Уважаемые читатели! Ничто в мире не стоит на месте и, развиваясь и совершенствуясь, все движется вперед, преследуя свою цель. Руководствуясь законами жизни, наша команда пришла к выводу, что час "Х" настал, что привело к кардинальным изменениям в "облике" электронного журнала Города в 21 веке. Архивные материалы прошлых выпусков остаются для Вас, читатели, в свободном доступе на нашем прежнем ресурсе journal.esco.co.ua Надеемся, что новая подача журнала полюбится и приглянется Вам, друзья. Ведь мы стараемся именно для Вас. С уважением, редакционный коллектив журнала Города в 21 веке. Read more...
   |   

Задачи перспективных схем теплоснабжения. Изменение зон действия источников тепловой энергии

В.Н. Папушкин, заведующий отделением систем теплоснабжения, А.С. Григорьев, главный инженер проектов, А.П. Щербаков, старший научный сотрудник, ОАО «ВТИ», г. Москва 

Предисловие

Цикл статей под общей рубрикой «Задачи схем теплоснабжения» с любезного разрешения редакционной коллегии журнала «Новости теплоснабжения», предоставившего для него свои ресурсы, предполагает изложение не только постановки задач и методов их решения, которые являются «a priori» результатом применения «Требований к разработке схем теплоснабжения» (постановление Правительства РФ № 154 от 22.02.2012) и проекта «Методических рекомендаций по разработке схем теплоснабжения», но и «a posteriori», результатом обсуждения решенных задач, в разработанных схемах теплоснабжения.

Методически правильно было бы начать цикл статей с методов установления в схемах теплоснабжения базовых значений целевых показателей развития систем теплоснабжения, однако, в силу большого количества вопросов, которые задают разработчики схем теплоснабжения по вычислению «радиуса эффективного теплоснабжения» (в редакции Федерального Закона № 190-ФЗ от 27 июля 2010 года «О теплоснабжении» - Прим. авт.), мы начинаем цикл статей с обсуждения именно этих задач.

 Постановка задачи

1. Определения.

Задачи изменения зон действия источников тепловой энергии (теплоты, мощности) возникают в каждой разрабатываемой схеме теплоснабжения для поселения, в котором теплоснабжение потребителей осуществляется от нескольких централизованных систем (не обязательно изолированных). Сначала несколько определений.

В постановлении Правительства РФ № 154 дано следующее определение зоны действия системы теплоснабжения: «зона действия системы теплоснабжения - территория поселения, городского округа или ее часть, границы которой устанавливаются по наиболее удаленным точкам подключения потребителей к тепловым сетям, входящим в систему теплоснабжения», а зона действия источника тепловой энергии - территория поселения, городского округа или ее часть, границы которой устанавливаются закрытыми секционирующими задвижками тепловой сети системы теплоснабжения.

Из этого определения следует, что если система теплоснабжения образована на базе единственного источника теплоты, то границы его (источника) зоны действия совпадают с границами системы теплоснабжения. Такие системы теплоснабжения принято назвать изолированными.

Если система теплоснабжения образована на базе нескольких источников теплоты, работающих на единую тепловую сеть, то границы системы теплоснабжения будут определены по наиболее удаленным точкам подключения (присоединения) потребителей, а границы зон действия источников по закрытым секционирующим задвижкам. Такие системы теплоснабжения принято называть системами теплоснабжения с выделенными зонами действия источников тепловой энергии.

И наконец, если система теплоснабжения образована на базе нескольких источников теплоты, работающих на единую тепловую сеть, и все (или часть) секционирующие задвижки системы теплоснабжения открыты, то границы системы теплоснабжения будут определены по наиболее удаленным точкам присоединения потребителей, а границы зон действия источников - по границам водораздела, определяемых гидравлическим режимом циркуляции теплоносителя в тепловых сетях. Такие системы теплоснабжения принято называть система теплоснабжения с динамическими зонами действия источников тепловой энергии (Екатеринбург, Красноярск). Теплогидравлические модели последних являются самыми сложными для разработки.

Понятие зоны действия системы теплоснабжения - одно из фундаментальных в схемах теплоснабжения. Оно используется практически во всех ее разделах. Зона действия характеризуется достаточно большим количеством индивидуальных показателей. В качестве особенного показателя зоны действия системы теплоснабжения Федеральный закон «О теплоснабжении» предлагает использовать радиус теплоснабжения. Для этого в законе введено следующее определение: «радиус эффективного теплоснабжения - максимальное расстояние от теплопотребляющей установки до ближайшего источника тепловой энергии в системе теплоснабжения, при превышении которого подключение теплопотребляющей установки к данной системе теплоснабжения нецелесообразно по причине увеличения совокупных расходов в системе теплоснабжения».

Следовательно, радиус теплоснабжения в зоне действия изолированной системы теплоснабжения - это расстояние от точки самого удаленного присоединения потребителя до источника тепловой энергии.

Радиус теплоснабжения в зоне действия системы теплоснабжения с выделенными зонами действия источников теплоснабжения - это расстояние от самого удаленного присоединения потребителя до источника теплоснабжения в выделенной зоне действия этого источника (при этом условие «принадлежности» должно соблюдаться: потребитель должен быть расположен (должен принадлежать) в выделенной зоне действия источника). Таким образом, в системе теплоснабжения с выделенными зонами действия существуют несколько радиусов теплоснабжения, которые могут быть изменены переключением секционирующих задвижек тепловых сетей.

