ПРАВИТЕЛЬСТВО УДМУРТСКОЙ РЕСПУБЛИКИ
ПОСТАНОВЛЕНИЕ
от 23 сентября 2002 г. N 769
ОБ УТВЕРЖДЕНИИ КОНЦЕПЦИИ РАЗВИТИЯ ТОПЛИВНО -
ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА УДМУРТСКОЙ РЕСПУБЛИКИ
НА 2003 - 2010 ГОДЫ
Правительство Удмуртской Республики постановляет:
Утвердить прилагаемую Концепцию развития топливно -
энергетического комплекса Удмуртской Республики на 2003 - 2010
годы.
И.о. Председателя Правительства
Удмуртской Республики
В.А.САВЕЛЬЕВ
Проект
Утверждена
постановлением
Правительства УР
от 23 сентября 2002 г. N 769
КОНЦЕПЦИЯ
РАЗВИТИЯ ТОПЛИВНО - ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА
УДМУРТСКОЙ РЕСПУБЛИКИ НА 2003 - 2010 ГОДЫ
Паспорт Концепции
--------------T--------------------------------------------------¬
¦Наименование ¦Концепция развития топливно - энергетического ¦
¦ ¦комплекса Удмуртской Республики на 2003 - 2010 ¦
¦ ¦годы ¦
+-------------+--------------------------------------------------+
¦Основание и ¦Постановление Правительства Удмуртской Республики ¦
¦дата принятия¦от ___________ 2002 года N ______ ¦
¦решения об ¦ ¦
¦утверждении ¦ ¦
¦Концепции ¦ ¦
+-------------+--------------------------------------------------+
¦Заказчик - ¦Министерство топлива, энергетики и связи УР ¦
¦координатор ¦ ¦
¦проекта ¦ ¦
+-------------+--------------------------------------------------+
¦Основные ¦Министерство топлива, энергетики и связи УР; ¦
¦разработчики ¦Учебно - научный инновационный центр ¦
¦Концепции ¦энергосбережения Ижевского государственного ¦
¦ ¦технического университета ¦
+-------------+--------------------------------------------------+
¦Обоснование ¦В 2000 году Правительством Российской Федерации ¦
¦необходимости¦были одобрены Основные положения Энергетической ¦
¦разработки ¦стратегии России на период до 2020 года (протокол ¦
¦Концепции ¦заседания Правительства РФ от 23 ноября 2000 года ¦
¦ ¦N 39). Разработка указанной Стратегии обусловлена ¦
¦ ¦возникшими в экономике России проблемами, что ¦
¦ ¦требует переоценки перспективной роли и места ТЭК ¦
¦ ¦на ближайшую перспективу. ¦
¦ ¦Постановление ¦
¦ ¦Государственного Совета УР от 12 февраля 2002 года¦
¦ ¦N 535-II "О плане законотворческой работы ¦
¦ ¦Государственного Совета УР на 2002 год" ¦
+-------------+--------------------------------------------------+
¦Основные ¦Разработка системного подхода к решению проблемы ¦
¦цели и задачи¦энергетической безопасности Удмуртской Республики ¦
¦Концепции ¦и выработка приоритетных направлений развития ТЭК ¦
¦ ¦при переходе ее экономики на энергоэффективные ¦
¦ ¦технологии ¦
+-------------+--------------------------------------------------+
¦Сроки и этапы¦Первый этап - 2003 - 2005 годы ¦
¦реализации ¦Второй этап - 2005 - 2010 годы ¦
¦Концепции ¦ ¦
+-------------+--------------------------------------------------+
¦Объемы и ¦Всего на реализацию Концепции потребуется около 40¦
¦источники ¦млрд. руб. Источники и динамика инвестиций ¦
¦финансирова- ¦определяются при разработке Республиканской ¦
¦ния ¦целевой программы "Развитие топливно - ¦
¦ ¦энергетического комплекса Удмуртской Республики на¦
¦ ¦2003 - 2010 годы". Объемы финансирования из ¦
¦ ¦средств бюджета УР определяются Законом УР ¦
¦ ¦"О бюджете УР" ¦
+-------------+--------------------------------------------------+
¦Ожидаемые ¦Реализация Концепции позволит преодолеть ¦
¦конечные ¦негативные тенденции в развитии отраслей ТЭК ¦
¦результаты ¦и обеспечит: ¦
¦ ¦- производство электроэнергии (млн кВт.ч) к 2005 ¦
¦ ¦году - 7918, к 2010 году - 8776; ¦
¦ ¦- производство тепловой энергии (тыс. Гкал) к 2005¦
¦ ¦году - 10643, к 2010 году - 11226; ¦
¦ ¦- перевод экономики Удмуртии на энергосберегающий ¦
¦ ¦путь развития и достижение экономии ТЭР за счет ¦
¦ ¦использования современных технологий (тыс. т у.т) ¦
¦ ¦в 2003 - 2005 годах - 2686, в 2006 - 2010 годах - ¦
¦ ¦10748; ¦
¦ ¦- снижение энергоемкости ВРП (%) к 2005 году на ¦
¦ ¦14,3, к 2010 году - на 33,0 по отношению к 2000 ¦
¦ ¦году ¦
L-------------+---------------------------------------------------
Список сокращений
РФ - Российская Федерация;
УР - Удмуртская Республика;
ОЭС - объединенная энергосистема;
ЕЭС - единая энергосистема;
ТЭК - топливно - энергетический комплекс;
ЭС - энергетическая стратегия;
ФЦП - федеральная целевая программа;
ФЭК - федеральная энергетическая комиссия;
РЭК - региональная энергетическая комиссия;
ВВП - валовой внутренний продукт;
ВРП - валовой региональный продукт;
ТЭР - топливно - энергетические ресурсы;
АЭС - атомная электростанция;
ГЭС - гидроэлектростанция;
ТЭС - тепловая электростанция;
СЦТ - система центрального теплоснабжения;
ТЭЦ - тепловая электроцентраль;
ВЭУ - ветровая энергетическая установка;
ЦТП - центральный тепловой пункт;
ИТП - индивидуальный тепловой пункт;
ФОРЭМ - Федеральный оптовый рынок энергии и мощностей;
ЖКХ - жилищно - коммунальное хозяйство;
ТХ - тепловое хозяйство;
ПГУ - парогазовая установка;
ГТУ - газотурбинная установка;
ГПСВ - газовый подогреватель сетевой воды;
ППУ - пенополиуретан;
ГВС - горячее водоснабжение;
ТБО - твердые бытовые отходы;
ТЭ - тепловая энергия;
КПД - коэффициент полезного действия;
КИТТ - коэффициент использования теплоты топлива;
ИАСТС - информационно - аналитическая система теплоснабжения;
ИАСЭС - информационно - аналитическая система
электроснабжения;
ИАСТЭР - информационно - аналитическая система ТЭР;
ЕИАСУТЭ - единая информационно - аналитическая система учета
топлива и энергии;
АСКУЭ - автоматизированная система контроля и учета энергии;
ЕАСКУЭ - единая автоматизированная система контроля и учета
энергии;
ИАС - информационно - аналитическая система;
АСУ - автоматизированная система управления;
ПО - программное обеспечение;
ЛЭП - линии электропередачи;
РУ - распределительное устройство;
ПС - подстанция;
ОАО - открытое акционерное общество;
ООО - общество с ограниченной ответственностью;
ГП - государственное предприятие;
ГУП - государственное унитарное предприятие;
ФГУП - федеральное государственное унитарное предприятие;
ТПО - территориально - производственное объединение.
Таблица коэффициентов
перевода натурального топлива в условное (т у.т.)
---T-------------------------------------T------------T----------¬
¦N ¦ Вид топлива ¦ Единица ¦ Средний ¦
¦ ¦ ¦ измерения ¦калорийный¦
¦ ¦ ¦натурального¦эквивалент¦
¦ ¦ ¦ топлива ¦ ¦
+--+-------------------------------------+------------+----------+
¦ 1¦Угли, в том числе: ¦ т ¦ 0,69 ¦
+--+-------------------------------------+------------+----------+
¦ 2¦Донецкий ¦ т ¦ 0,876 ¦
+--+-------------------------------------+------------+----------+
¦ 3¦Подмосковный ¦ т ¦ 0,335 ¦
+--+-------------------------------------+------------+----------+
¦ 4¦Кузнецкий ¦ т ¦ 0,867 ¦
+--+-------------------------------------+------------+----------+
¦ 5¦Воркутинский ¦ т ¦ 0,822 ¦
+--+-------------------------------------+------------+----------+
¦ 6¦Свердловский ¦ т ¦ 0,585 ¦
+--+-------------------------------------+------------+----------+
¦ 7¦Карагандинский ¦ т ¦ 0,726 ¦
+--+-------------------------------------+------------+----------+
¦ 8¦Экибастузский ¦ т ¦ 0,628 ¦
+--+-------------------------------------+------------+----------+
¦ 9¦Торф фрезерный (влажность 40%) ¦ т ¦ 0,34 ¦
+--+-------------------------------------+------------+----------+
¦10¦Торф кусковой (влажность 33%) ¦ т ¦ 0,41 ¦
+--+-------------------------------------+------------+----------+
¦11¦Торфяные брикеты (влажность 16%) ¦ т ¦ 0,60 ¦
+--+-------------------------------------+------------+----------+
¦12¦Торфяные брикеты (влажность 28%) ¦ т ¦ 0,45 ¦
+--+-------------------------------------+------------+----------+
¦13¦Дрова на 1 плотный куб. м ¦ куб. м ¦ 0,266 ¦
+--+-------------------------------------+------------+----------+
¦14¦Газ природный (вкл. попутный) на ¦ тыс. куб. м¦ 1,13 ¦
¦ ¦1 тыс. куб. м ¦ ¦ ¦
+--+-------------------------------------+------------+----------+
¦15¦Мазут топочный на 1 т ¦ т ¦ 1,34 ¦
+--+-------------------------------------+------------+----------+
¦16¦Древесные обрезки, стружка и опилки ¦ т ¦ 0,36 ¦
¦ ¦на 1 т ¦ ¦ ¦
+--+-------------------------------------+------------+----------+
¦17¦Моторное топливо ¦ т ¦ 1,43 ¦
+--+-------------------------------------+------------+----------+
¦18¦Дизельное топливо ¦ т ¦ 1,45 ¦
+--+-------------------------------------+------------+----------+
¦19¦Бензин ¦ т ¦ 1,49 ¦
+--+-------------------------------------+------------+----------+
¦20¦Керосин ¦ т ¦ 1,47 ¦
+--+-------------------------------------+------------+----------+
¦21¦Газ сжиженный ¦ т ¦ 1,57 ¦
+--+-------------------------------------+------------+----------+
¦22¦Нефть сырая ¦ т ¦ 1,42 ¦
+--+-------------------------------------+------------+----------+
¦23¦Электроэнергия ¦ 1000 кВт.ч ¦ 0,325 ¦
+--+-------------------------------------+------------+----------+
¦24¦Теплоэнергия ¦1000000 ккал¦ 0,172 ¦
L--+-------------------------------------+------------+-----------
Аннотация
Концепция состоит из 205 страниц, 94 рисунков, 98 таблиц,
списка литературы 29 наименований, приложения 1 (нормативно -
правовые акты, отдельной книгой на 149 страницах), приложения 2
(программный комплекс на СП - диске).
Ключевые слова: топливо, энергия, энергосбережение, концепция
развития, стратегия, энергетическая безопасность, энергетические
ресурсы, энергетический потенциал, потенциал энергосбережения,
возобновляемые и невозобновляемые источники энергии, местные
энергоресурсы, нефть, торф, лес, биомасса, выработка энергии,
транспорт энергии, потребление энергии, топливно - энергетический
баланс, комбинированное производство тепла и электроэнергии,
энергетическое оборудование, энергосберегающие технологии,
структурная перестройка экономики, система учета и контроля,
электронные схемы, базы данных, информационное обеспечение.
В проекте дан анализ состояния ТЭК Удмуртской Республики.
Определена структура потребления ТЭР в экономике УР, дана
характеристика электроэнергетического и теплоэнергетического
комплексов Удмуртской Республики, представлен сводный
топливно - энергетический баланс. Определена энергетическая
эффективность экономики УР и ее районов.
Произведена оценка потенциала энергосбережения Удмуртской
Республики. Определены объемы невозобновляемых топливно -
энергетических ресурсов и энергетический потенциал возобновляемых
энергетических ресурсов на территории Удмуртии, а также
энергетический потенциал переработки биомассы в различных ее
видах.
Исследованы пути повышения объемов выработки тепла и
электроэнергии на территории Удмуртии.
Предложена информационно - аналитическая система учета и
регулирования потребления энергии.
Разработано информационное обеспечение проекта, которое
позволяет отслеживать тенденции развития ТЭК, проводить
аналитическую обработку и графическое отображение необходимой
информации.
Сформулирована Концепция развития ТЭК УР на период до 2010
года.
Введение
Энергетика является связующим звеном всей экономики
государства и поэтому требует к себе самого пристального внимания.
Символично, что одна из самых первых встреч руководителей
субъектов Приволжского федерального округа была проведена в Нижнем
Новгороде и была посвящена именно проблемам энергетики. Ситуация в
энергетике особенно обостряется в связи с начинающимся ростом
объемов промышленного производства и ростом цен на топливо.
Несмотря на рыночные преобразования, к использованию ресурсов
в России по целому ряду причин относятся по-прежнему
расточительно, как это было 10, 20 и 30 лет назад. Так, удельная
энергоемкость российской промышленности в 3,5 - 3,7 раза выше, чем
в развитых странах, расход электроэнергии на 1 долл. ВВП в
развитых странах - 0,46 кВт.ч, в США - 0,52, а в России - 4,7 [1],
в Удмуртии - 3,4. Не случайно импортная продукция по сравнению с
российской обходится значительно дешевле, она более
конкурентоспособна. У немецких специалистов еще в 1982 году вышла
книга "Экономия энергии - новый экономический источник". Эта книга
появилась на Западе сразу после энергетического кризиса 70-х
годов. Нас же этот кризис ничему не научил. Кстати, именно в это
время мы ускоренными темпами осваивали добычу нефти в Западной
Сибири и строили гигантские ГЭС, когда источник энергии у нас под
ногами.
Целевое назначение Концепции. Разработка системного подхода к
решению проблемы энергетической безопасности Удмуртской Республики
и выработка приоритетных направлений развития ТЭК при переходе ее
экономики на энергоэффективные технологии.
На ближайшую перспективу в России прогнозируется экономический
рост с темпом увеличения валового внутреннего продукта на 5 - 6% в
год. Это означает, что при сохранении существующей технологии
производства и передачи энергии до 2010 года мы должны нарастить
существующие энергетические мощности на 60 - 80%. Подобная задача
практически невыполнима. В то же время так сложилось, что
энергетика в России является локомотивом всей экономики, в этой
связи она не должна явиться тормозом ее развития. Разрешение
существующих противоречий необходимо искать на путях тотального
внедрения энергосберегающих технологий во все сферы народного
хозяйства России. Общий потенциал экономии используемой энергии по
первичным энергоносителям в России оценивается приблизительно в
400 млн. т у.т. (см. рис. 1), или 2,8 т у.т. на человека [2]. Для
Удмуртии - это более половины используемой энергии. Реализация
этого потенциала способна обеспечить поступательное развитие
экономики страны и ее регионов, как минимум, на 15 - 20 лет.
Поэтому необходимость дальнейшего развития топливно -
энергетического комплекса должна быть увязана с эффективной
политикой в области энергосбережения.
Проблема состоит не в том, что мы мало тратим энергии в
расчете на душу населения. Проблема состоит в том, что по расходу
первичных энергоносителей на душу населения (6,3 т у.т./чел. в
2000 году) наша страна имеет один из самых высоких показателей в
мире, а по потреблению конечных энергоносителей, например
электричества (6,0 тыс. кВт.ч/чел. в 2000 году), находится на
одном из самых последних мест среди развитых и развивающихся
стран.
По результатам своей деятельности, в том числе и в области
энергетики, мы, естественно, должны ориентироваться на субъекты РФ
Приволжского федерального округа (см. таблицу 1).
Энергоемкие отрасли промышленности 110 - 140 31%
ЖКХ 95 - 110 24%
ТЭК 120 - 135 30%
Транспорт 23 - 30 7%
Федеральная бюджетная сфера 18 - 22 5%
Сельское хозяйство 12 - 15 3%
Рис. 1. Потенциал энергосбережения в российской экономике,
млн т у.т./год (общий потенциал 360 - 430 млн. т у.т./год)
Трудность анализа состоит в том, что статистические данные,
используемые для анализа [3], не всегда адекватно и однозначно
отображают действительное положение дел. Так, если обратиться к
таблице 2, то можно заметить, что доля энергоресурсов собственного
производства по субъектам РФ очень сильно отличается. Встает
законный вопрос, что понимать под долей энергоресурсов
собственного производства? Это отношение объема собственных
первичных энергоносителей (уголь, газ, торф, дрова, нефть и т.д.),
используемых в энергетике, к объему всех использованных первичных
энергоносителей, в том числе и покупной электроэнергии с ФОРЭМ,
или же это отношение объема конечных энергоносителей собственного
производства ко всему объему потребленных конечных
энергоносителей. Если стоять на позиции первого определения, то
для Удмуртии соответствующая доля равна 2,5%, если второго, то
соответствующая доля равна 69%. Аналогично не выдерживает критики
и графа, где приводятся данные по удельному потреблению ТЭР на
человека. Не может данный показатель различаться на порядок, как
это имеет место, например, для Башкортостана, Пермской области и
Мордовии. Отсутствие четких определений и понятий порождает
трудности в анализе и зачастую приводит к нелепым выводам.
Очевидно, данная таблица формировалась на основе нечетких
запросов, на которые были даны разные ответы, поэтому ценность
подобной информации невелика.
Концепция состоит из введения, 15 глав, заключения, списка
используемой литературы и двух приложений.
В первой главе дан аналитический обзор нормативно - правовых
актов топливно - энергетического комплекса и энергосбережения.
Анализируется ход выполнения указов Президента Российской
Федерации и постановлений Правительства РФ в данной области.
Приводятся нормативно - правовые акты, принятые в Удмуртской
Республике.
Таблица 1
Общая характеристика
регионов Приволжского федерального округа [3]
---T------------------T------T-------T----T------T-------------------T----T----¬
¦N ¦ Наименование ¦Пло- ¦Населе-¦Кол-¦Кол-во¦ Количество баллов ¦Все-¦Рей-¦
¦ ¦ субъектов РФ ¦щадь, ¦ние, ¦во ¦горо- +------T------T-----+го ¦тинг¦
¦ ¦ ¦тыс. ¦тыс. ¦рай-¦дов ¦по ¦по ¦по ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦кв. км¦чел. ¦онов¦респ. ¦произ-¦финан-¦соци-¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦(обл.)¦вод- ¦сово -¦аль- ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦подчи-¦ствен-¦инвес-¦ному ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нения ¦ному ¦тиц. ¦сек- ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦секто-¦секто-¦тору ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ру ¦ру ¦ ¦ ¦ ¦
+--+------------------+------+-------+----+------+------+------+-----+----+----+
¦ 1¦Республика ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦Башкортостан ¦ 143,6¦ 4110,3¦ 54 ¦ 20 ¦ 90 ¦ 84 ¦ 82 ¦ 256¦ 2 ¦
+--+------------------+------+-------+----+------+------+------+-----+----+----+
¦ 2¦Кировская область ¦ 120,8¦ 1603,2¦ 39 ¦ 5 ¦ 145 ¦ 101 ¦ 139 ¦ 385¦ 10 ¦
+--+------------------+------+-------+----+------+------+------+-----+----+----+
¦ 3¦Республика Марий ¦ 23,2¦ 761,2¦ 14 ¦ 3 ¦ 172 ¦ 151 ¦ 159 ¦ 482¦ 14 ¦
¦ ¦Эл ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+------------------+------+-------+----+------+------+------+-----+----+----+
¦ 4¦Республика ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦Мордовия ¦ 26,2¦ 937,1¦ 22 ¦ 3 ¦ 128 ¦ 108 ¦ 135 ¦ 371¦ 8 ¦
+--+------------------+------+-------+----+------+------+------+-----+----+----+
¦ 5¦Нижегородская ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦область ¦ 76,9¦ 3687,7¦ 48 ¦ 11 ¦ 132 ¦ 106 ¦ 109 ¦ 347¦ 7 ¦
+--+------------------+------+-------+----+------+------+------+-----+----+----+
¦ 6¦Оренбургская ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦область ¦ 124,0¦ 2225,5¦ 35 ¦ 11 ¦ 98 ¦ 73 ¦ 95 ¦ 266¦ 3 ¦
+--+------------------+------+-------+----+------+------+------+-----+----+----+
¦ 7¦Пензенская область¦ 43,2¦ 1541,8¦ 28 ¦ 4 ¦ 153 ¦ 126 ¦ 152 ¦ 431¦ 12 ¦
+--+------------------+------+-------+----+------+------+------+-----+----+----+
¦ 8¦Пермская область ¦ 160,6¦ 2969,7¦ 35 ¦ 13 ¦ 103 ¦ 72 ¦ 121 ¦ 296¦ 5 ¦
+--+------------------+------+-------+----+------+------+------+-----+----+----+
¦ 9¦Самарская область ¦ 53,6¦ 3305,3¦ 27 ¦ 10 ¦ 107 ¦ 71 ¦ 110 ¦ 288¦ 4 ¦
+--+------------------+------+-------+----+------+------+------+-----+----+----+
¦10¦Саратовская ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦область ¦ 100,2¦ 2719,0¦ 38 ¦ 13 ¦ 135 ¦ 116 ¦ 155 ¦ 406¦ 11 ¦
+--+------------------+------+-------+----+------+------+------+-----+----+----+
¦11¦Республика ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦Татарстан ¦ 68,0¦ 3784,0¦ 43 ¦ 13 ¦ 82 ¦ 73 ¦ 86 ¦ 241¦ 1 ¦
+--+------------------+------+-------+----+------+------+------+-----+----+----+
¦12¦Удмуртская ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦Республика ¦ 42,1¦ 1632,6¦ 25 ¦ 5 ¦ 114 ¦ 78 ¦ 114 ¦ 306¦ 6 ¦
+--+------------------+------+-------+----+------+------+------+-----+----+----+
¦13¦Ульяновская ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦область ¦ 37,3¦ 1472,1¦ 21 ¦ 3 ¦ 161 ¦ 145 ¦ 139 ¦ 445¦ 13 ¦
+--+------------------+------+-------+----+------+------+------+-----+----+----+
¦14¦Республика Чувашия¦ 18,3¦ 1361,8¦ 21 ¦ 5 ¦ 154 ¦ 91 ¦ 138 ¦ 383¦ 9 ¦
+--+------------------+------+-------+----+------+------+------+-----+----+----+
¦ В целом по округу ¦1038,0¦32111,3¦450 ¦ 119 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
L---------------------+------+-------+----+------+------+------+-----+----+-----
Таблица 2
Основные показатели,
характеризующие эффективность использования ТЭР
в регионах Приволжского федерального округа [3]
---T-------------T---------------T----------T------T----------------------------------------¬
¦N ¦ Субъекты РФ ¦Потенциал энер-¦Удельное ¦Доля ¦ Региональная программа энергосбережения¦
¦п/¦ ¦госбережения, ¦потребле- ¦энер- ¦ ¦
¦п ¦ ¦тыс. т у.т. ¦ние ТЭР ¦горе- ¦ ¦
¦ ¦ ¦ +----T-----+сурсов+---------------T------------------------+
¦ ¦ ¦ ¦ на ¦ на ¦соб- ¦ Инвестиции ¦ Эффективность Программы¦
¦ ¦ ¦ ¦ед. ¦чел. ¦ствен.¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ВРП ¦ ¦про- ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ +----+-----+изв., +-------T-------+-------T-------T--------+
¦ ¦ ¦ ¦тыс.¦ т ¦% ¦ Всего ¦Бюдж. ¦Энерге-¦Эконо- ¦Эколог.,¦
¦ ¦ ¦ ¦ т ¦у.т. ¦ ¦ ¦сред- ¦тичес- ¦мичес- ¦сокраще-¦
¦ ¦ ¦ ¦у.т.¦чел. ¦ ¦ ¦ства ¦кая, ¦кая, ¦ние вы- ¦
¦ ¦ ¦ ¦млн ¦ ¦ ¦ ¦ ¦тыс. ¦млрд ¦бросов, ¦
¦ ¦ ¦ ¦руб.¦ ¦ ¦ ¦ ¦т у.т. ¦руб. ¦тыс. т ¦
+--+-------------+---------------+----+-----+------+-------+-------+-------+-------+--------+
¦ 1¦Республика ¦ 13136 - 15690 ¦0,64¦ 9,70¦ 83,5¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
¦ ¦Башкортостан ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-------------+---------------+----+-----+------+-------+-------+-------+-------+--------+
¦ 2¦Кировская ¦ 2351 - 2808 ¦0,31¦ 3,70¦ 4,9¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
¦ ¦область ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-------------+---------------+----+-----+------+-------+-------+-------+-------+--------+
¦ 3¦Республика ¦ 1037 - 1239 ¦0,54¦ 2,42¦ 10,6¦ 70,0¦ 0,5¦ 28,1¦ 0,030¦ 0,48¦
¦ ¦Марий Эл ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-------------+---------------+----+-----+------+-------+-------+-------+-------+--------+
¦ 4¦Республика ¦ 1247 - 1489 ¦0,56¦ 0,94¦ 2,0¦ 534,0¦ 160,0¦ 580,0¦ 0,720¦ 7,50¦
¦ ¦Мордовия ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-------------+---------------+----+-----+------+-------+-------+-------+-------+--------+
¦ 5¦Нижегородская¦ 6404 - 7650 ¦0,16¦ 3,33¦ 34,3¦ 270,4¦ 76,3¦ 30,9¦ 0,070¦ 71,09¦
¦ ¦обл. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-------------+---------------+----+-----+------+-------+-------+-------+-------+--------+
¦ 6¦Оренбургская ¦ 7084 - 8461 ¦0,89¦10,70¦ 93,1¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
¦ ¦область ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-------------+---------------+----+-----+------+-------+-------+-------+-------+--------+
¦ 7¦Пензенская ¦ 1658 - 1980 ¦0,15¦ 2,47¦ 8,2¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
¦ ¦область ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-------------+---------------+----+-----+------+-------+-------+-------+-------+--------+
¦ 8¦Пермская ¦ 10334 - 12343 ¦0,55¦10,00¦ 89,0¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
¦ ¦область ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-------------+---------------+----+-----+------+-------+-------+-------+-------+--------+
¦ 9¦Самарская ¦ 9534 - 11388 ¦0,14¦ 6,76¦ 14,0¦ 261,8¦ 34,3¦ 882,0¦ 0,141¦ 2,64¦
¦ ¦область ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-------------+---------------+----+-----+------+-------+-------+-------+-------+--------+
¦10¦Саратовская ¦ 4472 - 5341 ¦0,16¦ 3,60¦ 93,7¦ 211,0¦ 11,0¦ 2100,0¦ - ¦ 0,40¦
¦ ¦область ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-------------+---------------+----+-----+------+-------+-------+-------+-------+--------+
¦11¦Республика ¦ 7844 - 9369 ¦0,22¦ 4,30¦ 95,6¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
¦ ¦Татарстан ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-------------+---------------+----+-----+------+-------+-------+-------+-------+--------+
¦12¦Удмуртская ¦ 3588 - 4286 ¦0,43¦ 5,70¦ 2,5¦ 9 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
¦ ¦Республика ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-------------+---------------+----+-----+------+-------+-------+-------+-------+--------+
¦13¦Ульяновская ¦ 2325 - 2777 ¦0,21¦ 2,55¦ 52,0¦ 120,0¦ 19,3¦ 1840,0¦ нет ¦нет дан.¦
¦ ¦область ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ дан. ¦ ¦
+--+-------------+---------------+----+-----+------+-------+-------+-------+-------+--------+
¦14¦Республика ¦ 1588 - 1897 ¦0,27¦ 1,95¦ 6,6¦ 7,2¦ 3,0¦ 32,0¦ 0,040¦нет дан.¦
¦ ¦Чувашия ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+-------------+---------------+----+-----+------+-------+-------+-------+-------+--------+
¦ В целом¦ 72602 - 86718 ¦ ¦ ¦ ¦ 1204,0¦ 228,0¦ 5462,0¦ 6,900¦ 11,00¦
¦ по округу¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----------------+---------------+----+-----+------+-------+-------+-------+-------+--------+
¦ В целом¦359998 - 429996¦ ¦ ¦ ¦40118,0¦20175,0¦29850,0¦161,000¦ 4375,00¦
¦ по России¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L----------------+---------------+----+-----+------+-------+-------+-------+-------+---------
Во второй главе дан анализ современного состояния и проблем
развития ТЭК Российской Федерации и Удмуртской Республики. При
этом анализ проблем развития ТЭК УР предполагает, что Удмуртия
как составная часть России, практически полностью зависящая от
привозных первичных энергоносителей, должна учитывать тенденции
развития ТЭК Российской Федерации. Определена структура
потребления ТЭР в экономике Удмуртии. Дана характеристика
электроэнергетическому и теплоэнергетическому комплексам
Удмуртской Республики. Представлен сводный топливно -
энергетический баланс.
В третьей главе, опираясь на общероссийские данные, используя
метод нормировки, определен потенциал энергосбережения в области
электро- и теплоэнергетики Удмуртии.
В четвертой главе дается характеристика нефтедобывающей и
торфодобывающей промышленности Удмуртской Республики, определены
объемы потребления невозобновляемых топливно - энергетических
ресурсов.
Пятая глава посвящена оценке целесообразности переработки
сырьевых видов топлива (нефти и торфа) на территории Удмуртии.
Шестая глава посвящена определению потенциала возобновляемых
энергетических ресурсов: отходы древесины, ветровые, водные и
солнечные ресурсы.
В седьмой главе приводятся результаты анализа эффективности
переработки твердых бытовых отходов канализационных стоков,
отходов животноводства и растениеводства.
В восьмой главе представлена стратегия развития средств
передачи и распределения электрической и тепловой энергии.
В девятой главе дано технико - экономическое обоснование
целесообразности перевода котельных на режим комбинированной
выработки тепла и электроэнергии, определены необходимые
финансовые ресурсы и сроки окупаемости затрат.
В десятой главе проведена оценка возможности производства
различных компонентов энергетического оборудования промышленным
комплексом УР.
В одиннадцатой главе оценена роль и перспективы среднего и
малого бизнеса в решении задач перевооружения экономики УР и ее
перевода на энергосберегающие технологии.
Двенадцатая глава посвящена разработке принципов построения
эффективной системы учета ТЭР и регулирования потребления
различных видов энергии.
В тринадцатой главе представлены электронные схемы
теплоснабжения городов и населенных пунктов УР. Создание подобных
схем решает множество задач в области теплоснабжения, начиная от
инвентаризации теплового хозяйства до оптимизации режимов работы
централизованных систем теплоснабжения с целью экономии топливных
ресурсов.
В четырнадцатой и пятнадцатой главах отчета приводятся
структура данных и описание информационного обеспечения проекта.
В заключении приводятся выводы по проекту и сформулирована
Концепция развития ТЭК УР на период до 2010 года.
Данный проект выполнялся по заказу Министерства топлива,
энергетики и связи УР и представляет собой первую попытку системно
подойти к анализу состояния энергетики и на его основе предложить
стратегию развития важнейшей отрасли экономики Удмуртии на период
до 2010 года.
Авторы отдают себе отчет в том, что некоторые результаты,
достигнутые в ходе работы, могут быть подвержены сомнению другими
специалистами в области энергетики. Могут быть предложены и другие
стратегии. Какие-то цифры, представленные в работе, могут быть
уточнены или даже через некоторое время, в связи с появлением
новых данных, исправлены. Поэтому работа выполнялась в режиме
создания открытой информационно - аналитической системы, которую
можно наращивать, корректировать или исправлять. Уверены, что
работа принесет пользу энергетикам, при этом она может явиться
базой для разработки Целевой программы развития ТЭК Удмуртской
Республики.
1. АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР НОРМАТИВНО - ПРАВОВЫХ АКТОВ
ТОПЛИВНО - ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА И ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ
Приведем перечень основных нормативно - правовых актов,
касающихся энергосбережения и топливно - энергетического комплекса
Российской Федерации.
1. Указ Президента Российской Федерации от 7 мая 1995 года N
472 "Об основных направлениях энергетической политики и
структурной перестройки топливно - энергетического комплекса до
2010 года".
2. Постановление Правительства Российской Федерации от 12
октября 1995 года N 998 "О государственной поддержке создания в РФ
энергоэффективных демонстрационных зон".
3. Постановление Правительства Российской Федерации от 13
октября 1995 года N 1006 "Об Энергетической стратегии России".
4. Постановление Правительства Российской Федерации от 2
ноября 1995 года N 1087 "О неотложных мерах по энергосбережению".
5. Постановление Правительства Российской Федерации от 6
марта 1996 года N 263 "О Федеральной программе "Топливо и энергия"
на 1996 - 2000 годы".
6. Федеральный закон РФ от 3 апреля 1996 года N 28-ФЗ "Об
энергосбережении".
7. Постановление Правительства Российской Федерации от 8 июля
1997 года N 832 "О повышении эффективности использования
энергетических ресурсов и воды предприятиями, учреждениями и
организациями бюджетной сферы".
8. Указ Президента Российской Федерации от 11 сентября 1997
года N 1010 "О государственном надзоре за эффективным
использованием энергетических ресурсов в Российской Федерации".
9. Постановление Правительства Российской Федерации от 24
января 1998 года N 80 "О Федеральной целевой программе
"Энергосбережение России" на 1998 - 2005 годы".
10. Федеральная целевая программа "Энергосбережение России" на
1998 - 2005 годы (аннотация).
11. Постановление Правительства Российской Федерации от 15
июня 1998 года N 588 "О дополнительных мерах по стимулированию
энергосбережения в России".
12. Постановление Правительства Российской Федерации от 12
августа 1998 года N 938 "О государственном энергетическом надзоре
в Российской Федерации".
13. Постановление Правительства РФ от 5 января 1998 года N 5
"О снабжении топливно - энергетическими" ресурсами организаций,
финансируемых в 1998 году за счет средств федерального бюджета".
14. Постановление Правительства РФ от 9 апреля 1999 года N 395
"О лимитировании топливно - энергетических ресурсов организациям,
финансируемым из федерального бюджета".
15. Постановление Правительства РФ от 23 ноября 2000 года N 39
"Об Энергетической стратегии России до 2020 года".
16. Постановление Правительства РФ от 11 июля 2001 года N 526
"О реформировании электроэнергетики Российской Федерации".
Программные документы Удмуртской Республики об
энергосбережении и развитии ТЭК:
1. Указ Президента УР от 9 октября 2001 года N 161 "О мерах по
реализации политики энергосбережения в Удмуртской Республике".
2. Постановление Региональной энергетической комиссии УР от 24
октября 2001 года N 10/11 "О мерах по реализации политики
энергосбережения в Удмуртской Республике".
3. Постановление Региональной энергетической комиссии УР от 21
ноября 2001 года N 12/9 "О мерах по стимулированию
энергосбережения для энергоснабжающих организаций, не входящих в
систему ОАО "Удмуртэнерго".
Принятые документы позволили развернуть работы по следующим
основным направлениям [4].
1. Нормативно - правовая база энергосбережения является одним
из основных реально действующих механизмов повышения эффективности
использования топливно - энергетических ресурсов.
Начиная с 1992 года на федеральном уровне приняты относящиеся
к задачам энергосбережения и ТЭК более 20 федеральных законов и
указов Президента Российской Федерации, более 30 постановлений
Правительства Российской Федерации и более 40 отраслевых
нормативных актов, большинство из которых подготовлены и введены в
действие Минтопэнерго России.
15 июня 1998 года Правительство Российской Федерации приняло
разработанное Минтопэнерго постановление N 588 "О дополнительных
мерах по стимулированию энергосбережения в России". Впервые
организациям бюджетной сферы дан реальный стимул к экономии
энергии - им предоставлено право оставлять в своем распоряжении
сэкономленные денежные средства на срок окупаемости
энергосберегающих мероприятий плюс один год. Однако к этому
положению требуется согласованная в установленном порядке методика
прямого действия для бюджетных организаций, направленная на
формирование и использование стоимости сэкономленных
энергетических ресурсов для дальнейшего развития энергосбережения.
2. Система лимитирования (потребления топлива и энергии
организациями, финансируемыми из средств федерального бюджета)
была создана Минтопэнерго России в соответствии с постановлением
Правительства Российской Федерации N 5 от 5 января 1998 года.
Основной целью лимитирования явилась необходимость обоснования
снижения и упорядочения расходов, связанных с использованием
энергетических ресурсов федеральными бюджетополучателями.
Практика лимитирования топливно - энергетических ресурсов
организациям, финансируемым из федерального бюджета, продолжена
постановлением Правительства Российской Федерации от 9 апреля 1999
года N 395.
3. Отраслевые программы энергосбережения. Постановлением
Правительства Российской Федерации от 15 июня 1998 года N 588 "О
дополнительных мерах по стимулированию энергосбережения в России"
всем федеральным министерствам и ведомствам было поручено
разработать и согласовать с Минтопэнерго России отраслевые
программы энергосбережения.
4. Энергетическое обследование объектов федеральной
собственности. В целях уточнения реального уровня
энергопотребления на объектах федеральной собственности
Минтопэнерго профинансировало и организовало энергетическое
обследование. Проведены обследования административных зданий,
лечебных учреждений, учебных заведений, объектов культуры, военных
городков и других объектов.
Результаты проведенных обследований позволили Минтопэнерго
России обосновать расчеты лимитов энергопотребления при их
согласовании с федеральными органами исполнительной власти.
5. Региональные программы энергосбережения и внебюджетные
фонды. В 25 субъектах Российской Федерации разработаны
региональные программы энергосбережения, и в 34 они
разрабатываются. Введены в действие 20 региональных внебюджетных
фондов и еще 10 находятся в стадии подготовки. Практически в
каждом субъекте Российской Федерации приняты законодательные и
нормативно - правовые акты, касающиеся эффективного использования
энергоресурсов. Региональные законы приняты 26 субъектами
Российской Федерации, еще в 40 такие законы разрабатываются. По
прогнозным оценкам регионы вложили в энергосбережение в 1998 году
более 1 млрд. рублей. Энергосбережение в настоящее время перешло
из стадии формирования идеологии в плоскость чисто практических
действий.
В соответствии со ст. 10 Федерального закона "Об
энергосбережении" предстоит проводить работу по проведению
обязательных энергетических обследований предприятий, потребляющих
более 6 тыс. т у.т. в год. Подготовлена программа таких
обследований. Программа охватывает 4530 предприятий. Проведение
обследований будут осуществлять территориальные органы
Госэнергонадзора.
На 1-м этапе - это проведение обязательных энергетических
обследований по определенным категориям потребителей:
- бюджетные организации - обследование позволит установить для
них обоснованные лимиты потребления;
- госпредприятия и оборонный заказ (более 50%) - обследование
позволит установить экономически обоснованные цены на их
продукцию;
- предприятия ТЭК в лице АО - энергосистем,
газоперекачивающих и нефтепродуктоперекачивающих предприятий -
энергоаудит позволит утвердить обоснованные тарифы и цены;
- сельскохозяйственные предприятия, пользующиеся 50% льготным
тарифом, - энергоаудит позволит установить реальное нормирование
их энергозатрат;
- бюджетообразующие предприятия (металлургия, нефтехимия,
нефтепереработка и др.) - энергоаудит позволит снизить издержки
производства.
Кроме обязательных энергетических обследований в соответствии
с Федеральным законом "Об энергосбережении", необходимо проводить
также добровольный со стороны предприятий - потребителей топлива и
энергии энергоаудит. Для его востребования необходимо создание
определенных нормативно - правовых условий, поскольку энергоаудит
должен предшествовать:
- установлению РЭК обоснованных тарифов;
- установлению бюджетным организациям лимитов
энергопотребления;
- применению тарифных льгот;
- выделению городам и районам дотаций на теплообеспечение
потребителей;
- финансированию создания зимних запасов топлива и т.д.
Все это требует разработки и введения в действие необходимых
рекомендаций и методик. Необходимо также организовать разработку
стандартов энергопотребления, как это предусмотрено Федеральным
законом "Об энергосбережении". К настоящему времени подготовлен
ряд федеральных основополагающих ГОСТов в области
энергоэффективности:
- "Энергосбережение. Нормативно - методическое обеспечение";
- "Энергетическая эффективность";
- "Энергетический паспорт производителя ТЭР";
- "Энергетический паспорт потребителя ТЭР";
- "Энергетический паспорт гражданского здания" и др.
Подпрограмма "Энергосбережение в ЖКХ" охватывает жилищно -
коммунальный сектор, являющийся крупнейшим потребителем топлива и
энергии и производителем свыше 30% тепловой энергии России.
Ежегодная потребность в расходах на ЖКХ составляет от 35 до 50% и
более муниципальных бюджетов.
Исходя из заданий, установленных постановлением Правительства
Российской Федерации от 15 июля 1998 года N 588, Минтопэнерго и
ФЭК России, ведется работа по созданию внебюджетного источника
финансирования подпрограммы "Энергосбережение в топливно -
энергетическом комплексе". На стадии согласования находится
соглашение между Минтопэнерго, ФЭК, РАО "ЕЭС России" и ОАО
"Газпром", предусматривающее включение энергосберегающей
составляющей в тарифы абонентской платы РАО "ЕЭС России" в цену на
газ ОАО "Газпром". Консолидация этих средств будет осуществляться
в федеральном межотраслевом фонде энергосбережения. Реализация
данного механизма обеспечит привлечение внебюджетных средств в
объеме около 1 млрд. руб. в год.
Использование средств региональных фондов энергосбережения в
соответствии со статьей 14 Федерального закона Российской
Федерации "Об энергосбережении" позволит увеличить объем
привлекаемых внебюджетных средств до 4,5 млрд. рублей.
Реализация механизма вовлечения средств естественных монополий
ТЭК, полученных от внедрения энергосберегающих мероприятий за счет
сохранения прежних цен и тарифов на их продукцию (услуги) на
период, превышающий на один год срок окупаемости затрат на
энергосбережение. Такой подход будет способствовать привлечению
дополнительных средств, полученных от экономии топлива и энергии.
Дополнительные ресурсы можно привлечь за счет
перераспределения платежей населения за коммунальные услуги при
осуществлении новых видов энергосервисного обслуживания. Это
позволит:
- сократить расходы областного (местного) бюджета за счет
уменьшения затрат на топливно - энергетические ресурсы;
- облегчить финансовый пресс на население, вызванный
реформированием ЖКХ.
Федеральная целевая программа "Энергосбережение России"
определяет основные направления эффективности использования
энергоресурсов:
- дальнейшее развитие нормативно - правовой базы
энергосбережения;
- установление в физическом и денежном выражении лимитов
потребления топлива и энергии федеральными органами исполнительной
власти для подведомственных им бюджетных организаций;
- введение в действие программного обеспечения
энергосбережения на отраслевом, региональном и муниципальном
уровнях;
- организация энергетических обследований потребителей ТЭР,
осуществляемых в соответствии со статьей 10 Федерального закона
"Об энергосбережении";
- работа по оснащению потребителей приборами учета потребления
энергоресурсов;
- расширение использования механизмов финансирования программ
энергосбережения всех уровней исходя из действующего
законодательства;
- развитие российских демонстрационных зон высокой
энергетической эффективности, реализуемых в рамках международного
проекта ООН "Энергоэффективность - 2000";
- дальнейшее расширение международного сотрудничества в
области финансирования энергосберегающих программ и проектов
зарубежными инвесторами (МБРР, ЕБРР и другие коммерческие
инвестиционные институты);
- реализация полномочий органов Госэнергонадзора в области
повышения эффективности использования топлива и энергии в
соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации
от 12 августа 1998 года N 938.
6. Демонстрационные зоны высокой энергетической эффективности
(проект ЕЭК ООН - 2000). Целью этого проекта является создание
условий для демонстрации применения рыночных механизмов,
энергосберегающей техники и технологий, проведения современной
политики в области тарифов и налогов. В настоящее время в России
функционируют десятки демонстрационных зон, многие из них
удостоены престижных сертификатов ООН.
Анализ реализации Федеральной целевой программы
"Энергосбережение России" позволяет дать оценку происходящим в
энергосбережении позитивным изменениям и сделать предложения по
дальнейшему ее развитию, достижению высокой эффективности и
окупаемости:
- основные работы развернуты в топливно - энергетическом
комплексе и жилищно - коммунальном хозяйстве;
- развитие энергосбережения в промышленности требует
инвестиционной поддержки;
- необходимо проводить стимулирующую энергосбережение тарифную
политику:
- предоставление тарифного кредита, т.е. временное снижение
тарифов для потребителей, реально осуществляющих энергосбережение;
- дифференциация тарифов по видам напряжения, по времени
суток, недели, года для регулирования электрической и тепловой
нагрузок, по объемам потребления энергии и объемам экономии
энергии;
- тарифные ограничения предприятиям, неэффективно использующим
энергоресурсы;
- лимиты бюджетным потребителям должны реально соответствовать
предельно необходимому объему энергопотребления с учетом
энергосберегающего потенциала, иначе теряется смысл
энергосбережения в бюджетной сфере.
Принятие Энергетической стратегии России на период до 2020
года является очередным этапом формирования государственной
долгосрочной энергетической политики. Основные предыдущие этапы:
- 1992 год - разработана и одобрена Правительством страны
Концепция новой энергетической политики России;
- 1995 год - на базе Концепции разработана Энергетическая
стратегия России на период до 2010 года. На ее основе Указом
Президента России (N 472 от 7 мая 1995 года) утверждены "Основные
направления энергетической политики Российской Федерации на период
до 2010 года", а несколько позже постановлением Правительства РФ
(N 1006 от 13 октября 1995 года) одобрены Основные положения
Энергетической стратегии России.
Долгосрочная энергетическая политика Российской Федерации,
определяя условия для конструктивного взаимодействия федеральных
органов исполнительной власти, органов исполнительной власти
субъектов РФ, органов местного самоуправления, предприятий,
организаций и предпринимателей в сфере энергетики, имеет следующие
цели:
- устойчивое обеспечение населения и экономики страны
энергоносителями;
- повышение эффективности использования топливно -
энергетических ресурсов и создание необходимых условий для
перевода экономики страны на энергосберегающий путь развития;
- создание надежной сырьевой базы и обеспечение устойчивого
развития топливно - энергетического комплекса в условиях
формирования рыночных отношений;
- уменьшение негативного воздействия ТЭК на окружающую среду;
- поддержание экспортного потенциала ТЭК и расширение экспорта
его продукции;
- сохранение энергетической независимости России, обеспечение
энергетической безопасности Российской Федерации;
- создание системы государственного мониторинга
функционирования энергетического сектора России.
Структурная политика в сфере энергообеспечения
предусматривает:
- создание условий для эффективного хозяйствования как
финансово - промышленных групп и корпораций, так и малого и
среднего бизнеса;
- завершение структурной реформы естественных монополий ТЭК и
реструктуризация угольной промышленности;
- продолжение структурной перестройки отраслей ТЭК и
совершенствование структуры топливно - энергетического баланса;
- проведение реформы жилищно - коммунального сектора с
повышением эффективности потребления топлива и энергии в нем за
рассматриваемый период не менее чем в два раза.
Региональная энергетическая политика должна сочетать
естественное стремление регионов к самоуправлению и
самообеспечению конечными энергоносителями (электрической и
тепловой энергии, моторным и бытовым топливом) с сохранением
органического единства топливно - энергетического комплекса России
и федеральных энергетических систем.
В научно - технической политике в сфере энергетики намечаются:
- разработка технологий, обеспечивающих ускоренное техническое
перевооружение действующих и создание новых объектов энергетики;
- обеспечение безопасности действующих атомных станций,
создание нового поколения безопасных ядерных энергетических
установок в целях развития атомной энергетики в экономически
целесообразных масштабах;
- создание и организация серийного производства
энергосберегающего оборудования и установок малой энергетики, в
том числе с использованием гидроэнергетических ресурсов,
солнечной, ветровой, геотермальной энергии и других возобновляемых
источников энергии;
- повышение эффективности работ по поиску, разведке и
разработке месторождений топливно - энергетических ресурсов с
учетом экологических требований;
- глубокая переработка и комплексное использование ТЭР.
Экологическая политика в сфере энергообеспечения
предусматривает:
- создание комплексной системы государственного регулирования
взаимоотношений общества с природной средой, включая экологически
ориентированное налогообложение;
- вовлечение в топливно - энергетический баланс возобновляемых
источников энергии в целях уменьшения негативного влияния
энергетической деятельности на окружающую среду и сохранения
потенциала невозобновляемых энергоресурсов для будущих поколений;
- формирование единой информационной системы, содержащей
данные о состоянии природной среды и ее влиянии на здоровье
населения, на основе локальных и региональных систем мониторинга;
- развитие комплексных производств переработки попутного
нефтяного газа и использования шахтного метана в качестве котельно
- печного топлива, которые позволят предотвращать выброс в
атмосферу природных газов;
- создание системы рекультивации земель и механизмов
государственного воздействия на этот процесс.
Основным механизмом достижения целей и задач ЭС является
система нормативно - правовых актов, реализуемая соответствующими
органами власти. Совершенствование этой системы будет
осуществляться как путем законотворческой деятельности на
федеральном и региональном уровнях, так и принятием отдельных
нормативных решений указами Президента России и постановлениями
Правительства страны, а также органами исполнительной власти
субъектов РФ.
Энергетическая безопасность России является необходимым
условием поддержания требуемого уровня национальной и
экономической безопасности на основе эффективного использования
топливно - энергетического потенциала страны.
К числу важнейших принципов обеспечения энергетической
безопасности в ЭС отнесены:
- принцип заменимости исчерпаемого ресурса (темпы потребления
исчерпаемых ресурсов топлива не должны превышать темпов освоения
замещающих их источников энергии);
- принцип диверсификации видов топлива и энергии (экономика не
должна чрезмерно зависеть от какого-либо одного энергоносителя,
недопустима моноструктура топливно - энергетического баланса);
- принцип экологической приемлемости (развитие энергетики не
должно сопровождаться увеличением ее негативного воздействия на
окружающую среду);
- а принцип рационального потребления органических ресурсов
топлива (использование органического топлива в энергетике не
должно приводить к нехватке его на нетопливные цели как сырья для
химической переработки);
- принцип приоритетности внутреннего потребления
энергоресурсов их экспорту и рационализации структуры экспорта
путем перехода от преимущественного экспорта первичных
энергоносителей к более широкому экспорту продуктов их
переработки;
- принцип максимально возможного использования во всех
технологических процессах и проектах отечественного оборудования
(это позволит предприятиям ТЭК стать одним из основных заказчиков
для машиностроения, химической, оборонной и других отраслей
промышленности);
- принцип государственной поддержки инвестиционных проектов в
энергетическом секторе, привлекающих в страну инвестиции и
создающих новые рабочие места.
Исходя из положенных в основу ЭС параметров долгосрочного
социально - экономического развития страны, структурная
перестройка экономики скомпенсирует свыше половины необходимого
прироста энергопотребления. Наряду со структурным фактором ЭС
предусматривает проведение целенаправленной энергосберегающей
политики.
Россия располагает для этого большим потенциалом
организационного и технологического энергосбережения. Прогнозы
экономии энергии в рассматриваемый период (относительно 2000 года)
представлены в таблице 1.1.
Таблица 1.1
Прогноз экономии энергии в целом по России
------------T----------------------------------------------------¬
¦ Годы ¦ Экономия энергии ¦
¦ +------------------------T---------------------------+
¦ ¦ Общая, млн т у.т. ¦В том числе электроэнергия,¦
¦ ¦ ¦ млрд кВт.ч ¦
+-----------+------------------------+---------------------------+
¦ 2005 ¦ Не менее 30 - 55 ¦ Не менее 20 - 40 ¦
+-----------+------------------------+---------------------------+
¦ 2010 ¦ 105 - 140 ¦ 60 - 130 ¦
+-----------+------------------------+---------------------------+
¦ 2015 ¦ 185 - 260 ¦ 130 - 230 ¦
+-----------+------------------------+---------------------------+
¦ 2020 ¦ 300 - 420 ¦ 190 - 300 ¦
L-----------+------------------------+----------------------------
Энергетическая стратегия предусматривает создание
хозяйственных и организационно - административных условий для
скорейшей реализации экономически эффективной части организационно
- технологического потенциала энергосбережения. Размеры этой части
будут определяться проводимой в стране ценовой и налоговой
политикой.
Основной предпосылкой для интенсификации энергосбережения
является быстрый выход внутренних цен энергоносителей на уровень,
обеспечивающий полное самофинансирование (включая предстоящие
инвестиции) производителей топлива и энергии.
Правильная ценовая политика служит абсолютно необходимым, но
недостаточным условием интенсификации энергосбережения.
Энергетическая стратегия предусматривает осуществление целостной
системы правовых, административных и экономических мер,
стимулирующих эффективное использование энергии.
На современном этапе базовым фактором, определяющим динамику
внутреннего потребления, является качественное изменение
жизненного уровня народа. В предстоящий период наиболее динамично
будет расти потребление электроэнергии - на 28% к 2010 году и на
80% к 2020 году по сравнению с уровнем 1995 года. Энергоемкость
ВВП после 2000 года будет систематически снижаться.
Прогнозируется очень умеренный рост централизованного
теплоснабжения: к 2010 году оно не превысит уровень 1995 года, а к
2020 году оно превысит уровень 1995 года только на 8 - 9%. Это
связано со структурными сдвигами в экономике, реализацией
накопленного потенциала экономии тепла и преимущественным
развитием индивидуальных его источников.
Энергетической стратегией определяются следующие приоритетные
направления использования основных энергоносителей:
- природного газа - на нетопливные цели (производство
минеральных удобрений, сырья для газохимии и пр.), на
энергоснабжение коммунально - бытового сектора, включая
теплоэлектроцентрали, и технологических процессов в металлургии,
машиностроении и промышленности строительных материалов;
- нефти - на обеспечение потребностей в моторных топливах и
сырье для нефтехимии;
- угля - на выработку электроэнергии и производство кокса, а
также на топливообеспечение рассредоточенных бытовых потребителей.
К приоритетным направлениям использования газа и нефти в
период до 2010 года отнесен также их экспорт как основной источник
валютных поступлений.
Выводы:
1. Экономика России энергорасточительна, энергоемкость велика
(в 3,5 - 3,7 раза выше, чем в развитых странах) и все 90-е годы
росла (в развитых странах - снижалась).
2. Потенциал энергосбережения огромен - до 50% (!) всего
объема энергопотребления.
3. Низкие цены на энергоносители не стимулируют их эффективное
использование.
4. Нужна активная энергосберегающая политика - жесткие
административные меры (стандарты, энергонадзор, энергоаудит),
особенно в бюджетной сфере, техническое перевооружение и
структурная перестройка экономики.
5. Необходимо повышение цен на энергоносители до уровня
мировых и совершенствование налоговой политики.
6. Необходимо разработать механизмы стимулирования
энергосбережения, включая налоговые привилегии при реализации
энергосберегающих проектов.
7. Необходим единый инвестиционный фонд "Энергосбережение и
развитие ТЭК".
8. Необходимо реализовать ФЦП "Энергоэффективная экономика" на
2002 - 2010 годы.
2. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ И ПРОБЛЕМЫ РАЗВИТИЯ ТЭК
2.1. Российская Федерация
Удельная энергоемкость экономики (ВВП) России,
сформировавшаяся еще в предреформенный период, более чем в 4 раза
была выше, чем в Японии, в 3 раза выше, чем в развитых странах
Европы, и в 2 раза выше, чем в США [2]. За годы реформ она
возросла еще почти в 1,2 раза в связи с дальнейшим утяжелением
структуры промышленного производства, а также из-за двукратной (в
среднем) недогрузки производственных мощностей в промышленности.
Потенциал энергосбережения российской экономики определяется
тремя основными составляющими.
1. Снижение удельной энергоемкости экономики в связи с
улучшением использования имеющегося производственного потенциала и
относительным снижением энергозатрат при росте ВВП. Этот фактор
будет проявлять себя за счет снижения удельных энергетических
расходов при догрузке имеющихся производственных мощностей. При
прогнозируемом "реверсе" экономики можно считать, что удельная
энергоемкость достигнет к 2008 - 2009 годам уровня 1990 года. Этот
фактор будет действовать главным образом на первом этапе, в 2000 -
2005 годы.
2. Снижение энергоемкости экономики в связи со структурными ее
трансформациями, выражающимися в увеличении доли малоэнергоемких
услуг в структуре ВВП и в энергосберегающих преобразованиях
структуры промышленного производства.
3. Технологическое энергосбережение. Потенциал
энергосбережения, реализуемый за счет использования
высокоэффективных технологий и организационных мероприятий,
которым располагает экономика страны, в сопоставлении с мировым
уровнем оценивается величиной в 45 - 50% от всего годового объема
внутреннего энергопотребления в России (см. таблицу 2.1).
Таблица 2.1
Современный потенциал энергосбережения
-----------------T---------T---------T---------T-----------------¬
¦ Отрасли ¦Электро- ¦Централи-¦ Топливо,¦ Всего ¦
¦ народного ¦энергия, ¦зованное ¦ млн +---------T-------+
¦ хозяйства ¦млрд ¦тепло, ¦ т у.т. ¦ млн ¦ % ¦
¦ ¦кВт.ч ¦млн Гкал ¦ ¦ т у.т. ¦ ¦
+----------------+---------+---------+---------+---------+-------+
¦Топливно - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦энергетический ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦комплекс ¦ 29 - 35 ¦ 70 - 80 ¦ 99 - 110¦120 - 135¦33 - 31¦
+----------------+---------+---------+---------+---------+-------+
¦Промышленность ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦и строительство ¦110 - 135¦150 - 190¦ 49 - 63 ¦110 - 140¦31 - 37¦
+----------------+---------+---------+---------+---------+-------+
¦Транспорт ¦ 7 - 11 ¦ - ¦ 22 - 26 ¦ 23 - 30 ¦ 6 - 7 ¦
+----------------+---------+---------+---------+---------+-------+
¦Сельское ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦хозяйство ¦ 4 - 5 ¦ 5 ¦ 9 - 11 ¦ 12 - 15 ¦ 3 ¦
+----------------+---------+---------+---------+---------+-------+
¦Коммунально - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦бытовой сектор ¦ 70 - 74 ¦120 - 135¦ 51 - 60 ¦ 95 - 110¦27 - 26¦
+----------------+---------+---------+---------+---------+-------+
¦ В целом¦220 - 260¦345 - 410¦230 - 270¦360 - 430¦ 100 ¦
L----------------+---------+---------+---------+---------+--------
Оценка структуры потенциала энергосбережения выполнена также
по первичным энергоносителям (таблица 2.2). При этом в качестве
одной из исходных предпосылок принято, что потенциал
энергосбережения в сфере производства электрической и тепловой
энергии примерно пропорционален структуре топливного баланса
производства этих видов энергии. Такая структура потенциала
энергосбережения будет способствовать снижению в перспективе доли
газа в потреблении ТЭР в стране.
Таблица 2.2
Структура
потенциала энергосбережения по первичным энергоносителям
------------------------------------T--------------T-------------¬
¦ Наименование ¦ млн т у.т. ¦ % ¦
+-----------------------------------+--------------+-------------+
¦Весь потенциал энергосбережения, ¦ ¦ ¦
¦в том числе: ¦ 230 - 270 ¦ 100 ¦
+-----------------------------------+--------------+-------------+
¦газ ¦ 120 - 140 ¦ 53 ¦
+-----------------------------------+--------------+-------------+
¦уголь ¦ 60 - 70 ¦ 25 ¦
+-----------------------------------+--------------+-------------+
¦нефть (через нефтепродукты) ¦ 50 - 60 ¦ 22 ¦
L-----------------------------------+--------------+--------------
Характеристика и основные параметры топливно - энергетического
баланса России с учетом прогноза энергосбережения приведены в
таблице 2.3.
Таблица 2.3
Основные параметры
топливно - энергетического баланса России
--------------------------------------T--------T--------T--------¬
¦ Показатели ¦2000 год¦2005 год¦2010 год¦
+-------------------------------------+--------+--------+--------+
¦Внутренний спрос при энергоемкости ¦ ¦ ¦ ¦
¦экономики 2000 года, млн т у.т. ¦ 910 ¦ 1307 ¦ 1725 ¦
+-------------------------------------+--------+--------+--------+
¦Энергосбережение к уровню 2000 года, ¦ ¦ ¦ ¦
¦млн т у.т. ¦ - ¦ 352 ¦ 725 ¦
+-------------------------------------+--------+--------+--------+
¦Внутренний спрос с учетом ¦ ¦ ¦ ¦
¦энергосбережения, млн т у.т. ¦ 910 ¦ 955 ¦ 1000 ¦
+-------------------------------------+--------+--------+--------+
¦Внешний спрос, млн т у.т. ¦ 509 ¦ 570 ¦ 600 ¦
+-------------------------------------+--------+--------+--------+
¦Суммарный спрос, млн т у.т. ¦ 1419 ¦ 1525 ¦ 1600 ¦
+-------------------------------------+--------+--------+--------+
¦Природный и попутный газ, млрд куб. м¦ 590 ¦ 660 ¦ 700 ¦
+-------------------------------------+--------+--------+--------+
¦Нефть и газовый конденсат, млн т ¦ 305 ¦ 320 ¦ 335 ¦
+-------------------------------------+--------+--------+--------+
¦Уголь, млн т ¦ 251 ¦ 285 ¦ 320 ¦
+-------------------------------------+--------+--------+--------+
¦Атомная энергия, возобновляемые и ¦ ¦ ¦ ¦
¦прочие энергоресурсы, млн т у.т. ¦ 105 ¦ 108 ¦ 118 ¦
L-------------------------------------+--------+--------+---------
Освоение всего потенциала требует значительных инвестиций и
времени, тем более что многие из мероприятий, обеспечивающих
реализацию энергосбережения, являются сопутствующими выполняемым
в процессе технического перевооружения отраслей промышленности и
экономики. Кроме того, реализация указанного энергосберегающего
потенциала будет зависеть в большой мере от уровня цен на топливо
и энергию, а также от экономических механизмов и административных
мер, которые будут задействованы государством, чтобы
заинтересовать потребителей энергоресурсов в энергосбережении и
сделать его выгодным для потребителей ТЭР.
В целом "Энергетической стратегией России" на период до 2020
года сделана оценка потенциала технически возможной и экономически
оправданной экономии ТЭР в объеме 360 - 430 млн. т у.т. в год по
состоянию энергопотребления на уровне 2000 года.
Достижение намечаемых темпов развития экономики с ростом ВВП в
2010 году по сравнению с 2000 годом в 1,6 - 1,8 раза требует для
обеспечения потребностей страны в топливе и энергии 60 - 80%
прироста годовой внутренней расчетной потребности в первичных
энергоресурсах. Компенсировать прирост этой потребности возможно
исключительно за счет энергосбережения, что требует
соответствующего программного обеспечения. Указанные задачи должны
найти свое отражение в региональных топливно - энергетических
балансах и соответствующих программах энергосбережения. Оценка
регионального разреза данной проблематики в настоящее время крайне
затруднена в связи с отсутствием разработок региональных прогнозов
социально - экономического развития до 2010 года.
Реализация энергосберегающих мероприятий должна стать
первоочередной задачей органов государственного управления на
федеральном, региональном и муниципальном уровнях.
Энергетическая стратегия России [5, 6, 7] ориентируется на
прогноз долгосрочного развития страны с темпами роста 5 - 6% в год
и увеличением ВВП в 2020 году по сравнению с 1998 годом не менее
чем в три раза (см. рис. 2.1).
млрд руб.
1800 T-----------------------------------------------------¬
¦ 1653 х
¦ / ¦
1500 + / ¦
¦ 1264 / ¦
¦ х / ¦
1200 + / ¦
¦1000 981 / ¦
х х / ¦
900 + \ 784 / ¦
¦ \ х / ¦
¦ \ 598 619 / ¦
600 + \х ------ х / ¦
¦ ¦
¦ год ¦
300 +--------T--------T--------T--------T--------T--------+
1990 1998 2000 2005 2010 2015 2020
Рис. 2.1. Динамика внутреннего валового продукта России:
темп падения ВВП в период 1990 - 1998 годы - 6,2% в год;
прогноз темпа роста ВВП до 2020 года - 5% в год
Для того чтобы ТЭК обеспечил ресурсами прогнозируемый уровень
развития экономики, необходимо решить двуединую задачу: с одной
стороны, обеспечить рост производства и поставок на внутренний
рынок энергоресурсов, а с другой - существенно повысить
эффективность их использования. Достижение высоких темпов роста
ВВП возможно только при коренном повышении энергоэффективности, а
следовательно, и конкурентоспособности экономики, поскольку в
настоящее время удельная энергоемкость экономики России в три раза
превышает уровень промышленно развитых стран.
Стратегия развития отраслей ТЭК. Располагая 2,6% населения и
12,8% территории мира, Россия имеет 11 - 13% прогнозных ресурсов и
около 5% разведанных запасов нефти, 42% ресурсов и 34% разведанных
запасов природного газа, около 20% разведанных запасов каменного и
32% запасов бурого угля. Суммарная добыча за всю историю
использования ресурсов составляет в настоящее время по нефти около
20% от прогнозных извлекаемых ресурсов и по газу 5%.
Обеспеченность добычи разведанными запасами топлива оценивается по
нефти и газу в несколько десятков лет, а по углю - значительно
больше.
В Энергетической стратегии заложены опережающие темпы роста
спроса на электроэнергию - самый эффективный энергоноситель нашего
времени. Это требование, обеспечивающее формирование необходимых
условий жизни и деятельности населения России (см. рис. 2.2).
млрд кВт.ч
1600 T-----------------------------------------------------¬
¦ 1545 х
¦ 1315 / ¦
1350 + Спад 3,5% в год х / ¦
¦ / / ¦
¦1073 / 1135 / ¦
1100 х / 995 / х ¦
¦ \ / 864 / х / < ¦
¦ \< 850 809 х / \ ¦
850 + \ х -- х / \ Рост 2,9% в год ¦
¦ ¦
¦ год ¦
600 +--------T--------T--------T--------T--------T--------+
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020
Рис. 2.2. Объем потребления и прогноз спроса
на электроэнергию в России
Стратегия нацелена на решение следующих задач в области
производства энергоресурсов.
Гидроэнергетические ресурсы России по экономически
эффективному потенциалу сопоставимы с современной выработкой всех
электростанций страны. Однако их освоение (за исключением
использования малых гидроэлектростанций и микро - ГЭС) требует
очень больших сроков и капиталовложений. С учетом этого возможная
выработка ГЭ составит 170 - 177 млрд. кВт.ч в 2010 году и 190 -
200 млрд. кВт.ч в 2020 году при условии, что цены производства
электроэнергии (включая инвестиционную компоненту) на новых ГЭС не
превысят 3,5 ~ 4 цента за кВт.ч.
