|
Расширенный поиск
Постановление Думы Костромской области от 31.03.2005 № 3512Из приведенных данных следует, что общая протяженность тепловых сетей составляет 875 км. Требуется срочная замена 376 км тепловых сетей, находящихся в эксплуатации свыше 20 лет. Наибольшая протяженность подлежащих замене тепловых сетей в г. Костроме - 145 км, г. Шарье - 54 км, г. Нерехте - 47 км. Наиболее уязвимыми характеристиками теплопроводов являются сверхнормативные теплопотери, обусловленные техническим состоянием трубопроводов, их преждевременный выход из строя под воздействием коррозии. Опыт эксплуатации систем теплоснабжения свидетельствует о том, что ежегодно на ремонт сетей старше 10 лет расходуется не менее 40% от их балансовой стоимости при бесканальной прокладке и до 25% - при прокладке в непроходных и полупроходных каналах; при воздушной прокладке эта величина равна 10%. Эти данные получены в результате обработки бухгалтерских материалов ряда организаций, обеспечивающих теплоснабжение сельских потребителей Костромского и Галичского районов. Отсюда следует, что на ремонтные работы по восстановлению тепловых сетей при бесканальной прокладке расходуются за 2,5 года средства, равные полной стоимости сетей, а при других видах прокладки этот срок составит от 4 до 10 лет. По этим данным можно сделать вывод о том, что перекладка тепловых сетей с использованием современных элементов теплопроводов, обеспечивающих безаварийное функционирование сетей в течение 20...30 лет (полиэтиленовые трубы, стальные трубы в заводской пенополиуретановой изоляции), экономически оправдана, поскольку срок окупаемости капитальных вложений составит от 3 до 5 лет, а далее ежегодная экономия будет составлять от 10 до 40% стоимости сетей в течение оставшихся 15...20 лет эксплуатации теплопроводов. В то же время, опыт эксплуатации и расчеты показывают, что тепловые сети воздушной прокладки целесообразно поддерживать в рабочем состоянии за счет ремонтов (без перекладки) в течение 15...18 лет, поскольку затраты при этом составят в среднем до 10...12% от балансовой стоимости сетей. При сроке эксплуатации, превышающем 18 лет, затраты на ремонт возрастают до 25...40% стоимости сетей, поэтому их перекладка становится экономически целесообразной. В качестве рекомендации следует сказать о том, что решение о перекладке в каждом конкретном случае следует принимать на основе итогов аудиторской проверки состояния тепловых сетей и предварительного экономического расчета, при этом о целесообразности перекладки свидетельствует срок окупаемости до 5 лет (и менее). В противном случае (при сроке окупаемости более 5 лет) предпочтительнее поддерживать работоспособность сети за счет ремонтов и технического обслуживания. В масштабе Костромской области расчетным путем определены объемы работ и их стоимость по поддержанию тепловых сетей в работоспособном состоянии за счет перекладки и капитальных ремонтов. Результаты расчетов сведены в таблицу 1.16 (не приводится). Из приведенных данных следует, что общая протяженность тепловых сетей составляет 875 км. Требуется срочная замена 376 км тепловых сетей, находящихся в эксплуатации свыше 20 лет. Наибольшая протяженность подлежащих замене тепловых сетей в г. Костроме - 145 км, г. Шарье - 54 км, г. Нерехте - 47 км. Наиболее уязвимыми характеристиками теплопроводов являются сверхнормативные теплопотери, обусловленные техническим состоянием трубопроводов, их преждевременный выход из строя под воздействием коррозии. Опыт эксплуатации систем теплоснабжения свидетельствует о том, что ежегодно на ремонт сетей старше 10 лет расходуется не менее 40% от их балансовой стоимости при бесканальной прокладке и до 25% - при прокладке в непроходных и полупроходных каналах; при воздушной прокладке эта величина равна 10%. Эти данные получены в результате обработки бухгалтерских материалов ряда организаций, обеспечивающих теплоснабжение сельских потребителей Костромского и Галичского районов. Отсюда следует, что на ремонтные работы по восстановлению тепловых сетей при бесканальной прокладке расходуются за 2,5 года средства, равные полной стоимости сетей, а при других видах прокладки этот срок составит от 4 до 10 лет. По этим данным можно сделать вывод о том, что перекладка тепловых сетей с использованием современных элементов теплопроводов, обеспечивающих безаварийное функционирование сетей в течение 20...30 лет (полиэтиленовые трубы, стальные трубы в заводской пенополиуретановой изоляции), экономически оправдана, поскольку срок окупаемости капитальных вложений составит от 3 до 5 лет, а далее ежегодная экономия будет составлять от 10 до 40% стоимости сетей в течение оставшихся 15...20 лет эксплуатации теплопроводов. В то же время, опыт эксплуатации и расчеты показывают, что тепловые сети воздушной прокладки целесообразно поддерживать в рабочем состоянии за счет ремонтов (без перекладки) в течение 15...18 лет, поскольку затраты при этом составят в среднем до 10...12% от балансовой стоимости сетей. При сроке эксплуатации, превышающем 18 лет, затраты на ремонт возрастают до 25...40% стоимости сетей, поэтому их перекладка становится экономически целесообразной. В качестве рекомендации следует сказать о том, что решение о перекладке в каждом конкретном случае следует принимать на основе итогов аудиторской проверки состояния тепловых сетей и предварительного экономического расчета, при этом о целесообразности перекладки свидетельствует срок окупаемости до 5 лет (и менее). В противном случае (при сроке окупаемости более 5 лет) предпочтительнее поддерживать работоспособность сети за счет ремонтов и технического обслуживания. В масштабе Костромской области расчетным путем определены объемы работ и их стоимость по поддержанию тепловых сетей в работоспособном состоянии за счет перекладки и капитальных ремонтов. Результаты расчетов сведены в таблицу 1.16 (не приводится). Таблица 1.14 Затраты по содержанию тепловых сетей Костромской области Календар- Общая Подлежит Стоимость Примечание ный год протяжен- перекладке, км работ и ность материа- тепловых всего в данном лов сетей, км календар- тыс. руб. ном году 2004 875 183 60 324000 Расчет выполнен в ценах 2003 г. 2005 875 174 60 324000 Стоимость работ и материалов изоляции 2006 875 162 60 324000 200% от стоимости труб (max). 2007 875 120 50 270000 2008 875 108 50 270000 2009 875 100 50 270000 2010 875 90,5 40 216000 На конец 875 70 Всего 370 1998000 периода 1. 5.4. Проблемы функционирования электрических сетей Обозначим основные проблемы функционирования электрических сетей в сфере потребления: - Низкая платежная дисциплина потребителей. - Изношенность оборудования. - Недостаточное оснащение электрических сетей современными приборами учета и контроля электроэнергии для повышения эффективности управления и обслуживания. - Невозможность сведения балансов энергопотребления по отходящим фидерам и многоквартирным домам из-за недостатков существующей системы учета и, как следствие, - крайняя затруднительность при отыскании очагов неоплаты и хищений. - В последние годы наблюдается заметное увеличение числа мощных электроприемников у населения, что значительно увеличивает нагрузку на электрические сети, которые проектировались и строились в расчете на гораздо меньшие мощности. В результате этого возникает необходимость реконструкции некоторых участков распределительных электрических сетей с целью повышения их пропускной способности. 1. 5.5. Проблемы водоснабжения Фактическое удельное потребление воды в расчете на одного жителя превышает, по отношению к установленным нормам, в 1,5-2 раза. Поэтому эффективность проведения энергосберегающих мероприятий водоснабжения населения очевидна. К основным проблемам водоснабжения жилого фонда можно отнести следующие: - Предприятия муниципальной сферы не имеют ни ощутимых стимулов, ни финансовых возможностей по замене в необходимых объемах устаревшего оборудования, изношенных основных фондов системы водоснабжения и канализации. - Существующий механизм стимулирования и финансирования инновационных процессов в ЖКХ, в том числе возврата кредитов, несовершенен. - Ценовые соотношения между стоимостью энергосберегающего оборудования и тарифами на энергоносители приводит к резкому снижению эффективности энергосберегающих технологий. - Отсутствие приборного учета и регулирования потребления холодной и горячей воды. - Отсутствие оптимизации режимов работы системы водоснабжения на базе автоматизированного управления и регулирования приводов насосных агрегатов частотным методом и запорной арматуры приводит к перерасходу энергоресурсов. - Не используются новые методы замены и очистки от отложений в инженерных коммуникациях. 1. 5.6. Проблемы энергоснабжения бюджетных организаций Ограниченность средств бюджетов городов и районов области ведет к стремительному росту задолженности бюджетных организаций за энергоносители. В 2003 году на энергоснабжение организаций бюджетной сферы выделено из областного бюджета 116,554 млн. рублей, из бюджетов муниципальных организаций - 258,1 млн. рублей. Для снижения нагрузки по оплате счетов энергоснабжающих предприятий разрабатываемые программы энергосбережения в городах и районах предусматривают: - обязательное оснащение бюджетных организаций приборами учета; - на время до оснащения приборами учета проведение энергетических обследований; - лимитирование энергоснабжения бюджетных организаций по тепловой и электрической энергии; - энергосберегающие мероприятия по применению тепловых штор и тепловых обоев; - регулирование потребления тепла. Выборочные обследования по использованию лимитов энергопотребления в бюджетных организациях (учебные и лечебные учреждения города Костромы) выявили факты нерационального использования электроэнергии: неэффективный электрообогрев, оплата за потребление электроэнергии субабонентами, арендующими помещения. Выявлены завышения расчетных нагрузок на отопление. В бюджетных организациях, как правило, не проводятся опрессовка систем отопления, их промывка, не выполняются регулировочные работы. В эксплуатационных службах потребителей тепла (бюджетных организациях) практически отсутствуют квалифицированные кадры. Приборами учета тепловой энергии не оснащены большинство бюджетных организаций. Ориентировочно ожидаемая экономия платежей за тепловую энергию после установки приборов учета составит около 25%, а при невыдерживании температурных режимов в тепловых сетях может достигнуть 50%. Потребность учреждений образования областного подчинения департамента образования и науки администрации Костромской области в приборах учета потребления тепловой энергии - 80%, электрической энергии - 20%, газа - 50%, воды - 60%. Такой уровень потребности в приборах учета характерен для всех учреждений бюджетной сферы. При отсутствии приборов учета в большинстве случаев оплата за коммунальные услуги бюджетных организаций осуществляется на основе расчетных параметров, определяемых энергоснабжающими организациями. Опыт отдельных учреждений показывает, что после установки приборов учета на объектах бюджетной сферы получается значительная экономия - от 10 до 70%. Бюджет оплачивает ресурсы, которые он никогда не получал. Установка приборов учета показывает также, что режимы теплоснабжения систематически нарушаются, при "недотопах" бюджет тратит лишние деньги на электрообогрев, а при "перетопах" оплачивает ресурсы, которые ему не нужны. В России управление энергопотреблением на объектах бюджетной сферы началось только в 1999 г. с введения лимитирования в соответствии с: - Постановлением Правительства Российской Федерации от 5 января 1998 года N 5 "О снабжении топливно-энергетическими ресурсами организаций, финансируемых в 1998 году за счет средств федерального бюджета"; (введено лимитированное потребление энергоносителей); - Постановлением Правительства Российской Федерации N 588 от 15.06.98 "О дополнительных мерах по энергосбережению в России"; (предусмотрены меры по стимулированию повышения эффективности использования энергоресурсов во всех субъектах Российской Федерации, в т.