|
Расширенный поиск
Постановление Правительства Республики Саха (Якутия) от 20.03.2006 № 98ПРАВИТЕЛЬСТВО РЕСПУБЛИКИ САХА (ЯКУТИЯ) П О С Т А Н О В Л Е Н И Е от 20 марта 2006 года № 98 Об утверждении Программы технической модернизации объектов теплоснабжения Республики Саха (Якутия) и предоставлении гарантий Правительством Республики Саха (Якутия) по кредиту Европейского банка реконструкции и развития В целях реализации Программы приоритетных мероприятий по модернизации объектов теплоснабжения в Республике Саха (Якутия) и обеспечения их финансирования и во исполнение предварительного соглашения между Правительством Республики Саха (Якутия), ГУП «Жилищно-коммунальное хозяйство Республики Саха (Якутия)» и Европейским банком реконструкции и развития от 31 октября 2004 года по реализации совместного проекта по улучшению коммунальной инфраструктуры Республики Саха (Якутия) Правительство Республики Саха (Якутия) п о с т а н о в л я е т: Утвердить Программу технической модернизации объектов теплоснабжения Республики Саха (Якутия) (далее - Программа), как особо важную приоритетную задачу Республики Саха (Якутия), согласно приложению к настоящему постановлению. Определить государственным заказчиком Программы Министерство жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Саха (Якутия). Определить исполнителем Программы ГУП «Жилищно-коммунальное хозяйство Республики Саха (Якутия)» (далее - ГУП «ЖКХ РС(Я)»). Определить координатором Программы Координационный совет, созданный распоряжением Правительства Республики Саха (Якутия) от 23 декабря 2005 года № 1693-р. Определить источниками финансирования Программы привлеченные (кредитные) средства Европейского банка реконструкции и развития (далее - ЕБРР), средства бюджета Республики Саха (Якутия) и собственные средства ГУП «ЖКХ РС(Я)». Внести Программу на рассмотрение Государственного Собрания (Ил Тумэн) Республики Саха (Якутия) для получения разрешения на выдачу государственной гарантии Республики Саха (Якутия) по привлечению кредитных средств ГУП «ЖКХ РС(Я)». Назначить официальным представителем Правительства Республики Саха (Якутия) при рассмотрении Программы министра жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Саха (Якутия) Антоненко А.А. Министерству финансов Республики Саха (Якутия) (Николаев А.С.): 7.1. Совместно с Министерством жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Саха (Якутия) (Антоненко А.А.) через Правительство Республики Саха (Якутия) внести на рассмотрение в Государственное Собрание (Ил Тумэн) Республики Саха (Якутия) соответствующие поправки в Закон о государственном бюджете Республики Саха (Якутия) на 2006 год. 7.2. Совершить необходимые действия по заключению с ЕБРР договора гарантии и поддержки проекта и оформлению государственной гарантии Республики Саха (Якутия) в размере, не превышающем 1 600 000 000 (одного миллиарда шестисот миллионов) рублей, на период до 30 сентября 2020 года в обеспечение исполнения обязательств ГУП «ЖКХ РС(Я)» по привлекаемому кредиту ЕБРР в размере основного долга на сумму 1 000 000 000 (один миллиард) рублей, уплате процентов, комиссий, административных и прочих платежей, согласно кредитному договору между ГУП «ЖКХ РС(Я)» и ЕБРР. 7.3. Ежегодно, в течение срока действия кредитного договора, при подготовке Закона Республики Саха (Якутия) «О государственном бюджете Республики Саха (Якутия)» предусматривать средства на выполнение гарантийных обязательств, указанных в пункте 7 настоящего постановления. Министерству экономического развития Республики Саха (Якутия) (Ефимов В.П.), Министерству жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Саха (Якутия) (Антоненко А.А.), Министерству финансов Республики Саха (Якутия) (Николаев А.С.) ежегодно, в течение всего срока действия кредитного договора, при формировании государственного бюджета Республики Саха (Якутия) предусматривать расходы на софинансирование мероприятий, предусмотренных Программой. Министерству жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Саха (Якутия) (Антоненко А.А.) совместно с Координационным советом осуществлять контроль за исполнением данной Программы и выполнением ГУП «ЖКХ РС(Я)» обязательств по кредитному договору. Для обеспечения финансирования мероприятий Программы разрешить ГУП «ЖКХ РС(Я)» после утверждения Программы в Государственном Собрании (Ил Тумэн) Республики Саха (Якутия) привлечь кредит ЕБРР в размере 1 000 000 000 (один миллиард) рублей на срок 14 лет и совершить необходимые действия по заключению с ЕБРР соответствующего кредитного договора. ГУП «ЖКХ РС(Я)» (Цюхцинский С.Я.) ежегодно, в течение всего срока действия кредитного договора, при формировании ремонтной программы ГУП «ЖКХ РС(Я)» предусматривать расходы за счет средств амортизации на софинансирование мероприятий, предусмотренных Программой. Государственному комитету по ценовой политике - Региональной энергетической комиссии Республики Саха (Якутия) совместно с органами местного самоуправления Республики Саха (Якутия) при формировании тарифов на коммунальные услуги ГУП «ЖКХ РС(Я)» оставлять в распоряжении ГУП «ЖКХ РС(Я)» для погашения кредита сумму экономии, полученной от внедрения мероприятий, до наступления срока окупаемости Программы. Координационному совету ежегодно переутверждать перечень объектов Программы и сумму экономии средств, получаемой в результате проведения мероприятий Программы. Контроль исполнения настоящего постановления оставляю за собой. Председатель Правительства Республики Саха (Якутия) Е. БОРИСОВ Утверждена постановлением Правительства Республики Саха (Якутия) от 20 марта 2006 года № 98 Программа технической модернизации объектов теплоснабжения Республики Саха (Якутия) Утверждена постановлением Правительства Республики Саха (Якутия) от 20 марта 2006 года № 98 ПРОГРАММА технической модернизации объектов теплоснабжения Республики Саха (Якутия) СОДЕРЖАНИЕ Стр. Паспорт Программы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 Введение . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 1. Характеристика условий реализации Программы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 2. Описание исполнителя Программы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 3. Выбор объектов модернизации . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 4. Принятые технические решения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18 5. Производственно-финансовый план . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38 6. Календарное планирование реализации Программы . . . . . . . . . .. . . . . . . . 49 7. Анализ эффективности Программы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52 8. Экономическая эффективность программных мероприятий. . . . . . . . . . . 55 9. Механизм возврата кредита . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61 10. Оценка рисков . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67 11. Организационный план . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68 ПАСПОРТ ПРОГРАММЫ Наименование Программы «Техническая модернизация объектов теплоснабжения Республики Саха (Якутия)» Государственный заказчик Министерство жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Саха (Якутия) Координатор реализации Программы Координационный совет при Правительстве Республики Саха (Якутия)» Разработчик и исполнитель Программы ГУП «Жилищно-коммунальное хозяйство Республики Саха (Якутия)» Кредитор Европейский банк реконструкции и развития Цель и задачи Программы Главной целью реализации данной Программы является комплексная техническая модернизация объектов теплоснабжения в Республике Саха (Якутия) для повышения эффективности их функционирования и надежности эксплуатации, а также для улучшения социальных условий жизни населения и экологической обстановки в регионе. К основным задачам формирования Программы относятся: оценка существующей ситуации в сфере теплоснабжения в Республике Саха (Якутия); определение приоритетных направлений технического развития; выбор объектов реализации Программы; разработка технических и организационных решений в рамках достижения целей Программы; разработка производственного плана; формирование финансовой стратегии реализации Программы; проведение технико-экономического обоснования эффективности Программы; определение основных количественных показателей. Сроки и этапы реализации Программы Общий срок реализации Программы кредитования с 2006 по 2020 годы с выделением следующих этапов: I этап. 2006 год – организационная и техническая подготовка проекта. II этап. 2006-2010 годы – формирование инвестиционного капитала и проведение работ по технической модернизации объектов Программы. III этап. 2011-2020 годы – работа по формированию фонда экономии средств для осуществления кредитных платежей. Объемы и источники финансирования Программы Инвестиционный капитал: 1 471 000 тыс. рублей в т.ч. оборудование и материалы 961 115 тыс.рублей строительно-монтажные работы 395 006 тыс.рублей прочие затраты 66 640 тыс.рублей проектно-изыскательские работы 31 522 тыс.рублей Резерв на покрытие непредвиденных расходов: 16 717 тыс. рублей Размер заемных средств (кредита): 1 000 000 тыс. рублей Размер собственных средств (софинансирование): 471 000 тыс. рублей Организацию контроля за реализацией Программы осуществляет Координационный совет (утвержден распоряжением Правительства Республики Саха (Якутия) от 23.12.2005 № 1693-р) и группа реализации Программы. |————————————————————————————————————————|——————————————|————————————| | ИНТЕГРАЛЬНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ | | | |————————————————————————————————————————|——————————————|————————————| |Период планирования (расчеты) | до 2020 года | | |————————————————————————————————————————|——————————————|————————————| |Период расчета интегральных показателей | 24 | мес. | |————————————————————————————————————————|——————————————|————————————| |Срок возврата кредита | 14 | лет | |————————————————————————————————————————|——————————————|————————————| |Общий срок окупаемости | 9,6 | года | |————————————————————————————————————————|——————————————|————————————| |Усредненная годовая процентная ставка | 11,47 | проценты | |————————————————————————————————————————|——————————————|————————————| |Потребность в инвестиционном капитале| 379,4 | млн. руб. | |(2006-2017 годы) | | | |————————————————————————————————————————|——————————————|————————————| |Бюджетный эффект | 807,8 | млн. руб. | |————————————————————————————————————————|——————————————|————————————| |Чистый дисконтированный доход | 4,24 | млн. руб. | |————————————————————————————————————————|——————————————|————————————| |Внутренняя норма рентабельности | 12,0 | проценты | |————————————————————————————————————————|——————————————|————————————| ВВЕДЕНИЕ Высокая энергоемкость экономики Республики Саха (Якутия) обусловлена ее климатическими особенностями, которые