И, наконец, радиус теплоснабжения в системе теплоснабжения с динамическими зонами действия источников тепловой энергии - это расстояние от наиболее удаленного потребителя до источника тепловой энергии в зоне действия этого источника, которая определена гидравлическим режимом циркуляции теплоносителя в систем теплоснабжения в целом. Так как границы зоны действия источника могут изменяться в зависимости от режимов циркуляции теплоносителя, которые, в свою очередь, зависят от рабочих точек на всех насосных группах (всех насосных станций и подстанций, действующих в системе теплоснабжения), то, соответственно, и радиус теплоснабжения может иметь различное значение в зависимости от управления точками водораздела в системах теплоснабжения. Следом за названием таких зон - радиусы теплоснабжения источников будут динамическими (изменяющимися) в течение одного отопительного периода.

При этом существуют некоторые нюансы единственности этих определений. Так как определенный радиус теплоснабжения - всего лишь измеритель, а целевая функция, по которой определяется возможность (целесообразность, эффективность) его изменения, есть изменения совокупных расходов в системе теплоснабжения в целом, то строго говоря, такое определение применимо только для изолированных систем теплоснабжения. Для систем теплоснабжения с другой конфигурацией зон действия источников совокупные затраты в системе теплоснабжения будут зависеть от нескольких радиусов теплоснабжения.

2. Типы задач.

2.1. Задачи с расширением зон действия изолированных систем теплоснабжения.

Задачи с расширением зон действия существующих изолированных систем теплоснабжения, чаще всего, возникают в связи с необходимостью обеспечения теплоснабжением планируемых к строительству объектов теплопотребления, размещение которых предполагается на границе или вблизи границ существующей зоны действия источника тепловой мощности (см. рис. 1).

Конфигурация размещения новых потребителей относительно существующей зоны действия изолированной системы теплоснабжения может существенно различаться, так же как может различаться и мощность (разумеется, тепловая) присоединяемых потребителей или районов, но существа задачи это не меняет. В любом случае должна быть рассмотрена возможность прокладки нового ответвления от магистрального теплопровода до района новой застройки и реконструкция магистрального теплопровода (если потребуется) от источника до точки присоединения нового ответвления (вместе с сооружением новой тепловой камеры).

К этому же классу задач относятся задачи присоединения потребителей к тепловым сетям в существующей зоне действия источника тепловой энергии. Задачи этого типа появляются в случае адресной привязки строящегося объекта. В этом случае моделируется строительство теплопровода от ответвления до границы участка (кадастрового квартала), на котором запланировано строительство объекта. Гидравлический расчет циркуляции теплоносителя от присоединенного объекта до источника тепловой энергии обязателен и в этом случае.

Для оценки финансовых потребностей в реализацию расширения зоны действия потребуется применение опыта проектирования тепловых сетей или, если у вас такого опыта нет, вам придется показать несколько вариантов конфигурации трассы ответвления с вариантами точки присоединения.

2.2. Задачи с сокращением зон действия изолированных систем теплоснабжения.

Рассмотрение задач с сокращением зон действия существующих изолированных систем теплоснабжения возникает в нескольких случаях:

а) при высокой неоднородности плотности тепловой нагрузки в зоне действия системы теплоснабжения, когда, например, в зоне действия существуют несколько подобластей (подмножеств) с высокой плотностью тепловой нагрузки, а между ними существует подобласть с низкой плотностью тепловой нагрузки (см. рис. 2);

 

б) при принятии решения застройщиком об обеспечении многоквартирного жилого дома, планируемого к строительству в существующей зоне действия системы теплоснабжения, от индивидуального источника теплоснабжения (встроенно-пристроенной котельной, крышной котельной или от квартирных теплогенераторов, см. рис. 3);

в) при различных способах разбора теплоносителя на цели горячего водоснабжения потребителей, например в случаях, когда часть системы теплоснабжения является «открытой» (т.е. с непосредственным разбором теплоносителя на цели горячего водоснабжения из систем отопления), а часть закрытой (т.е. с обеспечением подогрева холодной воды на цели горячего водоснабжения в рекуперативных теплообменниках, расположенных в центральных или индивидуальных тепловых пунктах - см. рис. 4)

Для случая «а» изолированная система теплоснабжения образована на базе единственного источника тепловой энергии и обеспечивает теплоснабжение потребителей в двух направлениях по двум выводам тепловой мощности. Вывод в зону 1 организован с целью обеспечения теплоснабжения производственных предприятий. Вывод в зоны 3, 2 и 4 - для теплоснабжения коммунально-бытовых потребителей (население и общественные здания). За время жизни системы теплоснабжения тепловая нагрузка производственных потребителей снизилась в 10 раз. А зона «2», застроенная одно-двухэтажными жилыми зданиями, обеспечивалась от источника централизованной системы теплоснабжения. Зона «2» характеризуется низкой плотностью тепловой нагрузки (Гкал/ч/га) и высоким показателем относительной материальной характеристики распределительной тепловой сети (м2/Гкал/ч). Зона 3 и 4 - это зоны застройки с высокой плотностью тепловой нагрузки.

В такой конфигурации задача должна быть решена в рамках сокращения зоны действия существующего источника (т.е. ликвидации вывода тепловой мощности в зону «1» и перевода потребителей зоны «2» на индивидуальное теплоснабжение). Критерием для принятия решения первого плана является анализ тарифных последствий для: измененной зоны действия существующей системы теплоснабжения; ликвидированной зоны действия «1» и зоны действия «2», переведенной на индивидуальное теплоснабжение.

