Целевое видение стратегии развития электроэнергетики России на период до 2030 г.

Зейгарник Ю.А., Масленников В.М., Нечаев В.В., Шевченко И.С.


 

 

В конце 2006 г. под руководством академика РАН А.Е. Шейндлина ведущими специалистами академических институтов энергетического профиля с привлечением академиков и других сотрудников РАН и иных организаций было разработано «Целевое видение развития электроэнергетики России на период до 2030 г.». Хотя работа выполнялась по заказу РАО «ЕЭС России», она содержит независимые оценки состояния и перспектив энергетики страны, возможностей дости¬жения намеченных ориентиров, а также анализ факторов, ограничивающих эти возможности.

Любые прогнозы в области развития энергетики на длительный период (стратегия, концепция стратегии или в наиболее концентрированном плане — целевое видение) должны базироваться на анализе и целях развития страны в целом. В этом отношении поучительной являлась постановка вопроса в известном плане ГОЭЛРО, где планируемое развитие энергетики было призвано обеспечить решение ясно сформулированной задачи — ускоренной, всеобъемлющей, направленной на экономическую независимость индустриализации страны.

К сожалению, в настоящее время отсутствуют внятно сформулированная экономическая установка развития национальной экономики и соответствующие долгосрочные, опирающиеся на реальные научные оценки, развернутые экономические программы. Сиюминутные частные, корпоративные и реже государственные интересы доминируют над долгосрочными. При этом неизбежны существенные различия в определении даже направления развития экономики, не говоря уже о целях и приоритетах на долгосрочный период, когда на первый план должны выходить концептуальные экономические и социально-политические аспекты.

В этих условиях прогнозировать развитие отрасли можно лишь по отдельным сценариям. В соответствии с техническим заданием РАО «ЕЭС России» в качестве таких сценариев были приняты: выработка электроэнергии в размере 2 000 и 3 000 млрд кВт • ч/год (соответственно сценарии «2000» и «3000»). Далее приводятся материалы Целевого видения, касающиеся прежде всего достижения в 2030 г. годового производства электроэнергии около 2 000 млрд кВт-ч (сценарий «2000»).

Как и другие документы подобного рода, Целевое видение содержит характеристику современного состояния энергетики и топливно-энергетического комплекса России. Отмечается, что богатые энергетические ресурсы страны [46 % мировых запасов природного газа, 13 % нефти (6 % по западной классификации), 16 % угля и 9 % урана] и высокий производственный потенциал ТЭК, созданный во второй половине XX в., благоприятствуют обеспечению достаточно высокого уровня энергетической безопасности страны. Развитый в 1955—1990 гг. электроэнергетический потенциал способен и сегодня обеспечить выработку до 1 050... ...1 070 млрд кВт-ч/год. Более 90 % этого потенциала сосредоточено в ЕЭС России.

С начала 90-х годов лавинообразно нарастает процесс морального и физического старения оборудования тепловой, атомной и гидроэнергетики, электрических сетей, диспетчерского и технологического управления. Выработали проектный ресурс около 48 % мощности ТЭС, значительная часть оборудования электрических сетей и т.д. Эффективность использования топлива на ТЭС — показатель их технического уровня — в 1,2-1,4 раза хуже, чем на современных паросиловых установках на суперсверхкритические параметры (ССКП) и ПГУ при работе соответственно на твердом топливе и на газе.

В последние годы в крупных регионах, прежде всего в мегаполисах, интенсивно нарастает дефицит электроэнергии и мощности вследствие роста ее потребления, наблюдается снижение резерва генерирующих мощностей, пропускной способности электрических сетей и уровня системной надежности ЕЭС России в целом. Не удовлетворяется спрос потребителей. Увеличивается число отказов в присоединении потребителей к сетям.

В зимний период резервы мощности в европейской части страны и на Урале уменьшаются в несколько раз и не соответствуют нормативным.

Ключевой задачей ослабления зависимости электроснабжения европейской части России от поставок природного газа является увеличение доли угля, что требует анализа и обоснования оптимального их соотношения в топливном балансе ТЭС и способов транспорта первичных энергоресурсов и электроэнергии из Сибири.

