А.Волкова, А.С.Макарова, А.А.Хоршев, Л.В.Урванцева, В.С

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.ru
info@eriras.ru
Удельная часовая и годовая потребность в
тепле на отопление и горячее водоснабжение
Расчетная
температура
наружного воздуха
Обеспеченность общей площадью
25 м2/чел
Здания 1-3 этажа
30 м2/чел
Здания 4-10 этажа
Здания
1-3
этажа
Здания
4-10
этажа
-20 °С
Волгоградская
область
3780
(10,1)
1930
(5,5)
2120
(6,0)
1650
(4,8)
2260
(6,3)
1920
(5,5)
-25 °С
Брянская область
3930
(10,6)
2060
(5,7)
2280
(6,3)
1780
(5,0)
2410
(6,7)
2070
(5,8)
-30 °С
Челябинская
область
4180
(12,5)
2180
(6,7)
2400
(7,4)
1930
(6,0)
2560
(7,8)
2260
(7,0)
-35 °С
Тюменская область
4430
(12,4)
2340
(6,7)
2560
(7,3)
2120
(6,1)
2750
(7,8)
2480
(7,1)
-40 °С
Иркутская область
4590
(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 оборудования
ГТУ-6+КУ
ГТУ-16+КУ
ПГУ-16 (2*ГТУ-6+Т4)+КУ
ГТУ-25
ПГУ-46 (2*ГТУ-16+Т-14)
ПГУ-70 (2*ГТУ-25+Т-20)
ГТУ-110
ПГУ-450 (2*ГТУ-150+Т150)
Т-115-130
ВВЭР-1150
ПГЭС-800
К-660-300 уг
К-660-240 уг
Часовой отпуск тепла,
Гкал/час
от ТЭЦ
Удельные
капиталовложения,
дол. 2007 г./кВт
I. Мелкие ТЭЦ
2 * 6 = 12
12,5 * 2 = 25
2 * 16 = 32
21,5 * 2 = 43
50
86
1475 – 1620
1385 – 1520
2 * 16 = 32
40
1675 – 1840
II. Средние ТЭЦ
2 * 25 = 50
33,8 * 2 = 67,6
2 * 46 = 92
32,2 * 2 = 64,4
2 * 70 = 140
50,7 * 2 = 101,4
III. Крупные ТЭЦ
2 * 110 = 220
149 * 2 = 298
135,2
128,8
128,8
1290 – 1415
1575 – 1730
1465 – 1610
596
990 – 1085
2 * 450 = 900
1416
1120 – 1230
2 * 115 = 230
175 * 2 = 350
700
Крупные конденсационные станции
1150 * 4 = 4600
800 * 4 = 3200
660 * 4 = 3960
660 * 4 = 3960
1790 – 1985
Установленная
мощность, МВт
от двух блоков
10 * 2 = 20
354 * 2 = 708
2350 – 2600
1020 – 1120
1890 – 2090
1760 – 1945
Технико-экономические показатели котельных
Тип оборудования
Часовой 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
Крупные ТЭЦ
(2 х ГТУ-110; 2
х Т-115-130)
Крупные ТЭЦ
(2 х ПГУ-450)
Подстанция
110/10 кВ
Подстанция
220/110/10 кВ
Мелкие и
средние ТЭЦ
- КЛ основная
- КЛ резервная
Двухцепное кольцо ЛЭП, напряжением 110 кВ
Структура капиталовложений в производство и
передачу тепла и электроэнергии от ТЭЦ, %
100
100
100
80
80
80
60
60
60
40
40
40
ТЭЦ
ТЭЦ
20
20
20
0
0
0
1
2
5
10
15
1
2
5
10
Плотность населения, тыс.
Мелкие ТЭЦ
-Тепловые сети
-Электрические сети
Средние ТЭЦ
1
чел./км2
15
ТЭЦ
2
5
10
Крупные ТЭЦ
15
Эффективность комбинированной и раздельной
схем энергоснабжения города 100 тыс. чел. в Центре
Суммарные
ДЗ, млн дол.