имеют объективный характер. Сложность жизнеобеспечения населения связана не только с длительной и морозной зимой, но и с большой территорией - более чем три миллиона квадратных километров. Расстояние между населенными пунктами в отдаленных районах составляет 600-700 километров. Слабо развитая транспортная инфраструктура, сезонность завоза основных грузов, нефтепродуктов накладывает дополнительные расходы и трудности в энергообеспечении республики. Большое негативное влияние на эффективность энергоиспользования оказывают энергорасточительство, недостаток или отсутствие систем контроля, учета и регулирования использования топлива и энергии, а также недогрузка производственных мощностей генераторов тепла из-за спада в последние годы объемов потребления. Энергозатратность теплоснабжающих производств всё в большей степени зависит от постоянно возрастающей доли устаревших производственных фондов, изношенности оборудования, нехватки квалифицированных кадров в области жилищно-коммунального хозяйства. Таким образом, в силу объективных причин в теплоэнергетике Республики Саха (Якутия) накопился ряд проблем, требующих безусловного решения, таких как: большой износ оборудования и устаревшие технологии энергоисточников; низкая эффективность производства и высокий уровень потребления топливно-энергетических ресурсов; большие эксплуатационные затраты; высокая аварийность и потенциальная опасность наступления чрезвычайных ситуаций; вредное влияние энергосистем на экологию республики. Совокупность указанных проблем подрывает основу энергетической и социальной безопасности республики, оказывает сдерживающее влияние на развитие реальных секторов экономики, ухудшает экологическую и социальную обстановку. Реализация технически современной, эффективной, энергосберегающей стратегии развития систем теплоснабжения может оказать широкое и многогранное положительное влияние на развитие экономики республики и, в том числе, на совершенствование производственных, транспортных и коммунально-бытовых технологий, на рост внутреннего валового продукта и, в конечном итоге, на повышение уровня жизни населения Республики Саха (Якутия). 1. ХАРАКТЕРИСТИКА УСЛОВИЙ РЕАЛИЗАЦИИ ПРОГРАММЫ Для оценки воздействия внешнего окружения на процесс подготовки и реализации предлагаемого инвестиционного проекта ниже представлен краткий обзор геофизических и социально-экономических сведений о Республике Саха (Якутия). Республика Саха (Якутия) расположена на северо-востоке Сибири на огромной территории около 3.1 млн. кв. км, свыше 40% которой находится за полярным кругом. Большая часть территории лежит в зоне вечной мерзлоты, мощность которой может достигать 300-400 м на надпойменных участках. (Наибольшая мощность толщи вечной мерзлоты в мире, 1500 м, зарегистрирована в верховьях р. Марха). Отопительный сезон длится большую часть года – в среднем 274 дня, а в северных районах – почти весь год Недра Республики Саха (Якутия) богаты природным газом, углем и нефтью. В последние годы идет переход на потребление котельными газа согласно действующей программе газификации населенных пунктов республики. Тем не менее, уголь остается важным энергетическим ресурсом. В обособленных районах и на севере республики, в частности арктических районах, местный уголь будут продолжать использовать как топливо для отопления, так как использование других, более технологичных и экономичных видов топлива нецелесообразно: стоимость завоза нефтепродуктов или подведения газовой магистрали была бы непомерно высокой. Программа газификации в отдельных районах республики в основном проводится в крупных центрах, где эффект повышения масштаба потребления может компенсировать высокую стоимость строительства газопровода. Кроме того, определенные преимущества получают соседние с газоносным Вилюйским районы и расположенные в зоне прохождения газопровода. Административно-территориально республика разделена на 33 района с отдельными крупными административными центрами - городами Якутск и Нерюнгри. До недавнего времени согласно экономико-географическому районированию выделялось 5 экономических районов: Центральный, Южный, Западный, Восточный и Северный Улусы Западной Якутии, находящиеся под эгидой (концессией) компании АЛРОСА, занятой добычей алмазов, в настоящее время консолидируются в Западную экономическую зону. Экономика Сунтарского улуса с начала формирования Мирнинского горно-промышленного узла тесно связана с ней. Нюрбинский, Верхневилюйский и Вилюйский улусы, расположенные ниже по реке Вилюй, исторически, экономически и по транспортным связям тяготеют больше к Центральной Якутии. Поэтому районирование Западной Якутии осуществлено скорее не по экономико-географическому признаку, а по административному. Территорию размещения Южно-Якутского территориально-производственного комплекса предлагают также выделить в район, присоединив к ней Усть-Майский улус из состава Восточной Якутии и отделив от нее Олекминский улус. В настоящее время восточные улусы устанавливают экономические связи с Магаданской областью, Приморским и Хабаровским краями. В случае строительства железной дороги до Магадана и автодороги до Аяна эти связи будут крепнуть. Поэтому было бы более резонно оставить Усть-Майский улус в составе Восточной Якутии, отнеся при этом несколько других улусов к району Северной Якутии и не выделяя тогда отдельный Северо-Восточный район Якутии. Все северные улусы взаимосвязаны по Северному морскому пути, имеют и морские и меридиальные речные пути, сходные природно-климатические условия. К настоящему времени местные горнопромышленные предприятия пришли в упадок и часть рабочих поселков ликвидирована. Оставшееся промышленное производство намечено перевести на вахтовый метод. В отличие от них алмазоносные Анабарский и Оленекский улусы Крайнего Севера находятся в более благоприятных экономических и финансовых условиях. В таблице 1 приведены общие данные по районам, обслуживаемым ГУП «ЖКХ РС(Я)». Таблица 1 |———————————————————|———————————————————|————————————————————|———————————————————|———————————————————|————————————————————| | № | Название улуса, | Данные | | | | |———————————————————|———————————————————|————————————————————|———————————————————|———————————————————|————————————————————| | | района | Часть РС(Я) | Площадь, км2 | Кол-во насел. | Численность | | | | | | пунктов |работников ГУП «ЖКХ | | | | | | | РС(Я)» | |———————————————————|———————————————————|————————————————————|———————————————————|———————————————————|————————————————————| |1 |Абыйский | север | 69400 | 8 | 244 | |———————————————————|———————————————————|————————————————————|———————————————————|———————————————————|————————————————————| |2 |Алданский | юг | 156800 | 23 | 1031 | |———————————————————|———————————————————|————————————————————|———————————————————|———————————————————|————————————————————| |3 |Аллаиховский | север | 107800 | 5 | 196 | |———————————————————|———————————————————|————————————————————|———————————————————|———————————————————|————————————————————| |4 |Амгинский | центр | 29400 | 23 | 548 | |———————————————————|———————————————————|————————————————————|———————————————————|———————————————————|————————————————————| |5 |Анабарский | север | 55600 | 4 | 124 | |———————————————————|———————————————————|————————————————————|———————————————————|———————————————————|————————————————————| |6 |Булунский | север | 223600 | 12 | 295 | |———————————————————|———————————————————|————————————————————|———————————————————|———————————————————|————————————————————| |7 |Верхневилюйский | центр | 67800 | 9 | 609 | |———————————————————|———————————————————|————————————————————|———————————————————|———————————————————|————————————————————| |8 |Верхнеколымский | восток | 48000 | 29 | 351 | |———————————————————|———————————————————|————————————————————|———————————————————|———————————————————|————————————————————| |9 |Верхоянский | центр | 137400 | 37 | 319 | |———————————————————|———————————————————|————————————————————|———————————————————|———————————————————|————————————————————| |10 |Вилюйский | центр | 55200 | 25 | 433 | |———————————————————|———————————————————|————————————————————|———————————————————|———————————————————|————————————————————| |11 |Горный | центр | 45600 | 19 | 264 | |———————————————————|———————————————————|————————————————————|———————————————————|———————————————————|————————————————————| |12 |Жиганский | центр. | 140200 | 8 | 234 | |———————————————————|———————————————————|————————————————————|———————————————————|———————————————————|————————————————————| |13 |Кобяйский | центр | 107800 | 26 | 515 | |———————————————————|———————————————————|————————————————————|———————————————————|———————————————————|————————————————————| |14 |Маганский | центр | 5800 | 4 | 60 | |———————————————————|———————————————————|————————————————————|———————————————————|———————————————————|————————————————————| |15 |Мегино-Кангаласский| центр | 11700 | 34 | 1189 | |———————————————————|———————————————————|————————————————————|———————————————————|———————————————————|————————————————————| |16 |Момский | восток | 110600 | 7 | 293 | |———————————————————|———————————————————|————————————————————|———————————————————|———————————————————|————————————————————| |17 |Намский | центр | 11900 | 26 | 765 | |———————————————————|———————————————————|————————————————————|———————————————————|———————————————————|————————————————————| |18 |Нижнеколымский | север | 87100 | 28 | 373 | |———————————————————|———————————————————|————————————————————|———————————————————|———————————————————|————————————————————| |19 |Нюрбинский | центр | 52400 | 24 | 863 | |———————————————————|———————————————————|————————————————————|———————————————————|———————————————————|————————————————————| |20 |Оймяконский | восток | 92200 | 33 | 357 | |———————————————————|———————————————————|————————————————————|———————————————————|———————————————————|————————————————————| |21 |Олекминский | юго-запад | 160800 | 63 | 241 | |———————————————————|———————————————————|————————————————————|———————————————————|———————————————————|————————————————————| |22 |Оленекский | северо-запад | 318100 | 4 | 91 | |———————————————————|———————————————————|————————————————————|———————————————————|———————————————————|————————————————————| |23 |Среднеколымский | северо-восток | 125200 | 18 | 208 | |———————————————————|———————————————————|————————————————————|———————————————————|———————————————————|————————————————————| |24 |Сунтарский | запад | 57800 | 46 | 556 | |———————————————————|———————————————————|————————————————————|———————————————————|———————————————————|————————————————————| |25 |Таттинский | центр | 19000 | 16 | 556 | |———————————————————|———————————————————|————————————————————|———————————————————|———————————————————|————————————————————| |26 |Томпонский | центр | 135800 | 15 | 782 | |———————————————————|———————————————————|————————————————————|———————————————————|———————————————————|————————————————————| |27 |Усть-Алданский | центр | 18300 | 35 | 680 | |———————————————————|———————————————————|————————————————————|———————————————————|———————————————————|————————————————————| |29 |Хангаласский | центр | 24700 | 28 | 659 | |———————————————————|———————————————————|————————————————————|———————————————————|———————————————————|————————————————————| |30 |Чурапчинский | центр | 12600 | 29 | 483 | |———————————————————|———————————————————|————————————————————|———————————————————|———————————————————|————————————————————| |31 |Эвено-Бытантайский | центр | 55700 | 6 | 118 | |———————————————————|———————————————————|————————————————————|———————————————————|———————————————————|————————————————————| 2. ОПИСАНИЕ ИСПОЛНИТЕЛЯ ПРОГРАММЫ Государственное унитарное предприятие «Жилищно-коммунальное хозяйство Республики Саха (Якутия)» создано в соответствии с Указом Президента Республики Саха (Якутия) от 10.01.2003 № 694 «О создании ГУП «Жилищно-коммунальное хозяйство Республики Саха (Якутия)», постановлением Правительства Республики Саха (Якутия) от 18.01.2003 № 19 «О создании государственного унитарного предприятия «Жилищно-коммунальное хозяйство Республики Саха (Якутия)»», постановлением Правительства Республики Саха (Якутия) от 03.02.2003 № 50 «О внесение изменений в постановление Правительства Республики Саха (Якутия) от 18 января 2003 года № 19 «О создании ГУП «Жилищно-коммунальное хозяйство Республики Саха (Якутия)»». Руководитель: генеральный директор Цюхцинский Станислав Янович. Количество работающих по штату – 203 человека. Почтовый адрес: 677000, г. Якутск, ул.Кирова, дом, 13. Банковские реквизиты: Р/с 40601810500000000001 в АКБ «Алмазэргиэнбанк» К/с 30101810300000000770 БИК 049805770 Государственная регистрация № 1031402044145 Лицензия Министерства Российской Федерации по налогам и сборам по г.Якутску Республики Саха (Якутия) от 07.02.2003. ИНН/КПП 1435133520/143501001 ГУП «ЖКХ РС(Я)» было основано в 2003 году путем реорганизации районных предприятий ЖКХ и преобразования их в одно централизованное предприятие. Реорганизация не затронула лишь 4 больших города республики, в том числе г. Якутск. После реорганизации в новообразованном предприятии было установлено централизованное управление с координационным отделом, находящимся в центральном офисе в г. Якутске, и 32 филиалами в районных центрах, за исключением 4 больших городов. В этих 4 городах (Якутск, Ленск, Мирный и Нерюнгри) имеются свои организации ЖКХ, независимые от ГУП «ЖКХ РС(Я)». Два года спустя после образования нового предприятия процесс реорганизации все еще продолжается в разных областях деятельности: финансовой, юридической и организационной. Предприятие создано в целях удовлетворения общественных потребностей в жилищно-коммунальных услугах и получения прибыли. Предприятие осуществляет в установленном законодательством Российской Федерации порядке следующие основные виды деятельности: утверждает производственно-финансовые планы филиалов в улусах (районах) республики; осуществляет защиту инвестиционных и ремонтных программ, аккумулирует амортизационные отчисления; осуществляет анализ и контроль за текущей финансово-хозяйственной деятельностью в улусах (районах) республики; выполняет функции генерального подрядчика на выполнение работ по капитальному строительству, реконструкции и ремонту; централизует средства на выполнение работ по ремонтным программам; проводит защиту тарифов на жилищно-коммунальные услуги в Министерстве жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Саха (Якутия) и в Государственном комитете по ценовой политике - Региональной энергетической комиссии Республики Саха (Якутия); проводит защиту ремонтной программы в Министерстве жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Саха (Якутия), Государственном комитете по ценовой политике - Республиканской энергетической комиссии Республики Саха (Якутия); оказывает техническую и консультационную помощь филиалам в улусах (районах) и городах республики; передает в доверительное управление государственное имущество (котельные, инженерная инфраструктура) филиалам в улусах (районах) республики; осуществляет централизованный закуп и доставку продукции ПТН; принимает в хозяйственное ведение от муниципальных образований муниципальное имущество; организует работу по предупреждению и ликвидации аварийных ситуаций; содержит центральную аварийно-диспетчерскую службу; осуществляет переподготовку кадров и управление персоналом филиалов в улусах (районах) республики; проводит защиту бюджета перед Министерством жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Саха (Якутия) по отрасли ЖКХ; проводит координацию взаимных расчетов филиалов в улусах (районах) республики; содержит перерабатывающие базы ППТН и производит его отпуск; проводит юридическую работу; проводит контрольно-ревизионную работу и аудит филиалов в улусах (районах) республики; заключает генеральный договор на исполнение жилищно-коммунальных услуг, обслуживание котельных, сетей и жилищного фонда; ведет договорную компанию с потребителями жилищно-коммунальных услуг (жилищный фонд, бюджетная сфера и прочие потребители) на основании генерального договора; осуществляет выработку, продажу теплоэнергии населению и коммерческую реализацию прочим потребителям; обеспечивает водоснабжением, водоотведением населенные пункты и прочих потребителей; проводит инженерную диагностику (экспертизу) объектов жилищно-коммунального хозяйства и жилищного фонда; осуществляет сбор, вывоз ТБО, ЖБО. Предприятие имеет и эксплуатирует 1255 котельных, а также большое количество малых сетей теплоснабжения. По типу топлива они распределяются следующим образом (см. рис.3): |————————————————————————————————————————————————————|————————————————————————————————————————————————————| | Тип топлива | Количество котельных | |————————————————————————————————————————————————————|————————————————————————————————————————————————————| |Уголь | 808 | |————————————————————————————————————————————————————|————————————————————————————————————————————————————| |Природный газ | 125 | |————————————————————————————————————————————————————|————————————————————————————————————————————————————| |Неочищенная/сырая нефть | 145 | |————————————————————————————————————————————————————|————————————————————————————————————————————————————| |Газоконденсат и дизтопливо | 109 | |————————————————————————————————————————————————————|————————————————————————————————————————————————————| |Дрова | 68 | |————————————————————————————————————————————————————|————————————————————————————————————————————————————| |Общее количество котельных | 1255 | |————————————————————————————————————————————————————|————————————————————————————————————————————————————| Тарифы на теплоснабжение регулируются Государственным комитетом по ценовой политике - Региональной энергетической комиссией (РЭК) РС(Я). Текущие тарифы применимы ко всем регионам России. Такая же практика существовала и в Центральной Европе - основана на системе единовременно выплачиваемой суммы за предоставляемые услуги, которая рассчитывается в зависимости от площади жилого помещения или кубатуры отапливаемых нежилых зданий. 3. ВЫБОР ОБЪЕКТОВ МОДЕРНИЗАЦИИ Одним из приоритетных и необходимых направлений развития жилищно-коммунального хозяйства является последовательная техническая модернизация объектов теплоснабжения на основе комплексного системного подхода, гарантирующего получение суммарного, синергетического экономического эффекта. Суровые и порою экстремальные условия Крайнего Севера, в которых необходимо обеспечить комфортное проживание населения, накладывают на объекты ЖКХ повышенные требования по надежной и безопасной эксплуатации, по резервированию мощностей котельных и запасу топлива. При подборе районов и объектов проведения технической модернизации учитывались такие критерии, как: объем реализованной за год теплоэнергии, прогнозный уровень потребления, возможность перевода котельных на более экономичный вид топлива, территориальное расположение, охват объектов Республиканской программой газификации, социально-экономическое состояние районов. В результате объектами модернизации определены котельные хозяйства, расположенные в 12 районах республики: Абыйском, Аллаиховском, Амгинском, Верхоянском, Жиганском, Кобяйском, Момском, Нижнеколымском, Олекминском, Среднеколымском, Сунтарском, Томпонском районах (далее – районы модернизации), которые характеризуются стабильным социально-экономическим состоянием и перспективностью развития. Однако выбранные объекты нуждаются в замене основных фондов, так как имеют высокую степень изношенности теплогенерирующих, транспортирующих и инфраструктурных устройств, эксплуатирующихся более 15-20-ти лет. Используемое оборудование физически изношено и морально устарело. Капитальные ремонты, проводимые в межсезонные регламентные перерывы, должного эффекта не дают. По этой причине КПД котлов ниже 70%, потери теплоэнергии по трассам составляют до 45%. Затраты на текущий и капитальный ремонты основных фондов неуклонно растут. В настоящее время существующие теплогенерирующие установки не обеспечивают достаточное качество и надежность теплоснабжения потребителей. С целью экономии потребления котельными топлива, снижения эксплуатационных затрат (за счет сокращения расходов на техническое обслуживание и содержание обслуживающего персонала), сокращения потерь теплоэнергии при транспортировке и увеличения надежности теплоснабжения рассматриваемых районов, а также получения экономического эффекта в рамках рассматриваемой Программы предлагается инвестиционный проект по техническому перевооружению котельных с теплосетями и инженерными сооружениями в районах модернизации и их дальнейшая эксплуатация. Вопрос эксплуатации возникает из-за установки новых технологических систем, требующих от обслуживающего персонала дополнительных знаний и навыков. Поэтому в программу модернизации включены затраты на обучение обслуживающего персонала. Общее количество котельных, подлежащих модернизации, составляет 80 объектов с присоединенными сетями теплоснабжения общей протяженностью 244 821 п.м (в двутрубном исполнении). С целью распределения объектов по источникам финансирования котельные распределены на две группы. 1. Котельные группы № 1 в количестве 53 единиц финансируются за счет кредитных средств и расположены в Абыйском, Аллаиховском, Амгинском, Кобяйском, Нижнеколымском, Олекминском, Среднеколымском, Сунтарском районах. Преобладающий вид топлива – сырая нефть. 