Распределение мощностей действующих АЭС и ГЭС в ЕЭС России носит асимметричный характер: практически все 23,2 ГВт АЭС сосредоточены в европейской части страны, а из 45,6 ГВт мощности всех ГЭС в Сибири и на Дальнем Востоке находятся 26,9 ГВт, что препятствует их эффективному использованию и не обеспечивает требуемую маневренность в европейской части ЕЭС. Отсутствие линий электропередачи большой пропускной способности между евро¬пейской и восточно-сибирской частями ЕЭС не позволяет оптимизировать режимы работы и свидетельствует о незавершенности инфраструктуры ЕЭС.

Потери электроэнергии по отрасли в целом превы¬сили 107 млрд кВт-ч (около 13% отпуска электроэнергии в сеть). Их технологическая составляющая — около 70 %, а коммерческие потери — более 28 %.

Таким образом, к новому этапу своего развития энергетика России приходит в большой степени изношенной, недостаточно сбалансированной, во многих отношениях технологически отсталой и несамообеспеченной.

Выполненный анализ показал, что уровень удельного ВВП, на который следует ориентироваться при разработке прогнозов до 2030 г., составляет около 35 000 дол/(чел • год) в ценах 2000 г. Это близко к современному значению верхнего уровня ВВП передовых промышленно развитых стран (так называемого «золотого миллиарда»). При этом обеспечивается достойное существование населения, естественно, при разумном, значительно отличающемся от сегодняшнего, соотношении доходов верхних и нижних слоев (ожидается,что в 2030 г. доля трудоспособного населения в стране будет составлять 60...65 %). Дополнительно необходимо подчеркнуть, что при этом по вполне понятным причинам остается без ответа вопрос, смогут ли ресурсы планеты в долгосрочной перспективе обеспечить, а окружающая среда выстоять в условиях, когда примерно соответствующий указанным цифрам или даже больший удельный ВВП будет приходиться на большую часть жителей планеты. Этот вопрос неизбежно обострится в ближайшие десятилетия.

Сегодня экономика России всецело опирается на сырьевые отрасли и критически зависит от их экспорта при почти полной утрате за последние 15 лет не только конкурентоспособности, но и в ряде отраслей самой возможности производства высокотехнологичной, наукоемкой продукции, в том числе в энергомашиностроительной, электротехнической, приборостроительной областях, электронике и двигателестроении. В долгосрочном плане для России, как и для любой другой страны, это бесперспективный путь, ведущий к технологической деградации, потере экономической, а затем и политической независимости. Эта тенденция должна быть грамотно и решительно пресечена, прежде всего из стратегических соображений, несмотря на неизбежное сопротивление сегодняшней экономической «элиты» страны и давление Запада. Стратегически целесообразно сохранение экспорта лишь в объемах, обеспечивающих внутренние инвестиционные потребности страны.

Рост ВВП и удержание экспорта энергоресурсов на уровне, обеспечивающем внутренние инвестиционные потребности, невозможны без активной, направляемой и жестко контролируемой государством энергосберегающей политики в области как производства, так и, в первую очередь, потребления энергоресурсов. Тем самым эффективное развитие энергетики и активное энергосбережение являются неотъемлемыми компонентами единого процесса.

В 1998—1999 гг. энергоемкость ВВП России пре¬вышала средние общемировые показатели в 3,15, а по¬казатели развитых стран — в 3,5—3,7 раза. За период 2000—2005 гг. энергоемкость российского ВВП уменьшилась на 21,4, а электроемкость — на 19,6 %. Сценарием «2000» предусматривается компенсировать до 65 % необходимого прироста энергопотребления и около 60 % электропотребления благодаря структурной перестройке экономики.

Наряду с использованием структурного фактора в соответствии с ранее принятыми программными документами по энергосбережению должны быть реализованы организационные и технологические меры по экономии топлива и энергии. Внедрение освоенных в отечественной и мировой практике мер позволит уменьшить расход первичной энергии на 40...45%(360...430 млн. т у. т/год) от современного уровня и электроэнергии на 25...30 % (220...260 млрд. кВт .ч/год). Около трети этого потенциала экономии приходится на отрасли ТЭК, другая треть сосредоточена в остальных отраслях промышленности и в строительстве, свыше четверти — в коммунально-бытовом секторе, 6... 7 % на транспорте и 3 % в сельском хозяйстве.

Ежегодный мониторинг хода выполнения действу¬ющей Энергетической стратегии России до 2020 г.показывает ,что энергоемкость ВВП России снижается даже более высокими темпами, чем это ею предусмотрено.

