Портал по тригенерации, когенерации и мини-ТЭЦ

Распределенная когенерация на муниципальных котельных

И.В. Зубов, А.С. Чистович, АЦТЭЭТ, А.Ф. Мануйлов, МУП «Тепловые сети г. Выборга» (по материалам «Теплоэнергоэффективные технологии», 4, 2003)

Необходимость пересмотра соотношения централизованных и распределенных источников энергии становится очевидной. При этом все более актуальной представляется задача выработки собственной электрической энергии на объектах ЖКХ, обусловленная как высокими монопольными тарифами на электроэнергию, так и проблемой безопасности объектов коммунальной теплоэнергетики.

В ходе предпроектных работ в АЦТЭЭТ был проведен детальный анализ когенерации и выработана технология применения газопоршневых агрегатов (ГПА) для коммунальных котельных микрорайона № 1 и по ул. Маяковского, д. 5 города Выборга. Результаты убедительно доказали эффективность установки ГПА и могут быть тиражированы для других объектов. В настоящей статье приводятся некоторые из вновь полученных результатов, касающихся как технической, так и экономической стороны проблемы.

Значительное преобладание тепловых электростанций (ТЭС) в общей выработке электроэнергии при планируемом росте электропотребления сохранится примерно на одном уровне в течение достаточно продолжительного времени: около 2/3 от общего количества [1].

Известно, что электрический КПД достигает наибольших значений при выработке электроэнергии в парогазовом цикле, но в конденсационном режиме эти значения ориентировочно не превысят 60%. Причем это будет относиться только к установкам с большой единичной мощностью в сотни МВт. В настоящее время КПД наиболее совершенной парогазовой установки (ПГУ), выполненной на базе газотурбинной установки (ГТУ) 701G «Мицубиси» мощностью 335 МВт, равен 58%; КПД ПГУ, установленной на Северо-Западной ТЭЦ Санкт-Петербурга, составляет 51%; КПД наиболее совершенного угольного блока производства Дании, рассчитанного на суперкритические параметры пара, составляет 48% [2]. Фактические средние значения КПД при выработке электроэнергии на тепловых электростанциях России в настоящее время колеблются в диапазоне всего 25-35%.

Указанные значения КПД рассчитаны по мощности ТЭС на клеммах генераторов. Но при передаче электроэнергии ее потери достигают значительных величин. К ним относятся потери на электромагнитное излучение ЛЭП, тепловые потери в трансформаторах, синхронизационные межсетевые потери мощности, тепловые потери в проводниках. Потери электроэнергии по субъектам Северо-Западного федерального округа (СЗФО) (закладываемые в расчет тарифа на электроэнергию) в среднем составляют 13%.

Таким образом, небольшие станции, вырабатывающие электроэнергию непосредственно в месте потребления, например, газопоршневые станции (ГПЭС) на коммунальных котельных, имеющие электрический КПД 28-35%, являются более экономичными, чем «большая энергетика» в целом при ее нынешнем состоянии.

В перспективе выработка электроэнергии должна быть значительно увеличена. Только за счет повышения электрического КПД существующих ТЭЦ (повышение на 20% можно считать максимумом) этого не достигнуть. Кроме того, реконструкция мощных ТЭЦ дорога, удельная стоимость подобной реконструкции обойдется примерно в 0,7-1 млн долл. за добавочный МВт, тогда как реконструкция котельных на базе ГПА или ГТУ обойдется в 1,5-2 раза дешевле. Инвестиционные проекты реконструкции мощных ТЭЦ достаточно долговременны, а создание мини-ТЭЦ на базе котельной может потребовать не более 2-х лет. Таким образом, в общем контексте реновации энергетических фондов России курс на строительство коммунальных мини-ТЭЦ потребует сравнительно небольших единовременных капитальных вложений и при выбытии вследствие физического износа генерирующих мощностей «большой энергетики» внесет существенный вклад в поддержание и наращивание энергетического потенциала России. Главным же аргументом в пользу приоритетной реконструкции существующих котельных служит, кроме необходимости расширения базы теплопотребления для теплофикационных станций, большая эффективность распределения энергии от мини-ТЭЦ как электрической, так и тепловой (меньшая величина транспортных потерь, более точное соответствие установленных мощностей существующим нагрузкам).