2. Котельные группы № 2, в количестве 27 единиц финансируются за счет средств Инвестиционной программы Республики Саха (Якутия) и Ремонтной программы ГУП «ЖКХ РС(Я)», расположены в Верхоянском, Жиганском, Момском, Томпонском районах. Преобладающий вид топлива – уголь. Полное наименование объектов модернизации и краткая техническая характеристика котельных группы № 1 приведены в таблице № 2 , котельных группы № 2 – в таблице № 3. В предлагаемом инвестиционном проекте применен наиболее оптимальный вариант технического исполнения котельных (использование энергомодулей заводской готовности в «северной» комплектации) и метода монтажа (поточно-параллельный метод производства работ, модульная сборка). Предлагаемое технологическое оборудование прошло проверку в суровых условиях Крайнего Севера, имеет необходимую сертификацию качества и надежности, а также наличие сети сервисных центров, в том числе в городе Якутске. Для выполнения поставленных задач предприятию требуется кредит в сумме 1000000 тыс. рублей на 14 лет с годовой процентной ставкой 10,2%, который будет возвращен в течение расчетного срока, за счет получения экономического эффекта от проводимых мероприятий. Помимо коммерческой отдачи данный проект имеет и социальную направленность – обеспечение качественного и безопасного проживания жителей Республики Саха (Якутия). 4. ПРИНЯТЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ Суть технической стратегии составляет комплексно-системный подход, охватывающий весь цикл теплопроизводства, включая модернизацию источников теплогенерации (котельные), систем регулирования и контроля подачи теплоэнергии (тепловые пункты), систем транспортировки тепла (тепловые сети), что позволит получить интегральный (синергетический) эффект. В настоящей программе предусматривается полная замена теплоэнергетического оборудования: котлов, горелок, сетевой насосной группы, теплообменных устройств в зависимости от состояния оборудования и здания котельной. Также предусмотрена оптимизация сетей теплоснабжения и замена тепло- и гидроизоляции на пенополиуретановый утеплитель с оцинкованной (фольговой) оболочкой. В результате анализа используемых видов топлива для модернизируемых котельных приняты следующие решения: перевод с газоконденсатного на нефтяное топливо части котельных, расположенных в Абыйском районе; перевод с нефтяного на угольное топливо котельных, расположенных в Амгинском, Жиганском, Кобяйском, Нижнеколымском, Олекминском, Среднеколымском районах; перевод с газоконденсатного на угольное топливо котельных в Сунтарском районе; перевод с дизельного на газоконденсатное топливо котельных в Момском районе. На основе оценки вида и состояния конструкций, а также материала котельных приняты решения по варианту технической модернизации. Котельные с деревянным зданием, как не соответствующие противопожарным и эксплуатационным требованиям предполагается заменить на модули заводского изготовления. Котельные с каменным зданием, находящиеся в удовлетворительном состоянии принято модернизировать путем поэлементной замены и установкой дополнительного оборудования. Подбор основного теплоэнергетического оборудования произведенного с учетом 100 процентного резервирования по мощности приведен для котельных группы №1 в таблице 4, для котельных группы № 2 – в таблице 5. Варианты технического исполнения котельных Модернизация котельных систем предполагается двумя способами: 1. В случае неудовлетворительного состояния существующего здания котельной (деревянное, ветхое, аварийное и т.п.) производится поставка модульных котельных в виде полностью смонтированных и протестированных одного или нескольких модулей. В зависимости от исполнения котельной дымовые трубы поставляются в собранном или поэлементном виде. Модули и дымовые трубы устанавливаются на подготовленные фундаменты. Дополнительно необходимо подключить наружные сети и провести пуско-наладочные работы. 2. В случае наличия подходящего для дальнейшей эксплуатации здания котельные поставляются поэлементно. В этом случае котельные полностью изготавливаются и тестируются в заводских условиях, затем комплектуются на доступные для транспортировки узлы и элементы. После доставки на место установки котельные вновь монтируются, подключаются наружные сети и проводятся пуско-наладочные работы. Поэлементные (поузловые) поставки котельных можно осуществлять автомобильным, железнодорожным транспортом и авиаперевозками. Поставка котельных заводского изготовления - это хорошая возможность в короткий срок модернизировать старую или построить новую современную и надежную в эксплуатации котельную. В состав котельных заводского исполнения входят: Котлы водогрейные Надежность отпуска тепла потребителям гарантируется наличием в составе котельных не менее двух котлоагрегатов, представленных стальными жаротрубными котлами российских фирм. Энергоэффективные горелки В котельных применяются высокоэффективные горелки, работающие на жидком и газовом топливе. Для сжигания природного газоконденсатного топлива используются горелки в исполнении LN, обеспечивающие низкое содержание вредных примесей в продуктах сгорания. Регулирование температуры сетевой воды Применяются микропроцессорные программируемые контроллеры, которые автоматически управляют системой регулирования температуры сетевой воды в зависимости от температуры наружного воздуха и потребности Потребителя. Насосное оборудование Насосы котлового контура обеспечивают независимую работу котлов. Сдвоенные циркуляционные насосы сетевого контура гарантируют 100% резервирование. Водоподготовка и поддержание давления в системе теплоснабжения Установка систем водоподготовки обеспечивает снижение жесткости котловой воды и препятствует образованию накипи на теплообменных поверхностях оборудования. Устройство поддержания давления автоматически подпитывает водой котловой и сетевой контуры, обеспечивая необходимый уровень давления в системе теплоснабжения. Гидравлический разделитель Оборудование гидравлической развязки котлового и сетевого контуров позволяет обеспечить стабильную работу котельной в системах с большим объемом воды при интенсивной динамике изменений расходов, температуры и давления. Сигнализация В котельных установлены системы пожароохранной сигнализации и сигнализации загазованности по метану и угарному газу. Приборы учета Применяются контрольно-измерительные приборы, зарегистрированные в Государственном реестре средств измерений, позволяющие осуществлять: учет отпускаемой тепловой энергии; учет расхода холодной воды; учет расхода газа или жидкого топлива; учет потребляемой электроэнергии; контроль параметров работы оборудования котельной. Комплексная автоматизация Система комплексной автоматизации обеспечивает стабильную работу котельных без постоянного присутствия обслуживающего персонала. Дистанционный контроль работы основного оборудования котельной осуществляется посредством выносного диспетчерского пульта сигнализации (входит в объем поставки). Модемная связь для дистанционной диспетчеризации Котельные в момент установки или в любой период дальнейшей эксплуатации могут быть подключены к современным дистанционным системам диспетчеризации. Комплексная система автоматизации имеет встроенный блок-модем для передачи данных о работе оборудования котельных по телефонным каналам связи или сети Internet. Дымовые трубы Наружные и внутренние стенки дымовых труб изготовлены из нержавеющей стали и утеплены жесткой минераловатнои изоляцией. Применяемые дымовые трубы имеют сертификат соответствия нормам пожарной безопасности. На каждый отопительный котел устанавливается отдельная труба. Дымовые трубы высотой 6 метров входят в объем поставки для котельных от 200 кВт до 10 МВт. Конструктивные решения Котельные, в зависимости от типоразмеров и количества котлов, состоят из одного или нескольких блоков. В зависимости от климатических условий, металлокаркас модулей утеплен жесткими трехслойными сэндвич-панелями с минераловатнои изоляцией толщиной от 80 до 150 мм. Характеристики ограждающих конструкций модулей соответствуют нормативным требованиям по огнестойкости и пожаробезопасности. Для районов Крайнего Севера модульная котельная изготавливается в специальном северном исполнении и представляет собой транспор табельный блок-модуль, оснащенный основным тепло механическим и вспомогательным оборудованием. Котельная поставляется в полной заводской готовности (см. рис.5). В состав северной комплектации котельной (для жидкого и газообразного топлива) входят: котлоагрегаты, укомплектованные горелочными устройствами; энергосберегающие насосные системы, обеспечива ющие циркуляцию теплоносителя как во внутрикотловом, так и в сетевом контурах теплоснабжения; оборудование гидравлической развязки и обеспе чения требуемого температурного режима работы системы теплоснабжения; система поддержания давления; системы автоматики и безопасности; система много котлового регулирования; система внутреннего топливоснабжения и оборудо вание учета расхода топлива; система внутреннего электроснабжения и освещения; оборудование подготовки подпиточной воды; оборудование системы горячего водоснабжения (ГВС); системы отопления и вентиляции котельной; система удаления дымовых газов, состоящая из утепленных газоходов и стволов дымовых труб для каждого из котлов; другое необходимое оборудование. Дополнительно в котельных могут быть установлены: дымовые трубы высотой 9, 12, 15 метров (в объем поставки котельных до 10 МВт входят дымовые трубы высотой 6 метров); оборудование дополнительных сетевых контуров; оборудование для подключения газа высокого давления. Котельная автоматически, без участия персонала, отслеживает изменения темпе ратуры наружного воздуха, учитывает колебания атмосферного давления, температуру воздуха сжигания, теплотворность сжигаемого топлива и оптимально выстраивает режимы сжигания топлива и гидравлических потоков через котловые кон туры, обеспечивая потребителя действительно номинально необходимой тепловой нагрузкой в конкретный момент времени. Преимущества предлагаемого оборудования (на примере технологий немецкой фирмы Weishaupt) Система многокотлового регулирования Как изготовитель и поставщик горелок и отопительных систем, фирма Weishaupt многие годы занимается поставками систем регулирования многокотловых установок. Принцип работы многокотлового регулирования состоит в следующем. При помощи постоянного измерения и регулирования объемных потоков теплоносителя в отдельных теплогенераторах система многокотлового регулирования обеспечивает оптимальный гидравлический режим и качественное взаимодействие "энергия - тепло" при эксплуатации многокотловых установок. Используя насосы с частотными преобразователями на каждом теплогенераторе, система регулирования контролирует и корректирует необходимый объем теплоносителя на каждом котле с соответствующим изменением мощности горелки в зависимости от расхода тепла. Как правило, все теплогенераторы в многокотловых установках параллельно подключены к общему коллектору и последующему за ним гидравлическому разделителю. Применение новой системы многокот лового регулирования позволяет выравнивать объемные потоки теплоносителя