50
ПГУ-70
45
Раздельная
схема
40
Удельное теплопотребление
– низкое
Капиталовложения в ТЭЦ –
минимальные
35
Тип замещающей станции –
КЭС уг
ГТУ-6
30
Норма дисконта – 10 %
ГТУ-25
Цены топлива –
минимальные
ПГУ-16
25
1
2
5
10
Плотность населения, тыс.чел/км2
15
Эффективность комбинированной и раздельной
схем энергоснабжения города 1 млн чел. в Центре
Суммарные
ДЗ, млн дол.
550
ПГУ-450
500
ГТУ-110
ПГУ-70
450
Раздельная
схема
400
350
ГТУ-25
Норма дисконта – 10 %
ПГУ-16
Цены топлива – минимальные
250
1
Капиталовложения в ТЭЦ –
минимальные
Тип замещающей станции –
КЭС уг
ГТУ-6
300
Удельное теплопотребление –
низкое
2
5
10
Плотность населения, тыс.чел/км2
15
Эффективность комбинированной и раздельной
схем энергоснабжения для Центра и Урала
Соотношение
суммарных ДЗ,
%
Соотношение
суммарных ДЗ,
%
140
140
130
120
ПГУ-16
110
130
Раздельная
схема
120
110
100
90
80
ПГУ-70
100
ГТУ-25
90
ГТУ-25
70
ГТУ-6
80
70
ПГУ-70
ГТУ-6
60
60
50
ПГУ-16
50
1
2
5
10
ГТУ-6
ГТУ-25
Раздельная
схема
1
2
15
1
2
5
10
Вариант благоприятный для ТЭЦ
Центр
140
130
120
110
100
90
80
70
60
50
Раздельная
схема
ПГУ-16
ПГУ-70
5
10
Плотность населения, тыс.чел./км2
15
140
130
120
110
100
90
80
70
60
50
Урал
ПГУ-70
Раздельная
схема
1
2
15
ПГУ-16
ГТУ-6
ГТУ-25
5
10
Плотность населения, тыс.чел./км2
Вариант неблагоприятный для ТЭЦ
15
Структура оптимизационной модели EPOS
Год Т-1
Год Т
Производственный блок
(балансы мощности и
энергии по регионам)
Год Т+1
Установленные
мощности
электростанций
Балансовые
требования и вводы
новых мощностей
Варьируемый
спрос ТЭС по
видам топлива с
учетом их
взаимозамены
Капиталовложения на
вводы будущих лет
Инвестиционный блок
(новые технологии для
электростанций)
Блок топливообеспечения
(потребности, ресурсы и цены
топлива/балансы топлива)
Производственные и
транспортные мощности
топливных отраслей
Агрегированная схема электрических связей
ЕЭС России
Финлянди
я
ОЭС Северо-запада
Колэнерго
Комиэнерго
Архэнерго
Карелия
Янтарьэнерго
ОЭС Балтии
ОЭС Урала
Вологда
Ленинград
Псков
Новгород
Тверьэнерго
Кострома
Иваново
Владимир
Свердловская
Томск
Калуга
Тула
Рязань
Челябинская
Курганская
Марийская
Чувашская
Брянск
Орел
Курск
Белгород
Воронеж
Тамбов
Липецк
Казахстан
Хакассия
Тыва
Новосибирск
Алтай
Кузбасс
Ульяновск
Пенза
Саратов
Самара
ОЭС Волги
Красноярск
Иркутск
ОЭС Сибири
Ростов
Ставрополь
КарачаевоЧеркессия
Грузия
Омск
Татария
Мордовия
Волгоград
Астрахань
Калмыкия
Кубань
Башкирия
Оренбург
250
Ниж.Новгород
0
Смоленская
Украина
Киров
Удмуртия
Москва
Беларусь
ОЭС Центра
Тюменска
я
Пермская
Ярэнерго
Бурятия
Чита
КабардиноБалкария
Северная Осетия
Чечня
Ингушетия
Дагестан
Азербайджа
н
ОЭС Юга
ЮжноЯкутск
энергорайон
Чита
Амурская
ОЭС Востока
Хабаровская
Дальэнерго
Агрегированные группы ТЭЦ
Мелкие 9 МПа (газ, уголь)
I. Паротурбинные:
Средние 13 МПа (газ, уголь)
Крупные 24 МПа (газ)
Мелкие (ПГУ-16)
II. Парогазовые:
Средние (ПГУ-70)
Крупные (ПГУ-450)
Мелкие (ГТУ-6)
III. Газотурбинные
Средние (ГТУ-25)
Крупные (ГТУ-110)
Сценарии энергопотребления
Энергоэффективный
Россия
Ед.