Потенциал коммунальной теплоэнергетики

Структура энергопотребления для СЗФО [3] приведена в таблицах 1 и 2 (сравнение осуществлено с переводом различного вида энергии в кВт.ч).

В целом по СЗФО количество вырабатываемого тепла относится к количеству вырабатываемой электроэнергии как 2,3 к 1. При том, что средний коэффициент использования установленной тепловой мощности меньше такового для электрической мощности, соответствующее отношение установленных тепловой и электрической мощностей можно оценить как 4 к 1. Но при использовании ГТУ или ГПА характерное отношение тепловой мощности к электрической мощности когенерационной установки составляет примерно от 1,2 до 2,5. Таким образом, учитывая возможность аккумуляции энергии для выравнивания неравномерностей ее потребления, становится ясно, что по крайней мере в отопительный сезон конденсационная выработка может быть практически исключена.

На объектах ЖКХ при соотношении потребляемой тепловой энергии к электрической как 88% к 12% (табл. 2), вся необходимая жилищно-коммунальному хозяйству электроэнергия может вырабатываться на тепловом потреблении.

При существующей структуре тарифов наиболее выгодной тепловой нагрузкой для производства электроэнергии на коммунальных котельных, нагрузкой, позволяющей круглогодично загружать созданные когенерационные мощности и добиваться наибольшей эффективности капитальных вложений, является нагрузка ГВС. В связи с этим коммунальные предприятия должны добиваться полного прекращения прямого сжигания газа для нагрева воды горячего водоснабжения, во всяком случае, начиная с определенных мощностей источников. (Важно и то, что если отопительная нагрузка в перспективе должна быть значительно сокращена в результате выполнения мероприятий по энергосбережению, то нагрузки горячего водоснабжения это коснется существенно в меньшей степени.)

Оценим количество электроэнергии, которое может быть выработано на базе нагрузки ГВС. Если характерное для многих коммунальных котельных СЗФО количество тепла на нужды ГВС составляет 40% общей годовой выработки, то при соотношении тепловой мощности когенерационной установки к электрической 2 к 1 можно ориентировочно считать, что на нагрузке ГВС в год можно выработать количество электроэнергии, равное 20% существующей годовой тепловой выработки. Сравнивая с данными, приведенными в табл. 2, можно видеть, что это количество превышает необходимое внутри ЖКХ, т.е. ЖКХ должно стать «донором» электроэнергии для производственного потребления.

Если принять, что коэффициент использования топлива (КИТ) когенерационной установки равен 80%, а КИТ котельной - 90%, то попутная выработка электроэнергии в указанном количестве увеличит расход топлива на котельной не более чем на 28%.

Если же доля нагрузки ГВС в мощности котельной составляет около 18%, доля электрогенерирующей мощности от общей мощности существующей котельной составит 9%. Это приведет к необходимости увеличения мощности системы топливоснабжения примерно на 12%.

В предположении, что соотношение цен на электроэнергию и «газовое» тепло останется примерно на уровне 3 к 1, доходы котельной мини-ТЭЦ от продажи электроэнергии в объеме, соответствующем утилизации тепла только на нужды ГВС, составят ориентировочно 60% существующих доходов от продажи тепла. Если когенерационные мощности по тепловой энергии будут соответствовать нагрузке ГВС и минимальной отопительной нагрузке (впрочем, как и при сокращении отопительно-вентиляционной нагрузки в результате мероприятий по энергосбережению), доходы от продажи электроэнергии превысят доходы от продажи тепла. В результате, собственная выработка и продажа электроэнергии может не только увеличить энергонезависимость жилищно-коммунального хозяйства, но и обеспечить финансовые средства для реконструкции всех звеньев системы теплоснабжения [4].