Для случая «б», в зоне существующей изолированной системы теплоснабжения собственником (застройщиком) принимается решение об обеспечении планирующегося к строительству многоквартирного жилого здания от индивидуального источника теплоснабжения (какого типа - значения не имеет).

В такой конфигурации задача должна быть решена в рамках анализа тарифных последствий для потребителей существующей зоны действия, в случае присоединения планирующихся к строительству многоквартирных жилых зданий к существующим тепловым сетям, и в случае организации теплоснабжения от индивидуальных источников теплоснабжения.

Для случая «в», существующая зона действия изолированной системы теплоснабжения организована с различным способом присоединения систем горячего водоснабжения потребителей к тепловым сетям. На севере зоны (которая исторически строилась раньше, чем южная) горячее водоснабжение потребителей организовано с непосредственным разбором теплоносителя из систем отопления (открытая система теплоснабжения), на юге - присоединение систем горячего водоснабжения потребителей к тепловым сетям организовано с использованием рекуперативных теплообменников в групповых (центральных) и индивидуальных тепловых пунктах.

В приведенной постановке задача сводится к определению тарифных последствий в двух, вновь возникающих зонах действия: сокращенной зоны действия существующего источника тепловой энергии и вновь образованной зоны действия нового источника тепловой энергии.

2.3. Задачи с определением приоритетности расширения зоны действия изолированной системы теплоснабжения.

Такие задачи возникают в случаях планирования зон перспективного строительства (с высокой плотностью тепловой нагрузки) в областях между зонами действия существующих изолированных систем теплоснабжения (см. рис. 5).

Решение такой задачи не является столь утилитарным как представлено в названии. Возникает достаточно высокая вариативность возможностей организации теплоснабжения. На представленном рисунке рассмотрен только один из вариантов - расширение зоны действия одного из источников. Но, как правило, рассматриваются несколько вариантов. Например, решениями такой задачи могут быть:

а) объединение зоны действия источника 1 и источника 2 единой тепловой сетью (слияние зон и организация системы теплоснабжения с выделенными зонами действия источников тепловой энергии);

б) разделение тепловой нагрузки между источниками 1 и 2 с расширением их зон действия;

в) строительство нового источника 3 с организацией новой зоны действия, обеспечивающей все приросты спроса на тепловую мощность;

г) и наконец, строительство в каждой новой зоне застройки собственного источника тепловой энергии.

В любом случае, выбор предпочтительного варианта осуществляется на базе анализа тарифных последствий каждого варианта, с учетом реорганизации зон.

2.4. Задачи с преобразованием изолированных систем теплоснабжения в зоны теплоснабжения с выделенными или (динамическими) зонами действия источников теплоснабжения.

Такие задачи возникают в связи с доказательством целесообразности объединения нескольких изолированных систем теплоснабжения в единую зону теплоснабжения с несколькими источниками теплоснабжения, работающими на единую тепловую сеть.

Пространственная конфигурация таких задач близка к конфигурации зон, представленных на рис. 5. При этом, возникает (или не возникает) спрос на тепловую мощность в зонах, расположенных между существующими зонами, принципиально не важно. В качестве целевой функции для решения такой задачи принимается надежность теплоснабжения и возможность перераспределения тепловой нагрузки между существующими зонами действия существующих источников.

2.5. Задачи с расширением зон действия систем теплоснабжения с выделенными зонами действия источников тепловой энергии (теплоты).

Задачи расширения зон действия существующих систем теплоснабжения с выделенными зонами действия источников тепловой энергии возникают в связи с необходимостью обеспечения теплоснабжением планируемых к строительству объектов теплопотребления, размещение которых предполагается на границе или вблизи границ существующей зоны действия системы теплоснабжения (в этом смысле задача по определению совпадает с задачей 2.1) и с перераспределением тепловой нагрузки между действующими источниками (или, по-другому, с переконфигурацией выделенных зон действия существующих источников тепловой энергии).

2.6. Другие задачи.

В настоящее время наиболее часто решаемая задача - это расширение существующей зоны действия источника с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии в зоны действия изолированных систем теплоснабжения, образованных на базе котельных. При этом, обеспечение приростов перспективной тепловой нагрузки, расширение зоны действия источника в новые районы застройки отодвигается на второй план. Это важная задача, но мы не выделили ее в отдельную группу только потому, что приоритетной задачей схемы теплоснабжения является всё-таки обеспечение всего перспективного спроса на тепловую энергию.

Методы решения задач

1. Инструменты.

В качестве базового инструмента для сравнения и выбора вариантов в схемах теплоснабжения принято использовать тарифно-балансовые модели (ТБМ), предназначенные для оценки тарифных последствий реализации проектов схемы. Рекомендуемую структуру ТБМ и методы их составления мы рассмотрим во второй статье этой серии. Здесь приведем лишь общие сведения о них, постановку задач для описания структуры ТБМ, обеспечивающую решение задач о выборе наиболее предпочтительного варианта изменения конфигурации зон действия.

2. Условия для расчетов.