ч. и бюджетных организациях федерального подчинения через разработку отраслевых и региональных программ энергосбережения); - Постановлением Правительства Российской Федерации N 796 от 17.11.2001 "О федеральной целевой программе "Энергоэффективная экономика" на 2002-2005 гг. и на перспективу до 2010 года"; (предусмотрена реализация подпрограммы "Энергоэффективность в организациях (учреждениях) федеральной бюджетной сферы"). Система лимитирования энергопотребления сыграла положительную роль в наведении порядка. Расчеты финансовых средств на оплату топливно-энергетических ресурсов выполняются в соответствии с методикой, предложенной Минтопэнерго России. В 1998-2000 гг. коммунальные услуги оплачивались организациями бюджетной сферы лишь в незначительной степени, по их оплате накапливалась задолженность, физические объемы лимитов были производными от выделяемого бюджетного финансирования. В 2001-2002 гг. ситуация кардинальным образом изменилась. Физические объемы лимитов стали отражать нормативно-расчетные объемы потребления ресурсов, и эти объемы подкреплены необходимым уровнем бюджетного финансирования. В последние годы резко снизилась задолженность. Это впервые создало реальную основу для снижения бюджетных расходов за счет реализации программ оснащения бюджетных объектов приборами учета и повышения энергоэффективности. Однако система лимитирования не стимулирует снижение потребления энергоресурсов. Лимиты устанавливаются на основе данных энергоснабжающих предприятий о масштабах потребления за три последних года. Для организаций, не оснащенных приборами учета и регулирования эти данные часто значительно завышены. При постоянном внимании администраций к определению и согласованию лимитов на потребление энергоресурсов, их коррекция происходит в основном в сторону увеличения. Система планирования и оплаты энергоресурсов сохраняется такой, что бюджетный объект платит "не свои деньги", а бюджет оплачивает "не свои затраты", или когда полученная экономия полностью и бесследно "экспроприируется" бюджетом. Полученная финансовая экономия от мер по энергосбережению автоматически изымается, что резко снижает заинтересованность бюджетополучателей в экономии средств. Отсутствуют схемы стимулирования энергосбережения на объектах бюджетной сферы, что снижает эффект от мер по энергосбережению там, где они реализованы. 1. 5.7. Проблемы энергоснабжения жилого фонда Низкое качество и надежность услуг по энергоснабжению жилого фонда объясняется низкой платежной дисциплиной потребителей энергоресурсов, обусловленной дезорганизацией хозяйственного механизма. Это приводит, в первую очередь, к недостаточности на предприятиях-теплоисточниках средств на приобретение топлива и необходимости снижения его текущего расхода, что в свою очередь ведет к "недотопам" - снижению температуры сетевой воды в подающей магистрали. "Недотоп" на теплоисточнике означает сознательное ухудшение качества теплоснабжения подключенных потребителей, а также ведет к перерасходу топлива на единицу отпущенного тепла. В системах холодного водоснабжения отмечены нарушения гидравлического режима и недостаточное давление холодной воды на вводах в здания. Подобные нарушения в энергоснабжении не позволяют получить ожидаемый эффект от ресурсосберегающих мероприятий в системах теплоснабжения и системах холодного водоснабжения. Плохое состояние систем отопления, отсутствие приборов учета по воде и по теплу обуславливают низкую эффективность использования энергии населением. Высокая степень износа внутридомовых систем энергоснабжения (занос отложениями труб, отопительной аппаратуры, арматуры) приводит к частым отказам, повреждениям и к необоснованно завышенным расходам энергоносителей. Отсутствие приборов учета на объектах жилого фонда также является отрицательным фактором. Анализ договоров на тепло- и водоснабжение показывает, что объемы отпускаемого городскому хозяйству тепла обычно значительно завышены (на 15-20%). Анализ договоров на теплоснабжение и приведение их в соответствие с нормативными документами еще до реализации каких-либо теплосберегающих мероприятий позволит добиться внушительной экономии бюджетов городов и районов. При определении объемов теплопотребления муниципальным жилым фондом и при отсутствии приборов учета целесообразно применить "Временную методику определения тепловых нагрузок зданий и сооружений", применяемую, например, в Ивановской области, по которой расчетное теплопотребление хорошо согласуется с показаниями коммерческих приборов учета. По данной методике на большей части домов расчетная нагрузка на 10-15% ниже, чем по применяемой методике Академии коммунального хозяйства им. Памфилова. Для упорядочения системы расчетов за энергоносители необходимо постепенно оснащать приборами учета жилые дома. Масштабное оснащение приборами учета должно сопровождаться разработкой и внедрением строгого регламента и установкой автоматических средств снятия показаний и выставления счетов. До тех пор, пока жильцы не начнут рассчитываться за потребляемые энергоносители по приборам учета, реальных стимулов снижения энергопотребления у них не будет. В конечном счете, после приведения системы энергоснабжения в порядок, именно население будет определять успех политики повышения эффективности использования энергии в ЖКХ. Полная реализация потенциала эффективности использования электроэнергии в местах общего пользования позволила бы сократить электропотребление на 20-30%. Высокая стоимость оказания коммунальных услуг определяется высокими тарифами на электрическую, тепловую энергию. Разброс тарифов на тепло в зависимости от источников теплоснабжения составляет от 140 до 849 рублей/Гкал. Высокие тарифы для населения на коммунальные услуги и невозможность переложить в настоящий момент на население бремя нагрузки по полной оплате коммунальных услуг из-за низкого уровня жизни. Это чревато снижением уровня благосостояния, ростом неплатежей и социального недовольства. Предельная доля оплаты собственных расходов граждан на оплату жилищно-коммунальных услуг определяется 45% и повышение этого уровня должно четко отслеживаться региональными органами власти. Следует учитывать, что при росте тарифов на энергоресурсы будет наблюдаться и рост нагрузки на областной и местные бюджеты по дотированию разницы в тарифах и возмещению малоимущему населению. Как правило, дотации из бюджета на возмещение разницы в тарифах на коммунальные услуги планируются в меньшем объеме, чем это необходимо. В 2003 году в областном бюджете эти дотации составили 11 млн. рублей, в бюджетах муниципальных организаций - 533 млн. рублей. Коммунально-бытовое хозяйство является на сегодня крупным потребителем топлива и энергии. Самыми крупными потребителями электроэнергии в коммунально-бытовом хозяйстве являются жилые дома. В них ежегодно расходуется в среднем 400 кВт.ч на человека, из которых примерно 280 кВт.ч потребляется внутри квартиры на освещение и бытовые приборы различного назначения и 120 кВт.ч - в установках инженерного оборудования и освещения общедомовых помещений. Внутриквартирное потребление электроэнергии составляет примерно 900 кВт.ч в год в расчете на "усредненную" городскую квартиру с газовой плитой и 2000 кВт.ч - с электрической плитой. Согласно статистическим данным, около 20% населения превышают норматив потребления горячей воды (120 литров в сутки) примерно в 1,5 раза. Энергоэффективность ЖКХ на сегодняшний день нельзя считать удовлетворительной. Удельное потребление тепла на 1 человека также в 2-3 раза превышает соответствующие показатели европейских стран. Большая часть тепловой энергии отопительной системы идет на то, чтобы перекрыть потери тепла. Они в жилище с центральным отоплением и водоснабжением выглядят так: - потери из-за не утепленных окон и дверей - 40%; - потери через оконные стекла - 20-26%; - потери через стены - 20-24%; - потери через потолки и полы - 7%; - потери при пользовании горячей водой - 14%; - потери тепла происходят при его транспортировке: - теплопотери, связанные с отсутствием или разрушением тепловой изоляции трубопроводов (55%); - потери, связанные с разрегулировкой системы теплоснабжения, в результате чего расходы сетевой воды в циркуляционном контуре превышают расчетные в 1,5-1,7 раза, а многие потребители, не имеющие на вводе достаточных параметров теплоносителя, вынуждены сливать его в канализацию (30%); - теплопотери, связанные с нарушением нормативов эксплуатации зданий и понижением теплофизических свойств их конструктивных элементов. 2. ОСНОВНЫЕ ЦЕЛИ, ЗАДАЧИ, СРОКИ И ЭТАПЫ РЕАЛИЗАЦИИ ПРОГРАММЫ Стратегическая программа повышения энергоэффективности Костромской области представляет собой систему приоритетов (основных направлений), целей и народнохозяйственных задач, на основании которых строится долгосрочная энергетическая политика и механизм регулирования отношений хозяйствующих субъектов топливно-энергетического комплекса (ТЭК) и энергетического хозяйства региона, как между собой, так и со структурами государственного управления всех уровней. Целевая направленность Программы определяется необходимостью решения задач, связанных с низкой энергоэффективностью экономики Костромской области, и как следствие - с высокими издержками области на свое энергообеспечение, необходимостью устойчивого энергоснабжения населения и экономики региона, снижения техногенной нагрузки ТЭК на окружающую среду, сохранения энергетической безопасности Костромской области. Предусматривается создание социально ориентированного конкурентоспособного топливно-энергетического сектора экономики, основанного на рыночных условиях хозяйствования, и снижение энергоемкости ВРП за счет структурных и технологических изменений в энергопроизводящих и энергопотребляющих отраслях. В Программе определяются технические, технико-экономические и нормативно-правовые мероприятия, необходимые для ее реализации, устанавливаются источники и механизмы финансирования. Главной целью проведения энергетической политики в Костромской области является реализация скоординированной энергетической стратегии муниципальных, областных и федеральных органов власти для повышения энергоэффективности в экономике и бюджетной сфере при обеспечении надежного и устойчивого энергообеспечения потребителей, сдерживания роста нагрузки на население и областной бюджет по оплате энергетических и коммунальных услуг. Для достижения этой цели решается комплекс взаимосвязанных народнохозяйственных задач: - повышение эффективности взаимодействия энергетического сектора Костромской области с экономикой страны и интересами российского общества в целом путем экономически обоснованной минимизации издержек на удовлетворение энергетических потребностей региона и оптимизации вклада его энергетического сектора в социально-экономическое развитие области; - обеспечение энергетической безопасности региона на основе оптимального энергоснабжения при сохранении финансово-экономической стабильности и устойчивости функционирования ТЭК; - максимальное повышение экономической и энергетической эффективности использования природных топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) для повышения качества жизни населения и социально-экономического развития региона, сокращение на 10-12% расходов областного бюджета на оплату ТЭР; - повышение эффективности использования энергии как средства снижения затрат на энергообеспечение, обеспечивающего повышение конкурентоспособности продукции костромских предприятий; - повышение экономической эффективности инновационных проектов в сферах энергопроизводства, энергопреобразования и энергоиспользования; - формирование механизмов государственного управления энергоэффективностью экономики Костромской области путем совершенствования законодательной и нормативно-правовой базы, обеспечение стимулирования производителей и потребителей ТЭР в экономном их расходовании; - снижение экологической нагрузки на среду. (В редакции Постановления Думы Костромской области от 26.02.2009 г. N 3687) Учитывая большую капиталоемкость и длительность функционирования объектов энергообеспечения, необходимо рассматривать предлагаемые решения и организационные мероприятия в рамках намеченной стратегии. При отсутствии стратегической программы повышения энергоэффективности экономики Костромской области и обязательного ее выполнения, проблемы в энергетическом комплексе останутся и даже углубятся из-за необходимости возврата займов, т.