О необходимости уничтожения крупных газовых отопительных котельных «как класса» в результате преобразования их в мини-ТЭЦ говорилось уже во множестве публикаций (см., например, [4] и [5]). Системы централизованного теплоснабжения от котельных и вся сопутствующая инженерная инфраструктура представляют собой ценнейший актив для развития когенерации. Для мини-ТЭЦ, которые могут создаваться на базе муниципальных котельных, уже обеспечен доступ к широкой сети потребителей тепла. Именно поэтому раскрытие «теплофикационного ресурса» муниципального теплоснабжения представляется инвестиционно привлекательным. Что же касается низкой «тепловой» эффективности централизованных систем теплоснабжения по сравнению с локальными газовыми теплогенераторами, то не будет преувеличением утверждать, что судьба самого принципа централизованного теплоснабжения в значительной степени зависит от того, будут ли централизованные котельные реконструированы в мини-ТЭЦ. В результате неизбежной конкуренции с газоснабжающими компаниями, которые будут стремиться повысить рентабельность своего бизнеса путем оказания конечной услуги (локального теплоснабжения), принцип централизации теплоснабжения в газифицированных городах будет конкурентоспособен только для когенерационных источников (исключение составляют города с очень высокой плотностью тепловых нагрузок, когда на первый план выходят экологические задачи, решить которые можно только при высокой степени централизации сжигания топлива [6]).

Как можно будет увидеть из приведенных ниже результатов расчетов, для российских условий при существующих монопольных тарифах на электрическую энергию капитальные затраты на локальные системы ее распределенного производства по комбинированному циклу будут окупаться довольно быстро. При этом можно утверждать, что в течение достаточно продолжительного периода происходящий и прогнозируемый рост цен на природный газ не приведет к столь существенному изменению соотношения цен на топливо и электроэнергию для конечного потребителя, что локальная когенерация на газовом топливе станет для него невыгодна.

Особенности мини-ТЭЦ на базе коммунальных котельных

Первоочередная задача реконструкции коммунальных котельных - покрытие электрической нагрузки собственных нужд. При технико-экономическом обосновании проекта создания мини-ТЭЦ приходится учитывать, что продажа электроэнергии от мини-ТЭЦ во внешнюю сеть или по прямым договорам в настоящее время в России еще не имеет соответствующей законодательной базы (она не запрещена, более того, вполне отвечает проводимой реформе в энергетике, но в то же время и не поощряется так, как это можно видеть на примере законодательств Германии, Дании, Молдовы и других стран). Обеспечение только собственных нужд котельных в электроэнергии, на базе которых будут создаваться мини-ТЭЦ, позволяет избежать трудностей, которые сейчас наверняка встали бы при продаже электроэнергии через электрические сети общего пользования.

Кроме того, нагрузка собственных нужд является самым выгодным: это экономия затрат на приобретение электроэнергии (за вычетом, правда, платы электроснабжающей организации за мощность, т.к. резервирование электроснабжения и параллельная работа с сетью для коммунальных котельных необходимы, см. об этом далее). Из прибыли от продажи электроэнергии по прямым договорам для поставщика будет вычитаться плата за услуги распределительной сети (передачу электроэнергии), за содержание своей службы «электросбыта», плата за приобретение соответствующих лицензий и т.п. Продажа электроэнергии в единую энергосистему будет еще менее выгодна. Наконец, необходимо последовательное прохождение пути накопления опыта выработки электроэнергии, решения эксплуатационных задач, задач учета электроэнергии и т.д. Таким образом, руководствуясь общим принципом осуществления многоэтапных проектов в зависимости от степени экономической эффективности этапов, целесообразно выделить как первоочередной этап внедрения электрогенерирующей мощности, соответствующей нагрузке на покрытие собственных нужд котельной, даже если в дальнейшем предусматривается развитие электрических мощностей реконструируемой котельной на продажу.