Расчеты могут быть выполнены только в том случае, если по отношению к каждой зоне действия системы теплоснабжения будут сформированы следующие данные, отражающие существующие параметры их функционирования:

■ определены существующие и перспективные балансы тепловой мощности источника тепловой энергии и присоединенной к тепловым сетям существующей и перспективной тепловой нагрузки;

■ определены параметры, характеризующие базовую эффективность выработки и передачи тепловой энергии (мощности) и теплоносителя;

■ определены (установлены) базовые расходы в каждой зоне действия источника тепловой энергии, разделенные, как минимум, по следующим осуществляемым видам деятельности (см. «Основы ценообразования в сфере теплоснабжения», утверждены постановлением Правительства РФ от 22.10.2012 г. № 1075): производство тепловой энергии; производство теплоносителя (в случае его отпуска от источника тепловой энергии и /или из тепловых сетей); передача тепловой энергии;

■ определены (установлены) прогнозные индексы-дефляторы по группам расходов, связанных с производством и реализацией тепловой энергии (если расчеты предполагается выполнять в ценах соответствующих лет).

Для решения задачи с расширением зон действия изолированных систем теплоснабжения в схеме теплоснабжения должна быть подготовлена карта с нанесенной на ней следующей графической информацией:

■ расположение источника тепловой энергии;

■ зона действия этого источника в существующем состоянии (базовый год или год предполагаемых изменений);

■ зона с приростом тепловой нагрузки (эти данные могут быть взяты из детальных планировочных решений реализации генерального плана);

■ описание существующих тепловых сетей (графическое и семантическое), обеспечивающее возможность гидравлического расчета тепловых сетей.

При формировании вариантов решений на разработанной карте должны быть представлены:

■ предполагаемая трасса/трассы тепловой сети (ответвление от магистральной тепловой сети) в зону перспективной тепловой нагрузки;

■ ее описание по виду прокладки и по виду используемых материалов;

■ перспективные тепловые нагрузки в существующей зоне действия источника тепловой энергии.

Для каждого варианта предлагаемых решений должны быть рассчитаны:

■ дефициты (резервы) существующей установленной (располагаемой) тепловой мощности и перспективной тепловой нагрузки;

■ перспективные балансы тепловой энергии;

■ перспективные гидравлические режимы (пьезометрические графики) тепловых сетей с определением диаметров участков тепловой сети, входящих в путь передачи тепловой энергии и теплоносителя в зону присоединения новой тепловой нагрузки.

На основании расчетов должны быть предложены:

■ проекты по реконструкции источника тепловой энергии (мощности), если по результатам расчетов зафиксированы дефициты установленной (располагаемой) тепловой мощности источника тепловой энергии и перспективной тепловой нагрузки (в том числе с учетом показателя нормативной надежности источника тепловой энергии);

■ проекты по строительству тепловых сетей для обеспечения передачи тепловой энергии от магистральной тепловой сети в зону действия новой тепловой нагрузки;

■ проекты по реконструкции участков тепловой сети с увеличением их диаметра, если существующие участки не обеспечивают требуемых параметров циркуляции теплоносителя (пьезометрического графика, пропускной способности, гидравлического режима);

■ проекты по реконструкции участков тепловой сети с исчерпанным ресурсом (без увеличения диаметров), с целью обеспечения нормативной надежности теплоснабжения.

3. Алгоритм решения задачи с расширением зоны действия изолированной системы теплоснабжения (задача 2.1).

Для решения этой задачи важно зафиксировать два условия:

■ район новой застройки должен быть обеспечен теплоснабжением в обязательном порядке;

■ должно быть доказано, что расширение зоны действия существующего источника эффективнее, чем конкурирующие решения и это расширение обеспечивает уменьшение совокупных расходов в системе теплоснабжения (см. определение радиуса эффективного теплоснабжения).

Для вышеозначенного доказательства должны быть сформированы конкурирующие решения (в силу обязательности выполнения первого условия). Обычно, к конкурирующим решениям, относят:

■ решения об обеспечении теплоснабжения нового района от нового источника тепловой мощности;

■ решения об обеспечении теплоснабжения нового района от индивидуальных источников тепловой мощности.

Таким образом, фактически, выбор наиболее эффективного решения должен быть осуществлен по результатам расчетов трех конкурирующих решений, при этом алгоритмы решений задач будут независимы.

На рис. 6 представлен упрощенный алгоритм решения задачи «о расширении зоны действия существующего источника тепловой энергии (мощности)». В алгоритме выделяются три блока. Первый - блок формирования перспективных балансов тепловой мощности в существующей и расширяемой зонах действия источника тепловой мощности. Второй - блок, формирующий решения о передаче тепловой энергии от источника тепловой мощности до области новой застройки (появления «новой» тепловой нагрузки). Третий - это блок оценки ценовых последствий для принятия решения об эффективности этого расширения.

Блок формирования перспективных балансов установленной (располагаемой) тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки обеспечивает решение задачи о «перспективных балансах». Чтобы не загромождать пояснения алгоритма, отошлем читателя к отдельной статье в серии «задачи схем теплоснабжения», которая будет называться: «Перспективные балансы установленной (располагаемой) тепловой мощности источников тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки». Важно лишь то, что в данном блоке для зоны действия источника тепловой энергии определены: установленная тепловая мощность агрегатов, ограничения на установленную тепловую мощность и располагаемая тепловая мощность, потери тепловой мощности в тепловых сетях, расход тепловой мощности на собственные нужды источника тепловой энергии и хозяйственные нужды тепловых сетей в базовый год. А так же перспективный спрос на тепловую мощность на всем горизонте планируемого периода.

Решение задачи о расширении зоны действия будет простым, если на всем диапазоне планируемого периода будет выполнено условие превышения существующей тепловой мощности источника тепловой энергии (минус потери тепловой мощности в тепловых сетях, минус расход тепловой мощности на собственные нужды источника и хозяйственные нужды тепловых сетей) над спросом на тепловую мощность в расширяемой зоне действия. Если таковое условие выполняется, то можно переходить к выполнению второго блока алгоритма решения задачи.