В газовой промышленности предполагается увеличение добычи газа
к 2020 году до 700 млрд. куб. м, однако этих параметров можно
будет достичь только при условии своевременного изыскания
необходимых инвестиционных ресурсов (см. рис. 2.3).
млрд куб. м млрд долл.
800 T-------------------------------------------------------T 100
¦ - х - Добыча газа ¦
¦ - о - Потребность в инвестициях 700¦
700 + 690 / х
¦641 655 / х / / о
х \ 598 591 600 / х / / о / 53+ 50
600 + \ х ----- х \ 577 / хо ----- о / 45 ¦
¦ \ х / /34,5 39 ¦
¦ 3,1 4 / год ¦
500 +-------T-------о-------о-------T-------T-------T-------+ 0
1990 1995 1999 2000 2005 2010 2015 2020
Рис. 2.3. Основные показатели развития газовой промышленности
В результате сложившегося диспаритета цен на основные виды
котельно - печного топлива природный газ стал самым доступным и
дешевым видом топлива. Это привело к следующим негативным
последствиям:
- внутренний рынок природного газа для ОАО "Газпром" стал
убыточным, выручка от его реализации внутри страны не позволяет
обеспечить даже простое воспроизводство в отрасли;
- усилились процессы энергорасточительного отношения к
потреблению газа.
Основным следствием отмеченных тенденций стала нехватка
инвестиционных ресурсов в газовой отрасли, запаздывание ввода
новых мощностей в условиях снижения добычи газа на основных
месторождениях. В результате вполне реальной стала угроза нехватки
природного газа на среднесрочную перспективу. Для выхода из
кризисной ситуации в Энергетической стратегии намечен ряд
конкретных мер, в том числе связанных с повышением цен на
природный газ на внутреннем рынке в 2,5 раза к 2003 году и еще в
1,4 раза к 2005 году. Предусматривается, что к 2005 году
соотношение внутренних цен на энергетический уголь и природный газ
должно достигнуть уровня 1/1,2 с последующим изменением до
величины 1/1,6 - 1/1,8 (до 1992 года соотношение цен на уголь, газ
и мазут составляло 1/1,3/1,7). Такие меры являются вынужденными,
но совершенно необходимыми для обеспечения требуемых параметров
развития отрасли.
Уровень добычи нефти в России будет определяться в основном
такими факторами, как уровень мировых цен, налоговые условия в
нефтедобыче и нефтепереработке, сроки ввода новых месторождений,
особенно в новом высокоперспективном Восточно - Сибирском регионе.
Если эти факторы будут благоприятными, то прогнозируемый уровень
добычи нефти составит к 2010 году 335, а к 2020 году 360 млн. т
(см. рис. 2.4).
млн т млрд долл.
550 T-------------------------------------------------------T 100
х 516 - х - Объем добычи с газовым конденсатом ¦
¦ \ - о - Потребность в инвестициях ¦
450 + \ 63,6 о
¦ \ 58,2 / ¦
¦ \ 43,2 / о / + 50
350 + \ 305 315 31,8 / хо ---- х ----- х
¦ х ----- х ----- х ----- хо / 335 346 360¦
¦ 307 2,3 4,3 / 327 год ¦
250 +-------T-------о-------о-/-----T-------T-------T-------+ 0
1990 1995 1999 2000 2005 2010 2015 2020
Рис. 2.4. Основные показатели развития нефтяной промышленности
Более значительное увеличение добычи нефти маловероятно,
поскольку в нефтяной промышленности также происходит значительное
качественное ухудшение сырьевой базы. Учитывая высокую
капиталоемкость освоения новых провинций в течение 2002 - 2020
годов, самой актуальной задачей в нефтедобыче будет оставаться
задача привлечения инвестиций как в обустройство новых
месторождений, так и в увеличение нефтеотдачи пластов с ростом
коэффициента извлечения нефти. Необходимое развитие получит и
нефтепереработка (см. рис. 2.5).
млн т млрд долл.
350 T-------------------------------------------------------T 4
¦ - х - Объем переработки нефти 3,3 / о
¦ и газового конденсата 3 / о / 3,7¦
¦ - о - Потребность в инвестициях / о / ¦
¦256 2,1 / ¦
250 х о / 220 225+ 2
¦ \ / 200 / х ----- х
¦ \ 0,8 / 185 / х / ¦
¦0,6 хо 169 175 / х / ¦
о / 182 \ хо 0,2 хо 0,3 год ¦
150 +-------T-------T-------T-------T-------T-------T-------+ 0
1990 1995 1999 2000 2005 2010 2015 2020
Рис. 2.5. Основные показатели развития
нефтеперерабатывающей промышленности
Энергетической стратегией предусматривается рост объемов
переработки нефти к 2015 - 2020 году до 220 - 225 млн. т/год с
одновременным увеличением глубины переработки до 75 - 80% в 2010
году и до 85% к 2020 году. Основное направление развития
нефтепереработки - модернизация и коренная реконструкция
действующих НПЗ с опережающим строительством мощностей по
углублению переработки нефти, повышению качества нефтепродуктов и
производству катализаторов.
В целях приближения производства нефтепродуктов к их
потребителям целесообразно строительство новых высокоэффективных
нефтеперерабатывающих заводов средней мощности в районах
концентрированного потребления нефтепродуктов, а в удаленных
северных и восточных районах - развитие сертифицированных малых
НПЗ с полным циклом переработки нефти.
Угольная промышленность располагает достаточной базой для
полного удовлетворения потребностей экономики России. В
соответствии с параметрами Стратегии востребованные объемы угля
могут достичь к 2020 году 430 млн. тонн.
Принципиально важно, что в отличие от быстро дорожающих газа и
нефти цены на уголь за счет вовлечения в отработку более
эффективных его запасов, улучшения хозяйственной организации
отрасли и научно - технического процесса в добыче, переработке и
транспортировке угля в 2001 - 2010 годах могут изменяться более
медленными темпами, а в 2011 - 2020 годах за счет
широкомасштабного вовлечения в разработку Канско - Ачинских углей
цена на энергетические угли может быть даже снижена. Тенденция
относительного удешевления угля сохранится и в последующее
десятилетие, что служит важным аргументом для увеличения его роли
в топливно - энергетическом балансе страны (см. рис. 2.6).
млн т млрд долл.
450 T-------------------------------------------------------T 9
¦ 395 - х - Добыча угля 430 х
х - о - Потребность в инвестициях 370 / ¦
¦\ 335 / х / + 6
¦ \ 300 / х / / о 5,3 о
300 + \ 264 258 / х / / о / 4,4 ¦
¦ х \ 249 / х / о / 3,7 + 3
¦ \ х / 0,4 / 2,8 ¦
¦ 0,0 / о / год ¦
150 +-------T-------о-------T-------T-------T-------T-------+ 0
1990 1995 1999 2000 2005 2010 2015 2020
Рис. 2.6. Основные показатели развития угольной промышленности
Основой электроэнергетики России на всю рассматриваемую
перспективу останутся тепловые электростанции, доля которых в
структуре установленных мощностей отрасли составит к 2010 году
68%, а к 2020 году - 67 - 70% (2000 год - 69%). Соответственно ТЭС
обеспечат выработку 69% и 67 - 71% всей электроэнергии в стране
(2000 год - 67%).
В ближайшие годы поэтому (по крайней мере до 2005 года)
приходится вынужденно ориентироваться преимущественно на продление
срока службы оборудования ТЭС на основе замены базовых узлов
паровых турбин и котлов. В дальнейшем основными направлениями
должны стать техническое перевооружение и реконструкция
существующих, а также сооружение новых ТЭС. Приоритет будет отдан
экологически чистым угольным ТЭС, конкурентоспособным на большей
части территории России. Ежегодный объем технического
перевооружения ТЭС должен составлять 4 - 6 млн. кВт.
Развитие мощностей на существующих и вновь вводимых ТЭС должно
базироваться на использовании новых технологий. В ЭС особо
подчеркивается необходимость создания новых энергетических
технологий и оборудования, а также систем управления, которые
должны повысить надежность энергоснабжения и эффективность
производства энергии. Переход от паротурбинных к парогазовым ТЭС
на газе, а позже и на угле призван обеспечить постепенное
повышение КПД установок до 54 - 58%, что позволит существенно
сократить прирост потребности ТЭС в топливе.
Для надежного получения предусмотренных ЭС объемов
производства электроэнергии необходимо уже с 2002 - 2003 года
начать увеличение суммарной установленной мощности электростанций
России. При высоком прогнозируемом уровне электропотребления эта
мощность должна возрасти (по сравнению с уровнем 2000 года) на 12%
к 2010 году и на 52% к 2020 году. Структура генерирующих мощностей
останется достаточно устойчивой: доля мощности нетопливных
электростанций (ГЭС + АЭС) не будет опускаться ниже существующего
уровня (31%). Из-за быстро нарастающего старения оборудования
электростанций предусмотрен более интенсивный рост мощности новых
генерирующих источников по сравнению с ростом суммарной мощности
электростанций.
В структуре мощностей ТЭЦ в период до 2015 года будет все
более возрастать доля малых высокоэффективных парогазовых и
газотурбинных установок. Соответственно станет увеличиваться доля
независимых производителей электроэнергии (и тепла), должна
повыситься конкуренция в этой сфере.
Суммарное производство электроэнергии при ожидаемых темпах
развития экономики должно возрасти (по сравнению уровнем 2000
года) в 1,34 раза к 2010 году (до 1180 млрд. кВт.ч) и в 1,84 раза
к 2020 году (до 1620 млрд. кВт.ч). Докризисный (1990 год) уровень
производства электроэнергии будет превышен уже в 2010 году, при
этом структура ее выработки будет изменяться, хотя и
незначительно.
Для развития Единой энергосистемы России ЭС предусмотрены
следующие первоочередные задачи:
- создание сильных электрических связей между восточной и
европейской частями ЕЭС России путем сооружения линий
электропередачи напряжением 500 и 1150 кВ, проходящих по
территории России, что позволит заметно сократить завоз топлива
для ТЭС из восточных районов;
- усиление межсистемного транзита 500 кВ между объединенными
энергосистемами Средней Волги, Центра и Северного Кавказа с целью
повышения надежности энергоснабжения региона Северного Кавказа;
- развитие электрической связи 500 кВ между ОЭС Сибири и ОЭС
Востока для обеспечения параллельной работы всех энергосистем
страны и создания гарантий надежного электроснабжения районов
Дальнего Востока.
Электроэнергетика характеризуется:
- значительным физическим износом основных производственных
фондов генерирующего и сетевого оборудования;
- диспропорцией в структуре топливного баланса электростанций;
- низкой обеспеченностью инвестиционными ресурсами для
поддержания, воспроизводства и развития мощностей;
- высокой потребностью внедрения современных экономичных
технологий для производства электрической и тепловой энергии.
Основные пути перспективного развития электроэнергетики
России:
- модернизация, продление эксплуатационного ресурса
действующих и развитие новых мощностей;
- оптимизация структуры топливно - энергетического баланса;
- реализация современных эффективных технологий (ПГУ, сжигание
угля) и газозамещения при развитии атомной энергетики.
Основными приоритетами в развитии электроэнергетики являются:
- сохранение и развитие Единой электроэнергетической системы,
обеспечивающей надежность энергоснабжения всех регионов,
минимизацию общего резерва мощности и эффективное использование
неравномерно распределенных по стране АЭС, ГЭС и ТЭС;
- модернизация и техническое перевооружение действующих
электростанций, в том числе замена паротурбинного оборудования на
парогазовые и газотурбинные установки;
- опережающее развитие атомной энергетики с доведением
выработки электроэнергии на АЭС до 21% в 2020 году против 14% в
настоящее время;
- изменение структуры топливного баланса тепловых
электростанций с увеличением доли угля при сохранении абсолютных
размеров поставок газа, создание экологически чистых угольных
электростанций.
На ближайшие двадцать лет главными производителями
электроэнергии останутся тепловые станции, на которых к 2020 году
производство электроэнергии возрастет в 1,8 раза. Их удельный вес
в структуре установленной мощности составит к 2020 году 67% (см.
таблицу 2.4).
Таблица 2.4
Структура производства электроэнергии в России
---------T-------------T-------------T-------------T-------------¬
¦ Год ¦ Всего, ¦ ГЭС, % ¦ АЭС, % ¦ ТЭС, % ¦
¦ ¦ млрд кВт.ч ¦ ¦ ¦ ¦
+--------+-------------+-------------+-------------+-------------+
¦ 2000 ¦ 879 ¦ 19,0 ¦ 13,8 ¦ 67,2 ¦
+--------+-------------+-------------+-------------+-------------+
¦ 2020 ¦ 1620 ¦ 12,5 ¦ 20,8 ¦ 66,7 ¦
L--------+-------------+-------------+-------------+--------------
Опережающее развитие получит атомная энергетика, исходя из
следующих приоритетов территориального развития отрасли в целом:
- в европейской части России - максимальное развитие АЭС,
модернизация ТЭС на газе и развитие новых угольных ТЭС в районе
Урала;
- в Сибири - развитие ТЭС на угле и гидроэлектростанций;
- на Дальнем Востоке - развитие ГЭС, угольных ТЭС и в
отдельных районах - АЭС.
Энергетической стратегией намечается дальнейшее развитие и
совершенствование теплоснабжения страны.
Суммарный рост теплопотребления в стране в 2020 году (по
сравнению с 1999 годом) прогнозируется не менее чем в 1,3 раза (до
2650 млн. Гкал) со снижением удельной теплоемкости экономики более
чем в 2 раза. При этом доля децентрализованного теплоснабжения
вырастет с 28,6% в 1999 году до 33,0% в 2020 году.
Сводные данные о перспективах развития энергетического сектора
России в благоприятных условиях [6] приведены в таблице 2.5.
Таблица 2.5
Прогнозные показатели производства продукции ТЭК РФ
--------------------T--------T--------T--------T--------T--------¬
¦Вид энергоресурсов ¦2000 год¦2005 год¦2010 год¦2015 год¦2020 год¦
+-------------------+--------+--------+--------+--------+--------+
¦Первичные ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦энергоресурсы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦всего, млн т у.т. ¦ 1417 ¦ 1500 ¦ 1575 ¦ 1660 ¦ 1740 ¦
+-------------------+--------+--------+--------+--------+--------+
¦в том числе: ¦
+-------------------T--------T--------T--------T--------T--------+
¦- нефть и ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ конденсат, млн т ¦ 323 ¦ 327 ¦ 335 ¦ 345 ¦ 360 ¦
+-------------------+--------+--------+--------+--------+--------+
¦- природный и ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ попутный газ, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ млрд куб. м ¦ 584 ¦ 600 ¦ 655 ¦ 690 ¦ 700 ¦
+-------------------+--------+--------+--------+--------+--------+
¦- уголь, млн. т ¦ 258 ¦ 300 ¦ 335 ¦ 370 ¦ 430 ¦
+-------------------+--------+--------+--------+--------+--------+
¦- атомная энергия, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ млрд кВт.ч ¦ 131 ¦ 175 ¦ 205 ¦ 260 ¦ 340 ¦
+-------------------+--------+--------+--------+--------+--------+
¦- гидроэнергия, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ млрд кВт.ч ¦ 165 ¦ 170 ¦ 177 ¦ 190 ¦ 200 ¦
+-------------------+--------+--------+--------+--------+--------+
¦- нетрадиционные ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ возобновляемые ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ энергоресурсы, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ млн т у.т. ¦ 1 ¦ 3 - 4 ¦ 5 - 7 ¦ 8 - 12 ¦ 12 - 20¦
+-------------------+--------+--------+--------+--------+--------+
¦Электроэнергия, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦суммарно, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦млрд кВт.ч ¦ 879 ¦ 1020 ¦ 1180 ¦ 1370 ¦ 1620 ¦
+-------------------+--------+--------+--------+--------+--------+
¦Продукты переработ-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ки нефти, млн т ¦ 174 ¦ 185 ¦ 200 ¦ 220 ¦ 225 ¦
+-------------------+--------+--------+--------+--------+--------+
¦Тепловая энергия, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦суммарно, млн Гкал ¦ 2060 ¦ 2185 ¦ 2315 ¦ 2470 ¦ 2650 ¦
L-------------------+--------+--------+--------+--------+---------
Для достижения основных целей и приоритетов Энергетической
стратегии и реализации важнейших целевых установок долгосрочной
энергетической политики в рамках общей концепции сильной
государственной власти необходимо значительное усиление и
расширение прямых и косвенных регулирующих функций государства в
ТЭК.
Общая сумма потребных инвестиций на реализацию Энергетической
стратегии за 2001 - 2020 годы оценивается величиной от 550 до 700
млрд. долл., в том числе в отрасли ТЭК - от 480 до 600 млрд.
долл., на теплоснабжение - 23 - 25 млрд. долл. и на
энергосбережение в экономике (вне ТЭК) - 40 - 70 млрд. долл. Это,
по расчетам, составит порядка 5 - 6% от произведенного ВВП в
России в соответствующий период.
Главным средством достижения целей и реализации приоритетов
Энергетической стратегии является государственное воздействие на
формирование цивилизованного энергетического рынка и экономических
взаимоотношений его субъектов между собой и с государством.
Государственное регулирование этих процессов будет
осуществляться с помощью:
- ценовой, налоговой и таможенной политики;
- институционально - организационных преобразований в топливно
- энергетическом комплексе при одновременном совершенствовании
методов антимонопольного контроля оптовых и розничных цен
энергетических рынков на федеральном и региональном уровнях и
регулирования естественных монополий;
- совершенствования законодательства и нормативно - правовой
базы функционирования энергетического сектора, стандартизации и
сертификации, лицензирования деятельности субъектов
энергетического рынка.
О соответствии с [8] заложено несколько вариантов развития ЕЭС
и ОЭС России, которые соответствуют различным уровням спроса на
электроэнергию. В частности, при максимальном спросе (1180 млрд.
кВт.ч в 2010 году) предполагается, что уровень электропотребления
1990 года (1074 млрд. кВт.ч) будет достигнут к 2008 году. В этой
связи были выделены следующие основные направления развития ЕЭС и
ОЭС России на ближайший 10-летний период.
1. Объем вводов генерирующих мощностей определен в 32 млн. кВт
при минимальном спросе на электроэнергию и до 100 млн. кВт в
случае максимального электропотребления при максимальной замене
устаревшего оборудования.
2. Топливоснабжение ТЭС будет ориентировано на природный газ и
уголь при снижении доли мазута. Доля газа в топливном балансе
электростанций может возрасти к 2010 году до 66% (1997 год - 63%).
3. Эффективность использования газа предполагается повысить
путем широкого внедрения парогазовых установок (имеющих на треть
меньший расход топлива, чем традиционные паросиловые установки)
при реконструкции действующих и строительстве новых
электростанций. Кроме того, необходимо рассмотреть возможность
более широкого применения на ТЭС угля и больше внимания уделить
разработке экологически чистого оборудования на твердом топливе.
4. В новых экономических условиях должна возрасти роль
основной электрической сети ЕЭС России, так как она является
основой создания российского оптового рынка электрической энергии
и мощности.
5. На рассматриваемую перспективу высшим классом напряжения
для линий электропередачи переменного тока останется 1150 кВ. Сеть
линий 750 кВ будет развиваться в европейской части ЕЭС для
повышения надежности выдачи мощности атомных электростанций в ОЭС
Северо - Запада и Центра.
6. Главной программной задачей развития электроэнергетики
России на предстоящее 10-летие признано техническое перевооружение
и реконструкция устаревающего оборудования электростанций,
электрических и тепловых сетей. В связи с этим необходимо сделать
упор на максимальное внедрение новых высокоэффективных технологий,
систем управления и диагностики, повышение технического уровня и
эффективности производства и транспорта электрической и тепловой
энергии.
7. Рассматривать в качестве целевых следующие задачи
структурной политики в области производства электроэнергии:
- сохранение к концу расчетного периода экономически и
экологически эффективной структуры генерирующих мощностей, считая
при этом 30-процентную суммарную долю ГЭС, ГАЭС и АЭС (для
повышения надежности энергоснабжения потребителей) минимально
допустимой;
- совершенствование структуры топливопотребления и повышение
надежности топливного баланса ТЭС, особенно в европейской части
страны, с минимизацией доли мазута и сохранением доли твердого
топлива (газоугольная стратегия);
- увеличение доли производства электроэнергии на ТЭЦ при
комбинированной выработке с теплом прежде всего за счет применения
новых парогазовых и газотурбинных технологий с высокой удельной
выработкой электроэнергии (800 - 1000 кВт.ч/Гкал);
- изучение возможностей отечественного энергомашиностроения и
электроаппаратостроения в поставках нового оборудования,
прогрессивных технологий и систем управления с попутной оценкой
экономической выгоды по сравнению с импортом зарубежного
оборудования и технологий;
- предпроектные проработки с целью выбора современных
комплексов противоаварийного управления ЕЭС и ОЭС России,
удовлетворяющих требованиям быстро меняющихся режимов работы
межсистемных связей;
- создание отечественных крупномасштабных автоматизированных
систем управления технологическими процессами электростанций и
сетей на базе современных программно - технических комплексов,
функционально связанных с системной автоматикой.
Концепция развития ТЭК в области теплофикации и
централизованного теплоснабжения. В России в 1924 году была
впервые практически осуществлена идея комбинированного
производства тепла и электроэнергии, энергетические преимущества
которой неоспоримы. В дальнейшем крупные теплофикационные системы
с высоким уровнем концентрации мощностей источников тепла стали,
по существу, единственным направлением развития теплоснабжения,
поддерживаемым государством.
Еще в начале развития теплофикации были разработаны принципы
построения систем централизованного теплоснабжения и основные
технические решения, позволяющие реализовать все преимущества
централизации и теплофикации и получить максимальный экономический
эффект. К ним относятся:
- работа нескольких источников теплоты на общие тепловые сети;
- иерархическая структура построения систем с выделением
магистральной кольцевой сети и присоединяемых к ней
распределительных сетей;
- парогазовый цикл на ТЭЦ;
- независимая схема присоединения нагрузок отопления и
горячего водоснабжения;
- выбор мощности системы с учетом затрат в тепловых сетях и
обеспечения их надежности.
Сфера производства тепла в нашей стране стала самым крупным
потребителем топлива (более 25% произведенных и более 40%
потребленных в стране ресурсов). В тепловом хозяйстве сейчас
действуют 485 ТЭЦ, около 6500 котельных мощностью более 20 Гкал/ч,
180000 котельных малой мощности, сотни тысяч индивидуальных
установок и печей [9, 10].
Вместе с тем ТХ всегда было организационно и технически
запущено, особенно в той части, которая не входила в отрасль
"Электроэнергетика". Ориентация на простые тупиковые сети, простое
элеваторное присоединение отопительной нагрузки, открытый
водоразбор, дешевые ненадежные теплопроводы и арматуру, отсутствие
местного автоматического регулирования отпуска тепловой энергии
при больших мощностях источников в СЦТ и при крайне неэффективных
мелких котельных обернулись целым комплексом проблем, как считает
сейчас большинство специалистов.
В наследство от эры дешевой энергии и экономии начальных
затрат остались низкоэффективные системы централизованного и
децентрализованного теплоснабжения, сверхнормативные потери в
которых, по оценкам специалистов, составляют 175 - 200 млн. т у.т.
в год (с учетом потерь в зданиях из-за их плохих теплотехнических
свойств), а требуемые надежность и уровень комфорта в зданиях не
обеспечиваются.
В настоящее время ТЭС производят более одной трети тепловой
энергии, используемой в стране, и дают в среднем свыше 30%
товарной продукции энергосистем. Во многом именно благодаря
развитию теплофикации уровень удельных расходов топлива на ТЭС
России один из самых низких в мире.
В настоящее время приходится тратить большие средства на
поддержание парка стареющего оборудования действующих ТЭЦ и
тепловых сетей. Надежность и экономичность транспорта и
распределения тепла от ТЭЦ во многих случаях не удовлетворяет
потребителей, а рост тарифов на тепло привел к тому, что ряд
потребителей стал отказываться от покупки тепла, вырабатываемого
на ТЭЦ, и начал строить собственные котельные. В обозримой
перспективе такая тенденция может привести к снижению технико -
экономических и финансовых показателей работы энергосистем.
При разработке концепции теплофикации было много споров о
методах деления расходов топлива, сжигаемого на ТЭЦ, между
электрической и тепловой энергией. Задача же состоит не в том, как
поделить топливо, а в том, как сократить его суммарный расход и
снизить тарифы на тепло. Дело в том, что действующая методика
распределения затрат топлива на ТЭЦ на производство электрической
и тепловой энергии условна, она не позволяет разделить эти затраты
при наличии газотурбинных установок, приводит к ложным
представлениям об экономичности турбин с противодавлением и т.д.
Необходим чисто экономический подход к решению проблемы расчета
тарифов на оба вида энергии.
Поддерживая создание малых ТЭЦ, надо четко разграничить зоны
их эффективного применения. В России работает много экономичных
паротурбинных ТЭЦ. Нарастающий процесс старения оборудования
паротурбинных ТЭС ведет к дефициту электрических мощностей, и
закрыть эту брешь только за счет сооружения малых ГТУ - ТЭЦ не
удастся.
До сих пор на должном уровне не рассмотрена структура
себестоимости производства тепла, что не позволяет сделать анализ
эффективности ТЭЦ и котельных. Недостаточно проанализированы
вопросы энергосбережения в теплофикационных системах. Нет надежных
данных, где может быть получен наибольший эффект: на уровне
производства, при транспорте или в процессе потребления тепловой
энергии.
Выводы:
1. При дефиците инвестиций новые крупные ТЭЦ в городах в
ближайшей перспективе строиться не будут. В средних и малых
городах вместо котельных целесообразно строить малые ТЭЦ.
Необходимо провести тщательный технико - экономический анализ и
показать администрации городов выгоды теплофикации. Это позволит
рациональнее использовать ограниченные объемы инвестиций.
Необходимо возобновить практику разработки и утверждения
администрациями городов и областей схем энергоснабжения регионов.
Это устранит случаи, когда под воздействием рекламы западных фирм
- производителей маломощных котлов - принимаются неверные решения,
отрицательно влияющие не только на экономику энергоснабжения
городов, но и на их экологическое состояние. При этом говорить о
неконкурентоспособности теплофикации в сравнении с крышными
котельными или котлами зарубежного производства, даже с учетом их
полной автоматизации, нельзя, потому что все они потребляют
качественное топливо, аналогичное автомобильному (моторному).
2. Бытует мнение, что в настоящее время экономия топлива за
счет комбинированного производства электрической и тепловой
энергии не покрывает потерь в тепловых сетях. Однако эти потери
связаны не с теплофикацией, а с централизацией и с плохой
изоляцией. Нужно говорить о разумной централизации теплоснабжения
и применении новых теплоизоляционных материалов. Сегодня
просматривается тенденция к снижению мощности ТЭЦ. При создании
крупных теплофикационных систем сроки окупаемости инвестиций
получаются очень большими.
3. Учитывая сложную ситуацию в топливодобывающих отраслях и
ожидаемый высокий рост выработки электроэнергии на тепловых
электростанциях (почти на 30% к 2010 году), обеспечение
электростанций топливом становится в предстоящий период одной из
сложнейших проблем в энергетике.
4. Суммарная потребность для электростанций России в
органическом топливе возрастет с 273 млн. т у.т. в 2000 году до
310 - 350 млн. т у.т. в 2010 году и до 320 - 400 млн. т у.т. в
2020 году. Относительно невысокий прирост потребности в топливе к
2020 году по сравнению с выработкой электроэнергии связан с
практически полной заменой к этому периоду существующего
неэкономичного оборудования на новое высокоэффективное, что
требует осуществления практически предельных по возможностям
вводов генерирующей мощности.
5. Потребление газа на электростанциях в ближайшие 3 - 5 лет
останется практически на существующем уровне. В последующий период
резкого увеличения его использования в этих целях также не
ожидается. В результате во всех вариантах абсолютный расход газа
на ТЭС в период до 2010 года и даже до 2020 года не достигнет
уровня 1990 года. В то же время за этот период существенно
возрастет использование на ТЭС угля (в 1,5 - 2,1 раза против
уровня 2000 года).
6. Для надежного обеспечения предусмотренных Энергетической
стратегией объемов производства электроэнергии уже с 2002 - 2003
года требуется начать увеличение суммарной установленной мощности
электростанций России. При высоком прогнозируемом уровне
электропотребления она должна возрасти по сравнению с уровнем 2000
года на 14% к 2010 году и на 54% к 2020 году. Из-за быстро
нарастающего старения оборудования электростанций предусмотрен
более интенсивный рост мощности новых генерирующих источников по
сравнению с ростом суммарной мощности электростанций.
7. Суммарное производство электроэнергии при благоприятных
условиях развития экономики возрастет по сравнению с уровнем 2000
года в 1,34 раза к 2010 году (до 1180 млрд. кВт.ч) и в 1,84 раза к
2020 году (до 1620 млрд. кВт.ч). Соответственно, докризисный (1990
год) уровень производства электроэнергии будет превышен уже в 2010
году, хотя структура производства электроэнергии будет изменяться
незначительно.
8. Учитывая громадную социальную значимость теплоснабжения в
России и его топливоемкость, повышение эффективности здесь - это
не просто способ снижения издержек в промышленности, жилищно -
коммунальном и сельском хозяйстве, а мощный рычаг подъема
эффективности экономики России в целом.
9. Суммарный рост теплопотребления в стране в 2010 году по
сравнению с 2000 годом прогнозируется в 1,12 раза (до 2315 млн.
Гкал) со снижением удельной теплоемкости экономики на ~30% и в
1,29 раза к 2020 году (до 2650 млн. Гкал) со снижением удельной
теплоемкости экономики более чем в 2 раза. При этом доля
децентрализованного теплоснабжения будет возрастать.
2.2. Удмуртская Республика
2.2.1. Структура потребления ТЭР в экономике УР
Использование топливных и энергетических ресурсов в экономике
УР в 1995 - 2000 годах представлено в таблице 2.6. Данные таблицы
показывают, что по объему потребления основными являются: газ,
электроэнергия, уголь, дизельное топливо.
Таблица 2.6
Потребление ТЭР (тыс. т у.т.) в 1995 - 2000 годах
---T-------------------T------T------T------T------T------T------¬
¦ N¦ Наименование ¦ 1995 ¦ 1996 ¦ 1997 ¦ 1998 ¦ 1999 ¦ 2000 ¦
+--+-------------------+------+------+------+------+------+------+
¦ 1¦Газ природный ¦2897,3¦3009,2¦2815,9¦2424,9¦2726,6¦2765,1¦
+--+-------------------+------+------+------+------+------+------+
¦ 2¦Электроэнергия ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦(ФОРЭМ) ¦1325,3¦1240,7¦1309,2¦1349,0¦1331,3¦1482,5¦
+--+-------------------+------+------+------+------+------+------+
¦ 3¦Уголь каменный ¦ 382,2¦ 544,9¦ 530,3¦ 517,9¦ 356,1¦ 296,7¦
+--+-------------------+------+------+------+------+------+------+
¦ 4¦Дизтопливо ¦ 344,9¦ 321,2¦ 312,8¦ 292,4¦ 282,9¦ 289,6¦
+--+-------------------+------+------+------+------+------+------+
¦ 5¦Бензин ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦автомобильный ¦ 188,5¦ 191,5¦ 180,1¦ 166,3¦ 140,9¦ 175,4¦
+--+-------------------+------+------+------+------+------+------+
¦ 6¦Мазут топочный ¦ 518,6¦ 392,6¦ 402,0¦ 297,4¦ 170,1¦ 138,8¦
+--+-------------------+------+------+------+------+------+------+
¦ 7¦Нефть сырая ¦ 95,5¦ 107,6¦ 125,6¦ 118,3¦ 315,8¦ 101,7¦
+--+-------------------+------+------+------+------+------+------+
¦ 8¦Газ сжиженный ¦ 51,8¦ 48,7¦ 45,5¦ 43,9¦ 43,9¦ 43,9¦
+--+-------------------+------+------+------+------+------+------+
¦ 9¦Дрова для отопления¦ 41,7¦ 34,8¦ 35,1¦ 32,8¦ 33,9¦ 31,2¦
+--+-------------------+------+------+------+------+------+------+
¦10¦Топливо печное ¦ 9,4¦ 7,4¦ 6,7¦ 9,6¦ 7,7¦ 9,3¦
+--+-------------------+------+------+------+------+------+------+
¦11¦Керосин ¦ 39,9¦ 39,7¦ 28,4¦ 19,9¦ 6,2¦ 8,3¦
+--+-------------------+------+------+------+------+------+------+
¦12¦Кокс ¦ 7,3¦ 7,4¦ 8,9¦ 6,4¦ 4,8¦ 5,1¦
+--+-------------------+------+------+------+------+------+------+
¦13¦Торф фрезерный ¦ 3,4¦ 3,8¦ 3,4¦ 3,6¦ 3,4¦ 2,9¦
+--+-------------------+------+------+------+------+------+------+
¦ ¦ В целом по УР¦5906,1¦5949,8¦5804,2¦5283,1¦5424,1¦5350,5¦
L--+-------------------+------+------+------+------+------+-------
Источник: ОАО "Удмуртэнерго", Госкомстат УР.
На рис. 2.7 представлены доли топливно - энергетических
ресурсов (ТЭР) во всем объеме потребления УР.
T-----------------------------------------¬
+-----------------------------------¬ ¦
Газ природный +------------------------------------ ¦
+-----------------¬ 51,68 ¦
Электроэнергия +------------------ 27,71 ¦
+---¬ ¦
Уголь каменный +---- 5,55 ¦
+---¬ ¦
Дизтопливо +---- 5,41 ¦
+--¬ ¦
Бензин автомоб. +--- 3,28 ¦
+-¬ ¦
Мазут топочный +-- 2,59 ¦
+-¬ ¦
Нефть сырая +-- 1,90 ¦
+¬ ¦
Газ сжиженный +- 0,82 ¦
+¬ ¦
Дрова для отопления +- 0,58 ¦
+ ¦
Топливо печное ¦ 0,17 ¦
+ ¦
Керосин ¦ 0,16 ¦
+ ¦
Кокс ¦ 0,10 ¦
+ ¦
Торф фрезерный ¦ 0,05 % ¦
+------T------T------T------T------T------+
0 10 20 30 40 50 60
Рис. 2.7. Расходная часть топливного баланса УР за 2000 год
Расход топлива, электрической и тепловой энергии в отраслях
народного хозяйства УР за 2000 год представлен в таблице 2.7. На
рис. 2.8 - 2.10 представлено соотношение по объему потребления ТЭР
между отраслями. Из рисунков видно: наиболее энергоемкими по
объему потребления топлива являются электроэнергетика, металлургия
и машиностроение; по объему потребления электрической энергии -
ЖКХ, нефтедобывающая отрасль, металлургия, машиностроение; по
объему потребления тепловой энергии преобладает ЖКХ, металлургия,
машиностроение.
Таблица 2.7
Фактический расход
ТЭР в отраслях народного хозяйства УР за 2000 год
---T--------------------------------T--------T---------T---------¬
¦ N¦ Отрасли народного хозяйства ¦Топливо,¦ Эл. ¦ Тепл. ¦
¦ ¦ ¦ тыс. т ¦ энергия,¦ энергия,¦
¦ ¦ ¦ у.т. ¦млн кВт.ч¦тыс. Гкал¦
+--+--------------------------------+--------+---------+---------+
¦ 1¦Электроэнергетика ¦ 1344,8 ¦ 233,6 ¦ 42,1 ¦
+--+--------------------------------+--------+---------+---------+
¦ 2¦Нефтедобывающая ¦ 194,5 ¦ 587,8 ¦ 247,2 ¦
+--+--------------------------------+--------+---------+---------+
¦ 3¦Торфяная ¦ 10,7 ¦ 5,7 ¦ 23,0 ¦
+--+--------------------------------+--------+---------+---------+
¦ 4¦Металлургия ¦ 653,1 ¦ 880,1 ¦ 1641,3 ¦
+--+--------------------------------+--------+---------+---------+
¦ 5¦Химическая ¦ - ¦ 17,7 ¦ 17,1 ¦
+--+--------------------------------+--------+---------+---------+
¦ 6¦Машиностроение ¦ 557,3 ¦ 725,5 ¦ 2109,2 ¦
+--+--------------------------------+--------+---------+---------+
¦ 7¦Лесная ¦ 64,8 ¦ 81,1 ¦ 374,9 ¦
+--+--------------------------------+--------+---------+---------+
¦ 8¦Промышленность строит. ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦материалов ¦ 100,4 ¦ 69,3 ¦ 288,3 ¦
+--+--------------------------------+--------+---------+---------+
¦ 9¦Стекольная ¦ 74,6 ¦ 52,3 ¦ 30,8 ¦
+--+--------------------------------+--------+---------+---------+
¦10¦Легкая ¦ 9,6 ¦ 8,8 ¦ 45,4 ¦
+--+--------------------------------+--------+---------+---------+
¦11¦Пищевая ¦ 108,4 ¦ 140,9 ¦ 672,5 ¦
+--+--------------------------------+--------+---------+---------+
¦12¦Мукомольно - крупяная ¦ 4,1 ¦ 14,3 ¦ 24,6 ¦
+--+--------------------------------+--------+---------+---------+
¦13¦Полиграфическая ¦ - ¦ 1,8 ¦ 7,8 ¦
+--+--------------------------------+--------+---------+---------+
¦14¦Другие промышленные производства¦ 1,3 ¦ 35,0 ¦ 90,2 ¦
+--+--------------------------------+--------+---------+---------+
¦15¦Сельское хозяйство ¦ 148,3 ¦ 367,5 ¦ 722,9 ¦
+--+--------------------------------+--------+---------+---------+
¦16¦Лесное хозяйство ¦ 2,6 ¦ 5,0 ¦ 0,8 ¦
+--+--------------------------------+--------+---------+---------+
¦17¦Транспорт ¦ 35,0 ¦ 391,7 ¦ 228,8 ¦
+--+--------------------------------+--------+---------+---------+
¦18¦Связь ¦ 1,1 ¦ 22,3 ¦ 25,2 ¦
+--+--------------------------------+--------+---------+---------+
¦19¦Строительство ¦ 89,7 ¦ 119,1 ¦ 445,5 ¦
+--+--------------------------------+--------+---------+---------+
¦20¦Прочие отрасли (ЖКХ, торговля, ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦снабжение, здравоохранение, ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦народное образование, культура) ¦ 329,3 ¦ 656,9 ¦ 2955,7 ¦
+--+--------------------------------+--------+---------+---------+
¦ ¦ Всего¦ 3729,6 ¦ 4416,4 ¦ 9993,3 ¦
+--+--------------------------------+--------+---------+---------+
¦ ¦ в том числе:¦ ¦ ¦ ¦
+--+--------------------------------+--------+---------+---------+
¦ ¦производств. потребление ¦ 3469,4 ¦ 3920,2 ¦ 6868,0 ¦
+--+--------------------------------+--------+---------+---------+
¦ ¦коммун. - бытов. потребление ¦ 224,7 ¦ 496,2 ¦ 3125,3 ¦
+--+--------------------------------+--------+---------+---------+
¦ ¦в качестве сырья на нетопливные ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦нужды ¦ 35,5 ¦ ¦ ¦
L--+--------------------------------+--------+---------+----------
Источник: Министерство экономики УР.
T---------------------------------------¬
+-----------------------------------¬ ¦
Электроэнергетика +------------------------------------ ¦
+-----------------¬ 36,1 ¦
Металлургия +------------------ 17,5 ¦
+--------------¬ ¦
Машиностроение +--------------- 14,9 ¦
+--------¬ ¦
Прочие отрасли +--------- 8,8 ¦
+----¬ ¦
Нефтедобывающая +----- 5,2 ¦
+---¬ ¦
Сельское хозяйство +---- 4,0 ¦
+--¬ ¦
Пищевая +--- 2,9 ¦
+--¬ ¦
Пром. строит. материал. +--- 2,7 ¦
+-¬ ¦
Строительство +-- 2,4 ¦
+-¬ ¦
Стекольная +-- 2,0 ¦
+-¬ ¦
Лесная +-- 1,7 ¦
+¬ ¦
Транспорт +- 0,9 ¦
+¬ ¦
Торфяная +- 0,3 ¦
+¬ ¦
Легкая +- 0,3 ¦
+ ¦
Мукомольно - крупяная ¦ 0,1 ¦
+ ¦
Лесное хозяйство ¦ 0,1 ¦
+ ¦
Связь ¦ 0,0 ¦
+ ¦
Химическая ¦ 0,0 ¦
+ ¦
Полиграфическая ¦ 0,0 ¦
+ ¦
Другие пром. производст. ¦ 0,0 % ¦
+----T----T----T----T----T----T----T----+
0 5 10 15 20 25 30 35 40
Рис. 2.8. Соотношение по объему потребления топлива
между отраслями народного хозяйства за 2000 год
T---------------------------------------¬
+-------------------------------¬ ¦
Металлургия +-------------------------------- 19,9 ¦
+-------------------------¬ ¦
Машиностроение +-------------------------- 16,4 ¦
+-----------------------¬ ¦
Прочие отрасли +------------------------ 14,9 ¦
+---------------------¬ ¦
Нефтедобывающая +---------------------- 13,3 ¦
+--------------¬ ¦
Транспорт +--------------- 8,9 ¦
+-------------¬ ¦
Сельское хозяйство +-------------- 8,3 ¦
+--------¬ ¦
Электроэнергетика +--------- 5,3 ¦
+-----¬ ¦
Пищевая +------ 3,2 ¦
+---¬ ¦
Строительство +---- 2,7 ¦
+--¬ ¦
Лесная +--- 1,8 ¦
+--¬ ¦
Пром. строит. материал. +--- 1,6 ¦
+-¬ ¦
Стекольная +-- 1,2 ¦
+-¬ ¦
Другие пром. производст. +-- 0,8 ¦
+¬ ¦
Связь +- 0,5 ¦
+¬ ¦
Химическая +- 0,4 ¦
+¬ ¦
Мукомольно - крупяная +- 0,3 ¦
+¬ ¦
Легкая +- 0,2 ¦
+¬ ¦
Торфяная +- 0,1 ¦
+¬ ¦
Лесное хозяйство +- 0,1 ¦
+ ¦
Полиграфическая ¦ 0,0 % ¦
+-------T-------T-------T-------T-------+
0 5 10 15 20 25
Рис. 2.9. Соотношение по объему потребления электроэнергии
между отраслями народного хозяйства за 2000 год
T---------------------------------------¬
+----------------------------------¬ ¦
Прочие отрасли +-----------------------------------29,6¦
+------------------------¬ ¦
Машиностроение +------------------------- 21,1 ¦
+-------------------¬ ¦
Металлургия +-------------------- 16,4 ¦
+---------¬ ¦
Сельское хозяйство +---------- 7,2 ¦
+--------¬ ¦
Пищевая +--------- 6,7 ¦
+-----¬ ¦
Строительство +------ 4,5 ¦
+----¬ ¦
Лесная +----- 3,8 ¦
+---¬ ¦
Пром. строит. материал. +---- 2,9 ¦
+--¬ ¦
Нефтедобывающая +--- 2,5 ¦
+--¬ ¦
Транспорт +--- 2,3 ¦
+-¬ ¦
Другие пром. производст. +-- 0,9 ¦
+¬ ¦
Легкая +- 0,5 ¦
+¬ ¦
Электроэнергетика +- 0,4 ¦
+¬ ¦
Стекольная +- 0,3 ¦
+¬ ¦
Связь +- 0,3 ¦
+¬ ¦
Мукомольно - крупяная +- 0,2 ¦
+¬ ¦
Торфяная +- 0,2 ¦
+¬ ¦
Химическая +- 0,2 ¦
+¬ ¦
Полиграфическая +- 0,1 ¦
+ ¦
Лесное хозяйство ¦ 0,0 % ¦
+-----T-----T-----T-----T-----T----T----+
0 5 10 15 20 25 30 35
Рис. 2.10. Соотношение по объему потребления тепловой энергии
между отраслями народного хозяйства за 2000 год
тыс. т у.т.
6000 T-----------------------------------------------------------¬
¦ / х ¦
5900 х / 5949 \ ¦
¦ 5906 \ ¦
5800 + х 5804 ¦
¦ ¦
5700 + \ ¦
¦ ¦
5600 + \ ¦
¦ ¦
5500 + \ ¦
¦ ¦
5400 + \ х \ 5350¦
¦ 5283 / 5424 \ х
5300 + х / ¦
¦ год ¦
5200 +-----------T-----------T-----------T-----------T-----------+
1995 1996 1997 1998 1999 2000
Рис. 2.11. Динамика потребления ТЭР в Удмуртской Республике
Динамика потребления ТЭР с 1995 по 2000 годы показана на рис.
2.11. На рис. 2.12 представлена динамика доли потребления
отдельных видов ТЭР.
Рис. 2.12. Соотношение между отдельными видами ТЭР
в экономике УР <*>
--------------------------------
<*> Не приводится.
Потребление ТЭР районами и городами УР в 2000 году
представлено в таблице 2.8 <*>. Охарактеризовать эффективность
использования ТЭР в районах и городах УР можно, определив удельные
энергоемкость и электроемкость ВРП. На рис. 2.13, 2.14 показаны
удельные энергоемкость и электроемкость ВРП районов и городов УР в
2000 году. В целом значение удельной энергоемкости ВРП УР
составляет 0,10 т у.т./млн руб., а значение удельной
электроемкости 0,12 кВт.ч/руб. в год. Потребление ТЭР и
электрической энергии на душу населения в районах УР отражено на
рис. 2.15 и 2.16. В целом по УР на душу населения приходится 3,30
т у.т./чел. и 3,97 тыс. кВт.ч/чел. в год.
--------------------------------
<*> Отметим расхождение на 2,7% значения объема потребления
электроэнергии в целом по УР в таблице 2.8 со значением
поступления электроэнергии в УР за 2000 г. в таблице 2.12. Данное
расхождение объясняется возможной ошибкой учета отпуска
электроэнергии электроснабжающими организациями УР.
Таблица 2.8
Потребление ТЭР районами УР за 2000 год
---T------------------------T------T-------------T-------T-------¬
¦ N¦ Район ¦ ТЭР, ¦ Эл. энергия,¦ ВРП, ¦Населе-¦
¦ ¦ ¦ тыс. ¦ млн кВт.ч ¦ млн ¦ние, ¦
¦ ¦ ¦т у.т.+------T------+ руб. ¦чел. ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ФОРЭМ¦ Всего¦ ¦ ¦
+--+------------------------+------+------+------+-------+-------+
¦ I¦ II ¦ III ¦ IV ¦ V ¦ VI ¦ VII ¦
+--+------------------------+------+------+------+-------+-------+
¦ 1¦Алнашский ¦ 37,5¦ 50,4¦ 50,4¦ 58,5¦ 23626¦
+--+------------------------+------+------+------+-------+-------+
¦ 2¦Балезинский ¦ 88,2¦ 154,6¦ 154,6¦ 346,7¦ 38998¦
+--+------------------------+------+------+------+-------+-------+
¦ 3¦Вавожский ¦ 30,9¦ 42,5¦ 42,5¦ 80,0¦ 18384¦
+--+------------------------+------+------+------+-------+-------+
¦ 4¦Воткинский ¦ 108,6¦ 142,2¦ 142,2¦ 193,5¦ 25175¦
+--+------------------------+------+------+------+-------+-------+
¦ 5¦Глазовский ¦ 80,0¦ 142,0¦ 142,0¦ 360,8¦ 18770¦
+--+------------------------+------+------+------+-------+-------+
¦ 6¦Граховский ¦ 18,7¦ 27,4¦ 27,4¦ 26,4¦ 11448¦
+--+------------------------+------+------+------+-------+-------+
¦ 7¦Дебесский ¦ 32,5¦ 46,4¦ 46,4¦ 155,1¦ 14724¦
+--+------------------------+------+------+------+-------+-------+
¦ 8¦Завьяловский ¦ 154,9¦ 247,7¦ 247,7¦ 1201,6¦ 54450¦
+--+------------------------+------+------+------+-------+-------+
¦ 9¦Игринский ¦ 129,3¦ 274,4¦ 274,4¦ 2312,5¦ 47320¦
+--+------------------------+------+------+------+-------+-------+
¦10¦Камбарский ¦ 43,9¦ 64,4¦ 64,4¦ 195,6¦ 22816¦
+--+------------------------+------+------+------+-------+-------+
¦11¦Каракулинский ¦ 39,7¦ 53,7¦ 53,7¦ 2051,1¦ 14585¦
+--+------------------------+------+------+------+-------+-------+
¦12¦Кезский ¦ 65,4¦ 118,1¦ 118,1¦ 818,9¦ 28594¦
+--+------------------------+------+------+------+-------+-------+
¦13¦Кизнерский ¦ 30,5¦ 44,5¦ 44,5¦ 109,3¦ 25983¦
+--+------------------------+------+------+------+-------+-------+
¦14¦Киясовский ¦ 41,9¦ 39,9¦ 39,9¦ 33,6¦ 12415¦
+--+------------------------+------+------+------+-------+-------+
¦15¦Красногорский ¦ 20,2¦ 29,6¦ 29,6¦ 117,6¦ 13657¦
+--+------------------------+------+------+------+-------+-------+
¦16¦Малопургинский ¦ 51,1¦ 104,4¦ 104,4¦ 176,6¦ 31993¦
+--+------------------------+------+------+------+-------+-------+
¦17¦Можгинский ¦ 130,9¦ 299,2¦ 299,2¦ 144,3¦ 29082¦
+--+------------------------+------+------+------+-------+-------+
¦18¦Сарапульский ¦ 126,6¦ 234,9¦ 234,9¦ 669,9¦ 26555¦
+--+------------------------+------+------+------+-------+-------+
¦19¦Селтинский ¦ 19,3¦ 32,5¦ 32,5¦ 41,4¦ 14618¦
+--+------------------------+------+------+------+-------+-------+
¦20¦Сюмсинский ¦ 20,5¦ 32,3¦ 32,3¦ 75,6¦ 17165¦
+--+------------------------+------+------+------+-------+-------+
¦21¦Увинский ¦ 122,2¦ 166,6¦ 166,6¦ 541,1¦ 41848¦
+--+------------------------+------+------+------+-------+-------+
¦22¦Шарканский ¦ 40,1¦ 46,9¦ 46,9¦ 611,8¦ 22417¦
+--+------------------------+------+------+------+-------+-------+
¦23¦Юкаменский ¦ 24,0¦ 29,9¦ 29,9¦ 40,1¦ 12614¦
+--+------------------------+------+------+------+-------+-------+
¦24¦Якшур - Бодьинский ¦ 78,9¦ 173,2¦ 173,2¦ 2011,9¦ 23417¦
+--+------------------------+------+------+------+-------+-------+
¦25¦Ярский ¦ 32,3¦ 41,4¦ 41,4¦ 73,2¦ 19593¦
+--+------------------------+------+------+------+-------+-------+
¦26¦г. Воткинск ¦ 333,6¦ 363,0¦ 407,0¦ 4522,5¦ 102000¦
+--+------------------------+------+------+------+-------+-------+
¦27¦г. Глазов ¦ 467,3¦ 185,7¦ 428,7¦ 3873,3¦ 106300¦
+--+------------------------+------+------+------+-------+-------+
¦28¦г. Ижевск ¦2663,3¦ 582,0¦2330,0¦30733,9¦ 652800¦
+--+------------------------+------+------+------+-------+-------+
¦29¦г. Можга ¦ 106,7¦ 122,8¦ 122,8¦ 987,0¦ 48700¦
+--+------------------------+------+------+------+-------+-------+
¦30¦г. Сарапул ¦ 211,7¦ 490,0¦ 534,0¦ 2240,6¦ 105700¦
+--+------------------------+------+------+------+-------+-------+
¦ ¦ В целом по УР¦5350,5¦4382,7¦6461,7¦54804,4¦1625747¦
L--+------------------------+------+------+------+-------+--------
Источник: ОАО "Удмуртэнерго", Госкомстат УР.
Динамика изменения удельных электроемкости и энергоемкости ВРП
УР представлена в таблице 2.9 <*>.
--------------------------------
<*> Для характеристики поступления электроэнергии в УР
использованы данные таблицы 2.12.
Таблица 2.9
Динамика изменения
удельных электроемкости и энергоемкости ВРП УР
-----T----------T------------T----------T-------T-------T--------¬
¦Год ¦Удельная ¦Удельная ¦Поступле- ¦Потреб.¦ ВРП, ¦Дефлятор¦
¦ ¦электро- ¦энерго- ¦ние элек- ¦ ТЭР, ¦ млн ¦ ВРП ¦
¦ ¦емкость, ¦емкость, ¦троэнерг.,¦ тыс. ¦ руб. ¦ ¦
¦ ¦кВт.ч/руб.¦тыс. т у.т./¦млн кВт.ч ¦ т у.т.¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦млн руб. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+----------+------------+----------+-------+-------+--------+
¦1996¦ 0,50 ¦ 0,47 ¦ 6362 ¦ 5949,8¦12749,9¦ - ¦
+----+----------+------------+----------+-------+-------+--------+
¦1997¦ 0,41 ¦ 0,37 ¦ 6403 ¦ 5804,2¦15719,4¦ 116,5 ¦
+----+----------+------------+----------+-------+-------+--------+
¦1998¦ 0,38 ¦ 0,32 ¦ 6214 ¦ 5283,1¦16385,4¦ 114,3 ¦
+----+----------+------------+----------+-------+-------+--------+
¦1999¦ 0,19 ¦ 0,16 ¦ 6328 ¦ 5424,1¦33182,8¦ 179,3 ¦
+----+----------+------------+----------+-------+-------+--------+
¦2000¦ 0,12 ¦ 0,10 ¦ 6640 ¦ 5350,5¦54804,4¦ 137,1 ¦
L----+----------+------------+----------+-------+-------+---------
Источник: ОАО "Удмуртэнерго", Госкомстат УР, Министерство
экономики УР.
T-----------------------------------------¬
+-------------------------------------¬ ¦
Киясовский +-------------------------------------- ¦
+--------------------------¬ 1,25 ¦
Можгинский +--------------------------- 0,91 ¦
+--------------------¬ ¦
Граховский +--------------------- 0,71 ¦
+-------------------¬ ¦
Алнашский +-------------------- 0,64 ¦
+-----------------¬ ¦
Юкаменский +------------------ 0,60 ¦
+---------------¬ ¦
Воткинский +---------------- 0,56 ¦
+-------------¬ ¦
Селтинский +-------------- 0,47 ¦
+------------¬ ¦
Ярский +------------- 0,44 ¦
+-----------¬ ¦
Вавожский +------------ 0,39 ¦
+--------¬ ¦
Малопургинский +--------- 0,29 ¦
+--------¬ ¦
Кизнерский +--------- 0,28 ¦
+-------¬ ¦
Сюмсинский +-------- 0,27 ¦
+-------¬ ¦
Балезинский +-------- 0,26 ¦
+------¬ ¦
Увинский +------- 0,23 ¦
+------¬ ¦
Камбарский +------- 0,23 ¦
+-----¬ ¦
Глазовский +------ 0,22 ¦
+-----¬ ¦
Дебесский +------ 0,21 ¦
+----¬ ¦
Сарапульский +----- 0,19 ¦
+----¬ ¦
Красногорский +----- 0,17 ¦
+---¬ ¦
Завьяловский +---- 0,13 ¦
+---¬ ¦
г. Глазов +---- 0,12 ¦
+---¬ ¦
г. Можга +---- 0,11 ¦
+--¬ ¦
г. Сарапул +--- 0,09 ¦
+--¬ ¦
г. Ижевск +--- 0,09 ¦
+-¬ ¦
Кезский +-- 0,08 ¦
+-¬ ¦
г. Воткинск +-- 0,07 ¦
+-¬ ¦
Шарканский +-- 0,07 ¦
+-¬ ¦
Игринский +-- 0,06 ¦
+¬ ¦
Якшур - Бодьинский +- 0,04 ¦
+¬ ¦
Каракулинский +- 0,02 ¦
+--¬ ¦
в целом по УР +--- 0,10 тыс. т у.т./млн руб. ¦
+-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----+
0,0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4
Рис. 2.13. Удельная энергоемкость ВРП районов УР за 2000 год
T-----------------------------------------¬
+----------------------------------¬ ¦
Можгинский +----------------------------------- 2,07 ¦
+-------------------¬ ¦
Киясовский +-------------------- 1,19 ¦
+------------------¬ ¦
Граховский +------------------- 1,04 ¦
+----------------¬ ¦
Алнашский +----------------- 0,86 ¦
+---------------¬ ¦
Селтинский +---------------- 0,79 ¦
+--------------¬ ¦
Юкаменский +--------------- 0,74 ¦
+--------------¬ ¦
Воткинский +--------------- 0,74 ¦
+----------¬ ¦
Малопургинский +----------- 0,59 ¦
+---------¬ ¦
Ярский +---------- 0,56 ¦
+--------¬ ¦
Вавожский +--------- 0,53 ¦
+-------¬ ¦
Балезинский +-------- 0,45 ¦
+------¬ ¦
Сюмсинский +------- 0,43 ¦
+------¬ ¦
Кизнерский +------- 0,41 ¦
+------¬ ¦
Глазовский +------- 0,39 ¦
+-----¬ ¦
Сарапульский +------ 0,35 ¦
+-----¬ ¦
Камбарский +------ 0,33 ¦
+-----¬ ¦
Увинский +------ 0,31 ¦
+-----¬ ¦
Дебесский +------ 0,30 ¦
+----¬ ¦
Красногорский +----- 0,25 ¦
+----¬ ¦
г. Сарапул +----- 0,24 ¦
+---¬ ¦
Завьяловский +---- 0,21 ¦
+--¬ ¦
Кезский +--- 0,14 ¦
+--¬ ¦
г. Можга +--- 0,12 ¦
+--¬ ¦
Игринский +--- 0,12 ¦
+-¬ ¦
г. Глазов +-- 0,11 ¦
+-¬ ¦
г. Воткинск +-- 0,09 ¦
+-¬ ¦
Якшур - Бодьинский +-- 0,09 ¦
+-¬ ¦
Шарканский +-- 0,08 ¦
+-¬ ¦
г. Ижевск +-- 0,08 ¦
+¬ ¦
Каракулинский +- 0,03 ¦
+--¬ ¦
В целом по УР +--- 0,12 кВт.ч/руб. ¦
+--------T--------T-------T-------T-------+
0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5
Рис. 2.14. Удельная электроемкость ВРП районов УР за 2000 год
T-----------------------------------------¬
+---------------------------------¬ ¦
Сарапульский +---------------------------------- 4,78 ¦
+-------------------------------¬ ¦
Можгинский +-------------------------------- 4,51 ¦
+------------------------------¬ ¦
г. Глазов +------------------------------- 4,41 ¦
+-----------------------------¬ ¦
Воткинский +------------------------------ 4,33 ¦
+-----------------------------¬ ¦
Глазовский +------------------------------ 4,27 ¦
+----------------------------¬ ¦
г. Ижевск +----------------------------- 4,09 ¦
+-----------------------¬ ¦
Киясовский +------------------------ 3,38 ¦
+-----------------------¬ ¦
Якшур - Бодьинский +------------------------ 3,38 ¦
+----------------------¬ ¦
г. Воткинск +----------------------- 3,28 ¦
+--------------------¬ ¦
Увинский +--------------------- 2,93 ¦
+-------------------¬ ¦
Завьяловский +-------------------- 2,85 ¦
+------------------¬ ¦
Игринский +------------------- 2,74 ¦
+------------------¬ ¦
Каракулинский +------------------- 2,73 ¦
+---------------¬ ¦
Кезский +---------------- 2,29 ¦
+---------------¬ ¦
Балезинский +---------------- 2,27 ¦
+--------------¬ ¦
Дебесский +--------------- 2,21 ¦
+--------------¬ ¦
г. Можга +--------------- 2,20 ¦
+-------------¬ ¦
г. Сарапул +-------------- 2,01 ¦
+------------¬ ¦
Камбарский +------------- 1,93 ¦
+------------¬ ¦
Юкаменский +------------- 1,91 ¦
+-----------¬ ¦
Шарканский +------------ 1,79 ¦
+----------¬ ¦
Вавожский +----------- 1,68 ¦
+----------¬ ¦
Ярский +----------- 1,65 ¦
+----------¬ ¦
Граховский +----------- 1,64 ¦
+----------¬ ¦
Малопургинский +----------- 1,60 ¦
+----------¬ ¦
Алнашский +----------- 1,59 ¦
+---------¬ ¦
Красногорский +---------- 1,48 ¦
+--------¬ ¦
Селтинский +--------- 1,32 ¦
+-------¬ ¦
Сюмсинский +-------- 1,20 ¦
+-------¬ ¦
Кизнерский +-------- 1,18 ¦
+----------------------¬ ¦
В целом по УР +----------------------- 3,30 т у.т./чел.¦
+------T------T------T------T------T------+
0,0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0
Рис. 2.15. Потребление ТЭР на душу населения в УР за 2000 год
T-----------------------------------------¬
+------------------------------------¬ ¦
Можгинский +------------------------------------- ¦
+------------------------------¬ 10,29¦
Сарапульский +------------------------------- 8,85 ¦
+-------------------------¬ ¦
Глазовский +-------------------------- 7,57 ¦
+------------------------¬ ¦
Якшур - Бодьинский +------------------------- 7,40 ¦
+-------------------¬ ¦
Игринский +-------------------- 5,80 ¦
+------------------¬ ¦
Воткинский +------------------- 5,65 ¦
+-----------------¬ ¦
г. Сарапул +------------------ 5,05 ¦
+----------------¬ ¦
Завьяловский +----------------- 4,55 ¦
+--------------¬ ¦
Кезский +--------------- 4,13 ¦
+-------------¬ ¦
г. Глазов +-------------- 4,03 ¦
+-------------¬ ¦
г. Воткинск +-------------- 3,99 ¦
+-------------¬ ¦
Увинский +-------------- 3,98 ¦
+-------------¬ ¦
Балезинский +-------------- 3,96 ¦
+------------¬ ¦
Каракулинский +------------- 3,68 ¦
+-----------¬ ¦
г. Ижевск +------------ 3,57 ¦
+----------¬ ¦
Малопургинский +----------- 3,26 ¦
+----------¬ ¦
Киясовский +----------- 3,21 ¦
+----------¬ ¦
Дебесский +----------- 3,15 ¦
+---------¬ ¦
Камбарский +---------- 2,82 ¦
+--------¬ ¦
г. Можга +--------- 2,52 ¦
+-------¬ ¦
Граховский +-------- 2,39 ¦
+-------¬ ¦
Юкаменский +-------- 2,37 ¦
+-------¬ ¦
Вавожский +-------- 2,31 ¦
+-------¬ ¦
Селтинский +-------- 2,23 ¦
+-------¬ ¦
Красногорский +-------- 2,17 ¦
+-------¬ ¦
Алнашский +-------- 2,13 ¦
+-------¬ ¦
Ярский +-------- 2,11 ¦
+------¬ ¦
Шарканский +------- 2,09 ¦
+-----¬ ¦
Сюмсинский +------ 1,88 ¦
+-----¬ ¦
Кизнерский +------ 1,71 ¦
+-------------¬ ¦
В целом по УР +-------------- 3,97 тыс. кВт.ч/чел. ¦
+------T------T------T------T------T------+
0,0 2,0 4,0 6,0 8,0 10,0 12,0
Рис. 2.16. Потребление электроэнергии
на душу населения в УР за 2000 год
На рис. 2.17 показана динамика изменения удельной
электроемкости ВРП УР. За последние пять лет электроемкость
внутреннего валового продукта снижается. Это связано, в первую
очередь, с ростом выпуска продукции, работ и услуг, и, во-вторых,
что не менее значимо, - с инфляционными процессами (см. рис.
2.17). О снижении электроемкости за счет внедрения
энергосберегающих мероприятий и перехода экономики УР на
энергоэффективный путь развития говорить преждевременно.
На рис. 2.18 отображена динамика изменения удельной
энергоемкости ВРП УР без учета и с учетом дефлятора ВРП
соответственно.
кВт.ч/руб.
0,6 T-----------------------------------------------------------¬
¦0,5 ¦
0,5 х \ без учета дефлятора¦
¦ \ 0,41 0,38 / ¦
0,4 + \ х ------------ х / ¦
¦ \ / ¦
0,3 + с учетом дефлятора < ¦
¦ / \ 0,19 ¦
0,2 +0,15 / 0,14 0,15 х \ 0,12¦
о ----<------- о ------------ о ------------ о ----------- хо
0,1 + 0,14 ¦
¦ год ¦
0 +--------------T--------------T--------------T--------------+
1996 1997 1998 1999 2000
Рис. 2.17. Динамика изменения удельной электроемкости ВРП УР
тыс. т у.т./млн руб.
0,6 T-----------------------------------------------------------¬
¦0,47 ¦
0,5 х \ без учета дефлятора¦
¦ \ 0,37 / ¦
0,4 + \ х \ / ¦
¦ \ 0,32 / ¦
0,3 + с учетом дефлятора \ х \ / ¦
¦ / < ¦
0,2 +0,14 / 0,13 0,13 \ 0,16 ¦
о ----<------- о ------------ о \ \ х \ 0,10¦
0,1 + \ о ----------- ох
¦ 0,12 год ¦
0 +--------------T--------------T--------------T--------------+
1996 1997 1998 1999 2000
Рис. 2.18. Динамика изменения удельной энергоемкости ВРП УР
Выводы:
1. В структуре потребления ТЭР Удмуртской Республики большую
часть занимает природный газ (почти 52%) и электроэнергия,
покупаемая на ФОРЭМ (почти 28%). Доля собственных
топливно - энергетических ресурсов (торф, сырая нефть, дрова)
составляет 2,5%.
2. Удельные энергоемкость и электроемкость ВРП различных
районов Удмуртии отличается между собой в десятки (60 - 70) раз.
3. Потребление ТЭР и электроэнергии на душу населения в
различных районах Удмуртии отличается в несколько (4 - 6) раз.
4. Удельные энергоемкость и электроемкость ВРП Удмуртской
Республики в последние годы снижаются и в 2000 году составили 0,10
тыс. т у.т./млн руб. и 0,12 кВт.ч/руб. соответственно.
2.2.2. Электроэнергетический комплекс УР
2.2.2.1. Характеристика электроэнергетического комплекса УР
Структура электроснабжения (рис. 2.19)
На территории УР функционируют:
- РАО ЕЭС России;
- его дочернее предприятие ОАО "Удмуртэнерго";
- предприятия коммунальной энергетики;
- иные организации (в основном промышленные предприятия),
являющиеся владельцами электрических сетей и оказывающие услуги по
передаче и распределению электроэнергии.