Наряду с выводом нерентабельных производств, оживлением промышленности и снижением при этом удельного веса общепроизводственных затрат в стоимости товара это уменьшение энергоемкости обусловлено в большой степени структурными изменениями в ВВП: увеличением доли услуг по сравнению с сектором материального производства. Это происходит как благодаря наращиванию объема услуг (что в целом является положительным фактором), так и вследствие вялого восстановления производства в большом числе отраслей, физические показатели которых по-прежнему далеки от уровня 1990 г., и замещения производства импортом за счет продажи нефти. Это закрепляет сложившееся технологическое отставание страны, при котором благоприятные показатели энергопотребления с течением времени окажутся лишь отражением перехода страны в разряд слаборазвитых.

Как известно, сравнительно холодные страны (Норвегия, Финляндия, Канада), страны, имеющие протяженные территории (Канада, США, Австралия), и страны, затрачивающие много энергии на транспорт топливно-энергетических ресурсов (США), имеют в 1,7—2,3 раза более высокий индекс удельного энергопотребления ВВП, чем европейские страны и Япония. Учитывая неблагоприятные географические условия России (климат, протяженность территории), даже при самых энергичных усилиях в области энергосбережения и структурных преобразований экономики вряд ли можно считать осуществимым желание выйти в 2030 г. на уровень удельного энергопотребления ниже 0,35 ту. т/1 000 дол. ВВП (этот показатель для США и Канады в 2000 г. составил 0,33 и 0,45 т у. т/1 000 дол. ВВП соответственно).

Вследствие предстоящего резкого сокращения численности трудоспособного населения требуемый рост ВВП может быть достигнут лишь при резком увеличении производительности труда, обеспечиваемом высоким электропотреблением (0,32...0,34 кВт-ч/дол. ВВП). Это будет соответствовать выходу к 2030 г. на уровень ВВП в 35 000...37 000 дол/(чел • год) в ценах 2000 г. с потребной выработкой электроэнергии около 1800...2 000 млрд кВт-ч/год. Возможность подобного среднего роста ВВП: 5,9...6,0% в год в течение 25 лет,-представляется сложной задачей, а указанные цифры предельными и трудно достижимыми.

Несмотря на существенно различающиеся темпы экономического и социального развития отдельных регионов (в известной степени совпадающих с Федеральными округами), соотношения вкладов этих укрупненных регионов в производство и потребление ВВП, а также генерацию электроэнергии не претерпят радикальных изменений. Современные наукоемкие производства будут развиваться более интенсивно в европейской части страны, а энергоемкие и сырьевые отрасли — в Сибири.

Суммарная мощность электростанций страны, необходимая для выработки 2 000 млрд кВт • ч в 2030 г., должна составлять 370...380 ГВт, из которых мощность АЭС и ГЭС - примерно по 70 ГВт. Из 2000 млрд кВт-ч электроэнергии 530...550 будут выработаны на АЭС (27 %), 250 на ГЭС (12... 13 %), остальные на ТЭС (рис. 1). Вклад электростанций, использующих нетрадиционные источники энергии, будет невелик, хотя их роль в автономном энергоснабже¬нии существенно возрастет.

Согласно прогнозу структуры топливного баланса электроэнергетики в 2030 г. для обеспечения необходимой выработки электроэнергии на ТЭС потребуется 340...360 млн т органического топлива (в пересчете на условное топливо). При этом развитие атомной энергетики приобретает исключительно важную роль для замыкания топливного баланса европейской части страны; столь же высока роль гидроэнергетики для Сибири и Дальнего Востока. Фактически европейская часть страны и Урал являются и будут оставаться остродефицитными в отношении снабжения топливом регионами, положение которых в условиях рыночной эконо¬мики мало отличается от большинства европейских стран.

Наличие ограничений на поставки природного газа для нужд энергетики предопределяет возрастание доли угля в топливном балансе тепловых электростанций (около 40% в 2030 г.).

Запасы органического топлива в России в целом достаточно велики. Однако уже примерно к 2012 г. по не¬фти и к 2015-2020 гг. по газу обязателен ввод новых месторождений (расположенных в менее доступных районах и экономически менее выгодных), поэтому объем геологоразведочных работ должен быть резко увеличен. В европейской части страны нужно обратить внимание на целесообразность использования многочисленных источников местного топлива (сланцы, местные угли, малые газовые месторождения).

Важно подчеркнуть, что из-за больших сроков строительства АЭС и ГЭС и неподготовленности к быстрому вводу высокоэффективных угольных ТЭС до 2010 г. для преодоления сегодняшнего дефицита в поставке электроэнергии чрезвычайно важно форсировать ввод в эксплуатацию ПГУ и соответственно несколько увеличить поставки газа энергетике.