Если условие не выполняется - то в рамках единственности необходимо решить задачу о реконструкции существующего источника тепловой мощности с увеличением установленной тепловой мощности с целью выполнения описанного условия балансовых соотношений при перспективном спросе на тепловую мощность. При этом выполняется оценка необходимых капитальных вложений в реконструкцию источника тепловой энергии и срок, с которого должна начаться эта реконструкция.

Во втором блоке нужно решить проектную задачу о строительстве теплопровода от точки присоединения «1» до точки «2» (см. рис. 1) на границе застройки участка. При этом, в вашем распоряжении уже должна быть откалиброванная модель этой системы теплоснабжения. С ее помощью вы реализуете шаги 2.1-2.7 алгоритма. Решение о выборе трассы (шаг 2.1.) осуществляется в тесном взаимодействии с органами архитектуры поселения, которые ведут работы по реализации генерального плана. Если ими уже разработан документ под названием «положение о размещении объектов капитального строительства и характеристиках планируемого развития территории (например, района № 16)», а также чертежи: планировки территории, межевания территории, план красных линий и, может быть, инженерные сети и сооружения, то ваша задача сильно упрощается. Вам нужно будет только «втянуть» чертеж «инженерные сети и сооружения» в электронную модель и осуществить моделирование привязки объектов к существующей системе теплоснабжения. После этого можно приступать к расчету гидравлических режимов передачи тепловой энергии от источника к планируемому району застройки с определением новых расходов теплоносителя и расчету пьезометрического графика. Для этого в электронной модели системы теплоснабжения разрабатываются гидравлические режимы, обеспечивающие нормативную (в соответствии со СНиП 2.04.03 «Тепловые сети») циркуляцию теплоносителя с определением допустимых диаметров участков тепловых сетей и необходимых перепадов давления в точках присоединения потребителей (абонентов).

По результатам этих расчетов у вас формируются данные:

■ о протяженности ответвления от магистрали (вновь проектируемой тепловой камеры) до границы застраиваемого участка (зоны);

■ требуемый диаметр теплопровода ответвления (в случае значительной транзитной части ответвления - как на рис. 1);

■ требуемые диаметры участков теплопроводов выше точки присоединения (если по результатам расчетов потребуется реконструкция этих участков с увеличением диаметра для, соответственно, увеличения пропускной способности головных участков тепловой сети).

На шаге 2.7 должны быть определены планируемые затраты в реализацию этого решения (капитальные затраты). Они включают:

 

где: 

Ктс. - капитальные вложения в тепловые сети, обеспечивающие присоединение потребителей в расширяемой части зоны действия к тепловым сетям существующего источника, тыс. руб.;

Кртс. - капитальные вложения в реконструируемые тепловые сети, располагающиеся выше точки присоединения (точка «1» на рис. 1), тыс. руб.;

Ктснм.. . - капитальные вложения в строительство тепловых сетей, от точки «1» до точки «2», тыс. руб.;

Кнртс- капитальные вложения в строительство распределительных тепловых сетей (после точки «2»), обеспечивающих присоединение потребителей развивающегося района, тыс. руб.;

Кн с. - капитальные вложения в строительство насосных станций, обеспечивающих циркуляцию теплоносителя в магистральных и распределительных тепловых сетях, тыс. руб.;

i, j, m, β - номера участков, (i) - реконструируемой магистральной, (j) - планируемой к строительству магистральной, (т) - планируемой к строительству распределительной и планируемой к строительству насосных станций (β);

I, J, M, B - количество: (I) реконструируемых участков тепловой сети; планируемых к строительству (J) магистральных участков тепловой сети; планируемых к строительству (M) распределительных участков тепловой сети и планируемых к строительству (B) насосных станций;

li, lj, lm - протяженность участков тепловых сетей реконструируемой магистральной, планируемой к строительству магистральной и распределительной тепловой сети (м);

кiуд, кjуд, кmуд - удельные капитальные вложения: в i-тый участок реконструируемой тепловой сети; в j-тый участок планируемой к строительству магистральной тепловой сети; в m-ный участок планируемой к строительству распределительной тепловой сети, руб./м;

Кнс (β)(Gβ) - капитальные вложения в β-ю насосную станцию, зависящие от расхода сетевой воды G β, тыс. руб.

Для определения кiуд, кjуд, кmуд , Кнс потребуется обработать данные по сметам проектов-аналогов. Либо использовать укрупненные показатели базисных стоимостей по видам строительства (УПР), укрупненным показателям сметной стоимости (УСС), укрупненным показателям базисной стоимости материалов, видов оборудования, услуг и видов работ, установленных в соответствии с Методическими рекомендациями по формированию укрупненных показателей базовой стоимости на виды работ и порядку их применения для составления инвесторских смет и предложений подрядчика (УПБС ВР). Нужно только помнить, что все реконструируемые и планируемые к строительству магистральные тепловые сети - это, как правило, тепловые сети в теплоизоляции заводской готовности, а строительство или реконструкция внутриквартальных тепловых сетей устанавливается в зависимости от организации теплоснабжения. Тепловые сети после ЦТП (или СТ - станций смешения) могут быть как стальные, так и пластиковые (горячее водоснабжение). В вышеобозначенные удельные капитальные затраты входят, разумеется, не только стоимости линейной части теплопроводов, но и стоимости арматуры, строительства тепловых камер (павильонов), компенсаторов и других элементов тепловых сетей, а также все сметные строительно-монтажные и пусковые работы.