------------------¬ -------------------¬ ------------------¬
¦ +-->¦ОАО "Удмуртэнерго"+->¦ Муниципальные +--¬
¦ ФОРЭМ ¦ ->¦ +¬ ¦электроснабжающие¦ ¦
¦ ¦ L---------T---------¦ ¦ предприятия ¦ ¦
L------------------ ¦ ¦ ¦ L------------------ ¦
------------------¬ ¦ ¦ ------------------¬ ¦
¦ Ведомственные + - ¦ ¦ ¦ Промышленные +¬ ¦
¦ ТЭЦ ¦ ¦ L>¦ предприятия ¦¦ ¦
L---------------T-- ¦ L------------------¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
\/ \/ ¦ ¦
----------------------------------¬ ¦ ¦
¦ Потребитель ¦<-------------- ¦
¦ ¦<----------------
L----------------------------------
Рис. 2.19. Структура электроснабжения
Электроснабжающие организации
Основным поставщиком электрической энергии в УР является ОАО
"Удмуртэнерго", имеющее три собственных ТЭЦ (Ижевские ТЭЦ-1, 2 и
Сарапульская ТЭЦ) с суммарной установленной мощностью 486 МВт и
межсистемные линии электропередачи напряжением 220 кВ - 11 шт. и
110 кВ - 7 шт., соединяющие электрическую сеть УР с Федеральным
оптовым рынком электроэнергии и мощности.
На балансе ОАО "Удмуртэнерго" находится:
- всего ТП - 7386 шт. с установленной мощностью 6899 МВ.А, в
том числе:
- ТП35 - 220 кВ - 223 шт. с установленной мощностью 5448 МВ.А;
- ТП 10/0,4 кВ - 7163 шт. с установленной мощностью 1451 МВ.А;
- протяженность ЛЭП - 27078 км, в том числе:
- ЛЭП - 35 - 220 кВ протяженностью 6131 км (в одноцепном
исполнении);
- ЛЭП - 6 - 10 кВ протяженностью 12813 км;
- ЛЭП - 0,4 кВ протяженностью 8134 км.
Кроме ОАО "Удмуртэнерго" электроснабжение осуществляют 14
муниципальных предприятий в городах: Ижевск, Сарапул, Воткинск,
Можга, Камбарка, Глазов; в районах: Можгинский, Красногорский,
Малопургинский, Балезинский, Кизнерский, Увинский, Кезский,
Игринский - с суммарным количеством ТП - 10/0,4 кВ - 1615 шт.,
установленной трансформаторной мощностью 1027,6 МВ.А и суммарной
протяженностью ЛЭП 0,4 - 10 кВ - 5933 км.
Все муниципальные электроснабжающие предприятия являются
оптовыми продавцами электроэнергии, получаемой от ОАО
"Удмуртэнерго".
Практически все крупные промышленные предприятия через свои
электрические сети обеспечивают электроснабжение организаций
социальной сферы, мелкомоторного сектора экономики и население.
Износ основных фондов электросетей составляет от 45 до 89%, в
ОАО "Удмуртэнерго" - от 45 до 50%. Сведения об основном
оборудовании по данным электроснабжающих организаций по состоянию
на 1 января 2001 года приведены в таблице 2.10.
Таблица 2.10
Сведения об основном оборудовании распределительных
сетей 0,4 - 10 кВ электроснабжающих организаций
по состоянию на 1 января 2001 года
------T--------------T---------------------T-----------T----T----¬
¦ N ¦ Наименование ¦ Протяженность ЛЭП, ¦Трансформа-¦Дли-¦Из- ¦
¦ ¦ организации ¦ км ¦торные ¦на ¦нос ¦
¦ ¦ ¦ ¦подстанции ¦сети¦се- ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦на ¦тей ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦одну¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ТП ¦ ¦
¦ ¦ +-----------T---------+----T------+----+----+
¦ ¦ ¦ 0,4 кВ ¦ 6 - 10 ¦кол-¦ уст. ¦ км/¦ % ¦
¦ ¦ ¦ ¦ кВ ¦во, ¦ мощ. ¦ ТП ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦шт. ¦ МВ.А ¦ ¦ ¦
+-----+--------------+-----------+---------+----+------+----+----+
¦ I ¦ II ¦ III ¦ IV ¦ V ¦ VI ¦ VII¦VIII¦
+-----+--------------+-----------+---------+----+------+----+----+
¦ 1 ¦ОАО "Удмурт- ¦ 8134 ¦ 12813 ¦7163¦1451,0¦ 2,9¦45 -¦
¦ ¦энерго", ¦ (1131) <*>¦ (730) ¦ ¦ ¦ ¦50 ¦
¦ ¦в том числе по¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦районам: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+--------------+-----------+---------+----+------+----+----+
¦ 1.1 ¦Алнашский ¦ 364 (47) ¦ 418 (11)¦ 282¦ 64,0¦ 2,8¦ - ¦
+-----+--------------+-----------+---------+----+------+----+----+
¦ 1.2 ¦Балезинский ¦ 442 (41) ¦ 758 (20)¦ 336¦ 67,0¦ 3,6¦ - ¦
+-----+--------------+-----------+---------+----+------+----+----+
¦ 1.3 ¦Вавожский ¦ 288 (0) ¦ 456 (0) ¦ 292¦ 53,0¦ 2,5¦ - ¦
+-----+--------------+-----------+---------+----+------+----+----+
¦ 1.4 ¦Воткинский ¦ 416 (52) ¦ 654 (21)¦ 406¦ 82,0¦ 2,6¦ - ¦
+-----+--------------+-----------+---------+----+------+----+----+
¦ 1.5 ¦Глазовский ¦ 387 (65) ¦ 690 (72)¦ 293¦ 72,0¦ 3,7¦ - ¦
+-----+--------------+-----------+---------+----+------+----+----+
¦ 1.6 ¦Граховский ¦ 245 (65) ¦ 292 (0) ¦ 173¦ 37,0¦ 3,1¦ - ¦
+-----+--------------+-----------+---------+----+------+----+----+
¦ 1.7 ¦Дебесский ¦ 291 (45) ¦ 418 (1) ¦ 189¦ 33,0¦ 3,8¦ - ¦
+-----+--------------+-----------+---------+----+------+----+----+
¦ 1.8 ¦Завьяловский ¦ 467 (105) ¦ 893 (87)¦ 688¦ 158,0¦ 2,0¦ - ¦
+-----+--------------+-----------+---------+----+------+----+----+
¦ 1.9 ¦Игринский ¦ 332 (65) ¦ 538 (83)¦ 232¦ 38,0¦ 3,8¦ - ¦
+-----+--------------+-----------+---------+----+------+----+----+
¦ 1.10¦Каракулинский ¦ 212 (84) ¦ 307 (71)¦ 216¦ 48,0¦ 2,4¦ - ¦
+-----+--------------+-----------+---------+----+------+----+----+
¦ 1.11¦Кезский ¦ 345 (32) ¦ 641 (31)¦ 254¦ 40,0¦ 3,9¦ - ¦
+-----+--------------+-----------+---------+----+------+----+----+
¦ 1.12¦Кизнерский ¦ 316 (12) ¦ 482 (20)¦ 233¦ 40,0¦ 3,4¦ - ¦
+-----+--------------+-----------+---------+----+------+----+----+
¦ 1.13¦Киясовский ¦ 203 (29) ¦ 334 (8) ¦ 217¦ 45,0¦ 2,5¦ - ¦
+-----+--------------+-----------+---------+----+------+----+----+
¦ 1.14¦Красногорский ¦ 264 (71) ¦ 331 (39)¦ 192¦ 36,0¦ 3,1¦ - ¦
+-----+--------------+-----------+---------+----+------+----+----+
¦ 1.15¦М.- Пургинский¦ 386 (125) ¦ 500 (60)¦ 363¦ 75,0¦ 2,4¦ - ¦
+-----+--------------+-----------+---------+----+------+----+----+
¦ 1.16¦Можгинский ¦ 555 (6) ¦ 681 (5) ¦ 384¦ 86,0¦ 3,2¦ - ¦
+-----+--------------+-----------+---------+----+------+----+----+
¦ 1.17¦Сарапульский ¦ 410 (55) ¦ 696 (48)¦ 472¦ 114,0¦ 2,3¦ - ¦
+-----+--------------+-----------+---------+----+------+----+----+
¦ 1.18¦Селтинский ¦ 304 (26) ¦ 578 (0) ¦ 287¦ 51,0¦ 3,1¦ - ¦
+-----+--------------+-----------+---------+----+------+----+----+
¦ 1.19¦Сюмсинский ¦ 250 (9) ¦ 433 (15)¦ 236¦ 44,0¦ 2,9¦ - ¦
+-----+--------------+-----------+---------+----+------+----+----+
¦ 1.20¦Увинский ¦ 409 (1) ¦ 715 (1) ¦ 417¦ 91,0¦ 2,7¦ - ¦
+-----+--------------+-----------+---------+----+------+----+----+
¦ 1.21¦Шарканский ¦ 406 (90) ¦ 617 (53)¦ 310¦ 50,0¦ 3,3¦ - ¦
+-----+--------------+-----------+---------+----+------+----+----+
¦ 1.22¦Юкаменский ¦ 302 (32) ¦ 474 (25)¦ 223¦ 42,0¦ 3,5¦ - ¦
+-----+--------------+-----------+---------+----+------+----+----+
¦ 1.23¦Якшур - ¦ 304 (44) ¦ 527 (9) ¦ 314¦ 60,0¦ 2,6¦ - ¦
¦ ¦Бодьинский ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+--------------+-----------+---------+----+------+----+----+
¦ 1.24¦Ярский ¦ 236 (30) ¦ 380 (50)¦ 154¦ 25,0¦ 4,0¦ - ¦
+-----+--------------+-----------+---------+----+------+----+----+
¦ 2 ¦МУП "Ижевские ¦1498 (0) ¦1078 (0) ¦ 679¦ 709,0¦ 3,8¦ 62 ¦
¦ ¦электрические ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦сети" ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+--------------+-----------+---------+----+------+----+----+
¦ 3 ¦МУП "Воткин- ¦ 631 (0) ¦ 226 (0) ¦ 146¦ 99,7¦ 5,9¦ 63 ¦
¦ ¦ские городские¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦электрические ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦сети" ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+--------------+-----------+---------+----+------+----+----+
¦ 4 ¦МУП "Комму- ¦ 212 (0) ¦ 143 (0) ¦ 175¦ 12,7¦ 2,0¦ 62 ¦
¦ ¦нальные элек- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦трические се- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ти", г. Глазов¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+--------------+-----------+---------+----+------+----+----+
¦ 5 ¦МУП "Гор- ¦ 495 (0) ¦ 135 (0) ¦ 159¦ 82,0¦ 4,0¦ 70 ¦
¦ ¦электросеть", ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦г. Сарапул ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+--------------+-----------+---------+----+------+----+----+
¦ 6 ¦МУП "Камбар- ¦ 85 (0) ¦ 25 (0) ¦ 44¦ 17,6¦ 2,5¦ 89 ¦
¦ ¦ские электри- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ческие сети" ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+--------------+-----------+---------+----+------+----+----+
¦ 7 ¦МУП ЖКХ ¦ 248 (0) ¦ 109 (0) ¦ 88¦ 32,5¦ 4,1¦ 76 ¦
¦ ¦г. Можга ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+--------------+-----------+---------+----+------+----+----+
¦ 8 ¦РУМП ЖКХ Мож- ¦ 40 (0) ¦ 14 (0) ¦ 12¦ 2,0¦ 4,5¦ 75 ¦
¦ ¦гинский район ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+--------------+-----------+---------+----+------+----+----+
¦ 9 ¦БМП ¦ 88 (75) ¦ 35 (2) ¦ 57¦ 13,9¦ 2,2¦ 87 ¦
¦ ¦"Энергетик" ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦п. Балезино ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+--------------+-----------+---------+----+------+----+----+
¦10 ¦МПП ЖКХ с. ¦ 25 (20) ¦ 4 (0) ¦ 15¦ 1,7¦ 1,9¦ 70 ¦
¦ ¦Красногорье ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+--------------+-----------+---------+----+------+----+----+
¦11 ¦МПП ЖКХ ¦ 85 (0) ¦ 26 (0) ¦ 44¦ 11,9¦ 2,5¦ 59 ¦
¦ ¦п. Кизнер ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+--------------+-----------+---------+----+------+----+----+
¦12 ¦ДМУП ЖКХ ¦ 65 (4) ¦ 0 (0) ¦ 17¦ 3,5¦ 3,8¦ 53 ¦
¦ ¦с. М. Пурга ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+--------------+-----------+---------+----+------+----+----+
¦13 ¦МУП ЖКХ ¦ 160 (30) ¦ 76 (0) ¦ 65¦ 17,6¦ 3,6¦ 70 ¦
¦ ¦"Увинское" ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+--------------+-----------+---------+----+------+----+----+
¦14 ¦МУП ЖКХ ¦ 173 (0) ¦ 70 (0) ¦ 74¦ 13,5¦ 3,3¦ - ¦
¦ ¦п. Игра ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+--------------+-----------+---------+----+------+----+----+
¦15 ¦МУП ЖКХ с. Кез¦ 179 (7) ¦ 8 (1) ¦ 40¦ 10,0¦ 4,7¦ 65 ¦
+-----+--------------+-----------+---------+----+------+----+----+
¦ ¦ В целом по УР¦ 12118 ¦ 14762 ¦8778¦2478,6¦ 3,1¦ 68 ¦
¦ ¦ ¦ (1267) ¦ (733) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L-----+--------------+-----------+---------+----+------+----+-----
Источник: электроснабжающие организации.
--------------------------------
<*> - В т.ч. длина ЛЭП на деревянных опорах без железобетонных
пасынков.
Источники электрической энергии
Крупные и средние ТЭЦ:
- Ижевская ТЭЦ-1, установленная мощность - 84 МВт;
- Ижевская ТЭЦ-2, установленная мощность - 390 МВт;
- Сарапульская ТЭЦ, установленная мощность - 12 МВт;
- ТЭЦ ОАО "ЧМЗ", г. Глазов, установленная мощность - 66 МВт;
- ТЭЦ ГП Машзавод, г. Воткинск, установленная мощность - 12
МВт.
Ведомственные ТЭЦ г. Глазова и г. Воткинска практически
полностью работают на нужды производства и при дальнейшем анализе
топливно - энергетического баланса Удмуртской Республики не
рассматривались. Суммарная установленная мощность данных ТЭЦ
составляет 6,5% от максимально потребленной мощности УР в 2000
году.
В частности, три ТЭЦ ОАО "Удмуртэнерго" обеспечили требуемую
Удмуртией электрическую мощность в зимний период 2000 года на 33%
(см. таблицу 2.14), в летний период 2001 года на 23% (см. таблицу
2.15), потребность в электроэнергии в 2000 году - на 31% (см.
таблицу 2.12).
Износ основных фондов ТЭЦ на конец 2000 года составил 65 -
96%.
Малые электростанции.
Малые электростанции (дизельные) установлены на предприятиях и
в организациях, где имеются электроприемники, не допускающие
перерыва в электроснабжении. Всего электростанций 280 шт. с
суммарной установленной мощностью 27,4 МВт, что составляет 2,3% от
максимальной потребляемой мощности УР. Выработка электрической
энергии на этих станциях не фиксируется. Эти электростанции нельзя
рассматривать как источники общего пользования, т.к. они не имеют
связи с энергосистемой и подключены лишь к непосредственному
потребителю. Работа их осуществляется исключительно в аварийных
режимах, поэтому они при дальнейшем анализе топливно -
энергетического баланса УР не рассматривались. Сведения по малым
электростанциям на основании данных территориального управления
"Удмуртгосэнергонадзор" приведены в таблице 2.11.
Таблица 2.11
Сведения по малым электрическим станциям
---T----------------T-----T-------T------------------------------¬
¦ N¦Административный¦Кол- ¦ Сум. ¦ Основные потребители ¦
¦ ¦ район ¦во ¦ уст. ¦ ¦
¦ ¦ ¦эл. ¦ мощн.,¦ ¦
¦ ¦ ¦стан-¦ кВт ¦ ¦
¦ ¦ ¦ций, ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦шт. ¦ ¦ ¦
+--+----------------+-----+-------+------------------------------+
¦ 1¦Алнашский ¦ 2 ¦ 85,5¦Связь, эл. уст. МТФ ¦
+--+----------------+-----+-------+------------------------------+
¦ 2¦Балезинский ¦ 22 ¦ 3109,0¦Котельные, производств. здания¦
+--+----------------+-----+-------+------------------------------+
¦ 3¦Вавожский ¦ 6 ¦ 824,0¦Котельная, производство ¦
+--+----------------+-----+-------+------------------------------+
¦ 4¦Воткинский ¦ 26 ¦ 1134,2¦Котельные, сигнализация, ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦радиоузел, база отдыха ¦
+--+----------------+-----+-------+------------------------------+
¦ 5¦Глазовский ¦ 10 ¦ 460,0¦Котельные, водокачка, ферма ¦
+--+----------------+-----+-------+------------------------------+
¦ 6¦Граховский ¦ 1 ¦ 35,0¦Установки МТФ ¦
+--+----------------+-----+-------+------------------------------+
¦ 7¦Дебесский ¦ 7 ¦ 790,0¦Система пожаротушения, ЛТЦ ¦
+--+----------------+-----+-------+------------------------------+
¦ 8¦Завьяловский ¦ 25 ¦ 1279,0¦Котельная, сигнализация ГЖД, ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦производство ¦
+--+----------------+-----+-------+------------------------------+
¦ 9¦Игринский ¦ 15 ¦ 1922,5¦Котельные, связь, освещение ¦
+--+----------------+-----+-------+------------------------------+
¦10¦Камбарский ¦ 14 ¦ 2369,0¦Котельные, сигнализация ¦
+--+----------------+-----+-------+------------------------------+
¦11¦Каракулинский ¦ 13 ¦ 567,0¦Котельные, мастерские, КРС ¦
+--+----------------+-----+-------+------------------------------+
¦12¦Кезский ¦ 10 ¦ 485,0¦Мастерские, котельная, АТС, ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦диспетчер., авар. освещ. ¦
+--+----------------+-----+-------+------------------------------+
¦13¦Кизнерский ¦ 5 ¦ 724,5¦Эл. уст. в/ч, котельные ¦
+--+----------------+-----+-------+------------------------------+
¦14¦Киясовский ¦ 13 ¦ 552,8¦Котельные, КРС, мастерская, ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦скважина ¦
+--+----------------+-----+-------+------------------------------+
¦15¦Красногорский ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+----------------+-----+-------+------------------------------+
¦16¦Малопургинский ¦ 16 ¦ 2747,5¦Производство, водокачка, ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦котельная, мастерская ¦
+--+----------------+-----+-------+------------------------------+
¦17¦Можгинский ¦ 15 ¦ 1158,5¦Котельные, устан. РКЦ, ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦освещение ¦
+--+----------------+-----+-------+------------------------------+
¦18¦Сарапульский ¦ 18 ¦ 3511,5¦Котельные, скважина, эл. уст. ¦
+--+----------------+-----+-------+------------------------------+
¦19¦Селтинский ¦ 3 ¦ 108,0¦Связь, банк ¦
+--+----------------+-----+-------+------------------------------+
¦20¦Сюмсинский ¦ 7 ¦ 1218,0¦Котельные, производство, ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦автоматика ¦
+--+----------------+-----+-------+------------------------------+
¦21¦Увинский ¦ 21 ¦ 2142,5¦Котельные, производство, связь¦
+--+----------------+-----+-------+------------------------------+
¦22¦Шарканский ¦ 5 ¦ 328,0¦Котельная, сигнализация, ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦радиоузел ¦
+--+----------------+-----+-------+------------------------------+
¦23¦Юкаменский ¦ 1 ¦ 48,0¦ЦАТС ¦
+--+----------------+-----+-------+------------------------------+
¦24¦Як. - Бодьинский¦ 9 ¦ 262,0¦Котельные, сигнализация ¦
+--+----------------+-----+-------+------------------------------+
¦25¦Ярский ¦ 7 ¦ 996,0¦ЦАТС, котельная, телевышка ¦
+--+----------------+-----+-------+------------------------------+
¦26¦г. Воткинск ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+----------------+-----+-------+------------------------------+
¦27¦г. Глазов ¦ 9 ¦ 523,0¦АТС, сигнализация ¦
+--+----------------+-----+-------+------------------------------+
¦28¦г. Ижевск ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+----------------+-----+-------+------------------------------+
¦29¦г. Можга ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+----------------+-----+-------+------------------------------+
¦30¦г. Сарапул ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+----------------+-----+-------+------------------------------+
¦ ¦ В целом по УР¦ 280 ¦27380,5¦ ¦
L--+----------------+-----+-------+-------------------------------
Источник: территориальное управление "Удмуртгосэнергонадзор".
Федеральный оптовый рынок электроэнергии и мощности.
Схема электроснабжения с ФОРЭМ приведена на рис. 2.20.
Электроснабжение осуществляется по межсистемным линиям
электропередачи 110 - 220 кВ, запитанным от шин распределительного
устройства Воткинской ГЭС (Пермская область), и подстанции 500 кВ
"Удмуртская", которая в свою очередь запитана по ЛЭП 500 кВ от
Нижнекамской ГЭС (Республика Татарстан) и Кармановской ГРЭС
(Республика Башкортостан). По ЛЭП 220 кВ, идущим в Кировскую
область, осуществляется транзитный переток с ФОРЭМ. По данным ЛЭП
может осуществляться электроснабжение УР в аварийных режимах,
обеспечивая до 30% требуемой мощности.
----------------------------T--------+
¦ +--------+
¦ +--------+ Пермская
¦ +--------+ область
¦ +--------+ 110 кВ
¦ +--------+
Кировская +-------+ Удмуртская ¦ ¦
область +-------+ Республика ¦
220 кВ +-------+ ¦
¦ +--------+
¦ +--------+
¦ +--------+ 220 кВ
¦ +--------+
¦ ¦
L--------T--------T----------
+ +
500 кВ 500 кВ
Республика Татарстан Республика Башкортостан
Рис. 2.20. Схема электроснабжения с ФОРЭМ
2.2.2.2. Анализ надежности электроснабжения
Принципиальная схема электроснабжения административных районов
Удмуртской Республики приведена на рис. 2.21.
Электроснабжение от собственных источников
Ижевская ТЭЦ-1 подключена к сетям энергосистемы через два
повышающих трансформатора 6/110 кВ с установленной мощностью 63
МВ.А к ЛЭП 110 кВ Ижевск - Машзавод. Пропускная способность
сетевого оборудования позволяет передать 100% генерируемой
мощности ТЭЦ-1 в энергосистему как в нормальном, так и аварийном
режимах (отключение одного из двух элементов сети).
Ижевская ТЭЦ-2 подключена к сетям энергосистемы через восемь
ЛЭП 110 кВ с суммарной пропускной способностью 708 МВ.А к шинам ПС
Ижевск и ПС Позимь. Пропускная способность сетевого оборудования
позволяет передать 100% генерируемой мощности ТЭЦ-2 в
энергосистему как в нормальном, так и аварийном режимах
(отключение одной системы шин 110 кВ, см. рис. 2.21).
Суммарная генерируемая мощность ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 обеспечивает
нагрузку г. Ижевска не более 85% зимой и не более 66% летом.
Электрическая сеть позволяет передавать электрическую
мощность, генерируемую ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2, в любые районы Удмуртии в
случае потери всех источников с ФОРЭМ при условии выполнения
режимных мероприятий.
Сарапульская ТЭЦ подключена к сетям энергосистемы через два
повышающих трансформатора 6/110 кВ с суммарной установленной
мощностью 32 МВ.А к шинам ПС Сарапул. Пропускная способность
сетевого оборудования позволяет передать 100% генерируемой
мощности ТЭЦ в энергосистему как в нормальном, так и аварийном
режимах (отключение одного из двух элементов сети).
Суммарная генерируемая мощность Сарапульской ТЭЦ обеспечивает
нагрузку г. Сарапула не более 8% зимой и не более 5% летом.
Рис. 2.21. Принципиальная схема электроснабжения
административных районов УР <*>
--------------------------------
<*> Не приводится.
ТЭЦ ОАО "ЧМЗ" г. Глазов подключена к сетям энергосистемы через
два повышающих трансформатора 6/35 кВ с суммарной установленной
мощностью 64 МВ.А к шинам ПС "Глазов". Генерируемая мощность 100%
потребляется производством, но при необходимости пропускная
способность сетевого оборудования позволяет передать 100%
генерируемой мощности ТЭЦ в энергосистему как в нормальном, так и
аварийном режимах (отключение одного из двух элементов сети).
Суммарная генерируемая мощность ТЭЦ ОАО "ЧМЗ" обеспечивает
нагрузку г. Глазова не более 25% зимой и не более 22% летом.
ТЭЦ ГП "Воткинский машзавод", г. Воткинск, подключена к сетям
энергосистемы через два повышающих трансформатора 6/110 кВ с
суммарной установленной мощностью 63 МВ.А к шинам ПС Воткинск.
Генерируемая мощность 100% потребляется производством, но при
необходимости пропускная способность сетевого оборудования
позволяет передать 100% генерируемой мощности ТЭЦ в энергосистему
как в нормальном, так и аварийном режимах (отключение одного из
двух элементов сети).
Суммарная генерируемая мощность ТЭЦ ГП "Воткинский машзавод"
обеспечивает нагрузку г. Воткинска не более 7% зимой и не более 6%
летом.
Электроснабжение через ФОРЭМ
Распределительные устройства (РУ-110 кВ, РУ-220 кВ) Воткинской
ГЭС.
Питание Удмуртской энергосистемы от РУ-220 кВ осуществляется
от двух систем шин 220 кВ с четырьмя ЛЭП 220 кВ с суммарной
пропускной способностью 1098 МВ.А и от двух систем шин четырьмя
ЛЭП 110 кВ с суммарной пропускной способностью 406 МВ.А. Суммарная
пропускная способность покрывает на 100% нагрузку Удмуртской
энергосистемы в нормальном и аварийном (потеря собственных
источников или отключение двух систем шин из четырех) режимах. От
данного источника обеспечивается электроснабжение Кировской
области через ПС "Фаленки" и ПС "В. Поляны".
Распределительное устройство 220 кВ ПС "Удмуртская".
Питание Удмуртской энергосистемы от РУ-220 кВ осуществляется
от двух систем шин 220-кВ пятью ЛЭП 220 кВ.
Пропускная способность определяется установленной
трансформаторной мощностью ПС "Удмуртская" и составляет 1002 МВ.А.
В нормальном режиме пропускная способность покрывает на 67%
нагрузку Удмуртской энергосистемы (1500 МВ.А, cos фи = 0,85), в
аварийном режиме - на 33% (отключение одной трансформаторной
группы). От данного источника обеспечивается электроснабжение
Кировской области через ПС "Фаленки" и ПС "В. Поляны".
Распределительное устройство 220 кВ ПС "Фаленки".
Данный источник находится в дефицитном узле энергетических
нагрузок Кировской области, и основной режим работы - это прием
электроэнергии из Удмуртской Республики. В последние три года
наметилась тенденция к снижению перетоков электроэнергии примерно
в три раза. В аварийных режимах по двум ЛЭП 220 кВ
Фаленки - Звездная можно передать в Удмуртскую энергосистему до
550 МВ.А, это достаточно для обеспечения электроэнергией все
северные и центральные районы Удмуртии.
Распределительное устройство 220 кВ ПС "В. Поляны".
Данный источник, как и предыдущий (ПС "Фаленки"), находится в
дефицитном узле электрических нагрузок Кировской области. В
аварийных режимах по одной ЛЭП 220 кВ "В. Поляны - Саркуз" можно
передать в Удмуртскую энергосистему до 275 МВ.А, это достаточно
для обеспечения электроэнергией Можгинского узла.
Распределительные устройства 110 кВ ПС "Верещагино", ПС
"Зюкай".
Данный источник находится в дефицитном узле электрических
нагрузок Пермской области. В нормальном режиме работы
энергосистемы по двум ЛЭП 110 кВ осуществляется переток
электроэнергии в Пермскую область (транзитные перетоки ФОРЭМ). В
аварийных режимах по двум ЛЭП 110 кВ "Верещагино - Балезино" и
"Зюкай - Балезино" можно передать в Удмуртскую энергосистему до
150 МВт. Это достаточно для обеспечения электроэнергией
Балезинского узла.
Питающая сеть 110 - 220 кВ
Принципиальная схема электроснабжения административных районов
Удмуртской Республики приведена на рис. 2.21.
Сеть 110 - 220 кВ в Удмуртской Республике построена по
радиальному типу.
Условно можно классифицировать города и районы по надежности
электроснабжения, принимая следующие критерии надежности:
- близость мощных источников питания:
- количество питающих ЛЭП 110 - 220 кВ;
- пропускная способность питающих ЛЭП;
- количество транзитных подстанций от источника до
потребителя;
- степень обеспеченности оперативным управлением
электроснабжения.
С учетом этих критериев градация городов и районов по степени
надежности электроснабжения будет выглядеть следующим образом:
1 категория - города: Ижевск, Сарапул, Воткинск;
2 категория - города: Глазов, Можга, Камбарка; районы:
Игринский, Балезинский, Увинский, Кизнерский;
3 категория - районы: Каракулинский, Киясовский, М. -
Пургинский, Алнашский, Вавожский, Сюмсинский, Селтинский,
Шарканский, Як. - Бодьинский, Кезский, Ярский;
4 категория - районы: Красногорский, Юкаменский, Ярский.
Наиболее уязвимы районы 4 и 3 категорий, т.к. вероятность
перерыва в электроснабжении их повышается за счет большого
количества транзитных подстанций от источника питания и большой
протяженности ЛЭП.
Распределительная сеть
Сведения об основном оборудовании распределительных сетей 0,4
- 10 кВ электроснабжающих организаций приведены в таблице 2.10.
Надежность работы распределительной сети можно характеризовать
следующими показателями:
- протяженность ЛЭП;
- тип (материал) опор ЛЭП;
- уровень (класс) напряжения;
- качество эксплуатации сетей;
- процент износа сетей.
За показатель протяженности ЛЭП можно принять длину сетей,
приходящуюся на одну ТП. В городах УР этот показатель колеблется
от 2,0 км/ТП в г. Глазове до 5,9 км/ТП в г. Воткинске, в районах
- от 2,0 км/ТП в Завьяловском районе до 4,5 км/ТП в Кезском
районе.
В качестве материала опор ЛЭП используется в основном древесина
(более 73% в распределительной сети 0,4 - 10 кВ), к основным
недостаткам которой относятся:
- малый срок службы из-за загнивания, особенно опоры без
железобетонных пасынков, у которых срок службы не более 5 лет,
протяженность их в УР - 2000 км;
- повышенная аварийность из-за выпадения крючьев изоляторов
вследствие загнивания, низкой огнестойкости и механической
прочности.
Чем выше класс напряжения распределительных сетей, тем выше
надежность их работы. Это обусловлено прежде всего исключением
несанкционированного доступа к этим сетям.
Несанкционированный доступ к сетям 0,4 кВ населения с целью
хищения электроэнергии приводит к повышенной аварийности в этих
сетях, повреждению оборудования и снижению качества электрической
энергии.
Качество эксплуатации электрических сетей зависит от следующих
факторов:
- удаленности от индустриальных центров (качество эксплуатации
в сельских районах ниже, чем в городах);
- производственных мощностей электроснабжающих организаций (на
маленьких предприятиях, таких как МПП ЖКХ п. Кизнер, с.
Красногорье, МУП "Камбарские электрические сети" и др. аварийность
значительно выше, чем в ОАО "Удмуртэнерго" и МУП "Ижевские
электрические сети").
В связи с банкротством ряда предприятий в некоторых населенных
пунктах электрические сети оказались вообще бесхозными и не
только не исполняют своих функций, но являются опасными для людей.
В последние 10 лет в распределительные сети практически не
поступали инвестиции на новое строительство, их модернизацию и
реконструкцию. Процент износа сетей составляет от 45% в
"Удмуртэнерго" до 89% в МУП "Камбарские электрические сети". С
учетом срока службы распределительных сетей, если положение не
изменится, то через 5 лет можно ожидать лавинообразный выход из
строя этих сетей.
2.2.2.3. Анализ электропотребления
Сведения о динамике и объемах поступления электрической
энергии в Удмуртскую Республику по сетям ОАО "Удмуртэнерго"
приведены в таблице 2.12 и на рис. 2.22.
Таблица 2.12
Динамика поступления
электроэнергии в Удмуртскую Республику, млн кВт.ч
---------T--------------------------------------------------------------------------¬
¦Источник¦ Годы ¦
¦ +----T----T----T----T----T----T----T----T----T----T----T----T----T----T----+
¦ ¦1986¦1987¦1988¦1989¦1990¦1991¦1992¦1993¦1994¦1995¦1996¦1997¦1998¦1999¦2000¦
+--------+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+
¦ФОРЭМ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦(сальдо)¦5082¦4498¦5807¦6015¦5933¦6012¦5562¦4951¦4295¦4046¦3783¦3987¦4110¦4052¦4560¦
+--------+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+
¦Отпуск с¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦шин ТЭЦ,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦в том ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦числе: ¦2565¦2577¦2516¦2473¦2574¦2493¦2494¦2506¦2561¦2536¦2579¦2416¦2104¦2276¦2080¦
+--------+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+
¦ТЭЦ-1 ¦2123¦2167¦2082¦2052¦2092¦2066¦2039¦2067¦2102¦2103¦2153¦2041¦1771¦1915¦1731¦
+--------+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+
¦ТЭЦ-2 ¦ 393¦ 364¦ 386¦ 390¦ 442¦ 388¦ 419¦ 399¦ 419¦ 374¦ 369¦ 330¦ 298¦ 314¦ 300¦
+--------+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+
¦СТЭЦ ¦ 49¦ 46¦ 58¦ 31¦ 40¦ 39¦ 36¦ 40¦ 40¦ 59¦ 57¦ 45¦ 35¦ 47¦ 49¦
+--------+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+
¦ Всего¦7647¦7075¦8323¦8488¦8507¦8505¦8056¦7457¦6856¦6582¦6362¦6403¦6214¦6328¦6640¦
L--------+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+-----
Источник: ОАО "Удмуртэнерго".
9000 T-----------------------------------------------------------------------------------------¬
¦ -¬ -¬ -¬ -¬ ¦
8000 + ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ -¬ ¦
¦ -¬ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ -¬ ¦
7000 + ¦¦ -¬ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ -¬ -¬¦
¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ -¬ -¬ -¬ -¬ -¬ ¦¦¦
6000 + ¦¦ ¦¦ -¬ ¦¦ -¬ ¦¦ -¬ ¦¦ -¬ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦¦
¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ -¬ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦¦
млн 5000 +-¬ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ -¬ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦¦
кВт.ч ¦¦¦ ¦¦ -¬ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ -¬ ¦¦¦
4000 +¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ -¬ ¦¦ ¦¦ -¬ ¦¦ -¬ ¦¦ -¬ ¦¦ -¬ ¦¦ ¦¦ ¦¦¦
¦¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ -¬ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦¦
3000 +¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦¦
¦¦+-+¦ ¦+-+¦ ¦+-+¦ ¦+-+¦ ¦+-+¦ ¦+-+¦ ¦+-+¦ ¦+-+¦ ¦+-+¦ ¦+-+¦ ¦+-+¦ ¦+-+¦ ¦¦ ¦¦ ¦+-+¦ ¦¦ ¦¦¦
2000 +¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦+-+¦ ¦¦/¦¦ ¦+-+¦¦
¦¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦¦
1000 +¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦¦
¦¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦ ¦¦/¦¦¦
0 +++-++T++-++T++-++T++-++T++-++T++-++T++-++T++-++T++-++T++-++T++-++T++-++T++-++T++-++T++-+++ год
1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000
-¬ --¬ -¬
¦¦ ФОРЭМ ¦/¦ Отпуск с шин ТЭЦ ¦¦ Всего поступление
L- L-- L-
Рис. 2.22. Динамика поступления электроэнергии
в Удмуртскую Республику
В связи с падением производства с 1991 года наблюдается
снижение потребления электроэнергии. В 1998 году потребление
составило 73% от уровня 1991 года. В последние 3 года наблюдается
рост потребления, в среднем, на 3,5%. Собственная выработка
электроэнергии до 1996 года была стабильна, в последние четыре
года наметилось снижение, в 2000 году выработка электроэнергии
собственными станциями снизилась на 19% (см. таблицу 2.12). Это
вызвано снижением тепловых нагрузок на Ижевских ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2.
Дефицит электроэнергии в 2000 году составил 69%, который
покрывался за счет ФОРЭМ. Динамика перетоков электроэнергии между
УР и ФОРЭМ приведена на рис. 2.23.
10000 T--------------------------------------------------------------------------¬
¦ 9141 х \ 8959 ¦
9000 + 8403 8631 8794 х / 9410 х ¦
¦ х х -- х / \ 7715 ¦
8000 + / \ / х ¦
¦/ \ / \ ¦
Элек- 7000 х 6489 \ ¦
тро- ¦7206 х \ ¦
энер- 6000 + о -- о -- о \ 5548 5642 5447 5791¦
гия, ¦4865 о / 6015 5934 6012 о \ х -- х 5050 5259 х 5307 х
млн 5000 о -- о 5806 5562 о \ \ х -- х / \ х / ¦
кВт.ч ¦ 5082\ о / 4952 о \ 4560 о
4000 + 4502 4295 о \ / о -- о -- о / ¦
¦ v / v -- v 4047 о 3986 4110 4052 ¦
3000 + / 3321 / v 3398 3397 \ 3783 ¦
v \ / v -- v 3207 v ¦
2000 +2341 v 2825 2779 2763 ¦
¦ 1987 \ / v \ / v \ 1231¦
1000 + v 1595 v -- v 1337 v -- v
¦ 1253 1267 1272 1255 ¦год
0 +----T----T----T----T----T----T----T----T----T----T----T----T----T----T----+
1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000
- х - Прием - v - Отдача - о - Сальдо
Рис. 2.23. Динамика перетоков электроэнергии между УР и ФОРЭМ
С 1991 года наблюдается снижение поступления электроэнергии с
ФОРЭМ с 9410 млн. кВт.ч в 1991 году до 5791 млн. кВт.ч в 2000
году (в 1,62 раза) по следующим причинам:
- снижение дефицита электроэнергии в УР;
- снижение перетоков в дефицитные районы Кировской и Пермской
областей.
Снижение отдачи электроэнергии на ФОРЭМ благоприятно
сказывается на электросетевом хозяйстве УР. Во-первых,
разгружаются межсистемные ЛЭП, во-вторых, значительно снижаются
потери электроэнергии в сетях (квадратичная зависимость) и,
в-третьих, повышается надежность электроснабжения потребителей УР.
В таблице 2.13 приведена динамика поступления и потерь
электроэнергии в сетях электроснабжающих организаций. Самым
крупным поставщиком электроэнергии является ОАО "Удмуртэнерго",
остальные электроснабжающие организации являются перепродавцами,
получающими электроэнергию от ОАО "Удмуртэнерго". Мощности
предприятий значительно отличаются, самым крупным является МУП
"Ижевские электрические сети", которое транспортирует 952 млн.
кВт.ч в год, самое маленькое - МПП ЖКХ, с. Красногорье, с объемом
2,5 млн. кВт.ч в год. Следует отметить очень высокий процент
потерь электроэнергии в муниципальных предприятиях: Красногорье -
до 62%, Камбарка - до 43%, Игра - до 38%, Сарапул и Балезино - до
35% (рис. 2.24).
Изменение объемов транспортируемой электроэнергии в
электроснабжающих организациях определяется объемом потребления
муниципальными образованиями.
T----------------------------------¬
+------------------------------¬ ¦
МПП ЖКХ, с. Красногорье +------------------------------- ¦
+---------------------¬ 61,60¦
МУП "Камб. электросети" +---------------------- 43,17 ¦
+-----------------¬ ¦
МУП ЖКХ, п. Игра +------------------ 37,56 ¦
+----------------¬ ¦
БМП "Энергетик", п. Балезино +----------------- 34,88 ¦
+----------------¬ ¦
МУП "Горэлектросеть", +----------------- 34,69 ¦
г. Сарапул ¦ ¦
+---------------¬ ¦
МПП ЖКХ, п. Кизнер +---------------- 32,85 ¦
+-------------¬ ¦
МУП ЖКХ, с. Кез +-------------- 28,37 ¦
+------------¬ ¦
ДМУП ЖКХ, с. М. Пурга +------------- 25,00 ¦
+---------¬ ¦
МУП ЖКХ "Увинское" +---------- 19,59 ¦
+------¬ ¦
МУП "Ком. электросети", +------- 12,97 ¦
г. Глазов ¦ ¦
+-----¬ ¦
МУП ЖКХ, г. Можга +------ 11,27 ¦
+----¬ ¦
ОАО "Удмуртэнерго" +----- 9,44 ¦
+----¬ ¦
МУП "Вотк. гор. электросети" +----- 9,04 ¦
+--¬ ¦
РУМП ЖКХ Можгинского района +--- 5,77 ¦
+-¬ ¦
МУП "Ижевские электросети" +-- 2,52 ¦
+-----¬ ¦
В среднем по УР +------ 11,31 % ¦
+----T----T----T----T----T----T----+
0 10 20 30 40 50 60 70
Рис. 2.24. Потери в сетях электроснабжающих организаций УР
за 2000 год
Таблица 2.13
Динамика поступления и потерь электроэнергии в сетях
электроснабжающих организаций
---T------------T---------T---------T-----------------------------------------------¬
¦ N¦Электроснаб-¦Показа- ¦ Единица ¦ Год ¦
¦ ¦жающая ¦тель ¦измерения+-------T-------T-------T-------T-------T-------+
¦ ¦организация ¦ ¦ ¦ 1995 ¦ 1996 ¦ 1997 ¦ 1998 ¦ 1999 ¦ 2000 ¦
+--+------------+---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ I¦ II ¦ III ¦ IV ¦ V ¦ VI ¦ VII ¦ VII ¦ VIII ¦ IX ¦
+--+------------+---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ 1¦ОАО "Удмурт-¦Поступле-¦млн кВт.ч¦6584,1 ¦6361,5 ¦6401,3 ¦6213,4 ¦6304,5 ¦6662,2 ¦
¦ ¦энерго" ¦ние всего¦ ¦ <*> ¦ <*> ¦ <*> ¦ <*> ¦ ¦ ¦
¦ ¦ +---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦ ¦Полезный ¦млн кВт.ч¦6033,4 ¦5792 ¦5831,6 ¦5595 ¦5687,9 ¦6033,2 ¦
¦ ¦ ¦отпуск ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ +---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦ ¦Потери в ¦млн кВт.ч¦ 550,7 ¦ 569,5 ¦ 569,7 ¦ 618,4 ¦ 616,6 ¦ 629 ¦
¦ ¦ ¦сети +---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦ ¦ ¦ % ¦ 8,36¦ 8,95¦ 8,90¦ 9,95¦ 9,78¦ 9,44¦
+--+------------+---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ 2¦МУП ¦Поступле-¦млн кВт.ч¦ 806,3 ¦ 830,8 ¦ 871,8 ¦ 895,2 ¦ 913,7 ¦ 952,1 ¦
¦ ¦"Ижевские ¦ние всего¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦электричес- +---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦кие сети" ¦Полезный ¦млн кВт.ч¦ 746,6 ¦ 789,3 ¦ 824,7 ¦ 830,6 ¦ 830,6 ¦ 928,1 ¦
¦ ¦ ¦отпуск ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ +---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦ ¦Потери в ¦млн кВт.ч¦ 59,7 ¦ 41,5 ¦ 47,1 ¦ 64,6 ¦ 83,1 ¦ 24,0 ¦
¦ ¦ ¦сети +---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦ ¦ ¦ % ¦ 7,40¦ 5,00¦ 5,40¦ 7,22¦ 9,09¦ 2,52¦
+--+------------+---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ 3¦МУП ¦Поступле-¦млн кВт.ч¦ 74,2 ¦ 96,1 ¦ 126,6 ¦ 128,7 ¦ 132,8 ¦ 132,7 ¦
¦ ¦"Воткинские ¦ние всего¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦городские +---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦электричес- ¦Полезный ¦млн кВт.ч¦ 65,8 ¦ 88,3 ¦ 115,2 ¦ 116 ¦ 120,4 ¦ 120,7 ¦
¦ ¦кие сети" ¦отпуск ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ +---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦ ¦Потери в ¦млн кВт.ч¦ 8,4 ¦ 7,8 ¦ 11,4 ¦ 12,7 ¦ 12,4 ¦ 12 ¦
¦ ¦ ¦сети +---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦ ¦ ¦ % ¦ 11,32¦ 8,12¦ 9,00¦ 9,87¦ 9,34¦ 9,04¦
+--+------------+---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ 4¦МУП "Комму- ¦Поступле-¦млн кВт.ч¦ 149,5 ¦ 148,5 ¦ 150,7 ¦ 146,5 ¦ 148,3 ¦ 148,8 ¦
¦ ¦нальные ¦ние всего¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦электричес- +---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦кие сети", ¦Полезный ¦млн кВт.ч¦ 131,3 ¦ 129,7 ¦ 126,8 ¦ 121,4 ¦ 122,9 ¦ 129,5 ¦
¦ ¦г. Глазов ¦отпуск ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ +---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦ ¦Потери в ¦млн кВт.ч¦ 18,2 ¦ 18,8 ¦ 23,9 ¦ 25,1 ¦ 25,4 ¦ 19,3 ¦
¦ ¦ ¦сети +---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦ ¦ ¦ % ¦ 12,17¦ 12,66¦ 15,86¦ 17,13¦ 17,13¦ 12,97¦
+--+------------+---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ 5¦МУП ¦Поступле-¦млн кВт.ч¦ - ¦ 152,8 ¦ 166,5 ¦ 175,1 ¦ 182,6 ¦ 184,5 ¦
¦ ¦"Горэлектро-¦ние всего¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦сеть", +---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦г. Сарапул ¦Полезный ¦млн кВт.ч¦ - ¦ 121,6 ¦ 123,7 ¦ 123,1 ¦ 136,1 ¦ 120,5 ¦
¦ ¦ ¦отпуск ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ +---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦ ¦Потери в ¦млн кВт.ч¦ - ¦ 31,2 ¦ 42,8 ¦ 52,0 ¦ 46,5 ¦ 64 ¦
¦ ¦ ¦сети +---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦ ¦ ¦ % ¦ - ¦ 20,40¦ 25,70¦ 29,70¦ 25,47¦ 34,69¦
+--+------------+---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ 6¦МУП ¦Поступле-¦млн кВт.ч¦ 21,6 ¦ 24,3 ¦ 25,4 ¦ 25,6 ¦ 29,1 ¦ 27,8 ¦
¦ ¦"Камбарские ¦ние всего¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦электричес- +---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦кие сети" ¦Полезный ¦млн кВт.ч¦ 15,3 ¦ 14,8 ¦ 15 ¦ 14,4 ¦ 14,4 ¦ 15,8 ¦
¦ ¦ ¦отпуск ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ +---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦ ¦Потери в ¦млн кВт.ч¦ 6,3 ¦ 9,5 ¦ 10,4 ¦ 11,2 ¦ 14,7 ¦ 12 ¦
¦ ¦ ¦сети +---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦ ¦ ¦ % ¦ 29,17¦ 39,09¦ 40,94¦ 43,75¦ 50,52¦ 43,17¦
+--+------------+---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ 7¦МУП ЖКХ, ¦Поступле-¦млн кВт.ч¦ 69,4 ¦ 72,5 ¦ 73,8 ¦ 72,8 ¦ 72 ¦ 75,4 ¦
¦ ¦г. Можга ¦ние всего¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ +---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦ ¦Полезный ¦млн кВт.ч¦ 59,4 ¦ 63,1 ¦ 65,5 ¦ 63,4 ¦ 64 ¦ 66,9 ¦
¦ ¦ ¦отпуск ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ +---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦ ¦Потери в ¦млн кВт.ч¦ 10 ¦ 9,4 ¦ 8,3 ¦ 9,4 ¦ 8 ¦ 8,5 ¦
¦ ¦ ¦сети +---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦ ¦ ¦ % ¦ 14,41¦ 12,97¦ 11,25¦ 12,91¦ 11,11¦ 11,27¦
+--+------------+---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ 8¦РУМП ЖКХ ¦Поступле-¦млн кВт.ч¦ 6,2 ¦ 6,0 ¦ 5,6 ¦ 5,4 ¦ 5,5 ¦ 5,2 ¦
¦ ¦Можгинского ¦ние всего¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦района +---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦ ¦Полезный ¦млн кВт.ч¦ 5,5 ¦ 5,4 ¦ 5,1 ¦ 5,0 ¦ 4,8 ¦ 4,9 ¦
¦ ¦ ¦отпуск ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ +---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦ ¦Потери в ¦млн кВт.ч¦ 0,7 ¦ 0,6 ¦ 0,5 ¦ 0,4 ¦ 0,7 ¦ 0,3 ¦
¦ ¦ ¦сети +---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦ ¦ ¦ % ¦ 11,29¦ 10,00¦ 8,93¦ 7,41¦ 12,73¦ 5,77¦
+--+------------+---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ 9¦БМП ¦Поступле-¦млн кВт.ч¦ 21,2 ¦ 23,9 ¦ 24,5 ¦ 26,9 ¦ 28,9 ¦ 28,1 ¦
¦ ¦"Энергетик" ¦ние всего¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦п. Балезино +---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦ ¦Полезный ¦млн кВт.ч¦ 15,1 ¦ 16 ¦ 17,6 ¦ 17,6 ¦ 19,2 ¦ 18,3 ¦
¦ ¦ ¦отпуск ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ +---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦ ¦Потери в ¦млн кВт.ч¦ 6,1 ¦ 7,9 ¦ 6,9 ¦ 9,3 ¦ 9,7 ¦ 9,8 ¦
¦ ¦ ¦сети +---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦ ¦ ¦ % ¦ 28,77¦ 33,05¦ 28,16¦ 34,57¦ 33,56¦ 34,88¦
+--+------------+---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦10¦МПП ЖКХ с. ¦Поступле-¦млн кВт.ч¦ 2,5 ¦ 2,5 ¦ 2,5 ¦ 2,5 ¦ 2,5 ¦ 2,5 ¦
¦ ¦Красногорье ¦ние всего¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ +---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦ ¦Полезный ¦млн кВт.ч¦ 0,96¦ 0,96¦ 0,96¦ 0,96¦ 0,96¦ 0,96¦
¦ ¦ ¦отпуск ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ +---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦ ¦Потери в ¦млн кВт.ч¦ 1,54¦ 1,54¦ 1,54¦ 1,54¦ 1,54¦ 1,54¦
¦ ¦ ¦сети +---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦ ¦ ¦ % ¦ 61,60¦ 61,60¦ 61,60¦ 61,60¦ 61,60¦ 61,60¦
+--+------------+---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦11¦МПП ЖКХ ¦Поступле-¦млн кВт.ч¦ 13,7 ¦ 14,2 ¦ 14,5 ¦ 14,8 ¦ 15,2 ¦ 13,7 ¦
¦ ¦п. Кизнер ¦ние всего¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ +---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦ ¦Полезный ¦млн кВт.ч¦ 9 ¦ 9,6 ¦ 9,9 ¦ 10,2 ¦ 10,2 ¦ 9,2 ¦
¦ ¦ ¦отпуск ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ +---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦ ¦Потери в ¦млн кВт.ч¦ 4,7 ¦ 4,6 ¦ 4,6 ¦ 4,6 ¦ 5 ¦ 4,5 ¦
¦ ¦ ¦сети +---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦ ¦ ¦ % ¦ 34,31¦ 32,39¦ 31,72¦ 31,08¦ 32,89¦ 32,85¦
+--+------------+---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦12¦ДМУП ЖКХ ¦Поступле-¦млн кВт.ч¦ 4,9 ¦ 4,9 ¦ 4,9 ¦ 4,9 ¦ 4,9 ¦ 4,9 ¦
¦ ¦с. М. Пурга ¦ние всего¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ +---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦ ¦Полезный ¦млн кВт.ч¦ 3,6 ¦ 3,6 ¦ 3,6 ¦ 3,6 ¦ 3,6 ¦ 3,6 ¦
¦ ¦ ¦отпуск ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ +---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦ ¦Потери в ¦млн кВт.ч¦ 1,2 ¦ 1,2 ¦ 1,2 ¦ 1,2 ¦ 1,2 ¦ 1,2 ¦
¦ ¦ ¦сети +---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦ ¦ ¦ % ¦ 25,00¦ 25,00¦ 25,00¦ 25,00¦ 25,00¦ 25,00¦
+--+------------+---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦13¦МУП ЖКХ ¦Поступле-¦млн кВт.ч¦ 34,4 ¦ 38,5 ¦ 37,9 ¦ 41,1 ¦ 42,1 ¦ 43,4 ¦
¦ ¦"Увинское" ¦ние всего¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ +---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦ ¦Полезный ¦млн кВт.ч¦ 30,3 ¦ 32,3 ¦ 31,7 ¦ 35,5 ¦ 35,3 ¦ 34,9 ¦
¦ ¦ ¦отпуск ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ +---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦ ¦Потери в ¦млн кВт.ч¦ 4,1 ¦ 6,2 ¦ 6,2 ¦ 5,6 ¦ 6,8 ¦ 8,5 ¦
¦ ¦ ¦сети +---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦ ¦ ¦ % ¦ 11,92¦ 16,10¦ 16,36¦ 13,63¦ 16,15¦ 19,59¦
+--+------------+---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦14¦МУП ЖКХ ¦Поступле-¦млн кВт.ч¦ 33,10¦ 34,7 ¦ 38,7 ¦ 45,3 ¦ 45,0 ¦ 45,0 ¦
¦ ¦п. Игра ¦ние всего¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ +---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦ ¦Полезный ¦млн кВт.ч¦ 27,9 ¦ 27,0 ¦ 28,8 ¦ 32,1 ¦ 31,1 ¦ 28,1 ¦
¦ ¦ ¦отпуск ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ +---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦ ¦Потери в ¦млн кВт.ч¦ 5,2 ¦ 7,7 ¦ 9,9 ¦ 13,2 ¦ 13,9 ¦ 16,9 ¦
¦ ¦ ¦сети +---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦ ¦ ¦ % ¦ 15,71¦ 22,19¦ 25,58¦ 29,14¦ 30,89¦ 37,56¦
+--+------------+---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦15¦МУП ЖКХ ¦Поступле-¦млн кВт.ч¦ 15,8 ¦ 17,3 ¦ 18,5 ¦ 20,5 ¦ 22,6 ¦ 21,5 ¦
¦ ¦с. Кез ¦ние всего¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ +---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦ ¦Полезный ¦млн кВт.ч¦ 12,9 ¦ 12,5 ¦ 12,2 ¦ 12,9 ¦ 15,8 ¦ 15,4 ¦
¦ ¦ ¦отпуск ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ +---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦ ¦Потери в ¦млн кВт.ч¦ 2,9 ¦ 4,8 ¦ 6,3 ¦ 7,6 ¦ 6,8 ¦ 6,1 ¦
¦ ¦ ¦сети +---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦ ¦ ¦ % ¦ 18,35¦ 27,75¦ 34,05¦ 37,07¦ 30,09¦ 28,37¦
+--+------------+---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦ В целом по¦Потери в ¦млн кВт.ч¦ 679,7 ¦ 722,2 ¦ 750,7 ¦ 836,8 ¦ 852,3 ¦ 817,6 ¦
¦ ¦ УР¦сети +---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦ ¦ ¦ % ¦ 10,32¦ 10,86¦ 11,06¦ 12,63¦ 12,78¦ 11,31¦
L--+------------+---------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+--------
Источник: электроснабжающие организации.
--------------------------------
<*> В т.ч. производственные нужды.
Структура потребления электроэнергии административными
районами и городами УР на основании данных энергосбыта ОАО
"Удмуртэнерго" показана на рис. 2.25.
г. Ижевск 36,1%
г. Воткинск 6,3%
г. Глазов 6,6%
г. Можга 1,9%
г. Сарапул 8,3%
Алнашский 0,8%
Балезинский 2,4%
Вавожский 0,7%
Воткинский 2,2%
Глазовский 2,2%
Граховский 0,4%
Дебесский 0,7%
Завьяловский 3,8%
Игринский 4,2%
Камбарский 1,0%
Каракулинский 0,8%
Кезский 1,8%
Кизнерский 0,7%
Киясовский 0,6%
Красногорский 0,5%
М. - Пургинский 1,6%
Можгинский 4,6%
Сарапульский 3,6%
Селтинский 0,5%
Сюмсинский 0,5%
Увинский 2,6%
Шарканский 0,7%
Юкаменский 0,5%
Як - Бодьинский 2,7%
Ярский 0,6%
Рис. 2.25. Структура потребления электроэнергии
административными районами и городами УР за 2000 год
2.2.2.4. Анализ суточных графиков электрической нагрузки
Анализ проводился на основании данных электропотребления
характерных дней недели (рабочий день - четверг, выходной день -
воскресенье) в зимний период 2000 года и летний период 2001 года.
Соответствующая информация представлена в таблицах 2.14 - 2.15 и
на рис. 2.26 - 2.29.
Конфигурация суточных графиков зимнего и летнего периодов
практически не отличается. В рабочий день зимнего месяца четко
выражен утренний максимум с 9-00 до 12-00 ч., затем после
незначительного снижения до 22-00 ч. нагрузка более - менее
равномерна. В зимнее время незначительно выражен вечерний
максимум, летом он отсутствует. Такое поведение графиков нагрузки
является характерным в течение последних 10 лет.
Выравнивание суточного графика связано с падением производства
в промышленности. Максимальная нагрузка зимой 2000 года - 1159
МВт, летом 2001 года - 749 МВт. В выходные дни выраженных
максимумов нагрузки нет, незначительное увеличение нагрузки
наблюдается в вечернее время суток.
Коэффициент заполнения суточного графика (отношение
среднесуточной мощности к максимальной) в характерный рабочий день
зимнего времени равен 0,87, в характерный рабочий день летнего
времени - 0,85, в выходной день зимой - 0,86, в выходной день
летом - 0,90.
Коэффициент неравномерности суточного графика (отношение
минимальной мощности к максимальной) в рабочие дни зимой
составляет 0,70, летом - 0,68, в выходные дни зимой - 0,74, летом
- 0,78.
Конфигурация суточного графика мощности, получаемой с ФОРЭМ,
абсолютно повторяет конфигурацию суточного графика нагрузки УР,
т.к. собственные генерирующие мощности в течение суток в
нормальном режиме неизменны.
Таблица 2.14
Суточный график
нагрузки в характерные дни недели в зимний период, МВт
-----------T--------------------------T--------------------------¬
¦Время, час¦ Четверг, 21 декабря ¦ Воскресенье, 17 декабря ¦
¦ ¦ 2000 года ¦ 2000 года ¦
¦ +--------T-------T---------+--------T-------T---------+
¦ ¦Потреб- ¦ ФОРЭМ ¦Генерация¦Потреб- ¦ ФОРЭМ ¦Генерация¦
¦ ¦ление ¦ ¦ ¦ление ¦ ¦ ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 0:00 ¦ 936 ¦ 543 ¦ 393 ¦ 873 ¦ 485 ¦ 388 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 0:30 ¦ 901 ¦ 510 ¦ 391 ¦ 851 ¦ 458 ¦ 393 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 1:00 ¦ 890 ¦ 500 ¦ 390 ¦ 852 ¦ 462 ¦ 390 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 1:30 ¦ 863 ¦ 472 ¦ 391 ¦ 821 ¦ 434 ¦ 387 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 2:00 ¦ 845 ¦ 457 ¦ 388 ¦ 790 ¦ 404 ¦ 386 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 2:30 ¦ 846 ¦ 459 ¦ 387 ¦ 767 ¦ 382 ¦ 385 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 3:00 ¦ 850 ¦ 462 ¦ 388 ¦ 751 ¦ 367 ¦ 384 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 3:30 ¦ 832 ¦ 446 ¦ 386 ¦ 769 ¦ 387 ¦ 382 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 4:00 ¦ 823 ¦ 438 ¦ 385 ¦ 768 ¦ 384 ¦ 384 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 4:30 ¦ 827 ¦ 441 ¦ 386 ¦ 764 ¦ 382 ¦ 382 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 5:00 ¦ 829 ¦ 448 ¦ 381 ¦ 756 ¦ 374 ¦ 382 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 5:30 ¦ 826 ¦ 444 ¦ 382 ¦ 754 ¦ 374 ¦ 380 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 6:00 ¦ 826 ¦ 443 ¦ 383 ¦ 750 ¦ 368 ¦ 382 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 6:30 ¦ 841 ¦ 462 ¦ 379 ¦ 751 ¦ 374 ¦ 377 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 7:00 ¦ 862 ¦ 480 ¦ 382 ¦ 756 ¦ 377 ¦ 379 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 7:30 ¦ 909 ¦ 525 ¦ 384 ¦ 788 ¦ 407 ¦ 381 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 8:00 ¦ 979 ¦ 597 ¦ 382 ¦ 821 ¦ 441 ¦ 380 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 8:30 ¦ 1023 ¦ 640 ¦ 383 ¦ 824 ¦ 445 ¦ 379 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 9:00 ¦ 1064 ¦ 680 ¦ 384 ¦ 841 ¦ 459 ¦ 382 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 9:30 ¦ 1119 ¦ 735 ¦ 384 ¦ 860 ¦ 477 ¦ 383 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 10:00 ¦ 1151 ¦ 761 ¦ 390 ¦ 846 ¦ 465 ¦ 381 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 10:30 ¦ 1143 ¦ 749 ¦ 394 ¦ 861 ¦ 479 ¦ 382 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 11:00 ¦ 1159 ¦ 763 ¦ 396 ¦ 853 ¦ 470 ¦ 383 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 11:30 ¦ 1166 ¦ 763 ¦ 403 ¦ 861 ¦ 473 ¦ 388 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 12:00 ¦ 1173 ¦ 738 ¦ 435 ¦ 838 ¦ 454 ¦ 384 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 12:30 ¦ 1132 ¦ 697 ¦ 435 ¦ 864 ¦ 474 ¦ 390 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 13:00 ¦ 1101 ¦ 664 ¦ 437 ¦ 886 ¦ 490 ¦ 396 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 13:30 ¦ 1085 ¦ 647 ¦ 438 ¦ 885 ¦ 489 ¦ 396 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 14:00 ¦ 1060 ¦ 626 ¦ 434 ¦ 877 ¦ 479 ¦ 398 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 14:30 ¦ 1079 ¦ 643 ¦ 436 ¦ 872 ¦ 475 ¦ 397 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 15:00 ¦ 1096 ¦ 659 ¦ 437 ¦ 878 ¦ 487 ¦ 391 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 15:30 ¦ 1101 ¦ 668 ¦ 433 ¦ 883 ¦ 487 ¦ 396 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 16:00 ¦ 1112 ¦ 680 ¦ 432 ¦ 877 ¦ 482 ¦ 395 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 16:30 ¦ 1075 ¦ 683 ¦ 392 ¦ 896 ¦ 502 ¦ 394 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 17:00 ¦ 1095 ¦ 701 ¦ 394 ¦ 911 ¦ 518 ¦ 393 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 17:30 ¦ 1116 ¦ 715 ¦ 401 ¦ 952 ¦ 559 ¦ 393 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 18:00 ¦ 1134 ¦ 734 ¦ 400 ¦ 994 ¦ 601 ¦ 393 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 18:30 ¦ 1124 ¦ 724 ¦ 400 ¦ 1009 ¦ 613 ¦ 396 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 19:00 ¦ 1143 ¦ 741 ¦ 402 ¦ 954 ¦ 564 ¦ 390 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 19:30 ¦ 1122 ¦ 721 ¦ 401 ¦ 1012 ¦ 610 ¦ 402 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 20:00 ¦ 1120 ¦ 718 ¦ 402 ¦ 1006 ¦ 607 ¦ 399 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 20:30 ¦ 1119 ¦ 718 ¦ 401 ¦ 1003 ¦ 603 ¦ 400 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 21:00 ¦ 1098 ¦ 697 ¦ 401 ¦ 992 ¦ 595 ¦ 397 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 21:30 ¦ 1086 ¦ 685 ¦ 401 ¦ 964 ¦ 565 ¦ 399 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 22:00 ¦ 1060 ¦ 659 ¦ 401 ¦ 962 ¦ 564 ¦ 398 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 22:30 ¦ 1041 ¦ 636 ¦ 405 ¦ 952 ¦ 557 ¦ 395 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 23:00 ¦ 994 ¦ 592 ¦ 402 ¦ 935 ¦ 537 ¦ 398 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 23:30 ¦ 999 ¦ 594 ¦ 405 ¦ 914 ¦ 518 ¦ 396 ¦
L----------+--------+-------+---------+--------+-------+----------
Источник: ОАО "Удмуртэнерго".
Рис. 2.26. Суточный график нагрузки зимнего рабочего дня
(21 декабря 2000 года) <*>
Рис. 2.27. Суточный график нагрузки зимнего выходного дня
(17 декабря 2000 года) <*>
--------------------------------
<*> Не приводится.