в гидравлическом разделителе в отличие от установок с постоянными потоками теплоносителя в контуре теплогенератора. Система многокотлового регулирования Weishaupt до практического минимума сглаживает, упрощает и стандартизирует гидравлические и температурные взаимодействия между отдельными теплогенераторами и сложными сетевыми контурами. Основными элементами системы многокотлового регулирования является следующее оборудование: стандартные компоненты и контроллеры со специальным программным обеспечением; датчики и измерительные приборы расхода объемных потоков теплоносителя на каждом котле и на сетевом контуре; циркуляционные насосы с частотным регулированием на каждом котловом контуре; гидравлический разделитель котловых и сетевых контуров; трехходовые смесители котловых и сетевых контуров. Особенностью данной системы является то, что циркуляция теплоносителя оптимально согласована со стратегией регулирования и организована таким образом, что котел работает на действительно необходимой Потребителю мощности. Система регули рования обеспечивает экологически выгодную, опти мальную нагрузку ведущих котлов, улучшает взаимо действие «энергия - тепло» и подключает ведомый котел только после того, как исчерпана вся мощность ведущего котла. Кроме того, можно отметить и другие положительные моменты применения новой системы регулирования, это: минимальные колебания температуры позволяют потребителю получить более высокие характеристики теплоснабжения объектов; в обратной линии нет повышения температуры за счет использования гидравлического разделителя; сроки эксплуатации горелки увеличиваются за счет исключения лишних включений и выключений горелки; котлы эксплуатируются на оптимальном уровне нагрузки и имеют более высокий КПД; отсутствуют нерациональные простои котлов; исключаются скачки давления и пиковые значения расхода газа; исключаются тепловые потери на лишние включения горелки (например, тепловые потери на стадиях предварительной продувки и включении горелки мощностью 1 МВт составляют 0,3 кВт). Разработка и внедрение цифровых приборов управления горелками - микропроцессорных менеджеров горения W-FM 5, 10, 20, 100 и W-FM200 - является принципиальным новшеством в технологии сжигания топлива. Микропроцессорное регулирование имеет перед традиционным релейным управлением следующие преимущества: цифровая точность сервоприводов регулирования топлива и воздуха до 0,1°; встроенная программная проверка герметичности газовой арматуры; настройка горелки при помощи съемного блока управления и индикации; возможность настройки горелки при помощи компьютера; встроенный регулятор мощности; дистанционная диагностика состояния горелки через информационную шину; возможность интеграции горелки в систему цифрового управления зданием; экономия топлива при помощи кислородного регулирования; снижение потребления электроэнергии и распространения шумов благодаря системе частотного регулирования Горелочные системы с низкими выбросами вредных веществ В предлагаемых котельных могут применяться газовые горелки марки LN только с пониженными выбросами NOX. Конструкция пламенной головы таких горелок позволяет направленно и со значительным давлением подводить в топку газ и воздух сжигания, что обеспечивает интенсивную рециркуляцию дымовых газов в камере сгорания. Практика показала, что при применении таких горелок содержание NOX в дымовых газах составляет не более 80 мг/м. Горелки Mulliflam 3LN имеют встроенное микропроцессорное кислородное и частотное регулирование. Конструкция пламенной головы технологии Mulliflam 3LN распределяет подачу в камеру сгорания газа и жидкого топлива (до 5 форсунок), обеспечивая более высокие значения рециркуляции газов в топке. Технология Multiflam 3LN применяется в газовых, дизельных, газо-дизельных горелках и обеспечивает значения NOX по газу не более 60-80 мг/м3 и по дизельному топливу не более 120-150 мг/м3. Системы кислородного и частотного регулирования Кислородное регулирование позволяет избежать негативных факторов, влияющих на качество сжигания топлива: изменения температуры воздуха сжигания, колебания атмосферного давления, колебания теплотворной способности, колебания давления газа и колебания давления в камере сгорания. Принцип действия кислородного регулирования следующий: зонд, встроенный в дымоход, постоянно измеряет содержание О2 в отходящих дымовых газах; менеджер горения обрабатывает сигнал и рассчитывает моментальную корректировку расхода воздуха; менеджер горения подает сигнал корректировки расхода воздуха на сервопривод воздушной заслонки; таким образом, поддерживается постоянное количество О2 на всем диапазоне мощности горелки. Предельные значения О2 в отходящих газах можно снизить до примерно 2%. За счет этого на всем диапазоне мощностей котельной РАЦИОНАЛ можно увеличить теплотехнический КПД на 1,5-2,5%. На горелках с частотным регулированием скорость вращения двигателя снижается в зависимости от снижения мощности горелки. Частота вращения вентилятора определяет требуемое количество рас хода воздуха. Начиная от 90% нагрузки и ниже на горелке начинают снижаться шумовые эмиссии и потребление элек троэнергии. Особенно ощутим выигрыш частотного регулирования на горелках большой мощности и в отопительных котельных с постоянными значительными изменениями тепловой нагрузки. Соответствие высоким требованиям будущих десятилетий На сегодняшний день все актуальнее становится вопрос охраны окружающей среды и экономии энергоресурсов. Недавнее принятие Россией условий Киотского протокола потребует в ближайшее время от собственников котельных дополнительных мероприятий по снижению выбросов вредных веществ в атмосферу. К тому же, одним из актуальных факторов будущего, безусловно, является повышение цен на топливо и электрическую энергию. Поэтому, применяя передовые системы регулирования и управления при разработке котельных, производитель ставит во главу угла вопрос обеспечения требований по энергосбережению и охране окружающей среды. Немаловажной проблемой ближайших лет является модернизация и реконструкция источников теплоснабжения, исчер павших свой эксплуатационный ресурс. Центральные тепловые сети уже сегодня не имеют достаточных ресурсов для подключения новых потребителей. В настоящее время, с увеличением объемов нового строительства, все актуальнее становится вопрос об автономных источниках теплоснабжения. Высокий эксплуатационный ресурс Для изготовления котельных отдельные компоненты, как например, котлы, горелки, насосы, контроллеры приобретаются только у надежных фирм, гарантирующих высокие стандарты качества своих изделий и безопасность работы. Тем не менее, все компоненты и материалы, используемые для производства котельных, проходят тщательный входной контроль. Каждая изготовленная котельная проходит полный функциональный контроль перед отправкой с завода. Применение микропроцессорных систем многокотлового, частотного и кислородного регулирования позволяет эксплуатировать котельное оборудование в «щадящих» режимах и увеличивает срок службы котельной. Тем самым гарантируется длительная бесперебойная и безопасная эксплуатация котельной. В предлагаемых котельных сконцентрировано использование самых современных технологий и оборудования, основной целью которых является обеспечение длительной, в течение десятилетий, безопасной эксплуатации котельных с максимальной эко номией энергоресурсов и предельно низкой эмиссией. Описание твердотопливного котельного оборудование Для основной части котельных, расположенных в районах Республики Саха (Якутия), в качестве топлива применяется каменный уголь. При этом котельные комплектуются твердотопливными котлами, дымососами, питательными насосами, золоуловителем, транспортером углеподачи и линией шлакозолоудаления (см.рис.6). Котлы водогрейные с теплопроизводительностью от 0,2 до 5 МВт предназначены для получения горячей воды номинальной температурой на выходе из котла 95°С, используемой в закрытых системах теплоснабжения на нужды отопления и горячего водоснабжения объектов промышленного и бытового назначения, а также для технологических целей предприятий различных отраслей. Котлы предназначены для работы в системах теплоснабжения с принудительной циркуляцией воды при рабочем давлении воды до 0,6(6,0) МПа(кгс/см2). В комплект поставки входит: блок котла в обшивке и изоляции; механическая топка с шурующей планкой (ТШПм) с комплектующими (дутьевой вентилятор, воздуховод); рама для котла и топки; комплект автоматики управления и безопасности; предохранительная и запорно-регулирующая арматура, контрольно-измерительные приборы. Котлы поставляются транспортабельными блоками (блок котла, блок топки, рама котла и топки); комплект автоматики, арматура, приборы, а также отдельные узлы и детали, входящие в комплект поставки в соответствии с чертежами, но не установленные на блоке котла из-за условий транспортировки, поставляются отдельными грузовыми местами (в ящике) согласно комплектовочной ведомости котла. К преимуществам рассматриваемых котлов можно отнести: полную автоматизацию работы котла за счет оборудования комплектом автоматики и поставки транспортабельными блоками максимальной заводской готовности (блок котла, механическая топка и общая рама); возможность установки котлов, как в стационарных котельных, так и в МКУ и ТКУ, благодаря компактной горизонтальной компоновке (один котел с вспомогательным оборудованием (вентилятор, дымосос, золоуловитель) удачно компонуется в одном модуле железнодорожных габаритов длиной 9 м); облегченную конструкцию котлов, собранных из газоплотных панелей, что существенно снижает массу металла котла; систему вторичного дутья, обеспечивающую более полное выгорание топлива за счет увеличения времени пребывания топливных частиц в топочном объеме, и соответственно, меньший расхода топлива и более высокий КПД; простоту в обслуживании, высокую степень ремонтопригодности котлов благодаря наличию устройств доступа для осмотра и очистки труб; имеющуюся дополнительную камеру дожига, позволяющую снизить заносы конвективного пучка и температуру уходящих газов, а также наружную очистку труб от сажистых отложений, которая может быть осуществлена на работающем котле генератором ударных волн (ГУВ) или обдувкой сжатым воздухом, механической очисткой при снятии разборной обшивки. Котлы включают в себя: блок котла, вентилятор, дымосос, питательный насос, комплект автоматики, запорную арматуру, по желанию заказчика могут быть укомплектованы экономайзером ЭПС-7,5, золоуловителем, оборудованием водоподготовки. Котлы работают с уравновешенной тягой, которую обеспечивает дутьевой вентилятор ВД-2,8-3000 (входит в состав топки) и дымосос. Блок котла, собранный на опорной раме, представляет собой газоплотную сварную конструкцию, состоящую из трубной системы с конвективной поверхностью нагрева. Корпус блока котла имеет каркас с теплоизоляцией и