схема

ГТУ-25

ПГУ-450

ПГУ-16

ПГУ-70

Эффективность комбинированной и раздельной схем энергоснабжения для Центра и Урала

Центр Вариант благоприятный для ТЭЦ

Вариант неблагоприятный для ТЭЦ

Урал

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

1 2 5 10 15

Плотность населения, тыс.чел./км2

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

1 2 5 10 15

Соотношение суммарных ДЗ,

%

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

1 2 5 10 15

Соотношение суммарных ДЗ,

%

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

1 2 5 10 15

Плотность населения, тыс.чел./км2

ГТУ-25

ПГУ-16Раздельная

схема

ГТУ-6 ПГУ-70

ПГУ-16

Раздельная схема

ПГУ-70

ГТУ-6 ГТУ-25

Раздельная схема

ГТУ-6ГТУ-25

ПГУ-16

ПГУ-70

Раздельная схема

ПГУ-16ПГУ-70

ГТУ-6ГТУ-25

Структура оптимизационной модели EPOS

Производственный блок(балансы мощности и энергии по регионам)

Инвестиционный блок(новые технологии для электростанций)

Блок топливообеспечения(потребности, ресурсы и цены топлива/балансы топлива)

Балансовые требования и вводы новых мощностей

Варьируемый спрос ТЭС по видам топлива с учетом их взаимозамены

Установленные мощности электростанций

Капиталовложения на вводы будущих лет

Производственные и транспортные мощности топливных отраслей

Год Т Год Т+1Год Т-1

Агрегированная схема электрических связей ЕЭС России

2500

Беларусь

Колэнерго

Карелия

Ленинград Псков

Новгород

Финляндия

Янтарьэнерго

ОЭС Балтии

Тверьэнерго

Вологда

Архэнерго Комиэнерго

Ярэнерго

Смоленская

Калуга Тула

Рязань

Москва

Брянск Орел Курск

Белгород Воронеж Тамбов Липецк

Украина

Ульяновск Пенза

Мордовия

Ниж.Новгород

Кострома Иваново

Владимир

Волгоград Астрахань Калмыкия

Ростов Ставрополь Карачаево- Черкессия

Кубань

Грузия

Кабардино-Балкария

Северная Осетия Чечня

Ингушетия Дагестан

Азербайджан

Саратов Самара

Марийская Чувашская

Киров Удмуртия

Татария

Башкирия Оренбург

Пермская

Казахстан

Челябинская Курганская

Свердловская

Тюменская

Хакассия Тыва

Омск

Томск

Новосибирск Алтай

Кузбасс

Красноярск Иркутск

Бурятия Чита

Чита Амурская Хабаровская Дальэнерго

Южно-Якутск

энергорайон

ОЭС Востока ОЭС Юга

ОЭС Сибири

ОЭС Урала

ОЭС Волги

ОЭС Центра

ОЭС Северо-запада

Агрегированные группы ТЭЦ

I. Паротурбинные: Мелкие 9 МПа (газ, уголь)

Средние 13 МПа (газ, уголь)

Крупные 24 МПа (газ)

II. Парогазовые: Мелкие (ПГУ-16)

Средние (ПГУ-70)

Крупные (ПГУ-450)

III. Газотурбинные Мелкие (ГТУ-6)

Средние (ГТУ-25)

Крупные (ГТУ-110)

Сценарии энергопотребленияСценарии энергопотребления

Россия Ед. измерения 2008

Энергоэффективный Благоприятный

2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Внутреннее электропотребление

млрд кВт·ч 1023 982 1122 1278 1420 1555 986 1162 1393 1622 1860

к 2008 году 1.00 0.96 1.10 1.25 1.39 1.52 0.96 1.14 1.36 1.59 1.82

Теплопотребление

млн Гкал 1362 1329 1347 1415 1465 1505 1329 1350 1449 1534 1609

к 2008 году 1.00 0.98 0.99 1.04 1.08 1.11 0.98 0.99 1.06 1.13 1.18

Потребность в уст. мощности

млн кВт 197 202 234 261 283 305 203 240 280 315 354

к 2008 году 1.00 1.02 1.19 1.32 1.44 1.55 1.03 1.22 1.42 1.60 1.79

Цена газа на границе России

дол./т у.т.     123 156 172 186   139 171 191 208

70

75

80

85

90

95

100

105

110

178 188 198 208(базовая)

218

Цена газа на границе РФ, долл./т у.т.

Россия

ЕЕЭС

N ТЭЦ, ГВт

Влияние цены газаВлияние цены газа

80

82

84

86

88

90

92

94

96

98

100

2005 2010 2015 2020 2025 2030Годы

Благоприятныйсценарий

N ТЭЦ, ГВт

Энергоэффективныйсценарий

Мощность ТЭЦ в динамикеМощность ТЭЦ в динамике

Влияние УКВ новых ТЭЦ и замены ТЭЦВлияние УКВ новых ТЭЦ и замены ТЭЦ

ПТ тв ПТ тв ПТ тв

ПТ гм ПТ гм ПТ гм

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

1 0.9 0.8

N ТЭЦ, ГВт

УКВ новых ТЭЦ

ПГУ и ГТУ

ПГУ и ГТУ

ПГУ и ГТУ

ПТ тв ПТ тв ПТ тв

Центр Центр Центр

ВолгаВолга

Волга

Урал

Урал

Урал

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

1 0.7 0.5

N ТЭЦ, ГВт

ПТ гм ПТ

гм

УКВ в замену ТЭЦ

ПГУ и ГТУ

ПГУ и ГТУ

ПГУ и ГТУ

Влияние платы за выбросы СОВлияние платы за выбросы СО22

Энергоэффективный сценарий

85

90

95

100

105

110

115

120

125

0 20 40 60 80 100

2030г.

2020г.

N ТЭЦ,ГВтБлагоприятный сценарий

85

90

95

100

105

110

115

120

125

0 20 40 60 80 100

2020г.

2030г.

N ТЭЦ, ГВт

Плата за выбросы СО2, долл./т СО2

Влияние платы за выбросы СОВлияние платы за выбросы СО22 на структуру на структуру

мощности ТЭЦмощности ТЭЦБлагоприятный

сценарий

ПТ

ПГУ и ГТУ

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

0 25 50 75 100

N ТЭЦ,ГВт

Энергоэффективный сценарий

ПТ

ПГУ и ГТУ

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

0 20 30 50 100

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

N ТЭЦ,ГВт

Плата за выбросы СО2, долл./т СО2

Изменение роли ТЭЦ в динамикеИзменение роли ТЭЦ в динамике

25

30

35

40

45

50

55

60

2005 2010 2015 2020 2025 2030

25

30

35

40

45

50

55

60Благопр. сценарий

Энергоэф. сценарий

Доля ТЭЦ в производстве тепла

Доля ТЭЦ в структуре уст.

мощности

%

25

30

35

40

45

50

55

60

2005 2010 2015 2020 2025 2030

25

30

35

40

45

50

55

60Базовый вариантВлияние трад. факторовСО2=$100СО2=$25

Доля ТЭЦ в производстве тепла

Доля ТЭЦ в структуре уст.

мощности

%

Годы