Таблица 2.15
Суточный график
нагрузки в характерные дни недели в летний период, МВт
-----------T--------------------------T--------------------------¬
¦Время, час¦ Четверг, 21 июня ¦ Воскресенье, 17 июня ¦
¦ ¦ 2001 года ¦ 2001 года ¦
¦ +--------T-------T---------+--------T-------T---------+
¦ ¦потреб- ¦сальдо ¦генерация¦потреб- ¦сальдо ¦генерация¦
¦ ¦ление ¦ ¦ ¦ление ¦ ¦ ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 0:00 ¦ 626 ¦ 499 ¦ 127 ¦ 556 ¦ 459 ¦ 97 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 0:30 ¦ 592 ¦ 470 ¦ 122 ¦ 607 ¦ 476 ¦ 131 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 1:00 ¦ 590 ¦ 465 ¦ 125 ¦ 593 ¦ 463 ¦ 130 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 1:30 ¦ 571 ¦ 447 ¦ 124 ¦ 524 ¦ 396 ¦ 128 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 2:00 ¦ 559 ¦ 437 ¦ 122 ¦ 537 ¦ 411 ¦ 126 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 2:30 ¦ 532 ¦ 410 ¦ 122 ¦ 519 ¦ 389 ¦ 130 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 3:00 ¦ 519 ¦ 399 ¦ 120 ¦ 515 ¦ 383 ¦ 132 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 3:30 ¦ 517 ¦ 395 ¦ 122 ¦ 513 ¦ 382 ¦ 131 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 4:00 ¦ 516 ¦ 394 ¦ 122 ¦ 509 ¦ 378 ¦ 131 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 4:30 ¦ 522 ¦ 400 ¦ 122 ¦ 487 ¦ 358 ¦ 129 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 5:00 ¦ 519 ¦ 398 ¦ 121 ¦ 480 ¦ 351 ¦ 129 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 5:30 ¦ 507 ¦ 385 ¦ 122 ¦ 483 ¦ 353 ¦ 130 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 6:00 ¦ 512 ¦ 391 ¦ 121 ¦ 477 ¦ 347 ¦ 130 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 6:30 ¦ 512 ¦ 130 ¦ 122 ¦ 488 ¦ 356 ¦ 132 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 7:00 ¦ 519 ¦ 397 ¦ 122 ¦ 489 ¦ 361 ¦ 128 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 7:30 ¦ 565 ¦ 439 ¦ 126 ¦ 508 ¦ 378 ¦ 130 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 8:00 ¦ 576 ¦ 450 ¦ 126 ¦ 509 ¦ 380 ¦ 129 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 8:30 ¦ 619 ¦ 495 ¦ 124 ¦ 514 ¦ 387 ¦ 127 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 9:00 ¦ 636 ¦ 509 ¦ 127 ¦ 521 ¦ 392 ¦ 129 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 9:30 ¦ 684 ¦ 560 ¦ 124 ¦ 535 ¦ 410 ¦ 125 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 10:00 ¦ 744 ¦ 578 ¦ 166 ¦ 546 ¦ 417 ¦ 129 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 10:30 ¦ 743 ¦ 574 ¦ 169 ¦ 556 ¦ 433 ¦ 123 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 11:00 ¦ 749 ¦ 581 ¦ 168 ¦ 563 ¦ 434 ¦ 129 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 11:30 ¦ 737 ¦ 607 ¦ 130 ¦ 528 ¦ 452 ¦ 130 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 12:00 ¦ 742 ¦ 613 ¦ 129 ¦ 578 ¦ 448 ¦ 130 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 12:30 ¦ 738 ¦ 607 ¦ 131 ¦ 570 ¦ 436 ¦ 134 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 13:00 ¦ 726 ¦ 598 ¦ 128 ¦ 564 ¦ 433 ¦ 131 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 13:30 ¦ 709 ¦ 579 ¦ 130 ¦ 558 ¦ 425 ¦ 133 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 14:00 ¦ 711 ¦ 582 ¦ 129 ¦ 565 ¦ 432 ¦ 133 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 14:30 ¦ 740 ¦ 611 ¦ 129 ¦ 580 ¦ 449 ¦ 131 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 15:00 ¦ 746 ¦ 619 ¦ 127 ¦ 579 ¦ 448 ¦ 131 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 15:30 ¦ 726 ¦ 599 ¦ 127 ¦ 558 ¦ 427 ¦ 131 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 16:00 ¦ 731 ¦ 605 ¦ 126 ¦ 553 ¦ 420 ¦ 133 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 16:30 ¦ 730 ¦ 603 ¦ 127 ¦ 542 ¦ 409 ¦ 133 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 17:00 ¦ 720 ¦ 594 ¦ 126 ¦ 544 ¦ 413 ¦ 131 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 17:30 ¦ 682 ¦ 555 ¦ 127 ¦ 564 ¦ 430 ¦ 134 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 18:00 ¦ 676 ¦ 550 ¦ 126 ¦ 565 ¦ 431 ¦ 134 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 18:30 ¦ 657 ¦ 531 ¦ 126 ¦ 559 ¦ 427 ¦ 132 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 19:00 ¦ 659 ¦ 533 ¦ 126 ¦ 556 ¦ 425 ¦ 131 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 19:30 ¦ 654 ¦ 527 ¦ 127 ¦ 551 ¦ 418 ¦ 133 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 20:00 ¦ 659 ¦ 533 ¦ 126 ¦ 544 ¦ 411 ¦ 133 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 20:30 ¦ 648 ¦ 519 ¦ 129 ¦ 559 ¦ 425 ¦ 134 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 21:00 ¦ 644 ¦ 518 ¦ 126 ¦ 567 ¦ 435 ¦ 132 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 21:30 ¦ 648 ¦ 520 ¦ 128 ¦ 582 ¦ 447 ¦ 135 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 22:00 ¦ 635 ¦ 507 ¦ 128 ¦ 584 ¦ 449 ¦ 135 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 22:30 ¦ 632 ¦ 505 ¦ 127 ¦ 592 ¦ 456 ¦ 136 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 23:00 ¦ 634 ¦ 503 ¦ 131 ¦ 598 ¦ 466 ¦ 132 ¦
+----------+--------+-------+---------+--------+-------+---------+
¦ 23:30 ¦ 645 ¦ 517 ¦ 128 ¦ 608 ¦ 474 ¦ 134 ¦
L----------+--------+-------+---------+--------+-------+----------
Источник: ОАО "Удмуртэнерго".
Рис. 2.28. Суточный график нагрузки летнего рабочего дня
(21 июня 2001 года) <*>
Рис. 2.29. Суточный график нагрузки летнего выходного дня
(17 июня 2001 года) <*>
--------------------------------
<*> Не приводится.
Если условно разделить суточный график нагрузки на три части:
базовую, полупиковую и пиковую, - то потребляемая за сутки
электроэнергия распределится следующим образом (см. таблицу 2.16).
Таблица 2.16
Условное разделение суточного графика нагрузки
-----------------------T--------------------T--------------------¬
¦ Нагрузка ¦ Зима, % ¦ Лето, % ¦
+----------------------+--------------------+--------------------+
¦Базовая ¦ 81,0 ¦ 79,4 ¦
+----------------------+--------------------+--------------------+
¦Полупиковая ¦ 17,6 ¦ 13,4 ¦
+----------------------+--------------------+--------------------+
¦Пиковая ¦ 1,4 ¦ 7,2 ¦
L----------------------+--------------------+---------------------
Характеристики суточного графика потребления электроэнергии
характерных для зимних и летних дней недели представлены в таблице
2.17.
Характеристики суточных графиков электрической нагрузки УР
рабочего дня по месяцам 2000 - 2001 годов представлены в таблице
2.18.
Из-за большого объема информации по характеристикам суточных
графиков нагрузки по административным районам и городам приводятся
только максимальные и среднесуточные мощности (см. таблицу 2.19).
Следует обратить внимание на сезонное изменение нагрузок: в
сельскохозяйственных районах нагрузка изменяется в 2 - 3 раза, в
городах и районах, где имеются нефтепромыслы, - в 1,2 - 1,7 раза.
Таблица 2.17
Характеристики суточного графика потребления
электроэнергии для характерных зимних и летних дней недели
-------------T-------------------------------------T-------------------------------------¬
¦Характерис- ¦ Зима ¦ Лето ¦
¦тики +------------------T------------------+------------------T------------------+
¦ ¦ Четверг, 21 ¦ Воскресенье, 17 ¦ Четверг, ¦ Воскресенье, ¦
¦ ¦декабря 2000 года ¦декабря 2000 года ¦ 21 июня 2001 года¦ 17 июня 2001 года¦
¦ +------T-----T-----+------T-----T-----+------T-----T-----+------T-----T-----+
¦ ¦Потре-¦ФОРЭМ¦Гене-¦Потре-¦ФОРЭМ¦Гене-¦Потре-¦ФОРЭМ¦Гене-¦Потре-¦ФОРЭМ¦Гене-¦
¦ ¦бление¦ ¦рация¦бление¦ ¦рация¦бление¦ ¦рация¦бление¦ ¦рация¦
+------------+------+-----+-----+------+-----+-----+------+-----+-----+------+-----+-----+
¦Суточное ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦потребление,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦тыс. кВт.ч ¦ 24388¦14779¦20822¦ 15329¦12249¦ 3080¦ 11479¦ 9343¦ 9609¦ 13116¦ 9990¦ 3125¦
+------------+------+-----+-----+------+-----+-----+------+-----+-----+------+-----+-----+
¦Средняя мощ-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ность, МВт ¦ 1016¦ 616¦ 868¦ 639¦ 510¦ 128¦ 478¦ 389¦ 400¦ 546¦ 416¦ 130¦
+------------+------+-----+-----+------+-----+-----+------+-----+-----+------+-----+-----+
¦Максимальная¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦мощность, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦МВт ¦ 1173¦ 763¦ 1012¦ 749¦ 619¦ 169¦ 613¦ 402¦ 438¦ 608¦ 476¦ 136¦
+------------+------+-----+-----+------+-----+-----+------+-----+-----+------+-----+-----+
¦Минимальная ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦мощность, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦МВт ¦ 823¦ 438¦ 750¦ 507¦ 385¦ 120¦ 367¦ 377¦ 379¦ 447¦ 347¦ 97¦
+------------+------+-----+-----+------+-----+-----+------+-----+-----+------+-----+-----+
¦Базовая ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦часть, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦тыс. кВт.ч ¦ 19752 ¦ 18000 ¦ 12168 ¦ 10728 ¦
+------------+------------------+------------------+------------------+------------------+
¦Полупиковая ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦часть, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦тыс. кВт.ч ¦ 4297 ¦ 2822 ¦ 2059 ¦ 2388 ¦
+------------+------------------+------------------+------------------+------------------+
¦Пиковая ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦часть, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦тыс. кВт.ч ¦ 339 ¦ - ¦ 1102 ¦ - ¦
+------------+------------------+------------------+------------------+------------------+
¦Коэф. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦заполнения ¦ 0,87 ¦ 0,86 ¦ 0,85 ¦ 0,90 ¦
+------------+------------------+------------------+------------------+------------------+
¦Коэф. нерав-¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦номерности ¦ 0,70 ¦ 0,74 ¦ 0,68 ¦ 0,78 ¦
L------------+------------------+------------------+------------------+-------------------
Таблица 2.18
Характеристики суточных графиков электрической нагрузки УР
рабочего дня по месяцам 2000 - 2001 годов
---T--------------T-----------------------T---------------------------¬
¦ N¦ Месяц, год ¦ Потребление всего ¦ В т.ч. с ФОРЭМ ¦
¦ ¦ +------T-----T----T-----+------T----T-----T---T-----+
¦ ¦ ¦суточ-¦Pмакс¦ Pср¦ Кз ¦суточ-¦ % ¦Pмакс¦Pср¦ Кз ¦
¦ ¦ ¦ное ¦ ¦ ¦ ¦ное ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ +------+-----+----+ +------+ +-----+---+ ¦
¦ ¦ ¦ тыс. ¦ МВт ¦ МВт¦ ¦ тыс. ¦ ¦ МВт ¦МВт¦ ¦
¦ ¦ ¦кВт.ч ¦ ¦ ¦ ¦кВт.ч ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+--------------+------+-----+----+-----+------+----+-----+---+-----+
¦ 1¦Январь, 2001 ¦ 23114¦ 1104¦ 964¦0,873¦ 14466¦62,6¦ 735¦603¦0,820¦
+--+--------------+------+-----+----+-----+------+----+-----+---+-----+
¦ 2¦Февраль, 2001 ¦ 24374¦ 1151¦1016¦0,883¦ 13775¦56,5¦ 712¦574¦0,806¦
+--+--------------+------+-----+----+-----+------+----+-----+---+-----+
¦ 3¦Март, 2001 ¦ 22618¦ 1059¦ 942¦0,890¦ 13041¦57,7¦ 653¦543¦0,832¦
+--+--------------+------+-----+----+-----+------+----+-----+---+-----+
¦ 4¦Апрель, 2001 ¦ 19215¦ 950¦ 801¦0,843¦ 11150¦58,0¦ 560¦465¦0,830¦
+--+--------------+------+-----+----+-----+------+----+-----+---+-----+
¦ 5¦Май, 2001 ¦ 16833¦ 845¦ 701¦0,830¦ 12483¦74,2¦ 663¦520¦0,784¦
+--+--------------+------+-----+----+-----+------+----+-----+---+-----+
¦ 6¦Июнь, 2001 ¦ 15329¦ 749¦ 639¦0,853¦ 12249¦79,9¦ 619¦510¦0,824¦
+--+--------------+------+-----+----+-----+------+----+-----+---+-----+
¦ 7¦Июль, 2001 ¦ 15523¦ 737¦ 647¦0,878¦ 11086¦71,4¦ 555¦462¦0,832¦
+--+--------------+------+-----+----+-----+------+----+-----+---+-----+
¦ 8¦Август, 2001 ¦ 16706¦ 816¦ 696¦0,853¦ 13546¦81,1¦ 690¦564¦0,817¦
+--+--------------+------+-----+----+-----+------+----+-----+---+-----+
¦ 9¦Сентябрь, 2001¦ 17741¦ 862¦ 739¦0,857¦ 11174¦63,0¦ 579¦466¦0,805¦
+--+--------------+------+-----+----+-----+------+----+-----+---+-----+
¦10¦Октябрь, 2000 ¦ 20726¦ 969¦ 864¦0,892¦ 11950¦57,7¦ 595¦498¦0,837¦
+--+--------------+------+-----+----+-----+------+----+-----+---+-----+
¦11¦Ноябрь, 2000 ¦ 25699¦ 1214¦1071¦0,882¦ 16743¦65,2¦ 842¦690¦0,819¦
+--+--------------+------+-----+----+-----+------+----+-----+---+-----+
¦12¦Декабрь, 2000 ¦ 24388¦ 1173¦1016¦0,866¦ 14779¦60,6¦ 763¦616¦0,807¦
L--+--------------+------+-----+----+-----+------+----+-----+---+------
Таблица 2.19
Характеристики суточных графиков электрической нагрузки
по районам и городам УР рабочего дня по месяцам, МВт
---T--------------T--------------------------------------------------------------------------------------------------------------T-------------------------------------¬
¦ N¦Районы, города¦ Месяцы 2001 года ¦ Месяцы 2000 года ¦
¦ ¦ +------------T------------T------------T-----------T-----------T-----------T-----------T-----------T-----------+-----------T------------T------------+
¦ ¦ ¦ январь ¦ февраль ¦ март ¦ апрель ¦ май ¦ июнь ¦ июль ¦ август ¦ сентябрь ¦ октябрь ¦ ноябрь ¦ декабрь ¦
¦ ¦ +------T-----+------T-----+------T-----+-----T-----+-----T-----+-----T-----+-----T-----+-----T-----+-----T-----+-----T-----+------T-----+------T-----+
¦ ¦ ¦ Рмакс¦ Рср ¦ Рмакс¦ Рср ¦ Рмакс¦ Рср ¦Рмакс¦ Рср ¦Рмакс¦ Рср ¦Рмакс¦ Рср ¦Рмакс¦ Рср ¦Рмакс¦ Рср ¦Рмакс¦ Рср ¦Рмакс¦ Рср ¦ Рмакс¦ Рср ¦ Рмакс¦ Рср ¦
+--+--------------+------+-----+------+-----+------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------+-----+------+-----+
¦ 1¦Алнашский ¦ 10,9¦ 8,6¦ 11,0¦ 8,1¦ 10,3¦ 7,7¦ 7,8¦ 5,6¦ 6,5¦ 5,0¦ 4,5¦ 3,4¦ 3,7¦ 2,9¦ 4,4¦ 3,2¦ 4,5¦ 3,6¦ 7,0¦ 5,7¦ 10,0¦ 7,2¦ 10,3¦ 8,0¦
+--+--------------+------+-----+------+-----+------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------+-----+------+-----+
¦ 2¦Балезинский ¦ 28,4¦ 22,3¦ 28,0¦ 20,7¦ 25,9¦ 19,4¦ 22,3¦ 16,0¦ 19,5¦ 14,9¦ 17,0¦ 13,0¦ 16,0¦ 12,2¦ 19,1¦ 13,9¦ 19,0¦ 15,4¦ 22,3¦ 18,0¦ 31,3¦ 22,5¦ 29,7¦ 23,0¦
+--+--------------+------+-----+------+-----+------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------+-----+------+-----+
¦ 3¦Вавожский ¦ 8,9¦ 7,0¦ 8,8¦ 6,5¦ 8,0¦ 6,0¦ 6,0¦ 4,3¦ 5,0¦ 3,8¦ 3,7¦ 2,9¦ 3,8¦ 2,9¦ 4,5¦ 3,3¦ 4,4¦ 3,6¦ 5,9¦ 4,8¦ 8,5¦ 6,1¦ 8,8¦ 6,8¦
+--+--------------+------+-----+------+-----+------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------+-----+------+-----+
¦ 4¦Воткинский ¦ 22,2¦ 17,4¦ 24,1¦ 17,9¦ 22,5¦ 16,8¦ 19,6¦ 14,0¦ 19,0¦ 14,5¦ 19,4¦ 14,8¦ 17,7¦ 13,5¦ 20,3¦ 14,8¦ 22,0¦ 17,8¦ 22,4¦ 18,1¦ 23,9¦ 17,2¦ 22,6¦ 17,5¦
+--+--------------+------+-----+------+-----+------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------+-----+------+-----+
¦ 5¦Глазовский ¦ 25,4¦ 20,0¦ 24,1¦ 17,9¦ 23,9¦ 17,9¦ 20,9¦ 15,0¦ 19,9¦ 15,2¦ 16,7¦ 12,8¦ 16,4¦ 12,5¦ 19,0¦ 13,9¦ 19,1¦ 15,5¦ 19,1¦ 15,4¦ 25,4¦ 18,3¦ 25,4¦ 19,7¦
+--+--------------+------+-----+------+-----+------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------+-----+------+-----+
¦ 6¦Граховский ¦ 5,9¦ 4,6¦ 5,8¦ 4,3¦ 5,4¦ 4,0¦ 3,9¦ 2,8¦ 3,7¦ 2,8¦ 2,7¦ 2,1¦ 2,2¦ 1,7¦ 2,8¦ 2,0¦ 2,9¦ 2,4¦ 3,8¦ 3,1¦ 5,1¦ 3,7¦ 5,2¦ 4,0¦
+--+--------------+------+-----+------+-----+------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------+-----+------+-----+
¦ 7¦Дебесский ¦ 10,4¦ 8,2¦ 11,7¦ 8,7¦ 12,1¦ 9,1¦ 5,2¦ 3,7¦ 5,2¦ 4,0¦ 4,3¦ 3,3¦ 4,6¦ 3,6¦ 3,5¦ 2,6¦ 4,2¦ 3,4¦ 6,9¦ 5,6¦ 9,4¦ 6,8¦ 10,2¦ 7,9¦
+--+--------------+------+-----+------+-----+------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------+-----+------+-----+
¦ 8¦Завьяловский ¦ 48,3¦ 37,9¦ 41,8¦ 30,9¦ 39,8¦ 29,8¦ 37,6¦ 27,0¦ 34,7¦ 26,5¦ 21,1¦ 16,1¦ 24,8¦ 19,0¦ 26,9¦ 19,7¦ 35,7¦ 28,9¦ 36,8¦ 29,8¦ 48,7¦ 35,1¦ 48,7¦ 37,7¦
+--+--------------+------+-----+------+-----+------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------+-----+------+-----+
¦ 9¦Игринский ¦ 47,1¦ 37,0¦ 49,2¦ 36,5¦ 46,5¦ 34,8¦ 41,2¦ 29,6¦ 37,4¦ 28,6¦ 32,1¦ 24,5¦ 31,5¦ 24,1¦ 36,3¦ 26,6¦ 34,8¦ 28,2¦ 39,8¦ 32,2¦ 49,0¦ 35,3¦ 48,5¦ 37,6¦
+--+--------------+------+-----+------+-----+------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------+-----+------+-----+
¦10¦Камбарский ¦ 3,1¦ 2,5¦ 3,3¦ 2,5¦ 4,3¦ 3,2¦ 3,8¦ 2,7¦ 3,1¦ 2,4¦ 3,1¦ 2,3¦ 2,4¦ 1,9¦ 2,6¦ 1,9¦ 3,6¦ 2,9¦ 4,3¦ 3,5¦ 6,3¦ 4,5¦ 6,5¦ 5,0¦
+--+--------------+------+-----+------+-----+------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------+-----+------+-----+
¦11¦Каракулинский ¦ 11,3¦ 8,9¦ 11,6¦ 8,6¦ 11,1¦ 8,3¦ 8,1¦ 5,8¦ 6,6¦ 5,1¦ 4,8¦ 3,7¦ 4,6¦ 3,5¦ 5,1¦ 3,7¦ 5,8¦ 4,7¦ 7,6¦ 6,2¦ 9,8¦ 7,1¦ 10,2¦ 7,9¦
+--+--------------+------+-----+------+-----+------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------+-----+------+-----+
¦12¦Кезский ¦ 20,0¦ 15,7¦ 20,0¦ 14,8¦ 19,1¦ 14,3¦ 17,5¦ 12,6¦ 15,9¦ 12,1¦ 14,0¦ 10,7¦ 13,9¦ 10,6¦ 15,8¦ 11,6¦ 15,7¦ 12,7¦ 17,2¦ 13,9¦ 21,9¦ 15,8¦ 21,5¦ 16,6¦
+--+--------------+------+-----+------+-----+------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------+-----+------+-----+
¦13¦Кизнерский ¦ 9,3¦ 7,3¦ 9,3¦ 6,9¦ 8,4¦ 6,3¦ 6,5¦ 4,7¦ 4,9¦ 3,7¦ 3,5¦ 2,7¦ 3,6¦ 2,7¦ 4,8¦ 3,5¦ 6,5¦ 5,3¦ 6,5¦ 5,3¦ 7,1¦ 5,1¦ 9,6¦ 7,4¦
+--+--------------+------+-----+------+-----+------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------+-----+------+-----+
¦14¦Киясовский ¦ 14,1¦ 11,0¦ 9,5¦ 7,0¦ 7,3¦ 5,5¦ 5,5¦ 3,9¦ 4,4¦ 3,3¦ 2,9¦ 2,2¦ 2,7¦ 2,1¦ 3,1¦ 2,3¦ 3,9¦ 3,2¦ 4,7¦ 3,8¦ 6,5¦ 4,7¦ 7,1¦ 5,5¦
+--+--------------+------+-----+------+-----+------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------+-----+------+-----+
¦15¦Красногорский ¦ 6,0¦ 4,7¦ 5,8¦ 4,3¦ 5,5¦ 4,1¦ 3,9¦ 2,8¦ 3,8¦ 2,9¦ 2,6¦ 1,9¦ 2,5¦ 1,9¦ 3,2¦ 2,3¦ 3,7¦ 3,0¦ 4,3¦ 3,5¦ 5,9¦ 4,2¦ 6,1¦ 4,7¦
+--+--------------+------+-----+------+-----+------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------+-----+------+-----+
¦16¦Можгинский ¦ 52,5¦ 41,2¦ 57,9¦ 42,9¦ 55,0¦ 41,1¦ 48,9¦ 35,1¦ 30,8¦ 23,5¦ 33,9¦ 25,9¦ 35,2¦ 27,0¦ 30,8¦ 22,5¦ 37,1¦ 30,0¦ 46,3¦ 37,4¦ 55,9¦ 40,2¦ 54,5¦ 42,2¦
+--+--------------+------+-----+------+-----+------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------+-----+------+-----+
¦17¦Малопургинский¦ 20,2¦ 15,8¦ 20,7¦ 15,3¦ 19,5¦ 14,6¦ 15,8¦ 11,3¦ 13,7¦ 10,5¦ 9,6¦ 7,4¦ 9,1¦ 7,0¦ 9,9¦ 7,3¦ 13,8¦ 11,1¦ 14,2¦ 11,5¦ 19,4¦ 14,0¦ 21,8¦ 16,9¦
+--+--------------+------+-----+------+-----+------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------+-----+------+-----+
¦18¦Сарапульский ¦ 42,0¦ 33,0¦ 43,6¦ 32,3¦ 40,8¦ 30,5¦ 37,1¦ 26,6¦ 32,2¦ 24,6¦ 26,2¦ 20,0¦ 26,8¦ 20,5¦ 29,0¦ 21,2¦ 28,6¦ 23,1¦ 31,0¦ 25,1¦ 42,7¦ 30,8¦ 43,1¦ 33,4¦
+--+--------------+------+-----+------+-----+------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------+-----+------+-----+
¦19¦Селтинский ¦ 7,1¦ 5,6¦ 7,0¦ 5,2¦ 6,4¦ 4,8¦ 4,9¦ 3,5¦ 4,1¦ 3,1¦ 2,9¦ 2,2¦ 2,5¦ 1,9¦ 3,1¦ 2,3¦ 3,4¦ 2,7¦ 4,4¦ 3,6¦ 6,2¦ 4,4¦ 6,7¦ 5,2¦
+--+--------------+------+-----+------+-----+------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------+-----+------+-----+
¦20¦Сюмсинский ¦ 6,8¦ 5,3¦ 7,1¦ 5,2¦ 6,5¦ 4,8¦ 5,3¦ 3,8¦ 4,0¦ 3,1¦ 3,1¦ 2,4¦ 3,0¦ 2,3¦ 3,3¦ 2,4¦ 3,6¦ 2,9¦ 4,3¦ 3,5¦ 5,6¦ 4,1¦ 5,8¦ 4,5¦
+--+--------------+------+-----+------+-----+------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------+-----+------+-----+
¦21¦Увинский ¦ 32,9¦ 25,8¦ 32,4¦ 24,0¦ 29,4¦ 22,0¦ 24,8¦ 17,8¦ 21,3¦ 16,3¦ 16,8¦ 12,9¦ 16,9¦ 12,9¦ 18,9¦ 13,8¦ 20,0¦ 16,2¦ 21,1¦ 17,1¦ 32,3¦ 23,2¦ 33,3¦ 25,8¦
+--+--------------+------+-----+------+-----+------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------+-----+------+-----+
¦22¦Шарканский ¦ 9,5¦ 7,4¦ 9,8¦ 7,3¦ 9,3¦ 6,9¦ 7,2¦ 5,2¦ 6,3¦ 4,8¦ 4,9¦ 3,7¦ 3,8¦ 2,9¦ 5,4¦ 3,9¦ 5,0¦ 4,1¦ 6,5¦ 5,2¦ 8,5¦ 6,1¦ 8,5¦ 6,5¦
+--+--------------+------+-----+------+-----+------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------+-----+------+-----+
¦23¦Юкаменский ¦ 7,2¦ 5,6¦ 7,0¦ 5,2¦ 5,9¦ 4,4¦ 4,3¦ 3,1¦ 2,4¦ 1,8¦ 1,8¦ 1,4¦ 2,2¦ 1,7¦ 2,8¦ 2,1¦ 3,5¦ 2,8¦ 4,1¦ 3,3¦ 6,0¦ 4,3¦ 6,6¦ 5,1¦
+--+--------------+------+-----+------+-----+------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------+-----+------+-----+
¦24¦Як. - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦Бодьинский ¦ 28,9¦ 22,7¦ 30,2¦ 22,4¦ 28,0¦ 20,9¦ 25,3¦ 18,2¦ 23,3¦ 17,8¦ 21,4¦ 16,3¦ 21,3¦ 16,3¦ 24,2¦ 17,7¦ 23,2¦ 18,8¦ 25,6¦ 20,8¦ 30,7¦ 22,1¦ 29,4¦ 22,7¦
+--+--------------+------+-----+------+-----+------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------+-----+------+-----+
¦25¦Ярский ¦ 9,2¦ 7,3¦ 9,0¦ 6,6¦ 7,9¦ 5,9¦ 5,9¦ 4,3¦ 4,4¦ 3,4¦ 3,4¦ 2,6¦ 3,1¦ 2,4¦ 4,1¦ 3,0¦ 4,3¦ 3,4¦ 6,0¦ 4,8¦ 8,8¦ 6,4¦ 8,5¦ 6,6¦
+--+--------------+------+-----+------+-----+------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------+-----+------+-----+
¦26¦г. Воткинск ¦ 63,5¦ 49,8¦ 69,2¦ 51,3¦ 63,5¦ 47,5¦ 53,7¦ 38,6¦ 48,9¦ 37,4¦ 46,5¦ 35,5¦ 45,9¦ 35,2¦ 57,7¦ 42,2¦ 56,1¦ 45,4¦ 68,0¦ 55,0¦ 84,1¦ 60,5¦ 74,7¦ 57,8¦
+--+--------------+------+-----+------+-----+------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------+-----+------+-----+
¦27¦г. Глазов ¦ 64,9¦ 50,9¦ 69,8¦ 51,7¦ 59,3¦ 44,3¦ 56,1¦ 40,3¦ 56,5¦ 43,1¦ 55,6¦ 42,4¦ 62,2¦ 47,7¦ 66,4¦ 48,6¦ 66,0¦ 53,4¦ 65,4¦ 53,0¦ 77,5¦ 55,8¦ 70,5¦ 54,5¦
+--+--------------+------+-----+------+-----+------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------+-----+------+-----+
¦28¦г. Ижевск ¦ 373,8¦293,5¦ 401,3¦297,2¦ 369,9¦276,7¦348,9¦250,6¦310,9¦237,5¦282,5¦215,6¦276,4¦211,7¦297,8¦217,8¦314,1¦254,0¦359,8¦291,1¦ 438,5¦315,5¦ 417,5¦323,2¦
+--+--------------+------+-----+------+-----+------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------+-----+------+-----+
¦29¦г. Камбарка ¦ 9,2¦ 7,2¦ 8,9¦ 6,6¦ 7,1¦ 5,3¦ 5,6¦ 4,1¦ 4,7¦ 3,6¦ 3,6¦ 2,8¦ 2,6¦ 2,0¦ 3,2¦ 2,3¦ 4,3¦ 3,5¦ 5,3¦ 4,3¦ 7,5¦ 5,4¦ 7,5¦ 5,8¦
+--+--------------+------+-----+------+-----+------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------+-----+------+-----+
¦30¦г. Можга ¦ 19,4¦ 15,2¦ 20,6¦ 15,2¦ 18,8¦ 14,1¦ 19,3¦ 13,8¦ 17,6¦ 13,4¦ 17,4¦ 13,3¦ 16,4¦ 12,6¦ 17,2¦ 12,6¦ 16,7¦ 13,5¦ 17,6¦ 14,2¦ 20,3¦ 14,6¦ 19,6¦ 15,2¦
+--+--------------+------+-----+------+-----+------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------+-----+------+-----+
¦31¦г. Сарапул ¦ 86,0¦ 67,5¦ 93,3¦ 69,1¦ 81,8¦ 61,2¦ 76,5¦ 54,9¦ 73,9¦ 56,4¦ 67,2¦ 51,3¦ 58,7¦ 44,9¦ 71,0¦ 51,9¦ 76,3¦ 61,7¦ 80,0¦ 64,7¦ 101,2¦ 72,8¦ 94,3¦ 73,0¦
+--+--------------+------+-----+------+-----+------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------+-----+------+-----+
¦ ¦ В целом по УР¦1104,2¦867,1¦1152,0¦853,1¦1059,0¦792,2¦949,3¦681,8¦844,8¦645,3¦749,4¦571,8¦736,3¦564,0¦816,2¦597,1¦861,9¦697,1¦968,3¦783,4¦1213,8¦873,5¦1172,5¦907,6¦
L--+--------------+------+-----+------+-----+------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------+-----+------+------
2.2.2.5. Анализ эффективности применения дифференцированных
тарифов для выравнивания графика нагрузки электрической энергии
Неравномерность потребления электрической энергии в течение
суток обусловлена естественным ритмом жизнедеятельности человека.
В течение суток объемы потребления электроэнергии изменяются с
явно выраженными зонами, а именно:
- ночной провал нагрузок, который длится примерно с 23-00 до
7-00 часов;
- утренний максимум нагрузок - с 7-00 до 11-00 часов;
- дневной провал нагрузок - с 11-00 до 16-00 часов;
- вечерний максимум нагрузок - с 16-00 до 23-00 часов.
Величина потребления мощности и конфигурация суточного графика
мощности приведены на рис. 2.26 - 2.29.
Специфика электроэнергетики такова, что поставщик
электроэнергии должен моментально реагировать (удовлетворять) на
спрос потребителя без предварительного уведомления. Нарушение
баланса генерации и потребления приводит к ухудшению качества
электроэнергии (при небольших небалансах) или к аварийным
ситуациям, повреждению электрооперирующего оборудования. Поэтому
электрогенерирующие предприятия обязаны иметь мощности, которые
могли бы удовлетворить любой спрос в электрической энергии и
мощности потребителя.
Минимальные установленные мощности на электрических станциях,
удовлетворяющие спрос на электроэнергию, будут при условии
равномерного потребления электроэнергии в течение суток, т.е. при
коэффициенте заполнения суточного графика нагрузки Кз = 1. Этого
можно достичь за счет изменения стоимости электроэнергии в течение
суток, т.е. в часы максимальных нагрузок, тариф на электроэнергию
значительно выше, чем в часы минимальных нагрузок. Таким образом,
можно стимулировать потребителя к изменению режима потребления
электроэнергии в течение суток.
В настоящее время действуют три вида тарифов, стимулирующих
выравнивание суточных графиков:
- двухставочный, когда оплата производится за заявленную
мощность и потребленную электроэнергию;
- дифференцированный по зонам суток - оплата производится по
разным тарифам за потребленную электроэнергию в течение суток
(часы максимальных нагрузок, минимальных нагрузок и в остальное
время);
- зонный - для потребителя, использующего электрическую
энергию для отопления.
Изменение режима потребления электроэнергии в течение суток
без существенного ухудшения социальных условий человека возможно в
настоящее время и в ближайшей перспективе на промышленных
предприятиях, имеющих большие единичные мощности
электроприемников. Потенциал выравнивания суточных графиков
приведен в таблице 2.20.
Для того чтобы достичь значения коэффициента заполнения
суточного графика, равного единице, потребуется перенести
потребление электроэнергии из зоны (с 7-00 до 11-00 часов и с
16-00 до 23-00 часов) максимальных нагрузок в зону минимальных
нагрузок (с 23-00 до 7-00 часов) порядка 270 млн. кВт.ч в год, что
составляет 10% электроэнергии, потребляемой промышленностью
Удмуртии.
За счет выравнивания суточного графика нагрузки можно ожидать:
- снижение максимальной потребляемой мощности (разность
месячных максимальной и средней нагрузок, см. таблицу 2.19) 90 -
150 МВт, что составит 12,2 - 12,7% от общего объема потребления
без снижения потребления электрической энергии;
- снижение нагрузки электросетевого оборудования (ЛЭП,
трансформаторы) и, как следствие, снижение технологически
неизбежных потерь электроэнергии в 2000 году примерно на 64,2 млн.
кВт.ч, что составит 8% от общих потерь электроэнергии 2000 года
(расчет проводился методом максимальных потерь электроэнергии
[11], при потреблении 6640 млн. кВт.ч в год, максимальной нагрузке
1200 МВт, времени максимальных потерь 3890 ч). С ростом нагрузки
эффект будет расти в квадратичной зависимости.
Таблица 2.20
Сведения о потенциале выравнивания суточных графиков
потребления электроэнергии
---T--------------T-----------T----------------T-----------------¬
¦ N¦ Месяц, год ¦ Снижение ¦ Сут. потребл. ¦ Мес. потребл. ¦
¦ ¦ ¦ мощности ¦эл. эн., в т.ч.:¦эл. эн., в т.ч.: ¦
¦ ¦ ¦ +--------T-------+--------T--------+
¦ ¦ ¦ ¦полупи- ¦пиковое¦полупи- ¦пиковое ¦
¦ ¦ ¦ ¦ковое ¦ ¦ковое ¦ ¦
¦ ¦ +-----T-----+--------+-------+--------+--------+
¦ ¦ ¦ МВт ¦ % ¦ млн ¦ млн ¦ млн ¦ млн ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ кВт.ч ¦ кВт.ч ¦ кВт.ч ¦ кВт.ч ¦
+--+--------------+-----+-----+--------+-------+--------+--------+
¦ 1¦Январь, 2001 ¦ 140 ¦ 12,7¦ 4072,5¦ 321,3¦ 85523,1¦ 6747,1¦
+--+--------------+-----+-----+--------+-------+--------+--------+
¦ 2¦Февраль, 2001 ¦ 135 ¦ 11,7¦ 4294,5¦ 338,8¦ 85890,7¦ 6776,1¦
+--+--------------+-----+-----+--------+-------+--------+--------+
¦ 3¦Март, 2001 ¦ 117 ¦ 11,0¦ 3985,1¦ 314,4¦ 83687,9¦ 6602,3¦
+--+--------------+-----+-----+--------+-------+--------+--------+
¦ 4¦Апрель, 2001 ¦ 149 ¦ 15,7¦ 3385,6¦ 267,1¦ 71096,6¦ 5609,0¦
+--+--------------+-----+-----+--------+-------+--------+--------+
¦ 5¦Май, 2001 ¦ 144 ¦ 17,0¦ 2261,0¦ 1210,1¦ 45220,4¦ 24202,4¦
+--+--------------+-----+-----+--------+-------+--------+--------+
¦ 6¦Июнь, 2001 ¦ 110 ¦ 14,7¦ 2059,0¦ 1102,0¦ 41180,0¦ 22040,0¦
+--+--------------+-----+-----+--------+-------+--------+--------+
¦ 7¦Июль, 2001 ¦ 90 ¦ 12,2¦ 2085,1¦ 1115,9¦ 45871,3¦ 24550,8¦
+--+--------------+-----+-----+--------+-------+--------+--------+
¦ 8¦Август, 2001 ¦ 120 ¦ 14,7¦ 2244,0¦ 1201,0¦ 51611,1¦ 27622,8¦
+--+--------------+-----+-----+--------+-------+--------+--------+
¦ 9¦Сентябрь, 2001¦ 123 ¦ 14,3¦ 2383,0¦ 1275,4¦ 47659,6¦ 25508,0¦
+--+--------------+-----+-----+--------+-------+--------+--------+
¦10¦Октябрь, 2000 ¦ 105 ¦ 10,8¦ 3651,8¦ 288,1¦ 80339,2¦ 6338,1¦
+--+--------------+-----+-----+--------+-------+--------+--------+
¦11¦Ноябрь, 2000 ¦ 143 ¦ 11,8¦ 4528,0¦ 357,2¦ 95087,8¦ 7501,7¦
+--+--------------+-----+-----+--------+-------+--------+--------+
¦12¦Декабрь, 2000 ¦ 157 ¦ 13,4¦ 4297,0¦ 339,0¦ 90237,0¦ 7119,0¦
+--+--------------+-----+-----+--------+-------+--------+--------+
¦ ¦В целом за год¦ - ¦ - ¦ 39246,5¦ 8130,4¦823404,6¦170617,4¦
L--+--------------+-----+-----+--------+-------+--------+---------
2.2.2.6. Прогноз мощности и электропотребления до 2010 года
На основании статистических данных (см. таблицу 2.12) с 1986
года по 1990 год ежегодный прирост потребления электроэнергии
составил в среднем 2,7%, затем с 1991 года по 1998 год происходил
спад потребления в среднем на 4,4%. С 1998 года при наметившемся
экономическом росте электропотребление увеличивалось в среднем на
3,3%.
Построим прогноз потребления электроэнергии для различных
вариантов выполнения программы энергосбережения с учетом того, что
темпы ежегодного прироста ВВП будут составлять в Российской
Федерации 5 - 6% [6]. Поскольку УР является составной частью РФ,
то примем для нее такие же темпы ежегодного прироста ВРП (5,5% в
год). Если не проводить энергосберегающую политику, то рост
потребления энергоресурсов будет пропорционален росту внутреннего
валового продукта. При данном варианте развития экономики
потребление электроэнергии в УР к 2005 году достигнет
5
6640 x (1,055) = 8678 млн. кВт.ч/год, а к 2010 году - 6640 x
10
(1,055) = 11342 млн. кВт.ч/год (см. таблицу 2.21).
В соответствии с [6] выполнение программы энергосбережения с
внедрением новых высокотехнологичных производств приведет к
снижению удельной электроемкости экономики к 2005 году в 1,10
раза, а к 2010 году в 1,29 раза в сравнении с 2000 годом. Объем
ВРП УР в 2000 году составил 54,8 млрд. руб., или 1957,1 млн. долл.
(1 долл. = 28 руб.), удельная электроемкость УР в 2000 году
равнялась 3,39 кВт.ч/долл. (0,12 кВт.ч/руб., см. таблицу 2.9). Для
УР это означает, что в 2005 году прогнозное значение удельной
электроемкости достигнет 3,08 кВт.ч/долл., а в 2010 году - 2,63
кВт.ч/долл. При данном варианте развития экономики суммарный рост
электропотребления в УР в 2005 году по сравнению с 2000 годом
составит 19% и достигнет уровня 7918 млн. кВт.ч/год, в 2010 году -
32% и 8776 млн. кВт.ч/год соответственно (см. таблицу 2.21 и рис.
2.30).
Таким образом, при росте ВРП на 5,5% в год потребность в
электроэнергии будет возрастать в среднем на 2,8% в год.
Таблица 2.21
Потребление электроэнергии в УР
----------------------------------------T------------------------¬
¦ Показатели ¦ Год ¦
¦ +-------T-------T--------+
¦ ¦ 2000 ¦ 2005 ¦ 2010 ¦
+---------------------------------------+-------+-------+--------+
¦Потребление электроэнергии без учета ¦ ¦ ¦ ¦
¦энергосбережения, млн кВт.ч ¦6640 ¦8678 ¦11342 ¦
+---------------------------------------+-------+-------+--------+
¦Потребление электроэнергии с учетом ¦ ¦ ¦ ¦
¦энергосбережения, млн кВт.ч ¦6640 ¦7889 ¦ 8776 ¦
+---------------------------------------+-------+-------+--------+
¦Удельная электроемкость ВРП, ¦ ¦ ¦ ¦
¦кВт.ч/долл. ¦ 3,39¦ 3,08¦ 2,63¦
L---------------------------------------+-------+-------+---------
12000 T-------------------------------------------------¬
¦ Динамика потребления электроэнергии 11343¦
11000 + без учета энергосбережения х
¦ \ / ¦
10000 + \ / ¦
млн ¦ \> / ¦
кВт.ч 9000 + 8678 / 8776¦
¦ х < / / о
8000 + / о / / / \ ¦
¦ / 7889 \ ¦
7000 +6640 / Динамика потребления электроэнергии¦
хо / с учетом энергосбережения год ¦
6000 +----T----T----T----T----T----T----T----T----T----+
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Рис. 2.30. Прогноз потребления электроэнергии в УР
при темпах роста ВРП 5,5% в год
Исходя из прогноза потребления электроэнергии (рис. 2.30),
потребляемая мощность будет меняться (рис. 2.31) при неизменной
конфигурации суточного графика электрической нагрузки 2000 года,
т.е. коэффициента заполнения суточного графика, равного 0,85, и
времени использования максимальной нагрузки, равного 5600 часов в
год. Динамика потребления мощности до 2010 года приведена на рис.
2.31.
2200 T-------------------------------------------------¬
¦ Динамика потребления мощности 2026¦
2000 + без учета энергосбережения х
¦ \ / ¦
1800 + \ / ¦
Мощ- ¦ \> / ¦
ность, 1600 + 1550 / 1567¦
МВт ¦ х < / / о
1400 + / о / / / \ ¦
¦ / 1409 \ ¦
1200 +1186 / Динамика потребления мощности ¦
хо / с учетом энергосбережения год ¦
1000 +----T----T----T----T----T----T----T----T----T----+
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Рис. 2.31. Прогноз потребления мощности в УР
при темпах роста ВРП 5,5% в год
При неизменных генерирующих мощностях собственных
электростанций весь дефицит по мощности и электроэнергии будет
покрываться с ФОРЭМ.
Сокращение дефицита электрической энергии и мощности в УР
возможно за счет:
- перевода котельных на комбинированное производство тепла и
электроэнергии;
- строительства ГТУ - ТЭЦ;
- использования электрического потенциала ветровых ресурсов,
строительства ветровых электрических установок;
- использования потенциала водных ресурсов, строительства
малых ГЭС;
- развития малой энергетики на основе дизельных двигателей.
На основе статистических данных (см. таблицу 2.13) потери
электроэнергии в сетях при ее транспортировке возрастают в среднем
на 1,9% в год.
Этот прирост обусловлен только коммерческой составляющей
(хищение, погрешность измерительных приборов). Составляющая
неизбежных технологических потерь (нагрев проводов, холостой ход
оборудования) не увеличивалась, т.к. за рассматриваемый период
состав оборудования электрический сети не изменялся и роста
загрузки сети не было. Более того, наблюдалось некоторое снижение,
особенно транзитных перетоков ФОРЭМ. Учитывая вышеизложенное,
можно предположить, что рост потерь по самым пессимистичным
прогнозам будет составлять 1,9%. В этом случае к 2010 году потери
достигнут 973 млн. кВт.ч в год (10,4%) (рис. 2.32). Прогноз потерь
электроэнергии в сетях ОАО "Удмуртэнерго" приведен на рис. 2.33.
Если учесть рост хищений в связи с повышением цен на
электроэнергию, а также повышение технологических потерь за счет
загрузки сети, потери могут возрасти еще, как минимум, в 1,5 раза,
что составит уже 16% от предполагаемого объема потребления
электроэнергии.
950 T--------------------------------------------------------------------------¬
¦ 910 х
900 + х / ¦
¦ х / 894 ¦
850 + х / х / 878 ¦
¦ х / 846 862 ¦
млн 800 + 785 х / х / 831 ¦
кВт.ч/ ¦ х х / 801 816 ¦
год 750 + х / \ х / 786 ¦
¦ 764 \ х / 772 ¦
700 + х / 731 ¦
х -- х / 692 ¦
650 +672 679 ¦
¦ ¦
600 + ¦
¦ ¦
550 + ¦
¦ год ¦
500 +----T----T----T----T----T----T----T----T----T----T----T----T----T----T----+
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Рис. 2.32. Прогноз потерь электроэнергии в сетях
электроснабжающих организаций УР
950 T--------------------------------------------------------------------------¬
¦ ¦
900 + ¦
¦ ¦
850 + 825¦
¦ 802 х
млн 800 + 781 х / ¦
кВт.ч/ ¦ 760 х / ¦
год 750 + 720 740 х / ¦
¦ 701 х / х / ¦
700 + 682 х / ¦
¦ 646 664 х / ¦
650 + 629 х / х / ¦
¦ 618 617 х / ¦
600 + 570 570 х -- х / ¦
¦551 х -- х / ¦
550 х / ¦
¦ год ¦
500 +----T----T----T----T----T----T----T----T----T----T----T----T----T----T----+
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Рис. 2.33. Прогноз потерь электроэнергии
в сетях ОАО "Удмуртэнерго"
Выводы:
1. Собственные источники обеспечивают часть электрических
нагрузок городов Ижевска (не более 85% зимой, не более 66% летом),
Сарапула (не более 8% зимой и не более 5% летом), Глазова (не
более 25% зимой и не более 22% летом), Воткинска (не более 7%
зимой и не более 6% летом).
2. Схема и пропускная способность их позволяет
транспортировать электроэнергию, генерируемую собственными
источниками, в любой район Удмуртии.
3. С учетом количества источников, их мощности и пропускной
способности ЛЭП существующая электрическая схема ФОРЭМ с суммарной
пропускной способностью 3480 МВ.А обеспечит надежное
электроснабжение Удмуртской Республики до 2010 года (в 2010 году
ожидаемая максимальная потребляемая мощность составит 2384 МВ.А,
см. рис. 2.31).
4. Питающая сеть 110 - 220 кВ в целом обеспечивает надежность
электроснабжения городов и районов Удмуртии.
5. Степень надежности электроснабжения различных районов
неодинакова - в этой связи следует развивать питающую сеть
напряжением 110 - 220 кВ преимущественно кольцевого типа, таким
образом обеспечивая несколькими линиями снабжения такие районы,
как Красногорский, Юкаменский, Граховский и др.
6. Состояние распределительных сетей 0,4 - 10 кВ в настоящее
время является наиболее критическим, поэтому их развитию следует
уделить повышенное внимание.
7. К 2005 году ликвидировать ЛЭП 0,4 - 10 кВ на деревянных
опорах без железобетонных приставок, новое строительство и
реконструкцию ЛЭП 0,4 - 10 кВ проводить на железобетонных опорах.
8. Сокращать протяженность ЛЭП 0,4 кВ за счет увеличения ЛЭП
10 кВ и ТП с сухими трансформаторами малой единичной мощности.
9. Упразднить малые (карликовые) электроснабжающие
предприятия, создав единое иерархическое предприятие электрических
сетей УР.
10. При реализации программы энергосбережения темп ежегодного
прироста объема электропотребления и мощности прогнозируется на
уровне 2,8% в год.
2.2.3. Теплоэнергетический комплекс УР
2.2.3.1. Характеристика теплоэнергетического комплекса
Основными поставщиками тепловой энергии в Удмуртской
Республике являются теплоэлектростанции ОАО "Удмуртэнерго":
- ТЭЦ-1 г. Ижевска с установленной тепловой мощностью 615
Гкал/ч; ТЭЦ-2 г. Ижевска - 1345 Гкал/ч;
- Сарапульская ТЭЦ - 351 Гкал/ч,
а также:
- ТЭЦ ОАО "ЧМЗ" г. Глазова - 897 Гкал/ч;
- ТЭЦ ГПО "Воткинский завод" г. Воткинска - 400 Гкал/ч.
Кроме перечисленных теплоисточников отпуск тепловой энергии в
Удмуртской Республике осуществляют котельные градообразующих
промышленных предприятий, котельные ЖКХ районных центров и
сельских населенных пунктов в количестве 1173 единиц (см. таблица
2.22).
Таблица 2.22
Котельные УР по состоянию на 2000 год
------T----------------------------------------T-----------------¬
¦ N ¦ Районы, города ¦ Число котельных ¦
+-----+----------------------------------------+-----------------+
¦ 1 ¦Алнашский ¦ 80 ¦
+-----+----------------------------------------+-----------------+
¦ 2 ¦Балезинский ¦ 30 ¦
+-----+----------------------------------------+-----------------+
¦ 3 ¦Вавожский ¦ 37 ¦
+-----+----------------------------------------+-----------------+
¦ 4 ¦Воткинский ¦ 17 ¦
+-----+----------------------------------------+-----------------+
¦ 5 ¦Глазовский ¦ 28 ¦
+-----+----------------------------------------+-----------------+
¦ 6 ¦Граховский ¦ 52 ¦
+-----+----------------------------------------+-----------------+
¦ 7 ¦Дебесский ¦ 38 ¦
+-----+----------------------------------------+-----------------+
¦ 8 ¦Завьяловский ¦ 55 ¦
+-----+----------------------------------------+-----------------+
¦ 9 ¦Игринский ¦ 55 ¦
+-----+----------------------------------------+-----------------+
¦ 10 ¦Камбарский ¦ 23 ¦
+-----+----------------------------------------+-----------------+
¦ 11 ¦Каракулинский ¦ 46 ¦
+-----+----------------------------------------+-----------------+
¦ 12 ¦Кезский ¦ 36 ¦
+-----+----------------------------------------+-----------------+
¦ 13 ¦Кизнерский ¦ 76 ¦
+-----+----------------------------------------+-----------------+
¦ 14 ¦Киясовский ¦ 26 ¦
+-----+----------------------------------------+-----------------+
¦ 15 ¦Красногорский ¦ 31 ¦
+-----+----------------------------------------+-----------------+
¦ 16 ¦Малопургинский ¦ 46 ¦
+-----+----------------------------------------+-----------------+
¦ 17 ¦Можгинский ¦ 49 ¦
+-----+----------------------------------------+-----------------+
¦ 18 ¦Сарапульский ¦ 21 ¦
+-----+----------------------------------------+-----------------+
¦ 19 ¦Селтинский ¦ 21 ¦
+-----+----------------------------------------+-----------------+
¦ 20 ¦Сюмсинский ¦ 43 ¦
+-----+----------------------------------------+-----------------+
¦ 21 ¦Увинский ¦ 46 ¦
+-----+----------------------------------------+-----------------+
¦ 22 ¦Шарканский ¦ 33 ¦
+-----+----------------------------------------+-----------------+
¦ 23 ¦Юкаменский ¦ 33 ¦
+-----+----------------------------------------+-----------------+
¦ 24 ¦Якшур - Бодьинский ¦ 43 ¦
+-----+----------------------------------------+-----------------+
¦ 25 ¦Ярский ¦ 35 ¦
+-----+----------------------------------------+-----------------+
¦ 26 ¦г. Воткинск ¦ 14 ¦
+-----+----------------------------------------+-----------------+
¦ 27 ¦г. Глазов ¦ 11 ¦
+-----+----------------------------------------+-----------------+
¦ 28 ¦г. Ижевск ¦ 54 ¦
+-----+----------------------------------------+-----------------+
¦ 29 ¦г. Можга ¦ 16 ¦
+-----+----------------------------------------+-----------------+
¦ 30 ¦г. Сарапул ¦ 78 ¦
+-----+----------------------------------------+-----------------+
¦ ¦ В целом по УР ¦ 1173 ¦
L-----+----------------------------------------+------------------
Источник: Министерство топлива, энергетики и связи УР.
Наиболее крупными котельными, установленная мощность которых
составляет более 60 Гкал/ч, являются:
- котельная АО "Буммаш" г. Ижевска - установленная мощность
450 Гкал/ч;
- котельная ГП "Механический завод" - 250 Гкал/ч;
- котельная Автозавода ДОАО "Ижмашэнерго" г. Ижевска - 700
Гкал/ч;
- котельная 13-й улицы ДОАО "Ижмашэнерго" г. Ижевска - 550
Гкал/ч;
- котельная Лесозавода ДОАО "Ижмашэнерго" г. Ижевска - 150
Гкал/ч;
- котельная Нефтемаша ОАО "Нефтемаш" г. Ижевска - 150 Гкал/ч;
- котельная N 1 МУЛ "КТС" г. Воткинска - 103 Гкал/ч;
- котельная птицефабрики ОАО "Удмуртская птицефабрика" г.
Глазова - 60 Гкал/ч.
Основные характеристики котельного оборудования
теплоэлектростанций Удмуртской Республики представлены в таблице
2.23, крупнейших котельных - в таблице 2.24.
Суммарный выпуск и потребление тепловой энергии в УР за 1995 -
2000 годы приведены в таблице 2.25 и на рис. 2.34. Как следует из
представленных данных, в последние годы наметилась тенденция роста
производства данного вида энергии. Так, в 2000 году производство
тепловой энергии составило 110,2% от уровня 1995 года.
Таблица 2.23
Основные характеристики оборудования ТЭЦ УР по состоянию
на 2000 год
-----------------T----------------------T---------T--------------¬
¦ Наименование ¦ Марки котлов ¦ Год ¦Производитель-¦
¦ источника ¦ ¦установки¦ность ¦
¦тепловой энергии¦ ¦ ¦ ¦
+----------------+----------------------+---------+--------------+
¦ТЭЦ-1 г. Ижевска¦ N 2-ЛМЗ ¦ 1934 ¦ 120 т/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 4-ТКЗ ¦ 1940 ¦ 160 т/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 5-ТГМ-160/44 ¦ 1980 ¦ 160 т/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 6-Е-160-3,9-440ГМ ¦ 1998 ¦ 160 т/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 7-БКЗ-75-39ФБ ¦ 1959 ¦ 100 т/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 8-БКЗ-75-39ФБ ¦ 1959 ¦ 100 т/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 9-БКЗ-75-39ФБ ¦ 1960 ¦ 100 т/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 10-ТГ-130 ¦ 1962 ¦ 130 т/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 1 ПТВМ-50 ¦ 1964 ¦ 50 Гкал/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 2 ПТВМ-50 ¦ 1965 ¦ 50 Гкал/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 3 ПТВМ-100 ¦ 1976 ¦ 100 Гкал/ч ¦
+----------------+----------------------+---------+--------------+
¦ТЭЦ-2 г. Ижевска¦ N 1-ТП-87-1 ¦ 1977 ¦ 420 т/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 2-ТП-87-1 ¦ 1977 ¦ 420 т/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 3-ТП-87-1 ¦ 1979 ¦ 420 т/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 4-ТП-87-1 ¦ 1982 ¦ 420 т/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 1 ПТВМ-180 ¦ 1975 ¦ 180 Гкал/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 2 ПТВМ-180 ¦ 1975 ¦ 180 Гкал/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 3 КВГМ-180 ¦ 1992 ¦ 180 Гкал/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 4 КВГМ-180 ¦ 1992 ¦ 180 Гкал/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 5 КВГМ-180 ¦ 1993 ¦ 180 Гкал/ч ¦
+----------------+----------------------+---------+--------------+
¦ТЭЦ ОАО "ЧМЗ" ¦ N 7 ЦКТИ-75-39Ф2 ¦ 1951 ¦ 75 т/ч ¦
¦г. Глазова +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 8 ЦКТИ-75-39Ф2 ¦ 1951 ¦ 75 т/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 9 ЦКТИ-75-39Ф2 ¦ 1952 ¦ 75 т/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 10 ЦКТИ-75-39Ф2 ¦ 1951 ¦ 75 т/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 11 ЦКТИ-75-39Ф2 ¦ 1951 ¦ 75 т/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 12 ЦКТИ-75-39Ф2 ¦ 1955 ¦ 75 т/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 13 ЦКТИ-75-39Ф2 ¦ 1960 ¦ 75 т/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 14 БКЗ-75-39ГМ ¦ 1971 ¦ 75 т/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 15 БКЗ-75-39ГМ ¦ 1971 ¦ 75 т/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 16 ПТВМ-100 ¦ 1974 ¦ 100 Гкал/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 17 ПТВМ-100 ¦ 1974 ¦ 100 Гкал/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 18 ПТВМ-100 ¦ 1976 ¦ 100 Гкал/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 19 ПТВМ-100 ¦ 1980 ¦ 100 Гкал/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 20 ПТВМ-100 ¦ 1980 ¦ 100 Гкал/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 21 ПТВМ-100 ¦ 1980 ¦ 100 Гкал/ч ¦
+----------------+----------------------+---------+--------------+
¦ТЭЦ ГПО ¦ N 1 ПТВМ-50 ¦ ¦ 50 Гкал/ч ¦
¦"Воткинский +----------------------+---------+--------------+
¦завод", ¦ N 2 ПТВМ-50 ¦ ¦ 50 Гкал/ч ¦
¦г. Воткинск +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 3 ПТВМ-50 ¦ ¦ 50 Гкал/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 4 ПТВМ-50 ¦ ¦ 50 Гкал/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 5 КВГМ-100 ¦ ¦ 100 Гкал/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 6 КВГМ-100 ¦ ¦ 100 Гкал/ч ¦
+----------------+----------------------+---------+--------------+
¦Сарапульская ТЭЦ¦ N 1 ГМ-50 ¦ ¦ 50 Гкал/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 2 ГМ-50 ¦ ¦ 50 Гкал/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 3 ТП-18 ¦ ¦ 18 т/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 4 ТП-18 ¦ ¦ 18 т/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 5 ТП-35У ¦ ¦ 35 т/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 6 КВГМ-100 ¦ ¦ 100 Гкал/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 7 КВГМ-100 ¦ ¦ 100 Гкал/ч ¦
L----------------+----------------------+---------+---------------
Источник: по данным соответствующих ТЭЦ.
Таблица 2.24
Основные характеристики оборудования крупнейших котельных УР
по состоянию на 2000 год
-----------------T----------------------T---------T--------------¬
¦ Наименование ¦ Марки котлов ¦ Год ¦Производитель-¦
¦ источника ¦ ¦установки¦ность ¦
¦тепловой энергии¦ ¦ ¦ ¦
+----------------+----------------------+---------+--------------+
¦Котельная АО ¦ N 1 ДКВР-10/13 ¦ 1968 ¦ 10 т/ч ¦
¦"Буммаш" +----------------------+---------+--------------+
¦г. Ижевска ¦ N 2 ДКВР-10/13 ¦ 1965 ¦ 10 т/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 3 ДКВР-10/13 ¦ 1963 ¦ 10 т/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 4 ДКВР-10/13 ¦ 1963 ¦ 10 т/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 5 ДКВР-10/13 ¦ 1993 ¦ 20 т/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 1 ПТВМ-50 ¦ 1963 ¦ 50 Гкал/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 2 ПТВМ-50 ¦ 1964 ¦ 50 Гкал/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 3 ПТВМ-50 ¦ 1966 ¦ 50 Гкал/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 4 ПТВМ-100 ¦ 1967 ¦ 100 Гкал/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 5 ПТВМ-100 ¦ 1978 ¦ 100 Гкал/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 6 ПТВМ-100 ¦ 1982 ¦ 100 Гкал/ч ¦
+----------------+----------------------+---------+--------------+
¦Котельная ГП ¦ N 1 ДКВР-10/13 ¦ 1964 ¦ 10 т/ч ¦
¦"Ижевский +----------------------+---------+--------------+
¦механический ¦ N 2 ДКВР-10/13 ¦ 1962 ¦ 10 т/ч ¦
¦завод" +----------------------+---------+--------------+
¦г. Ижевска ¦ N 3 ДКВР-10/13 ¦ 1962 ¦ 10 т/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 4 ДКВР-20/13 ¦ 1971 ¦ 20 т/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 1 ПТВМ-50 ¦ 1967 ¦ 50 Гкал/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 2 ПТВМ-50 ¦ 1970 ¦ 50 Гкал/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 3 ПТВМ-50 ¦ 1972 ¦ 50 Гкал/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 4 КВГМ-100 ¦ 1981 ¦ 100 Гкал/ч ¦
+----------------+----------------------+---------+--------------+
¦Котельная ¦ N 1 - 2 ПТВМ-50 ¦ 1969 ¦ 50 Гкал/ч ¦
¦Автозавода +----------------------+---------+--------------+
¦ДОАО ¦ N 3 - 6 ПТВМ-100 ¦1969 - 74¦ 100 Гкал/ч ¦
¦"Ижмашэнерго" +----------------------+---------+--------------+
¦г. Ижевска ¦ N 7 - 10 КВГМ-50 ¦1969 - 74¦ 50 Гкал/ч ¦
+----------------+----------------------+---------+--------------+
¦Котельная ¦ N 1 - 4 КВГМ-100 ¦1990, 93,¦ 100 Гкал/ч ¦
¦13-й улицы ¦ ¦ 98 ¦ ¦
¦ДОАО +----------------------+---------+--------------+
¦"Ижмашэнерго" ¦ N 5 Е-50-14ГМ ¦ 1990 ¦ 50 Гкал/ч ¦
¦г. Ижевска +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 6 Е-50-14ГМ ¦ 1991 ¦ 50 Гкал/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 7 Е-50-14ГМ ¦ 1994 ¦ 50 Гкал/ч ¦
+----------------+----------------------+---------+--------------+
¦Котельная ¦ N 1 ПТВМ-50 ¦ 1984 ¦ 50 Гкал/ч ¦
¦Лесозавода +----------------------+---------+--------------+
¦ДОАО ¦ N 2 ПТВМ-50 ¦ 1984 ¦ 50 Гкал/ч ¦
¦"Ижмашэнерго" +----------------------+---------+--------------+
¦г. Ижевска ¦ N 3 ПТВМ-50 ¦ 1997 ¦ 50 Гкал/ч ¦
+----------------+----------------------+---------+--------------+
¦Котельная ¦ N 1 ПТВМ-50 ¦ 1971 ¦ 50 Гкал/ч ¦
¦Нефтемаша +----------------------+---------+--------------+
¦ОАО "Нефтемаш" ¦ N 2 ПТВМ-50 ¦ 1971 ¦ 50 Гкал/ч ¦
¦г. Ижевска +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 3 ДЕ-16/14 ¦ 1971 ¦ 16 т/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 4 ДЕ-16/14 ¦ 1971 ¦ 16 т/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 5 ДЕ-16/14 ¦ 1971 ¦ 16 т/ч ¦
+----------------+----------------------+---------+--------------+
¦Котельная N 1 ¦ N 1 ПТВМ-30 ¦ ¦ 30 Гкал/ч ¦
¦МУП "КТС" +----------------------+---------+--------------+
¦г. Воткинска ¦ N 2 ПТВМ-30 ¦ ¦ 30 Гкал/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 3 ПТВМ-30 ¦ ¦ 30 Гкал/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 4 ДКВР-10/13 ¦ ¦ 10 т/ч ¦
+----------------+----------------------+---------+--------------+
¦Котельная ¦ N 1 ДКВР-4/13 ¦ 1968 ¦ 4 т/ч ¦
¦птицефабрики +----------------------+---------+--------------+
¦ОАО "Удмуртская ¦ N 2 ДКВР-4/13 ¦ 1968 ¦ 4 т/ч ¦
¦птицефабрика" +----------------------+---------+--------------+
¦г. Глазова ¦ N 3 ПТВМ-3Ом ¦ 1971 ¦ 30 Гкал/ч ¦
¦ +----------------------+---------+--------------+
¦ ¦ N 4 ПТВМ-3Ом ¦ 1971 ¦ 30 Гкал/ч ¦
L----------------+----------------------+---------+---------------
Источник: Министерство топлива, энергетики и связи УР.
Таблица 2.25
Динамика производства и потребления
тепловой энергии в УР, тыс. Гкал
-----------------------T------T------T------T------T------T------¬
¦ Год ¦ 1995 ¦ 1996 ¦ 1997 ¦ 1998 ¦ 1999 ¦ 2000 ¦
+----------------------+------+------+------+------+------+------+
¦ Производство ¦ 11933¦ 12018¦ 12424¦ 12252¦ 12506¦ 13153¦
+----------------------+------+------+------+------+------+------+
¦ Потребление ¦ 10980¦ 9698¦ 9026¦ 9217¦ 8656¦ 9993¦
L----------------------+------+------+------+------+------+-------
Источник: Госкомстат УР.
14000 T-------------------------------------------------¬
¦11933 12018 12424 12252 12506 13153 о
12000 о ------- о ------- о ------- о ------- о / ¦
Тепло- х ¦
вая 10000 +10980 \ х х
энер- ¦ 9698 \ х ----- х \ 9993¦
гия, 8000 + 9026 9217 \ х / ¦
тыс. ¦ 8656 ¦
Гкал 6000 + ¦
¦ ¦
4000 + ¦
¦ ¦
2000 + ¦
¦ год ¦
0 +---------T---------T---------T---------T---------+
1995 1996 1997 1998 1999 2000
- о - производство ТЭ - х - потребление ТЭ
Рис. 2.34. Динамика производства и потребления
тепловой энергии в УР
У главного производителя тепловой энергии - ОАО "Удмуртэнерго"
произошло снижение полезного отпуска тепловой энергии (см. таблица
2.26), при этом в последние годы наметилась тенденция постепенного
роста отпуска с коллекторов тепловой энергии на ТЭЦ-1 и замедление
темпов снижения отпуска тепла на ТЭЦ-2 и Сарапульской ТЭЦ (см.
рис. 2.35).