съемную декоративную обшивку. Топочная камера котлов (за исключением пода) полностью экранирована газоплотными панелями, сваренными из труб диаметром 51х2,5 мм, с шагом 80 мм и проставок (плавников) шириной 35 мм. Воздух под колосниковую решетку и на вторичное дутье подается от одного вентилятора ВД-2,8-3000. Конвективная поверхность нагрева (КП) состоит из пакетов, которые при ремонте легко демонтируются даже в ограниченном пространстве (при ширине проходов между котлами в один метр). В нижней части конвективного блока находится зольный бункер с лазом для очистки от зольных отложений и осмотра труб конвективного пучка. Для очистки КП от наружных отложений (сажи и золы) в процессе работы котла предусмотрено устройство для установки и крепления генератора ударных волн (ГУВ), которое находится в крышке лаза для осмотра и очистки труб. Газоотвод производится через газоход в верхней части задней стенки котла. Для управления работой котла, обеспечения расчетных режимов работы и безопасных условий эксплуатации котел оснащается необходимой предохранительной и запорной арматурой, контрольно-измерительными приборами и приборами безопасности, которые устанавливаются согласно схеме расположения арматуры. Запорная арматура служит для отвода воды из котла в тепловую сеть, подвода обратной воды в котел, слива воды из котла, для периодической продувки и удаления шлама. Контрольно-измерительные приборы (термометры и манометры) обеспечивают измерение давления и температуры на входе и выходе воды из котла. Приборы безопасности обеспечивают отключение подачи топлива при достижении предельных значений температуры и давления воды в котле. Автоматические воздушники служат для удаления воздуха из котла. Теплоизоляция котлов выполнена из минеральных матов толщиной 50-70 мм. Обшивка котлов выполнена из оцинкованной стали толщиной 0,7 мм. С фронта блока котла устанавливается механическая топка с шурующей планкой (ТШПм). Топка состоит из топочного блока, неподвижных и подвижных колосников, бункера подачи топлива, шурующей планки и вентилятора. Топливо подается транспортером топливоподачи через бункер подачи топлива и сжигается в слое на водоохлаждаемой трубной колосниковой решетке. Шурующая планка предотвращает спекание топлива и одновременно распределяет топливо по колосниковой решетке. Под решеткой организованы три зонные камеры, куда подается воздух для горения. Удаление шлака с колосниковой решетки происходит за счет движения шурующей планки, которая приводится в движение электродвигателем. Удаление шлака производится транспортером шлакозолоудаления. Топка имеет собственную опорную раму, не зависящую от котла, что улучшает ее ремонтопригодность, дает возможность полной замены топочного блока. Рама топки представляет собой сварную конструкцию из продольных и поперечных швеллеров. Экономайзеры чугунные блочные предназначены для нагревания питательной воды в паровых и водогрейных стационарных котлах с рабочим давлением до 2,4 МПа. Экономайзеры состоят из пакетов труб с оребрением, соединенных между собой и заключенных в каркас с теплоизоляционной обшивкой. Комплектуются (по просьбе заказчика) коробом для подвода газов. Применение чугуна в поверхностях нагрева и соединительных деталях значительно увеличивает срок службы по сравнению со стальными экономайзерами. Использование паровой или газоэмульсионной очистки позволит постоянно иметь чистые поверхности нагрева, а значит – экономить топливо при минимальном обслуживании и полном исключении ручного труда. Технология теплогидроизоляции трубопроводов Основные проблемы, связанные с неудовлетворительным состоянием тепловых сетей при использовании «традиционных» материалов и технологий это: повышенная аварийность; большие потери теплоэнергии; высокие эксплуатационные затраты; неудовлетворительный внешний вид; подверженность вандализму. В результате средние потери составляют до 40 % затраченных ресурсов. При этом в масштабах Республики каждые 3 минуты: всего сжигается топлива – 20445,13 кг; потери на теплосетях составляют 4388,7 кг на сумму 14332 руб; при этом в атмосферу выбрасывается 80,8 тн углекислого газа. Основные эксплуатационные функции в теплогидроизолированных (ТГИ) трубопроводах выполняет теплоизоляционный материал пенополиуретан (ППУ). ППУ является закрытопористым, жестким синтетическим материалом. Сырьевой основой ППУ является нефть. В качестве вспенивателей используются преимущественно низкокипящие жидкости. Непосредственно после смешивания компонентов начинается химическая реакция. Возникающая во время реакции теплоотдача переводит жидкость в газообразное состояние, смесь вспенивается и превращается в синтетический материал - ППУ. Жесткий ППУ способен сохранять "равновесную" теплопроводность не менее 50 лет, а может быть, и значительно дольше. Если изделие имеет толстое сечение и доступ воздуха к нему ограничен, то можно гарантировать сохранение эксплуатационных свойств в течение очень длительного времени. Таким образом, пока скорость диффузии фреона-11 из пенопласта остается постоянной, свойства полимера не ухудшаются; при этом даже тонкие перегородки между ячейками остаются неповрежденными. Двадцатилетний опыт успешной промышленной эксплуатации жесткого ППУ позволил выявить не только пределы возможностей, но и "дополнительные" достоинства этого материала, к числу которых относится, прежде всего, способность сохранять низкую теплопроводность в течение длительного времени. К тому же было установлено, что во всех случаях, когда ППУ вел себя неудовлетворительно, он или имел с самого начала низкое качество, или слишком жесткими были условия эксплуатации (температура выше 100°С; постоянный контакт с жидкостью или газом, подаваемыми под высоким давлением, и т.п.). График зависимости тепловых потерь различных видов утеплителей от времени эксплуатации свидетельствует о наилучших показателях ППУ по сравнению с другими теплоизоляционными материалами. Технология производства ТГИ ППУ трубопроводов позволяет комплектовать их системами оперативного дистанционного контроля (ОДК) - контроля увлажнения изоляции (обнаружения утечек) В этом случае поставляются также монтажное оборудование и контрольно-диагностические приборы. Основной принцип функционирования системы ОДК - это изменение электропроводности пенополиуретана при увлажнении изоляции. Даже малейшее увлажнение теплоизоляции ведет к резкому падению сопротивления и ОДК сигнализирует о необходимости оперативного вмешательства. Система ОДК позволяет определить наличие даже незначительного количества влаги внутри тепловой изоляции с точностью до 1% от длины участка. Изолированные пенополиуретаном трубопроводы в оцинкованной оболочке – реальный способ значительной экономии тепла, финансовых и трудовых затрат, что подтверждено многолетним применением технологии в странах Западной Европы и России. 5. ПРОИЗВОДСТВЕННО-ФИНАНСОВЫЙ ПЛАН На основании принятых технических решений произведен расчет требуемых капитальных вложений. Для котельных группы № 1 общая потребность в инвестициях (источник – кредитные средства ЕБРР) составляет 983 283 тыс. рублей и результаты расчета представлены в таблице № 6. Требуемый объем финансовых средств для котельных группы № 2 (источник - Инвестиционная программа Республики Саха (Якутия) и Ремонтная программа ГУП «ЖКХ РС(Я)» ) составляет 471 000 тыс. рублей, определен в результате расчета – таблица № 7. Объемы реализации продукции (тепловой энергии) приняты по существующим показателям. При этом возможное увеличение объема потребления теплоэнергии, в связи с улучшением качества услуг будет являться дополнительным источником получения экономии. В расчете принято сохранение нормативных потерь при транспортировке тепловой энергии. Детализированные расчеты по группам котельных даны в таблицах № 8, 9. Расчет себестоимости производства тепловой энергии выполнен на основании действующих тарифных статей затрат с обеспечением текущего ремонта оборудования, эксплуатационных, общехозяйственных и прочих расходов (см. таблицы № 10, 11). Из рассмотрения структуры себестоимости видно (см. рис 7), что наибольшую эластичность при снижении затрат имеет топливо, доля которого в общем объеме затрат составляет 53%. В расчетах приняты следующие допущения: при передаче котельных в эксплуатацию в расчетах учтены налоги и обязательные платежи в соответствии с главой 25 Налогового Кодекса РФ: налог на имущество, налог на прибыль, местные налоги; группировка основных фондов выполнена в соответствии с нормами "Общероссийского классификатора основных фондов" ОК 013-94 (в ред. Изменения 1/98, утвержденными Госстандартом РФ 14.04.98); срок полезного использования имущества принят в соответствии со статьей 258 НК РФ и ПБУ 6/01 "Учет основных средств"; распределение имущества принято по главам сводного сметного расчета с выделением основного технологического оборудования, данные по амортизации основных средств. Таблица №12. |——————————————————————————————|——————————————————————————————|——————————————————————————————|——————————————————————————————| | № | Наименование показателей | Единица измерения | Значение показателей | | п/п | | | | |——————————————————————————————|——————————————————————————————|——————————————————————————————|——————————————————————————————| | 1 |Объем производства тепловой | Гкал/год | 824 078| | |энергии | | | |——————————————————————————————|——————————————————————————————|——————————————————————————————|——————————————————————————————| | | в том числе: | | | |——————————————————————————————|——————————————————————————————|——————————————————————————————|——————————————————————————————| | | Объем реализации| Гкал/год | 655 747| |——————————————————————————————|——————————————————————————————|——————————————————————————————|——————————————————————————————| | | Собственные нужды и потери| Гкал/год | 168 331| |——————————————————————————————|——————————————————————————————|——————————————————————————————|——————————————————————————————| | 2 |Общая выручка от реализации | тыс. руб./год | 1 031 660| | |продукции | | | |——————————————————————————————|——————————————————————————————|——————————————————————————————|——————————————————————————————| | 3 |Себестоимость продукции | тыс. руб./год | 833 553| |——————————————————————————————|——————————————————————————————|——————————————————————————————|——————————————————————————————| | 4 |Плановая экономия | тыс. руб./год | 198 107| |——————————————————————————————|——————————————————————————————|——————————————————————————————|——————————————————————————————| 6. КАЛЕНДАРНОЕ ПЛАНИРОВАНИЕ РЕАЛИЗАЦИИ ПРОГРАММЫ Объемы капитальных вложений по техническому перевооружению привязаны к поступлению инвестиций путем календарного планирования производственной программы. Распределение сроков модернизации котельных в календарном времени осуществлено на основании приоритетности, принятой из соображений окупаемости. В первую очередь модернизации подлежат котельные с более высоким коэффициентом окупаемости. Проведение технических мероприятий по каждой котельной принято в два годовых этапа: 1 этап - подготовка ПСД и закупка, доставка первоочередного оборудования (порядка 25% от годового объема инвестиционного капитала); 2 этап – реализация технических мероприятий и ввод объекта в эксплуатацию. К объектам первой очереди (2006-2007 годы) реализации отнесены котельные группы № 1 Среднеколымского и Сунтарского районов, а также частично котельные группы № 2. Во вторую очередь (2007-2008 годы) модернизируются котельные группы № 1 Амгинского и Олекминского районов и частично котельные группы № 2. В третью очередь (2008-2009 годы) - котельные группы № 1 Аллаиховского и Кобяйского районов и частично котельные группы № 2. В четвертую очередь (2009-2010 годы) – котельные группы № 1 Абыйского и Нижнеколымского районов и частично котельные группы № 2. Детализированный (пообъектный) сводный календарный график модернизации котельных 1-ой и 2-ой группы разработан при помощи средств электронного планирования Ms.Project и является инструментом реализации Программы. На рисунке 8 приведен фрагмент календарного графика. Распределение капитальных вложений по годам на модернизацию котельных группы № 2 между средствами Инвестиционной программы Республики Саха (Якутия) и Ремонтной программы ГУП «ЖКХ РС(Я)» приведено в таблице 13. Таблица № 13 |—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————| | № | Район, | Котельная | Сумма, | | | | | | | | | | тыс.