Техническую возможность такого постепенного наращивания мощности могут обеспечить только газопоршневые агрегаты, которые в наиболее распространенной ситуации оказываются вне конкуренции на начальной стадии становления коммунальной электроэнергетики.

Особенностью создания мини-ТЭЦ на базе муниципальных котельных, особенно на этапе обеспечения электрических нагрузок собственных нужд, является то, что, хотя эти мини-ТЭЦ и рассматриваются как основные источники электроэнергии котельных, они в большинстве случаев не должны и не могут рассматриваться как автономные источники, независимые от общей электросети. Электрогенерирующие установки на базе муниципальных котельных должны быть интегрированы в единую сеть электроснабжения города, система электроснабжения котельных может (и должна!) оставаться зависимой от нее. Однако этим очевидным соображениям до сих пор не уделялось конструктивного внимания. Принципиальные же выводы из конституциональной зависимости от единой электросети мини-ТЭЦ, создаваемых на муниципальных котельных с целью покрытия собственных нужд в электроэнергии, состоят в следующем:

•       мини-ТЭЦ не должны покрывать всю электрическую нагрузку котельной; степень покрытия нагрузки определяется на основании технико-экономических расчетов при условии сохраняющегося присоединения к электросетям и, соответственно, сохраняющейся платы электроснабжающей организации за заявленную мощность;

•       параллельная работа с внешней электросетью определяет принципиальную возможность использования асинхронных генераторов, в то время как во всех известных нам отечественных технических предложениях по мини-ТЭЦ используются синхронные генераторы.

Анализ электропотребления котельных, выбор агрегатной мощности и мощности мини-ТЭЦ

В соответствии с методикой АЦТЭЭТ в технико-экономических расчетах учитывается случайный характер электропотребления. Для примера на диаграмме (рис. 1) показаны диапазоны помесячного изменения нагрузок котельной по ул. Маяковского, д. 5 г. Выборга Ленинградской области, их средние значения, а также значения заявленной мощности. Анализ показывает, что рабочая мощность мини-ТЭЦ должна составлять не более 800 кВт. Мощность одного агрегата должна находиться примерно в пределах 130-260 кВт в расчете на то, что минимальную нагрузку будет покрывать один агрегат, работающий не менее чем на половину номинальной мощности (при меньшей нагрузке электрический КПД агрегата довольно существенно падает).

Для покрытия электрических нагрузок котельных в рассматриваемом диапазоне анализировалась возможность использования следующих газопоршневых двигателей:

•       Daewoo G12 номинальной мощностью 175 кВт;

•       Caterpillar 3406 номинальной мощностью160 кВт;

•       Perkins 3012 номинальной мощностью 240 кВт;

•       General Motors GM V8 номинальной мощностью 176 кВт;

•       1Д12 ВГ (Барнаул) номинальной мощностью200 кВт;

•       Cummins GTA14 номинальной мощностью277 кВт.

Вероятность покрытия максимальной нагрузки не обязательно должна быть велика. Заказчик может вообще решить не приобретать мощности для покрытия пиковых нагрузок, ориентируясь на работу своей мини-ТЭЦ только в базовом режиме. (При существующей тарифной системе это, конечно, более выгодно, чем вложение средств в мощности, количество часов использования которых будет незначительно. Однако следует иметь в виду, что во многих странах распределенные мини-ТЭЦ наоборот включаются в работу в периоды пиковых нагрузок, т.к. стоимость электроэнергии в сети общего пользования высока именно в эти периоды.)

В результате выполненных по специальной методике оптимизационных расчетов для котельной по ул. Маяковского, д. 5 сделан вывод, что наибольший экономический эффект дает применение следующего количества агрегатов:

•       Daewoo G12, 175 кВт-4 шт;

•       Caterpillar 3406, 160 кВт - 4 шт;

•       Perkins 3012, 240 кВт - 3 шт;

•       General Motors GM V8, 176 кВт - 4 шт;

•       1Д12 ВГ (Барнаул), 200 кВт-3 шт;

•       Cummins GTA14, 277 кВт-2 шт.