Таблица 2.26
Динамика производства и полезного отпуска
тепловой энергии ОАО "Удмуртэнерго", тыс. Гкал
-----------------------T------T------T------T------T------T------¬
¦ Год ¦ 1995 ¦ 1996 ¦ 1997 ¦ 1998 ¦ 1999 ¦ 2000 ¦
+----------------------+------+------+------+------+------+------+
¦Производство, в т.ч. ¦5166,1¦5007,9¦4599,7¦4277,6¦4399,7¦4262,2¦
+----------------------+------+------+------+------+------+------+
¦ ТЭЦ 1 ¦1630,1¦1593,8¦1248,1¦1152,0¦1183,4¦1194,8¦
¦ ТЭЦ 2 ¦2859,8¦2833,7¦2791,5¦2624,0¦2670,1¦2552,5¦
¦ Сарапульская ТЭЦ ¦ 676,2¦ 579,4¦ 560,1¦ 501,5¦ 546,2¦ 514,9¦
+----------------------+------+------+------+------+------+------+
¦Покупка (+) ¦1130,2¦1167,3¦1001,6¦ 765,3¦ 353,6¦ 377,8¦
+----------------------+------+------+------+------+------+------+
¦Потери (-) ¦ 560,5¦ 556,5¦ 559,0¦ 501,0¦ 495,7¦ 488,1¦
+----------------------+------+------+------+------+------+------+
¦Полезный отпуск ¦5735,8¦5617,7¦5042,3¦4541,9¦4257,6¦4151,9¦
L----------------------+------+------+------+------+------+-------
Источник: ОАО "Удмуртэнерго".
Необходимо отметить, что наблюдается рост доли тепловых потерь
(см. рис. 2.36) с 9,8% в 1995 году до 11,8% в 2000 году. Главным
образом, рост доли тепловых потерь связан с увеличением износа
существующих тепловых сетей.
3000 T-----------------------------------------------¬
¦ --¬ --¬ --¬ --¬ ¦
2500 + ¦/¦ ¦/¦ ¦/¦ --¬ ¦/¦ --¬ ¦
Тепло- ¦ ¦/¦ ¦/¦ ¦/¦ ¦/¦ ¦/¦ ¦/¦ ¦
вая 2000 + ¦/¦ ¦/¦ ¦/¦ ¦/¦ ¦/¦ ¦/¦ ¦
энер- ¦--+/¦ --+/¦ ¦/¦ ¦/¦ ¦/¦ ¦/¦ ¦
гия, 1500 +¦\¦/¦ ¦\¦/¦ ¦/¦ ¦/¦ ¦/¦ ¦/¦ ¦
тыс. ¦¦\¦/¦ ¦\¦/¦ --+/¦ --+/¦ --+/¦ --+/¦ ¦
Гкал 1000 +¦\¦/¦ ¦\¦/¦ ¦\¦/¦ ¦\¦/¦ ¦\¦/¦ ¦\¦/¦ ¦
¦¦\¦/+-¬ ¦\¦/¦ ¦\¦/¦ ¦\¦/¦ ¦\¦/¦ ¦\¦/¦ ¦
500 +¦\¦/¦ ¦ ¦\¦/+-¬ ¦\¦/+-¬ ¦\¦/+-¬ ¦\¦/+-¬ ¦\¦/+-¬¦
¦¦\¦/¦ ¦ ¦\¦/¦ ¦ ¦\¦/¦ ¦ ¦\¦/¦ ¦ ¦\¦/¦ ¦ ¦\¦/¦ ¦¦ год
0 ++-+-+-+T+-+-+-+T+-+-+-+T+-+-+-+T+-+-+-+T+-+-+-++
1995 1996 1997 1998 1999 2000
--¬ --¬ --¬
¦\¦ - ТЭЦ1 ¦/¦ - ТЭЦ2 ¦ ¦ - Сарапульская ТЭЦ
L-- L-- L--
Рис. 2.35. Динамика отпуска тепловой энергии
с коллекторов теплоисточников ОАО "Удмуртэнерго"
12,0 T-------------------------------------------------¬
¦ х
11,5 + х / 11,8¦
¦ / 11,6 ¦
11,0 + х ------- х / ¦
Потери, ¦ 11,1 11,0 ¦
% 10,5 + / ¦
¦ / ¦
10,0 + / х / ¦
х / 9,9 ¦
9,5 +9,8 ¦
¦ ¦
9,0 + ¦
¦ ¦
8,5 + ¦
¦ год ¦
8,0 +---------T---------T---------T---------T---------+
1995 1996 1997 1998 1999 2000
Рис. 2.36. Динамика тепловых потерь ОАО "Удмуртэнерго"
Динамика потребления тепловой энергии районами и городами УР в
период с 1996 года по 2000 год приведена в таблице 2.27.
Основными потребителями тепловой энергии в УР является г.
Ижевск - 45,2% от суммарного потребления, Глазовский район с г.
Глазовом - 22,2%, Воткинский район с г. Воткинском - 7,8%, в
остальных районах потребление составляет менее 25% от общего
потребления (см. рис. 2.37).
Таблица 2.27
Динамика потребления тепловой энергии
по районам и городам, тыс. Гкал
---T--------------------------T------T------T------T------T------¬
¦ N¦ Район, город ¦ 1996 ¦ 1997 ¦ 1998 ¦ 1999 ¦ 2000 ¦
+--+--------------------------+------+------+------+------+------+
¦ 1¦Алнашский ¦ 50,6¦ 52,0¦ 38,5¦ 49,5¦ 65,0¦
+--+--------------------------+------+------+------+------+------+
¦ 2¦Балезинский ¦ 149,2¦ 156,6¦ 100,8¦ 114,5¦ 176,3¦
+--+--------------------------+------+------+------+------+------+
¦ 3¦Вавожский ¦ 7,7¦ 10,1¦ 10,9¦ 6,6¦ 15,9¦
+--+--------------------------+------+------+------+------+------+
¦ 4¦Воткинский и г. Воткинск ¦1004,7¦ 974,9¦ 971,1¦ 855,0¦ 783,9¦
+--+--------------------------+------+------+------+------+------+
¦ 5¦Глазовский и г. Глазов ¦1905,1¦1174,3¦1741,1¦1862,3¦2217,9¦
+--+--------------------------+------+------+------+------+------+
¦ 6¦Граховский ¦ 0,7¦ 0,8¦ 9,3¦ 13,1¦ 12,3¦
+--+--------------------------+------+------+------+------+------+
¦ 7¦Дебесский ¦ 21,1¦ 7,0¦ 22,1¦ 17,4¦ 21,9¦
+--+--------------------------+------+------+------+------+------+
¦ 8¦Завьяловский ¦ 443,2¦ 375,6¦ 380,5¦ 382,6¦ 388,3¦
+--+--------------------------+------+------+------+------+------+
¦ 9¦Игринский ¦ 174,9¦ 152,4¦ 156,5¦ 146,4¦ 136,0¦
+--+--------------------------+------+------+------+------+------+
¦10¦Камбарский ¦ 126,0¦ 91,2¦ 109,2¦ 88,3¦ 92,8¦
+--+--------------------------+------+------+------+------+------+
¦11¦Каракулинский ¦ - ¦ 24,9¦ 26,7¦ 40,6¦ 32,1¦
+--+--------------------------+------+------+------+------+------+
¦12¦Кезский ¦ 37,2¦ 34,9¦ 38,0¦ 48,1¦ 61,2¦
+--+--------------------------+------+------+------+------+------+
¦13¦Кизнерский ¦ 17,3¦ 21,1¦ 19,4¦ 26,1¦ 24,2¦
+--+--------------------------+------+------+------+------+------+
¦14¦Киясовский ¦ 13,9¦ 22,8¦ 20,7¦ 24,5¦ 20,8¦
+--+--------------------------+------+------+------+------+------+
¦15¦Красногорский ¦ 4,8¦ 7,7¦ 7,0¦ 6,2¦ 4,2¦
+--+--------------------------+------+------+------+------+------+
¦16¦Малопургинский ¦ 25,4¦ 53,0¦ 51,2¦ 35,2¦ 52,3¦
+--+--------------------------+------+------+------+------+------+
¦17¦Можгинский и г. Можга ¦ 282,6¦ 291,5¦ 283,2¦ 237,0¦ 346,3¦
+--+--------------------------+------+------+------+------+------+
¦18¦Сарапульский и г. Сарапул ¦ 495,5¦ 479,6¦ 474,8¦ 460,0¦ 502,2¦
+--+--------------------------+------+------+------+------+------+
¦19¦Селтинский ¦ 9,4¦ 16,4¦ 12,9¦ 12,3¦ 11,1¦
+--+--------------------------+------+------+------+------+------+
¦20¦Сюмсинский ¦ 48,9¦ 49,3¦ 36,3¦ 18,5¦ 36,7¦
+--+--------------------------+------+------+------+------+------+
¦21¦Увинский ¦ 220,5¦ 305,6¦ 303,6¦ 340,8¦ 303,1¦
+--+--------------------------+------+------+------+------+------+
¦22¦Шарканский ¦ 25,3¦ 46,5¦ 48,5¦ 20,6¦ 46,2¦
+--+--------------------------+------+------+------+------+------+
¦23¦Юкаменский ¦ 1,7¦ 3,0¦ 25,9¦ 19,7¦ 27,0¦
+--+--------------------------+------+------+------+------+------+
¦24¦Якшур - Бодьинский ¦ 46,9¦ 48,6¦ 48,6¦ 56,5¦ 49,1¦
+--+--------------------------+------+------+------+------+------+
¦25¦Ярский ¦ 34,0¦ 17,3¦ 15,2¦ 12,6¦ 47,0¦
+--+--------------------------+------+------+------+------+------+
¦26¦г. Ижевск ¦4551,1¦4609,2¦4264,5¦3761,7¦4519,5¦
+--+--------------------------+------+------+------+------+------+
¦ ¦ В целом по УР¦9697,7¦9026,3¦9216,5¦8656,1¦9993,3¦
L--+--------------------------+------+------+------+------+-------
Источник: Госкомстат УР.
г. Ижевск 45,23%
Алнашский 0,65%
Балезинский 1,76%
Вавожский 0,16%
Воткинский и г. Воткинск 7,84%
Глазовский и г. Глазов 22,19%
Дебесский 0,22%
Граховский 0,12%
Завьяловский 3,89%
Игринский 1,36%
Каракулинский 0,32%
Камбарский 0,93%
Кизнерский 0,24%
Киясовский 0,21%
Кезский 0,61%
Красногорский 0,04%
М. - Пургинский 0,52%
Можгинский и г. Можга 3,47%
Сарапульский и г. Сарапул 5,03%
Селтинский 0,11%
Сюмсинский 0,37%
Увинский 3,03%
Шарканский 0,46%
Юкаменский 0,27%
Як - Бодьинский 0,49%
Рис. 2.37. Структура потребления тепловой энергии
районами и городами УР за 2000 год
Структура потребления тепловой энергии в различных сферах
народного хозяйства УР в динамике с 1996 года по 2000 год
приведена в таблице 2.28. Из представленных данных следует, что
коммунально - бытовое потребление составляет 22 - 31% от
суммарного потребления тепловой энергии. Оставшаяся часть
приходится на производственное потребление.
Таблица 2.28
Динамика потребления тепловой энергии в различных сферах
народного хозяйства УР
------------T------------T------------T------------T------------T------------¬
¦Потребление¦ 1996 ¦ 1997 ¦ 1998 ¦ 1999 ¦ 2000 ¦
¦ +------T-----+------T-----+------T-----+------T-----+------T-----+
¦ ¦ тыс. ¦ % ¦ тыс. ¦ % ¦ тыс. ¦ % ¦ тыс. ¦ % ¦ тыс. ¦ % ¦
¦ ¦ Гкал ¦ ¦ Гкал ¦ ¦ Гкал ¦ ¦ Гкал ¦ ¦ Гкал ¦ ¦
+-----------+------+-----+------+-----+------+-----+------+-----+------+-----+
¦Производ- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ственное ¦7577,1¦ 78,1¦6741,0¦ 74,7¦6561,9¦ 71,2¦6472,5¦ 74,8¦6868,0¦ 68,7¦
+-----------+------+-----+------+-----+------+-----+------+-----+------+-----+
¦Коммунально¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦- бытовое ¦2120,6¦ 21,9¦2285,3¦ 25,3¦2654,6¦ 28,8¦2183,6¦ 25,2¦3125,3¦ 31,3¦
+-----------+------+-----+------+-----+------+-----+------+-----+------+-----+
¦Сумма ¦9697,7¦100,0¦9026,3¦100,0¦9216,5¦100,0¦8656,1¦100,0¦9993,3¦100,0¦
L-----------+------+-----+------+-----+------+-----+------+-----+------+------
Источник: Госкомстат УР.
Наметилась тенденция роста потребности в тепловой энергии для
промышленной сферы (см. рис. 2.38). Коммунально - бытовое
потребление также повышается, исключением является лишь 1999 год.
8000 T---------------------------------------¬
¦ --¬ ¦
7000 + ¦ ¦ --¬ --¬ --¬ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ --¬ ¦ ¦ ¦
6000 + ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
Тепло- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
вая 5000 + ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
энер- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
гия, 4000 + ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
тыс. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
Гкал 3000 + ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-¬ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-¬ ¦ ¦ ¦ ¦\¦ ¦
2000 + ¦ +-¬ ¦ +-¬ ¦ ¦\¦ ¦ +-¬ ¦ ¦\¦ ¦
¦ ¦ ¦\¦ ¦ ¦\¦ ¦ ¦\¦ ¦ ¦\¦ ¦ ¦\¦ ¦
1000 + ¦ ¦\¦ ¦ ¦\¦ ¦ ¦\¦ ¦ ¦\¦ ¦ ¦\¦ ¦
¦ ¦ ¦\¦ ¦ ¦\¦ ¦ ¦\¦ ¦ ¦\¦ ¦ ¦\¦ ¦ год
0 +-+-+-+-T-+-+-+-T-+-+-+-T-+-+-+-T-+-+-+-+
1996 1997 1998 1999 2000
--¬
¦ ¦ - производственное потребление
L--
--¬
¦\¦ - коммунально - бытовое потребление
L--
Рис. 2.38. Динамика потребления тепловой энергии
в различных сферах народного хозяйства УР
Максимальное удельное потребление тепловой энергии в УР на
душу населения отмечено в г. Глазове и Глазовском районе - 17,73
Гкал/чел., минимальное - в Красногорском районе - 0,31 Гкал/чел.
(см. рис. 2.39). В целом по Удмуртии удельное потребление тепловой
энергии на душу населения составило 6,15 Гкал/чел.
Характеристика теплоисточников в зависимости от мощности.
Основное производство тепловой энергии в Удмуртской Республике
(см. таблица 2.29 - 2.30) сосредоточено на крупных теплоисточниках
(ТЭЦ и котельные с мощностью более 60 Гкал/час). Так, в г.
Ижевске и г. Глазове данные производители охватывают более 90%
рынка потребителей, а в целом по Удмуртии - 68,5%.
Всего в системах централизованного теплоснабжения, к которым
условно отнесены системы мощностью более 10 Гкал/ч, производится
около 75% тепла, из них более 70% производится на ТЭЦ в
комбинированном цикле, а остальное количество - в котельных
различной мощности, типа и назначения.
В децентрализованных системах производится около 25% всей
тепловой энергии, из этого количества около 45% тепла производится
малыми котельными с мощностью менее 2 Гкал. Остальное же
количество тепловой энергии производится средними котельными с
мощностью от 2 Гкал/ч до 10 Гкал/ч.
В районах преобладают малые котельные. Количество таких
теплоисточников по УР составляет чуть более 1000 единиц, и в
районах, как правило, доля их выработки существенна. Например, в
Граховском, Дебесском, Кизнерском, Киясовском, Шарканском и
Юкаменском районах малые котельные обеспечивают теплом 100%
потребителей. Однако их доля в объеме производства тепловой
энергии Удмуртской Республики невелика - немногим более 10% (см.
таблица 2.30).
T-------------------------------------------¬
+--------------------------------------¬ ¦
Глазовский +--------------------------------------- ¦
и г. Глазов ¦ 17,73 ¦
+---------------¬ ¦
Увинский +---------------- 7,24 ¦
+---------------¬ ¦
Завьяловский +---------------- 7,13 ¦
+-------------¬ ¦
г. Ижевск +-------------- 6,92 ¦
+------------¬ ¦
Воткинский +------------- 6,16 ¦
и г. Воткинск ¦ ¦
+---------¬ ¦
Балезинский +---------- 4,52 ¦
+--------¬ ¦
Можгинский +--------- 4,45 ¦
и г. Можга ¦ ¦
+-------¬ ¦
Камбарский +-------- 4,07 ¦
+------¬ ¦
Сарапульский +------- 3,80 ¦
и г. Сарапул ¦ ¦
+-----¬ ¦
Игринский +------ 2,87 ¦
+-----¬ ¦
Алнашский +------ 2,75 ¦
+----¬ ¦
Ярский +----- 2,40 ¦
+---¬ ¦
Каракулинский +---- 2,20 ¦
+---¬ ¦
Юкаменский +---- 2,14 ¦
+---¬ ¦
Кезский +---- 2,14 ¦
+---¬ ¦
Сюмсинский +---- 2,14 ¦
+---¬ ¦
Якшур - Бодьинский +---- 2,09 ¦
+---¬ ¦
Шарканский +---- 2,06 ¦
+--¬ ¦
Киясовский +--- 1,68 ¦
+--¬ ¦
Малопургинский +--- 1,63 ¦
+--¬ ¦
Дебесский +--- 1,49 ¦
+-¬ ¦
Граховский +-- 1,07 ¦
+-¬ ¦
Кизнерский +-- 0,93 ¦
+-¬ ¦
Вавожский +-- 0,86 ¦
+-¬ ¦
Селтинский +-- 0,76 ¦
+¬ ¦
Красногорский +- 0,31 ¦
+------------¬ ¦
В целом по УР +------------- 6,15 Гкал/чел. ¦
+----------T----------T----------T----------+
0 5 10 15 20
Рис. 2.39. Потребление тепловой энергии на душу населения
в районах и городах УР за 2000 год
Таблица 2.29
Распределение теплоисточников по районам и городам УР
в зависимости от мощности по состоянию на 2000 год, шт.
---T---------------T---------------------------------------------¬
¦ N¦ Районы, города¦ Мощность теплоисточника, Гкал/час ¦
¦ ¦ +-----T-----T-----T----T----T----T-----T------+
¦ ¦ ¦0 - 1¦1 - 2¦2 - 5¦5 - ¦10 -¦20 -¦более¦отсут.¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 10 ¦ 20 ¦ 60 ¦ 60 ¦данных¦
+--+---------------+-----+-----+-----+----+----+----+-----+------+
¦ 1¦Алнашский ¦ 73 ¦ 3 ¦ 3 ¦ 1 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+----+----+----+-----+------+
¦ 2¦Балезинский ¦ 19 ¦ 9 ¦ 2 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+----+----+----+-----+------+
¦ 3¦Вавожский ¦ 35 ¦ - ¦ 1 ¦ 1 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+----+----+----+-----+------+
¦ 4¦Воткинский ¦ 9 ¦ 2 ¦ 5 ¦ 1 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+----+----+----+-----+------+
¦ 5¦Глазовский ¦ 22 ¦ 4 ¦ 2 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+----+----+----+-----+------+
¦ 6¦Граховский ¦ 49 ¦ 1 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ 2 ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+----+----+----+-----+------+
¦ 7¦Дебесский ¦ 37 ¦ 1 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+----+----+----+-----+------+
¦ 8¦Завьяловский ¦ 31 ¦ 7 ¦ 9 ¦ 5 ¦ - ¦ 2 ¦ - ¦ 1 ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+----+----+----+-----+------+
¦ 9¦Игринский ¦ 40 ¦ 4 ¦ 9 ¦ - ¦ 1 ¦ 1 ¦ - ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+----+----+----+-----+------+
¦10¦Камбарский ¦ 16 ¦ 2 ¦ 2 ¦ 2 ¦ - ¦ 1 ¦ - ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+----+----+----+-----+------+
¦11¦Каракулинский ¦ 40 ¦ 2 ¦ 4 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+----+----+----+-----+------+
¦12¦Кезский ¦ 20 ¦ 3 ¦ 2 ¦ 1 ¦ 1 ¦ - ¦ - ¦ 9 ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+----+----+----+-----+------+
¦13¦Кизнерский ¦ 73 ¦ 3 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+----+----+----+-----+------+
¦14¦Киясовский ¦ 24 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ 2 ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+----+----+----+-----+------+
¦15¦Красногорский ¦ 30 ¦ - ¦ - ¦ 1 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+----+----+----+-----+------+
¦16¦Малопургинский ¦ 42 ¦ 1 ¦ 3 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+----+----+----+-----+------+
¦17¦Можгинский ¦ 36 ¦ 6 ¦ 6 ¦ 1 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+----+----+----+-----+------+
¦18¦Сарапульский ¦ 11 ¦ 6 ¦ 3 ¦ 1 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+----+----+----+-----+------+
¦19¦Селтинский ¦ 17 ¦ - ¦ 2 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ 2 ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+----+----+----+-----+------+
¦20¦Сюмсинский ¦ 36 ¦ 4 ¦ 2 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ 1 ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+----+----+----+-----+------+
¦21¦Увинский ¦ 31 ¦ 4 ¦ 1 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ 10 ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+----+----+----+-----+------+
¦22¦Шарканский ¦ 32 ¦ 1 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+----+----+----+-----+------+
¦23¦Юкаменский ¦ 27 ¦ 6 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+----+----+----+-----+------+
¦24¦Якшур - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦Бодьинский ¦ 39 ¦ 1 ¦ 2 ¦ 1 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+----+----+----+-----+------+
¦25¦Ярский ¦ 28 ¦ - ¦ 1 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ 6 ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+----+----+----+-----+------+
¦26¦г. Воткинск ¦ 3 ¦ 1 ¦ 2 ¦ 1 ¦ - ¦ 5 ¦ 2 ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+----+----+----+-----+------+
¦27¦г. Глазов ¦ 4 ¦ 2 ¦ 1 ¦ - ¦ 2 ¦ - ¦ 2 ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+----+----+----+-----+------+
¦28¦г. Ижевск ¦ 34 ¦ 5 ¦ 1 ¦ 2 ¦ 2 ¦ - ¦ 8 ¦ 2 ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+----+----+----+-----+------+
¦29¦г. Можга ¦ 4 ¦ 3 ¦ 5 ¦ 3 ¦ 1 ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+----+----+----+-----+------+
¦30¦г. Сарапул ¦ 59 ¦ 8 ¦ 6 ¦ 3 ¦ - ¦ 1 ¦ 1 ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+----+----+----+-----+------+
¦ ¦ В целом по УР¦ 951 ¦ 89 ¦ 74 ¦ 24 ¦ 7 ¦ 10 ¦ 13 ¦ 35 ¦
L--+---------------+-----+-----+-----+----+----+----+-----+-------
Источник: Министерство топлива, энергетики и связи УР.
Таблица 2.30
Доля выработки тепловой энергии районами и городами УР
в зависимости от мощности теплоисточников по состоянию
на 2000 год, %
---T---------------T---------------------------------------------¬
¦ N¦ Районы, города¦ Мощность теплоисточника, Гкал/час ¦
¦ ¦ +-----T-----T-----T------T------T------T------+
¦ ¦ ¦0 - 1¦1 - 2¦2 - 5¦5 - 10¦ 10 - ¦ 20 - ¦ более¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 20 ¦ 60 ¦ 60 ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+------+------+------+------+
¦ 1¦Алнашский ¦ 20,0¦ 19,8¦ 34,0¦ 26,1 ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+------+------+------+------+
¦ 2¦Балезинский ¦ 36,2¦ 46,3¦ 17,5¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+------+------+------+------+
¦ 3¦Вавожский ¦ 36,4¦ - ¦ 28,8¦ 34,8 ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+------+------+------+------+
¦ 4¦Воткинский ¦ 16,3¦ 10,9¦ 50,5¦ 22,3 ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+------+------+------+------+
¦ 5¦Глазовский ¦ 50,2¦ 27,3¦ 22,5¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+------+------+------+------+
¦ 6¦Граховский ¦ 71,9¦ 28,1¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+------+------+------+------+
¦ 7¦Дебесский ¦ 86,2¦ 13,8¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+------+------+------+------+
¦ 8¦Завьяловский ¦ 9,6¦ 6,8¦ 20,3¦ 21,9 ¦ - ¦ 41,3 ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+------+------+------+------+
¦ 9¦Игринский ¦ 10,2¦ 7,0¦ 36,2¦ - ¦ 21,5 ¦ 25,1 ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+------+------+------+------+
¦10¦Камбарский ¦ 9,9¦ 6,7¦ 13,8¦ 26,3 ¦ - ¦ 43,4 ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+------+------+------+------+
¦11¦Каракулинский ¦ 37,1¦ 10,4¦ 52,5¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+------+------+------+------+
¦12¦Кезский ¦ 17,4¦ 13,5¦ 15,8¦ 21,3 ¦ 32,0 ¦ - ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+------+------+------+------+
¦13¦Кизнерский ¦ 62,6¦ 37,4¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+------+------+------+------+
¦14¦Киясовский ¦100,0¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+------+------+------+------+
¦15¦Красногорский ¦ 39,1¦ - ¦ - ¦ 60,9 ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+------+------+------+------+
¦16¦Малопургинский ¦ 51,4¦ 6,5¦ 42,1¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+------+------+------+------+
¦17¦Можгинский ¦ 23,3¦ 17,1¦ 48,4¦ 11,2 ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+------+------+------+------+
¦18¦Сарапульский ¦ 15,5¦ 25,4¦ 36,1¦ 23,0 ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+------+------+------+------+
¦19¦Селтинский ¦ 41,4¦ - ¦ 58,6¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+------+------+------+------+
¦20¦Сюмсинский ¦ 40,4¦ 26,1¦ 33,6¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+------+------+------+------+
¦21¦Увинский ¦ 42,8¦ 31,2¦ 25,9¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+------+------+------+------+
¦22¦Шарканский ¦ 84,8¦ 15,2¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+------+------+------+------+
¦23¦Юкаменский ¦ 29,5¦ 70,5¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+------+------+------+------+
¦24¦Якшур - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦Бодьинский ¦ 24,4¦ 7,4¦ 29,1¦ 39,1 ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+------+------+------+------+
¦25¦Ярский ¦ 69,7¦ - ¦ 30,3¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+------+------+------+------+
¦26¦г. Воткинск ¦ 0,2¦ 0,3¦ 1,2¦ 1,5 ¦ - ¦ 16,8 ¦ 79,9 ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+------+------+------+------+
¦27¦г. Глазов ¦ 0,3¦ 0,6¦ 0,7¦ - ¦ 5,0 ¦ - ¦ 93,5 ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+------+------+------+------+
¦28¦г. Ижевск ¦ 0,4¦ 0,3¦ 0,2¦ 0,7 ¦ 1,0 ¦ - ¦ 97,4 ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+------+------+------+------+
¦29¦г. Можга ¦ 4,2¦ 8,5¦ 23,1¦ 33,9 ¦ 30,3 ¦ - ¦ - ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+------+------+------+------+
¦30¦г. Сарапул ¦ 3,9¦ 2,8¦ 4,9¦ 5,8 ¦ - ¦ 8,7 ¦ 74,0 ¦
+--+---------------+-----+-----+-----+------+------+------+------+
¦ ¦ В целом по УР¦ 6,8¦ 4,6¦ 9,0¦ 5,2 ¦ 3,1 ¦ 2,8 ¦ 68,5 ¦
L--+---------------+-----+-----+-----+------+------+------+-------
Источник: Министерство топлива, энергетики и связи УР.
В настоящее время около 80% от общего количества
теплоисточников Удмуртской Республики составляют котельные с
мощностью менее 1 Гкал/ч., с мощностью более 10 Гкал - чуть более
2% (см. рис. 2.40).
T------------------------------------------------------¬
+-------------------------------------------¬ ¦
0 - 1 +-------------------------------------------- 80,9 ¦
+---¬ ¦
1 - 2 +---- 7,8 ¦
+--¬ ¦
2 - 5 +--- 6,5 ¦
+-¬ ¦
5 - 10 +-- 2,1 ¦
+¬ ¦
10 - 20 +- 0,6 ¦
+¬ ¦
20 - 60 +- 0,9 ¦
+¬ ¦
более 60 +- 1,1 % ¦
+----------T----------T----------T----------T----------+
0 20 40 60 80 100
Рис. 2.40. Распределение количества теплоисточников УР
по мощности по состоянию на 2000 год
Характеристика теплоисточников в зависимости от вида основного
потребляемого топлива.
В таблице 2.31 представлено распределение котельных в районах
и городах УР по видам основного топлива. В настоящее время у более
53% котельных Удмуртии основным видом топлива является уголь,
более 21% теплоисточников работают на природном газе и около 15%
котельных работают на местных видах топлива (см. рис. 2.41).
Доля потребления различных видов топлива теплоисточниками в
различных районах и городах УР неодинакова (см. таблица 2.32).
Так, в Балезинском, Глазовском, Дебесском, Красногорском и
Юкаменском районах основным видом топлива является уголь. В
Игринском и Сарапульском районах основной вид топлива - нефть, в
Камбарском - мазут. В Селтинском и Каракулинском районах значимую
роль играет такой вид топлива, как дрова, соответственно, 24% и
19% от общего потребления топливных ресурсов в данных районах.
В Сюмсинском районе доля торфа составляет 19%.
Основным видом топлива, сжигаемого на предприятиях
производства тепловой энергии в УР, является природный газ. На его
долю приходится 82% от всего объема топлива, используемого на
теплоисточниках Удмуртской Республики (см. рис. 2.42).
Таблица 2.31
Распределение теплоисточников по районам и городам УР
в зависимости от вида основного топлива по состоянию
на 2000 год, шт.
---T--------------T------------------------------------------------------¬
¦ N¦Районы, города¦ Вид основного топлива на теплоисточниках ¦
¦ ¦ +---T-----T-----T---T---T----T----T----T-----T----T----+
¦ ¦ ¦Газ¦Нефть¦Уголь¦Эл.¦Ма-¦Дро-¦По- ¦Диз.¦Ко- ¦Торф¦От- ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦эн.¦зут¦ва ¦пут-¦топ-¦тель-¦ ¦сут.¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦но ¦ливо¦но - ¦ ¦дан-¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦неф-¦ ¦печ- ¦ ¦ных ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦тя- ¦ ¦ное ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ной ¦ ¦топ- ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦газ ¦ ¦ливо ¦ ¦ ¦
+--+--------------+---+-----+-----+---+---+----+----+----+-----+----+----+
¦ 1¦Алнашский ¦ 22¦ 13 ¦ 17 ¦ 28¦ -¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+--------------+---+-----+-----+---+---+----+----+----+-----+----+----+
¦ 2¦Балезинский ¦ 3¦ 6 ¦ 21 ¦ -¦ -¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+--------------+---+-----+-----+---+---+----+----+----+-----+----+----+
¦ 3¦Вавожский ¦ 5¦ - ¦ 32 ¦ -¦ -¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+--------------+---+-----+-----+---+---+----+----+----+-----+----+----+
¦ 4¦Воткинский ¦ 5¦ 12 ¦ - ¦ -¦ -¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+--------------+---+-----+-----+---+---+----+----+----+-----+----+----+
¦ 5¦Глазовский ¦ 4¦ 3 ¦ 21 ¦ -¦ -¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+--------------+---+-----+-----+---+---+----+----+----+-----+----+----+
¦ 6¦Граховский ¦ 5¦ 2 ¦ 45 ¦ -¦ -¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+--------------+---+-----+-----+---+---+----+----+----+-----+----+----+
¦ 7¦Дебесский ¦ -¦ 1 ¦ 37 ¦ -¦ -¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+--------------+---+-----+-----+---+---+----+----+----+-----+----+----+
¦ 8¦Завьяловский ¦ 23¦ 10 ¦ 18 ¦ 1¦ -¦ 1 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ 2 ¦
+--+--------------+---+-----+-----+---+---+----+----+----+-----+----+----+
¦ 9¦Игринский ¦ -¦ 20 ¦ 31 ¦ -¦ 2¦ - ¦ 1 ¦ - ¦ 1 ¦ - ¦ - ¦
+--+--------------+---+-----+-----+---+---+----+----+----+-----+----+----+
¦10¦Камбарский ¦ -¦ 1 ¦ 11 ¦ -¦ 6¦ - ¦ - ¦ - ¦ 5 ¦ - ¦ - ¦
+--+--------------+---+-----+-----+---+---+----+----+----+-----+----+----+
¦11¦Каракулинский ¦ 1¦ 14 ¦ 10 ¦ 16¦ -¦ - ¦ 5 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+--------------+---+-----+-----+---+---+----+----+----+-----+----+----+
¦12¦Кезский ¦ 3¦ 1 ¦ 32 ¦ -¦ -¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+--------------+---+-----+-----+---+---+----+----+----+-----+----+----+
¦13¦Кизнерский ¦ 8¦ - ¦ 68 ¦ -¦ -¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+--------------+---+-----+-----+---+---+----+----+----+-----+----+----+
¦14¦Киясовский ¦ -¦ 6 ¦ 20 ¦ -¦ -¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+--------------+---+-----+-----+---+---+----+----+----+-----+----+----+
¦15¦Красногорский ¦ -¦ - ¦ 10 ¦ 21¦ -¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+--------------+---+-----+-----+---+---+----+----+----+-----+----+----+
¦16¦Малопургинский¦ 18¦ 1 ¦ 12 ¦ 15¦ -¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+--------------+---+-----+-----+---+---+----+----+----+-----+----+----+
¦17¦Можгинский ¦ 17¦ 8 ¦ 25 ¦ -¦ -¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+--------------+---+-----+-----+---+---+----+----+----+-----+----+----+
¦18¦Сарапульский ¦ 3¦ 17 ¦ 1 ¦ -¦ -¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ ¦ - ¦
+--+--------------+---+-----+-----+---+---+----+----+----+-----+----+----+
¦19¦Селтинский ¦ 2¦ 1 ¦ 11 ¦ 7¦ -¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+--------------+---+-----+-----+---+---+----+----+----+-----+----+----+
¦20¦Сюмсинский ¦ -¦ 4 ¦ 19 ¦ 13¦ -¦ 6 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ 1 ¦ - ¦
+--+--------------+---+-----+-----+---+---+----+----+----+-----+----+----+
¦21¦Увинский ¦ 24¦ 4 ¦ 9 ¦ 7¦ -¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ 2 ¦
+--+--------------+---+-----+-----+---+---+----+----+----+-----+----+----+
¦22¦Шарканский ¦ 2¦ 13 ¦ 18 ¦ -¦ -¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+--------------+---+-----+-----+---+---+----+----+----+-----+----+----+
¦23¦Юкаменский ¦ -¦ - ¦ 31 ¦ 2¦ -¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+--------------+---+-----+-----+---+---+----+----+----+-----+----+----+
¦24¦Якшур - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦Бодьинский ¦ 9¦ 4 ¦ 30 ¦ -¦ -¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+--------------+---+-----+-----+---+---+----+----+----+-----+----+----+
¦25¦Ярский ¦ 9¦ - ¦ 25 ¦ -¦ 1¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+--------------+---+-----+-----+---+---+----+----+----+-----+----+----+
¦26¦г. Воткинск ¦ 11¦ 3 ¦ - ¦ -¦ -¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+--------------+---+-----+-----+---+---+----+----+----+-----+----+----+
¦27¦г. Глазов ¦ 6¦ - ¦ 5 ¦ -¦ -¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+--------------+---+-----+-----+---+---+----+----+----+-----+----+----+
¦28¦г. Ижевск ¦ 40¦ - ¦ 10 ¦ 1¦ 2¦ - ¦ - ¦ 1 ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+--------------+---+-----+-----+---+---+----+----+----+-----+----+----+
¦29¦г. Можга ¦ 16¦ - ¦ - ¦ -¦ -¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--+--------------+---+-----+-----+---+---+----+----+----+-----+----+----+
¦30¦г. Сарапул ¦ 10¦ 1 ¦ 56 ¦ 4¦ -¦ 1 ¦ - ¦ 1 ¦ - ¦ - ¦ 5 ¦
+--+--------------+---+-----+-----+---+---+----+----+----+-----+----+----+
¦ ¦ В целом по УР¦246¦ 145 ¦ 625 ¦115¦ 11¦ 8 ¦ 6 ¦ 2 ¦ 6 ¦ 1 ¦ 8 ¦
L--+--------------+---+-----+-----+---+---+----+----+----+-----+----+-----
Источник: Министерство топлива, энергетики и связи УР.
T-----------------------------------------¬
+-------------------------------------¬ ¦
Уголь +-------------------------------------- ¦
+--------------¬ 53,6 ¦
Газ +--------------- 21,1 ¦
+--------¬ ¦
Нефть +--------- 12,4 ¦
+------¬ ¦
Электроэнергия +------- 9,9 ¦
+¬ ¦
Мазут +- 0,9 ¦
+¬ ¦
Дрова +- 0,7 ¦
+¬ ¦
Попутно нефтяной газ +- 0,5 ¦
+¬ ¦
Котельно - печное +- 0,5 ¦
топливо ¦ ¦
+ ¦
Дизельное топливо ¦ 0,2 ¦
+ ¦
Торф ¦ 0,1 % ¦
+------T------T------T------T------T------+
0 10 20 30 40 50 60
Рис. 2.41. Распределение количества теплоисточников УР
по видам основного топлива по состоянию на 2000 год
2.2.3.2. Прогноз потребления тепловой энергии
Прогноз потребления тепловой энергии строился для различных
вариантов выполнения программы энергосбережения с учетом того, что
темпы ежегодного прироста ВВП будут составлять 5 - 6% [6].
Поскольку УР является составной частью РФ, то примем для нее такие
же темпы ежегодного прироста ВРП (в среднем 5,5%). Если не
проводить энергосберегающую политику, то рост потребления
энергоресурсов будет пропорционален росту ВРП. Таким образом,
потребление тепловой энергии к 2005 году возрастет на 31%
(относительно 2000 года), к 2010 году - на 71% без учета
энергосбережения. При данном варианте развития экономики
потребление тепловой энергии в УР к 2005 году (с учетом данных
таблицы 2.25) достигнет величины: 9993 x 1,31 = 13091 Гкал/год, а
к 2010 году - 9993 x 1,71 = 17088 Гкал/год (см. таблица 2.33).
В соответствии с [6] выполнение программы энергосбережения с
внедрением новых высокотехнологичных производств приведет к
снижению удельной теплоемкости экономики к 2005 году в 1,19 раза,
а к 2010 году в 1,50 раза в сравнении с 2000 годом. Объем ВРП УР в
2000 году составил 54,8 млрд. руб., или 1957,1 млн. долл. (1 долл.
= 28 руб.), удельная теплоемкость УР в 2000 году равнялась 9993000
/ 1957100 = 5,11 Гкал/тыс. долл. Для УР это означает, что в 2005
году прогнозное значение удельной теплоемкости достигнет уровня:
5,11 / 1,19 = 4,29 Гкал/тыс. долл., а в 2010 году - 5,11 / 1,5 =
3,41 Гкал/тыс. долл. При данном варианте развития экономики
суммарный рост теплопотребления в УР в 2005 году по сравнению с
2000 годом составит 10,5%, а в 2010 году - около 14% и достигнет
уровня 17089 / 1,5 = 11392 тыс. Гкал/год (см. таблица 2.33 и рис.
2.43). Таким образом, средний рост потребления тепловой энергии
составит 1,3% в год.
Таблица 2.32
Потребление различных видов топлива организациями городов
и районов УР при производстве тепловой энергии,
в % от общего потребления за 2000 год
---------------------T-------------------------------------------¬
¦ Районы, города ¦ Вид топлива ¦
¦ +--------T------T------T------T------T------+
¦ ¦газ при-¦ сырая¦ мазут¦ уголь¦ дрова¦ торф ¦
¦ ¦родный ¦ нефть¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--------------------+--------+------+------+------+------+------+
¦Алнашский ¦ 58,9 ¦ 10,0 ¦ - ¦ 29,4 ¦ 1,7 ¦ - ¦
+--------------------+--------+------+------+------+------+------+
¦Балезинский ¦ 7,8 ¦ 1,3 ¦ - ¦ 90,9 ¦ - ¦ - ¦
+--------------------+--------+------+------+------+------+------+
¦Вавожский ¦ 59,8 ¦ - ¦ - ¦ 40,2 ¦ - ¦ - ¦
+--------------------+--------+------+------+------+------+------+
¦Воткинский ¦ 63,0 ¦ 36,4 ¦ - ¦ 0,6 ¦ - ¦ - ¦
+--------------------+--------+------+------+------+------+------+
¦Глазовский ¦ 20,0 ¦ 12,0 ¦ - ¦ 68,0 ¦ - ¦ - ¦
+--------------------+--------+------+------+------+------+------+
¦Граховский ¦ 37,3 ¦ 12,8 ¦ - ¦ 49,8 ¦ - ¦ - ¦
+--------------------+--------+------+------+------+------+------+
¦Дебесский ¦ - ¦ 11,4 ¦ - ¦ 84,4 ¦ 4,3 ¦ - ¦
+--------------------+--------+------+------+------+------+------+
¦Завьяловский ¦ 83,3 ¦ 10,0 ¦ - ¦ 6,7 ¦ - ¦ - ¦
+--------------------+--------+------+------+------+------+------+
¦Игринский ¦ - ¦ 86,2 ¦ - ¦ 11,9 ¦ 1,9 ¦ - ¦
+--------------------+--------+------+------+------+------+------+
¦Камбарский ¦ - ¦ 5,7 ¦ 80,4 ¦ 13,9 ¦ - ¦ - ¦
+--------------------+--------+------+------+------+------+------+
¦Каракулинский ¦ 38,6 ¦ 29,0 ¦ - ¦ 13,2 ¦ 19,3 ¦ - ¦
+--------------------+--------+------+------+------+------+------+
¦Кезский ¦ 53,3 ¦ 2,0 ¦ - ¦ 35,7 ¦ 9,0 ¦ - ¦
+--------------------+--------+------+------+------+------+------+
¦Кизнерский ¦ 46,2 ¦ - ¦ - ¦ 48,6 ¦ 5,2 ¦ - ¦
+--------------------+--------+------+------+------+------+------+
¦Киясовский ¦ - ¦ 43,7 ¦ - ¦ 56,3 ¦ - ¦ - ¦
+--------------------+--------+------+------+------+------+------+
¦Красногорский ¦ - ¦ - ¦ - ¦100,0 ¦ - ¦ - ¦
+--------------------+--------+------+------+------+------+------+
¦Малопургинский ¦ 64,6 ¦ 2,9 ¦ - ¦ 22,8 ¦ 9,7 ¦ - ¦
+--------------------+--------+------+------+------+------+------+
¦Можгинский ¦ 73,8 ¦ 2,3 ¦ - ¦ 23,8 ¦ - ¦ - ¦
+--------------------+--------+------+------+------+------+------+
¦Сарапульский ¦ 45,9 ¦ 51,5 ¦ - ¦ 2,6 ¦ - ¦ - ¦
+--------------------+--------+------+------+------+------+------+
¦Селтинский ¦ 41,6 ¦ 8,8 ¦ - ¦ 25,5 ¦ 24,1 ¦ - ¦
+--------------------+--------+------+------+------+------+------+
¦Сюмсинский ¦ - ¦ 12,0 ¦ - ¦ 54,7 ¦ 14,2 ¦ 19,1 ¦
+--------------------+--------+------+------+------+------+------+
¦Увинский ¦ 88,6 ¦ 3,7 ¦ 1,4 ¦ 6,3 ¦ - ¦ - ¦
+--------------------+--------+------+------+------+------+------+
¦Шарканский ¦ 28,4 ¦ 20,3 ¦ - ¦ 51,3 ¦ - ¦ - ¦
+--------------------+--------+------+------+------+------+------+
¦Юкаменский ¦ - ¦ - ¦ - ¦100,0 ¦ - ¦ - ¦
+--------------------+--------+------+------+------+------+------+
¦Якшур - Бодьинский ¦ 61,4 ¦ 3,4 ¦ - ¦ 28,7 ¦ 6,6 ¦ - ¦
+--------------------+--------+------+------+------+------+------+
¦Ярский ¦ 61,0 ¦ - ¦ 6,6 ¦ 32,5 ¦ - ¦ - ¦
+--------------------+--------+------+------+------+------+------+
¦г. Воткинск ¦ 99,4 ¦ 0,3 ¦ - ¦ 0,3 ¦ - ¦ - ¦
+--------------------+--------+------+------+------+------+------+
¦г. Глазов ¦ 76,6 ¦ - ¦ - ¦ 23,4 ¦ - ¦ - ¦
+--------------------+--------+------+------+------+------+------+
¦г. Ижевск ¦ 99,5 ¦ - ¦ 0,1 ¦ 0,4 ¦ - ¦ - ¦
+--------------------+--------+------+------+------+------+------+
¦г. Можга ¦ 100,0 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+--------------------+--------+------+------+------+------+------+
¦г. Сарапул ¦ 84,2 ¦ 4,5 ¦ 2,2 ¦ 9,0 ¦ - ¦ - ¦
+--------------------+--------+------+------+------+------+------+
¦ В целом по УР¦ 82,3 ¦ 6,6 ¦ 1,5 ¦ 8,7 ¦ 0,8 ¦ 0,1 ¦
L--------------------+--------+------+------+------+------+-------
Источник: Министерство топлива, энергетики и связи УР.
Газ 1143 82,3%
Нефть 92 6,6%
Мазут 21 1,5%
Уголь 121 8,7%
Дрова 10 0,8%
Торф 1 0,1%
Рис. 2.42. Объемы (тыс. т у.т.) и доли потребления топлива
в УР при производстве тепловой энергии за 2000 год
Таблица 2.33
Прогноз потребления тепловой энергии в УР
---------------------------------------T-------------------------¬
¦ Показатели ¦ Год ¦
¦ +-------T--------T--------+
¦ ¦ 2000 ¦ 2005 ¦ 2010 ¦
+--------------------------------------+-------+--------+--------+
¦Потребление тепловой энергии без учета¦ ¦ ¦ ¦
¦энергосбережения, тыс. Гкал ¦9993 ¦13091 ¦17088 ¦
+--------------------------------------+-------+--------+--------+
¦Потребление тепловой энергии с учетом ¦ ¦ ¦ ¦
¦энергосбережения, тыс. Гкал ¦9993 ¦11001 ¦11392 ¦
+--------------------------------------+-------+--------+--------+
¦Удельная теплоемкость ВРП, ¦ ¦ ¦ ¦
¦Гкал/тыс. долл. ¦ 5,11¦ 4,29¦ 3,41¦
L--------------------------------------+-------+--------+---------
17500 T-------------------------------------------------¬
¦ Динамика потребления тепловой 17088 х
16500 + энергии без учета энергосбережения / ¦
¦ \ / ¦
15500 + \ / ¦
¦ \ / ¦
14500 + \ / ¦
Тепло- ¦ \ / ¦
вая 13500 + \ / ¦
энер- ¦ >/ х 13091 ¦
гия, 12500 + / ¦
тыс. ¦ / 11392¦
Гкал 11500 + / 11001 < / о
¦ / / / о / / \ ¦
10500 +9993 / Динамика потребления тепловой \ ¦
хо / / энергии с учетом энергосбережения год ¦
9500 +----T----T----T----T----T----T----T----T----T----+
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
2.43. Прогноз потребления тепловой энергии в УР при темпах
роста ВРП на 5,5% в год
Выводы:
1. Несмотря на то, что теплоснабжение является самой
топливоемкой составляющей энергетического сектора экономики
Удмуртии, оно, в отличие от отраслей ТЭК, не имеет единой
технической, структурно - инвестиционной, экономической и
организационной политики. Прозрачны лишь крупные теплофикационные
системы и системы централизованного теплоснабжения. Муниципальные
системы теплоснабжения и сфера децентрализованного теплоснабжения,
по существу, предоставлены сами себе.
2. Не ведется разработка сводного теплового баланса Удмуртской
Республики. В результате ряд направлений производства и
использования тепловой энергии не учитывается и, следовательно, не
оценивается энергетически и экономически.
3. Основными направлениями совершенствования и развития систем
теплоснабжения будут:
- оптимизация целесообразной степени централизации систем
теплоснабжения с учетом концентрации спроса, изменений структуры
себестоимости тепловой энергии и ее транспорта, рыночных условий
хозяйствования и структуры собственности потребителей энергии;
- совершенствование схем и оборудования систем теплоснабжения
(в частности, повсеместный переход на современные, предварительно
изолированные трубы на теплотрассах), а также уровня их
эксплуатации в целях снижения себестоимости энергии и резкого
снижения доли участия государства в финансировании теплоснабжения
быта.
4. Основными направлениями развития теплоисточников должны
стать:
- техническое перевооружение и реконструкция существующих, а
также сооружение новых теплоисточников;
- приоритет должен быть отдан парогазовым и экологически
чистым угольным теплоисточникам, обеспечивающим повышение
эффективности производства энергии;
- переход от паротурбинных к парогазовым ТЭС на газе, а позже - и
на угле обеспечит постепенное повышение КПД установок до 55%, а в
перспективе до 60%, что позволит существенно снизить прирост
потребности ТЭС в топливе;
- перевод котельных на режим комбинированной выработки тепла и
электроэнергии;
- увеличение доли котельных, работающих на торфе и попутном
газе;
- перевод котельных, работающих на неэкологических видах
топлива (нефть, мазут), на другие, более энергоэффективные виды
топлива.
5. Во вводах мощностей ТЭЦ все более растущую роль будут
играть малые высокоэффективные парогазовые и газотурбинные
установки, ориентированные на обслуживание тепловых нагрузок малой
концентрации, в том числе за счет преобразования крупных районных
котельных и мини - ТЭЦ. В процессе их развития возрастет доля
независимых производителей электроэнергии (и тепла), повысится
конкуренция в этой сфере.
6. При реализации программы энергосбережения темп ежегодного
прироста объема теплопотребления в УР прогнозируется на уровне
1,3%.
2.2.4. Сводный топливно - энергетический баланс УР
Удмуртская Республика является электродефицитной, как минимум,
на 2/3. На территории УР нет месторождений природного газа и
каменного угля. Местные виды топлива - торф и дрова - составляют
всего 2,5% в топливном балансе Удмуртии.
Производственный потенциал топливно - энергетического
комплекса Удмуртской Республики показан в таблице 2.34.
Таблица 2.34
Характеристики топливно - энергетического комплекса УР
по состоянию на 2000 год
------------------------------------------------------T----------¬
¦ Показатели ¦Количество¦
+-----------------------------------------------------+----------+
¦Количество электростанций ¦ 5 ¦
+-----------------------------------------------------+----------+
¦Установленная мощность электростанций, МВт ¦ 564 ¦
+-----------------------------------------------------+----------+
¦Протяженность линий электропередачи, км ¦ 33011 ¦
+-----------------------------------------------------+----------+
¦Объемы добычи нефти, млн т ¦ 7,68 ¦
+-----------------------------------------------------+----------+
¦Разведанные запасы нефти, млн т ¦ 1654 ¦
+-----------------------------------------------------+----------+
¦Объемы добычи попутного газа, млн куб. м ¦ 59 ¦
+-----------------------------------------------------+----------+
¦Разведанные запасы попутного газа, млн куб. м ¦ 2652 ¦
+-----------------------------------------------------+----------+
¦Количество котельных всего, в том числе: ¦ 1168 ¦
+-----------------------------------------------------+----------+
¦на газе ¦ 246 ¦
+-----------------------------------------------------+----------+
¦на угле ¦ 625 ¦
+-----------------------------------------------------+----------+
¦на нефти ¦ 145 ¦
+-----------------------------------------------------+----------+
¦на электроэнергии ¦ 115 ¦
+-----------------------------------------------------+----------+
¦на мазуте ¦ 11 ¦
+-----------------------------------------------------+----------+
¦на котельно - печном топливе ¦ 6 ¦
+-----------------------------------------------------+----------+
¦на торфе ¦ 1 ¦
+-----------------------------------------------------+----------+
¦на попутном нефтяном газе ¦ 6 ¦
+-----------------------------------------------------+----------+
¦на дизельном топливе ¦ 2 ¦
+-----------------------------------------------------+----------+
¦на дровах ¦ 8 ¦
+-----------------------------------------------------+----------+
¦Годовая выработка тепла, млн Гкал ¦ 10,0 ¦
+-----------------------------------------------------+----------+
¦Объемы добычи торфа, тыс. т ¦ 169 ¦
+-----------------------------------------------------+----------+
¦Объемы производства топливного торфа, тыс. т ¦ 73 ¦
+-----------------------------------------------------+----------+
¦Разведанные запасы торфа, млн т ¦ 116 ¦
+-----------------------------------------------------+----------+
¦Ежегодный лесосечный фонд на дрова, тыс. куб. м ¦ 503 ¦
L-----------------------------------------------------+-----------
Электроснабжение
Энергосистема покрывала потребность в электроэнергии в 2000
году за счет собственного производства на 31%; за счет покупки
электроэнергии с ФОРЭМ - на 69%.
Главной проблемой в электроэнергетике Удмуртии остается
проблема старения энергетических мощностей и сетей из-за
недостаточного финансирования по причине неплатежей за
энергоресурсы и отсутствия в тарифах на продукцию ОАО
"Удмуртэнерго" инвестиционной составляющей.
Для решения этих проблем необходимо:
- разработать механизм финансового и организационного
разделения транспортных систем и генерирующих мощностей в
электроэнергетике;
- обеспечить условия для становления независимых
производителей энергии и механизма стабильных долгосрочных
тарифов;
- организовать активную работу по привлечению инвестиций и
кредитных ресурсов;
- создать новые источники финансирования (инвестиционная
составляющая в себестоимости энергии, плата за вновь
присоединяемые мощности в промышленности и т.д.);
- внедрить систему бюджетирования ОАО "Удмуртэнерго" с
включением в бюджеты заданий по реновации основных фондов в
натуральном и денежном выражении.
Газоснабжение
Государственная политика газоснабжения регионов России,
изменившаяся в сторону снижения внутреннего потребления природного
газа, в конечном итоге приведет к снижению объемов газопотребления
и в Удмуртской Республике.
Устойчивая и эффективная работа отрасли была обусловлена
эксплуатацией уникальных по мощности и эффективности
газотранспортных систем, сооруженных в 70 - 80-е годы.
Главной задачей в настоящее время остается обеспечение
безопасного и надежного газоснабжения населения и секторов
экономики УР (строительство, реконструкция и ремонт баз газового
хозяйства).
В связи с намечающимися изменениями по развитию рынка газа в
России и поэтапным повышением цен на природный газ предлагается
осуществить:
- разделение финансовой деятельности, связанной с транспортом
природного газа и сбытом внутри газораспределительных организаций;
- введение в действие для всех участников рынка единых
двухставочных тарифов на услуги по транспортировке газа по
магистральным и распределительным газопроводам;
- совершенствование механизмов антимонопольного контроля за
поставками газа на внутреннем оптовом рынке;
- реализацию программы газосбережения с целью изменения
структуры топливного баланса газа в структуре потребления топлива.
Теплоснабжение
Потребность Удмуртской Республики в тепле по состоянию на 2000
год составляла около 10,0 млн. Гкал. Около 3,1 млн. Гкал
указанного количества потребляли социально значимые секторы
национальной экономики (население, общественные и коммунальные
нужды).
Тепловыми электростанциями УР может быть удовлетворено более
60% данной потребности и около 30% - за счет муниципальных
котельных. Остальной объем тепла поступает от ведомственных
котельных.
Районные системы теплоснабжения при наличии горячего водоснабжения
на хозяйственные нужды - это, как правило, "открытые" системы, из
них происходят большие потери воды и теплоэнергии.
Распределительные трубопроводы с плохой изоляцией подвергаются
быстрой коррозии. Учет выработки и распределения теплоэнергии
производится в недостаточной мере, что создает трудности в
определении истинных теплопотерь.
Уменьшение спроса на теплоэнергию в промышленности снизило
эффективность производства теплоэнергии, особенно паровыми
производственно - отопительными котельными мощностью свыше 20
Гкал.
Сектор теплоснабжения является самым большим по объему
потребляемых энергоресурсов - около 2,25 млн. т у.т. в год, или
42% от общего их потребления в регионе.
В сфере теплоснабжения имеется наибольший потенциал
энергосбережения, достигающий 50% всего теплопотребления. Около
20% тепла теряется в тепловых сетях из-за их плохого состояния и
примерно столько же - из-за нерационального использования тепловой
энергии.
В целях обеспечения эффективного использования энергоресурсов
для комфортного теплоснабжения, снижения загрязнения окружающей
среды и резкого сокращения отвлекаемых на цели теплоснабжения
бюджетных средств требуется:
- создание условий для привлечения инвестиций на модернизацию
муниципальных систем централизованного теплоснабжения;
- создание условий, стимулирующих снижение удельного расхода
топлива и изменение форм собственности теплоисточников для
создания конкуренции производителей;
- создание условий для перехода максимально возможных групп
потребителей на оплату за энергоресурсы по полной их
себестоимости;
- сохранение государственного регулирования тарифов на
энергоресурсы;
- внедрение автоматизированных котельных и малых
теплоэлектроцентралей на природном газе и местных видах топлива
(торф, древесные отходы);
- применение высокоэффективных технологий и оборудования в
системах теплоснабжения (тепловые насосы, инфракрасные излучатели,
турбогенераторы, аппараты "Фисоник", частотно регулируемые
электроприводы);
- внедрение автоматизированных систем учета и регулирования;
- разработка рациональных схем теплоснабжения населенных
пунктов, предусматривающих разумное сочетание централизованного и
децентрализованного теплоснабжения;
- запрещение подсоединения к котельным и тепловым сетям
отдельно стоящих частных жилых домов во избежание неоправданных
тепловых потерь и бюджетных компенсаций;
- считать вопросом общегосударственной важности введение
обязательного энергоаудита с последующим использованием
законодательной и нормативной базы для применения санкций во
избежание принятия дорогостоящих необоснованных решений. Эти
законы и нормативы должны быть направлены на сокращение
нерационального использования и потерь при производстве,
транспортировке и использовании энергоресурсов.
Энергосбережение
1. Организовано производство систем лучистого отопления на ОАО
"Купол" (10 и 20 кВт).
Использование инфракрасного (лучистого) отопления позволяет
хозяйствующим субъектам высвободить природный газ в объеме 25 -
50% против потребления в системах с традиционным отоплением и
сократить эксплуатационные расходы.
2. Организовано производство котельного оборудования,
теплообменников, электрохимических аптинакипных аппаратов в
Ижевском научно - исследовательском технологическом институте
"Прогресс" и др.
3. В Удмуртии разработаны и реализуются комплексные программы
повышения эффективности использования энергоресурсов. В том числе:
- Программа реформирования жилищно - коммунального хозяйства
Удмуртской Республики, утвержденная постановлением Правительства
УР от 25 августа 1997 года N 789. В 2002 году приступили к
реализации подпрограммы "Реформирование и модернизация жилищно -
коммунального комплекса РФ" Федеральной целевой программы "Жилище"
на 2002 - 2010 годы, утвержденной постановлением Правительства РФ
от 17 ноября 2001 года N 797.
- Программа мероприятий по энергосбережению в образовательных
учреждениях Удмуртской Республики. Финансирование программы
осуществляется с использованием средств федерального бюджета в
соответствии с Соглашением между Министерством образования РФ,
Министерством энергетики РФ и Правительством Удмуртской
Республики. Целью Программы является энергосбережение в
образовательных учреждениях. В 1999 - 2000 годах на приобретение
оборудования и внедрение энергоэффективных технологий в рамках
Программы "Энергосбережение Минобразования России" было выделено
1,16 млн. руб.
В ближайшее время одним из главных направлений
энергосберегающего развития ТЭК региона должно стать использование
местных видов топлива (торф, дрова и древесные отходы: кора,
опилки).
Реализация энергосберегающих мероприятий должна базироваться
на системе правовых, организационных и экономических механизмов,
обеспечивающих повышение эффективности использования
энергоресурсов в промышленности и коммунальном хозяйстве, в том
числе:
- совершенствование нормативно - правовой базы
энергосбережения (использование конкретных механизмов
стимулирования энергосбережения, привлечение инвестиций, введение
обязательных энергетических паспортов предприятий и т.д.);
- совершенствование лимитирования энергоресурсов для бюджетных
потребителей на базе нормативов энергопотребления;
- формирование рыночно ориентированных структур по
предоставлению энергосберегающих услуг;
- создание системы финансирования энергосберегающих программ и
проектов с привлечением средств из бюджетных и внебюджетных
источников;
- разработка стратегии развития ЖКХ с учетом роста тарифов на
энергоресурсы и увеличения доли платежей населения за коммунальные
услуги;
- разработка районных и городских долгосрочных программ по
энергосбережению в бюджетной сфере.
4. Необходимо начать разработку концепции реформирования ЖКХ
Удмуртской Республики на ближайшую и среднесрочную перспективу.
Коммунальная инженерная инфраструктура городов и поселков, в
первую очередь теплоснабжение, имеет огромный износ основных
фондов и требует модернизации.
Требуют решения и другие проблемы: снижение необоснованных
затрат по предоставлению населению коммунальных услуг, организация
бесперебойной работы ЖКХ в отопительный период и т.д.
Основой стратегических направлений предполагаемой Концепции
должны стать:
- развертывание единой информационной системы управления в ЖКХ
Удмуртской Республики;
- введение единой тарифной политики в Удмуртской Республике;
- внедрение информационно - аналитической системы учета
индивидуальных потребителей ресурсов (тепло, газ, горячая и
холодная вода) на основе законов сохранения;
- перевод организационно - правовых связей среди субъектов ЖКХ
на прямые договорные отношения.
В заключении приведем параметры топливно - энергетического
баланса УР (см. таблицу 2.35).
Таблица 2.35
Основные параметры топливно - энергетического баланса
Удмуртии за 2000 год
------------------------------------------------------T----------¬
¦ Показатели ¦Количество¦
+-----------------------------------------------------+----------+
¦Внутренний спрос на энергоресурсы, тыс. т у.т. ¦ 5350,5 ¦
+-----------------------------------------------------+----------+
¦Внутренний спрос на электроэнергию, млн кВт.ч ¦ 6640 ¦
+-----------------------------------------------------+----------+
¦Внутреннее производство электроэнергии, млн кВт.ч ¦ 2080 ¦
+-----------------------------------------------------+----------+
¦Закупки с ФОРЭМ, млн кВт.ч ¦ 4560 ¦
+-----------------------------------------------------+----------+
¦Внутренний спрос на тепловую электроэнергию, ¦ 9993 ¦
¦тыс. Гкал ¦ ¦
+-----------------------------------------------------+----------+
¦Внутренний спрос на природный газ, млн куб. м ¦ 2447,0 ¦
+-----------------------------------------------------+----------+
¦Внутренний спрос на моторное топливо, тыс. т у.т. ¦ 465,0 ¦
+-----------------------------------------------------+----------+
¦Потребное количество угля, тыс. т у.т. ¦ 296,7 ¦
+-----------------------------------------------------+----------+
¦Производство попутного газа, млн куб. м ¦ 59 ¦
+-----------------------------------------------------+----------+
¦Добыча нефти, млн т ¦ 7,68 ¦
+-----------------------------------------------------+----------+
¦Биоэнергоресурсы, тыс. т у.т. ¦ 0 ¦
+-----------------------------------------------------+----------+
¦Гидроресурсы, млн кВт.ч ¦ 0 ¦
+-----------------------------------------------------+----------+
¦Производство топливного торфа, тыс. т ¦ 73 ¦
+-----------------------------------------------------+----------+
¦Заготовка дров, тыс. т у.т. ¦ 85,6 ¦
L-----------------------------------------------------+-----------
Выводы:
1. Добываемые в Удмуртии первичные топливно - энергетические
ресурсы (нефть, торф) практически полностью экспортируются за ее
пределы, в то же время Удмуртия практически полностью (на 97,5%)
зависима от первичных топливно - энергетических ресурсов (газ,
уголь, мазут, моторное топливо), ввозимых из других регионов
России.
2. Электроснабжение Удмуртской Республики только на 1/3
покрывается за счет собственного производства электроэнергии.
3. В связи с наметившейся тенденцией сокращения внутреннего
потребления природного газа в целом по России и поэтапным
опережающим, по сравнению с другими ТЭР, ростом цен на газ,
политика в области газоснабжения Удмуртии должна быть
скорректирована в сторону газосбережения.
4. Сектор теплоснабжения является самым большим по объему
потребляемых энергоресурсов - около 42% от общего их потребления в
регионе. В сфере теплоснабжения имеется наибольший потенциал
энергосбережения, достигающий 50% всего теплопотребления.
3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕНЦИАЛА ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ
В соответствии с [6], реализация организационных и
технологических мер по экономии энергоресурсов способна уменьшить
их расход в РФ по сравнению с 2000 годом на 40 - 48%. Поскольку УР
является составной частью РФ, то для определения потенциала
энергосбережения в Удмуртской Республике примем аналогичные
прогнозы экономии энергоресурсов. Таким образом, потенциал
энергосбережения УР (с учетом того, что объем потребления
энергоресурсов в 2000 году равнялся 5,35 млн. т у.т.) составляет
2,14 - 2,57 млн. т у.т. в год.
Используя данные [6] (см. рис. 3.1), дадим оценку потенциала
энергосбережения по отраслям народного хозяйства УР (см. таблицу
3.1). Около трети этого потенциала экономии имеют отрасли ТЭК,
другая треть сосредоточена в промышленности и строительстве, свыше
четверти - в ЖКХ, 6 - 7% - на транспорте и 3% - в сельском
хозяйстве (см. рис. 3.1). При этом потенциал экономии ТЭР в
топливно - энергетическом комплексе УР составляет 0,68 - 0,82 млн.
т у.т.
Промышленность и строительство 31 - 33%
Транспорт 6 - 7%
Сельское хозяйство 3%
ЖКХ 26 - 27%
ТЭК 31 - 33%
Рис. 3.1. Структура потенциала энергосбережения РФ
Таблица 3.1
Потенциал организационно - технологических мер
экономии энергоресурсов в УР
--------------------------------------------T--------------------¬
¦ Отрасли ¦Экономия, млн т у.т.¦
+-------------------------------------------+--------------------+
¦Топливно - энергетический комплекс ¦ 0,68 - 0,82 ¦
+-------------------------------------------+--------------------+
¦Промышленность и строительство ¦ 0,68 - 0,82 ¦
+-------------------------------------------+--------------------+
¦Транспорт ¦ 0,14 - 0,17 ¦
+-------------------------------------------+--------------------+
¦Сельское хозяйство ¦ 0,06 - 0,08 ¦
+-------------------------------------------+--------------------+
¦Жилищно - коммунальное хозяйство ¦ 0,57 - 0,68 ¦
+-------------------------------------------+--------------------+
¦Итого по УР ¦ 2,14 - 2,57 ¦
L-------------------------------------------+---------------------
Предполагается [6], что правильная ценовая политика и умелое
использование всего комплекса мер по энергосбережению позволят
реализовать к 2020 году весь имеющийся организационный и
технологический потенциал энергосбережения. При этом динамика
реализации потенциала экономии топливно - энергетических ресурсов
показывает, что при эффективном ведении энергосберегающей политики
годовая экономия ТЭР будет расти из года в год. В соответствии с
[6], к 2005 году планируется реализовать 8 - 14% потенциала, что
для УР составит 0,17 - 0,36 млн. т у.т. в год, к 2010 году
предполагается внедрить 27 - 36% имеющегося организационного и
технологического потенциала энергосбережения или 0,58 - 0,93 млн.