руб. | | | | | | |—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————| | | населенный | | Всего | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | | | пункт | | | | | | | | |—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————| | | | ВСЕГО:| 471 000 | 20 000| 87 000| 138 000| 98 000| 128 000| |—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————| | |1. | Итого:| 137617 | | | | 25591,4 | 112025,4 | | |Верхоянский | | | | | | | | |—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————| | 1|п.Батагай |Котельная №1 | 14725,9 | | | | | 14725,9 | |—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————| | 2| |Центральная*)| 29802,4 | | | | 25591,4 | 4211 | |—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————| | 3| |СУОЛ | 13348,5 | | | | | 13348,5 | |—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————| | 4|г.Верхоянск |Центральная | 11906,1 | | | | | 11906,1 | |—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————| | 5| |САП | 11354,7 | | | | | 11354,7 | |—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————| | 6|с.Столбы |Центральная | 22166,9 | | | | | 22166,9 | |—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————| | 7|с.Арылах(Томт|Авиапорт | 14602,1 | | | | | 14602,1 | | |ор) | | | | | | | | |—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————| | 8|с.Хайысардах |Поселковая | 4034,2 | | | | | 4034,2 | |—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————| | 9|Наслега |Наслежные | 15676 | | | | | 15676 | | | |котельные | | | | | | | |—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————| | |2. Жиганский | Итого:| 64774 | 6000 | 11636,7 | | 31162 | 15975 | |—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————| | 10|с.Жиганск |Квартальная | 15975 | | | | | 15975 | | | |№1 *) | | | | | | | |—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————| | 11| |Авиапорт | 17636,7 | 6000 | 11636,7 | | | | |—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————| | 12| |Квартальная | 14933,3 | | | | 14933,3 | | | | |№2 | | | | | | | |—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————| | 13| |УТК | 16228,7 | | | | 16228,7 | | |—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————| | |3. Момский | Итого:| 68441 | 7000 | 11712,9 | 12146,7 | 37581,8 | | |—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————| | 14|с.Хонуу |Центральная | 18712,9 | 7000 | 11712,9 | | | | |—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————| | 15| |ЦРБ | 12146,7 | | | 12146,7 | | | |—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————| | 16| |УТК | 12146,3 | | | | 12146,3 | | |—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————| | 17| |Квартальная | 13951,7 | | | | 13951,7 | | |—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————| | 18|с.Буор-Сысы |Центральная | 11483,8 | | | | 11483,8 | | |—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————| | |4. Томпонский| Итого:| 200167 | 6999,5 | 63649,9 | 125853 | 3665 | | |—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————| | 19|п.Хандыга |СХТ *) | 36056,7 | | 3980,7 | 32076 | | | |—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————| | 20| |Квартал В | 17118,2 | | | 17118,2 | | | |—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————| | 21| |Квартал Б | 14414 | | | 14414 | | | |—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————| | 22| |АЮГРЭ | 33773,1 | 173,1 | 33600 | | | | |—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————| | 23| |РИК *) | 18825,8 | | 18825,8 | | | | |—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————| | 24|с. Кэскил |Поселковая | 14069,8 | 6826,4 | 7243,4 | | | | |—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————| | 25|с.Теплый Ключ|Квартальная | 24331,9 | | | 24331,9 | | | |—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————| | 26|с.Крест-Хальд|Центральная | 26742,9 | | | 26742,9 | | | | |жай | | | | | | | | |—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————| | 27|с.Мегино-Алда|Поселковая | 14834,9 | | | 11169,9 | 3665 | | | |н | | | | | | | | |—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————| | | | | | | | | | | |—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————| | |*) - Объекты,| | | | | | | | | |включенные в | | | | | | | | | |Ремонтную | | | | | | | | | |программу ГУП| | | | | | | | | |"ЖКХ РС(Я)" | | | | | | | | |—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————|—————————————| 7. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОГРАММЫ Эффективность Программы отражает соответствие инвестиционного проекта целям и интересам его участников. На первом этапе оценивается эффективность Программы в целом с целью определения потенциальной привлекательности для возможных участников и поисков источников финансирования. При этом сначала производится оценка социальной и инновационной значимости Программы на основе качественных критериев, затем определяются показатели эффективности: экономической эффективности, учитывающие затраты и результаты, связанные с реализацией проекта, выходящие за пределы прямых финансовых интересов участников и допускающие стоимостное измерение; кредитной эффективности, которые учитывают возможность и уровень возвратности платежей по кредиту; бюджетной эффективности, отражающие финансовые последствия осуществления проекта для государственных бюджетов. Расчетными критериями эффективности инвестиционных проектов являются: чистый дисконтированный доход, определяемый как сумма текущих эффектов за весь расчетный период, приведенная к начальному шагу расчета; внутренняя норма доходности, которая представляет собой ту норму дисконта, при которой величина приведенных эффектов равна приведенным капиталовложениям. Условия эффективности инвестиционного проекта определяются следующим: 1) чистый дисконтированный доход должен быть положителен; 2) внутренняя норма доходности должна быть больше требуемой инвестором нормы дохода на капитал. В результате расчета показателей эффективности Программы при горизонте расчета экономической эффективности до 2036 года получены следующие интегральные показатели: 1. Чистый дисконтированный доход составит 4 552 тыс.руб. 2. Внутренняя норма доходности 12%. Данные результаты свидетельствуют об эффективности реализации Программы с учетом выполнения кредитных условий. На втором этапе разрабатывается рабочий инструментарий для достижения показателей эффективности Программы – экономическая стратегия и механизм возврата кредита, организационные мероприятия (см. рисунок 9). При оценке эффективности Программы приняты следующие принципы: рассмотрение проекта на протяжении всего его жизненного цикла (расчетного периода); моделирование денежных потоков, включающих все связанные с осуществлением проекта денежные поступления и расходы за расчетный период; принцип положительности и максимума эффекта. Для того, чтобы проект с точки зрения инвестора был признан эффективным, необходимо, чтобы эффект реализации порождающего его результата был положительным; учет только предстоящих затрат и поступлений. При расчетах показателей эффективности должны учитываться только предстоящие в ходе осуществления проекта затраты и поступления, включая затраты, связанные с привлечением ранее созданных производственных фондов, а также предстоящие потери, непосредственно вызванные осуществлением проекта; учет всех наиболее существенных последствий проекта; учет (в количественной форме) влияния неопределенностей и рисков, сопровождающих реализацию проекта. 8. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОГРАММНЫХ МЕРОПРИЯТИЙ Возврат основной суммы кредита осуществляется за счет средств, сэкономленных в результате внедрения высокоэффективного энергосберегающего оборудования. Сэкономленные средства образуются за счет разницы плановой выручки (при условии сохранения и индексации тарифов) и себестоимости производства продукции (тепловой энергии). Расчеты экономии и коэффициента окупаемости по объектам Программы для группы котельных № 1 и № 2 приведены в таблицах № 15 и № 16 . График образования экономии (для объектов группы №1) приведен на рис. 10. Годовая экономия составляет 127 363 тыс.рублей. Уменьшение себестоимости обеспечивается: 1. Снижением затрат на топливо за счет перевода на более экономичный вид топлива, уменьшения расхода потребления, улучшения качества сжигания топлива, снижения потерь теплоэнергии при транспортировке, автоматического регулирования теплоподачи потребителям. 2. Снижением затрат на ФОТ обслуживающего персонала, за счет автоматизации технологических процессов, систем управления, контроля и диспетчеризации. 3. Снижением эксплуатационных затрат на электропотребление и водопотребление, за счет экономичности электроагрегатов и снижения водопотерь (утечек, водоразбора и т.п.). 4. Снижением эксплуатационных затрат на текущий и капитальный ремонт, за счет повышения надежности и ресурса работы оборудования. 