к. без внешнего финансирования найти средства для обеспечения энергоэффективности экономики внутри области невозможно. Управление стратегической программой энергоэффективности экономики области крайне важно, однако, представляет большую сложность, которая определяется рядом обстоятельств. Во-первых, согласно положениям "Основных положений энергетической стратегии России на период до 2020 года" энергетическая стратегия представляет собой наиболее целесообразные для общества "правила поведения" государства в топливно-энергетической сфере. Применительно к уровню области речь может идти о правилах поведения Администрации относительно субъектов хозяйствования, осуществляющих энергообеспечение региона и энергопотребления. Во-вторых, недостаток ресурсов: финансовых, материально-технических, информационных, интеллектуальных, правовых - не позволяют субъектам управления успешно разрабатывать и реализовывать стратегию даже в самых благоприятных внешних условиях. Задача Программы - наметить пути нахождения этих ресурсов. В-третьих, существуют различные подходы к рассмотрению функции энергоснабжения, которые во многом определяют характер отношений к управлению этой деятельностью. При этом важное значение в формировании политики в области энергообеспечения региона имеет анализ возможной роли энергоснабжения, определение наиболее приемлемых вариантов взаимодействия (а не противодействия) органов исполнительной и законодательной власти и хозяйствующих субъектов. Должное внимание в Программе уделяется реконструкции, развитию и восстановлению источников генерации электроэнергии и тепла, а также электрических и тепловых сетей, развитию малой и коммунальной энергетики, газификации и топливообеспечения, вопросам экономии и учета энергии. Реализацию программных мероприятий намечено осуществить посредством проведения энергосберегающей, энергоэффективной и инвестиционной политики. Программа является межотраслевой и реализуется в два этапа: I этап - 2004-2005 годы; II этап - 2006-2010 годы. На I этапе будут осуществляться меры, направленные на углубление структурных реформ и укрепление рыночных начал в энергетическом секторе, преодоление диспропорций переходного периода, в том числе меры: - по надежному топливо- и энергоснабжению отраслей, городов и районов области в осенне-зимние периоды; - по проведению структурных реформ в электроэнергетике, в газовой отрасли, в сфере топливоснабжения (с приоритетом на местные виды топлива); - по насыщению внутреннего рынка отечественным высокотехнологичным оборудованием, материалами и конструкциями для отраслей ТЭК; - по созданию и организации серийного производства установок малой и нетрадиционной энергетики; - по продлению ресурса энергогенерирующих систем; - по завершению оснащения потребителей приборами и системами учета и регулирования расхода энергоресурсов и реализации высокоэффективных, быстроокупаемых и малозатратных энергосберегающих проектов. На II этапе главными задачами являются: - максимально-возможное ускорение обновления материально-технической базы; - повышение эффективности и конкурентоспособности производства; - повышение энергетической эффективности производства на основе внедрения новых высокоэффективных технологических процессов и оборудования. Программа состоит из двух направлений: 1. "Энергоэффективность топливно-энергетического комплекса Костромской области"; 2. "Энергоэффективность в сфере потребления энергетических ресурсов". 3. СИСТЕМА ПРОГРАММНЫХ МЕРОПРИЯТИЙ, ОЖИДАЕМЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ 3. 1. Программные направления развития топливно-энергетического комплекса Костромской области 3. 1.1. Программные направления развития электроэнергетики Стратегия экономического развития Костромской области до 2010 года предполагает увеличение производства электрической энергии в 1,55 раза и потребления ее в регионе в 1,45 раза по сравнению с 2002 годом (диаграмма на рис. 3.1). Рис. 3.1. Прогноз по потреблению электрической энергии в Костромской области до 2010 года (млн. кВт.ч.) В соответствии с прогнозом экономического развития Костромской области потребление электрической энергии в г. Шарье возрастет в 3,4 раза, в г. Нее - в 33,2 раза, в г. Мантурово - в 2,4 раза. В целях реализации поручения Правительства Российской Федерации от 18.02.2003 N КА-П9-01991 "О развитии энергетического комплекса Костромской области" (в соответствии с поручением президента РФ В.В.Путина от 13.02.2003 Пр-248) ОАО "Костромаэнерго" выступило заказчиком проекта "Схема развития электрических сетей 110 кВ и выше по Костромской области на 2003-2015 гг.". Проект предусматривает развитие схемы внешнего электроснабжения строящихся предприятий ООО "Кроностар" (г. Шарья) и целлюлозно-бумажного комбината (г. Нея). Стоимость проекта составляет 630 тыс. рублей. Проект разрабатывается ОАО "Нижегородскэнергосетьпроект" со сроком окончания работ в октябре 2003 года. По вопросу электроснабжения ООО "Кроностар" институт рассмотрел варианты развития схемы внешнего электроснабжения и предложил следующую схему: - строительство подстанции 500/220/110 кВ в г. Мантурово с установкой АТ 500/200 кВ мощностью 501 МВА; - строительство ВЛ-220 кВ "Мантурово-Шарья"; - реконструкция подстанции "Шарья" с установкой АТ 220/110 кВ мощностью 125 МВА; - строительство подстанции предприятия "Кроностар" 110/20 кВ с двумя трансформаторами мощностью 63 МВА, присоединяемой к ОРУ-110 кВ подстанции "Шарья" двумя одноцепными ВЛ-110 кВ. Реализовать данный проект предполагается долевым участием РАО "ЕЭС России", ОАО "Костромаэнерго", ООО "Кроностар" и администрации Костромской области. РАО "ЕЭС России" предусмотрело в своих планах капитального строительства на 2004 год выделение денежных средств в размере 500 млн. рублей. ООО "Кроностар" выступает заказчиком проекта и его долевое участие предусматривает строительство подстанции 110/20 кВ и двух одноцепных ВЛ-110 кВ, ориентировочной стоимостью 90 млн. рублей. Затраты ОАО "Костромаэнерго" на выполнение планируемых инвестиционных программ составят до 2005 года - 1005 млн. рублей, до 2010 года - 2320 млн. рублей. За этот период предполагается снижение потерь в сетях на 8,6%, введение новых электрических мощностей на 12 тыс. кВт, увеличение производства электрической энергии на 2,8%. Стратегия ОАО в области энергосбережения предусматривает: - Снижение присосов воздуха в топках котлов, наладка режимов горения на котлоагрегатах; - Увеличение выработки электроэнергии на тепловом потреблении, улучшение работы конденсаторов и бойлеров; - Мероприятия по применению пенополиуретана на оборудовании станций и тепловых сетях; - Оптимизация мест размыкания на землю линий 6-35 кВ; - Отключение в режимах малых нагрузок трансформаторов на ПС с двумя трансформаторами 35-110 кВ; - Снижение расхода электроэнергии на собственные нужды; - Замену проводов на перегруженных ВЛ-10 кВ. В программе энергосбережения предусматриваются технические мероприятия в производстве электрической и тепловой энергии, транспорте энергии, управлении режимами (максимумом нагрузки) потребителей, энергосберегающие мероприятия у потребителей за счет средств АО, установка приборов коммерческого и технического учета отпуска и потребления энергии, качества и количества поступающего топлива, организационно-экономические мероприятия. Основными направлениями этой программы являются следующие: снижение потерь электроэнергии на собственные нужды, снижение удельных расходов топлива на выработку тепло- и электроэнергии, совершенствование учета электроэнергии, снижение потерь электроэнергии на ее транспорт, применение частотного регулируемого привода. В частности, предусматривается экономия топлива и снижение удельных расходов на выработку тепло- и электроэнергии за счет внедрения системы химико-технологического мониторинга, частотного регулируемого привода, реконструкции котлов и генераторов. Снижение потерь электроэнергии на ее транспорт за счет отключения в режимах малых нагрузок трансформаторов на подстанциях с двумя и более трансформаторами в сетях 35-110 кВ, отключения трансформаторов на подстанциях с сезонной нагрузкой в сетях 10 кВ. Внедрение АСКУЭ и установка, замена приборов учета расхода электроэнергии на объектах ОАО "Костромаэнерго". Дополнительно к программе в целях обеспечения безопасности энергоснабжения, экономии химреагентов, топлива, водных ресурсов на станциях ОАО "Костромаэнерго" планируется внедрение автоматизированной системы химического контроля воды. Стоимость проекта - 5 млн. рублей. К первоочередным отнесены мероприятия по техническому перевооружению Шарьинской ТЭЦ: замена турбоагрегатов ПР-6 ст. N 1, ст. N 2, модернизация котлоагрегатов ТП-35У ст. N 1, 2, 3, 4, модернизация РУ-6 кВ, внедрение системы оборотного водоснабжения и другие мероприятия. Общие затраты на перевооружение Шарьинской ТЭЦ составят 158,88 млн. рублей. В результате выполнения энергосберегающих мероприятий будет достигнута экономия энергии в период 2004-2005 годы 10,23 тыс. т у.т., за 2006-2010 годы - 13,62 тыс. т у.т., экономия электроэнергии за указанные периоды - 27,2 млн. кВт-ч, теплоэнергии - 2,7 тыс. Гкал, топлива - 15,7 тыс. т у.т. В структуре затрат на выполнение программы 59% составляют затраты на технические мероприятия, 41% - на оснащение приборами коммерческого и технического учета отпуска и потребления энергии, качества и количества поступающего топлива. Доход от реализации программы - 55,647 млн. рублей, срок окупаемости 0,4-0,5 года. При этом планируется снижение стоимости энергии, производимой ОАО "Костромаэнерго" на 1,55%. В последнее время все больший интерес проявляется к децентрализованным источникам энергообеспечения со стороны многих достаточно крупных потребителей тепловой и электрической энергий. Этот интерес подпитывается неуверенностью в надежном энергообеспечении традиционными крупными энергосистемами, составлявшими основу энергетики России. В этом случае создание у потребителей собственных альтернативных децентрализованных источников энергообеспечения становится не только экономически целесообразным, но и жизненно необходимым. К системам тепло- и электроснабжения, дающим максимальную экономию энергоресурсов и приносящим прибыль, относятся муниципальные и промышленные системы совместного производства тепла и электроэнергии с применением газовых турбин (ГТУ-ТЭЦ и ПГУ-ТЭЦ). Анализ составляющих в себестоимости тепла от котельных, работающих на природном газе в Костромской области, показал, что стоимость электроэнергии в себестоимости тепла достигает 15%, а затраты на топливо находятся в пределах 55%. При такой структуре костромской теплоэнергетики, даже при низких тарифах на природный газ, тепло становится дорогим и его оплата, как правило, дотируется из регионального бюджета. Высокие начальные параметры газотурбинного цикла в сочетании с использованием тепла выхлопных газов для производства горячей воды позволяют поднять КПД энергоустановки на 10-15% по сравнению с традиционными энергоблоками, а это снижает расходы на основную составляющую себестоимости тепло- и электроэнергии - на топливо. Газотурбинные электростанции с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии работают по циклу когенерации. За счет утилизации тепла газов, имеющих температуру от 370 град. С до 530 С, в этом цикле появляется возможность генерирования тепловой энергии, в данном случае в виде горячей воды, идущей на теплоснабжение зданий жилого, социально-культурного и производственного назначения. Эффективный