т у.т. в год суммарно по всем отраслям народного хозяйства (см.
таблицу 3.2). На рис. 3.2 приведена динамика реализации потенциала
экономии топливно - энергетических ресурсов за счет организационно
- технологических мер как в целом по всем отраслям экономики УР,
так и по ТЭК отдельно.
Таблица 3.2
Прогнозы экономии ТЭР УР за счет организационных
и технологических мер
------------T----------------------------------------------------¬
¦ Год ¦ Всего ¦
¦ +-------------------------T--------------------------+
¦ ¦ млн т у.т. ¦ % ¦
+-----------+-------------------------+--------------------------+
¦ 2005 ¦ 0,17 - 0,36 ¦ 8 - 14 ¦
+-----------+-------------------------+--------------------------+
¦ 2010 ¦ 0,58 - 0,93 ¦ 27 - 36 ¦
+-----------+-------------------------+--------------------------+
¦ 2015 ¦ 1,01 - 1,72 ¦ 47 - 67 ¦
+-----------+-------------------------+--------------------------+
¦ 2020 ¦ 2,14 - 2,57 ¦ 100 ¦
L-----------+-------------------------+---------------------------
млн т у.т.
2,5 T-----------------------------------------------------------¬
¦ 2,36 х
¦ /¦
2,0 + / ¦
¦ / ¦
¦ / ¦
1,5 + 1,37 / ¦
¦ х / ¦
¦ / ¦
1,0 + 0,76 / 0,76¦
¦ х / / о
¦ / 0,44 / ¦
0,5 + 0,27 / 0,24 / о / ¦
¦ / х / / о / ¦
¦ / / о 0,09 / год ¦
0,0 хо-------------T--------------T--------------T--------------+
2000 2005 2010 2015 2020
- х - всего -о- ТЭК
Рис. 3.2. Динамика реализации потенциала экономии
топливно - энергетических ресурсов за счет
организационно - технологических мер
Очевидно, что с увеличением ВРП (прогнозируется ежегодный
прирост ВРП на 5 - 6%) будет расти и потребление топливно -
энергетических ресурсов. При этом, если не проводить
энергосберегающую политику, то увеличение потребления ТЭР будет
происходить пропорционально увеличению объема ВРП. Таким образом,
к 2005 году можно ожидать увеличение потребности в ТЭР в среднем
на 31%, а к 2010 году - на 71% (см. рис. 3.3).
Поскольку рост потребности в ТЭР, связанный с предполагаемым
ростом экономики, определен в соответствии с существующим на
данный момент состоянием в области использования энергоресурсов,
т.е. без учета энергосбережения, то применение организационно -
технологических мер экономии к 2005 г. даст наиболее вероятное
ожидаемое снижение потребления ТЭР на (40 + 48) / 2 x (8 + 14) / 2
/ 100 = 4,8%, а к 2010 году - на (40 + 48) / 2 x (27 + 36) / 2 /
100 = 13,9% от требуемого уровня (см. рис. 3.3).
Вместе с ростом ВРП неизбежен рост доли высокотехнологичных
производств, направленных на снижение удельного потребления ТЭР на
единицу продукции. Структурная перестройка экономики будет вместе
с технологическим прогрессом определять динамику повышения
энергетической эффективности, что должно привести к уменьшению
потребностей в наращивании объема внутреннего энергопотребления.
Так за счет энергосбережения и структурной перестройки экономики
прогнозируется снижение энергоемкости ВРП к 2005 году в 1,17 раза,
а к 2010 году в 1,49 раза в сравнении с 2000 годом.
При данном варианте развития экономики потребление ТЭР в УР в
2005 году по сравнению с 2000 годом достигнет уровня 6,99 / 1,17 =
5,97 млн. т у.т./год, а в 2010 году - 9,15 / 1,49 = 6,14 млн. т
у.т./год (см. рис. 3.3).
млн т у.т.
9,5 T-------------------------------------------------¬
¦ 9,15 х За счет ор
9,0 + / ¦ году и
¦ х ¦ технологи-
8,5 + / ¦ ческого
¦ х ¦ энергосбе-
8,0 + / 7,88¦ режения
¦ х о
7,5 + / о / ¦ За счет
¦ 6,99 х о / ¦ структурной
7,0 + х / о / ¦ перестройки
¦ / о / ¦ экономики
6,5 + х о / ¦
¦ х / о / 6,65 6,14 v
6,0 + х / о / v -- v -- v -- v -- v / ¦
¦5,35 / о / v / 5,97 ¦
5,5 + хо / v -- v / ¦
хоv/ v / год ¦
5,0 +----T----T----T----T----T----T----T----T----T----+
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
- x - Без учета энергосбережения.
- о - С учетом организационного и технологического
энергосбережения.
- v - С учетом энергосбережения и структурной перестройки
экономики.
Рис. 3.3. Динамика расчетной потребности ТЭР в УР
при темпах роста ВРП 5,5% в год
Таким образом, при условии осуществления всего комплекса
энергосберегающих мероприятий, в т.ч. за счет структурной
перестройки экономики, можно ожидать к 2010 году снижение
потребности в ТЭР на 33% по сравнению с расчетной потребностью без
энергосбережения, а ежегодный прирост потребности в ТЭР составит
1,4% при ежегодном приросте ВРП на 5,5%.
По данным [6] 20% потенциала энергосбережения, осуществляемого
за счет организационно - технологических мер, можно реализовать
при затратах до 15 долл. за 1 т у.т., т.е. уже при действующих в
стране ценах котельно - печного топлива. Наиболее дорогие
мероприятия (стоимостью свыше 60 долл. за 1 т у.т.) составляют
около 15% потенциала энергосбережения. Внедрением мероприятий
стоимостью от 15 до 60 долл. за 1 т у.т. реализуются оставшиеся
65% потенциала энергосбережения.
В зависимости от сроков окупаемости все мероприятия по
экономии топливно - энергетических ресурсов следует разбить на
несколько групп:
- малозатратные мероприятия;
- быстроокупаемые (срок окупаемости до 2 лет) мероприятия;
- мероприятия по экономии электрической и тепловой энергии со
сроками окупаемости 3 - 4 года;
- мероприятия по экономии электрической и тепловой энергии со
сроками окупаемости 5 - 7 лет и более.
При разработке предлагаемых мероприятий учитывалось, чтобы
удельные затраты на их проведение были ниже стоимости
сэкономленных топлива и энергии.
Стратегия применения энергосберегающих процедур такова. На
раннем этапе в первую очередь следует внедрять малозатратные и
быстроокупаемые мероприятия. Сэкономленные на данном этапе
денежные ресурсы должны быть направлены на финансирование более
дорогостоящих мероприятий. В перспективе к 2010 году ожидается
значительное увеличение доли более дорогих и долгоокупаемых
мероприятий.
Стратегическими задачами в области энергосберегающей
технической политики в производстве и транспортировке
электрической и тепловой энергии являются [12]:
- повышение технического уровня электроэнергетики (проведение
эффективного технического перевооружения и реконструкции
вырабатывающих ресурс действующих электростанций и строительство
новых на базе современных технологий);
- развитие электрических сетей для оптимальной загрузки
наиболее экономичного оборудования и снижения потерь на транспорт
электроэнергии;
- развитие теплофикации (увеличение комбинированного
производства электрической и тепловой энергии и участие в создании
теплофикационных систем на современной схемной и технологической
основе);
- вытеснение органического топлива путем увеличения доли в
энергетическом балансе ГЭС и нетрадиционных источников энергии;
- снижение расхода энергии на технологические нужды и потерь
при транспортировке электрической и тепловой энергии;
- повышение экономичности действующего оборудования.
Приоритетными технологическими мерами являются наиболее
эффективные и относительно дешевые мероприятия. Это повышение
эффективности действующего оборудования и снижение потерь
электроэнергии в сетях - прежде всего за счет внедрения АСКУЭ.
Предлагаемый ниже комплекс приоритетных мер по
энергосбережению направлен, в основном, на реализацию резервов
энергосбережения на основных объектах систем теплоснабжения:
- теплоисточники;
- системы транспортировки и распределения тепла (магистральные
тепловые сети, межквартальные тепловые сети с тепловыми пунктами
(центральными, индивидуальными и др.);
- жилые, промышленные и общественные здания (потребление
тепла).
В состав компонента 1 (Теплоисточники) включены следующие
мероприятия:
- энергетические обследования теплоисточников с составлением
топливно - энергетических балансов, энергетических паспортов и
программ энергосбережения;
- внедрение системы АСКУЭ и АСКУТ на теплоисточниках;
- развитие нетрадиционной энергетики;
- применение низкосортного твердого топлива (в том числе
высокозольных углей) на базе технологии низкотемпературного
сжигания топлива в "кипящем слое" при атмосферном давлении;
- использование различных видов низкосортного топлива, в том
числе с изменяющимися характеристиками при возможном их
одновременном сжигании при атмосферном давлении в топках котлов
различной тепловой мощности на базе экологически чистой технологии
циркулирующего "кипящего слоя";
- повышение региональной обеспеченности топливом за счет
освоения эффективного экологически чистого сжигания низкосортных
углей в котлах паротурбинных энергоблоков;
- использование высокотемпературных газовых турбин, в том
числе парогазовой смеси;
- внедрение усовершенствованных горелочных устройств;
- повышение эффективности парогазового цикла за счет выбора
схемы утилизации тепла;
- утилизация сбросной теплоты и низкопотенциальных
энергоресурсов ТЭЦ;
- использование всех видов органического топлива за счет
комбинированного производства электроэнергии и тепла на основе
применения авиационных и судовых двигателей в энергоустановках
малой и средней мощности в промышленности, коммунальном и сельском
хозяйстве;
- расширение ресурсной базы электроэнергетики за счет освоения
экологически чистого сжигания широкого спектра твердых топлив в
топках с циркулирующим кипящим слоем атмосферных котлов и под
давлением;
- автоматизация параметров отпуска теплоносителя;
- вывод из эксплуатации низкоэкономичного оборудования;
- комплексная обработка теплоносителя;
- установка механических фильтров с авторегенерацией;
- разделение контуров котловой и сетевой воды с установкой
пластинчатых теплообменников (окупаемость 5 - 7 лет);
- внедрение усовершенствованных горелочных устройств;
- оптимизация режимов работы действующих ТЭЦ;
- реализация резервов тепловой экономичности оборудования и
повышение использования тепловой мощности отборов турбин;
- утилизация сбросной теплоты и низкопотенциальных
энергоресурсов ТЭЦ и котельных;
- установка дополнительных хвостовых поверхностей нагрева
(калориферов, экономайзеров и др.) для снижения температуры
отходящих газов (окупаемость 3 года);
- применение пароструйных насосов (типа "Транссоник") в
системах теплоснабжения котельных, оборудованных паровыми котлами
(окупаемость 1 - 2 года);
- перевод паровых котлов на режим когенерации (установка
турбогенераторов);
- перевод паровых котлов на водогрейный режим;
- переход с дроссельного регулирования производительности
насосов, вентиляторов и др. на регулирование их производительности
за счет управления частотой вращения вала турбомеханизма
(регулируемый электропривод);
- применение мини - ТЭЦ на принципе когенерации с
использованием двигателей внутреннего сгорания (окупаемость 3
года).
В состав компонента 2 (Системы транспорта и распределения
тепла) включены следующие приоритетные мероприятия:
- внедрение АСКУТ в тепловых сетях ОАО "Удмуртэнерго";
- энергетические обследования системы транспортировки и
распределения тепла с составлением топливно - энергетических
балансов, энергетических паспортов и программ энергосбережения;
- автоматизация параметров отпуска теплоносителя на ЦТП
(экономия 10 - 15%);
- оптимизация режимов работы систем теплоснабжения;
- замена изношенных участков инженерных сетей на современные
трубопроводы, в том числе на тепловые сети с пенополиуретановой
изоляцией (предизолированные трубы) (окупаемость 2 - 3 года);
- замена кожухотрубных теплообменников на пластинчатые;
- перераспределение тепловых нагрузок за счет кольцевания
тепловых сетей;
- постепенная замена ЦТП на ИТП в блок - модульном исполнении;
- применение шаровой запорной арматуры бескамерной установки;
- применение сильфонных компенсаторов взамен сальниковых,
полностью исключающее потерю сетевой воды (экономия до 20% от
утечек сетевой воды);
- применение регулируемого электропривода насосных агрегатов
(окупаемость до 3 лет; экономия 4 - 5% воды и 20 - 30%
электроэнергии);
- замена дроссельных шайб на корректировочные вентили;
- замена стальных трубопроводов горячего и холодного
теплоснабжения пластиковыми трубами (при замене окупаемость 1,5 -
2 года);
- применение наружной прокладки сетевых трубопроводов, в том
числе в черте населенных пунктов (экономия 15 - 30% по сравнению с
подземной прокладкой);
- утилизация сбросной теплоты, в т.ч. применение тепловых
насосов;
- экономия за счет более оперативного выявления и локализации
повреждений тепловых сетей (экономия 2%);
- применение сертифицированных термометров наружного воздуха в
котельных и тепловых пунктах, предназначенных для определения
температуры сетевой воды в соответствии с расчетным температурным
графиком теплосети.
В состав компонента 3 (жилые, промышленные и общественные
здания) включены следующие приоритетные мероприятия:
- энергетические обследования зданий с составлением топливно -
энергетических балансов, энергетических паспортов и программ
энергосбережения;
- реконструкция тепловых пунктов зданий;
- промывка внутридомовых систем отопления (экономия до 20%);
- оптимизация гидравлики систем теплоснабжения зданий
(экономия 2 - 4%);
- теплогидроизоляция межпанельных швов;
- теплоизоляция тепловых вводов и стояков ГВС (экономия до 7 -
9%, окупаемость 2 - 3 года);
- утепление чердачных перекрытий (экономия 2 - 5%) и подвалов
(экономия 2 - 3%);
- утепление стен и окон подъездов, замена входных дверей;
- уменьшение излишнего остекления, в т.ч. заменой витражей
энергоэффективными окнами;
- установка теплоотражающих экранов за отопительными приборами
(экономия до 3%, окупаемость в течение отопительного сезона);
- установка на оконные проемы теплоотражающих пленок (экономия
10 - 15%, окупаемость 1 год);
- уплотнение оконных и дверных проемов (экономия 7 - 10%),
замена оконных переплетов на стеклопакеты ПВХ (экономия 20 - 30%);
- применение систем инфракрасного газового отопления в
промышленных зданиях (экономия до 50 - 60% тепла);
- энергоэффективное использование светильников в системе
освещения;
- при строительстве новых объектов предусматривать применение
трехслойных стеновых панелей, а также новых конструктивных решений
с учетом повышенных требований в части сопротивления теплоотдаче
ограждающих конструкций при строительстве зданий из кирпича,
блоков и монолитного железобетона;
- разработка местных нормативов расхода тепла, горячей и
холодной воды для каждого муниципального объекта (организации),
введение системы материального поощрения за экономию
энергоресурсов и воды;
- исключение применения на жилых домах трубопроводов для
горячего и холодного водоснабжения из стали, с переходом на
системы тепло-, водоснабжения из полимерных труб;
- установка индивидуальных тепловых пунктов (ИТП) на вводах в
жилые дома и другие здания (окупаемость до 4 лет, экономия до
25%);
- использование энергоэффективной водоразборной арматуры
(экономия 30 - 35% холодной воды, 15 - 20% горячей воды).
В соответствии с [6], для реализации потенциала
энергосбережения (в том числе за счет структурной перестройки
экономики) необходимо использовать на инвестиции в ТЭК 5 - 6% от
произведенного ВРП при сбалансированном росте цен на
энергоносители. Объем ВРП УР в 2000 году составил 54,8 млрд. руб.,
или 1957,1 млн. долл. (1 долл. - 28 руб.). Исходя из этого была
построена динамика инвестиций в ТЭК УР (см. рис. 3.4). Как следует
из представленной зависимости, необходимые инвестиции составляют
120 - 185 млн. долл. ежегодно. При этом предполагается до 80 - 90%
необходимых инвестиций в ТЭК сформировать за счет собственных
источников хозяйствующих субъектов [6].
Таким образом, общая сумма потребных инвестиций на реализацию
потенциала энергосбережения в ТЭК Удмуртской Республики до 2010
года оценивается величиной порядка 1350 млн. долл.
В этих условиях на первое место выходит формирование
рациональной государственной инвестиционной политики в отношении
ТЭК и, в частности, государственного кредитования
высокоэффективных инвестиционных проектов, реализуемых с
преобладанием передовых отечественных технологий и оборудования.
190 T-------------------------------------------------¬
¦ 184,8 х
180 + 175,1 /¦
¦ х / ¦
170 + 165,9 / ¦
¦ х / ¦
160 + / ¦
Инве- ¦ 148,9 х 157,1 ¦
стиции 150 + х / ¦
в ТЭК, ¦ / ¦
млн 140 + 133,6 х 141,0 ¦
долл. ¦ х / ¦
130 + / ¦
¦ 119,9 х 126,6 ¦
120 + х / ¦
¦ х 113,6 ¦
110 + / ¦
х 107,6 год ¦
100 +----T----T----T----T----T----T----T----T----T----+
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Рис. 3.4. Динамика инвестиций в ТЭК УР при темпах
роста ВРП 5,5% в год
Выводы:
1. При эффективности народного хозяйства на уровне 2000 года
потенциал организационно - технологических мер энергосбережения в
УР по первичным энергоресурсам составляет 2,14 - 2,57 млн. т у.т.
в год. При этом реализация организационных и технологических мер
энергосбережения к 2005 году может дать экономии около (0,17 +
0,36) / 2 = 0,27, а к 2010 году - около (0,58 + 0,93) / 2 = 0,76
млн. т у.т. в год.
2. При планируемом росте экономики с темпом 5,5% в год и
реализации организационных и технологических мер энергосбережения
к 2005 году может быть сэкономлено около 5%, а к 2010 году - около
14% требуемого объема ТЭР, что в абсолютном выражении равно 0,34 и
1,27 млн. т у.т. в год соответственно.
3. При планируемом росте экономики с темпом 5,5% в год за счет
структурной перестройки экономики и перевода ее на
энергосберегающие технологии в 2005 году дополнительно может быть
сэкономлено еще 0,68, а к 2010 году - 1,74 млн. т у.т.
4. При условии осуществления всего комплекса энергосберегающих
мероприятий, в т.ч. за счет структурной перестройки экономики,
можно ожидать к 2010 году снижение потребности в ТЭР на 33% по
сравнению с расчетной потребностью без энергосбережения, а
ежегодный прирост потребности в ТЭР составит 1,4% при ежегодном
приросте ВРП на 5,5%.
5. Стратегия применения энергосберегающих процедур такова.
На раннем этапе в первую очередь следует внедрять малозатратные и
быстроокупаемые мероприятия. Сэкономленные на данном этапе
денежные ресурсы должны быть направлены на финансирование более
дорогостоящих мероприятий.
4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМА НЕВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ТОПЛИВНО -
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСОВ
4.1. Характеристика нефтедобывающей промышленности
Добыча нефти на территории УР в настоящее время ведется 12
предприятиями: ОАО "Удмуртнефть", ОАО "Удмуртгеология", ОАО
"Уральская нефть", ОАО "Удмуртская нефтяная компания", ОАО
"Удмуртская национальная нефтяная компания", ГУП "Удмуртторф", ОАО
"Белкамнефть", ЗАО "Чепецкое НГДУ", ООО НК "Сайгас", ООО ПКФ
"Селена", ООО "Футэк", ООО "Цетан - Гео".
По состоянию на 1 января 2001 года в Удмуртской Республике
учтено 103 нефтяных месторождения, а запасы нефти составляют
1654,173 млн. т. Из них:
- разрабатывается 51 месторождение с запасами 1236,358 млн.
т;
- подготовлено к промышленной разработке 32 месторождения с
запасами 287,603 млн. т;
- разведывается 21 месторождение с запасами 122,345 млн. т;
- законсервировано 4 месторождения с запасами 7,867 млн. т.
Отбор нефти с момента начала разработки месторождений показан
в таблице 4.1.
Таблица 4.1
Состояние месторождений УР на 1 января 2001 года
--T--------------------T-------T----------T-----------T----------¬
¦N¦ Вид месторождения ¦Кол-во,¦ Начальные¦Извлекаемые¦ Отбор, ¦
¦ ¦ ¦ шт. ¦балансовые¦ запасы, ¦ млн т ¦
¦ ¦ ¦ ¦ запасы, ¦ млн т ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ млн т ¦ ¦ ¦
+-+--------------------+-------+----------+-----------+----------+
¦1¦Разрабатываемые ¦ 51 ¦ 1488,602 ¦ 578,328 ¦ 252,244 ¦
+-+--------------------+-------+----------+-----------+----------+
¦2¦Подготовленные ¦ 32 ¦ 287,775 ¦ 66,787 ¦ 0,172 ¦
+-+--------------------+-------+----------+-----------+----------+
¦3¦Разведываемые ¦ 21 ¦ 122,501 ¦ 27,513 ¦ 0,156 ¦
+-+--------------------+-------+----------+-----------+----------+
¦4¦Законсервированные ¦ 4 ¦ 7,867 ¦ 1,573 ¦ ¦
+-+--------------------+-------+----------+-----------+----------+
¦ ¦ В целом по УР¦ 108 ¦ 1906,745 ¦ 674,201 ¦ 252,572 ¦
L-+--------------------+-------+----------+-----------+-----------
Источник: Министерство топлива, энергетики и связи УР.
Остаточные объемы растворенного газа составляют 2652 млн. куб.
м с энергетическим потенциалом 2997 тыс. т у.т.
Распределение объемов добычи нефти по районам УР в 2000 году
представлено в таблице 4.2. Добыча попутного газа за этот год
составила 59 млн. куб. м с энергетическим потенциалом 67 тыс. т
у.т.
Таблица 4.2
Объемы добычи нефти по районам УР за 2000 год
-----T-------------------------------T---------------------------¬
¦ N ¦ Район ¦ Количество, тыс. т ¦
+----+-------------------------------+---------------------------+
¦ I ¦ II ¦ III ¦
+----+-------------------------------+---------------------------+
¦ 1 ¦Каракулинский ¦ 1965,173 ¦
+----+-------------------------------+---------------------------+
¦ 2 ¦Воткинский ¦ 1663,339 ¦
+----+-------------------------------+---------------------------+
¦ 3 ¦Игринский ¦ 1220,582 ¦
+----+-------------------------------+---------------------------+
¦ 4 ¦Якшур - Бодьинский ¦ 1076,208 ¦
+----+-------------------------------+---------------------------+
¦ 5 ¦Завьяловский ¦ 458,837 ¦
+----+-------------------------------+---------------------------+
¦ 6 ¦Сарапульский ¦ 365,492 ¦
+----+-------------------------------+---------------------------+
¦ 7 ¦Шарканский ¦ 300,978 ¦
+----+-------------------------------+---------------------------+
¦ 8 ¦Кезский ¦ 295,143 ¦
+----+-------------------------------+---------------------------+
¦ 9 ¦Увинский ¦ 113,200 ¦
+----+-------------------------------+---------------------------+
¦ 10 ¦Камбарский ¦ 88,735 ¦
+----+-------------------------------+---------------------------+
¦ 11 ¦Красногорский ¦ 48,723 ¦
+----+-------------------------------+---------------------------+
¦ 12 ¦Балезинский ¦ 41,353 ¦
+----+-------------------------------+---------------------------+
¦ 13 ¦Дебесский ¦ 32,053 ¦
+----+-------------------------------+---------------------------+
¦ 14 ¦Малопургинский ¦ 5,493 ¦
+----+-------------------------------+---------------------------+
¦ 15 ¦Кизнерский ¦ 3,642 ¦
+----+-------------------------------+---------------------------+
¦ 16 ¦Граховский ¦ 0,856 ¦
+----+-------------------------------+---------------------------+
¦ 17 ¦Киясовский ¦ 0,357 ¦
+----+-------------------------------+---------------------------+
¦ ¦ В целом по УР¦ 7680,164 ¦
L----+-------------------------------+----------------------------
Источник: Министерство топлива, энергетики и связи УР.
Доли районов по добыче нефти отображены на диаграмме (см. рис.
4.1) и цветограмме (см. рис. 4.2).
T-----------------------------------------------¬
+----------------------------------------¬ ¦
Каракулинский +----------------------------------------- 25,59¦
+---------------------------------¬ ¦
Воткинский +---------------------------------- 21,66 ¦
+------------------------¬ ¦
Игринский +------------------------- 15,89 ¦
+----------------------¬ ¦
Якшур - +----------------------- 14,01 ¦
Бодьинский ¦ ¦
+---------¬ ¦
Завьяловский +---------- 5,97 ¦
+-------¬ ¦
Сарапульский +-------- 4,76 ¦
+-----¬ ¦
Шарканский +------ 3,92 ¦
+-----¬ ¦
Кезский +------ 3,84 ¦
+-¬ ¦
Увинский +-- 1,47 ¦
+-¬ ¦
Камбарский +-- 1,16 ¦
+¬ ¦
Красногорский +- 0,63 ¦
+¬ ¦
Балезинский +- 0,54 ¦
+¬ ¦
Дебесский +- 0,42 ¦
+ ¦
Малопургинский ¦ 0,07 ¦
+ ¦
Кизнерский ¦ 0,05 ¦
+ ¦
Граховский ¦ 0,01 ¦
+ ¦
Киясовский ¦ 0,00 % ¦
+-------T-------T-------T-------T-------T-------+
0 5 10 15 20 25 30
Рис. 4.1. Доли районов УР по добыче нефти за 2000 год
Рис. 4.2. Цветограмма долей районов УР по добыче нефти
за 2000 год <*>
--------------------------------
<*> Не приводится.
Добыча и прогноз добычи нефти в УР по разрабатываемым
месторождениям (без ввода новых месторождений) на 2000 - 2010
годы, по данным нефтедобывающих предприятий, представлены на рис.
4.3. На 2000 - 2004 годы прирост производства составит ~1,7% в
год, на 2005 - 2010 годы спад производства составит ~2,4% в год. В
итоге в 2010 году добыча нефти сократится на 8,6% по сравнению с
2000 годом.
млн т
10 T-----------------------------------------------------------¬
¦ ¦
¦ ¦
9 + ¦
¦ 8,20 ¦
¦ 7,87 7,90 8,05 / х \ 7,99 ¦
8 + / х --- х --- х / \ х \ 7,83 7,62 ¦
х / \ х --- х \ 7,41 7,21 ¦
¦7,68 \ х -- х \ ¦
7 + \ х
¦ 7,02¦
¦ ¦
6 + ¦
¦ ¦
¦ год ¦
5 +-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----+
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Рис. 4.3. Добыча и прогноз добычи нефти в УР по разрабатываемым
месторождениям без ввода новых месторождений
Прогноз добычи нефти в УР с учетом ввода новых месторождений
из нераспределенного фонда на 2000 - 2010 годы, по данным
Министерства топлива, энергетики и связи УР, представлен на рис.
4.4. Добыча нефти в 2004 - 2006 годах ожидается на уровне 8,2 млн.
т, начиная с 2007 года падение добычи составит 3% ежегодно.
млн т
10 T-----------------------------------------------------------¬
¦ ¦
¦ ¦
9 + ¦
¦ 8,20 8,20 8,20 ¦
¦ 7,87 7,90 8,05 / х --- х --- х \ 7,95 ¦
8 + / х --- х --- х / \ х \ 7,72 ¦
х / \ х \ 7,48 ¦
¦7,68 \ х --- х
7 + 7,26¦
¦ ¦
¦ ¦
6 + ¦
¦ ¦
¦ год ¦
5 +-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----+
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Рис. 4.4. Прогноз добычи нефти в УР с учетом ввода новых
месторождений из нераспределенного фонда
4.2. Характеристика торфодобывающей промышленности
Промышленная добыча торфа на территории УР в настоящее время
ведется 10 торфопредприятиями, входящими в государственное
унитарное предприятие (ГУП) "Удмуртторф".
По состоянию на 1 января 2001 года в Удмуртской Республике
учтено 160 торфяных месторождений с запасами торфа 116,3 млн. т.
Из них:
- разрабатывается 46 месторождений с запасами 22,2 млн. т:
- законсервировано 66 месторождений с запасами 40,0 млн. т;
- разведывается 20 месторождений с запасами 23,1 млн. т;
- числится в охране 28 месторождений с запасами 31,0 млн. т.
Распределение запасов торфа по районам УР представлено в
таблице 4.3.
Таблица 4.3
Объемы запасов торфа в районах УР
-----T-------------------------------T---------------------------¬
¦ N ¦ Район ¦ Количество, тыс. т ¦
+----+-------------------------------+---------------------------+
¦ I ¦ II ¦ III ¦
+----+-------------------------------+---------------------------+
¦ 1 ¦Селтинский ¦ 17000,0 ¦
+----+-------------------------------+---------------------------+
¦ 2 ¦Игринский ¦ 16400,0 ¦
+----+-------------------------------+---------------------------+
¦ 3 ¦Сюмсинский ¦ 12300,0 ¦
+----+-------------------------------+---------------------------+
¦ 4 ¦Кизнерский ¦ 10900,0 ¦
+----+-------------------------------+---------------------------+
¦ 5 ¦Увинский ¦ 7100,0 ¦
+----+-------------------------------+---------------------------+
¦ 6 ¦Сарапульский ¦ 6900,0 ¦
+----+-------------------------------+---------------------------+
¦ 7 ¦Ярский ¦ 6700,0 ¦
+----+-------------------------------+---------------------------+
¦ 8 ¦Глазовский ¦ 5900,0 ¦
+----+-------------------------------+---------------------------+
¦ 9 ¦Красногорский ¦ 5400,0 ¦
+----+-------------------------------+---------------------------+
¦ 10 ¦Кезский ¦ 4900,0 ¦
+----+-------------------------------+---------------------------+
¦ 11 ¦Якшур - Бодьинский ¦ 3900,0 ¦
+----+-------------------------------+---------------------------+
¦ 12 ¦Вавожский ¦ 3700,0 ¦
+----+-------------------------------+---------------------------+
¦ 13 ¦Воткинский ¦ 3200,0 ¦
+----+-------------------------------+---------------------------+
¦ 14 ¦Можгинский ¦ 2900,0 ¦
+----+-------------------------------+---------------------------+
¦ 15 ¦Завьяловский ¦ 1900,0 ¦
+----+-------------------------------+---------------------------+
¦ 16 ¦Малопургинский ¦ 1800,0 ¦
+----+-------------------------------+---------------------------+
¦ 17 ¦Балезинский ¦ 1700,0 ¦
+----+-------------------------------+---------------------------+
¦ 18 ¦Граховский ¦ 1700,0 ¦
+----+-------------------------------+---------------------------+
¦ 19 ¦Дебесский ¦ 1100,0 ¦
+----+-------------------------------+---------------------------+
¦ 20 ¦Киясовский ¦ 800,0 ¦
+----+-------------------------------+---------------------------+
¦ ¦ В целом по УР¦ 116300,0 ¦
L----+-------------------------------+----------------------------
Источник: ГУП "Удмуртторф".
Доли районов по запасам торфа отображены на диаграмме (см.
рис. 4.5) и цветограмме (см. рис. 4.6).
T-----------------------------------------------¬
+----------------------------------¬ ¦
Селтинский +----------------------------------- 14,6 ¦
+---------------------------------¬ ¦
Игринский +---------------------------------- 14,1 ¦
+------------------------¬ ¦
Сюмсинский +------------------------- 10,6 ¦
+---------------------¬ ¦
Кизнерский +---------------------- 9,4 ¦
+-------------¬ ¦
Увинский +-------------- 6,1 ¦
+------------¬ ¦
Сарапульский +------------- 5,9 ¦
+------------¬ ¦
Ярский +------------- 5,8 ¦
+-----------¬ ¦
Глазовский +------------ 5,1 ¦
+----------¬ ¦
Красногорский +----------- 4,6 ¦
+---------¬ ¦
Кезский +---------- 4,2 ¦
+-------¬ ¦
Якшур - +-------- 3,3 ¦
Бодьинский ¦ ¦
+-------¬ ¦
Вавожский +-------- 3,2 ¦
+------¬ ¦
Воткинский +------- 2,8 ¦
+-----¬ ¦
Можгинский +------ 2,5 ¦
+--¬ ¦
Завьяловский +--- 1,6 ¦
+--¬ ¦
Малопургинский +--- 1,5 ¦
+--¬ ¦
Балезинский +--- 1,5 ¦
+--¬ ¦
Граховский +--- 1,5 ¦
+-¬ ¦
Дебесский +-- 1,0 ¦
+¬ ¦
Киясовский +- 0,7 %¦
+-----------T-----------T-----------T-----------+
0 5 10 15 20
Рис 4.5. Доли районов УР по запасам торфа
Рис. 4.6. Цветограмма долей районов УР по запасам торфа <*>
--------------------------------
<*> Не приводится.
Прогноз производства топливного торфа на предприятиях
"Удмуртторф" представлен на рис. 4.7. Прирост производства за
период 2001 - 2010 годы составит 145%. В результате к 2010 году
планируется производить 0,196 млн. т топливного торфа в год.
Энергетический потенциал произведенного торфа составит 67 тыс. т
у.т.
млн т
0,225 T-----------------------------------------------------¬
¦ 0,196¦
0,200 + / х
¦ 0,176 / х --- х / ¦
0,175 + 0,166 / х / 0,184 0,191 ¦
¦ х / ¦
0,150 + / ¦
¦ 0,125 ¦
0,125 + 0,114 / х / ¦
¦ 0,091 / х / ¦
0,100 +0,080 / х / ¦
х --- х 0,081 год ¦
0,075 +-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----+
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Рис. 4.7. Планируемый объем производства топливного торфа в УР
Выводы:
1. На конец 2000 года добыто около 15% существующих запасов
нефти в Удмуртии.
2. При существующем объеме ежегодной добычи нефти на уровне
7,68 млн. т существующих запасов хватит на 215 лет.
3. При общем объеме ежегодной добычи торфа на уровне 500 тыс.
т существующих запасов хватит на 230 лет.
4. С целью более точного прогнозирования объемов добычи нефти
и определения целесообразности развития нефтеперерабатывающей
промышленности необходимо разработать Концепцию развития нефтяной
отрасли УР.
5. МЕСТНЫЕ ЭНЕРГОРЕСУРСЫ. ОЦЕНКА ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ
ПЕРЕРАБОТКИ СЫРЬЕВЫХ ВИДОВ ТОПЛИВА НА ТЕРРИТОРИИ УР
5.1. Переработка нефти
Основной проблемой нефтяной отрасли является отсутствие в
Удмуртской Республике предприятий по переработке нефти: сегодня
Удмуртия, сама добывающая нефть, теряет существенные средства на
ее переработке.
В соответствии с Законом УР N 1-РЗ от 4 января 2002 года "О
Республиканской программе социально - экономического развития УР
на 2002 год" одним из приоритетных направлений развития нефтяной
отрасли определено строительство предприятия по глубокой
переработке нефти. Это позволит решить проблему обеспечения
нефтепродуктами и стабилизирует рынок нефтепродуктов в Удмуртской
Республике.
По оценкам экспертов, разведанные запасы нефти на территории
Удмуртии составляют 1654,173 млн. тонн. Объем добычи нефти
нефтедобывающими предприятиями в 2000 году составил 7680,164 тыс.
тонн. Распределение добычи нефти по районам УР представлено в
таблице 4.2.
Экономика Удмуртии потребляет в общем 742,7 тыс. т у.т. нефти
и нефтепродуктов (бензин, дизельное топливо, мазут и др.), что
составляет 14% от общего объема потребляемых энергоресурсов.
Структура потребления нефтепродуктов представлена в таблице 5.1 и
на рис. 5.1.
Таблица 5.1
Структура потребления нефтепродуктов без учета
населения в УР за 2000 год
----T--------------------------T------------------------T--------¬
¦ N ¦ Вид нефтепродуктов ¦ Потребление ¦ Доля, ¦
¦п/п¦ +------------T-----------+ % ¦
¦ ¦ ¦ тыс. т ¦тыс. т у.т.¦ ¦
+---+--------------------------+------------+-----------+--------+
¦ 1 ¦Бензин автомобильный ¦ 117,7 ¦ 175,4 ¦ 23,6 ¦
+---+--------------------------+------------+-----------+--------+
¦ 2 ¦Дизельное топливо ¦ 199,7 ¦ 289,6 ¦ 39,0 ¦
+---+--------------------------+------------+-----------+--------+
¦ 3 ¦Мазут топочный ¦ 99,7 ¦ 133,6 ¦ 18,0 ¦
+---+--------------------------+------------+-----------+--------+
¦ 4 ¦Нефть сырая ¦ - ¦ 101,8 ¦ 13,7 ¦
+---+--------------------------+------------+-----------+--------+
¦ 5 ¦Другие нефтепродукты ¦ 31,6 ¦ 42,4 ¦ 5,7 ¦
+---+--------------------------+------------+-----------+--------+
¦ 6 ¦ Итого¦ - ¦ 742,7 ¦ 100,0 ¦
L---+--------------------------+------------+-----------+---------
Бензин автомоб. 23,6%
Диз. топливо 39,0%
Мазут топочный 18,0%
Нефть сырая 13,7%
Другие 5,7%
Рис. 5.1. Структура потребления нефтепродуктов в УР за 2000 год
На диаграмме видно, что седьмая часть объема нефтепродуктов
потребляется в виде сырой нефти. Относительно низкая стоимость и
доступность сырой нефти для коммунально - бытового хозяйства
приводит к наращиванию ее потребления. Однако прекращение поставки
или резкий рост цен на нефть может осложнить ситуацию. Кроме того,
сжигание нефти в топках котлов является настоящим
расточительством, использование нефти в качестве топлива является
крайне опасным. Поэтому необходимо сокращать потребление нефти для
сжигания в котельных.
Переработка нефти на территории Удмуртии позволит
минимизировать транспортные расходы по доставке сырья для
производства и снизить расходы при транспортировке готовых
продуктов для потребления, которые в сумме составляют 15 - 20% от
стоимости нефтепродуктов. Кроме того, наличие собственной
нефтеперерабатывающей промышленности имеет множество других
положительных факторов. Это дополнительные рабочие места, доходы
от производства в бюджет Удмуртской Республики, повышение
надежности обеспечения потребителей нефтепродуктами.
В настоящее время существует множество предложений по
строительству нефтеперерабатывающего завода в Удмуртии. При выборе
места для строительства учитывается целый ряд факторов: наличие
сырьевой базы или путей доставки сырья либо по железной дороге,
либо по трубопроводу; наличие инфраструктуры, энергетических,
трудовых ресурсов и др. Здесь существует возможность минимизации
затрат на строительство завода и обеспечение производства
ресурсами.
Использование местной высокосернистой нефти даст следующий
выход нефтепродуктов при ее переработке [14] (см. таблицу 5.2):
Таблица 5.2
Объемы получаемых нефтепродуктов при переработке
1 млн. тонн нефти
--------T---------------------T--------------------T-------------¬
¦ N п/п ¦ Вид нефтепродукта ¦ Количество, тыс. т ¦ Выход, % ¦
+-------+---------------------+--------------------+-------------+
¦ 1 ¦Сырье ¦ 400,0 ¦ - ¦
+-------+---------------------+--------------------+-------------+
¦ 2 ¦Нефтепродукты: ¦ 377,9 ¦ 94,5 ¦
+-------+---------------------+--------------------+-------------+
¦ 3 ¦- Бензины ¦ 53,7 ¦ 13,4 ¦
+-------+---------------------+--------------------+-------------+
¦ 4 ¦- Дизельное топливо ¦ 112,3 ¦ 28,1 ¦
+-------+---------------------+--------------------+-------------+
¦ 5 ¦- Мазут ¦ 211,8 ¦ 53,0 ¦
L-------+---------------------+--------------------+--------------
5.2. Переработка торфа
Устойчивая тенденция роста цен на традиционные виды топлива,
увеличение тарифов на железнодорожные и автомобильные перевозки,
ограниченность местных и республиканского бюджетов предопределяют
дальнейшее обострение проблемы обеспечения районов коммунально -
бытовым топливом. Одним из возможных вариантов решения этой
проблемы является использование местных энергоресурсов, в первую
очередь торфа, дров и отходов деревопереработки.
Из структуры потребления топливно - энергетических ресурсов
(см. рис. 2.7) видно, что основную долю составляют привозные
энергоресурсы: газ, электроэнергия, уголь. Доля использования
торфа как топлива составляет 0,05%, притом что Удмуртия обладает
значительными запасами торфа.
Широкое использование торфа в Удмуртии имело место в 40-х
годах, когда резко возросла добыча и использование торфа на
топливо и для сельского хозяйства. Максимальный объем добычи торфа
в Удмуртии достиг в 1975 году 5,8 млн. т, из них топливного
торфа было добыто 1,4 млн. т. Основными потребителями топливного
фрезерного торфа являлись Ижевская ТЭЦ и Кировская ТЭЦ (Кировская
область). После перевода Ижевской ТЭЦ на другое топливо добыча
топливного торфа начала резко сокращаться (см. рис. 5.2).
Планируемые объемы добычи торфа на 2001 год составляют по ГУП
"Удмуртторф" всего 150 тыс. т (66 тыс. т топливного и 84 тыс. т
для сельского хозяйства).
тыс. т
3000 T-------------------------------------------------¬
х 2842 ¦
2500 + \ х 2684 - x - всего ¦
¦ \ - o - топливный торф ¦
2000 + \ ¦
¦ х 1817 ¦
1500 + \ ¦
¦ \ ¦
1000 + х 1058 ¦
¦ \ 320 313 307 304 ¦
500 + 111 98 х -- х -- х -- х 183 198 169¦
¦57 62 / о -- о \ 30 99 о 98 о 87 о \ х -- х -- х
0 о----о----T----T----о----T----T----T-45-о-76-о-77-о годы
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000
Рис. 5.2. Динамика добычи и производства торфа
По состоянию на 1 января 2001 года в Удмуртии учтено 160
торфяных месторождений с запасами торфа 116,3 млн. тонн. Из них
разрабатывается 46 месторождений с запасами 22,2 млн. тонн.
Распределение запасов торфа по территории Удмуртии достаточно
равномерное (см. рис. 4.6). В 13 районах из 25 существует
возможность добычи топливного торфа. Поэтому развитие существующей
торфяной промышленности позволит обеспечить топливным торфом
практически все районы Удмуртии.
Торфяная промышленность УР представлена ГУП "Удмуртторф", в
состав которого входят 10 торфопредприятий. Несмотря на
существующие экономические трудности, торфяная промышленность в
Удмуртии сохранилась. В настоящее время реально действуют восемь
торфопредприятий, которые добывают торф и производят торфяную
продукцию. Однако материально - техническая база торфопредприятий
морально и физически устарела и изношена практически на 100%.
Распределение добычи торфа по районам УР представлено в
таблице 5.3.
Таблица 5.3
Объемы добычи торфа по районам УР за 2000 год
----T--------------------T--------------------T------------------¬
¦ N ¦ Район ¦ Торфопредприятие ¦Количество, тыс. т¦
+---+--------------------+--------------------+------------------+
¦ 1 ¦Глазовский ¦Дзякино ¦ 107,7 ¦
+---+--------------------+--------------------+------------------+
¦ 2 ¦Воткинский ¦Воткинское, Сива ¦ 25,6 ¦
+---+--------------------+--------------------+------------------+
¦ 3 ¦Завьяловский ¦Сокол ¦ 13,7 ¦
+---+--------------------+--------------------+------------------+
¦ 4 ¦Як. - Бодьинский ¦Чернушка - Вожойка ¦ 11,3 ¦
+---+--------------------+--------------------+------------------+
¦ 5 ¦Сюмсинский ¦Орловское ¦ 10,0 ¦
+---+--------------------+--------------------+------------------+
¦ 6 ¦Можгинский ¦Можгинское ¦ 1,0 ¦
+---+--------------------+--------------------+------------------+
¦ 7 ¦Вавожский ¦Нюрдор - Котья ¦ - ¦
+---+--------------------+--------------------+------------------+
¦ 8 ¦Увинский ¦Рябовское, Вишур ¦ - ¦
+---+--------------------+--------------------+------------------+
¦ 9 ¦Кезский ¦Поломское ¦ - ¦
+---+--------------------+--------------------+------------------+
¦ ¦ В целом по УР¦ 169,3 ¦
L---+-----------------------------------------+-------------------
Доли районов по добыче торфа отображены на диаграмме (см. рис.
5.3) и цветограмме (см. рис. 5.4).
T-----------------------------------------¬
+-------------------------------------¬ ¦
Глазовский +-------------------------------------- ¦
+--------¬ 63,6 ¦
Воткинский +--------- 15,1 ¦
+----¬ ¦
Завьяловский +----- 8,1 ¦
+---¬ ¦
Як. - Бодьинский +---- 6,7 ¦
+--¬ ¦
Сюмсинский +--- 5,9 ¦
+¬ ¦
Можгинский +- 0,6 ¦
+ ¦
Вавожский ¦ 0,0 ¦
+ ¦
Увинский ¦ 0,0 ¦
+ ¦
Кезский ¦ 0,0 ¦
+-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----+ %
0 10 20 30 40 50 60 70
Рис. 5.3. Доли районов УР по добыче торфа
Торф в качестве топлива используется в трех основных товарных
видах (фрезерный торф, кусковой торф, торфяные брикеты),
существенно отличающихся по свойствам, характеру его использования
и технологическим условиям сжигания. Топливо, сформированное в
брикеты или в виде кусков, может сжигаться в обычных слоевых
топках. Поэтому для перевода котельных с угля на данные виды
торфяного топлива не требуется существенной реконструкции
оборудования. Повышение КПД сжигания низкокалорийного торфа
возможно за счет добавления при формовании древесных отходов,
угля, а также при комбинированном сжигании торфа совместно с
другими видами топлива (газ, мазут). Кусковой торф и торфяные
брикеты могут использоваться для сжигания в домашних печах,
поэтому пользуются спросом у населения. Для использования
фрезерного торфа необходимо специальное оборудование,
обеспечивающее его сжигание в виде пыли или в режиме полугазовой
топки. Также существуют технологии газификации твердого топлива.
Рис. 5.4. Цветограмма долей районов УР по добыче торфа
за 2000 год <*>
--------------------------------
<*> Не приводится.
Выбросы СО2 при сжигании торфяного топлива не превышают
выбросов от горения угля, мазута, дров и составляют порядка 110 г
СО2/МДж. Торф содержит в значительно меньших количествах, чем в
других топливах, тяжелые металлы, которые высвобождаются во время
горения, часть уходит с дымом, большая часть переходит в золу.
Выбросы кадмия, никеля, ванадия намного ниже выбросов от горения
других топлив. Кроме того, концентрация тяжелых металлов
ограничивается при выборе болот для добычи торфа.
Применение жидкого и газообразного топлива не создает
дополнительных рабочих мест, а стоимость тепла выше, чем при
использовании торфяного топлива. При сжигании торфяного топлива
эффективность котлов выше, чем при использовании угля.
Таким образом, из проведенного анализа использования торфа в
мире в качестве топлива следует, что это экологически чистое и
достаточно эффективное местное топливо, особенно в условиях малой
энергетики.
Наиболее близким к торфу топливом по технологическому
использованию является уголь. Кроме того, при замене угля на торф
получается максимальная экономия по топливу на 1 т у.т. (см.
таблицу 5.4). Поэтому планируется замена привозного угля на
местное торфяное топливо.
Анализ торфяных ресурсов Удмуртии показал, что при
производстве торфяной продукции в объеме 500 тыс. т в год
топливного торфа может быть произведено в объеме до 200 тыс. тонн.
Остальной торф - это торф сельскохозяйственного назначения. При
этих условиях не менее 15 котельных, работающих на привозных видах
топлива, можно перевести на торф с годовым потреблением фрезерного
топливного торфа 10 тыс. т каждая. Запасы торфяного сырья позволят
снизить зависимость от дальнепривозного дорогого топлива.
Таблица 5.4
Стоимость тонны натурального и условного топлива за 2000 год
---T-----------------T------T-----------T------------T-----------¬
¦N ¦ Вид топлива ¦Цена, ¦Коэффициент¦Стоимость ¦ Экономия ¦
¦п/¦ ¦руб./т¦ пересчета ¦топлива, пе-¦при замене ¦
¦п ¦ ¦ ¦на условное¦реведенного ¦ на торф ¦
¦ ¦ ¦ ¦ топливо ¦в т у.т., ¦ фрезерный,¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦руб./т у.т. ¦руб./т у.т.¦
+--+-----------------+------+-----------+------------+-----------+
¦1 ¦Природный газ ¦ 459 ¦ 1,13 ¦ 406,0 ¦ - ¦
+--+-----------------+------+-----------+------------+-----------+
¦2 ¦Каменный уголь ¦ 850 ¦ 0,86 ¦ 988,4 ¦ 576,6 ¦
+--+-----------------+------+-----------+------------+-----------+
¦3 ¦Нефть сырая ¦ 1346 ¦ 1,42 ¦ 947,9 ¦ 536,1 ¦
+--+-----------------+------+-----------+------------+-----------+
¦4 ¦Торф фрезерный ¦ 140 ¦ 0,34 ¦ 411,8 ¦ - ¦
+--+-----------------+------+-----------+------------+-----------+
¦5 ¦Торф кусковой ¦ 200 ¦ 0,41 ¦ 487,8 ¦ - ¦
+--+-----------------+------+-----------+------------+-----------+
¦6 ¦Торфяные брикеты ¦ 280 ¦ 0,60 ¦ 466,7 ¦ - ¦
L--+-----------------+------+-----------+------------+------------
Всероссийским научно - исследовательским институтом торфяной
промышленности (ВНИИТП) была разработана схема развития торфяной
промышленности Удмуртии на 2001 - 2010 годы [15]. За базу была
принята выявленная потребность в торфяной продукции на 2001 год и
данные производства продукции в 2000 году с ежегодным приростом
производства отдельных видов торфяной продукции в 5 - 10% (см.
рис. 5.5).
Согласно вышеуказанной схеме, планируется перевод на
фрезерный торф котельных трех торфопредприятий и 6 поселковых
котельных с общим годовым потреблением 90 тыс. т, увеличение
объемов поставки фрезерного торфа на ТЭЦ-2 в Завьяловском районе.
Начиная с 2006 - 2007 годов, планируется производство кускового
торфа в объеме 20 тыс. т в год, строительство двух брикетных мини
- заводов мощностью по 10 тыс. т брикета в год и установки для
производства полубрикета мощностью 5 тыс. т в год (см. таблицу
5.5).
тыс. т
500 T-----------------------------------------------------¬
¦ 445,2 о / о
¦ 399,9 / о / 469,9¦
400 + 371,9 / о / 425,8 ¦
¦ о / ¦
¦ 292,6 / - о - всего ¦
300 + 256,5 о - х - топливный торф¦
¦217,4 / о \ 234,9 / ¦
о / о / \ о / 191,0 ¦
200 + 233,8 166,0 176,0 184,0 / х / х
¦ 114,0 125,0 х / х / х / 196,0¦
¦ 90,8 / х / х / ¦
100 +80,4 80,6 х / ¦
х / х / ¦
¦ ¦
0 +-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----+ годы
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Рис. 5.5. Планируемые объемы добычи и производства торфа
Таблица 5.5
Планируемые объемы производства топливного торфа
---------------T--------------------------------------------------------¬
¦ Вид продукции¦ Объем производства готовой продукции по годам, тыс. т ¦
¦ +----T----T----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----+
¦ ¦2001¦2002¦2003¦ 2004¦ 2005¦ 2006¦ 2007¦ 2008¦ 2009¦ 2010¦
+--------------+----+----+----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦Фрезерный торф¦80,4¦80,6¦90,8¦111,0¦121,0¦141,0¦151,0¦151,0¦151,0¦151,0¦
+--------------+----+----+----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦Брикет и ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦полубрикет ¦ - ¦ - ¦ - ¦ 3,0¦ 4,0¦ 20,0¦ 20,0¦ 23,0¦ 25,0¦ 25,0¦
+--------------+----+----+----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦Кусковой торф ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ 5,0¦ 10,0¦ 15,0¦ 20,0¦
+--------------+----+----+----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦ В целом по УР¦80,4¦80,6¦90,8¦114,0¦125,0¦166,0¦176,0¦184,0¦191,0¦196,0¦
L--------------+----+----+----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------
Выводы:
1. Строительство нефтеперерабатывающего завода обеспечит
потребность УР в мазуте и позволит исключить сырую нефть из
топливного баланса путем замещения ее мазутом. Кроме того,
произведенные бензин и дизельное топливо покроют потребности
Удмуртии в этих нефтепродуктах.
2. К 2010 году объем производства торфяного топлива
планируется увеличить до 196 тыс. т в год (см. таблицу 5.5), из
них для собственных нужд - 135 тыс. тонн. При этом доля торфа в
энергетическом балансе Удмуртской Республики возрастет с 0,05% до
1%.
3. Предполагаемые объемы добычи топливного торфа на 2010 год
позволят сократить потребление каменного угля в УР на 60 тыс. т,
что составляет 15% от потребности 2001 года. Годовой экономический
эффект замены привозного угля на местное торфяное топливо составит
29,7 млн. рублей.
4. В перспективе сырьевая база Удмуртской Республики позволяет
довести замену торфяным топливом каменного угля более чем на 30%.
6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ПОТЕНЦИАЛА ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ
ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ
6.1. Характеристика энергетического потенциала лесного фонда
Заготовка древесины на территории УР в настоящее время ведется
20 леспромхозами. По состоянию на 1 января 2001 года в УР
расчетная годовая лесосека составляет 2318 тыс. куб. м. Объем
деловой древесины составляет 1815 тыс. куб. м, объем неделовой
древесины составляет порядка 20% - 503 <*> тыс. куб. м, что
составляет 134 тыс. т у.т.
--------------------------------
<*> В 2000 г. доля неделовой древесины составила 21,7%.
Распределение расчетной лесосеки, ресурсы и энергетический
потенциал неделовой древесины по районам УР представлены в таблице
6.1.
Таблица 6.1
Распределение объемов расчетной лесосеки, ресурсы и
энергетический потенциал неделовой древесины в районах УР
---T--------------------T-----------T-----------T----------------¬
¦ N¦ Район ¦ Расчетная ¦ Объем ¦Энерг. потенциал¦
¦ ¦ ¦ лесосека, ¦ неделовой ¦ неделовой ¦
¦ ¦ ¦тыс. куб. м¦ древесины,¦ древесины, ¦
¦ ¦ ¦ ¦тыс. куб. м¦ тыс. т у.т. ¦
+--+--------------------+-----------+-----------+----------------+
¦ 1¦Алнашский ¦ 57,0 ¦ 12,4 ¦ 3,3 ¦
+--+--------------------+-----------+-----------+----------------+
¦ 2¦Балезинский ¦ 144,9 ¦ 31,4 ¦ 8,4 ¦
+--+--------------------+-----------+-----------+----------------+
¦ 3¦Вавожский ¦ 102,0 ¦ 22,1 ¦ 5,9 ¦
+--+--------------------+-----------+-----------+----------------+
¦ 4¦Воткинский ¦ 47,7 ¦ 10,3 ¦ 2,8 ¦
+--+--------------------+-----------+-----------+----------------+
¦ 5¦Глазовский ¦ 51,9 ¦ 11,3 ¦ 3,0 ¦
+--+--------------------+-----------+-----------+----------------+
¦ 6¦Граховский ¦ 44,6 ¦ 9,7 ¦ 2,6 ¦
+--+--------------------+-----------+-----------+----------------+
¦ 7¦Дебесский ¦ 33,6 ¦ 7,3 ¦ 1,9 ¦
+--+--------------------+-----------+-----------+----------------+
¦ 8¦Завьяловский ¦ 117,8 ¦ 25,6 ¦ 6,8 ¦
+--+--------------------+-----------+-----------+----------------+
¦ 9¦Игринский ¦ 194,7 ¦ 42,3 ¦ 11,2 ¦
+--+--------------------+-----------+-----------+----------------+
¦10¦Камбарский ¦ 49,4 ¦ 10,7 ¦ 2,9 ¦
+--+--------------------+-----------+-----------+----------------+
¦11¦Каракулинский ¦ 24,9 ¦ 5,4 ¦ 1,4 ¦
+--+--------------------+-----------+-----------+----------------+
¦12¦Кезский ¦ 147,4 ¦ 32,0 ¦ 8,5 ¦
+--+--------------------+-----------+-----------+----------------+
¦13¦Кизнерский ¦ 156,1 ¦ 33,9 ¦ 9,0 ¦
+--+--------------------+-----------+-----------+----------------+
¦14¦Киясовский ¦ 24,9 ¦ 5,4 ¦ 1,4 ¦
+--+--------------------+-----------+-----------+----------------+
¦15¦Красногорский ¦ 140,9 ¦ 30,6 ¦ 8,1 ¦
+--+--------------------+-----------+-----------+----------------+
¦16¦Малопургинский ¦ 43,1 ¦ 9,4 ¦ 2,5 ¦
+--+--------------------+-----------+-----------+----------------+
¦17¦Можгинский ¦ 57,0 ¦ 12,4 ¦ 3,3 ¦
+--+--------------------+-----------+-----------+----------------+
¦18¦Сарапульский ¦ 33,2 ¦ 7,2 ¦ 1,9 ¦
+--+--------------------+-----------+-----------+----------------+
¦19¦Селтинский ¦ 153,6 ¦ 33,3 ¦ 8,9 ¦
+--+--------------------+-----------+-----------+----------------+
¦20¦Сюмсинский ¦ 176,2 ¦ 38,2 ¦ 10,2 ¦
+--+--------------------+-----------+-----------+----------------+
¦21¦Увинский ¦ 179,5 ¦ 39,0 ¦ 10,4 ¦
+--+--------------------+-----------+-----------+----------------+
¦22¦Шарканский ¦ 73,0 ¦ 15,8 ¦ 4,2 ¦
+--+--------------------+-----------+-----------+----------------+
¦23¦Юкаменский ¦ 51,9 ¦ 11,3 ¦ 3,0 ¦
+--+--------------------+-----------+-----------+----------------+
¦24¦Якшур - Бодьинский ¦ 161,0 ¦ 34,9 ¦ 9,3 ¦
+--+--------------------+-----------+-----------+----------------+
¦25¦Ярский ¦ 51,9 ¦ 11,3 ¦ 3,0 ¦
+--+--------------------+-----------+-----------+----------------+
¦ ¦ В целом по УР¦ 2317,9 ¦ 503,0 ¦ 133,8 ¦
L--+--------------------+-----------+-----------+-----------------
Источник: Комитет природных ресурсов УР.
Доли энергетического потенциала неделовой древесины районов УР
показаны на диаграмме (см. рис. 6.1) и цветограмме (см. рис. 6.2).
T-------------------------------------------------¬
+-----------------------------------------¬ ¦
Игринский +------------------------------------------ 8,4 ¦
+-------------------------------------¬ ¦
Увинский +-------------------------------------- 7,7 ¦
+-------------------------------------¬ ¦
Сюмсинский +-------------------------------------- 7,6 ¦
+----------------------------------¬ ¦
Якшур - +----------------------------------- 6,9 ¦
Бодьинский ¦ ¦
+--------------------------------¬ ¦
Кизнерский +--------------------------------- 6,7 ¦
+--------------------------------¬ ¦
Селтинский +--------------------------------- 6,6 ¦
+-------------------------------¬ ¦
Кезский +-------------------------------- 6,3 ¦
+------------------------------¬ ¦
Балезинский +------------------------------- 6,2 ¦
+-----------------------------¬ ¦
Красногорский +------------------------------ 6,1 ¦
+------------------------¬ ¦
Завьяловский +------------------------- 5,1 ¦
+---------------------¬ ¦
Вавожский +---------------------- 4,4 ¦
+--------------¬ ¦
Шарканский +--------------- 3,1 ¦
+------------¬ ¦
Алнашский +------------- 2,5 ¦
+------------¬ ¦
Можгинский +------------- 2,5 ¦
+----------¬ ¦
Глазовский +----------- 2,2 ¦
+----------¬ ¦
Юкаменский +----------- 2,2 ¦
+----------¬ ¦
Ярский +----------- 2,2 ¦
+---------¬ ¦
Камбарский +---------- 2,1 ¦
+---------¬ ¦
Воткинский +---------- 2,1 ¦
+--------¬ ¦
Граховский +--------- 1,9 ¦
+--------¬ ¦
Малопургинский +--------- 1,9 ¦
+------¬ ¦
Дебесский +------- 1,4 ¦
+------¬ ¦
Сарапульский +------- 1,4 ¦
+----¬ ¦
Каракулинский +----- 1,1 ¦
+----¬ ¦
Киясовский +----- 1,1 % ¦
+----T----T----T----T----T----T----T----T----T----+
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Рис. 6.1. Доли районов УР по энергетическому
потенциалу неделовой древесины
Рис. 6.2. Цветограмма долей районов УР по энергетическому
потенциалу неделовой древесины <*>
--------------------------------
<*> Не приводится.
Ежегодная вырубка составляет ~64% от расчетной лесосеки.
Отклонения от этой цифры могут составлять +/-10%. В таком случае
существующий энергетический потенциал неделовой древесины будет
использован не полностью (на 64%). При заготовке древесины в 2000
году объем неделовой древесины составил 334 тыс. куб. м, что
составляет 89 тыс. т у.т. Объем энергетических ресурсов неделовой
древесины в УР за 1995 - 2000 годы представлен на рис. 6.3.
тыс. т у.т.
125 T------------------------------------------------------¬
¦ ¦
¦ 99 ¦
100 + / х \ 89 89¦
¦ / \ х -------- х
¦ / ¦
75 +68 64 / ¦
х -------- х -------- х 63 ¦
¦ год ¦
50 +----------T----------T----------T----------T----------+
1995 1996 1997 1998 1999 2000
Рис. 6.3. Динамика объема энергетических ресурсов
неделовой древесины в УР
6.2. Характеристика энергетического потенциала
ветровых ресурсов <*>
--------------------------------
<*> Источник: Гидрометеоцентр РФ.
В УР чаще всего дуют ветры юго - западного направления. Лишь в
июле заметно преобладание ветров северо - западного направления.
Осенью, зимой и весной повторяемость юго - западного ветра почти
одинакова (33 - 34%). Зимой следующими по повторяемости являются
южные ветра, а весной - северо - западные, которые летом
становятся преобладающими. В июле на долю северо - западных ветров
приходится 21%, а на долю юго - западных и северо - восточных
ветров - по 16%. Осенью снова устанавливается господствующее
положение ветров юго - западного направления, но еще удерживается
и большая повторяемость северо - западных ветров.
Среднегодовые скорости ветра по районам УР представлены в
таблице 6.2.
Таблица 6.2
Значения и вариации среднегодовых скоростей ветра в районах УР
----T---------------------------T---------------T----------------¬
¦ N ¦ Район ¦ Среднегодовая ¦ Вариации, м/с ¦
¦ ¦ ¦ скорость ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ветра, м/с ¦ ¦
+---+---------------------------+---------------+--------T-------+
¦ 1 ¦Алнашский ¦ 4,3 ¦ 4,0 ¦ 4,8 ¦
+---+---------------------------+---------------+--------+-------+
¦ 2 ¦Балезинский ¦ 3,9 ¦ 3,6 ¦ 4,3 ¦
+---+---------------------------+---------------+--------+-------+
¦ 3 ¦Вавожский ¦ 4,1 ¦ 3,8 ¦ 4,6 ¦
+---+---------------------------+---------------+--------+-------+
¦ 4 ¦Воткинский ¦ 3,4 ¦ 3,1 ¦ 3,8 ¦
+---+---------------------------+---------------+--------+-------+
¦ 5 ¦Глазовский ¦ 4,3 ¦ 4,0 ¦ 4,8 ¦
+---+---------------------------+---------------+--------+-------+
¦ 6 ¦Граховский ¦ 4,0 ¦ 3,7 ¦ 4,4 ¦
+---+---------------------------+---------------+--------+-------+
¦ 7 ¦Дебесский ¦ 4,2 ¦ 3,9 ¦ 4,7 ¦
+---+---------------------------+---------------+--------+-------+
¦ 8 ¦Завьяловский ¦ 4,0 ¦ 3,7 ¦ 4,4 ¦
+---+---------------------------+---------------+--------+-------+
¦ 9 ¦Игринский ¦ 4,1 ¦ 3,8 ¦ 4,6 ¦
+---+---------------------------+---------------+--------+-------+
¦10 ¦Камбарский ¦ 3,6 ¦ 3,3 ¦ 4,0 ¦
+---+---------------------------+---------------+--------+-------+
¦11 ¦Каракулинский ¦ 4,3 ¦ 4,0 ¦ 4,8 ¦
+---+---------------------------+---------------+--------+-------+
¦12 ¦Кезский ¦ 4,2 ¦ 3,9 ¦ 4,7 ¦
+---+---------------------------+---------------+--------+-------+
¦13 ¦Кизнерский ¦ 4,0 ¦ 3,7 ¦ 4,4 ¦
+---+---------------------------+---------------+--------+-------+
¦14 ¦Киясовский ¦ 4,3 ¦ 4,0 ¦ 4,8 ¦
+---+---------------------------+---------------+--------+-------+
¦15 ¦Красногорский ¦ 4,1 ¦ 3,8 ¦ 4,6 ¦
+---+---------------------------+---------------+--------+-------+
¦16 ¦М. - Пургинский ¦ 4,1 ¦ 3,8 ¦ 4,6 ¦
+---+---------------------------+---------------+--------+-------+
¦17 ¦Можгинский ¦ 3,7 ¦ 3,4 ¦ 4,1 ¦
+---+---------------------------+---------------+--------+-------+
¦18 ¦Сарапульский ¦ 4,1 ¦ 3,8 ¦ 4,6 ¦
+---+---------------------------+---------------+--------+-------+
¦19 ¦Селтинский ¦ 4,3 ¦ 4,0 ¦ 4,8 ¦
+---+---------------------------+---------------+--------+-------+
¦20 ¦Сюмсинский ¦ 4,3 ¦ 3,9 ¦ 5,2 ¦
+---+---------------------------+---------------+--------+-------+
¦21 ¦Увинский ¦ 4,2 ¦ 3,9 ¦ 4,7 ¦
+---+---------------------------+---------------+--------+-------+
¦22 ¦Шарканский ¦ 3,4 ¦ 3,2 ¦ 4,1 ¦
+---+---------------------------+---------------+--------+-------+
¦23 ¦Юкаменский ¦ 4,0 ¦ 3,7 ¦ 4,4 ¦
+---+---------------------------+---------------+--------+-------+
¦24 ¦Якшур - Бодьинский ¦ 3,9 ¦ 3,6 ¦ 4,3 ¦
+---+---------------------------+---------------+--------+-------+
¦25 ¦Ярский ¦ 4,2 ¦ 3,9 ¦ 4,7 ¦
+---+---------------------------+---------------+--------+-------+
¦26 ¦г. Воткинск ¦ 3,4 ¦ 3,1 ¦ 3,8 ¦
+---+---------------------------+---------------+--------+-------+
¦27 ¦г. Глазов ¦ 3,4 ¦ 3,1 ¦ 3,8 ¦
+---+---------------------------+---------------+--------+-------+
¦28 ¦г. Ижевск ¦ 4,0 ¦ 3,2 ¦ 3,9 ¦
+---+---------------------------+---------------+--------+-------+
¦29 ¦г. Можга ¦ 4,0 ¦ 3,7 ¦ 4,4 ¦
+---+---------------------------+---------------+--------+-------+
¦30 ¦г. Сарапул ¦ 3,4 ¦ 3,1 ¦ 3,8 ¦
L---+---------------------------+---------------+--------+--------
В целом средняя годовая скорость ветра на территории УР 4,0
м/с (см. таблицу 6.3). Отклонения от этой многолетней величины в
отдельные годы обычно небольшие, в среднем 0,4 м/с. Самое большое
как положительное, так и отрицательное отклонение составляет 1,0
м/с. В холодное время года значения средней месячной скорости
ветра больше средней за год, в теплое время года - несколько
меньше ее. Наибольшая средняя месячная скорость ветра (4,8 м/с)
приходится на март, наименьшая (3,2 м/с) - на июль.