измерения
Благоприятный
2008
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
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
Теплопотребление
Потребность в уст.
мощности
Цена газа на
границе России
млн кВт
к 2008 году
дол./т у.т.
197
202
234
261
283
305
203
240
280
315
354
1.00 1.02 1.19 1.32 1.44 1.55 1.03 1.22 1.42 1.60 1.79
123
156
172
186
139
171
191
208
Влияние цены газа
N ТЭЦ, ГВт
110
105
Россия
100
95
90
85
80
ЕЕЭС
75
70
178
188
198
208
(базовая)
Цена газа на границе РФ, долл./т у.т.
218
Мощность ТЭЦ в динамике
N ТЭЦ, ГВт
100
98
Благоприятный
сценарий
96
94
92
90
88
86
84
Энергоэффективный
сценарий
82
80
2005
2010
2015
2020
Годы
2025
2030
Влияние УКВ новых ТЭЦ и замены ТЭЦ
N ТЭЦ,
ГВт
N ТЭЦ,
ГВт
120
120
110
110
100
90
ПГУ и
ГТУ
ПГУ и
ГТУ
ПГУ и
ГТУ
100
90
80
80
70
70
60
60
ПТ гм
ПТ гм
ПТ гм
ПГУ и
ГТУ
Урал
50
50
Волга
40
40
Центр
30
30
20
ПТ тв
ПТ тв
ПТ тв
20
10
10
0
0
1
0.9
УКВ новых ТЭЦ
0.8
ПГУ и
ГТУ
ПГУ и
ГТУ
ПТ
гм
Урал
Волга
ПТ
гм
Урал
Волга
Центр
Центр
ПТ тв
ПТ тв
ПТ тв
1
0.7
0.5
УКВ в замену ТЭЦ
Влияние платы за выбросы СО2
N ТЭЦ,
ГВт
N ТЭЦ,
Энергоэффективный сценарий
ГВт
Благоприятный сценарий
125
125
120
120
2030г.
115
115
110
110
105
105
2030г.
100
100
2020г.
95
95
90
90
2020г.
85
85
0
20
40
60
80
100
0
20
40
Плата за выбросы СО2, долл./т СО2
60
80
100
Влияние платы за выбросы СО2 на структуру
мощности ТЭЦ
N ТЭЦ,
ГВт
120
110
Благоприятный
сценарий
100
90
80
120
ПГУ и
ГТУ
110
110
100
100
90
ПГУ и
ГТУ
80
70
60
50
70
40
30
20
ПТ
25
50
75
100
80
70
60
50
50
40
40
ПТ
30
20
20
10
10
0
0
90
60
30
10
0
N ТЭЦ,
ГВт
120
Энергоэффективный
сценарий
0
20
Плата за выбросы СО2, долл./т СО2
30
50
0
100
Изменение роли ТЭЦ в динамике
Базовый вариант
Влияние трад. факторов
СО2=$100
СО2=$25
60
%
60
55
55
55
55
50
50
50
50
45
45
45
40
40
35
35
30
30
60
%
Благопр. сценарий
Энергоэф. сценарий
Доля ТЭЦ в производстве
тепла
40
35
30
25
2005
Доля ТЭЦ в
структуре уст.
мощности
2010
2015
2020
2025
25
2030
Годы
25
2005
60
Доля ТЭЦ в
производстве тепла
45
40
35
Доля ТЭЦ в
структуре уст.
мощности
2010
2015
30
2020
2025
25
2030