коэффициент использования топлива таких систем достигает 90% и не имеет себе равных среди других технологий В стоимость киловатт-часа энергии, электрической или тепловой, входит себестоимость производства и затраты на транспортировку до конечного потребителя. Программные энергосберегающие направления связаны, прежде всего, с разукрупнением энергетического хозяйства Костромской области и созданием в малой энергетике достаточного количества мощностей, приближенных к потребителю. Это обеспечивает снижение потерь на транспортировку тепловой и электрической энергии, достигающих 20% первоначально выработанного электричества и 20-30% тепловой энергии. В равной степени этим достигается снижение стоимости производства энергии, уменьшение потерь при транспортировке энергии и экологическая безопасность. В ситуации неизбежного энергетического кризиса реальным выходом для предприятий, учреждений, коммунальных хозяйств, имеющих потребность в электроэнергии до 30 МВт, является использование малых электростанций. Такие установки окупают себя в течение 3-5 лет. Автономность мини-ТЭЦ, производящих электроэнергию и тепло на месте потребления, дает гарантию от перебоев или аварийных отключений, которые неизбежны из-за изношенности электрических и тепловых сетей. Бесперебойное энергоснабжение является обязательным условием работы ответственных потребителей: узлов связи, больниц, административных зданий, диспетчерских пунктов, школ, детских дошкольных учреждений, банков, систем жизнеобеспечения и др. Реконструкция муниципальных и промышленных котельных в ГТУ-ТЭЦ решает 4 основные задачи энергосбережения: - котельные, дающие населению до 62% тепловой энергии, превращаются из потребителей электроэнергии в поставщиков дешевой электроэнергии как в пиковом, так и в базовом режимах; - существенно снижаются удельные расходы топлива, как на производство электроэнергии, так и на производство тепла; - снижается себестоимость тепловой энергии, что очень важно, т.к. дотации можно превратить в инвестиции; - уменьшаются потери в сетях, т.к. в многотысячных отдаленных микрорайонах Костромской области появляются местные источники электроэнергии. Кроме энергосбережения, при использовании газотурбинных технологий улучшается экология, т.к. существенно снижаются выбросы в атмосферу загрязняющих веществ N O, CO и CO2 за счет того, что сэкономленное топливо не сжигается в топках существующих котлов, и за счет разности в выбросах за существующими котлами и за газотурбинными установками. Газотурбинный цикл почти не использует воды - отсюда минимальное воздействие на водный бассейн. Комплекс мероприятий обеспечивает низкий уровень шума. На ГТУ-ТЭЦ системно решаются вопросы снижения стоимости строительства и себестоимости производства энергии, а также минимизации воздействия на окружающую среду. Быстрая окупаемость проекта делает привлекательным строительство малых электростанций с газотурбинными установками для инвесторов. В условиях роста цен и дефицита первичных энергоресурсов следует рассматривать и нетрадиционные методы выработки электроэнергии, к которым относятся: производство электрической энергии на биоэнергетических установках, на станциях аэрации, мусоросжигающих заводах, где производство электроэнергии возможно с применением альтернативных видов топлива с использованием конденсационных турбин единичной мощностью 250 6000 кВт. Целесообразно рассмотреть и производство электрической энергии на ДГУЭ. Назначение детандергенераторной утилизационной энергоустановки (ДГУЭ) - получение электроэнергии, используя энергию, образующуюся на перепаде давления природного газа: природный газ транспортируется на большие расстояния под высоким давлением, а к потребителю подается под низким давлением. При существующей системе газоснабжения давление магистрального газа перед подачей его потребителю снижается в двух ступенях. В первой из них (газораспределительные станции или ГРС) давление газа снижается до 1,0...1,5 МПа, во второй (газорегулирующие пункты или ГРП) - до 0,1...0,3 МПа. Обычно для этого используется дросселирование, что приводит к потере большого количества энергии давления транспортируемого газа. Применение детандер - генераторных агрегатов позволяет утилизировать эту энергию. Другой альтернативой традиционным методам является производство электрической энергии на микро-ГЭС. Основным направлением малой гидроэнергетики в районах Костромской области с централизованным электроснабжением на ближайшую перспективу является освоение створов с готовым напорным фронтом, т.е. пристройка малых ГЭС к водохранилищам неэнергетического профиля или в составе вновь сооружаемых комплектных гидроузлов с подчиненным значением энергетики. Бесплотинные всесезонные ГЭС (БВГЭС) предназначены для выработки электроэнергии без сооружения плотины за счет использования энергии самотечного потока горных и равнинных рек. БВГЭС изготавливаются различных типоразмеров под разные скорости течения. Их удобно использовать в малых хозяйствах в качестве альтернативного и резервного источника питания. Отличительным признаком гидроагрегата БВГЭС является преобразование энергии самотечного потока в механическую работу. В этом гидроагрегате используется не аэродинамический эффект, а тяговый принцип снятия энергии с водотока, так как в реке обычно малые скорости течения. Тяговый принцип достигается криволинейной подвижной жесткой лопастью. Заслуживает рассмотрения и выработка электрической энергии на ВЭУ. Ветроэнергетическая установка, преобразует кинетическую энергию ветрового потока в какой-либо другой вид энергии. Мощность ветроэнергетической установки от 100 Вт до нескольких МВт. Кпд ветродвигателей, применяемых в ветроэнергетической установке, достигает 48%. 3. 1.2. Программные направления развития теплоэнергетики В теплоэнергетике Костромской области преобладает централизованное теплоснабжение (более 60%) от ТЭЦ (около 30%), районных, промышленных и муниципальных котельных (30-35%). В децентрализованных системах, к которым условно отнесены системы мощностью менее 10 Гкал/ч (11,65 МВт), производится около 20% всей тепловой энергии, из них практически все количество тепла производится котельными. Из этого количества тепловой энергии около половины производится индивидуальными котельными и теплогенераторами, мощность которых не превышает 0,5-1 Гкал/ч. Сведения о котельных по районам Костромской области по состоянию на начало 2003 года приведены в таблице 1.3. Существенным фактором определяющим уровень затрат на производство тепловой энергии, а следовательно и тарифов, является степень использования производственных мощностей котельных. При этом на многих автономных котельных установленная мощность оказывается невостребованной потребителями. Например, в г. Костроме подлежат замене 43% котлов, но дефицита тепловой мощности нет. Анализ технического состояния систем теплоснабжения свидетельствует о необходимости проведения большого комплекса работ для обеспечения приемлемого состояния оборудования по выработке, передаче и использованию энергоносителей. Энергетическая стратегия предусматривает повышение уровня эксплуатации систем теплоснабжения в целях существенного снижения себестоимости тепловой энергии в сравнении со стоимостью электроэнергии и газа, что даст возможность снизить долю участия федерального, областного и местных бюджетов в финансировании теплоснабжения быта. Существующее положение требует модернизации всей технологической цепочки производства, транспорта и использования тепла, а также использования системы мониторинга состояния элементов оборудования. Реальным путем такой модернизации в сложившихся финансово-экономических условиях является выполнение экономически окупаемых энергосберегающих проектов при максимальном использовании действующих источников и тепловых сетей. Учитывая комплексный характер тепловой энергии, можно сказать, что она обладает наибольшим ресурсом энергосбережения. Энергосбережение является комплексной проблемой, решение которой может дать разноплановые эффекты. В технико-экономическом аспекте это - снижение потерь, внедрение новых технологий и оборудования, повышение технического уровня теплового хозяйства. Экологический эффект связан со снижением расхода топлива и уменьшением количества вредных выбросов. Социальный эффект состоит в повышении надежности теплоснабжения и комфортности в зданиях. Снижение теплопотребления приводит к сокращению бюджетных дотаций, обеспечивая положительный финансовый результат. Целенаправленное проведение энергосберегающей политики дает шанс разорвать замкнутый круг существования кризисной ситуации в сфере теплоснабжения и отсутствия средств для ее преодоления. Окупаемость энергосбережения создает возможность получения кредитов, возвращаемых за период окупаемости проекта. Технические пути реализации энергосберегающей политики: - применение современных энергосберегающих технологий и оборудования при модернизации действующих систем и установок и сооружении новых; - измерение количества произведенной и потребленной энергии и проведение взаиморасчетов по показаниям приборов; - автоматическое регулирование процессов производства, транспорта и потребления тепловой энергии и автоматизированные системы диспетчерского управления; - строительство новых зданий в соответствии с изменениями СНиП "Строительная теплотехника" и дополнительная изоляция действующих зданий. Программой предусматриваются затраты на реконструкцию и модернизацию котельного оборудования - 960,738 млн. рублей, на модернизацию систем транспортировки тепловой энергии - 43,59 млн. руб., установку систем учета и регулирования потребления тепловой энергии - 51,44 млн. рублей, проведение энергетических обследований потребителей тепловой энергии - 3 млн. рублей. В Энергетической стратегии России до 2020 года, принятой Правительством РФ в августе 2003 года, основной упор в развитии сектора теплоснабжения делается на двукратное увеличение доли комбинированного производства тепла в сфере центрального теплоснабжения. Данной программой предусматривается модернизация основного и вспомогательного оборудования крупных и средних котельных с монтажом паротурбинных или газотурбинных установок для выработки электрической энергии на собственные нужды и во внешнюю электросеть, внедрение технических и организационно-экономических мероприятий, способствующих увеличению степени загрузки действующих ТЭЦ по теплу. Необходимо изучение динамики тепловых нагрузок разной концентрации в целях определения возможной тепловой базы для комбинированной выработки электрической и тепловой энергии и определения эффективных зон применения теплофикации в конкретных условиях энергоснабжения городов и районов Костромской области. В этих целях потребуется возобновление разработки схем теплоснабжения локальных узлов теплопотребления в составе комплексных территориальных схем электро-, газо- и теплоснабжения с обоснованием в них целесообразной степени централизации теплоснабжения при возможных условиях топливо- и электроснабжения, эффективной доли комбинированного производства электрической и тепловой энергии в рыночных условиях хозяйствования с учетом экологических требований. В новых схемах территориального теплоснабжения должна предусматриваться возможность передавать тепловую энергию от более экономичных источников тепла в зону действия менее экономичных источников. Это необходимо и с точки зрения обеспечения энергетической безопасности теплоснабжения. Сложившаяся избыточность производственных мощностей ТЭЦ и котельных по отношению к уровням теплопотребления в зонах централизованного теплоснабжения предопределяет необходимость скорейшего завершения оценки технического состояния действующего оборудования теплогенерирующих систем общего пользования и систем транспорта тепла от них, программного подхода к проблеме вывода из работы устаревшего оборудования, реконструкции и технологического перевооружения действующих мощностей на базе внедрения парогазовых циклов, выявления