Таблица 6.3
Средние по территории УР температуры и скорости ветра
----T--------------------T-------------------T-------------------¬
¦ N ¦ Месяц ¦ Т-С ¦Скорость ветра, м/с¦
+---+--------------------+-------------------+-------------------+
¦ 1 ¦Январь ¦ -14 ¦ 4,2 ¦
+---+--------------------+-------------------+-------------------+
¦ 2 ¦Февраль ¦ -13 ¦ 4,3 ¦
+---+--------------------+-------------------+-------------------+
¦ 3 ¦Март ¦ -7 ¦ 4,8 ¦
+---+--------------------+-------------------+-------------------+
¦ 4 ¦Апрель ¦ 3 ¦ 3,9 ¦
+---+--------------------+-------------------+-------------------+
¦ 5 ¦Май ¦ 11 ¦ 4,3 ¦
+---+--------------------+-------------------+-------------------+
¦ 6 ¦Июнь ¦ 17 ¦ 3,8 ¦
+---+--------------------+-------------------+-------------------+
¦ 7 ¦Июль ¦ 18 ¦ 3,2 ¦
+---+--------------------+-------------------+-------------------+
¦ 8 ¦Август ¦ 16 ¦ 3,3 ¦
+---+--------------------+-------------------+-------------------+
¦ 9 ¦Сентябрь ¦ 10 ¦ 3,7 ¦
+---+--------------------+-------------------+-------------------+
¦10 ¦Октябрь ¦ 2 ¦ 4,5 ¦
+---+--------------------+-------------------+-------------------+
¦11 ¦Ноябрь ¦ -6 ¦ 4,4 ¦
+---+--------------------+-------------------+-------------------+
¦12 ¦Декабрь ¦ -12 ¦ 4,2 ¦
+---+--------------------+-------------------+-------------------+
¦ ¦Год ¦ 2 ¦ 4,0 ¦
L---+--------------------+-------------------+--------------------
Среднемесячные значения скорости ветра отклоняются от средних
многолетних зимой на +/-0,8 м/с, весной и осенью - на +/-0,7 м/с,
летом - на +/-0,5 м/с. В отдельные годы отклонения могут достигать
в любой сезон +/-2,0 м/с. Среднегодовая температура на территории
УР ~2-С.
Суточный ход скорости ветра хорошо выражен в теплое время
года, а зимой сглажен. Увеличение суточной амплитуды начинается
весной, после схода снега. В результате конвекции скорость ветра
днем, особенно в послеполуденные часы, возрастает и достигает
больших значений, чем в это же время зимой (см. таблицу 6.4).
Таблица 6.4
Средняя месячная скорость ветра (м/с) в различные часы суток
---------T----T----T----T----T---T----T----T----T-----T----T-----T----¬
¦Время, ч¦Янв.¦Фев.¦Март¦Апр.¦Май¦Июнь¦Июль¦Авг.¦Сент.¦Окт.¦Нояб.¦Дек.¦
+--------+----+----+----+----+---+----+----+----+-----+----+-----+----+
¦ 1-00 ¦ 4,3¦ 4,2¦ 4,4¦ 3,3¦3,1¦ 2,7¦ 2,3¦ 2,6¦ 3,0¦ 4,1¦ 4,3¦ 4,3¦
+--------+----+----+----+----+---+----+----+----+-----+----+-----+----+
¦ 7-00 ¦ 4,2¦ 4,2¦ 4,3¦ 3,6¦4,0¦ 3,4¦ 2,8¦ 2,9¦ 3,2¦ 4,3¦ 4,2¦ 4,2¦
+--------+----+----+----+----+---+----+----+----+-----+----+-----+----+
¦ 13-00 ¦ 4,1¦ 4,6¦ 5,5¦ 5,1¦5,8¦ 5,3¦ 4,4¦ 4,6¦ 5,2¦ 5,4¦ 4,6¦ 4,2¦
+--------+----+----+----+----+---+----+----+----+-----+----+-----+----+
¦ 19-00 ¦ 4,3¦ 4,3¦ 4,9¦ 3,8¦4,2¦ 3,8¦ 3,2¦ 3,0¦ 3,3¦ 4,3¦ 4,5¦ 4,2¦
L--------+----+----+----+----+---+----+----+----+-----+----+-----+-----
В большую же часть суток весной и летом ветер слабее, чем в
холодный период. Суточный ход скорости ветра лучше выражен при
малооблачной погоде и слабее при пасмурной.
Одной из характеристик ветра является его максимальная
скорость. В таблице 6.5 приведены значения наибольшей скорости
ветра.
Таблица 6.5
Значения наибольшей скорости ветра (м/с)
----T----T----T----T----T---T----T----T----T-----T----T-----T----¬
¦Max¦Янв.¦Фев.¦Март¦Апр.¦Май¦Июнь¦Июль¦Авг.¦Сент.¦Окт.¦Нояб.¦Дек.¦
+---+----+----+----+----+---+----+----+----+-----+----+-----+----+
¦ 20¦ 20 ¦ 17 ¦ 17 ¦ 18 ¦ 17¦ 16 ¦ 17 ¦ 18 ¦ 17 ¦ 18 ¦ 17 ¦ 20 ¦
L---+----+----+----+----+---+----+----+----+-----+----+-----+-----
Однако возникающие порывы могут значительно превышать среднюю
скорость. Значения наибольшей скорости ветра с учетом порывов по
месяцам представлены в таблице 6.6.
Таблица 6.6
Значения наибольшей скорости ветра с учетом порывов (м/с)
----T----T----T----T----T---T----T----T----T-----T----T-----T----¬
¦Max¦Янв.¦Фев.¦Март¦Апр.¦Май¦Июнь¦Июль¦Авг.¦Сент.¦Окт.¦Нояб.¦Дек.¦
+---+----+----+----+----+---+----+----+----+-----+----+-----+----+
¦ 33¦ 23 ¦ 25 ¦ 28 ¦ 28 ¦ 28¦ 23 ¦ 33 ¦ 22 ¦ 27 ¦ 29 ¦ 22 ¦ 25 ¦
L---+----+----+----+----+---+----+----+----+-----+----+-----+-----
В большинстве месяцев были зарегистрированы порывы ветра до 25
м/с и более. Вероятности (%) различных скоростей ветра
представлены в таблице 6.7.
Таблица 6.7
Вероятности (%) различных скоростей ветра по градациям
------T----------------------------------------------------------¬
¦Сезон¦ Скорость ветра, м/с ¦
¦ +-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T----+
¦ ¦0 - 1¦2 - 3¦4 - 5¦6 - 7¦8 - 9¦10 - ¦12 - ¦14 - ¦16 - ¦18 -¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 11 ¦ 13 ¦ 15 ¦ 17 ¦ 20 ¦
+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+----+
¦Зима ¦ 18 ¦ 28 ¦ 31 ¦ 15 ¦ 4 ¦ 2 ¦ 1,0 ¦ 0,4 ¦ 0,3 ¦0,03¦
+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+----+
¦Весна¦ 18 ¦ 30 ¦ 29 ¦ 14 ¦ 5 ¦ 2 ¦ 1,0 ¦ 0,5 ¦ 0,3 ¦0,01¦
+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+----+
¦Лето ¦ 26 ¦ 35 ¦ 25 ¦ 10 ¦ 3 ¦ 1 ¦ 0,2 ¦ 0,1 ¦ 0,1 ¦0,01¦
+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+----+
¦Осень¦ 15 ¦ 32 ¦ 32 ¦ 14 ¦ 4 ¦ 2 ¦ 0,6 ¦ 0,2 ¦ 0,1 ¦0,02¦
+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+----+
¦Год ¦ 20 ¦ 31 ¦ 29 ¦ 13 ¦ 4 ¦ 2 ¦ 0,7 ¦ 0,2 ¦ 0,2 ¦0,02¦
L-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----
В УР преобладают слабые и умеренные ветры, в 80% случаев
скорость их не превышает 5 м/с. Вероятность ветра скоростью 10 м/с
и более в целом за год не превышает 3%, зимой она увеличивается до
4%, летом составляет не более 1%. Скорость ветра более 20 м/с
отмечается в единичных случаях. Из таблицы 6.7 также видно, что
летом, по сравнению с другими сезонами, слабые ветры (0 - 3 м/с)
наблюдаются чаще. Случаев с сильным ветром больше в холодный
период года; в среднем за год бывает 5 - 6 дней с сильным ветром
(15 м/с). Как правило, большие скорости имеют ветра преобладающих
направлений. Зимой чаще всего наблюдается усиление юго - западного
ветра, весной - юго- и северо - западного ветра, летом - северного
и северо - западного ветра, осенью - северного ветра.
Ветра разных скоростей имеют различную продолжительность.
Наиболее устойчивы слабые ветры. Сильные ветра обычно
кратковременны. В таблице 6.8 приведены сведения о длительности
сохранения ветров 15 м/с.
Зимой продолжительность сильных ветров в три риза больше, чем
летом; весной и осенью она почти одинакова. Только осенью
(октябрь) и зимой (февраль) были отмечены случаи, когда сильный
ветер сохраняется непрерывно сутки и более (см. таблицу 6.8).
Таблица 6.8
Продолжительность t (ч) сильного ветра (>15 м/с)
------------------------T--------------------T-------------------¬
¦ Сезон ¦ tср ¦ tmax ¦
+-----------------------+--------------------+-------------------+
¦Зима ¦ 13 ¦ 51 ¦
+-----------------------+--------------------+-------------------+
¦Весна ¦ 8 ¦ 40 ¦
+-----------------------+--------------------+-------------------+
¦Лето ¦ 4 ¦ 5 ¦
+-----------------------+--------------------+-------------------+
¦Год ¦ 86 ¦ 157 ¦
L-----------------------+--------------------+--------------------
Определения мощности ветровых электрических установок (ВЭУ)
проведем в соответствии с [16]:
3 -3
P = эта эта эпсилон А v x 10 , кВт, (6.1)
1 2
где эта - КПД редуктора и механических устройств; эта - КПД
1 2
генератора и электрических устройств; эпсилон - коэффициент
ветроколеса; А - ометаемая площадь ветроколеса диаметром d, м; v -
скорость ветра, м/с.
Учитывая климатические условия УР, в качестве расчетной ВЭУ
будем использовать установку с рабочим диапазоном скоростей ветра
3,0 - 20,0 м/с, номинальной мощностью ~0,5 кВт, стоимостью ~3000
долл. и сроком эксплуатации ~25 лет [17]. Согласно [17], примем:
эта = 0,85; эта = 0,95; эпсилон = 0,4, d = 2,2 м. На основании
1 2
таблицы 6.7 и зависимости (6.1) определим показатели работы ВЭУ.
Время работы ВЭУ, мощность и выработка электрической энергии N при
различных скоростях ветра представлены в таблице 6.9. Количество
часов использования ВЭУ при различных скоростях ветра составит
7008 ч в год, выработка электрической энергии - 850 кВт.ч в год,
расчетная среднегодовая мощность ВЭУ - 0,12 кВт.
Таблица 6.9
Показатели работы ВЭУ
----------T------------------------------------------------------¬
¦Показа- ¦ Скорость ветра, м/с ¦
¦тель +-----T-----T-----T-----T-----T----T----T----T----T----+
¦ ¦0 - 1¦2 - 3¦4 - 5¦6 - 7¦8 - 9¦10 -¦12 -¦14 -¦16 -¦18 -¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 11 ¦ 13 ¦ 15 ¦ 17 ¦ 20 ¦
+---------+-----+-----+-----+-----+-----+----+----+----+----+----+
¦t, ч ¦ 1750¦ 2712¦ 2537¦ 1137¦ 350 ¦ 175¦ 61 ¦ 17 ¦ 17 ¦1,75¦
+---------+-----+-----+-----+-----+-----+----+----+----+----+----+
¦P, кВт ¦ 0 ¦ 0,01¦ 0,08¦ 0,27¦ 0,50¦0,50¦0,50¦0,50¦0,50¦0,50¦
+---------+-----+-----+-----+-----+-----+----+----+----+----+----+
¦N, кВт.ч ¦ 0 ¦ 27,1¦203,0¦307,0¦175,0¦87,5¦30,5¦ 8,5¦ 8,5¦ 0,9¦
L---------+-----+-----+-----+-----+-----+----+----+----+----+-----
Технико - экономическую оценку проведем согласно [16].
Доставка и установка составит ~17% от начальной стоимости ВЭУ, что
составляет 510 долл.; эксплуатационные расходы при сроке
эксплуатации 25 лет не превышают 50% стоимости ВЭУ, что составляет
1500 долларов. Таким образом, стоимость ВЭУ, включая начальные и
эксплуатационные расходы, составит 5010 долларов. При этом
суммарная выработка электроэнергии за весь срок эксплуатации
составит 850 кВт.ч х 25 лет = 21250 кВт.ч, следовательно,
стоимость 1 кВт.ч вырабатываемой электроэнергии будет 5010 / 21250
= 0,23 доллара.
Для размещения ВЭУ потребуется участок земли площадью [16]:
_
2 \/3
S = (kd) ---, кв. м, (6.1)
2
где k - коэффициент удаления ВЭУ друг от друга. Согласно [16, 17],
значение k следует выбирать из диапазона 6 - 18. Следовательно, на
размещение одной ВЭУ требуется площадь от 125 до 1122 кв. м, или
возможно размещение от 890 до 8018 ВЭУ на одном квадратном
километре.
Таким образом (используя полученные значения выработки
электроэнергии и площади, требуемой на размещение ВЭУ), с 1 кв. км
можно получить (890 ~ 8018) x 0,12 = 107 ~ 962 кВт, или (107 ~
962) x 7008 = 748 ~ 6743 тыс. кВт.ч в год с начальными
капитальными вложениями (890 ~ 8018) x 5010 = 4,5 ~ 40,2 млн.
долларов.
6.3. Характеристика энергетического потенциала
солнечной энергии <*>
--------------------------------
<*> Источник: метрологическая станция Нолинск Кировской
области.
Количество лучистой энергии от солнца меняется в течение
суток, в течение года в связи с изменением угла падения солнечных
лучей.
Количество солнечной радиации определяется продолжительностью
дня и высотой солнца над горизонтом (угол, образуемый солнечными
лучами при падении на горизонтальную поверхность). В таблице 6.10
приводится высота солнца в градусах для территории УР на 15-е
число каждого месяца (в феврале на 14-е число).
Таблица 6.10
Продолжительность дня (ч-мин) и высота солнца (град.)
-----------------------T------T------T------T------T------T------¬
¦ Характеристика ¦ Янв. ¦ Февр.¦ Март ¦ Апр. ¦ Май ¦ Июнь ¦
+----------------------+------+------+------+------+------+------+
¦Продолжительность дня ¦ 7-24 ¦ 9-29 ¦ 11-42¦ 14-14¦ 16-26¦ 17-49¦
+----------------------+------+------+------+------+------+------+
¦Высота солнца ¦ 11,9 ¦ 20,0 ¦ 30,9 ¦ 42,8 ¦ 51,9 ¦ 55,7 ¦
L----------------------+------+------+------+------+------+-------
-----------------------T------T------T------T------T------T------¬
¦ Характеристика ¦ Июль ¦ Авг. ¦ Сент.¦ Окт. ¦ Нояб.¦ Дек. ¦
+----------------------+------+------+------+------+------+------+
¦Продолжительность дня ¦ 17-25¦ 15-16¦ 12-51¦ 10-27¦ 8-05 ¦ 6-48 ¦
+----------------------+------+------+------+------+------+------+
¦Высота солнца ¦ 54,7 ¦ 47,3 ¦ 36,2 ¦ 24,7 ¦ 14,7 ¦ 9,8 ¦
L----------------------+------+------+------+------+------+-------
Зимой солнце занимает самое низкое положение, в середине
декабря оно поднимается над горизонтом лишь на 10-. Летом, в
середине июня, высота солнца в полдень достигает 55,7-. Чем больше
высота солнца, тем выше интенсивность притока радиации.
Территория УР расположена в зоне, где продолжительность
солнечного сияния в среднем за год составляет 1839 ч.
Продолжительность солнечного сияния и число дней без солнца по
сезонам представлены в таблице 6.11. Количество часов солнечного
сияния в зимние месяцы минимально, что объясняется значительной
облачностью, а также малой продолжительностью дня.
Таблица 6.11
Продолжительность t (ч) солнечного сияния
и число дней n без солнца
-----------------------T------T------T------T------T------T------¬
¦ Сезон ¦ tmin ¦ tmax ¦ tср ¦ nmin ¦ nmax ¦ nср ¦
+----------------------+------+------+------+------+------+------+
¦Зима ¦ 1 ¦ 142 ¦ 47 ¦ 5 ¦ 29 ¦ 17 ¦
+----------------------+------+------+------+------+------+------+
¦Весна ¦ 65 ¦ 370 ¦ 204 ¦ 0 ¦ 14 ¦ 5 ¦
+----------------------+------+------+------+------+------+------+
¦Лето ¦ 202 ¦ 382 ¦ 280 ¦ 0 ¦ 4 ¦ 1 ¦
+----------------------+------+------+------+------+------+------+
¦Осень ¦ 7 ¦ 215 ¦ 81 ¦ 0 ¦ 26 ¦ 12 ¦
L----------------------+------+------+------+------+------+-------
Поток солнечной радиации складывается из прямой и рассеянной
солнечной радиации. Облачность уменьшает поступление прямой
солнечной радиации на 60% и в то же время увеличивает поступление
рассеянной радиации более чем в 1,5 раза.
В общем притоке тепла в течение года доля прямой и рассеянной
радиации различна. В таблице 6.12 приводятся доли прямой солнечной
радиации по месяцам года.
Таблица 6.12
Доли прямой солнечной радиации по месяцам, %
----T----T----T----T----T---T----T----T----T-----T----T-----T----¬
¦Max¦Янв.¦Фев.¦Март¦Апр.¦Май¦Июнь¦Июль¦Авг.¦Сент.¦Окт.¦Нояб.¦Дек.¦
+---+----+----+----+----+---+----+----+----+-----+----+-----+----+
¦ 51¦ 25 ¦ 32 ¦ 40 ¦ 47 ¦ 59¦ 56 ¦ 53 ¦ 53 ¦ 36 ¦ 28 ¦ 28 ¦ 25 ¦
L---+----+----+----+----+---+----+----+----+-----+----+-----+-----
Таким образом, прямая радиация в зимние месяцы не превышает 25
- 32% суммарного притока тепла, в период с апреля по август она
составляет 50 - 60% суммарной. Только с мая по август приход
прямой радиации превышает приход рассеянной. Во все остальные
месяцы, особенно зимой, рассеянная радиация имеет большие по
сравнению с прямой значения.
В отдельные годы в зависимости от облачности соотношение
прямой и рассеянной радиации и общий приток суммарной радиации
может значительно отличаться от средних величин. Так, различие
между максимальным и минимальным приходом суммарной радиации может
достигать в летние месяцы 50%, или почти 8 ккал/кв. см мес. (см.
таблицу 6.13).
Таблица 6.13
Экстремальные величины суммарной радиации Q (ккал/кв. см мес)
-----T----T----T----T----T----T----T----T----T-----T----T-----T----¬
¦ Q ¦Янв.¦Фев.¦Март¦Апр.¦Май ¦Июнь¦Июль¦Авг.¦Сент.¦Окт.¦Нояб.¦Дек.¦
+----+----+----+----+----+----+----+----+----+-----+----+-----+----+
¦Qmax¦ 1,3¦ 3,9¦ 8,9¦12,3¦16,1¦19,5¦15,7¦12,3¦ 7,6 ¦ 3,3¦ 1,7 ¦ 0,8¦
+----+----+----+----+----+----+----+----+----+-----+----+-----+----+
¦Qmin¦ 0,8¦ 2,5¦ 4,9¦ 9,5¦12,5¦11,6¦12,7¦10,4¦ 5,4 ¦ 1,8¦ 0,8 ¦ 0,4¦
L----+----+----+----+----+----+----+----+----+-----+----+-----+-----
На май - июль приходится около 48% годового прихода суммарной
радиации, а на ноябрь - январь - 5%. Суммарная радиация в декабре
минимальная (0,4 - 0,8 ккал/кв. см мес). Начиная с марта, резко
возрастает приток радиации, достигая максимальной величины в июне
(11,6 - 19,5 ккал/кв. см мес). С августа приток радиационного
тепла снова уменьшается. Особенно резко это выражено от сентября
(5,4 - 7,6 ккал/кв. см мес) к октябрю (1,8 - 2,9 ккал/кв. см мес).
В результате за год радиационный баланс может иметь значение в
пределах 73 - 103 ккал/кв. см в год, что соответствует 840 - 1200
кВт.ч/кв. м в год.
Для реализации указанного радиационного баланса следует
использовать установки номинальной мощностью ~0,2 кВт/кв. м с КПД
~0,2 и сроком эксплуатации 20 лет [17]. Стоимость 1 кв. м
фотоэлектрической установки, включая начальные и эксплуатационные
расходы, составит 960 долларов.
При использовании установок указанного типа годовая выработка
электрической энергии составит 170 - 240 кВт.ч/кв. м. Таким
образом, стоимость 1 кВт.ч составит 960 / ((170 ~ 240) x 20) =
0,28 ~ 0,20 доллара.
6.4. Характеристика энергетического потенциала
водных ресурсов <*>
--------------------------------
<*> Источник: ОАО институт "Гипроводхоз".
Гидрографическая сеть УР приурочена к бассейнам рек Камы,
Вятки, Чепцы, Ижа, Валы, Кильмези, Лозы и их многочисленных
притоков. Количество водотоков, включая мельчайшие, составляет
8925 рек и ручейков, их суммарная протяженность - 20352 км.
Количество средних рек длиной от 101 до 500 км - 12, длиной свыше
500 км - 2. Речная сеть имеет достаточно высокий коэффициент
развития: по северным районам - 0,60 - 0,70 км/кв. км, по
левобережью Чепцы - 0,50 - 0,60 км/кв. км, по югу Удмуртии - 0,45
- 0,50 км/кв. км. Модуль стока колеблется в пределах 7,0 - 8,0
л/сек кв. км для северной части Удмуртии и 4,5 - 5,0 л/сек кв. км
по югу. Характеристики рек на территории УР представлены в таблице
6.14.
Таблица 6.14
Характеристика рек на территории УР
---T-----------------T----------------------------T--------------¬
¦ N¦Наименование реки¦Годовой объем стока, куб. км¦Энергетический¦
¦ ¦ +---------T---------T--------+ потенциал, ¦
¦ ¦ ¦ Миним. ¦ Средн. ¦ Макс. ¦ тыс. кВт ¦
+--+-----------------+---------+---------+--------+--------------+
¦ 1¦Чепца ¦ - ¦ 2,96 ¦ - ¦ 14,25 ¦
+--+-----------------+---------+---------+--------+--------------+
¦ 2¦Вала ¦ - ¦ 1,06 ¦ - ¦ 5,10 ¦
+--+-----------------+---------+---------+--------+--------------+
¦ 3¦Кильмезь ¦ 1,62 ¦ 2,82 ¦ 4,19 ¦ 13,57 ¦
+--+-----------------+---------+---------+--------+--------------+
¦ 4¦Сива ¦ - ¦ 0,98 ¦ - ¦ 4,72 ¦
+--+-----------------+---------+---------+--------+--------------+
¦ 5¦Иж ¦ 0,24 ¦ 0,56 ¦ 0,98 ¦ 2,70 ¦
+--+-----------------+---------+---------+--------+--------------+
¦ 6¦Вотка ¦ - ¦ 0,25 ¦ - ¦ 1,20 ¦
+--+-----------------+---------+---------+--------+--------------+
¦ 7¦Камбарка ¦ - ¦ 0,06 ¦ - ¦ 0,29 ¦
+--+-----------------+---------+---------+--------+--------------+
¦ 8¦Лоза ¦ - ¦ 0,59 ¦ - ¦ 2,84 ¦
+--+-----------------+---------+---------+--------+--------------+
¦ 9¦Лекма ¦ - ¦ 0,31 ¦ - ¦ 1,49 ¦
+--+-----------------+---------+---------+--------+--------------+
¦10¦Тойма ¦ - ¦ 0,23 ¦ - ¦ 1,11 ¦
+--+-----------------+---------+---------+--------+--------------+
¦11¦Кырыкмас ¦ - ¦ 0,33 ¦ - ¦ 1,59 ¦
+--+-----------------+---------+---------+--------+--------------+
¦12¦Ита ¦ - ¦ 0,23 ¦ - ¦ 1,11 ¦
+--+-----------------+---------+---------+--------+--------------+
¦13¦Ува ¦ - ¦ 0,18 ¦ - ¦ 0,87 ¦
+--+-----------------+---------+---------+--------+--------------+
¦14¦Лумпун ¦ 0,14 ¦ 0,26 ¦ 0,33 ¦ 1,25 ¦
+--+-----------------+---------+---------+--------+--------------+
¦15¦Нылга ¦ 0,10 ¦ 0,19 ¦ 0,35 ¦ 0,91 ¦
+--+-----------------+---------+---------+--------+--------------+
¦ ¦ В целом по УР¦ - ¦ 11 ¦ - ¦ 53,00 ¦
L--+-----------------+---------+---------+--------+---------------
В настоящее время в УР существует 281 пруд площадью зеркала
более 5 га, емкостью от 80 до 900 тыс. куб. м каждый. Кроме этого,
в Удмуртии существует 4 пруда (водохранилища) в гг. Ижевске,
Воткинске, Камбарке и Пудеме, емкость которых колеблется от 8,7 до
85 млн. куб. м (см. таблицу 6.15).
Таблица 6.15
Характеристики наиболее крупных водохранилищ
----T-----------------T--------T------------------T--------------¬
¦ N ¦ Наименование ¦Площадь,¦Объем, млн. куб. м¦Энергетический¦
¦ ¦ водохранилища ¦ га +---------T--------+ потенциал, ¦
¦ ¦ ¦ ¦ Полный ¦Полезный¦ тыс. кВт ¦
+---+-----------------+--------+---------+--------+--------------+
¦ 1 ¦Воткинское ¦ 2180 ¦ 85,0 ¦ 52,0 ¦ 0,16 ¦
+---+-----------------+--------+---------+--------+--------------+
¦ 2 ¦Ижевский пруд ¦ 2640 ¦ 76,0 ¦ 44,9 ¦ 0,15 ¦
+---+-----------------+--------+---------+--------+--------------+
¦ 3 ¦Камбарское ¦ 400 ¦ 12,5 ¦ 5,1 ¦ 0,04 ¦
+---+-----------------+--------+---------+--------+--------------+
¦ 4 ¦Пудемское ¦ 404 ¦ 8,7 ¦ 5,4 ¦ 0,02 ¦
L---+-----------------+--------+---------+--------+---------------
Наибольшее внимание строительству малых ГЭС на территории УР
уделялось в 1948 - 1960 годах. В этот период были построены ГЭС на
р. Чепца у д. Полом (555 кВт), у с. Дебесы (100 кВт). На
существующих водяных мельницах создавались мини - ГЭС мощностью 5
- 10 кВт. В шестидесятых годах прошлого столетия с созданием
единой энергосистемы СССР строительство малых ГЭС было свернуто. В
течение последующих 10 лет все малые ГЭС на реках УР были
законсервированы или разрушены. На сегодняшний день ни одна малая
ГЭС из ранее существовавших восстановлению не подлежит.
В целом, по данным ОАО института "Гипроводхоз", энергетический
потенциал Pm водных ресурсов УР составляет 53 МВт.
Определим возможную мощность гидроузлов в соответствии с [18]:
P = эта1 x эта2 x Pm, кВт, (6.2)
где эта1 - КПД турбины; эта2 - КПД генератора и электрических
устройств.
На основании [17] примем: эта1 = 0,86; эта2 = 0,85. В
результате мощность гидроузлов может иметь значение ~40 МВт.
Годовая выработка электроэнергии при значении коэффициента
использования эпсилон = 0,25 [17] составит 88 млн. кВт.час.
Стоимость необходимого оборудования со сроком эксплуатации 40 лет
составляет ~400 долл. за 1 кВт установленной мощности. Таким
образом, необходимые капитальные вложения для приобретения
оборудования, включая эксплуатационные расходы (не превышают 100%
стоимости оборудования), составят 32 млн. долларов. Таким образом,
6 6
стоимость 1 кВт.ч составит 32 x 10 / (88 x 10 x 40) = 0,01
доллара.
Выводы:
1. Энергетический потенциал неделовой древесины составляет в
Удмуртии 134 тыс. т у.т., или 2,5% от всего объема потребляемых
ТЭР.
2. Для условий Удмуртии стоимость 1 кВт.ч ветровой и солнечной
энергии более, чем в 20 раз выше стоимости 1 кВт.ч гидроэнергии,
которая, в свою очередь, соизмерима со стоимостью электроэнергии,
вырабатываемой на ТЭЦ. Вследствие этого использование солнечной и
ветровой энергии может быть обоснованно только на территориях,
удаленных от источников электрической энергии и имеющих "слабые"
связи с энергосистемой.
3. Потенциал водных ресурсов УР составляет 53 МВт, или 4,5%
потребляемой в настоящее время мощности.
7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ПОТЕНЦИАЛА
ПЕРЕРАБОТКИ БИОМАССЫ
7.1. Характеристика энергетического потенциала
твердых бытовых отходов
Нормативный объем твердых бытовых отходов на одного жителя в
год составляет ~0,84 куб. м [19]. Зная численность населения
Удмуртии (1626 тыс. чел.), можно оценить общий объем ТБО ~1,37
млн. куб. м.
В настоящее время существует ряд способов хранения и
переработки твердых бытовых отходов: прямое сжигание, газификация,
пиролиз и др.
Сложность непосредственного сжигания ТБО обусловлена, с одной
стороны, их исключительной многокомпонентностью, с другой -
повышенными санитарными требованиями к процессу их переработки.
Для сжигания ТБО необходима их предварительная сортировка по
компонентам. В среднем теплотворная способность бытовых отходов
колеблется от 1000 до 3000 ккал/кг, при этом получается 28 - 44%
золы от сухой массы. Недостаточная полнота сгорания приводит к
недопустимо высокой концентрации вредных веществ в продуктах
сгорания. Запыленность отходящих газов составляет 5 - 10 г/куб. см
(25 - 50 кг/т ТБО).
Наиболее эффективный и более экологически чистый способ
использования органических отходов (доля органических фракций в
ТБО составляет до 70%) - их газификация с последующим сжиганием
полученного биогаза. Биогаз содержит 50 - 60% метана и имеет
теплотворную способность 4500 - 5000 ккал/куб. м. Сжигание 1 тыс.
куб. м биогаза эквивалентно 0,6 - 0,7 т у.т.
Для этих целей применяются термохимические газогенераторы. В
газогенераторе в результате термической переработки из биомассы
получается газообразное топливо, которое может быть использовано
для сжигания в топках котлов, в различных технологических
установках, для производства тепла и электроэнергии. В таблице 7.1
представлены технические характеристики термохимических
газогенераторов, предлагаемых ООО "Энерготехнология" г. Санкт -
Петербург <*>.
--------------------------------
<*> Информация Министерства энергетики РФ, сайт
http://www.mte.gov.ru/ntp/energo/bioenergo.htm.
Таблица 7.1
Технические характеристики
------------------------T-------------------------T--------------¬
¦ Номинальная тепловая ¦ Сырье ¦ Номинальный ¦
¦ мощность, МВт +-----------T-------------+выход биогаза,¦
¦ ¦ Расход, ¦Макс. допуст.¦ куб. м/ч ¦
¦ ¦ кг/ч ¦влажность, % ¦ ¦
+-----------------------+-----------+-------------+--------------+
¦ 0,1 ¦ 40 ¦ 35 ¦ 70 ¦
+-----------------------+-----------+-------------+--------------+
¦ 0,6 ¦ 380 ¦ 50 ¦ 500 ¦
+-----------------------+-----------+-------------+--------------+
¦ 1,0 ¦ 750 ¦ 55 ¦ 850 ¦
+-----------------------+-----------+-------------+--------------+
¦ 3,0 ¦ 2200 ¦ 60 ¦ 2500 ¦
L-----------------------+-----------+-------------+---------------
Использование подобных установок позволяет получить из 1 т
органических отходов не менее 1000 куб. м биогаза с удельной
теплотворной способностью 4500 ккал/куб. м. При плотности ТБО 0,3
т/куб. м и содержании органических веществ 50% из ТБО в масштабе
Удмуртии получаем: 1370 x 0,3 x 0,5 = 205 тыс. т органического
топлива в год. Таким образом, энергетический потенциал ТБО в
-6
Удмуртской Республике составит: 205 x 1000 x 4500 x 10 = 922,5
тыс. Гкал, что эквивалентно 922,5 x 0,172 = 158,7 тыс. т у.т. в
год.
Одним из основных способов удаления ТБО во всем мире остается
захоронение их в поверхностном слое земли. В этих условиях отходы
подвергаются интенсивному биохимическому разложению, которое
вызывает, в частности, генерацию свалочного биогаза. Для его сбора
на полигонах обычно используется следующая принципиальная схема:
сеть вертикальных газодренажных скважин соединяют линиями
газопроводов, в которых компрессорная установка создает
разрежение, необходимое для транспортировки биогаза до места
использования.
Согласно [20], в российских условиях на полигоне средних
размеров (0,5 - 1 млн. куб. м) образуется 400 - 800 куб. м биогаза
в час (3,5 - 7,0 млн. куб. м в год), при этом порядка 50% этого
объема может быть использовано. Использование биогаза возможно как
минимум через 5 - 10 лет после создания свалки, а его
рентабельность проявляется при объемах мусора более 1 млн. куб. м.
Учитывая, что объем накопленных ТБО на территории Удмуртии
составляет ~50 млн. куб. м, количество образующегося свалочного
биогаза составит 50 x 7 x 0,5 = 175 млн. куб. м. Таким образом,
-6
энергетический потенциал свалок составит: 175000 x 4500 x 10 =
787,5 тыс. Гкал, что эквивалентно 787,5 x 0,172 = 135,5 тыс. т
у.т. в год.
Окупаемость современных технологий производства биогаза из
бытовых отходов по оценкам специалистов составляет от 3 до 5 лет.
Общий энергетический потенциал переработки ТБО в Удмуртской
Республике составляет: 158,7 + 135,5 = 294,2 тыс. т у.т. в год.
7.2. Характеристика энергетического потенциала
канализационных стоков
Объем канализационных стоков на одного городского жителя в год
составляет ~138,4 куб. м [19], что в целом по Удмуртии составит
~157 млн. куб. м.
Предлагается утилизация биогаза на станциях аэрации сточных
вод. Нижегородским региональным центром энергосбережения (НИЦЭ)
[21] была разработана следующая технологическая схема: биогаз из
метантенков собирается в газгольдерах и направляется на установки
с мотор - генераторами и блоками - утилизаторами тепла для
выработки электрической и тепловой энергии. Один комплект
оборудования мощностью 0,5 МВт стоит порядка 500 тыс. долл. Для
оборудования станции аэрации с объемом переработки сточных вод 100
- 120 млн. куб. м в год необходимо 4 комплекта оборудования.
Полученная таким образом энергия может использоваться для
собственных нужд предприятия и позволяет покрыть его потребности в
тепле и электроэнергии на 70 - 90%.
Для оборудования станций очистки канализационных стоков
городов Удмуртии такими установками необходимы инвестиции 2,5 - 3
млн. долл. (учитывая, что для данного объема сточных вод
необходимо 5 - 6 комплектов оборудования). Сроки окупаемости
подобных проектов составляют 5 - 7 лет.
При содержании сырого осадка в сточных водах 0,8%, выходе
биогаза 10 куб. м из 1 куб. м сбраживаемой массы и удельной
теплотворной способности биогаза 5000 ккал/куб. м энергетический
потенциал канализационных стоков составит: 157000 x 0,008 x 10 x
-6
5000 x 10 = 62,8 тыс. Гкал, что эквивалентно 62,8 x 0,172 = 10,8
тыс. т у.т. в год.
7.3. Характеристика энергетического потенциала
отходов животноводства
В УР находится 167 колхозов, 3462 фермерских хозяйства, 412
свинокомплексов и свиноферм, 1255 ферм крупного рогатого скота, 8
птицефабрик. Общее количество отходов животноводства общественного
сектора составляет 3234 тыс. т в год (см. таблица 7.2).
Таблица 7.2
Общее количество отходов животноводства на 1 января 2002 года
(общественный сектор)
-------------------------T----------T------------T---------------¬
¦ Виды скота ¦Поголовье,¦Выход навоза¦Выход навоза на¦
¦ ¦тыс. гол. ¦ на 1 голову¦ все поголовье,¦
¦ ¦ ¦ в год, тонн¦ тыс. тонн ¦
+------------------------+----------+------------+---------------+
¦Крупный рогатый скот ¦ 353,7 ¦ 8 ¦ 2830 ¦
+------------------------+----------+------------+---------------+
¦Лошади ¦ 10,2 ¦ 5 ¦ 51 ¦
+------------------------+----------+------------+---------------+
¦Свиньи ¦ 150,4 ¦ 1,75 ¦ 263 ¦
+------------------------+----------+------------+---------------+
¦Овцы и козы ¦ 2,8 ¦ 0,9 ¦ 2,5 ¦
+------------------------+----------+------------+---------------+
¦Птица ¦ 3498 ¦ 0,025 ¦ 87,5 ¦
+------------------------+----------+------------+---------------+
¦ Итого¦ - ¦ - ¦ 3234 ¦
L------------------------+----------+------------+----------------
Для утилизации сельскохозяйственных отходов разработано и
предлагается множество различных установок по переработке в
органические удобрения с получением вторичного вида сырья -
биогаза.
В таблице 7.3 представлены технические характеристики
установок анаэробного метанового сбраживания навозных стоков,
предлагаемых ЗАО "Объединенная инжиниринговая компания" (г.
Днепропетровск). Технология исключает бактериальное и химическое
загрязнение окружающей среды, позволяет получать ценные удобрения,
а также биогаз, с помощью которого могут решаться вопросы
энергоснабжения животноводческих предприятий. Срок окупаемости
данного оборудования с учетом стоимости получаемых удобрений и
вырабатываемых энергоресурсов составляет около 5 лет.
Таблица 7.3
Характеристики установок по переработке
отходов животноводства
----------------------------------T---------T---------T----------¬
¦ Характеристики установок ¦ Крупные ¦ Средние ¦ Малые ¦
¦ ¦хозяйства¦хозяйства¦фермерские¦
¦ ¦ ¦ ¦ хозяйства¦
+---------------------------------+---------+---------+----------+
¦Количество поголовья, дойных ¦2500 кор.¦1000 кор.¦ 4 кор. + ¦
¦коров, голов свиней, кур ¦16000 св.¦ 3500 св.¦ 10 св. ¦
¦ ¦ 400 тыс.¦ ¦ ¦
¦ ¦ кур ¦ ¦ ¦
+---------------------------------+---------+---------+----------+
¦Производительность по исходному ¦ 210 ¦ 45 ¦ 0,5 ¦
¦сырью (содержание влаж. осадка ¦ ¦ ¦ ¦
¦0,1), куб. м/сут ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------------------------+---------+---------+----------+
¦Объем производства биогаза, ¦ 2800 ¦ 500 ¦ 11 ¦
¦куб. м/сут ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------------------------+---------+---------+----------+
¦Объем производства обезвоженного ¦ 13 ¦ 5,0¦ 0,05 ¦
¦шлама, т/сут ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------------------------+---------+---------+----------+
¦Объем производства жидких стоков,¦ 185 ¦ 39 ¦ 0,42 ¦
¦куб. м/сут ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------------------------+---------+---------+----------+
¦Цена в тыс. долл. США ¦ 790 ¦ 210 ¦ 10 ¦
L---------------------------------+---------+---------+-----------
Учитывая, что 1 т отходов животноводства при переработке дает
не менее 100 куб. м биогаза удельной теплотворной способностью
5000 ккал/куб. м, энергетический потенциал отходов с учетом
естественных потерь (примерно 50%) составит: 3234 x 0,5 x 100 x
-6
5000 x 10 = 808,5 тыс. Гкал, что эквивалентно 808,5 x 0,172 =
139,1 тыс. т у.т. в год.
7.4. Характеристика энергетического потенциала
отходов растениеводства
Одним из направлений нетрадиционной энергетики является
выращивание и переработка биомассы на энергетических плантациях
[22].
Для энергетических плантаций в средней полосе используются
быстрорастущие сорта тополя и ивы, средняя урожайность которых
составляет 15 т/га в год. Теплотворная способность растительной
биомассы равна 3500 ккал/кг. Затраты энергии на выращивание и
переработку сырья составляют около 10%. Таким образом, с 1 га
-6
энергетических плантаций можно получить 15000 x 3500 x 10 x 0,9
= 47,25 Гкал энергии (8,13 т у.т./га). Для обеспечения топливом
энергетической станции мощностью 100 кВт с выработкой 527 Гкал в
год необходимо ~12 га плантаций.
Площадь земель, которые можно использовать в Удмуртии под
энергетические плантации, составляет около 300 кв. км (1 кв. км =
100 га). В этом случае может быть получена энергия, равная 300 x
100 x 8,13 = 243,9 тыс. т у.т. в год.
Направление "энергетического самообеспечения сельского
хозяйства" в Европе получило развитие в сторону выращивания рапса
(однолетняя масленичная культура, урожайность - 16 - 30 ц/га),
который затем полностью перерабатывается в моторное топливо
"биодит" по очень простой технологии и тут же на месте
используется для сельхозработ. Свойства моторного топлива,
получаемого из семян рапса, близки к дизельному топливу (1 т
биотоплива = 1,4 т у.т.). При урожайности семян рапса 3 т с 1
гектара можно получить 1 т моторного топлива и 2 т
высококачественных кормов. Затраты энергии на выращивание и
переработку сырья составляют около 10%. Например, для нашего
"колхоза" средней величины достаточно засеять рапсом площади в 250
- 300 га (при урожайности 30 ц/га).
При использовании под энергетические плантации 30 тыс. га
пашни (1,6% земель сельскохозяйственного использования) можно
получить 27 тыс. т биотоплива с энергетическим потенциалом 27 x
1,4 = 37,8 тыс. т у.т.
Общий потенциал энергетических плантаций в Удмуртской
Республике составляет 243,9 + 37,8 = 281,7 тыс. т у.т. в год.
Выводы:
1. Энергетический потенциал переработки биомассы в различных
видах составляет 725,8 тыс. т у.т. в год, что эквивалентно 725,8 /
0,172 x 0,9 = 3797,8 тыс. Гкал тепла (КПД преобразования энергии
равен 0,9), или 725,8 / 0,172 x 1,163 x 0,3 = 1472,3 млн. кВт.ч
электроэнергии (КПД = 0,3).
2. За счет энергии биомассы можно покрыть 13,6% общего объема
потребления энергетических ресурсов Удмуртской Республики (5350
тыс. т у.т.).
3. При оценке эффективности использования энергии биомассы,
кроме экономического эффекта, нужно учитывать также и другие
положительные факторы, и, в первую очередь, экологический.
8. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СТРАТЕГИИ РАЗВИТИЯ СРЕДСТВ ПЕРЕДАЧИ
И РАСПРЕДЕЛЕНИЯ РАЗЛИЧНЫХ ВИДОВ ЭНЕРГИИ
8.1. Определение стратегии развития средств передачи
и распределения электрической энергии
С целью повышения надежности и экономичности электроснабжения
потребителей целесообразно развивать питающую сеть напряжением 110
- 220 кВ. Перевод сети 35 кВ на 110 кВ позволит снизить расход
цветного металла (алюминия), пропускная способность ЛЭП увеличится
в 3 раза, при этом технологические потери электроэнергии снизятся
в 9 раз.
Перевод распределительной сети напряжения 0,4 кВ на 10 кВ
максимально приблизит трансформаторные подстанции 10/0,4 кВ к
потребителю. Это позволит сократить протяженность сетей 0,4 кВ, а
в ряде случаев их ликвидировать. Кроме того, увеличится пропускная
способность ЛЭП в 25 раз, технологические потери электроэнергии
снизятся в 625 раз. При этом будет затруднена возможность
несанкционированного доступа к сетям с целью хищения электрической
энергии.
Находящиеся в настоящее время в эксплуатации трансформаторы
распределительной сети с суммарной мощностью 2520 МВ.А являются
маслонаполненными. Целесообразность замены их на сухие
продиктовано следующими причинами:
- упрощается эксплуатация;
- снижаются эксплуатационные расходы;
- улучшается экология.
По этим же причинам целесообразно заменять маслонаполненную
коммутационную аппаратуру на электромагнитную, вакуумную и т.д.
Развитие релейной защиты и автоматики в электрических сетях
позволит значительно повысить надежность электроснабжения. В
настоящее время практически вся релейная защита и автоматика
построена на электромеханических реле, на которых нельзя
существенно увеличить быстродействие защиты и автоматики,
построить сложные логические системы. Поэтому необходимо
переводить релейную защиту и автоматику на микропроцессорную
технологию.
На балансе электроснабжающих организаций находится 2000 км ЛЭП
на деревянных опорах без железобетонных приставок, срок службы
которых не более 5 лет, кроме того, деревянные опоры являются
пожароопасными, поэтому в сети 0,4 - 10 кВ следует применять
железобетонные опоры.
8.2. Определение стратегии развития средств передачи
и распределения тепловой энергии
Наиболее распространенная схема теплоснабжения городов и
населенных пунктов УР - это система централизованного
теплоснабжения. Выработанная на ТЭЦ или котельной тепловая энергия
транспортируется по магистральным тепловым сетям до центрального
теплового пункта, где поток тепловой энергии разделяется и
направляется по внутриквартальным сетям в индивидуальный тепловой
пункт потребителя.
Система централизованного теплоснабжения представляет собой
структуру, состоящую из трех уровней:
- первый уровень - сеть магистральных теплопроводов между
теплоисточниками и ЦТП;
- второй уровень - сеть коммунальных тепловых сетей между ЦТП
и ИТП зданий и сооружений, являющихся потребителями тепловой
энергии;
- третий уровень - тепловые сети внутри зданий и сооружений.
Например, схема теплоснабжения центральной части г. Ижевска,
составляющая первый уровень, представлена на рис. 8.1. В процентах
обозначена относительная мощность теплоисточников.
Схема теплоснабжения второго уровня представлена на рис. 8.2.
--------------¬
¦ ТЭЦ-2 ¦
¦ 50% ¦
¦ ¦
L---T----------
--------------¬ ¦ /\
¦ Котельная +------------->¦ ¦ --------------¬
¦ Автозавода ¦ ¦<-----+--------------+ Котельная ¦
¦ 4% ¦<-------------+------+ ¦ Соцгорода ¦
L-------------- ¦ +------------->¦ 5% ¦
¦ ¦ L--------------
--------------¬ ¦ ¦
¦ Котельная +------------->¦ ¦ --------------¬
¦ Буммаша ¦ ¦<-----+--------------+ ТЭЦ-1 ¦
¦ 10% ¦<-------------+------+ ¦ 30% ¦
L-------------- ¦ +------------->¦ ¦
¦ ¦ L--------------
¦ ¦
\/ ¦
Рис. 8.1. Схема теплоснабжения первого уровня
--------------¬ ---------------¬
¦ ¦ ¦ ¦ --------¬
¦Теплоисточник¦ ¦ -------¬ +--->¦ ИТП ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦<--+----+Дом N 1¦
L--------T----- ¦ ¦ ¦ ¦ L--------
/\ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ --------¬
¦ ¦ ------------¬ ¦ ¦ ¦ +--->¦ ИТП ¦
¦ +----------->¦ +--- ¦ ¦<--+----+Дом N 2¦
¦ ¦ ¦ ЦТП ¦ ¦ ¦ ¦ L--------
¦<---+------------+ ¦<------ ¦ ¦ --------¬
¦ ¦ L------------ ¦ +--->¦ .... ¦
¦ ¦ ¦<--+----+ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ L--------
¦ ¦ ¦ ¦
¦ \/ ¦ \/
Рис. 8.2. Схема теплоснабжения второго уровня
В соответствии с [5, 6, 9, 10] в ближайшей перспективе до 2010
года в схемах теплоснабжения не произойдет существенных изменений.
В этой связи рассмотрим пути снижения тепловых потерь при
транспортировке и распределении тепловой энергии используемых в
настоящее время схем теплоснабжения.
Транспортировку тепловой энергии от теплоисточника к
потребителю осуществляют тепловые сети. Тепловые потери при
транспортировке теплоносителя складываются из потерь теплоты через
теплоизоляцию тепловых сетей и за счет утечки теплоносителя в
сетях. Преобладающим способом прокладки тепловых сетей в Удмуртии
является подземная прокладка в непроходных каналах с
теплоизоляцией преимущественно из минеральной ваты.
По данным Минтопэнерго Российской Федерации потери теплоты
через теплоизоляцию тепловых сетей составляют 16% от отпускаемой
потребителям, при этом примерно 3 - 5% теряется за счет утечки
воды в сетях.
В настоящее время в России и Европе имеются современные
технические и конструктивные решения, позволяющие значительно
снизить потери тепловой энергии в тепловых сетях.
Значительная часть этих решений прошла опытное опробование,
показала высокую эффективность и принята к широкому внедрению в
тепловых сетях "Мосэнерго".
Прежде всего к новым, основным технологическим и
конструктивным решениям относятся:
- применение полимерных труб для систем горячего
водоснабжения. Гладкая внутренняя поверхность полимерных труб не
позволяет твердым частицам приставать к стенкам, следовательно,
трубы не зарастают, поэтому при проектировании ГВС можно ставить
трубы меньшего диаметра. Кроме того, они не подвержены химической
и электрокоррозии, не ржавеют в процессе эксплуатации, гасят
вибрацию и звуки, не разрываются при замерзании воды, легко
монтируются и экологически чисты.
- применение шаровой запорной арматуры бескамерной установки,
исключающей потери сетевой воды и необходимость эксплуатационно -
ремонтного обслуживания. При этом более высокая стоимость шаровой
арматуры компенсируется отсутствием затрат на сооружение камер.
- применение сильфонных компенсаторов взамен сальниковых,
полностью исключающее потерю сетевой воды. Такие компенсаторы не
требуют обслуживания.
Кроме вышеперечисленных, особое внимание уделим конструкциям
теплопроводов типа "труба в трубе" с пенополиуретановой изоляцией
в гидрозащитной полиэтиленовой оболочке. Такая конструкция
предусматривает применение не только предварительно изолированных
пенополиуретаном и заключенных в полиэтиленовую оболочку труб, но
и всех компонентов (отводов, тройников, неподвижных опор, шаровой
арматуры бескамерной установки, компенсаторов и др.),
прокладываемых непосредственно в грунте, бесканально. Вследствие
практически полного отсутствия внешних вредных воздействий на
трубопровод в ППУ изоляции повреждаемость его резко снижается по
сравнению с традиционными конструкциями.
Технология "труба в трубе" предлагается в России фирмами:
ТВЭЛ, Стройполимер, Мосфлоулайн (РФ), АВВ, Логстер - Рер (Дания),
Новитер (Финляндия) и др. Конструкция состоит из слоя жесткого
полиуретана и гидроизоляционного покрытия из полиэтилена высокой
плотности. Полиуретан на базе полиольного компонента может
использоваться для изоляции труб с пиковой температурой до 150-С.
Практически все фирмы, производящие предварительно
изолированные трубы, предлагают также устройства и технологии по
заделке стыков и фасонных элементов. Для замены аварийных и ветхих
участков сетей предлагается использование этой технологии.
Бесканальный способ прокладки тепловых сетей является более
прогрессивным по сравнению с канальным. Во-первых, при
реконструкции проложенных традиционным способом теплотрасс
приходится считаться с необходимостью перекрытия магистралей на
довольно продолжительное время. Кроме того, строительство каналов
является времяемким процессом и нарушает экологический баланс
из-за использования большого количества грузового транспорта,
необходимости разогревать битум на месте монтажа и т.п.
Бесканальная прокладка труб с ППУ теплоизоляцией
предусматривает укладку на глубине до 1 м и требует перекрытия
магистралей лишь на незначительное время, задействуется
минимальное количество техники и людей. Применяемые материалы не
оказывают негативного воздействия на окружающую среду.
Имеющийся опыт эксплуатации труб с ППУ изоляцией показывает,
что действующие трубопроводы тепловых сетей без систем
сигнализации представляют потенциальную опасность из-за
возникновения неконтролируемых истечений теплоносителя в грунт,
так как до настоящего времени не существует методов и средств
определения места течи трубы в ППУ, а местоположение сквозного
дефекта металлической трубы в большинстве случаев не соответствует
месту выхода теплоносителя из-под полиэтиленовой оболочки. Поэтому
поиск течей приводит к необходимости вскрытия изоляции на
протяженных участках, что влечет за собой значительные временные и
материальные затраты.
Оснащение трубопроводов встроенной электронной системой
контроля состояния изоляции позволяет оперативно выявлять наличие
повреждения и определять его место с высокой точностью.
Реально устройство сигнальной системы контроля для труб с ППУ
изоляцией не влечет существенного удорожания конструкции
трубопровода, так как основой системы служат обычно два медных
сигнальных провода, закладываемых в теплоизоляцию по всей длине
трубы при ее изготовлении. Вид контроля - постоянный (со
стационарной установкой приборов) или периодический (с применением
переносных автономных приборов) - может варьироваться в
зависимости от местоположения участка тепловой сети (близость к
ЦТП, котельным, камерам - павильонам и т.п.) с точки зрения
удобства размещения измерительных терминалов.
Основные преимущества бесканальной прокладки труб с ППУ
теплоизоляцией:
- повышение долговечности до 30 лет и более;
- снижение тепловых потерь до 2 - 3%;
- снижение эксплуатационных расходов в 9 раз;
- снижение расходов на ремонт теплотрасс в 3 раза;
- снижение капитальных затрат в строительстве в 1,3 раза;
- значительное снижение сроков строительства и ремонта
теплотрасс.
Как видно из таблицы 8.1, потенциал энергосбережения тепловых
сетей УР составляет 292 тыс. т у.т. При плановой замене
трубопроводов, в среднем 4% трубопроводов в год (в МП
"Горкоммунтеплосеть" в настоящее время объемы перекладки
составляют в среднем не более 3%), без привлечения дополнительных
средств, при использовании технологии "труба в трубе" с
пенополиуретановой изоляцией в гидрозащитной полиэтиленовой
оболочке ежегодно будет реализовано в среднем 4%
энергосберегающего потенциала тепловых сетей и к 2010 году можно
достичь экономии, равной в 105,2 тыс. т у.т. в год (рис. 8.3). Это
составит около 1/3 от общего энергосберегающего потенциала
тепловых сетей.
Таблица 8.1
Потери теплоты в тепловых сетях до и после
энергосберегающих мероприятий
---T-----------------T------------T-------T---------------T------¬
¦ N¦ Районы, города ¦Потребление ¦ Потери¦Потери с учетом¦Эконо-¦
¦ ¦ ¦ тепловой ¦ (20%),¦энергосберегаю-¦мия, ¦
¦ ¦ ¦энергии <*>,¦ тыс. ¦щих технологий ¦тыс. ¦
¦ ¦ ¦ тыс. Гкал ¦ Гкал ¦(3%), тыс. Гкал¦т у.т.¦
+--+-----------------+------------+-------+---------------+------+
¦ 1¦Алнашский ¦ 65,00 ¦ 13,00¦ 1,95 ¦ 1,90¦
+--+-----------------+------------+-------+---------------+------+
¦ 2¦Балезинский ¦ 176,30 ¦ 35,26¦ 5,29 ¦ 5,16¦
+--+-----------------+------------+-------+---------------+------+
¦ 3¦Вавожский ¦ 15,90 ¦ 3,18¦ 0,48 ¦ 0,46¦
+--+-----------------+------------+-------+---------------+------+
¦ 4¦Воткинский ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦и г. Воткинск ¦ 783,90 ¦ 156,78¦ 23,52 ¦ 22,92¦
+--+-----------------+------------+-------+---------------+------+
¦ 5¦Глазовский ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦и г. Глазов ¦ 2217,90 ¦ 443,58¦ 66,54 ¦ 64,85¦
+--+-----------------+------------+-------+---------------+------+
¦ 6¦Граховский ¦ 12,30 ¦ 2,46¦ 0,37 ¦ 0,36¦
+--+-----------------+------------+-------+---------------+------+
¦ 7¦Дебесский ¦ 21,90 ¦ 4,38¦ 0,66 ¦ 0,64¦
+--+-----------------+------------+-------+---------------+------+
¦ 8¦Завьяловский ¦ 388,30 ¦ 77,66¦ 11,65 ¦ 11,35¦
+--+-----------------+------------+-------+---------------+------+
¦ 9¦Игринский ¦ 136,00 ¦ 27,20¦ 4,08 ¦ 3,98¦
+--+-----------------+------------+-------+---------------+------+
¦10¦Камбарский ¦ 92,80 ¦ 18,56¦ 2,78 ¦ 2,71¦
+--+-----------------+------------+-------+---------------+------+
¦11¦Каракулинский ¦ 32,10 ¦ 6,42¦ 0,96 ¦ 0,94¦
+--+-----------------+------------+-------+---------------+------+
¦12¦Кезский ¦ 61,20 ¦ 12,24¦ 1,84 ¦ 1,79¦
+--+-----------------+------------+-------+---------------+------+
¦13¦Кизнерский ¦ 24,20 ¦ 4,84¦ 0,73 ¦ 0,71¦
+--+-----------------+------------+-------+---------------+------+
¦14¦Киясовский ¦ 20,80 ¦ 4,16¦ 0,62 ¦ 0,61¦
+--+-----------------+------------+-------+---------------+------+
¦15¦Красногорский ¦ 4,20 ¦ 0,84¦ 0,13 ¦ 0,12¦
+--+-----------------+------------+-------+---------------+------+
¦16¦Малопургинский ¦ 52,30 ¦ 10,46¦ 1,57 ¦ 1,53¦
+--+-----------------+------------+-------+---------------+------+
¦17¦Можгинский ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦и г. Можга ¦ 346,30 ¦ 69,26¦ 10,39 ¦ 10,13¦
+--+-----------------+------------+-------+---------------+------+
¦18¦Сарапульский ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦и г. Сарапул ¦ 502,20 ¦ 100,44¦ 15,07 ¦ 14,68¦
+--+-----------------+------------+-------+---------------+------+
¦19¦Селтинский ¦ 11,10 ¦ 2,22¦ 0,33 ¦ 0,32¦
+--+-----------------+------------+-------+---------------+------+
¦20¦Сюмсинский ¦ 36,70 ¦ 7,34¦ 1,10 ¦ 1,07¦
+--+-----------------+------------+-------+---------------+------+
¦21¦Увинский ¦ 303,10 ¦ 60,62¦ 9,09 ¦ 8,86¦
+--+-----------------+------------+-------+---------------+------+
¦22¦Шарканский ¦ 46,20 ¦ 9,24¦ 1,39 ¦ 1,35¦
+--+-----------------+------------+-------+---------------+------+
¦23¦Юкаменский ¦ 27,00 ¦ 5,40¦ 0,81 ¦ 0,79¦
+--+-----------------+------------+-------+---------------+------+
¦24¦Як. - Бодьинский ¦ 49,00 ¦ 9,80¦ 1,47 ¦ 1,43¦
+--+-----------------+------------+-------+---------------+------+
¦25¦Ярский ¦ 47,00 ¦ 9,40¦ 1,41 ¦ 1,37¦
+--+-----------------+------------+-------+---------------+------+
¦26¦г. Ижевск ¦ 4519,50 ¦ 903,90¦ 135,59 ¦132,15¦
+--+-----------------+------------+-------+---------------+------+
¦ ¦ В целом по УР¦ 9993,20 ¦1998,64¦ 299,80 ¦292,20¦
L--+-----------------+------------+-------+---------------+-------
--------------------------------
<*> Источник: Госкомстат УР.
120 T-----------------------------------------------------¬
¦ 105,2 о
100 + 93,5 / ¦
¦ 81,8 о ¦
80 + 70,1 о / ¦
эконо- ¦ 58,4 о / ¦
мия, 60 + 46,8 о / ¦
тыс. ¦ о / ¦
т у.т. 40 + 35,1 / ¦
¦ 23,4 о ¦
20 + 11,7 о / ¦
¦ о / год ¦
0 о-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----+
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Рис. 8.3. Динамика экономии условного топлива при плановой
замене трубопроводов по технологии "труба в трубе"
Из-за систематической нехватки средств на своевременное
проведение капитального ремонта, износ тепловых сетей, в
частности г. Ижевска, на 2000 год составляет 70 - 80%. Объемы
перекладки трубопроводов, как отмечено выше, в настоящее время
составляют не более 3% год. При таких темпах перекладки
трубопроводов к 2010 году износ тепловых сетей достигнет 90% (см.
рис. 8.4), что недопустимо для надежного теплоснабжения населенных
пунктов.
Одним из критериев энергетической безопасности является
состояние основных фондов отраслей ТЭК (изношенность не более
50%), в частности и тепловых сетей. Для выхода износа тепловых
сетей на 50% рубеж к 2010 году необходимо увеличить объемы
перекладки трубопроводов до 10% в год (рис. 8.4).
100 T-----------------------------------------------------¬
¦ 84,1 85,4 88,0¦
¦ 78,2 79,7 81,2 82,7 о / о / о / о
80 + 76,6 о / о / о / о / 86,7 ¦
хо / о / ¦
¦75,0 х \ х \ ¦
60 + 71,1 67,6 х \ х \ ¦
Износ, ¦ 64,4 61,6 х \ х \ 52,8 ¦
% ¦ 59,0 56,7 х \ х \ х
40 + 54,7 51,1¦
¦ ------------------------------------------------¬ ¦
¦ ¦- о - Объемы перекладки трубопроводов 3% в год ¦ ¦
20 + ¦- х - Объемы перекладки трубопроводов 10% в год¦ ¦
¦ L------------------------------------------------ ¦
¦ год ¦
0 +-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----+
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Рис. 8.4. Динамика износа тепловых сетей при различных
объемах перекладки трубопроводов в год
Основные потоки тепла некоторых городов и районов УР
распределяются через систему центральных тепловых пунктов.
Существуют технологии, позволяющие снизить потребление
электроэнергии и потери теплоты на ЦТП.
Автоматизация параметров отпуска теплоносителя на ЦТП по опыту
теплоснабжающих организаций городов Москвы, Владимира,
Калининграда и др. приносит значительный экономический эффект,
оцениваемый в 10 - 15% от величины отпускаемого тепла.
Автоматизация тепловых пунктов должна обеспечивать:
- поддержание заданной температуры воды, поступающей в систему
ГВС;
- регулирование подачи теплоты в системы отопления с целью
поддержания заданной температуры в отапливаемых зданиях;
- ограничение максимального расхода воды из тепловой сети на
ЦТП путем прикрытия клапана - регулятора расхода;
- поддержание требуемого перепада давления воды в подающем и
обратном трубопроводах при превышении фактического перепада
давлений над требуемым более чем на 200 кПа;
- максимальное заданное давление в обратном трубопроводе
системы отопления при возможном его снижении;
- включение и выключение подпиточных устройств для поддержания
статического давления в системах теплопотребления при их
независимом присоединении;
- поддержание заданного давления воды в системе ГВС.
Выполнение последнего пункта может обеспечиваться при
внедрении частотно регулируемых приводов в системе ГВС.
Анализ режимов работы насосных установок горячего
водоснабжения показал, что в среднем давление в системе
водоснабжения при работе насосных установок без регулирования их
производительности по напору и расходу на 15 - 35% превышает
оптимальное давление, требуемое по условиям водопотребления.
Поэтому основная задача при внедрении частотно регулируемого
привода - приведение параметров насосных установок водоснабжения
(производительности и напора) в соответствие с требуемыми
параметрами по условиям водопотребления за счет изменения частоты
вращения на валу насосного агрегата. С регулируемым
электроприводом насосного агрегата поддерживается заданное
(оптимальное) давление в системе водоснабжения.
Результаты освоения частотно - регулируемого привода в г.
Екатеринбурге, г. Москве и др. подтвердили несомненную
целесообразность необходимости этих работ, при этом реально
достигнутая экономия в среднем составляет по электроэнергии более
45%, а по воде около 15%. Срок окупаемости установки регулируемых
электроприводов обычно не превышает 2-х лет.
Распределение теплоносителя от внутриквартальных тепловых
сетей к потребителям осуществляют индивидуальные тепловые пункты.
Автоматизация ИТП обеспечит оперативное поддержание
температуры отопления в соответствии с температурой наружного
воздуха, ограничение температуры обратной сетевой воды,
поддержание заданной температуры горячего водоснабжения, хранение
данных о параметрах теплоносителя и т.д.
Автоматизированный ИТП представляет собой автоматизированную
комплексную установку для подключения к централизованным тепловым
сетям систем отопления и ГВС отдельных зданий. В комплект ИТП
входят: пластинчатые теплообменники, циркуляционные насосы,
автоматические регуляторы для системы ГВС и отопления, регулятор
разности давления, арматура, блок учета тепловой энергии, счетчики
холодной и горячей воды. Обслуживание такого ИТП минимально, и они
могут использоваться как для независимой, так и для зависимой
схемы подключения отопления.
Из всех достоинств таких ИТП следует выделить то, что в этом
случае обеспечивается необходимое качество горячей воды,
появляется возможность практически полностью исключить перегревы,
перегоны и т.п. явления, которые обязательны для централизованной
системы теплоснабжения. При регулировании теплоносителя в начале и
в конце отопительного сезона экономия тепловой энергии достигает
5% в год от потребления тепловой энергии. Для общественных зданий
возможно суточное регулирование теплоносителя, экономия в этом
случае достигает 20%.