В расчетах применялся вероятностный анализ работы многоагрегатной мини-ТЭЦ. Вероятность того, что группы различных агрегатов (в количестве, указанном выше) будут способны покрывать некоторую величину нагрузки котельных, соответствует графикам, представленным на диаграмме (рис. 2).

Сценарий фактического изменения рабочей мощности мини-ТЭЦ выбирался в соответствии с поэтапным вводом мощностей, а также с учетом периодических отключений агрегатов для ремонта. Летнее падение потребности в электроэнергии позволяет отключать агрегаты без ущерба для величины электрической нагрузки собственных нужд.

Корректное вычисление количества электроэнергии, которое может быть выработано группой из некоторого количества агрегатов некоторой единичной мощности и с некоторым коэффициентом работоспособности для покрытия нагрузки, рассматриваемой как случайная величина с некоторым законом распределения, требует совместного рассмотрения двух случайных процессов:

•       вероятности того, что мини-ТЭЦ способна покрыть некоторую нагрузку (вероятность работоспособного состояния некоторого количества агрегатов);

•       вероятности некоторого значения нагрузки. Количество вырабатываемой электроэнергии для принятого сценария ввода электрогенерирующих мощностей отражает диаграмма(рис.3).

Система утилизации тепла мини-ТЭЦ

Для котельных г. Выборга ставилась задача непрерывного регулирования мощности мини-ТЭЦ, поскольку эта мощность должна быть не больше потребности собственных нужд котельной. В таком случае при разработке схем утилизации тепла водяной рубашки, масла и уходящих газов двигателей, а также при моделировании технико-экономических показателей их работы в условиях непрерывного регулирования мощности мини-ТЭЦ необходимо учитывать зависимость режимных параметров двигателей от величины нагрузки.

На диаграмме (рис. 4) для примера показан тепловой баланс двигателя Daewoo G12 (175 кВт) в зависимости от развиваемой мощности. Температура выхлопных газов рассмотренных двигателей при номинальной мощности находится примерно в диапазоне 500 ОС, расход - в диапазоне около 0,3 кг/с. При снижении нагрузки значения температуры и расхода выхлопных газов существенно уменьшаются.

Оптимальное «встраивание» системы утилизации тепла мини-ТЭЦ в тепловую схему котельной является одной из основных задач, решение которой обеспечивает эффективность внедрения когенерации. Принципиальным здесь является как выбор точки подвода утилизируемого тепла, так и разработка самой схемы утилизации. Заметим, что эта часть работы является наименее типизируемой, требующей самых тщательных проектных расчетов.

Для котельной по ул. Маяковского оптимальной точкой подвода тепла от ГПА является тракт подпитки тепловой сети непосредственно перед поступлением воды в деаэратор (после нагрева в охладителях деаэрированной воды). В этой точке теплогидравлические параметры нагреваемого теплоносителя наиболее стабильны. В результате компьютерного моделирования были уточнены режимные параметры схемы утилизации, рассчитаны расходы и температуры участвующих в теплообмене сред, параметры теплооб-менных аппаратов, определены схемы и соответствующие законы регулирования режимов.

В разработанной схеме подпиточная вода с температурой около 50 ОС (нагретая в охладителе деаэрированной воды) частично забирается из основного тракта и проходит последовательно через утилизационные теплообменники масляного охладителя и водяной рубашки. Расход греющей и нагреваемой воды рассчитывается исходя из условий оптимального подбора параметров теплообменника. Исследования показали, что для отбора тепла водяной рубашки и масла двигателей требуются сравнительно небольшие пластинчатые теплообменники с площадью теплообмена примерно 1-2 м2. Оптимальный расход нагреваемой здесь подпиточной воды составил около 30 т/ч (среднее значение расхода подпиточной воды котельной по ул. Маяковского примерно 80 т/ч).