экономически эффективных масштабов и допустимых сроков продления эксплуатации оборудования разных типов, а также способов их реконструкции. Решение этих задач осуществляется на основе проведения энергетического аудита и составления энергетических паспортов всех теплогенерирующих систем Костромской области. Общие затраты на энергетическое обследование всех теплогенерирующих предприятий области составят 2000 тыс. рублей. Источник финансирования: собственные средства предприятий 95%, внебюджетные средства - 5%. В направлении совершенствования схем и оборудования систем транспорта и распределения тепловой энергии планируются мероприятия: - оптимизация гидравлического режима в системах теплоснабжения; - снижение потерь тепла за счет увеличения скорости теплоносителя в сети; - замена существующих тепловых трасс на трубы полной заводской готовности с полиуретановой изоляцией и бесканальной прокладкой; - внедрение систем частотного регулирования электродвигателей насосного и тягодутьевого оборудования; - перевод систем теплоснабжения на закрытую схему. Оптимизация гидравлического режима в системах теплоснабжения является важным мероприятием, так как в настоящее время в большинстве случаев гидравлический режим в системах теплоснабжения не отрегулирован. Для достижения напоров теплоносителя, обеспечивающих циркуляцию воды у потребителей, подключенных на конечных участках тепловой сети, в системе повышается расход теплоносителя, вследствие чего повышается потребление электрической энергии на подачу сетевой воды. Анализ собранных данных о тепловых нагрузках и затратах на выработку, транспортировку тепловой энергии показал, что фактические расходы электроэнергии, потребленной отопительными котельными, в значительной мере превышают нормативные величины. В натуральном выражении перерасход электроэнергии на котельных ориентировочно равен 4500 тыс. кВт.ч в год или дополнительным затратам на выработку тепла в сумме 2800 тыс. руб. в год. Структура потребления электрической энергии на котельных такова, что 60-70% расходуется на перекачку теплоносителя, 30-20% - на обеспечение процесса горения и около 10% - на прочие нужды. Как энергосберегающее мероприятие оптимизация гидравлического режима распространяется на все системы теплоснабжения независимо от их тепловой мощности, видов используемого топлива и других данных, характеризующих системы теплоснабжения, и имеет первостепенное значение, так как при ее осуществлении создаются предпосылки для реализации последующих энергосберегающих мероприятий, а именно: - осуществление качественного регулирования отпуска тепла потребителям за счет выполнения принятого для данной котельной температурного графика; - применение наиболее рациональных схем подключения теплообменников горячего водоснабжения на тепловых пунктах потребителей тепла тепловой энергии, установка теплообменников горячего водоснабжения с оптимальными поверхностями нагрева, что в значительной мере снижает материальные затраты при их установке; - улучшение качества услуг по теплоснабжению потребителей при оптимальном расходе топлива на котельных; - выполнение расчетов потерь тепла в тепловых сетях через тепловую изоляцию по нормативным их значениям, выявление повышенных потерь и разработка соответствующих мероприятий по их ликвидации; - выполнение расчетов оптимальных диаметров трубопроводов тепловых сетей, что позволит снизить затраты при проведении ремонтов с заменой отдельных участков тепловой сети; - подбор на котельных насосных агрегатов для перекачки теплоносителя в соответствии с характеристикой тепловой сети и повышение их к.п.д. - разработка наиболее эффективных схем теплоснабжения городов и поселков, имеющих несколько источников теплоты; - определение целесообразности применения, у отдельных потребителей, индивидуального теплоснабжения. Оптимизация гидравлического режима в системах теплоснабжения мероприятие наиболее эффективное, так как его реализация не требует значительных материальных затрат. В связи с тем, что данное мероприятие является основополагающим и предопределяющим реализацию многих других мероприятий по энергосбережению, а, также учитывая его высокую эффективность, настоящей Программой установлены сроки выполнения работ по каждой отдельно взятой системе теплопотребления. Для снижения трудозатрат при выполнении расчетов предусматривается разработка автоматизированной системы расчета гидравлического режима. Другое важное энергосберегающее мероприятие замена существующих теплотрасс на трубы полной заводской готовности с полиуретановой изоляцией и бесканальной прокладкой. Для поддержания существующих теплотрасс в нормальном рабочем состоянии, необходимо ежегодно заменять не менее 5% от протяженности тепловых сетей. Реально заменяется значительно меньше. Это может в ближайшие годы привести к чрезвычайному положению с обеспечением тепла. Наиболее современной в настоящее время является технология предварительной теплоизоляции в заводских условиях всех элементов теплотрасс пенополиуретаном (ППУ) с гидрозащитным полиэтиленовым покрытием. Главное достоинство технологии прокладки трубопроводов на основе ППУ-изоляции: - пенополиуретан обладает самым низким из всех применяемых для изоляции материалов коэффициентом теплопроводности - 0,035 Вт/м С (нормативный для сухой минеральной ваты 0,054 Вт/м С); - практически абсолютная защита трубы от грунтовых и паводковых вод, благодаря водонепроницаемости полиэтиленовой оболочки и низкой гигроскопичности ППУ; - снижение, по сравнению с нормативными, потерь тепла через изоляцию; - увеличенный (до 20 лет) гарантийный срок службы теплотрасс; - возможность изготовления и контроля изоляции всех элементов теплотрасс в заводских условиях; - снижение стоимости работ при укладке теплотрасс; - возможность монтажа сигнальной системы слежения за состоянием трубопровода. Экономический эффект с использованием ППУ-изоляции и бесканальной подземной прокладки при замене существующих тепловых сетей составляет не менее 30 тыс. руб. на 1 км трубопровода с условным проходом 200 мм. Внедрение систем частотного регулирования электродвигателей насосного и тягодутьевого оборудования на всех этапах производства и транспортировки тепловой энергии, что в первую очередь приводит к значительному снижению потребления электроэнергии до 60% и имеет срок окупаемости до 3,5 лет. Однако, помимо снижения потребления электроэнергии, установка частотных приводов приводит к: - стабилизации гидравлического режима тепловой сети вследствие контролируемого изменения напора, - продлению сроков службы тепловых сетей; - оптимизации переходных режимов и уменьшению средней скорости вращения насосных агрегатов, что продлевает срок их службы; - уменьшению потребления электроэнергии, что позволяет отказаться от компенсирующих устройств. В отдельных районах региона используется открытая схема теплоснабжения, что ведет к завышению тарифа на тепловую энергию на 10-15%. Перевод на закрытую систему путем установки подогревателей горячего водоснабжения на каждом объекте (всего 106), предусмотренном в Программе, требует капитальных затрат в объеме 24 млн. рублей и имеет срок окупаемости до 2-3 лет. При этом предполагается замена элеваторных узлов автоматизированными индивидуальными тепловыми пунктами (ИТП). Подобная реконструкция системы теплоснабжения с установкой новых тепловых пунктов позволяет снизить максимальную тепловую нагрузку зданий на 20% по отношению к нагрузке с элеваторной схемой, а суммарное теплопотребление снизить на 27%. Наибольшая экономия достигается в переходные периоды отопительного сезона (осенью, весной) - до 30-40% и более. В целом по Костромской области установка на отдельных тепловых пунктах регуляторов расхода теплоносителя, позволит обеспечить снижение расхода тепловой энергии на 20-25%. В Программе предусматривается установка АИТП и регуляторов температуры на 100 объектах бюджетной сферы и ЖКХ. Затраты составят 25 млн. рублей. Экономический эффект - 13 млн. рублей в год. Срок окупаемости 2-3 года. Установка автоматизированных индивидуальных тепловых пунктов позволяет совершенствовать и систему горячего водоснабжения. Более 20% расходуемой в регионе тепловой энергии тратится на нужды горячего водоснабжения, которое имеет существенные недостатки: более 50% этой энергии теряется путем слива недогретой до требуемой температуры воды. Установка в системах горячего водоснабжения регуляторов температуры и циркуляционных линий приведет к снижению расхода воды и тепловой энергии, что при полном объеме реализации этого мероприятия обеспечит экономию около 220 млн. рублей в год. Во всех без исключения системах теплоснабжения в настоящее время принято качественное регулирование отпуска тепловой энергии в тепловую сеть, которое заключается в изменении температуры теплоносителя на основании принятого для данной системы температурного графика. Эффективность работы системы теплоснабжения и качество услуг по теплоснабжению, оказываемых потребителю, в значительной мере зависят от выполнения температурного графика. Однако в действительности данному фактору не придается должного значения: во многих отопительных котельных температурные графики отсутствуют, а там, где они имеются, отношение к их выполнению носит формальный характер. Количество отпущенного тепла в должной мере не контролируется, отчего в периоды с повышенной среднесуточной температурой наружного воздуха в отопительный сезон вырабатывается излишнее тепло, что приводит к перерасходу топлива. Кроме того, потенциальная возможность данного мероприятия заключается в экономии топлива за счет корректировки температуры теплоносителя в подающем трубопроводе тепловой сети до величины допустимых нижних ее отклонений для данного температурного графика. Допустимые нормативные отклонения температуры теплоносителя составляют 3 град. С. Понижение температуры теплоносителя в подающем трубопроводе тепловой сети на 1 град. С снижает расход топлива на 2%. Отдельным энергосберегающим направлением выделяется реконструкция котельного оборудования, с переводом на местные виды топлива, и электрогенераторов Шарьинской ТЭЦ. В области теплоснабжения планируется: снижение присосов воздуха в топках котлов, наладка режимов горения на котлоагрегатах, мероприятия по применению пенополиуретана на оборудовании станций и тепловых сетях, снижение расхода электроэнергии на собственные нужды, энергосберегающие мероприятия у потребителей за счет средств АО, установка приборов коммерческого и технического учета отпуска и потребления энергии, качества и количества поступающего топлива, организационно-экономические мероприятия. Программа замены и реконструкции оборудования котельных по всем районам Костромской области приведена в Приложении. Стратегические направления этой программы: - повышение надежности теплоснабжения, - снижение удельного расхода топлива на выработку тепловой энергии, - замена морально устаревшего, физически изношенного оборудования котельных на современное энергоэффективное, - перевод электрических котлов, котлов, работающих на мазуте, угле на местные виды топлива (торф, отходы деревообработки), - приборное обеспечение учета и контроля фактической тепловой мощности котельной и ее к.п.д., - оснащение современным эффективным оборудованием химводоподготовки, утилизации тепла уходящих газов (экономайзеры обеспечивают повышение к.п.д. котельной на 1-2%), - снижение затрат энергии на собственные нужды котельной. Анализ состояния котельных Костромской области на начало 2003 года показал (таблица 1.3), что безусловной замене подлежат 1481 котлов общей мощностью 734,5 Гкал/ч, как физически и морально устаревших. Программой предусматривается установка новых котлов с к.п.