Комбинированный способ в законе "О теплоснабжении" упомянут, как приоритетный, но не обязательный. А приоритетность доверена определять подразделениям региональных администраций, по принципу, кто платит, тот и заказывает музыку.

Основные мероприятия по топливосбережению (перевод существующих котельных в пиковый режим, строительство ПГУ на котельных или передача тепла от удаленных источников с конденсационной выработкой) ни кому не вменены в обязанность.

В "Требованиях к схемам теплоснабжения" изложен порядок организации сбора нагрузок и развития тепловых сетей. Без конкретики о главном, что делать с существующим неэнергоэффективным производством. Даже не упомянуто, а как будет оцениваться качество выполненной схемы, по какому показателю, чем должна руководствоваться экспертная организация.

Поэтому подразделения, занимающиеся перспективой энергетики в администрациях городов и регионов, только обеспечивают теплом инвесторов новых застроек, любой ценой, вплоть до крышных котельных, и для обеспечения электроэнергией строят подстанции. Вопросами повышения энергоэффективности выработки энергии им заниматься ни каким директивным указанием не прописано. Для решения таких узких задач в эти подразделения набраны специалисты, как правило, со слабым уровнем энергетических знаний или вообще неэнергетических специальностей, т.к. считается, что в котельных могут разобраться и сантехники, и экономисты, и юристы.

А вопросы повышения энергоэффективности существующих ГРЭС вообще отданы собственникам, которых не интересует возможность реализации бросового тепла. Он такую собственность получил. Он знает, что тарифы ему утвердят все равно, потребителю деваться некуда, выброшенное тепло в тарифе учтено.

Основное энергетическое оборудование, установленное на ГРЭС в основном в 1960-х и 70-х годах, сегодня дорабатывает свой ресурс.

Казалось бы, самое время определиться в направлении вложения средств для модернизации оборудования. Есть три пути:

1. Просто поменять оборудование ГРЭС на более совершенное.

2. Замена отработанного оборудования на новое, с учетом передачи максимального количества тепла в ближайшие города.

3. Выводить из работы отработанное оборудование, а средства, заложенные на реновацию теми же собственниками, вкладывать в новые ТЭЦ, максимально приближенные к мегаполисам и крупным поселениям.

К сожалению, у нас нет в стране государственной структуры, управляющей системно на научной основе стратегией развития энергетики на межрегиональном уровне. Поэтому собственник ОГК, меняя конденсационный паротурбинный цикл на конденсационный парогазовый цикл или на паротурбинный цикл с суперкритическими параметрами не рассматривает возможности повысить коэффициент использования тепла за счет транспорта его в дальние населенные пункты.

Попытки абстрактно без увязки с конкретными объектами определить преимущества раздельного и комбинированного способов производства энергоресурсов заводят в большую неопределенность, т.к. основываются на искусственных представлениях о системах теплоснабжения, без практического анализа фактического состояния систем теплоснабжения, без очистки от коррупционной составляющей в стоимостях источников и тепловых сетей.

Разработанная схема электрификации, без предварительно проработанных схем теплоснабжения, будет подлежать пересмотру при появлении в схемных решениях населенных пунктов проектов новых ТЭЦ.

Поэтому и получается, что контроль за огромным резервом повышения эффективности энергетического производства, как передача тепла от ГРЭС, отсутствует.

Материальный способ сравнения эффективности

По такому способу сравниваются основные материальные затраты и затраты на транспорт энергии и топлива до потребителя, а не финансовые. Это универсальный способ, т.к. перерасчет этих затрат в финансовые пропорционален этим физическим величинам и не зависит от разных поставщиков и исполнителей. Результаты такого сравнения приведены в табл. 2, 3.

Таблица 2. Сравнение веса металла тепломагистрали передачи тепла от блока 1200 МВт и долевого веса металла в газопроводе для транспорта его в котельную.

Примечания:

1) 1 Варианты сравниваемых протяженностей газопроводов и тепломагистралей от ГРЭС (2000 - протяженность газопровода, 100 - протяженность тепломагистрали);

2) 2 В столбце 2 - сравнимые варианты газопроводов с разной пропускной способностью (30 и 45 млрд м 3/год);

3) 3Д - разница весов, показанная, в столбцах (8-11);

4) Столбцы 4-7 - долевой вес металла в магистральных газопроводах для пропуска 1,43 млрд сэкономленного газа и вес металла тепломагистрали, подающей эквивалентное тепло на соответствующее расстояние;

5) Столбцы 8-11 - разница весов между долевым весом в газопроводе и весом соответствующей тепломагистрали (деление еще на 2 столбца - для разных температурных графиков).

Таблица 3. Расчет необходимых затрат электроэнергии и топлива для перекачки газа 1,43 млрд м 3/год и теплоносителя 1830 Гкал/ч.

В приведенных сравнениях доказано, что металлоемкость тепломагистралей и затрат электроэнергии для передачи бросового тепла от ГРЭС на расстояние 100-130 км соизмеримы с металлоемкостью газопроводов и затратами электроэнергии для транспорта эквивалентного количества газа до этих же потребителей.

Заключение