Значительно большую сложность представляет система утилизации тепла выхлопных газов. В водогрейные котлы-утилизаторы (УТО) целесообразно направлять воду в пределах 70 ОС для надежного обеспечения их коррозионной стойкости. Этому условию удовлетворяет вода, нагретая после утилизатора водяной рубашки. Для режима УТО характерно, что при подаче в котел постоянного расхода, рассчитанного на утилизацию тепла выхлопных газов в номинальном режиме работы двигателя, при уменьшении нагрузки температура и расход выхлопных газов резко снижаются, и, как показало моделирование, их температура после котла утилизатора может становиться меньше 60 ОС, что недопустимо для работы газоотводящего тракта. С другой стороны, при соответствующем уменьшении расхода охлаждающей воды ее температура после котла утилизатора в режимах пониженных нагрузок может становиться недопустимо высокой - более 300 ОС. Такой крайне неустойчивый характер регулирования при необходимости удержания в заданных пределах сразу двух параметров (выходной температуры выхлопных газов и выходной температуры охлаждающей воды) создает значительные проблемы. В разработанной схеме эти проблемы были решены введением рециркуляционной линии и изменением расхода подаваемой в УТО воды по специально синтезированному закону. Указанный способ регулирования осуществляется программно управляемым трехходовым клапаном, который направляет в УТО часть потока воды, предварительно нагретой в системе утилизации масла и водяной рубашки, и регулирующим клапаном в линии рециркуляции, который поддерживает заданную рециркуляцию. Поверхности нагрева УТО колеблются в диапазоне от 10 до 28 м2.

Эффективность работы ГПА зависит от степени их загрузки. Заметим, что средняя загрузка агрегата в многоагрегатных мини-ТЭЦ значительно возрастает, что приводит к повышению их эффективности. Загрузка определяется в результате совместного рассмотрения уже указанных случайных процессов: работоспособности агрегатов и величины нагрузки.

На основании результатов моделирования загрузки рассчитываются энергетические показатели ГПА, в частности потребление газа и выработка тепла, которое ГПА вытесняет с котловой выработки. Этому количеству тепла соответствует количество газа, рассчитанное исходя из характерного для рассматриваемых котельных удельного потребления газа. В технико-экономических обоснованиях мини-ТЭЦ на базе существующих котельных экономию от выработки тепловой энергии следует учитывать по топливной составляющей стоимости тепловой энергии (поскольку все прочие расходы предприятия остаются). Таким образом, рассчитанное из тепловой выработки мини-ТЭЦ количество газа следует вычитать из общего количества, получая расход так называемого «дополнительного» газа. Именно удельный расход дополнительного газа относится к основной характеристике эффективности мини-ТЭЦ.

Как видно из диаграммы (рис. 5), удельное потребление дополнительного газа в количестве около 170 г у.т./кВт.ч свидетельствует об очень высокой эффективности совместного производства тепла и электроэнергии на котельной по ул. Маяковского. В расчете использована характерная для данной котельной величина удельного потребления газа - 159 гу.т./тыс. ккал. (Для сравнения: удельный расход топлива на электроэнергию на наиболее экономичной паротурбинной ТЭЦ Ленинградской области составляет примерно 280 г у.т. при расходе на выработку тепловой энергии 119 гу.т. на тыс. ккал). Соответствующее потребление дополнительного газа (рис. 6) не более 70 тыс. нм3 в месяц (в периоды максимальных электрических нагрузок) незначительно влияет на топливный баланс котельных и легко может быть компенсировано за счет мероприятий по энергосбережению.

На диаграмме видно повышение удельного расхода топлива в летние месяцы, что связано с меньшей загрузкой двигателей и, следовательно, с меньшим КПД. Следует также обратить внимание на то, что мини-ТЭЦ на базе барнаульского двигателя 1Д12 ВГ, по КПД уступающего зарубежным двигателям, по совокупности характеристик в зимние месяцы лидирует по потреблению дополнительного топлива.