д. не менее 85%, работающих на местных видах топлива (брикеты, дрова, отходы деревообработки, фрезерный торф) и использующих в качестве резервного топлива уголь. Проект реконструкции котельных Костромской области рассчитан до 2010 года, но его необходимо корректировать в соответствии с фактическими сроками газификации районов области (плановые сроки газификации Костромской области, установленные соответствующей программой, не выполняются). Согласно ГОСТ 10617-83 КПД котлов отопительных водогрейных должно составлять 80% + 1%. Экономия ресурсов при перевооружении составляет 25-30%, в расчете принимаем экономию ресурсов 20% (таблица 3.1). Таблица 3.1 Экономия топлива при реконструкции котельных гос. заказ экономия, экономия, коэффициент топливо, в % в тыс. т, куб. м перевода т у.т. уголь 150 тыс. т 20% 30 тыс. т 0,91 27300 дрова 322 тыс. куб. м 20% 64,6 тыс. куб. м 0,27 17440 печное 2,6 тыс. т 20% 0,52 тыс. т 1,45 754 Всего: 45494 т у.т. При планируемой замене 140 котлов в г. Костроме по газовому виду топлива и повышении КПД на 23% экономия указана в таблице 3.2. Таблица 3.2 кол-во часовая число часов коэффициент топливо, котлов экономия работы перевода т у.т. Газовое 140 шт. 24,19 3100 1,2 12598 топливо н куб. м/ч Общая экономия топливных ресурсов при полной реконструкции оборудования в год: Э общ = 45494 + 12598 = 58092 т у.т. Планируемая экономия ресурсов при 14% замене оборудования в год (таблица 3.3). Таблица 3.3 Планируемая экономия топлива при реконструкции котельных Года Процент замены Экономия топлива с оборудования нарастающим итогом 2004 14 8133 2005 28 16266 2006 42 24397 2007 56 32532 2008 70 40664 2009 84 48797 2010 100 58092 При расчете экономии в денежном выражении следует учитывать сегодняшнее соотношение цен на топливо и прогнозируемый рост цен. Цена 1 тонны мазута 3500 рублей, 1 тонны каменного угля 1200 рублей, 1 тонны торфа 400 рублей. Стоимость одной тонны условного топлива в регионе в пересчете на различные виды топлива составляет: по мазуту - 2500 рублей, по углю - 1500 рублей, по фрезерному торфу - 1200 рублей. Проект реконструкции котельных региона рассчитан на 7 лет. График реконструкции по годам в таблице 3.4. Таблица 3.4 График реконструкции котельных по годам Интервальные 1-ый 2-ый 3-ый 4-ый 5-ый 6-й 7-й типы котельных год год год год год год год по мощности ед. ед. ед. ед. ед. ед. ед. 0-1 Гкал/ч 80 85 85 85 85 76 76 1,1-2 Гкал/ч 50 50 50 50 50 50 48 2,1-5 Гкал/ч 37 40 40 40 40 31 30 ИТОГО: 167 ед. 175 ед 175 ед. 175 ед. 175 ед. 157 ед. 154 ед. В течение этого периода предусматривается ежегодное инвестирование реконструкции котельных по всем интервалам теплопроизводительности котельных. Согласно имеющимся данным в области находятся в эксплуатации 247 электрических котлов с единичной мощностью более 15 кВт. В первую очередь необходимо заменить 160 электрических котлов типа ЭПЗ-100 на более экономичные котлы, работающие на местных видах топлива (торф, отходы деревообработки) и использующие в качестве резервного топлива дрова и уголь. Экономия энергоресурсов при реконструкции электрокотельных, оборудованных котлами ЭПЗ-100 и переводе их на местные виды топлива составит 106,7 т у.т./год в расчете на один котел. Экономический расчет производился по укрупненным капитальным затратам из расчета установки двух котлов в котельной (таблица 3.5). Таблица 3.5 Экономия по годам реконструкции электрокотельных Годы Кол-во Кол-во котлов Экономия в Суммарная котельных шт. год, экономия, т у.т./год т у.т./год 2004 11 22 2347,4 2347,4 2005 11 22 2347,4 4694,8 2005 11 22 2347,4 7042,2 2006 11 22 2347,4 9389,6 2007 11 22 2347,4 11737 2008 11 22 2347,4 14084,4 2009 14 28 2987,6 17072 Всего за период реконструкции экономия 66367,4 т у.т. Учитывая, что один из котлов находится в резерве, принимаем коэффициент использования установленной мощности 0,5. Резерв экономии составит 33183,7 т у.т. При расчетах экономии в денежном выражении учитываем, что в настоящее время стоимость одной тонны условного топлива в регионе в пересчете на различные виды топлива составляет: по мазуту - 2500 рублей, по углю - 1500 рублей, по фрезерному торфу - 1200 рублей. Децентрализация источников теплоснабжения считается одним из приоритетных направлений экономии энергоресурсов как в России, так и за рубежом. Зарубежный опыт говорит о перспективности строительства котельных малой и средней мощности для обеспечения нужд отдельных потребителей. Современная практика теплоснабжения показывает, что преимущества децентрализации теплоснабжения не являются очевидными, то есть экономический, социальный и экологический эффект может существенно различаться в каждом конкретном случае. Во-первых, рассредоточение источников тепла с максимальным приближением к теплопотребителям позволяет исключить потери, обусловленные наличием тепловых пунктов и сетей. Во-вторых, достигнутое сокращение количества сжигаемого топлива на 48% и применение горелочных устройств нового поколения с минимальной эмиссией вредных веществ позволяет уменьшить валовые выбросы вредных веществ в атмосферу более чем в 4,5 раза. В-третьих, отказ от прокладки 40 км магистральных сетей позволяет дополнительно исключить потери на их подпитку - 2400 куб. м/сутки, снизить выбросы продуктов химподготовки. Ликвидируется необходимость выполнения большого объема земляных работ, вырубки зеленых насаждений по трассе. Фактически при принятии решения о поддержке того или иного направления необходимо определить: - целесообразность и "стоимость" создания конкуренции в сфере теплоснабжения; - влияние централизации и децентрализации на все затраты связанные с энергообеспечением региона. Что касается конкуренции, то, во всяком случае, должен быть избыток предложения теплогенерирующих мощностей. Как показывают данные, приведенные в таблице 1.3, такой избыток в среднем имеется (котельные загружены явно недостаточно). Это обстоятельство приводит к росту затрат и наиболее целесообразным является закрытие малоиспользуемых котельных и подключение тепловых нагрузок к более мощным и экономичным источникам. В связи с этим автономные котельные следует рассматривать, как дополнение к системам централизованного теплоснабжения и их бюджетная поддержка оправдана только в следующих случаях: - строительство новых или реконструкция (с ростом тепловых нагрузок) старых зданий в районах, где невозможно строительство крупных источников тепла по каким-либо причинам, - обеспечение потребителей, перерывы теплоснабжения или горячего водоснабжения, для которых недопустимы (медицинские учреждения) или влекут за собой существенные экономические потери (гостиницы), - обеспечение потребителей, расположенных в конце существующих тепломагистралей и испытывающих дефицит тепла в связи с ростом тепловых нагрузок по трассе, снижением мощности источника тепла или пропускной способности теплопроводов, - в районах новостроек до ввода в действие тепломагистралей от ТЭЦ, после чего индивидуальные теплогенераторы могут демонтироваться для установки на других объектах или использоваться как пиковорезервные источники, - в районах с низкой плотностью тепловой нагрузки, где неэффективны системы централизованного теплоснабжения. С точки зрения общих затрат на энергоснабжение нужно иметь ввиду, что данный источник тепла эффективен только в случае использования дешевого газа; при росте цен на газ эффективность раздельного производства тепла будет значительно уступать совместному производству на ТЭЦ, что должно учитываться при сохранении или развитии систем централизованного теплоснабжения. Кроме того, совместное производство обеспечивает самый низкий уровень загрязнения окружающей среды. Другим, практически противоположным решением является предложение о замене малоэкономичных мелких котельных в малых и средних населенных пунктах на ТЭЦ с использованием парогазовых технологий (развитие централизованного теплоснабжения на базе теплофикации). При этом электрическая мощность ТЭЦ может достигать 60 МВт, что одновременно решает проблему электроснабжения. Рынок необходимого оборудования в стране постепенно развивается, и при востребованности его формирование может значительно ускориться. Основные эффекты от реализации программы развития малых ТЭЦ на газе состоят в следующем: - для населения - повышение надежности и качества тепло- и электроснабжения; - для области - улучшение энергобаланса и повышение энергетической независимости; снижение оттока денежных средств; повышение квалификации персонала в малой энергетике; - для промышленных предприятий - повышение надежности энергоснабжения при снижении его стоимости; - для владельцев ТЭЦ - дополнительный доход от продажи электроэнергии. 3. 2. Использование местных видов топлива 3. 2.1. Использование топливного торфа Запасы торфа, возможные для разработки в Костромской области, составляют 415,6 млн. тонн, с перспективными месторождениями до 520 млн. тонн. Запасы на разрабатываемых месторождениях 57,8 млн. тонн, на неразрабатываемых торфоместорождениях 122,3 млн. тонн, остальные месторождения в перспективной разработке. Значительная часть торфяных месторождений непосредственно примыкает к железной дороге, что делает удобным их использование в хозяйстве области. Практически все районы региона имеют торфяные месторождения, транспортные расходы, по сравнению с доставкой угля, незначительны. Список котельных и потребителей угольного топлива, расположенных в районе торфобрикетных заводов и торфопредприятий. 1. ОАО "Костромарегионторф" п. Мисково. Близлежащие котельные: д. Сандогора - уголь - 1200 тонн - 12 км д. Фоминское - уголь - 250 тонн - 8 км д. Василево - уголь - 1200 тонн - 16 км п. Бычиха СПТУ - уголь - 1200 тонн - 26 км п. Прибрежное Адм. - уголь - 2500 тонн - 36 км, ИТУ - уголь - 2700 тонн - 36 км Итого: 9050 тонн. 2. Славновское торфопредприятие. Торфобрикетный завод п. Мирный - 15 тыс. тонн брикета МУП ЖКХ "Судиславльтонлес" - уголь - 14500 тонн - 10-28 км На балансе 37 котельных в городе и районе. 3. ОАО "Бельниковское" торфопредприятие Торфобрикетный завод п. Номжа - 15 тыс. тонн, торфопредприятие п. Номжа - 120 тыс т. Торфа. МУП ЖКХ "Нейская теплосеть" - уголь 12500 тонн 15-30 км - дрова 14610 куб. м 4. Петровское торфопредприятие г. Пыщуг Торфобрикетный завод - 10 тыс. тонн брикета, МУП ЖКХ н. п. Пыщуг - дрова - 15170 куб. м - 25-50 км Котельные, расположенные в н. п. Павино на расстоянии 65-80 км потребляет дров 12000 куб. м. Таблица 3.6 Характеристика объектов в 50 км зоне ОАО "Бельниковское торфопредприятие" Населенный пункт Расстояние от Потребление угля Потребление дров п. Номжа г. Нея 15 км 12500 тонн 14610 куб. м Н.Полома 27 км п. Антропово 80 км 300 тонн 9000 куб. м п. Парфеньево 60 км 3200 тонн 3200 куб. м Итого 16000 тонн 26810 куб. м Потребность региона на сегодня, при обеспечении энергетиков газом и жидким топливом, в топливном торфе - 300 тыс. тонн, через 2-3 года, при финансовой поддержке - 500 тыс. тонн, с расчетом поставок за пределы региона и на экспорт. Программные направления развития торфяной отрасли: 1. Планируется организовать производство топливных брикетов - 45 тыс. тонн в год на: - Славновском торфопредприятии; - Бельниковском торфопредприятии; - Пыщугском торфопредприятии; - Мантуровском лигнинотвале 2. Строительство мини-торфобрикетных установок. 3. Производство кускового торфа полевым способом, как коммунально-бытового топлива, на ОАО "Мисковское" Костромского района, для покрытия нужд Сандогорского сельского совета (3500 тонн угля). Стоимость комплекта машин 0,70 млн. рублей. Имеется сырье, кадры, последующее развитие производства кускового торфа в районах с залежами верхового торфа для производства строительных торфоизоляционных материалов. Приготовленная по специальной технологии торфяная паста с наполнителями (древесные опилки) позволяет получить высокоэффективный теплоизоляционный строительный материал. Из этого материала формуются торфоплиты, стеновые торфоблоки "Геокар", сегменты для теплоизоляции трубопроводов. Торфоплиты и торфоблоки могут быть использованы для теплоизоляции наружных стен и перекрытий. Инвестиционные затраты на развитие производства топливного торфа: - поддержание действующих мощностей по добыче топливного торфа для энергетической отрасли на 2004 год - 3,5 млн. рублей (окупаемость 3 года); - производство топливных брикетов - 4,1 млн. рублей на один мини-брикетный завод мощностью 15 тыс. тонн в год (окупаемость 2,5 года); - производство кускового торфа - 700 тыс. рублей за один комплект механизмов (окупаемость 3 года); - переработка торфа в теплоизолирующие материалы - 300 тыс. рублей; Программой предусматривается: - реализация инвестиционного проект "Развитие торфяной отрасли в Костромской области на базе Бельниковского торфопреднриятия" (Увеличение сжигания торфа на Шарьинской ТЭЦ); - освоение Славновского торфоместорождения для поставки топливного торфа на ТЭЦ-1 г. Костромы и строительства торфобрикетного завода на 15 тыс. тонн брикета; - окончание строительства торфобрикетного завода ОАО "Петровское торфопредприятие". При осуществлении программы развития торфяной отрасли, возможно решение топливной проблемы для региона. 