При оценке развития атомной энергетики учитывалась возможность-продления ресурса существующих АЭС до 45 лет. При этом в 2030 г. из числа действующих в настоящее время 23 ГВт мощности в эксплуатации останутся 10 ГВт. Подавляющее большинство новых станций необходимо построить в европейской час¬ти России. Суммарная мощность АЭС достигнет примерно 70 ГВт. Начиная с 2012 г. на смену реакторам ВВЭР-1000 придут модифицированные реакторы мощностью около 1 240 МВт (так называемый проект АЭС-2006), а еще через несколько лет реакторы ВВЭР-1500-1600. Развитие реакторов будет идти на основе принципа эволюционного совершенствования, что обеспечит их должную безопасность. Последние программы Росэнергоатома (2006 г.) ориентируются на существенно более высокие темпы ввода мощностей, хотя в настоящее время, по мнению авторов Целевого видения, для этого нет достаточно веских оснований.

Размещать новые мощности целесообразно на площадках, намеченных в 80-е годы прошлого века. Для обеспечения более полной загрузки АЭС (увеличения коэффициента использования установленной мощности) их строительство нужно сопровождать вводом гидроаккумулирующих станций, возможные площадки размещения которых также уже известны. Объемы ввода новых АЭС сдерживаются прежде всего произведенной мощностью заводов атомного машиностроения. Ввиду ограниченности дешевой сырьевой базы для атомных станций необходимо предусмотреть ввод необходимого числа реакторов на быстрых нейтронах типа БН (до 10% мощности АЭС в 2030 г.), обеспечить исследовательскими и инженерными работами создание к 2030—2040 гг. замкнутого уран-плутониевого топливного цикла атомной энергетики с окончательной изоляцией ограниченного количества отходов на базе быстрых реакторов и завода по переработке отработанного ядерного топлива.

Мощности ГЭС к 2030 г. должны быть увеличены примерно в 1,5 раза и достигнуть значения 65 ГВт (в том числе после соответствующей реконструкции примерно 46 ГВт сохранится на действующих ГЭС). Практически весь ввод новых мощностей намечается в Сибирском и Дальневосточном регионах. В европейской части, где потенциал гидроэнергетики в известной мере исчерпан, будут построены каскады ГЭС сравнительно малой мощности (на Кавказе и в Карелии).

Уникальным системообразующим узлом, определяющим новый этап развития ЕЭС России, явится Эвенкийская (Туруханская) ГЭС мощностью 12 ГВт и проектной выработкой электроэнергии 46... ...48 млрд кВт-ч/ год. Предполагается, что эта ГЭС будет связана высоковольтными линиями постоянного тока с европейской и сибирской частями ЕЭС. Аккумулированный в водохранилище потенциал позволит при необходимости выработать 100 млрд кВт'ч. Сооружение Эвенкийской ГЭС намечается на 2015—2025 гг.

Крупные ГЭС должны быть построены на Ангаре и в Бурятско-Читинском регионе для обеспечения расположенных там энергоемких производств и частично экспорта.

Необходимо масштабное строительство гидроакку-мулирующих станций в европейской части общей мощностью около 10 ГВт (3...4 ГВт в ближайшей перспективе), которые обеспечат экономичное суточное регулирование нагрузки в сети и будут способствовать работе атомных станций в базовом режиме.

В настоящее время тепловые электростанции играют доминирующую роль в производстве электроэнергии в стране. Их мощность приближается к 140 ГВт, из которых более 95 приходится на установки, работающие на природном газе, и примерно 45 — на установки, использующие твердое топливо. Более 32 % установленной мощности — это паросиловые установки на сверхкритическое давление пара (СКД) мощностью 250... 1 200 МВт, еще 11 % приходятся на энергоблоки докритических параметров мощностью 200 МВт. Ре¬зультатом последовательно осуществлявшегося в течение многих лет курса на комбинированную выработку тепла и электроэнергии является высокий удельный вес ТЭЦ (около 55 % установленной мощности ТЭС). К 2030 г. необходимо заменить все действующее в настоящее время основное оборудование ТЭС.

В европейской части России доминирующая роль тепловой энергетики сохранится с преобладанием в топливном балансе ТЭС природного газа и переходом на новые высокоэффективные парогазовые технологии.