В схемах теплоснабжения предполагается разделение затрат на затраты подготовительной фазы (согласование, разработку проектносметной документации), закупку оборудования и строительно-монтажные и пусковые работы (см. табл.). Делается это для того, чтобы использовать целевые индексы-дефляторы для приведения стоимости проекта к ценам соответствующих лет. Разумеется, также, что все цены смет проектов-аналогов приводятся к ценам базового года (года разработки схемы теплоснабжения).

В третьем блоке осуществляется оценка эффективности инвестиций, необходимых для реализации проекта, и, по требованиям ПП РФ № 154, оценка ценовых последствий реализации этого проекта (или в терминах ФЗ № 190 «совокупных расходов в системе теплоснабжения»).

Оценка ценовых последствий осуществляется, как правило, в специализированных тарифно-балансовых моделях. Идеальным решением является разработка тарифно-балансовых моделей для каждой изолированной системы теплоснабжения. С введением в действие «Основ ценообразования в сфере теплоснабжения», утвержденных постановлением Правительства РФ от 22.10.2012, и «Методических указаний по расчету регулируемых цен (тарифов) в сфере теплоснабжения» тарифно-балансовые модели должны отражать метод, используемый при регулировании тарифов.

В самом простом случае при расчете НВВ методом экономически обоснованных расходов (с 01.01.2014 г. для впервые регулируемых предприятий или со сроком аренды основных фондов менее 3 лет) должны быть учтены:

- прирост и динамика прироста тепловой нагрузки на источнике тепловой энергии (мощности) за счет присоединения потребителей нового района теплоснабжения;

- прирост отпуска тепловой энергии с коллекторов источника и товарного отпуска тепловой энергии потребителям;

- прогноз приростов в постоянной и переменной составляющих расходов, возникающих при выработке дополнительного количества тепла и обслуживании дополнительного количества вновь построенных тепловых сетей.

При этом эффекты проекта будут формироваться за счет сокращения удельных постоянных затрат в составе НВВ или большей загрузки существующего оборудования (роста коэффициента использования установленной тепловой мощности). Понятно также, что оценка ценовых последствий должна быть проведена по результатам сравнения, например, расчетов себестоимости полезного отпуска тепловой энергии в нескольких условиях. Должны быть рассчитаны: себестоимость товарного отпуска тепловой энергии для существующей зоны действия источника тепловой энергии без расширения ее границ (т.е. без реализации проекта - см. рис. 7); себестоимость товарного отпуска тепловой энергии с реализацией проекта (т.е. с расширением границ и увеличением товарного отпуска, но без учета стоимости инвестиций); и себестоимость товарного отпуска, например, с учетом привлечения кредитных ресурсов для реализации проекта расширения зоны действия.

Заметим, что анализ тарифных последствий (сравнение себестоимости товарного отпуска тепловой энергии в ценах соответствующих лет «без расширения зоны действия» с теми же показателями, но с расширением зоны действия, т.е. с реализацией проекта) без учета затрат на реализацию проекта дает однозначное снижение совокупных затрат в системе теплоснабжения и, следовательно, является целесообразным. Однако, учет затратной части проекта, так же как и стоимости заемных средств, делает этот вывод не очевидным. Здесь все будет зависеть от параметров кредитования, возможности установить временную инвестиционную надбавку или использовать другие источники финансирования проекта. В нашем случае, финансирование проекта осуществлялось за счет заемных средств с возвратом инвестиций в течение 6 лет. Причем часть инвестиций покрывалась за счет образующихся эффектов, а часть за счет инвестиционной надбавки к тарифу. Возможны и другие параметры, которые устанавливаются органами регулирования, так же как и рассчитаны другие, например, экономические показатели инвестиционного проекта (см. рис. 8).

 

Такие показатели позволяют выполнить анализ денежных потоков, возникающих при реализации инвестиционного проекта (например, так, как на рис. 8). Здесь показано, что при ставке дисконтирования 12% свободный дисконтированный денежный поток становится устойчиво положительным с 2019 г Простой срок окупаемости составляет 7,7 лет, а дисконтированный - 9 лет. За период 2013-2030 гг. (за срок действия схемы теплоснабжения) накопленный дисконтированный денежный поток или чистая приведенная стоимость (NPV) составит 100,5 млн руб., а внутренняя ставка доходности проекта 28%.

Эффективность инвестиционного проекта можно улучшить, если учесть дополнительный источник его финансирования, возникающий за счет «договоров на присоединение» (ПП РФ № 307 от 16.04.2012 «Правила подключения к системам теплоснабжения»). Здесь, правда, нужно отметить, что безусловные обязательства схемы теплоснабжения на долгосрочный период существуют только относительно магистральных тепловых сетей. Схема теплоснабжения должна обеспечить безлимитную передачу теплоты от источника тепловой мощности к месту возникновения спроса на тепловую мощность на всем протяжении планируемого периода. В то время как конкретные решения о выборе трасс распределительных тепловых сетей, их конструктивных особенностей, могут быть решены в схеме теплоснабжения только в рамках ее актуализации по мере разработки градостроительной документации в порядке реализации генерального плана. Именно при актуализации схемы теплоснабжения должны быть уточнены инвестиционные планы теплоснабжающих организаций, касающиеся реализации строительства внутриквартальных (распределительных) тепловых сетей.