3. 2.2. Использование отходов деревообработки Запасы древесины и объемы лесозаготовок по Костромской области за 2003 год приведены в таблице 3.7. В таблицах 3.8 и 3.9 приведены объемы и структура образования и использования древесных отходов на деревообрабатывающих предприятиях области. В значительной степени неиспользуемые древесные отходы - это лесосечные отходы, заготовка которых не ведется из-за отсутствия спроса. На деревоперерабатывающих предприятиях не полностью используются отходы древесины и кора. Создание энергетических предприятий, приспособленных для потребления древесных отходов, и создание, таким образом, стабильного спроса, позволило бы предприятиям лесного хозяйства организовывать заготовку лесосечных отходов, переработку их на топливную щепу и ее поставку энергетическим предприятиям. На энергетические нужды могли бы поставляться некондиционное древесное технологическое сырье, древесные материалы не имеющие сбыта. Очистка лесов от отходов позволила бы уменьшить опасность размножения вредителей и возникновения пожаров. Таблица 3.7 Запасы древесины и объемы лесозаготовок по Костромской области за 2003 год Район Лесопокрытая Запасы Запас спелых в том числе Расчетная Объем площадь (га) древесины, и перестойных, лесосека лесозаготовок тыс. кбм. тыс. кбм. (тыс. (тыс. кбм.) кбм.) хвойные лиственные деловая низко- товарная Шарьинский 157662 176475 54962 14065,55 10219,1 2245 685,1 220,3 Чухломской 142448 151103 45521,7 15463,5 11406,4 2264,5 762,5 216,7 Сусанинский 10826 14052 3689 1657,7 1150 311,8 41 15,93 Судиславский 48102,2 57791,29 17003,6 6018,4 3196,6 2089,5 219 94,6 Солигаличский 91732 155087 45857,3 36214,8 25837,6 6210,1 850,3 192,54 Пыщугский 66850 97825 24237 12053,4 8859 1872 322,6 128,32 Поназыревский 54243 110650 21180,7 4888,9 3555,2 790,1 252,9 65,38 Парфеньевский 88582 87940 30491,7 8583,6 6128,4 1466,4 445,3 228,07 Павинский 63359 57754 18976 11606,6 8070,3 2193,6 299,5 148,38 Островский 63975 111524 31586,8 10299,4 7204 1910,8 927,7 470,2 Октябрьский 29507,1 15818,9 9720,3 6559,2 5393,6 472,3 147,7 3,2 Нерехтский 5710 21902 247,45 127,82 80,9 31,6 2,65 0,97 Нейский 127314 90059 36070,1 5003,6 3588,6 833,1 386,3 129,547 Межевский 88216 112458 33479,3 12581,9 9113 2054 464,3 128,7 Мантуровский 121081 91415 22170,3 4925,19 3461,7 891,3 305,1 158 Макарьевский 248560 129645 54488,8 8202,7 6457,9 783,4 367,41 126,32 Красносельский 6452,6 8553 29734 5322 3695,8 1007,5 32 2,24 Костромской 56244 71592,8 22597,96 10982,82 7875,7 1819,5 164,2 26,74 Кологривский 114586 175590 49277,2 24483,5 18127,7 3543 845,7 245,06 Кадыйский 68018,3 110045 28540,46 10333,58 6706,8 2414,3 416,6 43,2 Галичский 70874 105539 34523 14173,1 9363,7 3103,7 436,3 175 Вохомский 127894 107880 43444,2 27006,3 21491,2 2597,8 614,7 240,3 Буйский 79511 131139 45197,9 17164,3 11131,1 3938,5 615,2 286,3 Антроповский 83714,1 88918,9 32379,91 10068,19 7131,8 1738,1 534,34 238,41 По области 2015461 2280756,89 735376,68 277786,05 199246,1 46581,9 10138,4 3584,407 Таблица 3.8 Объем образования и использования древесных отходов на деревообрабатывающих предприятиях по породам (тыс. куб. м) за 2003 г. Район по породам Объем Объем Объем производства образования использова- продукции отходов ния отходов <1> Шарьинский хвойные 65,9 32,3 11,2 Чухломской хвойные 30 14,7 5,1 лиственные 4 2 2 Сусанинский хвойные 4,1 2 0,7 Судиславский хвойные 22,09 10,8 3,8 лиственные 1,1 0,5 0,5 Солигаличский хвойные 28,6 14 4,9 лиственные 1,4 0,7 0,7 Пыщугский хвойные 56 27,4 9,5 лиственные 2,8 1,4 1,4 Поназыревский хвойные 25,8 12,6 4,4 лиственные 1,3 0,6 0,6 Парфеньевский хвойные 30,5 14,9 5,2 лиственные 1,5 0,7 0,7 Павинский лиственные 2,8 1,4 1,4 Островский хвойные 25,42 12,5 4,3 лиственные 1,3 0,6 0,6 Октябрьский хвойные 4,463 2,2 0,8 Нерехтский хвойные 1,22 0,6 0,2 Нейский хвойные 40 19,6 6,8 лиственные 6,1 3 3 Межевский хвойные 8,32 4,1 1,4 Мантуровский хвойные 43,2 21,2 7,3 лиственные 18,4 9 9 Макарьевский хвойные 45,8 22,4 7,8 лиственные 2,3 1,1 1,1 Красносельский хвойные 2 1 0,3 лиственные 1,3 0,6 0,6 Костромской хвойные 91 44,6 15,5 лиственные 209 102,4 102,4 Кологривский хвойные 23,3 11,4 4 лиственные 1,2 0,6 0,6 Кадыйский хвойные 7,5 3,7 1,3 лиственные 5,8 2,8 2,8 Галичский хвойные 54 26,5 9,2 лиственные 2,7 1,3 1,3 Вохомский хвойные 17,9 8,8 3 Буйский хвойные 40,2 19,7 6,8 лиственные 15,2 7,4 7,4 Антроповский хвойные 11,01 5,4 1,9 лиственные 2,2 1,1 1,1 По области 961 471 253 ------------------------------------ <1> - сжигание в котельных; реализация населению горбыля и реек Таблица 3.9 Структура образования и использования древесных отходов на деревообрабатывающих предприятиях за 2003 г. Район Вид продукции Объем образования Объем полезного отходов на использования отходов предприятиях, предприятиями, тыс. куб. м тыс. куб. м Кусковые Мягкие Кора Кусковые Мягкие Кора Шарьинский пиломатериалы 18,7 13,6 9,9 13,1 0 0 Чухломской пиломатериалы 9,7 7 5,1 6,8 0 0 Сусанинский пиломатериалы 1,2 0,9 0,6 0,8 0 0 Судиславский пиломатериалы 6,6 4,7 3,5 4,6 0 0 Солигаличский пиломатериалы 8,5 6,2 4,5 6 0 0 Пыщугский пиломатериалы 16,7 12,1 8,8 11,7 0 0 Поназыревский пиломатериалы 7,7 5,5 4,1 5,4 0 0 Парфеньевский пиломатериалы 9 6,6 4,8 6,3 0 0 Павинский пиломатериалы 1 0,8 0,6 0,7 0 0 Островский пиломатериалы 7,6 5,5 4 5,3 0 0 Октябрьский пиломатериалы 1,3 1 0,7 0,9 0 0 Нерехтский пиломатериалы 0,5 0,3 0,3 0,4 0 0 Нейский пиломатериалы 13,1 9,5 6,9 9,2 9,5 0 Межевский пиломатериалы 2,5 1,8 1,3 1,8 0 0 Мантуровский пиломатериалы 17,5 12,7 9,2 12,3 0 0 Макарьевский пиломатериалы 13,6 9,9 7,2 9,5 0 0 Красносельский пиломатериалы 0,9 0,7 0,5 0,6 0 0 Костромской пиломатериалы 85,3 61,7 45 59,7 0 0 Кологривский пиломатериалы 7 5 3,7 4,9 0 0 Кадыйский пиломатериалы 3,8 2,7 2 2,7 0 0 Галичский пиломатериалы 16,1 11,7 8,5 11,3 0 0 Вохомский пиломатериалы 5,3 3,9 2,8 3,7 0 0 Буйский пиломатериалы 15,7 11,4 8,3 11 0 0 Антроповский пиломатериалы 3,8 2,7 2 2,7 0 0 По области 273,1 197,9 144,3 191,4 9,5 0 Другим направлением использования отходов деревообработки в качестве топлива является производство топливного брикета. Речь идет о топливных брикетах - экологически чистом топливе из отходов деревообработки с использованием прогрессивных технологий прессования опилок и измельченных отходов деревообработки без связующих добавок. Альтернативное топливо в виде брикетов имеет лучшую теплотворную способность, чем традиционные дрова и торфобрикеты. Теплотворная способность топливных брикетов - 3800-4500 ккал/кг, (для сравнения теплотворная способность: угля каменного - 6450 ккал/кг, угля бурого - 3000 ккал/кг, торфа - 2450-3ООО ккал/кг, дров - 1300 ккал/куб. м). Программой предусматривается установка необходимого оборудования для производства топливного брикета из отходов деревообработки. Производительность оборудования составляет 1200 тонн в год топливного брикета, что позволит заместить 1000 тонн угля, потребляемого в настоящее время для теплоснабжения. Реализация проекта не требует замены котлов, которые используют твердое топливо. В программе рассматривается и третье направление использования отходов деревообработки - производство и использование древесного угля. В лаборатории ТЭЦ-1 проведен анализ теплофизических характеристик древесного угля, производимого в Костромской области, который показал целесообразность и перспективность его использования. Костромская область, как модельный регион включена в программу развития ООН "Внедрение технологий использования возобновляемых источников энергии - биомассы низкотоварной древесины и древесных отходов в практику энергоснабжения с целью сокращения эмиссии парниковых газов". Для выполнения программы в Костромской области будут привлечены иностранные инвестиции в размере 1 млн. долларов США. 3. 3. Организация учета и контроля потребления энергии Потенциал энергосбережения в регионе оценивается в 40% от существующего энергопотребления или 2,2 млн. т у.т. Потенциал энергосбережения от внедрения приборов учета и регулирования может составить 1,0 млн. т у.т. Обеспеченность региона приборами учета и регулирования расхода энергоресурсов колеблется от 2 до 70%. Так, по электросчетчикам бытовым и промышленным обеспеченность составляет 70%, а по бытовым тепло - и водосчетчикам 2 и 4% соответственно. По газовым промышленным счетчикам 98%, а по бытовым 10%. Обеспеченность промышленными теплосчетчиками 35%. На период до 2005 года необходимо смонтировать 6000 теплосчетчиков на объектах промышленности, сельского хозяйства и в жилищно-коммунальном хозяйстве. Установить примерно 4000 бытовых водосчетчиков, 5000 бытовых газовых счетчиков, 6000 бытовых электросчетчиков. Потребность в приборах учета потребления энергоресурсов в различных секторах экономики Костромской области показана в таблице 3.10. Таблица 3.10 Потребность секторов экономики региона в приборах учета расхода энергоресурсов N Наименование Ед. Промыш- Транспорт Строи- Сельское Коммунально Всего по п/п приборов измерения ленность тельство хозяйство -бытовой региону контроля регулирования сектор тыс. тут Приборы элек- МВт/ 1. троэнергии: компл. 650 40 100 1500 1500 3790 - промышленные 3000 12000 15000 - бытовые Приборы Гкал/ 2. учета тепловой компл. энергии: - промышленные 2308 570 280 300 2300 5758 - бытовые Приборы млн. учета газа: куб. м/ 3. - промышленные компл. 56 4 15 21 275 371 - бытовые 4000 16000 20000 Приборы 4. учета расхода тыс. холодной и куб. м/ 309 67 35 200 2300 2911 горячей воды: компл. - промышленные - бытовые Промышленные тыс. 5. Автоматизиро- тонн/ 139 83 222 ванные системы компл. регулирования 3. 3.1. Учет потребления электрической энергии При переходе на рыночные отношения, у поставщиков электроэнергии возникла проблема контроля и управления ее потреблением. В свою очередь, потребитель заинтересован в том, чтобы не переплачивать. В результате, стало необходимо увеличение сервисных функций счетчиков. Поставщикам необходим оперативный доступ ко всей информации о количестве проданной электроэнергии на данный момент и дистанционный контроль. Потребитель заинтересован в экономии электроэнергии за счет использования различных тарифов (дневной, ночной и так далее) и в удобном способе оплаты (применении электронных платежей, вплоть до установления картридеров непосредственно в сами счетчики для оплаты). Современные механические счетчики не могут справиться с поставленными задачами, при условии оптимального соотношения цена/качество. Поэтому необходим новый подход к системам учета электроэнергии и проведения платежей. В зависимости от требований, современные цифровые счетчики должны в любой момент времени оперативно передавать требуемые данные по различным каналам связи на диспетчерские пункты энергоснабжающих предприятий для оперативного контроля и экономических расчетов потребления электроэнергии. В соответствии с требованиями Управления метрологии РФ (письмо N 410/30-78 от 15.01.01) и Приказа РАО ЕЭС России N 432 от 2000 года "О создании современных систем учета и контроля за электропотреблением." разработана программа по замене счетчиков электрической энергии класса точности 2,5. Только по г. Костроме парк счетчиков, подлежащих замене, составляет 90911 штук. По данным ЦСМ по Костромской области электроучет работает не эффективно, с погрешностью в 17-20%, что в общем балансе электропотребления выливается в большие средства. Переход на учет электрической энергии счетчиками класса точности 2,0 позволит значительно сократить величину технических потерь электрической энергии во ВДЭС муниципального жилищного фонда города. Таблица 3.11 График замены электросчетчиков класса точности 2,5 на счетчики класса точности 2,0 с максимальными токами нагрузки не менее 30А с заканчивающимся МПИ по г. Костроме Год замены Количество % от всего парка электросчетчиков заменяемых электросчетчиков электросчетчиков 2004 2602 2,86 2005 5972 6,57 2006 5971 6,57 2007 5986 6,59 2008 5972 6,57 итого 26503 29,16 Программой предусматривается установка, замена приборов учета расхода электроэнергии на объектах ОАО "Костромаэнерго": трехфазные индукционные счетчики - 400 шт.; трехфазные электронные счетчики - 2000 шт. Затраты составят 2880 тыс. руб. Планируется оснащение потребителей электрической энергии приборами учета: индукционные счетчики СОЭ-505 - 6000 шт.; электронные счетчики ЦЭ-6705 - 4000 шт. Затраты - 3900 тыс. руб. Предусматривается реализация пилотного проекта внедрения комплекса управления и учета системы "Изумруд" электроэнергии в 3 домах г. Костромы с общим количеством счетчиков 802 шт. Стоимость проекта 2,5 млн. рублей. 