Существенно более высокий КПД парогазовых установок позволит выработать большую мощность при том же потреблении природного газа, а низкий удельный объем главного корпуса для ПГУ мощностью 170...540 МВт (0,7...0,65 м3/кВт) позволит разместить их в главных корпусах, которые ранее занимали конденсационные энергоблоки мощностью 100...500 МВт (с удельным объемом 1,0...0,725 м3/кВт). Другими словами, при техническом перевооружении и реконструкции мощных действующих КЭС на газе необходимо использовать площадки, инфраструктуру и корпуса существующих ГРЭС при сохранении или весьма умеренном увеличении потребления природного газа. Возможность реализации такого подхода для газомазутных КЭС с энергоблоками мощностью 800 МВт требует дополнительных проработок.

Новые и реконструируемые угольные энергоблоки в европейской части страны из-за дефицита твердого топлива в этом регионе должны быть ориентированы на использование суперсверхкритических параметров пара (30 МПа, 600/620 °С). При сооружении станций в Сибири на базе дешевых углей целесообразно по технико-экономическим соображениям использовать установки на сверхкритические параметры пара (24 МПа, 565/565 °С) и модернизированное, более эффективное основное и вспомогательное оборудование, современные схемные решения, что увеличит КПД станции на несколько абсолютных поцентов.

Мощность вновь сооружаемых угольных станций в европейской части страны для сценария «2000» долж¬на составить 10... 15 ГВт (при мощности АЭС 70 ГВт, увеличении потребления газа на 15 % и передаче около 15 ГВт мощности по ЛЭП из восточных регионов). При этом нагрузка на железнодорожный транспорт, обусловленная доставкой угля из Кузбасса, останется в освоенных во второй половине XX в. пределах.

Если говорить об освоении потенциала Канско-Ачинского топливно-энергетического комплекса, то здесь наряду со строительством КЭС (по технико-экономическим соображениям, видимо, также целесообразно остановиться на сверхкритических параметрах пара) нужно развивать энерготехнологические комплексы с выработкой не только электроэнергии, но и моторного топлива и других ценных продуктов. По технико-экономическим показателям эти установки являются наиболее выгодными.

Во всех случаях при широком применении на начальном этапе импортного и лицензионного оборудования (ПГУ, котлов с ЦКС и СКД) должен быть форсирован выпуск отечественного оборудования этого типа. Следует подчеркнуть, что ориентация на массовые закупки основного энергетического оборудования за рубежом содержит опасность полной ликвидации отечественной энергомашиностроительной отрасли.

Вопрос о целесообразности технического перевооружения ТЭЦ на газе, работающих при давлении пара 12,8 МПа, и использования на них ПГУ и газотурбинных надстроек требует индивидуального решения в каждом отдельном случае с учетом соотношения тепловой и электрической мощности данной ТЭЦ, сезонного графика ее тепловой нагрузки, возможностей увеличения поставки природного газа и т.п.

Эти общие положения могут рассматриваться как базовые, подлежащие в каждом конкретном случае подтверждению детальными технико-экономическими расчетами, компоновочными проработками и т.п.

Следует отметить, что исследования показали нецелесообразность обратного перехода с природного газа на уголь электростанций, спроектированных на сжигание твердого топлива и позднее переведенных на газ.

Расчеты показывают, что требуется увеличить по¬ставки газа электростанциям европейской части страны на 15...20% по сравнению с современным уровнем. В противном случае придется увеличивать ввод мощностей на АЭС.

Серьезная работа должна быть проведена в области технологий очистки дымовых газов. Установки, эксплуатирующиеся в настоящее время, не отвечают современным требованиям по охране окружающей среды от вредных выбросов и должны быть модернизированы. При этом следует отметить, что большинство российских углей имеют невысокое содержание серы (менее 0,5 % на рабочую массу) и применения специальных мер для очистки дымовых газов от диоксида серы не требуется.

Важной является проблема выброса парниковых газов (СО2) и участия в Киотском протоколе. Ее можно решить лишь с учетом общей политической обстановки в мире. Повышенная активность в этом вопросе при недоказанной связи потепления климата с выбросами парниковых газов (нужно отметить, что для России климат в целом будет меняться в благоприятную сторону) и игнорировании Киотского протокола США, Китаем и Индией — странами, выбрасывающими наибольшие объемы СО2, вряд ли отвечает интересам России. Научные исследования по проблеме секвестирования СО2 следует продолжить.