5. Снижением затрат на ремонт теплосетей. Экономия топлива. Наибольшая часть затрат ГУП «ЖКХ РС(Я)» приходится на топливо, что составляет около 50% от общих эксплуатационных расходов. Последние включают в себя расходы на добычу, транспортировку, хранение топлива а также потери при его сжигании в рамках системы теплораспределения. Замена старых котлов с производительностью порядка 40%, более современными, производительность которых составляет 80-90% сократит как потребление топлива, так и количество вредных выбросов в атмосферу. Аналогично перевод котлов, работающих на дорогостоящей сырой нефти с производительностью в 71%, на более совершенные угольные котлы особенно в районах, где имеется местный уголь, снизит как энергозатраты, так и потребление энергии от первичных источников. Предполагается, что расходы на транспортировку и хранение топлива сократятся пропорционально объёму сэкономленного топлива. Снижение капитальных затрат. Вторая по значимости статья расходов ГУП «ЖКХ РС(Я)» - износ основных средств составляет 29% от общего объёма эксплуатационных затрат, и основывается на переоценке основных активов в соответствии с чистой возможной ценой реализации и фактическим коротким сроком службы основных активов, который составляет в среднем 3 и 5 лет для котлов и трубопроводов соответственно. Посредством новых способов очистки воды, обучения обслуживающего персонала и внедрения современных превентивных мер в сфере обслуживания энергосистем срок службы увеличится до 10 лет и до 20 лет для реконструированных и восстановленных активов соответственно. Таким образом, ежегодные затраты на замену основных активов будут значительно снижены. Сокращение затрат на содержание персонала. Сокращение затрат на содержание персонала предполагается исходя из предположения о том, что определенную категорию штата сотрудников, отвечающих за эксплуатацию и обслуживание системы теплоснабжения, а соответственно, и связанные с ними издержки, можно перебросить на другие виды коммунальных услуг благодаря автоматизации производственного процесса и устранению необходимости частых ремонтных работ. Сокращение затрат на содержание системы и закупку материалов Затраты на закупку материалов и ремонтные работы составляют 4% общих эксплуатационных затрат в системе централизованного отопления. В результате установки современного оборудования, устранения возможности возникновения коррозии, и улучшений в сфере содержания и технического обслуживания, можно будет сэкономить порядка 60% от средств, затрачиваемых на текущий ремонт и материалы. Опыт внедрения энергоэффективных систем В настоящее время в Европе уже работают десятки котельных с новыми системами. Например, завод AIRBUS установил уже три таких котельных. Ниже приведена выдержка из специализированного журнала «Австрийский монтажник» за март 2003 года, в котором крупная нефтеперерабатывающая фирма OMV выска зывается по поводу экономии в своей котельной с новой системой регулирования: «...расход топлива - согласно данным фирмы OMV - за январь, февраль, март 2003 г. по сравнению со средним значением двух предыдущих лет снизился с 224 тонн до 169 тонн жидкого топлива. При этом, естественно, на одну четверть снизились дымовые эмиссии». Также весьма показателен опыт внедрения энергоэффективных технологий теплоснабжения на объектах ГУП «ЖКХ РС(Я)» в 2003-2005 годах. В ряде котельных Сунтарского, Чурапчинского, Усть-Алданского районов были установлены горелочные устройства немецкой фирмы «Weishaupt» взамен горелок АПНД. При этом фактическое потребление нефтяного котельного топлива снизилось до 30 %, что подтверждают соответствующие акты и справки. Эффективность теплогидроизолированных пенополиуретаном трубопроводов. Использование трубопроводов позволяет: в 2-2,5 раза снизить тепловые потери по сравнению с традиционными материалами (изменением № 1 от 01.03.98 СНиП 2.04.14 "Тепловая изоляция" введены такие нормы тепловых потерь, что только ППУ укладывается в них при достаточной (32-55 мм) толщине теплоизоляционного слоя); до 30 и более лет увеличить срок службы трубопровода; при применении системы контроля увлажнения изоляции полностью исключить повреждения трубопроводов от наружной коррозии; в 1,5 раза снизить стоимость капитального строительства по сравнению с трубопроводами канальной прокладке в традиционных видах изоляции; в 9-10 раз снизить годовые затраты на эксплуатацию теплосетей. Сравнительный удельный (на 1 п.м. трубы диам. 108 мм) расчет затрат на устройство теплопроводов показывает экономическую целесообразность применения ТГИ ППУ теплопроводов. При этом экономический эффект со временем имеет тенденцию увеличения в результате низких эксплуатационных затрат и малой аварийности (см. таблицу № 17). Таблица № 17 |————————————————————|————————————————————|————————————————————|————————————————————|————————————————————|————————————————————| | № | Вариант | Произ-водство | Монтаж | Эксплуа-тация | Всего (руб.) | |————————————————————|————————————————————|————————————————————|————————————————————|————————————————————|————————————————————| | 1 |Минераловатный | 139 | 222 | 72 | 433 | | |утеплитель 100мм с | | | | | | |оцинкованной сталью | | | | | |————————————————————|————————————————————|————————————————————|————————————————————|————————————————————|————————————————————| | 2 |Минераловатный | 96 | 222 | 159 | 477 | | |утеплитель – 100 мм | | | | | | |с изоляцией | | | | | | |стеклотканью | | | | | |————————————————————|————————————————————|————————————————————|————————————————————|————————————————————|————————————————————| | 3 |ФРП скорлупы 60мм с | 225 | 171 | 49 | 445 | | |оцинкованной | | | | | | |оболочкой | | | | | |————————————————————|————————————————————|————————————————————|————————————————————|————————————————————|————————————————————| | 4 |ППУ изоляция - 50мм | 283 | 143 | 14 | 440 | | |с оцинкованной | | | | | | |оболочкой | | | | | |————————————————————|————————————————————|————————————————————|————————————————————|————————————————————|————————————————————| Выгоды от результатов реализации проекта превышают расходы, и являются твёрдым экономическим обоснованием для его осуществления. 9. МЕХАНИЗМ ВОЗВРАТА КРЕДИТА Общая сумма кредитного займа составляет 1 000 000 тыс. рублей. Оплата проходит двумя траншами по 500 000 тыс. рублей: 1 транш 2006-2008 годы; 2 транш 2009-2010 годы. Периоды погашения – по 12 лет, включая 3-летний льготный период для каждого транша. Процентная ставка по кредиту составляет 10,2% годовых. Кроме процентных ставок в график выплат включены следующие платежи: оплата комиссии за обязательство – 0,7% за неиспользованную часть кредита; оплата комиссии за предоставление кредита – 1%; административные расходы по мониторингу Программы – в среднем 419 тыс. рублей; оплата услуг ЕБРР по подготовке финансового проекта – 0,12%; экспертиза юридической документации – 5940 тыс.рублей. Средняя процентная ставка составит 11,47% годовых. График кредитных платежей приведен в таблице № 19. Как видно из графика наибольшие затраты по обслуживанию долга будут понесены в первоначальный период. Затраты по погашению кредитного долга в этот период будут колебаться от максимума размером в 196 000 тыс. рублей в 2011 году до минимума – 59000 тыс.рублей к концу срока обслуживания кредита. Суммарные затраты по обслуживанию кредита составят 1 605 800 тыс. рублей. При расчете денежного потока по годам реализации проекта учтено поэтапное введение в действие модернизированных котельных. В первый отопительный период после проведения модернизации котельных и введения их в действие необходима организационная подготовка для выработки практического механизма сбора экономии, связанного с переходом на новую систему эксплуатации оборудования и оплаты затрат. В первые 6 лет (нормативный срок работы оборудования с паспортными показателями), принято 100 % экономии, а начиная с 7-го года эксплуатации оборудования принято снижение производительности и снижение экономии на 2,5% в год. Кредитная окупаемость за счет сэкономленных средств возникает, начиная с 2018 года. До этого срока имеется дефицит по необходимым платежам по кредиту в размере 379 361 тыс.рублей, который должен формироваться за счет других источников (целевое финансирование, инвестиционные программы). После срока кредитной окупаемости с 2018 года образующуюся экономию можно направить на компенсацию инвестиционных затрат до полного погашения (см. рисунок 11). Расчеты приведены в таблице № 18. Основное условие возврата кредита – сохранение экономии в тарифах с целевым направлением ее на выплаты кредитных обязательств. Для накопления возвратных средств за счет экономического эффекта ГУП «ЖКХ РС(Я)» будет открыт в банке специальный расчетный счет, где будут аккумулироваться сэкономленные средства и направляться на погашение кредита и компенсацию инвестиционных затрат. Для котельных группы № 2 источником финансирования является Инвестиционная программа Республики Саха (Якутия) и Ремонтная программа ГУП «ЖКХ РС(Я)». При этом направление использования образующейся в результате проведения технических мероприятий экономии (см. таблицу № 19) по объектам группы №2 будет ежегодно определяться Координационным советом. 10. ОЦЕНКА РИСКОВ Исходя из оценок приоритета рисков для данного вида деятельности, определим влияние определенных видов рисков (см. таблицу № 20). Таблица № 20 |—————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————| | Вид риска | Вероятность | Приоритет | |—————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————| |Повышение цен на топливо, материалы | 0,3 | 1 | |—————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————| |Недостаточный спрос | 0,2 | 1 | |—————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————| |Снижение цен на услугу (продукцию) | 0,5 | 2 | |—————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————| |Неплатежеспособность потребителей | 0,3 | 2 | |—————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————| |Рост налоговых ставок | 0,1 | 2 | |—————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————| |Появление конкурентов | 0,1 | 2 | |—————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————| |Нестабильное качество выполнения | 0,3 | 1 | |услуг | | | |—————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————| |Недостаток оборотных средств | 0,2 | 2 | |—————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————| |Недостаточный уровень оплаты труда | 0,2 | 2 | |—————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————| Информация по документуЧитайте также
Изменен протокол лечения ковида23 февраля 2022 г. МедицинаГермания может полностью остановить «Северный поток – 2»23 февраля 2022 г. ЭкономикаБогатые уже не такие богатые23 февраля 2022 г. ОбществоОтныне иностранцы смогут найти на портале госуслуг полезную для себя информацию23 февраля 2022 г. ОбществоВакцина «Спутник М» прошла регистрацию в Казахстане22 февраля 2022 г. МедицинаМТС попала в переплет в связи с повышением тарифов22 февраля 2022 г. ГосударствоРегулятор откорректировал прогноз по инфляции22 февраля 2022 г. ЭкономикаСтоимость нефти Brent взяла курс на повышение22 февраля 2022 г. ЭкономикаКурсы иностранных валют снова выросли21 февраля 2022 г. Финансовые рынки |
Архив статей
2024 Ноябрь
|