Финансовая эффективность проекта

Финансовая эффективность проекта определяется балансом поступлений (доходов) и отчислений (расходов) при его реализации.

В результате многовариантного моделирования в настоящей работе был определен оптимальный сценарий кредитования: на 4 года с началом возврата долга на следующий год после займа. В расчетах принята процентная ставка по кредиту в размере 12%. В принятой в расчетах схеме основной долг выплачивается равными долями, определяемыми в зависимости от периода кредитования и отсрочки первого платежа; процент начисляется на оставшийся долг.

Работать с заемными средствами предлагается в форме лизинга. Лизинговые схемы приобретения оборудования представляют наибольший интерес среди различных форм займов, поскольку выплата основного долга в этом случае производится не из прибыли, а входит в расходную часть. Увеличивая расходную часть проекта за счет выплат процентов, лизинг увеличивает и доходную базу проекта за счет снижения налогов на прибыль. Это существенно влияет на эффективность инвестиционного процесса.

Сравнительные годовые балансы денежных средств, показанных на диаграммах (рис. 7, 8), отражают накопительные балансы. Объемы реализации подсчитывались дифференцированно по каждому месяцу с учетом изменяющейся рабочей мощности мини-ТЭЦ и значений коэффициента использования мощности агрегатов. Цены на энергоносители повышались в соответствии с принятыми прогнозами. Коэффициент амортизационных отчислений принят равным 10%. Налог на прибыль - 24%.

Приведенные диаграммы свидетельствуют о неоспоримом ценовом преимуществе (с очень значительным отрывом от других проектов!) проекта мини-ТЭЦ на базе отечественного двигателя 1Д12 ВГ. Этот проект при указанных условиях финансирования имеет практически положительный баланс денежных потоков на протяжении всего проектного периода, т.е. практически не требует привлечения средств внешних источников. К концу же проектного периода (через 7 лет) появляется возможность накопить 9-10 млн руб. чистой прибыли, в то время как проект на базе двигателя Caterpillar 3406 оказывается неокупаемым. Отечественные двигатели обладают меньшей надежностью, и, как следствие, можно ожидать, что связанные с ним эксплуатационные расходы будут несколько выше принятых в ТЭО. Тем не менее, ситуация с плохой окупаемостью продукции наиболее известных и авторитетнейших в мире фирм сохранится в России до тех пор, пока стоимость энергоресурсов по сравнению со стоимостью импортного оборудования будет оставаться низкой. Поскольку же энергоресурсы в России остаются сравнительно дешевыми (и желать обратного не нужно), очевидно, что для реализации окупаемых проектов реконструкции коммунальных котельных в мини-ТЭЦ потребуется особая финансовая и техническая политика в комплектации оборудования. О принятых в этом отношении решениях в г. Выборге будет сообщено после завершения рассмотренного проекта.

Литература

1.   Стратегия развития атомной энергетики России в первой половине XXI века / Мин-во РФ по атомной энергетике.

2.   Фаворский О.Н. Энергообеспечение России в ближайшие 20лет //Вестн. РАН. 2001. Т. 71, 1. С. 3-12.

3.   Ольховский Г.Г., Тумановский А.Г. Перспективные технологии для тепловых электростанций // Теплоэнергоэффективные технологии. 2003. 1 (30).

4.   Статистика пространственного развития. Том 2: Проблемы энергетики Северо-Запада России. СПб., 2003.

5.   Чистович А. С. Как можно поднять коммунальную энергетику //Теплоэнергоэффективные технологии. 2002. 2. Перепечатано: «Новости теплоснабжения». 2003. 1 (29).

6.   Салихов А.А. Газ в топках котлов гореть не должен! // Новости теплоснабжения. 2003. 1 (29).

7.   Чистович А.С. Экологическая оценка степени централизации-децентрализации теплоснабжения при сжигании газа // Теплоэнергоэффективные технологии. 2003. 3.