3. 3.2. Учет потребления тепловой энергии Приведем расчет экономии денежных средств и окупаемости затрат на установку приборов учета по проекту "Реконструкция тепловых сетей с установкой узлов учета тепла в г. Костроме". Установка приборов учета на 38 ЦТП позволит охватить учетом тепловую расчетно-часовую нагрузку 244,135 Гкал/ч или 662036 Гкал в год. Затраты на установку приборов учета и регулирования тепла на 1 объект составляют 250 тыс. рублей. Общие затраты на установку приборов учета тепловой энергии на 38 ЦТП от ТЭЦ-1 ТЭЦ-2 составляют 9,5 млн. рублей. Экономия затрат на покупку тепловой энергии после установки приборов учета и регулирования составляет 7-12% (по опыту их установки в г. Костроме). Потребление тепловой энергии на коммунальные нужды от ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 по объектам, указанным в плане - 662,036 тыс. Гкал в год. Следовательно, минимальная экономия тепловой энергии получится 46343 Гкал в год, а максимальная - 79444 Гкал в год. При тарифе на поставку и транспортировку тепловой энергии - 407 рублей экономия денежных средств составит: минимальная - 18,862 млн. рублей, максимальная - 32,334 млн. рублей. Срок окупаемости затрат на установку приборов учета и регулирования тепла при минимальной экономии - 0,5 года, при максимальной - 0,3 года. Кроме того, в расчете не отражены перерасход энергии в переходные периоды "весна-лето" и "осень-зима" из-за "перетопов", а также недоотпуск энергии ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 из-за ограничения поставок газа. Поэтому реальная экономия будет еще выше. 3. 3.3. Учет потребления природного газа Учет поступающего в область природного газа осуществляется по узлам учета ООО "Волготрансгаз", а учет потребления газа - по узлам, принадлежащим покупателям газа. В настоящее время в связи с ростом тарифов на природный газ вопрос точности измерения количества газа становится актуальным как для потребителя, так и для поставщика газа, что приводит к возрастанию требований по точности измерения, предъявляемых к узлам коммерческого учета газа (УКУГ). В целом же получается, что данные от поставщиков газа в город (ОАО "Волгатрансгаз") и данные ОАО "Костромаоблгаз" о потреблении газа внутри города весьма различны, и отсюда возникает проблема завышенных норм потребления газа для потребителей не имеющих узла учета газа. Использование высокоточных, современных приборов учета газа позволяет повысить достоверность измерения расхода и количества газа при взаимных расчетах между поставщиком и потребителем газа, исключает необоснованность платежей. В этом заинтересованы как поставщики, так и потребители газа. На базе ОАО "Костромаоблгаз" строится система телеметрического контроля учета расхода газа "Красар-99", как пилотного проекта ООО "Межрегионгаз", для апробирования новых технологий и последующего внедрения на территории России. В целом система "КРАСАР-99" позволяет решить следующие задачи: - Круглосуточно отображать на экране компьютера диспетчера состояние процесса газораспределения в масштабе реального времени; - Осуществлять измерение расхода газа с точностью 0,5%; - Использовать существующие сужающие устройства, что сокращает расходы на монтаж узлов учета; - Вводить с пульта управления диспетчера характеристики газа, уставки и ограничения; - Осуществлять периодический опрос удаленных объектов контроля с накоплением и обработкой получаемой от них информации; - Контролировать допустимые пределы изменения величин и осуществлять спорадический выход на связь с контролируемыми объектами в аварийных ситуациях. В 2002 году данная система запущена в опытную эксплуатацию на 17 объектов газоснабжения. Такую систему (на базе комплексного датчика с вычислителем расхода "Гиперфлоу-3Пм") планируется установить у всех потребителей, использующих в качестве метода измерения расхода газа "метод переменного перепада давления". У промышленных и коммунально-бытовых потребителей, использующих в качестве средств измерения ротационные счетчики, система будет установлена на базе счетчиков газа типа СГ-16. У владельцев жилых квартир, у которых отсутствуют приборы учета газа, есть возможность, если потребитель хочет платить только за то, что именно он потребил, установить газовый счетчик за свой счет. В настоящее время стоимость установки газового счетчика составляет порядка 2000 рублей. 3. 4. Программные мероприятия по повышению энергоэффективности сферы потребления 3. 4.1. Направления повышения энергоэффективности в жилищно-коммунальном хозяйстве В Костромской области на теплоснабжение жилищно-коммунального сектора и сельских зданий расходуется 220-240 тыс. т у.т. в год, что составляет 42-43% потребления топлива на цели теплоснабжения. По прогнозным оценкам, к 2010 г. доля потребления топлива увеличится до 48-49%. По причине запущенности отрасли в сфере теплоснабжения лежат огромные резервы энергосбережения. Удельные расходы потребления топлива на отопление в среднем составляют 55 кг у.т./кв. м, на горячее теплоснабжение - 79 кг у.т./кв. м в год. Анализ топливных затрат показывает, что уровень потерь за счет конструктивно-технологических недостатков зданий, запроектированных и построенных по действующим нормам, существенно высок: потери тепла на отопление через стены составляют 20-22%, окна (включая вентиляцию) - 20-26%, покрытия кровли - 5-6%, подвалы, грунт - 2-6%, потери в системах горячего водоснабжения - 14%, при производстве и транспортировке тепла - 30%. Прежде всего, необходимо осуществить малозатратные организационные мероприятия по созданию необходимой нормативной правовой и методической базы энергосбережения, а также ликвидировать причины неудовлетворительной эксплуатации энергетического оборудования и инженерных сетей. Реализация организационно-административных мероприятий позволит повысить энергоэффективность коммунально-бытового сектора на 9-11%. Следующее направление предусматривает реализацию быстроокупаемых приоритетных общепромышленных инновационных энергосберегающих проектов и технологий, направленных на повышение энергоэффективности ЖКХ. При реализации указанных проектов необходимо осуществлять мероприятия, обеспечивающие повышение энергоэффективности этих технологий: - проведение энергетических обследований должно быть обязательной частью работ в области энергосбережения. Обследованиям подлежат источники тепла и воды, трубопроводные сети, потребители (жилые здания и сооружения); - разработка и ввод в действие нормативно-технических документов (стандартов, правил, руководящих материалов, инструкций), обеспечивающих достоверность характеристик и надежность приборов, предназначенных для осуществления коммерческого учета ресурсов; - регулирование расхода тепла за счет широкого использования систем автоматического регулирования, в том числе программного; - повышение теплозащитных свойств вновь возводимых и эксплуатируемых жилых и общественных зданий за счет повышения термического сопротивления стеновых конструкции и окон; - установка и использование приборов учета позволит выявить так называемых неучтенных потребителей и снизить коммерческие потери в сетях. На реализацию данного мероприятия требуется 3,3 млн. руб. По данным института Киев ЗНИИЭП, более половины резерва энергосбережения связано с тепловой защитой зданий и изоляцией, около четверти - с коммерческим учетом теплоты, около пятой части - с увеличением к.п.д. котлоагрегатов. Новые принципы нормирования в технике отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха позволяют на уровне регионов внедрять новые нормативные сопротивления теплопередач ограждающих и других конструкций зданий и сооружений. Большое значение будут иметь теплоизоляционные работы на реконструируемых зданиях старой застройки, в особенности тех из них, которые были построены в 60 годах на первой волне массового жилищного строительства, когда критерием оценки дома была его низкая стоимость, достигаемая в ущерб эксплуатационным качествам и, прежде всего, теплозащите. При реконструкции зданий на стены должен быть нанесен дополнительный теплоизоляционный слой, который может размещаться как на наружных, так и внутренних поверхностях конструкций. С точки зрения повышения теплоустойчивости здания и предотвращения конденсации водяных паров в конструкции, дополнительная изоляция на наружной стороне имеет преимущество перед изоляцией внутренней стороны, так как при этом устраняются мостики холода. Строительные конструкции получают новый защитный от атмосферных явлений слой. Дополнительное утепление перекрытий существующих зданий может привести к заметному эффекту уменьшения теплопотребления, причем относительный эффект будет тем значительнее, чем больше число этажей. Трубопроводы внутри зданий также являются источником значительных потерь тепла, что связано с низким качеством теплоизоляционных работ, выполняемых примитивными методами, материалами низкого качества и без должного контроля. Для уменьшения потерь, связанных с теплоизоляцией трубопроводов, необходимо снизить нормативную составляющую допустимых линейных потерь теплоты и соответственно увеличить толщину теплоизоляционного слоя. Низкое качество притворов отечественных окон обусловило высокий уровень расчетных теплопотерь, установленный действующими нормами, регламентирующими так называемые инфильтрационные теплопотери, зависящие от воздухопроницаемости окон и разности давлений воздуха, воздействующей на них. Такой подход в период энергетического кризиса должен быть пересмотрен при составлении новых строительных норм, поскольку независимо от качества окон обязанностью владельца квартиры всегда было и остается утепление окон любыми доступными средствами, включая оклейку притворов бумагой, с обеспечением вентиляции помещении при необходимости посредством периодического открывания форточек. Именно такой принципиальный подход к составлению норм и правил расчета теплопотерь будет стимулировать жителей на снижение реального теплопотребления. Сегодня необходимо пересмотреть концепцию построения внутренних систем теплопотребления и во всех проектируемых, реконструируемых и капитально ремонтируемых жилых домах предусматривать поквартирные вводы системы отопления с приборами учета, термостатами на отопительных приборах, а также со счетчиками холодной и горячей воды в системах водопотребления. Такие системы позволят потребителю экономить свой бюджет, платить поставщику за фактически потребленную энергию, а отрасли - экономить энергоресурсы. 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 Декабрь
|