Для упрощенного экспресс-анализа рассматриваемого случая можно ввести форпараметр, характеризующий расширяемую зону действия источника тепловой энергии, - уже известную относительную материальную характеристику тепловой сети μ=М/ Qр.сумм [м2/Гкал/ч], где М - материальная характеристика всех изменяемых тепловых сетей в результате их реконструкции с увеличением диаметра, всех планируемых к строительству магистральных тепловых сетей и всех планируемых к строительству распределительных тепловых сетей, а Qр.сумм - вся тепловая нагрузка (отопление, вентиляция и горячее водоснабжение), которая будет присоединена к тепловым сетям в результате расширения зоны действия источника.

Таблица. Смета проекта расширения зоны действия источника теплоснабжения (увеличения радиуса теплоснабжения), млн руб.

Чем меньше будет величина относительной материальной характеристики, вычисленной по результатам мероприятий расширения зоны действия источника, тем эффективнее будет инвестиционный проект (см. рис. 9). Предложенный параметр хорошо интерпретируется. Понятно, что чем меньше материальная характеристика М, тем меньшие капитальные затраты необходимы для реализации проекта, и чем больше присоединенная тепловая нагрузка Qр.сумм , тем большие эффекты по загрузке оборудования будут реализованы.

Разумеется, также, что не только показатель внутренней нормы доходности может быть использован для анализа эффективности проекта. Такая же картина складывается и по результатам анализа изменения НВВ для изолированной зоны действия (каким бы методом она не была рассчитана). Чем больше денег нам нужно для расширения зоны действия (присоединения потребителя вне существующих границ зоны действия) и чем меньшие эффекты мы приобретаем в результате этого действия, тем меньше эффективность проекта.

Поэтому, мы с некоторой настороженностью относимся к показателю «радиус эффективного теплоснабжения» и предлагаем обсудить границы его применимости, для, например, отказа в присоединении потребителю (в редакции пункта 15 ПП РФ № 307 от 16.04.2012 г. «Правила подключения к системам теплоснабжения»). С нашей точки зрения нельзя использовать простой размерный показатель для оценки эффективности действия.

4. Алгоритмы для решения других задач по расширению существующих зон действия источников теплоснабжения.

Мы рассмотрели пример самой простой задачи по расширению зоны действия источников тепловой энергии, близкий по определению к «радиусу эффективного теплоснабжения» и склонны его рассматривать не только как простой измеритель расстояния, а скорее как экономическую категорию, позволяющую принять решение о возможности присоединения новых потребителей, возникающих вне существующей зоны действия.

В силу этого, мы хотели бы обсудить некоторые коллизии, возникающие при определении радиуса эффективного теплоснабжения уже существующей (сложившейся) зоны действия источника теплоснабжения. На рис. 10 мы приводим описание зоны действия конкретной ТЭЦ, сложившейся к текущему моменту.

ТЭЦ введена в эксплуатацию 35 лет назад. Двумя очередями строительства, от ТЭЦ в двух направлениях, были построены магистральные выводы тепловой мощности (магистральный теплопровод «1» и магистральный теплопровод «2»). Радиус действия теплопровода «2» - 8 км. Радиус действия теплопровода «1» - 5 км. Магистральный теплопровод «2» загружен на 20% от проектной мощности. Магистральный теплопровод «1» загружен на 90%. Удельные материальные характеристики: в направлении «2» - 520 м2/Гкал/ч; в направлении 1 - 75м2/Гкал/ч. Отсюда естественный вопрос - каков радиус эффективного теплоснабжения ТЭЦ? Ответа на этот вопрос нет. Любое присоединение тепловой нагрузки в существующей зоне действия, как минимум, не приведет к увеличению совокупных затрат в системе теплоснабжения, а только улучшит существующую ситуацию. Мы можем однозначно сказать лишь то, что магистральный вывод «2» работает не эффективно, а магистральный вывод «1» эффективно, и что сложившиеся радиусы действия магистральных выводов в северо-западном направлении составляют 8 км, а в юго-восточном 5 км. Для доказательства «эффективности» или «неэффективности» работы магистральных выводов достаточно вычислить себестоимости отпуска тепловой энергии от них. Они (вычисления), конечно же, покажут, что себестоимость товарного отпуска тепловой энергии от магистрального вывода 1 на 50-70% ниже, чем от магистрального вывода 2. Но и это не дает нам возможности установить радиус эффективного теплоснабжения. Здесь можно сказать лишь то, что в восьмикилометровой зоне действия любое присоединение будет давать положительный эффект.

Если применять пункт 15 ПП РФ № 307 к сложившейся ситуации, то теплоснабжающая компания не может отказать в присоединении потребителю к существующим тепловым сетям, т.к. в любом направлении у нее имеются резервы (тепловой мощности ТЭЦ и пропускной способности тепловых сетей), обеспечивающие это присоединение. Вместе с тем компания понимает, что по истечении какого-то (достаточно небольшого) срока ей придется решать вопрос о реконструкции теплопроводов в связи с исчерпанием их эксплуатационного ресурса.

И здесь мы хотели бы предложить читателям открыть обсуждение о том, какую задачу и как должна решить теплоснабжающая компания для оценки перспективного состояния источника. Что является лучшим решением? Ликвидация неэффективного теплопровода (а вместе с ней потеря тепловой нагрузки на ТЭЦ и увеличение расхода топлива на выработку электроэнергии) с учетом строительства нового источника для обеспечения отключенной тепловой нагрузки. Или реконструкция существующего теплопровода «2», хотя известно, что в последующие 15 лет генеральным планом не предусмотрено освоение территорий в северо-западном направлении и новых тепловых нагрузок в этой зоне не возникает.