В России системы централизованного теплоснабжения (СЦТ) работают более 70 лет, наибольшие темпы их развития наблюдались в 50—80-е годы XX в., в период интенсивного роста промышленного производства и массового жилищного строительства. В это вре¬мя СЦТ стали самыми большими жизнеобеспечивающими инженерными системами городов.

Суммарная протяженность магистральных теплопроводов большого диаметра в России составляет более 250 тыс. км (в двухтрубном исчислении), а распределительных теплопроводов — в 3 раза больше. Для обеспечения потребностей СЦТ работают сотни ТЭЦ и десятки тысяч котельных в местных системах теплоснабжения.

В годы советской власти теплофикация достигла больших масштабов. В 2000 г. на ТЭЦ было сосредото¬чено 63,2 из 131,4 ГВт электрической мощности ТЭС. В целом по стране от ТЭЦ в СЦТ поступало около 4,1 из 8,7 млрд ГДж тепла, примерно две трети которого шло на промышленные нужды.

Из-за резкого падения промышленного производства, не восстановившегося по сегодняшний день, потребление промышленного тепла сократилось более чем вдвое. В то же время теплопотребление бытового и коммунального секторов, прежде всего в мегаполисах (11 городах с населением более 1 млн чел.) и других крупных городах страны, сохранилось и даже увеличилось. Отопительная нагрузка остается преобладающей для ТЭЦ этих городов.

Согласно прогнозу годовой отпуск тепла от централизованных источников (их доля в общем отпуске тепла превышает 80 %) может возрасти по сравнению с 2000 г. примерно в 1,5 раза: с 5,9 млрд ГДж (1 425 млн Гкал) в 2000 г. до 8,5 млрд ГДж (2 050 млн Гкал) в 2030 г.

Необходимо учитывать, что в перспективе основным видом топлива в системах СЦТ по условиям экологии, как и в настоящее время, останется природный газ, высокая эффективность использования которого рассматривается как одна из ключевых задач при производстве электроэнергии и тепла.

Условия функционирования отдельных ТЭЦ резко различаются, и решения по их модернизации должны носить индивидуальный характер в каждом конкретном случае. При этом акцент нужно сделать на оптимизацию схем теплоснабжения и режимов отпуска тепла с использованием всех его источников (ТЭЦ, районных котельных, мелких производителей тепла).

Тепловые распределительные сети, связывающие ТЭЦ с потребителями, создавались многие десятилетия, и в них вложены огромные средства. Экономически нереально (и нерационально) изменить в короткие сроки структуру централизованного теплоснабжения крупного городского поселения — нужно грамотно использовать все источники теплоснабжения.

При модернизации отопительной ТЭЦ и замене на ней отработавшего свой срок теплофикационного оборудования, как правило, приходится исходить из условия сохранения тепловой нагрузки ТЭЦ. Тогда, при использовании новых высокоэкономичных по преобразованию тепла в электричество установок количество тепла, которое может быть отобрано от этих агрегатов, сократится, и его недостача должна быть компенсирована дополнительным вводом пиковых котлов. Целесообразность расширения суммарной (тепловой и электрической) мощности существующих ТЭЦ с установкой экономичных по выработке электричества агрегатов нуждается в индивидуальном обосновании.

Для вновь создаваемых источников теплоснабжения акцент должен быть сделан на ГТУ-ТЭЦ умеренной мощности (включая надстройки действующих водогрейных котлов районных станций теплоснабжения — РТС), причем с таким расчетом, чтобы в первом приближении количество тепла отработанных газов ГТУ круглогодично покрывало нагрузку горячего водоснабжения, а отопительная нагрузка обеспечивалась за счет сжигания дополнительного топлива. Такие ГТУ-ТЭЦ должны быть максимально приближены к потребителю.

Рекомендуется широкое применение систем отопления и горячего водоснабжения на основе тепловых насосов, прежде всего в крупных городах, где много источников низкопотенциального тепла.

При всех обстоятельствах основными способами экономии средств на нужды теплоснабжения являются снижение потерь тепла зданиями путем ужесточения строительных норм, применения прогрессивных мате¬риалов и конструкций, внедрения автоматических средств регулирования потребления тепла.

 
 
Полное содержание статьи Вы можете найти в первоисточнике
Источник:  ©  Теплоэнергетика
Материал размещен на www.transform.ru 13.03.2008 г.
 

 

Перейти в форум для обсуждения

  ©  TRANSFORMаторы 2004—2010


Рейтинг@Mail.ru Яндекс.Метрика ??????????? ????