Выводы

Выводы достаточно утилитарны.

1. Радиус эффективного теплоснабжения не просто измеритель, а экономическая категория, которая может быть использована при рассмотрении задач о расширении, сокращении, трансформации, объединении зон действия, как инвестиционных проектов.

2. Для существующих зон действия источников теплоснабжения может быть вычислен только сложившийся радиус зоны действия источника тепловой энергии (мощности) или радиусы действия выводов тепловой мощности. Радиус эффективного теплоснабжения для существующей зоны действия рассчитывать бессмысленно, т.к. зона действия уже сложилась и, естественно, установлены все индикаторы стоимости товарного отпуска тепловой энергии.

3. Радиусы эффективного теплоснабжения целесообразно вычислять только при возникновении задачи реконструкции (или нового строительства) зоны действия конкретного источника тепловой энергии.

4. Радиус эффективного теплоснабжения, прежде всего, зависит от прогнозируемой конфигурации тепловой нагрузки относительно места расположения источника тепловой энергии и плотности тепловой нагрузки.

5. При расширении зоны действия источника тепловой энергии в каком-либо направлении (увеличение радиуса действия) следует решить задачу о тарифных последствиях этого действия (см. пример на рис. 11). Для каждого направления вывода тепловой мощности будет сформирован собственный радиус эффективного теплоснабжения, характеризуемый минимумом совокупных затрат.

 

Вопросы и задачи для дальнейшего обсуждения

Для дальнейшего обсуждения предлагаем рассмотреть задачу об обосновании решения о создании пражской централизованной системы теплоснабжения, включающей несколько источников теплоснабжения, работающих на единые тепловые сети. Для подробного описания системы теплоснабжения вы можете обратиться к сайту http://www.ptas.cz, где приведена статья о развитии централизованного теплоснабжения в Праге. Структура системы теплоснабжения (см. рис. 12) приведена по данным этой статьи.

Пражская система теплоснабжения базируется на отпуске теплоты от:

■ ТЭЦ города Мельник шестью турбоагрегатами (2x60 МВт с противодавлением, 2x60 МВт с регулируемым отбором пара отопительных параметров и 2x55 МВт конденсационных) с давлением пара перед турбоагрегатами в 9,4 МПа;

■ ТЭЦ в районе Малешиц с двумя турбоагрегатами (2x55 МВт) с противодавлением и с давлением пара перед турбинами 13,6 МПа;

■ небольшой ТЭЦ в районе Мишле (с одной турбиной с противодавлением с установленной мощностью 6 МВт и давлением пара перед турбиной - 3,6 Мпа);

■ утилизационной котельной на базе сжигания бытовых отходов;

■ крупных и мелких котельных, переведенных в пик к 2005 году.

ТЭЦ в Мельнике и Малешице были реконструированы с переводом на сжигание природного газа в 1998 г Расстояние от ТЭЦ в Мельнике до котельной в районе Модраны 63,6 км. Общая длина тепловых сетей - 1365,5 км. Расчетная температура теплоносителя в магистральных теплопроводах этой системы теплоснабжения составляет 140 ОС. Реконструкция централизованной системы теплоснабжения Праги была начата в 1997 г. К 2005 г. она была завершена (в том виде, который показан на рис. 12). В процессе ее строительства в районах Праги было ликвидировано около 50 мелких котельных.

есмотря на то, что плотность тепловой нагрузки в районах Праги в 1,2-1,9 раза ниже, чем принятые в России для размещения ТЭЦ, пражская система теплоснабжения генерирует достаточные денежные потоки для ее устойчивого функционирования, а компания «Пражска Теплоренска» одна из лучших в Чехии.

Теперь давайте попытаемся ответить всего лишь на три вопроса.

1. Если к Централизованной системе теплоснабжения Праги применить минимальные технические требования к допуску турбоагрегатов ТЭЦ в КОМ в России, то допущено в КОМ будет только одна ТЭЦ в городе Малешице. Почему в Чехии успешно и экономично эксплуатируют ТЭЦ с параметрами пара меньше 9 МПа?

2. Для каких условий, устанавливаемых правилами рынка в России, может экономично функционировать ТЭЦ с одним турбоагрегатом в 6 МВт и с параметрами пара 3,3 МПа?

3. Почему при низкой плотности тепловой нагрузки в Праге, централизованное теплоснабжение имеет преимущество перед децентрализованным?

Постепенно, мы рассмотрим все существующие в Европе и в Америке централизованные системы теплоснабжения на базе источников с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии. Может быть, это поможет принять правильные решения при разработке схем теплоснабжения.

Мы планируем в ближайшем будущем предложить Вашему вниманию две статьи в рамках серии «Задачи перспективных схем теплоснабжения». Первая о том, как правильно прогнозировать перспективные тепловые нагрузки, чтобы не завышать ожидания теплоснабжающих компаний в товарном отпуске тепловой энергии, а вторая о том, как разрабатывать тарифнобалансовые модели, необходимые для оценки эффективности реализации проектов схемы теплоснабжения.

Добавить комментарий


Защитный код
Обновить

Виджет Фейсбук

 

Мы в соцсетях:

rss   фейсбук   твиттер   

 
 
Города в 21 веке
001396254
Сегодня
Вчера
Этот месяц
Всего
664
609
5725
1396254

Ваш IP: 54.167.15.6
Server Time: 2018-12-09 22:01:31