Выводы:
1. Целесообразно осуществить перевод сетей напряжением 35 кВ
на сети напряжением 110 кВ, что позволит увеличить пропускную
способность ЛЭП в 3 раза и сократить технологические потери
электроэнергии в 9 раз.
2. Целесообразно осуществить перевод сетей напряжением 0,4 кВ
на сети напряжением 10 кВ, что позволит увеличить пропускную
способность ЛЭП в 25 раз, сократить технологические потери
электроэнергии в 625 раз и затруднит несанкционированный доступ к
сетям с целью хищения электроэнергии.
3. Целесообразно заменить маслонаполненные трансформаторы на
сухие трансформаторы и деревянные опоры электрических сетей на
железобетонные.
4. При реконструкции тепловых сетей экономически целесообразно
использовать конструкции "труба в трубе" с ППУ изоляцией и
бесканальным способом прокладки, что позволит снизить потери
тепловой энергии с 16 - 20% до 2 - 3%, что составит при полной
реконструкции тепловой сети 292 тыс. т у.т., или 1699 тыс. Гкал.
5. Целесообразно автоматизировать работу ЦТП и ИТП, что
позволит достичь экономического эффекта, оцениваемого в 15 - 20%
от величины отпускаемого тепла.
9. ТЕХНИКО - ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПЕРЕВОДА
КОТЕЛЬНЫХ НА РЕЖИМ КОМБИНИРОВАННОЙ ВЫРАБОТКИ
ТЕПЛА И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
9.1. Комбинированное производство тепла и электроэнергии
Комбинированное производство тепла и электроэнергии,
называемое когенерацией, представляет собой способ эффективного
использования первичной энергии. Эффективность достигается за счет
использования тепловой энергии при производстве электрической
энергии. При традиционном способе производства электроэнергии это
тепло теряется.
Использование когенерационного способа производства
электроэнергии и тепла дает до 40% экономии топлива и в той же
мере участвует в уменьшении экологической нагрузки на регион [23].
Когенерационные установки средней мощности
Возможности:
- комбинированная выработка теплоты и электроэнергии на базе
установок с экономически обоснованной мощностью [24];
- среднегодовая экономия примерно 7% природного газа по
сравнению с его потреблением при раздельной выработке теплоты и
электричества [24];
- полное обеспечение вырабатываемой электроэнергией
собственных нужд котельных и передача избытка электроэнергии в
городскую энергосистему;
- возможность реализации схем дешевого электрообогрева
помещений, удаленных от тепловых сетей;
- привлекательная отрасль теплоэнергетики для крупных и
выгодных инвестиций со сроком окупаемости от двух лет.
Требования:
- возможность вывода генерируемой энергии;
- изыскание площади для размещения ГТУ;
- возможность подвода газа;
- необходимость повышения давления природного газа для ГТУ.
Сочетание теплоисточника и ГТУ представляет собой ГТУ - ТЭЦ,
наиболее простую комбинированную установку. Опыт разработки ГТУ -
ТЭЦ для нового строительства показывает, что, не уступая
паросиловым ТЭЦ по технико - экономическим показателям, ГТУ - ТЭЦ
значительно дешевле по капитальным затратам, проще по устройству и
эксплуатации.
Комбинированное производство - это выработка электрической
энергии газотурбинной энергетической установкой с последующей
утилизацией в водогрейном котле теплоты выхлопных газов для
получения тепловой энергии, при этом ГТУ всегда работает на
номинальной мощности. Утилизация теплоты с дожиганием
содержащегося в выхлопных газах кислорода обеспечивает установке
максимальную тепловую мощность при коэффициенте использования
теплоты топлива не менее 90%. Без дожигания кислорода установка
развивает минимальную тепловую мощность, а значение КИТТ снижается
примерно до 75%. Благоприятное соотношение максимальной и
минимальной тепловых нагрузок позволяет эксплуатировать установки
в системах теплоснабжения круглосуточно [24].
Эти установки в полной мере удовлетворяют требованию
всесезонной экономичной выработки тепловой энергии в условиях,
когда максимальная тепловая нагрузка (в зимний период) отличается
от минимальной (в летний период) в пять - семь раз.
Ниже представлены три принципиальные схемы сопряжения ГТУ и
водогрейного котла [24].
Рис. 9.1. Принципиальные схемы ГТУ - ТЭЦ <*>:
а - сбалансированная схема; б - несбалансированная схема,
газовый подогреватель сетевой воды (ГПСВ) перед котлом;
в - несбалансированная схема, ГПСВ параллельно котлу;
1 - газотурбинная установка; 2 - водогрейный котел;
3 - газовый подогреватель сетевой воды; 4 - дутьевый
вентилятор; 5 - дымосос; С.В. - сетевая вода; ТЛ - топливо
--------------------------------
<*> Не приводится.
По первой схеме весь расход выхлопных газов направляется в
горелки котла. Дополнительное топливо в котле сжигается за счет
воздуха, имеющегося в выхлопных газах ГТУ. При недостатке в них
воздуха может использоваться дутьевый вентилятор. При отключении
ГТУ сохраняется возможность работы котла на дутьевых вентиляторах.
Перевод котла с комбинированного режима в автономный
осуществляется при остановленных ГТУ и котле переключением газовых
клапанов или заглушек.
Во второй и третьей схемах расход выхлопных газов ГТУ
превышает допустимый расход газов через котел. В этом случае по
второй схеме за ГТУ перед котлом устанавливается газовый
подогреватель сетевой воды, в котором выхлопные газы охлаждаются
до температуры уходящих газов котла. Необходимое количество газов
направляется в горелки котла, а остальная часть выбрасывается в
дымовую трубу. Сетевая вода нагревается в ГПСВ и котле. Тепловая
нагрузка регулируется изменением расхода топлива в горелки котла и
необходимого для его сжигания расхода газов после ГПСВ.
В соответствии с третьей схемой избыточная часть расхода
выхлопных газов после ГТУ сбрасывается в ГПСВ, который установлен
параллельно водогрейному котлу. Регулирование тепловой нагрузки
осуществляется изменением расхода топлива в котле.
Две последние схемы требуют дополнительных затрат на
сооружение ГПСВ, но, соответственно, увеличивают тепловую мощность
котельной.
Таблица 9.1
Характеристики ГТУ
------T----T--------T--------T------T------T----------T----------¬
¦Мощ- ¦КПД,¦ Расход ¦ Расход ¦Расход¦Темпе-¦ Расход ¦Количество¦
¦ность¦ % ¦воздуха,¦топлива,¦газов,¦ратура¦ воздуха ¦ тепла в ¦
¦ГТУ, ¦ ¦ кг/с ¦ кг/с ¦ кг/с ¦газов,¦в выхлопе,¦ выхлопе, ¦
¦МВт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ -С ¦ кг/с ¦ Гкал/ч ¦
+-----+----+--------+--------+------+------+----------+----------+
¦20,0 ¦36,5¦ 61,70 ¦ 1,16 ¦ 62,86¦ 518 ¦ 42,80 ¦ 23,6 ¦
+-----+----+--------+--------+------+------+----------+----------+
¦16,0 ¦37,5¦ 56,13 ¦ 0,90 ¦ 57,03¦ 466 ¦ 41,45 ¦ 18,8 ¦
+-----+----+--------+--------+------+------+----------+----------+
¦10,0 ¦30,1¦ 61,72 ¦ 0,70 ¦ 62,42¦ 478 ¦ 38,85 ¦ 21,2 ¦
+-----+----+--------+--------+------+------+----------+----------+
¦ 8,6 ¦32,1¦ 39,45 ¦ 0,57 ¦ 40,20¦ 435 ¦ 30,23 ¦ 12,1 ¦
+-----+----+--------+--------+------+------+----------+----------+
¦ 6,0 ¦23,5¦ 45,00 ¦ 0,55 ¦ 45,54¦ 415 ¦ 36,20 ¦ 12,9 ¦
L-----+----+--------+--------+------+------+----------+-----------
Исследование авторов [25, 26] показывают, что наиболее
целесообразно применять ГТУ электрической мощностью от 16 до 25
МВт в комплексе с районными водогрейными котельными. Так как на
100 Гкал/ч тепловой энергии мощность электрической энергии может
составить 20 МВт, а на 30 Гкал/ч - всего 2,5 МВт.
Из общего количества котельных (1168 шт.), находящихся в
Удмуртии, технико - экономическим условиям [24, 25, 26] установки
ГТУ удовлетворяет только 10 котельных, из них 6 находится в г.
Ижевске, 2 - в г. Воткинске, 1 - в г. Глазове и 1 - в Камбарском
районе (см. таблица 9.3). Со всех этих котельных при установке в
них ГТУ можно получить от 300 до 400 МВт электрической мощности
при существующих тепловых нагрузках. При этом котельные,
находящиеся в Ижевске, могут выдать до 300 МВт электрической
мощности. Пример технико - экономического обоснования установки
ГТУ [25] дан в таблице 9.2.
Таблица 9.2
Пример расчета экономических параметров установки ГТУ
мощностью 20 МВт на котел производительностью 100 Гкал/ч
----------T---------T----T-----T---------T---------T-----T-------¬
¦Продолжи-¦Удельная ¦КПД,¦Стои-¦ Экспл. ¦Расходы ¦До- ¦Срок ¦
¦тельность¦стои- ¦ % ¦мость¦ расходы ¦до ввода ¦ход, ¦окупае-¦
¦исполь- ¦мость, ¦ ¦ГТУ, ¦ за срок ¦в эксплу-¦млн ¦мости, ¦
¦зования, ¦кВт/долл.¦ ¦млн ¦ службы, ¦атацию, ¦долл.¦лет ¦
¦ч/год ¦ ¦ ¦долл.¦млн долл.¦млн долл.¦ ¦ ¦
+---------+---------+----+-----+---------+---------+-----+-------+
¦ 5000 ¦ 400 ¦36,5¦ 8 ¦ 24 ¦ 8,79 ¦ 29 ¦ 3 ¦
+---------+---------+----+-----+---------+---------+-----+-------+
¦ 5000 ¦ 600 ¦36,5¦ 12 ¦ 32 ¦ 13,80 ¦ 17 ¦ 7 ¦
+---------+---------+----+-----+---------+---------+-----+-------+
¦ 7000 ¦ 400 ¦36,5¦ 8 ¦ 27 ¦ 8,79 ¦ 51 ¦ 2 ¦
+---------+---------+----+-----+---------+---------+-----+-------+
¦ 7000 ¦ 600 ¦36,5¦ 12 ¦ 35 ¦ 13,80 ¦ 36 ¦ 4 ¦
L---------+---------+----+-----+---------+---------+-----+--------
Рис. 9.2. Схема работы когенератора малой мощности <*>
--------------------------------
<*> Не приводится.
Когенераторы малой мощности
Основным элементом комбинированного источника электроэнергии и
тепла малой мощности является первичный газовый двигатель
внутреннего сгорания с электрогенератором на валу. При работе
двигатель - генератора утилизируется тепло газовыхлопа, масляного
холодильника и охлаждающей жидкости двигателя. При этом в среднем
на 100 кВт электрической мощности потребитель получает 130 - 140
кВт тепловой мощности в виде горячей воды для отопления и горячего
водоснабжения (см. рис. 9.2, рис. 9.3).
Таким образом, когенерация удовлетворяет потребности объекта в
электроэнергии и низкопотенциальном тепле. Главное ее преимущество
перед обычными системами состоит в том, что преобразование энергии
здесь происходит с большей эффективностью, чем достигается
существенное сокращение расходов на производство единицы энергии.
Основные условия для успешного применения когенерационной
технологии.
1. Использование когенератора в качестве основного источника
энергии, то есть при загрузке 365 дней в году.
2. Максимальное приближение когенератора к потребителю тепла и
электроэнергии, в этом случае достигаются минимальные потери при
транспортировке энергии.
3. Использование наиболее дешевого первичного топлива -
природного газа.
Следует предусмотреть возможность отпуска избытка
электроэнергии во внешнюю сеть, а также прием электроэнергии,
когда когенератор не может обеспечить всей нагрузки или вообще
отключен (см. рис. 9.3), т.е. когенератор должен быть подключен к
электрической и тепловой сети.
Согласно [27], средняя стоимость кВт.ч произведенной
совокупной (электрической и тепловой) энергии по когенерационной
технологии составляет 0,07 рубля с учетом стоимости обслуживания
установки. Наибольший эффект применения когенератора достигается
при работе последнего параллельно с внешней сетью [27]. При этом
возможна продажа излишков электроэнергии, например, в ночное
время, а также при прохождении часов утреннего и вечернего
максимумов электрической нагрузки. По такому принципу работают 90%
когенераторов в странах Запада (см. рис. 9.3).
Рис. 9.3. Схема возможного применения когенератора <*>
--------------------------------
<*> Не приводится.
Максимальный эффект применения когенераторов достигается на
следующих городских объектах:
- Собственные нужды котельных (от 50 до 600 кВт). При
реновации котельных, а также при новом строительстве источников
тепловой энергии крайне важным является надежность
электроснабжения собственных нужд теплоисточника. Применение
газового когенератора оправдано здесь тем, что он является
надежным независимым источником электроэнергии, а отпуск тепловой
энергии когенератора осуществляется в нагрузку теплоисточника.
- Больничные комплексы (от 600 до 5000 кВт). Эти комплексы
являются потребителями электроэнергии и тепла. Наличие в составе
больничного комплекса когенератора дает двойной эффект: снижение
расходов на энергообеспечение и повышение надежности
электроснабжения ответственных потребителей больницы -
операционного блока и блока реанимации за счет ввода независимого
источника электроэнергии.
- Спортивные сооружения (от 1000 до 6000 кВт). Это, прежде
всего, бассейны, где востребованы и электроэнергия и тепло. В
этом случае когенератор покрывает потребности в электроэнергии, а
тепло расходуется на поддержание температуры воды.
- Электро- и теплоснабжение объектов строительства в центре
города (от 300 до 5000 кВт). С этой проблемой встречаются
организации, ведущие реновацию старых городских кварталов.
Стоимость подключения таких объектов к инженерным сетям города в
ряде случаев соизмерима с объемом инвестиций в собственный
когенерационный источник, однако в последнем случае собственником
источника остается организация, это приносит ей дополнительную
прибыль при эксплуатации жилого комплекса.
9.2. Перспективы применения когенерационной технологии в УР
В таблице 9.3 рассматривается возможность комбинированной
выработки тепловой и электрической энергии по районам и по
Удмуртии в целом, то есть сколько можно произвести электроэнергии
комбинированным способом при модернизации всех котельных, которые
позволяют это осуществить. При отсутствии газификации возможно
использовать и другой вид топлива, но это несколько увеличит сроки
окупаемости.
Нормативный срок эксплуатации энергетического оборудования
котельных составляет 33 года [28]. Поэтому, исходя из значения
среднего износа оборудования котельных, равного 75%, для
обеспечения энергетической безопасности Удмуртской Республики,
необходимо до 2010 года каждый год реконструировать 9,5%
котельных, тогда уровень износа снизится до 50%. Для поддержания
уровня износа 75% необходимо каждый год реконструировать 4,5%
котельных (рис. 9.4).
Результаты расчета увеличения производства энергии за счет
внедрения когенерационной технологии за год и за 2002 - 2010 годы
при реконструкции котельных в объеме 4,5% в год представлены в
таблице 9.4 и таблице 9.5 соответственно. Аналогичные результаты
при реконструкции котельных в объеме 9,5% в год приведены в
таблице 9.7 и таблице 9.8.
Результаты расчета увеличения производства энергии за счет
внедрения ГТУ за 2002 - 2010 годы при реконструкции котельных в
объеме 4,5% и 9,5% в год представлены в таблице 9.6 и таблице 9.9
соответственно.
При расчете выработки общего объема электроэнергии
максимальная выработка определяется при работе оборудования
котельных 5000 ч в год, а минимальная - 2000 ч в год.
Результаты, представленные в таблицах, получены при условии,
что для котельных мощностью до 10 Гкал/ч предусматривался проект
когенерации, для более мощных котельных - возможность установки
ГТУ. При этом главным фактором, определяющим возможность установки
ГТУ, была не мощность котельной в целом, а мощность и тип
установленных котлов [23, 24].
100 T-----------------------------------------------------¬
¦ ¦
90 + ¦
¦ ¦
80 + 74,8 74,6 74,5 74,3 74,1 74,0 73,8 73,7 73,6¦
хо -- о --- о --- о --- о --- о --- о --- о --- о --- о
70 +75,0 х ¦
¦ 70,9 \ х \ х ¦
60 + 67,2 63,8 \ х \ х ¦
Износ, ¦ 60,8 58,0 \ х \ х ¦
% 50 + 55,5 53,3 \ х \ х
¦ 51,2 49,4¦
40 + ¦
¦ ¦
30 + ¦
¦ ¦
20 + ¦
¦ - о - Объемы реконструкции 4,5% в год ¦
10 + - х - Объемы реконструкции 9,5% в год ¦
¦ год ¦
0 +-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----+
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Рис. 9.4. Зависимость процента износа от объема
реконструкции котельных
Таблица 9.3
Возможности комбинированной выработки энергии в УР
по состоянию на 2001 год (расчеты выполнены
в соответствии с [23, 24, 27])
---------------T-----------T-------T--------T----------T-------T-----T-------T-----¬
¦ Район, город ¦Суммарная ¦Суммар-¦Затраты ¦Суммарная ¦Суммар-¦За- ¦Суммар-¦Сум- ¦
¦ ¦тепловая ¦ная ¦на уста-¦тепловая ¦ная ¦траты¦ная ¦мар- ¦
¦ ¦мощность ¦элек- ¦новку ¦мощность ¦элек- ¦на ¦элек- ¦ные ¦
¦ ¦котельных, ¦три- ¦когене- ¦котельных,¦три- ¦уста-¦три- ¦за- ¦
¦ ¦позволяющих¦ческая ¦раторов,¦позволяю- ¦ческая ¦новку¦ческая ¦тра- ¦
¦ ¦установку ¦мощ- ¦млн ¦щих уста- ¦мощ- ¦ГТУ, ¦мощ- ¦ты, ¦
¦ ¦когенерато-¦ность, ¦долл. ¦новку ГТУ,¦ность, ¦млн ¦ность, ¦млн ¦
¦ ¦ров, Гкал/ч¦МВт ¦ ¦Гкал/ч ¦МВт ¦долл.¦МВт ¦долл.¦
+--------------+-----------+-------+--------+----------+-------+-----+-------+-----+
¦Алнашский ¦ 25,3 ¦ 16,7 ¦ 10,9 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 16,7 ¦ 10,9¦
+--------------+-----------+-------+--------+----------+-------+-----+-------+-----+
¦Балезинский ¦ 28,0 ¦ 18,5 ¦ 12,0 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 18,5 ¦ 12,0¦
+--------------+-----------+-------+--------+----------+-------+-----+-------+-----+
¦Вавожский ¦ 16,3 ¦ 10,8 ¦ 7,0 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 10,8 ¦ 7,0¦
+--------------+-----------+-------+--------+----------+-------+-----+-------+-----+
¦Воткинский ¦ 27,9 ¦ 18,5 ¦ 12,0 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 18,5 ¦ 12,0¦
+--------------+-----------+-------+--------+----------+-------+-----+-------+-----+
¦Глазовский ¦ 19,0 ¦ 12,6 ¦ 8,2 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 12,6 ¦ 8,2¦
+--------------+-----------+-------+--------+----------+-------+-----+-------+-----+
¦Граховский ¦ 4,8 ¦ 3,2 ¦ 2,1 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 3,2 ¦ 2,1¦
+--------------+-----------+-------+--------+----------+-------+-----+-------+-----+
¦Дебесский ¦ 8,3 ¦ 5,5 ¦ 3,6 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 5,5 ¦ 3,6¦
+--------------+-----------+-------+--------+----------+-------+-----+-------+-----+
¦Завьяловский ¦ 86,7 ¦ 57,3 ¦ 37,3 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 57,3 ¦ 37,3¦
+--------------+-----------+-------+--------+----------+-------+-----+-------+-----+
¦Игринский ¦ 44,7 ¦ 29,6 ¦ 19,2 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 29,6 ¦ 19,2¦
+--------------+-----------+-------+--------+----------+-------+-----+-------+-----+
¦Камбарский ¦ 31,4 ¦ 20,8 ¦ 13,5 ¦ 30 ¦ 2,5¦ 3 ¦ 23,3 ¦ 16,5¦
+--------------+-----------+-------+--------+----------+-------+-----+-------+-----+
¦Каракулинский ¦ 22,2 ¦ 14,7 ¦ 9,6 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 14,7 ¦ 9,6¦
+--------------+-----------+-------+--------+----------+-------+-----+-------+-----+
¦Кезский ¦ 23,0 ¦ 15,2 ¦ 9,9 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 15,2 ¦ 9,9¦
+--------------+-----------+-------+--------+----------+-------+-----+-------+-----+
¦Кизнерский ¦ 12,9 ¦ 8,5 ¦ 5,5 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 8,5 ¦ 5,5¦
+--------------+-----------+-------+--------+----------+-------+-----+-------+-----+
¦Киясовский ¦ 2,4 ¦ 1,6 ¦ 1,1 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 1,6 ¦ 1,1¦
+--------------+-----------+-------+--------+----------+-------+-----+-------+-----+
¦Красногорский ¦ 9,0 ¦ 6,0 ¦ 3,9 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 6,0 ¦ 3,9¦
+--------------+-----------+-------+--------+----------+-------+-----+-------+-----+
¦Малопургинский¦ 20,4 ¦ 13,5 ¦ 8,8 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 13,5 ¦ 8,8¦
+--------------+-----------+-------+--------+----------+-------+-----+-------+-----+
¦Можгинский ¦ 46,4 ¦ 30,7 ¦ 19,9 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 30,7 ¦ 19,9¦
+--------------+-----------+-------+--------+----------+-------+-----+-------+-----+
¦Сарапульский ¦ 32,4 ¦ 21,4 ¦ 13,9 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 21,4 ¦ 13,9¦
+--------------+-----------+-------+--------+----------+-------+-----+-------+-----+
¦Селтинский ¦ 10,1 ¦ 6,7 ¦ 4,3 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 6,7 ¦ 4,3¦
+--------------+-----------+-------+--------+----------+-------+-----+-------+-----+
¦Сюмсинский ¦ 21,1 ¦ 14,0 ¦ 9,1 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 14,0 ¦ 9,1¦
+--------------+-----------+-------+--------+----------+-------+-----+-------+-----+
¦Увинский ¦ 15,4 ¦ 10,2 ¦ 6,6 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 10,2 ¦ 6,6¦
+--------------+-----------+-------+--------+----------+-------+-----+-------+-----+
¦Шарканский ¦ 10,0 ¦ 6,6 ¦ 4,3 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 6,6 ¦ 4,3¦
+--------------+-----------+-------+--------+----------+-------+-----+-------+-----+
¦Юкаменский ¦ 12,6 ¦ 8,3 ¦ 5,4 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 8,3 ¦ 5,4¦
+--------------+-----------+-------+--------+----------+-------+-----+-------+-----+
¦Як. - ¦ 22,0 ¦ 14,6 ¦ 9,5 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 14,6 ¦ 9,5¦
¦Бодьинский ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--------------+-----------+-------+--------+----------+-------+-----+-------+-----+
¦Ярский ¦ 9,1 ¦ 6,1 ¦ 3,9 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 6,1 ¦ 3,9¦
+--------------+-----------+-------+--------+----------+-------+-----+-------+-----+
¦г. Воткинск ¦ 23,7 ¦ 15,7 ¦ 10,2 ¦ 405 ¦ 62 ¦ 25 ¦ 77,7 ¦ 35,0¦
+--------------+-----------+-------+--------+----------+-------+-----+-------+-----+
¦г. Глазов ¦ 9,4 ¦ 6,2 ¦ 4,1 ¦ 62 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 11,2 ¦ 10,1¦
+--------------+-----------+-------+--------+----------+-------+-----+-------+-----+
¦г. Ижевск ¦ 30,7 ¦ 20,3 ¦ 13,2 ¦ 1590 ¦ 300 ¦ 110 ¦320,3 ¦123,2¦
+--------------+-----------+-------+--------+----------+-------+-----+-------+-----+
¦г. Можга ¦ 40,7 ¦ 26,9 ¦ 17,5 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 26,9 ¦ 17,5¦
+--------------+-----------+-------+--------+----------+-------+-----+-------+-----+
¦г. Сарапул ¦ 62,3 ¦ 41,2 ¦ 26,8 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 41,2 ¦ 26,8¦
+--------------+-----------+-------+--------+----------+-------+-----+-------+-----+
¦ В целом по УР¦ 728,0 ¦481,6 ¦ 313,0 ¦ 2087 ¦ 370 ¦ 144 ¦851,1 ¦456,8¦
L--------------+-----------+-------+--------+----------+-------+-----+-------+------
Таблица 9.4
Возможное годовое производство электроэнергии и годовые
затраты на установку когенераторов при реконструкции
4,5% мощностей котельных в год
---------------T----------T-------T----------T----------T--------¬
¦ Район, город ¦Суммарная ¦Суммар-¦Минималь- ¦Максималь-¦Затраты ¦
¦ ¦тепловая ¦ная ¦ная ¦ная ¦на уста-¦
¦ ¦мощность ¦элек- ¦выработка ¦выработка ¦новку ¦
¦ ¦котельных,¦три- ¦электро- ¦электро- ¦когене- ¦
¦ ¦подлежащих¦ческая ¦энергии ¦энергии ¦раторов,¦
¦ ¦реконст- ¦мощ- ¦(2000 ч ¦(5000 ч ¦млн ¦
¦ ¦рукции, ¦ность, ¦в год), ¦в год), ¦долл. ¦
¦ ¦Гкал/ч ¦МВт ¦млн кВт.ч ¦млн кВт.ч ¦ ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Алнашский ¦ 1,14 ¦ 0,75 ¦ 1,50 ¦ 3,76 ¦ 0,49 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Балезинский ¦ 1,26 ¦ 0,83 ¦ 1,66 ¦ 4,16 ¦ 0,54 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Вавожский ¦ 0,73 ¦ 0,48 ¦ 0,97 ¦ 2,42 ¦ 0,31 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Воткинский ¦ 1,26 ¦ 0,83 ¦ 1,66 ¦ 4,15 ¦ 0,54 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Глазовский ¦ 0,86 ¦ 0,57 ¦ 1,13 ¦ 2,83 ¦ 0,37 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Граховский ¦ 0,21 ¦ 0,14 ¦ 0,28 ¦ 0,71 ¦ 0,09 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Дебесский ¦ 0,37 ¦ 0,25 ¦ 0,49 ¦ 1,23 ¦ 0,16 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Завьяловский ¦ 3,90 ¦ 2,58 ¦ 5,16 ¦ 12,90 ¦ 1,68 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Игринский ¦ 2,01 ¦ 1,33 ¦ 2,66 ¦ 6,66 ¦ 0,87 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Камбарский ¦ 1,41 ¦ 0,94 ¦ 1,87 ¦ 4,68 ¦ 0,61 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Каракулинский ¦ 1,00 ¦ 0,66 ¦ 1,32 ¦ 3,31 ¦ 0,43 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Кезский ¦ 1,04 ¦ 0,69 ¦ 1,37 ¦ 3,43 ¦ 0,45 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Кизнерский ¦ 0,58 ¦ 0,38 ¦ 0,77 ¦ 1,92 ¦ 0,25 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Киясовский ¦ 0,11 ¦ 0,07 ¦ 0,15 ¦ 0,36 ¦ 0,05 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Красногорский ¦ 0,41 ¦ 0,27 ¦ 0,54 ¦ 1,34 ¦ 0,17 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Малопургинский¦ 0,92 ¦ 0,61 ¦ 1,21 ¦ 3,03 ¦ 0,39 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Можгинский ¦ 2,09 ¦ 1,38 ¦ 2,76 ¦ 6,90 ¦ 0,90 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Сарапульский ¦ 1,46 ¦ 0,96 ¦ 1,93 ¦ 4,82 ¦ 0,63 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Селтинский ¦ 0,45 ¦ 0,30 ¦ 0,60 ¦ 1,50 ¦ 0,20 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Сюмсинский ¦ 0,95 ¦ 0,63 ¦ 1,26 ¦ 3,15 ¦ 0,41 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Увинский ¦ 0,69 ¦ 0,46 ¦ 0,92 ¦ 2,30 ¦ 0,30 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Шарканский ¦ 0,45 ¦ 0,30 ¦ 0,59 ¦ 1,48 ¦ 0,19 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Юкаменский ¦ 0,57 ¦ 0,37 ¦ 0,75 ¦ 1,87 ¦ 0,24 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Як. - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Бодьинский ¦ 0,99 ¦ 0,66 ¦ 1,31 ¦ 3,28 ¦ 0,43 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Ярский ¦ 0,41 ¦ 0,27 ¦ 0,54 ¦ 1,36 ¦ 0,18 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦г. Воткинск ¦ 1,06 ¦ 0,70 ¦ 1,41 ¦ 3,52 ¦ 0,46 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦г. Глазов ¦ 0,42 ¦ 0,28 ¦ 0,56 ¦ 1,40 ¦ 0,18 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦г. Ижевск ¦ 1,38 ¦ 0,91 ¦ 1,83 ¦ 4,56 ¦ 0,59 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦г. Можга ¦ 1,83 ¦ 1,21 ¦ 2,42 ¦ 6,06 ¦ 0,79 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦г. Сарапул ¦ 2,80 ¦ 1,85 ¦ 3,71 ¦ 9,27 ¦ 1,20 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦ В целом по УР¦ 32,76 ¦ 21,67 ¦ 43,34 ¦ 108,35 ¦ 14,09 ¦
L--------------+----------+-------+----------+----------+---------
Таблица 9.5
Возможное производство злектроэнергии в 2010 году и общие
за этот период затраты на установку когенераторов
при реконструкции 4,5% мощностей котельных в год
---------------T----------T-------T----------T----------T--------¬
¦ Район, город ¦Суммарная ¦Суммар-¦Минималь- ¦Максималь-¦Затраты ¦
¦ ¦тепловая ¦ная ¦ная ¦ная ¦на уста-¦
¦ ¦мощность ¦элек- ¦выработка ¦выработка ¦новку ¦
¦ ¦котельных,¦три- ¦электро- ¦электро- ¦когене- ¦
¦ ¦подлежащих¦ческая ¦энергии ¦энергии ¦раторов,¦
¦ ¦реконст- ¦мощ- ¦(2000 ч ¦(5000 ч ¦млн ¦
¦ ¦рукции, ¦ность, ¦в год), ¦в год), ¦долл. ¦
¦ ¦Гкал/ч ¦МВт ¦млн кВт.ч ¦млн кВт.ч ¦ ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Алнашский ¦ 10,23 ¦ 6,77 ¦ 13,54 ¦ 33,85 ¦ 4,40 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Балезинский ¦ 11,32 ¦ 7,49 ¦ 14,98 ¦ 37,46 ¦ 4,87 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Вавожский ¦ 6,59 ¦ 4,36 ¦ 8,72 ¦ 21,80 ¦ 2,83 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Воткинский ¦ 11,30 ¦ 7,48 ¦ 14,95 ¦ 37,38 ¦ 4,86 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Глазовский ¦ 7,70 ¦ 5,09 ¦ 10,19 ¦ 25,47 ¦ 3,31 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Граховский ¦ 1,93 ¦ 1,28 ¦ 2,56 ¦ 6,39 ¦ 0,83 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Дебесский ¦ 3,35 ¦ 2,21 ¦ 4,43 ¦ 11,07 ¦ 1,44 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Завьяловский ¦ 35,11 ¦ 23,22 ¦ 46,45 ¦ 116,12 ¦ 15,10 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Игринский ¦ 18,12 ¦ 11,98 ¦ 23,97 ¦ 59,92 ¦ 7,79 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Камбарский ¦ 12,72 ¦ 8,42 ¦ 16,83 ¦ 42,08 ¦ 5,47 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Каракулинский ¦ 9,00 ¦ 5,95 ¦ 11,91 ¦ 29,77 ¦ 3,87 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Кезский ¦ 9,33 ¦ 6,17 ¦ 12,34 ¦ 30,85 ¦ 4,01 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Кизерский ¦ 5,22 ¦ 3,45 ¦ 6,90 ¦ 17,25 ¦ 2,24 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Киясовский ¦ 0,99 ¦ 0,65 ¦ 1,31 ¦ 3,27 ¦ 0,42 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Красногорский ¦ 3,65 ¦ 2,41 ¦ 4,83 ¦ 12,07 ¦ 1,57 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Малопургинский¦ 8,24 ¦ 5,45 ¦ 10,90 ¦ 27,26 ¦ 3,54 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Можгинский ¦ 18,78 ¦ 12,43 ¦ 24,85 ¦ 62,13 ¦ 8,08 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Сарапульский ¦ 13,10 ¦ 8,67 ¦ 17,33 ¦ 43,34 ¦ 5,63 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Селтинский ¦ 4,08 ¦ 2,70 ¦ 5,40 ¦ 13,50 ¦ 1,76 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Сюмсинский ¦ 8,56 ¦ 5,66 ¦ 11,33 ¦ 28,32 ¦ 3,68 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Увинский ¦ 6,25 ¦ 4,13 ¦ 8,27 ¦ 20,67 ¦ 2,69 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Шарканский ¦ 4,03 ¦ 2,67 ¦ 5,33 ¦ 13,33 ¦ 1,73 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Юкаменский ¦ 5,10 ¦ 3,37 ¦ 6,75 ¦ 16,87 ¦ 2,19 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Як. - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Бодьинский ¦ 8,91 ¦ 5,90 ¦ 11,79 ¦ 29,48 ¦ 3,83 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Ярский ¦ 3,71 ¦ 2,45 ¦ 4,90 ¦ 12,26 ¦ 1,59 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦г. Воткинск ¦ 9,58 ¦ 6,34 ¦ 12,68 ¦ 31,70 ¦ 4,12 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦г. Глазов ¦ 3,82 ¦ 2,52 ¦ 5,05 ¦ 12,62 ¦ 1,64 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦г. Ижевск ¦ 12,42 ¦ 8,21 ¦ 16,43 ¦ 41,07 ¦ 5,34 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦г. Можга ¦ 16,48 ¦ 10,90 ¦ 21,80 ¦ 54,51 ¦ 7,09 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦г. Сарапул ¦ 25,22 ¦ 16,68 ¦ 33,36 ¦ 83,40 ¦ 10,84 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦ В целом по УР¦ 294,82 ¦195,04 ¦ 390,07 ¦ 975,19 ¦126,77 ¦
L--------------+----------+-------+----------+----------+---------
Таблица 9.6
Возможное производство электроэнергии в 2010 году
и общие за этот период затраты на установку ГТУ
при реконструкции 4,5% мощностей котельных в год
---------------T----------T-------T----------T----------T--------¬
¦ Район, город ¦Суммарная ¦Суммар-¦Минималь- ¦Максималь-¦Затраты ¦
¦ ¦тепловая ¦ная ¦ная ¦ная ¦на уста-¦
¦ ¦мощность ¦элек- ¦выработка ¦выработка ¦новку ¦
¦ ¦котельных,¦три- ¦электро- ¦электро- ¦когене- ¦
¦ ¦подлежащих¦ческая ¦энергии ¦энергии ¦раторов,¦
¦ ¦реконст- ¦мощ- ¦(2000 ч ¦(5000 ч ¦млн ¦
¦ ¦рукции, ¦ность, ¦в год), ¦в год), ¦долл. ¦
¦ ¦Гкал/ч ¦МВт ¦млн кВт.ч ¦млн кВт.ч ¦ ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Камбарский ¦ 30 ¦ 1,01 ¦ 2,03 ¦ 5,06 ¦ 1,22 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦г. Воткинск ¦ 405 ¦ 25,11 ¦ 50,22 ¦ 125,55 ¦ 10,13 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦г. Глазов ¦ 62 ¦ 2,03 ¦ 4,05 ¦ 10,13 ¦ 2,43 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦г. Ижевск ¦ 1590 ¦121,50 ¦ 243,00 ¦ 607,50 ¦ 44,55 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦В целом по УР ¦ 2087 ¦149,65 ¦ 299,30 ¦ 748,24 ¦ 58,32 ¦
L--------------+----------+-------+----------+----------+---------
Таблица 9.7
Возможное годовое производство электроэнергии и годовые
затраты на установку когенераторов при реконструкции
9,5% мощностей котельных в год
---------------T----------T-------T----------T----------T--------¬
¦ Район, город ¦Суммарная ¦Суммар-¦Минималь- ¦Максималь-¦Затраты ¦
¦ ¦тепловая ¦ная ¦ная ¦ная ¦на уста-¦
¦ ¦мощность ¦элек- ¦выработка ¦выработка ¦новку ¦
¦ ¦котельных,¦три- ¦электро- ¦электро- ¦когене- ¦
¦ ¦подлежащих¦ческая ¦энергии ¦энергии ¦раторов,¦
¦ ¦реконст- ¦мощ- ¦(2000 ч ¦(5000 ч ¦млн ¦
¦ ¦рукции, ¦ность, ¦в год), ¦в год), ¦долл. ¦
¦ ¦Гкал/ч ¦МВт ¦млн кВт.ч ¦млн кВт.ч ¦ ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Алнашский ¦ 2,40 ¦ 1,59 ¦ 3,18 ¦ 7,94 ¦ 1,03 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Балезинский ¦ 2,66 ¦ 1,76 ¦ 3,51 ¦ 8,79 ¦ 1,14 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Вавожский ¦ 1,55 ¦ 1,02 ¦ 2,05 ¦ 5,11 ¦ 0,66 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Воткинский ¦ 2,65 ¦ 1,75 ¦ 3,51 ¦ 8,77 ¦ 1,14 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Глазовский ¦ 1,81 ¦ 1,19 ¦ 2,39 ¦ 5,97 ¦ 0,78 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Граховский ¦ 0,45 ¦ 0,30 ¦ 0,60 ¦ 1,50 ¦ 0,19 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Дебесский ¦ 0,78 ¦ 0,52 ¦ 1,04 ¦ 2,60 ¦ 0,34 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Завьяловский ¦ 8,23 ¦ 5,45 ¦ 10,90 ¦ 27,24 ¦ 3,54 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Игринский ¦ 4,25 ¦ 2,81 ¦ 5,62 ¦ 14,06 ¦ 1,83 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Камбарский ¦ 2,98 ¦ 1,97 ¦ 3,95 ¦ 9,87 ¦ 1,28 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Каракулинский ¦ 2,11 ¦ 1,40 ¦ 2,79 ¦ 6,98 ¦ 0,91 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Кезский ¦ 2,19 ¦ 1,45 ¦ 2,89 ¦ 7,24 ¦ 0,94 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Кизнерский ¦ 1,22 ¦ 0,81 ¦ 1,62 ¦ 4,05 ¦ 0,53 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Киясовский ¦ 0,23 ¦ 0,15 ¦ 0,31 ¦ 0,77 ¦ 0,10 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Красногорский ¦ 0,86 ¦ 0,57 ¦ 1,13 ¦ 2,83 ¦ 0,37 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Малопургинский¦ 1,93 ¦ 1,28 ¦ 2,56 ¦ 6,39 ¦ 0,83 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Можгинский ¦ 4,41 ¦ 2,91 ¦ 5,83 ¦ 14,57 ¦ 1,89 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Сарапульский ¦ 3,07 ¦ 2,03 ¦ 4,07 ¦ 10,17 ¦ 1,32 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Селтинский ¦ 0,96 ¦ 0,63 ¦ 1,27 ¦ 3,17 ¦ 0,41 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Сюмсинский ¦ 2,01 ¦ 1,33 ¦ 2,66 ¦ 6,64 ¦ 0,86 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Увинский ¦ 1,47 ¦ 0,97 ¦ 1,94 ¦ 4,85 ¦ 0,63 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Шарканский ¦ 0,95 ¦ 0,63 ¦ 1,25 ¦ 3,13 ¦ 0,41 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Юкаменский ¦ 1,20 ¦ 0,79 ¦ 1,58 ¦ 3,96 ¦ 0,51 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Як. - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Бодьинский ¦ 2,09 ¦ 1,38 ¦ 2,77 ¦ 6,92 ¦ 0,90 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Ярский ¦ 0,87 ¦ 0,58 ¦ 1,15 ¦ 2,88 ¦ 0,37 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦г. Воткинск ¦ 2,25 ¦ 1,49 ¦ 2,97 ¦ 7,43 ¦ 0,97 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦г. Глазов ¦ 0,89 ¦ 0,59 ¦ 1,18 ¦ 2,96 ¦ 0,38 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦г. Ижевск ¦ 2,91 ¦ 1,93 ¦ 3,85 ¦ 9,63 ¦ 1,25 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦г. Можга ¦ 3,87 ¦ 2,56 ¦ 5,11 ¦ 12,79 ¦ 1,66 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦г. Сарапул ¦ 5,91 ¦ 3,91 ¦ 7,83 ¦ 19,56 ¦ 2,54 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦В целом по УР ¦ 69,16 ¦ 45,75 ¦ 91,50 ¦ 228,75 ¦ 29,74 ¦
L--------------+----------+-------+----------+----------+---------
Таблица 9.8
Возможное производство электроэнергии в 2010 году и общие
за этот период затраты на установку когенераторов
при реконструкции 9,5% мощностей котельных в год
---------------T----------T-------T----------T----------T--------¬
¦ Район, город ¦Суммарная ¦Суммар-¦Минималь- ¦Максималь-¦Затраты ¦
¦ ¦тепловая ¦ная ¦ная ¦ная ¦на уста-¦
¦ ¦мощность ¦элек- ¦выработка ¦выработка ¦новку ¦
¦ ¦котельных,¦три- ¦электро- ¦электро- ¦когене- ¦
¦ ¦подлежащих¦ческая ¦энергии ¦энергии ¦раторов,¦
¦ ¦реконст- ¦мощ- ¦(2000 ч ¦(5000 ч ¦млн ¦
¦ ¦рукции, ¦ность, ¦в год), ¦в год), ¦долл. ¦
¦ ¦Гкал/ч ¦МВт ¦млн кВт.ч ¦млн кВт.ч ¦ ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Алнашский ¦ 21,61 ¦ 14,29 ¦ 28,59 ¦ 71,47 ¦ 9,29 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Балезинский ¦ 23,91 ¦ 15,81 ¦ 31,63 ¦ 79,07 ¦ 10,28 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Вавожский ¦ 13,91 ¦ 9,20 ¦ 18,41 ¦ 46,01 ¦ 5,98 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Воткинский ¦ 23,85 ¦ 15,78 ¦ 31,56 ¦ 78,90 ¦ 10,26 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Глазовский ¦ 16,25 ¦ 10,75 ¦ 21,50 ¦ 53,76 ¦ 6,99 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Граховский ¦ 4,08 ¦ 2,70 ¦ 5,40 ¦ 13,49 ¦ 1,75 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Дебесский ¦ 7,06 ¦ 4,67 ¦ 9,34 ¦ 23,36 ¦ 3,04 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Завьяловский ¦ 74,11 ¦ 49,03 ¦ 98,06 ¦ 245,14 ¦ 31,87 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Игринский ¦ 38,24 ¦ 25,30 ¦ 50,60 ¦ 126,50 ¦ 16,44 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Камбарский ¦ 26,86 ¦ 17,77 ¦ 35,53 ¦ 88,83 ¦ 11,55 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Каракулинский ¦ 19,00 ¦ 12,57 ¦ 25,14 ¦ 62,84 ¦ 8,17 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Кезский ¦ 19,69 ¦ 13,03 ¦ 26,05 ¦ 65,13 ¦ 8,47 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Кизнерский ¦ 11,01 ¦ 7,29 ¦ 14,57 ¦ 36,43 ¦ 4,74 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Киясовский ¦ 2,09 ¦ 1,38 ¦ 2,76 ¦ 6,90 ¦ 0,90 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Красногорский ¦ 7,70 ¦ 5,10 ¦ 10,19 ¦ 25,48 ¦ 3,31 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Малопургинский¦ 17,40 ¦ 11,51 ¦ 23,02 ¦ 57,55 ¦ 7,48 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Можгинский ¦ 39,65 ¦ 26,23 ¦ 52,47 ¦ 131,17 ¦ 17,05 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Сарапульский ¦ 27,66 ¦ 18,30 ¦ 36,60 ¦ 91,49 ¦ 11,89 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Селтинский ¦ 8,62 ¦ 5,70 ¦ 11,40 ¦ 28,51 ¦ 3,71 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Сюмсинский ¦ 18,07 ¦ 11,96 ¦ 23,91 ¦ 59,79 ¦ 7,77 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Увинский ¦ 13,19 ¦ 8,73 ¦ 17,45 ¦ 43,64 ¦ 5,67 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Шарканский ¦ 8,51 ¦ 5,63 ¦ 11,26 ¦ 28,14 ¦ 3,66 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Юкаменский ¦ 10,76 ¦ 7,12 ¦ 14,24 ¦ 35,61 ¦ 4,63 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Як. - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Бодьинский ¦ 18,82 ¦ 12,45 ¦ 24,90 ¦ 62,25 ¦ 8,09 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Ярский ¦ 7,82 ¦ 5,18 ¦ 10,35 ¦ 25,88 ¦ 3,36 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦г. Воткинск ¦ 20,23 ¦ 13,38 ¦ 26,76 ¦ 66,91 ¦ 8,70 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦г. Глазов ¦ 8,05 ¦ 5,33 ¦ 10,66 ¦ 26,64 ¦ 3,46 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦г. Ижевск ¦ 26,21 ¦ 17,34 ¦ 34,68 ¦ 86,71 ¦ 11,27 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦г. Можга ¦ 34,79 ¦ 23,01 ¦ 46,03 ¦ 115,07 ¦ 14,96 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦г. Сарапул ¦ 53,23 ¦ 35,22 ¦ 70,43 ¦ 176,08 ¦ 22,89 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦ В целом по УР¦ 622,41 ¦411,75 ¦ 823,49 ¦ 2058,73 ¦267,63 ¦
L--------------+----------+-------+----------+----------+---------
Таблица 9.9
Возможное производство электроэнергии в 2010 году
и общие за этот период затраты на установку ГТУ
при реконструкции 9,5% мощностей котельных в год
---------------T----------T-------T----------T----------T--------¬
¦ Район, город ¦Суммарная ¦Суммар-¦Минималь- ¦Максималь-¦Затраты ¦
¦ ¦тепловая ¦ная ¦ная ¦ная ¦на уста-¦
¦ ¦мощность ¦элек- ¦выработка ¦выработка ¦новку ¦
¦ ¦котельных,¦три- ¦электро- ¦электро- ¦когене- ¦
¦ ¦подлежащих¦ческая ¦энергии ¦энергии ¦раторов,¦
¦ ¦реконст- ¦мощ- ¦(2000 ч ¦(5000 ч ¦млн ¦
¦ ¦рукции, ¦ность, ¦в год), ¦в год), ¦долл. ¦
¦ ¦Гкал/ч ¦МВт ¦млн кВт.ч ¦млн кВт.ч ¦ ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦Камбарский ¦ 30 ¦ 2,14 ¦ 4,28 ¦ 10,69 ¦ 2,57 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦г. Воткинск ¦ 405 ¦ 53,01 ¦ 106,02 ¦ 265,05 ¦ 21,38 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦г. Глазов ¦ 62 ¦ 4,28 ¦ 8,55 ¦ 21,38 ¦ 5,13 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦г. Ижевск ¦ 1590 ¦256,50 ¦ 513,00 ¦ 1282,50 ¦ 94,05 ¦
+--------------+----------+-------+----------+----------+--------+
¦ В целом по УР¦ 2087 ¦315,92 ¦ 631,85 ¦ 1579,61 ¦ 123,12 ¦
L--------------+----------+-------+----------+----------+---------
Выводы:
1. Износ оборудования котельных в настоящее время в среднем
составляет около 75%, что выше значения 50% - уровня
энергетической безопасности. Для вывода теплообеспечения населения
Удмуртской Республики к 2010 году на энергетически безопасный
уровень необходимо ежегодно реконструировать 9,5% котельных. Для
поддержания уровня износа на существующем уровне необходимо
ежегодно реконструировать 4,5% котельных.
2. Суммарное увеличение электрической мощности при
переоборудовании всех котельных на комбинированную выработку
энергии составляет 851 МВт. При переоборудовании 9,5% и 4,5%
котельных в год суммарное увеличение электрической мощности к 2010
году составит 728 МВт и 315 МВт соответственно.
10. ОЦЕНКА ВОЗМОЖНОСТИ ПРОИЗВОДСТВА РАЗЛИЧНЫХ
КОМПОНЕНТОВ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ
ПРОМЫШЛЕННЫМ КОМПЛЕКСОМ УР
Промышленный комплекс УР располагает всеми необходимыми
условиями для производства качественного энергетического
оборудования. Как видно из таблицы 10.1, предприятиями УР
производятся практически все компоненты энергетического
оборудования, используемые при производстве и потреблении тепловой
и электрической энергии.
Таблица 10.1
Производители различных компонентов энергетического
оборудования в УР
--------------------------------------T--------------T-----------¬
¦ Наименование оборудования ¦Организация - ¦ Область ¦
¦ (технологии) ¦ производитель¦ применения¦
+-------------------------------------+--------------+-----------+
¦ I ¦ II ¦ III ¦
+-------------------------------------+--------------+-----------+
¦ Ограждающие конструкции ¦
+-------------------------------------T--------------T-----------+
¦Оконные и дверные блоки на основе ¦ФГУП, Ижевский¦Все энерго-¦
¦ПВХ, алюминиевые конструкции ¦электромехани-¦объекты ¦
¦ ¦ческий завод ¦отрасли ¦
¦ ¦"Купол", ЗАО ¦ ¦
¦ ¦"Ижевский ¦ ¦
¦ ¦столярно - ¦ ¦
¦ ¦мебельный ¦ ¦
¦ ¦завод", ООО ¦ ¦
¦ ¦"Союз - ¦ ¦
¦ ¦Евродом" ¦ ¦
+-------------------------------------+--------------+-----------+
¦ Арматура ¦
+-------------------------------------T--------------T-----------+
¦Арматура ¦ООО "Метал- ¦Все энерго-¦
¦ ¦лкомплект" ¦объекты ¦
¦ ¦ ¦отрасли ¦
+-------------------------------------+--------------+-----------+
¦Соединения трубопроводов и другая ¦ГУП "Ижевский ¦Все энерго-¦
¦арматура из полимера ¦механический ¦объекты ¦
¦ ¦завод" ¦отрасли ¦
+-------------------------------------+--------------+-----------+
¦Штуцеры, гайки, кольца врезающиеся, ¦ГУП "Ижевский ¦Все энерго-¦
¦ниппели шаровые, соединения трубо- ¦механический ¦объекты ¦
¦проводов с врезающимся кольцом, коль-¦завод", ¦отрасли ¦
¦ца уплотнительные, фланцы, вентили ¦ОАО "Редуктор"¦ ¦
+-------------------------------------+--------------+-----------+
¦ Изоляционные материалы ¦
+-------------------------------------T--------------T-----------+
¦Пенополиуретановая теплоизоляция ¦ООО "Севурал -¦Все энерго-¦
¦ ¦сантехмонтаж" ¦объекты ¦
¦ ¦ ¦отрасли ¦
+-------------------------------------+--------------+-----------+
¦Изолон, изделия из полиуретановых ¦ОАО "Ижевский ¦Все энерго-¦
¦эластомеров ¦завод ¦объекты ¦
¦ ¦пластмасс" ¦отрасли ¦
+-------------------------------------+--------------+-----------+
¦Пенополистерол ¦ООО "FTT - ¦Все энерго-¦
¦ ¦Пласт" ¦объекты ¦
¦ ¦ ¦отрасли ¦
+-------------------------------------+--------------+-----------+
¦Пеноизол ¦ОАО ¦Все энерго-¦
¦ ¦"Можгинское ¦объекты ¦
¦ ¦строительное ¦отрасли ¦
¦ ¦объединение" ¦ ¦
+-------------------------------------+--------------+-----------+
¦Изоляция из вспененного синтетическо-¦ООО "Декорум" ¦Все энерго-¦
¦го каучука, полиэтиленовая изоляция, ¦ ¦объекты ¦
¦изоляция из вспененного полиэтилена ¦ ¦отрасли ¦
+-------------------------------------+--------------+-----------+
¦ Трубы ¦
+-------------------------------------T--------------T-----------+
¦Трубы ¦ОАО "Ижсталь" ¦Предприятия¦
¦ ¦ ¦ТЭК ¦
+-------------------------------------+--------------+-----------+
¦Труба от 15 до 40 мм; ¦ООО "Метал- ¦Предприятия¦
¦труба от 57 до 750 мм ¦лкомплект" ¦ТЭК ¦
+-------------------------------------+--------------+-----------+
¦Трубы и соединительные детали из ¦ОАО ¦Предприятия¦
¦полимера ¦"Можгинское ¦ТЭК ¦
¦ ¦строительное ¦ ¦
¦ ¦объединение" ¦ ¦
+-------------------------------------+--------------+-----------+
¦Трубы, полученные методом ¦ОАО "Буммаш" ¦Все энерго-¦
¦центробежного литья из нержавеющих ¦ ¦объекты ¦
¦теплостойких и жаропрочных сталей и ¦ ¦отрасли ¦
¦сплавов 10Х20Н33Б, 20х25н20с, ¦ ¦ ¦
¦35х24н24Б, 45х25н20с, 45х25н35БС, ¦ ¦ ¦
¦45х28н49в5с, 50х25н35с2Б, 10х12ндл ¦ ¦ ¦
+-------------------------------------+--------------+-----------+
¦ Котлы ¦
+-------------------------------------T--------------T-----------+
¦Котлы газовые КВЗ-Г-0,63, КВЗ-Г-0,8, ¦ОАО "Буммаш" ¦Предприятия¦
¦КВЗ-Г-1, КВЗ-Г-1,25, КВЗ-Г-1,6, ¦ ¦ТЭК ¦
¦КВЗ-Г-2, КВЗ-Г-2,32, КВЗ-Г-2,5, ¦ ¦ ¦
¦КВЗ-Г-3,15, КВЗ-Г-3,5, КВЗ-Г-4, ¦ ¦ ¦
¦КВЗ-Г-4,64, КВЗ-Г-5 ¦ ¦ ¦
+-------------------------------------+ +-----------+
¦Котлы газомазутные КВЗ-ГМ-0,63, ¦ ¦Предприятия¦
¦КВЗ-ГМ-0,8, КВЗ-ГМ-1, КВЗ-ГМ-1,25, ¦ ¦ТЭК ¦
¦КВЗ-ГМ-1,6, КВЗ-ГМ-2, КВЗ-ГМ-2,32, ¦ ¦ ¦
¦КВЗ-ГМ-2,5, КВЗ-ГМ-3,15, КВЗ-ГМ-3,5, ¦ ¦ ¦
¦КВЗ-ГМ-4, КВЗ-ГМ-4,64, КВЗ-ГМ-5, ¦ ¦ ¦
¦КВЗ-ГМ-5,8, КВЗ-ГМ-7,54, КВЗ-ГМ-9,28 ¦ ¦ ¦
+-------------------------------------+ +-----------+
¦Котлы малой мощности КВЗ-0,2, ¦ ¦Предприятия¦
¦КВЗ-0,3, КВЗ-0,5 ¦ ¦ТЭК ¦
+-------------------------------------+ +-----------+
¦Котлы на твердом топливе с ¦ ¦Предприятия¦
¦механической топкой (ТЧЗМ-2-2, 7/4,0)¦ ¦ТЭК ¦
¦КВЗ-ТС-2,5, КВЗ-ТС-4, КВЗ-ТС-6,5 ¦ ¦ ¦
+-------------------------------------+ +-----------+
¦Котлы на твердом топливе с ручной ¦ ¦Предприятия¦
¦топкой КВЗ-Р-1, КВЗ-Р-2, КВЗ-Рм-2,5 ¦ ¦ТЭК ¦
¦с мех. забрас., КВЗ-Рм-4 с мех. ¦ ¦ ¦
¦забрас., КВЗ-Рм-6,5 ЗП-РПК-2-2, 6x30 ¦ ¦ ¦
+-------------------------------------+--------------+-----------+
¦Котлы КВ-0,5, КВ-0,8, КВ-1,0, КВ-1,2,¦ООО "Ижевский ¦Предприятия¦
¦КВ-1,5 на угле и жидком топливе ¦котельный ¦ТЭК ¦
¦ ¦завод" ¦ ¦
+-------------------------------------+--------------+-----------+
¦Теплогенератор газовый ТОК-1Б ¦ОАО ¦Предприятия¦
¦ ¦"Можгинское ¦ТЭК ¦
¦ ¦строительное ¦ ¦
¦ ¦объединение" ¦ ¦
+-------------------------------------+--------------+-----------+
¦Котлоагрегат водогрейный КВ-0,63Т ¦ГУП "ТПО ЖКХ ¦Предприятия¦
¦ ¦УР" ¦ТЭК ¦
+-------------------------------------+ +-----------+
¦Котлы КВс-0,5К, КОВ-0,15К, КОВ-0,2К ¦ ¦Предприятия¦
¦ ¦ ¦ТЭК ¦
+-------------------------------------+--------------+-----------+
¦Котлы водогрейные: КВ-Г-0,4, ¦ООО "ЭНКО" ¦Предприятия¦
¦КВ-Г-0,6, КВ-Г-0,8, КВ-Г-1,25, ¦ ¦ТЭК ¦
¦КВ-Г-2,5, КВ-М-0,4, КП-М-0,8, ¦ ¦ ¦
¦КВ-М-1,25, КВ-М-2,5, КВ-ГМ-2,5, ¦ ¦ ¦
¦КВ-ГМ-3,15 ¦ ¦ ¦
+-------------------------------------+--------------+-----------+
¦ Горелки ¦
+-------------------------------------T--------------T-----------+
¦Горелки газовые инжекционные БИГ-1-1,¦ОАО "Буммаш" ¦Предприятия¦
¦БИГ-1-13, БИГ-1-18, БИГ-1-3, ¦ ¦ТЭК ¦
¦БИГ-2-16, БИГ-2-4, БИГ-2-6, БИГ-2-8, ¦ ¦ ¦
¦БИГ-3-18, БИГ-3-21, БИГ-3-30, ¦ ¦ ¦
¦БИГ-3-30, БИГ-3-9 ¦ ¦ ¦
+-------------------------------------+ +-----------+
¦Горелки газомазутные ГМГ-1,5, ГМГ-2, ¦ ¦Предприятия¦
¦ГМГ-4, ГМГ-5, ГМГ-7 ¦ ¦ТЭК ¦
+-------------------------------------+ +-----------+
¦Установка подачи жидкого топлива ¦ ¦Предприятия¦
¦ ¦ ¦ТЭК ¦
+-------------------------------------+--------------+-----------+
¦ Вентиляторы и дымососы ¦
+-------------------------------------T--------------T-----------+
¦Вентиляторы ВД-11,2у, ВД-12,5у, ¦ОАО "Буммаш" ¦Предприятия¦
¦ВД-2,7, ВД-3,5, ВДН-10у, ВДН-6,3, ¦ ¦ТЭК ¦
¦ВДН-8у, ВДН-9у ¦ ¦ ¦
+-------------------------------------+ +-----------+
¦Дымососы Д-3,5, ДН-10У, ДН-11,2У, ¦ ¦Предприятия¦
¦ДН-6,3, ДН-8У, ДН-9У ¦ ¦ТЭК ¦
+-------------------------------------+--------------+-----------+
¦ Транспортабельные модульные котельные ¦
+-------------------------------------T--------------T-----------+
¦Блочная котельная крышного ¦ООО "ЭНКО" ¦Предприятия¦
¦базирования (БККБ-0,8) ¦ ¦ТЭК ¦
+-------------------------------------+--------------+-----------+
¦Модульные котельные: ТМКГ-1.6-2, ¦ОАО "Буммаш" ¦Предприятия¦
¦ТМКГ-2.0-2, ТМКГ-3.0-2, ТМКГ-3.5-2, ¦ ¦ТЭК ¦
¦ТМКГ-4.0-2, ТМКГ-5.0-2, ТМКГ-6.0-2, ¦ ¦ ¦
¦ТМКГ-7.0-2 ¦ ¦ ¦
+-------------------------------------+--------------+-----------+
¦ Оборудование котельных ¦
+-------------------------------------T--------------T-----------+
¦Деаэраторы вакуумные ДВ-1, ДВ-2 ¦ОАО "Буммаш" ¦Предприятия¦
¦ ¦ ¦ТЭК ¦
+-------------------------------------+ +-----------+
¦Дымовая труба D = 600 мм, Н = 30 м ¦ ¦Предприятия¦
¦ ¦ ¦ТЭК ¦
+-------------------------------------+ +-----------+
¦Установка химводоподготовки ВПУ-1, ¦ ¦Предприятия¦
¦ВПУ-10, ВПУ-2, ВПУ-4, ВПУ-6 ¦ ¦ТЭК ¦
+-------------------------------------+--------------+-----------+
¦ Электрооборудование ¦
+-------------------------------------T--------------T-----------+
¦Электродвигатели асинхронные ¦ОАО ¦Предприятия¦
¦ ¦"Сарапульский ¦ТЭК ¦
+-------------------------------------+электрогене- +-----------+
¦Генераторы переменного тока ¦раторный ¦Предприятия¦
¦ ¦завод" ¦ТЭК ¦
+-------------------------------------+ +-----------+
¦Генераторы постоянного тока ¦ ¦Предприятия¦
¦ ¦ ¦ТЭК ¦
+-------------------------------------+--------------+-----------+
¦Трансформаторные обмотки, подстанции ¦ООО "ЭНКО" ¦Предприятия¦
¦ ¦ ¦ТЭК ¦
+-------------------------------------+--------------+-----------+
¦Электромагнитные пускатели ¦ЗАО "НПФ "Ра- ¦Предприятия¦
¦ ¦дио - сервис" ¦ТЭК ¦
+-------------------------------------+--------------+-----------+
¦Преобразователи частоты для ¦ОАО "Ижевский ¦Предприятия¦
¦асинхронных электродвигателей ¦радиозавод", ¦ТЭК ¦
¦ ¦ОАО "Ижевский ¦ ¦
¦ ¦мотозавод ¦ ¦
¦ ¦"Аксион - ¦ ¦
¦ ¦холдинг" ¦ ¦
+-------------------------------------+--------------+-----------+
¦ Измерительная аппаратура ¦
+-------------------------------------T--------------T-----------+
¦Радиомодем гамма - передача ¦ОАО "Ижевский ¦Предприятия¦
¦информации от измерительной ¦мотозавод ¦ТЭК ¦
¦аппаратуры ¦"Аксион - ¦ ¦
¦ ¦холдинг" ¦ ¦
+-------------------------------------+--------------+-----------+
¦Тепловые счетчики ¦ФГУП "Ижевский¦Предприятия¦
¦ ¦электромеха- ¦ТЭК ¦
¦ ¦нический ¦ ¦
¦ ¦завод "Купол",¦ ¦
¦ ¦ОАО ¦ ¦
¦ ¦"Сарапульский ¦ ¦
¦ ¦электроге- ¦ ¦
¦ ¦нераторный ¦ ¦
¦ ¦завод" ¦ ¦
+-------------------------------------+--------------+-----------+
¦Датчики объемного расхода ¦ОАО ¦Предприятия¦
¦ ¦"Сарапульский ¦ТЭК ¦
+-------------------------------------+электрогене- +-----------+
¦Блоки сопряжения ¦раторный ¦Предприятия¦
¦ ¦завод" ¦ТЭК ¦
+-------------------------------------+--------------+-----------+
¦ Нетрадиционная энергетика ¦
+-------------------------------------T--------------T-----------+
¦Жидкотопливные мобильные нагреватели ¦ФГУП Ижевский ¦Предприятия¦
¦воздуха ТАЖ-70, ТАЖ-110 ¦электромеха- ¦ТЭК ¦
+-------------------------------------+нический +-----------+
¦Газовые нагреватели воздуха "ТАГ-50",¦завод "Купол" ¦Предприятия¦
¦"ТАГ-100" ¦ ¦ТЭК ¦
+-------------------------------------+ +-----------+
¦Длинноволновый обогреватель (ДО) ¦ ¦ ¦
+-------------------------------------+--------------+-----------+
¦Газогенераторная печь калорифер ¦ОАО ¦Предприятия¦
¦"Чудесница" ¦"Сарапульский ¦ТЭК ¦
+-------------------------------------+электрогене- +-----------+
¦Генераторы для ветроэнергетики ¦раторный ¦Предприятия¦
¦ ¦завод" ¦ТЭК ¦
+-------------------------------------+--------------+-----------+
¦Тепловые насосы ¦ФГУП "Ижевский¦Предприятия¦
¦ ¦электромеха- ¦ТЭК ¦
¦ ¦нический ¦ ¦
¦ ¦завод "Купол" ¦ ¦
+-------------------------------------+--------------+-----------+
¦ Теплообменники ¦
+-------------------------------------T--------------T-----------+
¦Пластинчатые ¦ООО "Гюнтер - ¦Предприятия¦
¦ ¦Иж", ООО ¦ТЭК ¦
¦ ¦"Теплоэффект" ¦ ¦
L-------------------------------------+--------------+------------
Оборудование предприятий ТЭК достаточно изношено, требует
замены, реконструкции и реновации. Кроме того, для внедрения
энергосберегающих мероприятий в УР также понадобится
соответствующее оборудование и материалы. В целом предприятия УР
располагают соответствующими мощностями и могут предъявить на
рынок достаточно большой список необходимого оборудования и
материалов для решения этих проблем.
Выводы:
1. Ограждающие конструкции представлены на рынке Удмуртской
Республики в количестве, необходимом для проведения
энергосберегающих мероприятий.
2. При проведении модернизации или введении в эксплуатацию
различных объектов энергетического комплекса необходимо будет
использовать трубы и арматуру, а также различную изоляцию (эти
компоненты производятся в УР).
3. Для того чтобы поддерживать котельное хозяйство в рабочем
состоянии, нужно производить замену оборудования. Подобное
оборудование, а также оборудование, используемое в ЦТП и ИТП,
производится в Удмуртии.
4. В Удмуртии очень много малых котельных со старыми и
устаревшими котлами, которые следует заменять на новые, с более
высоким КПД. Такие котлы производятся предприятиями Удмуртии.
5. При замене или введении в эксплуатацию малых котельных
могут быть использованы модульные котельные, производимые в
Удмуртии.
6. Электродвигатели и генераторы представлены Сарапульским
заводом. Преобразователи частоты для двигателей могут
производиться в достаточном количестве на предприятиях УР.
7. Теплосчетчики и датчики производятся в Удмуртии в
недостаточном количестве и недостаточного качества.
11. РОЛЬ СРЕДНЕГО И МАЛОГО БИЗНЕСА В РЕШЕНИИ ЗАДАЧ
ПЕРЕВООРУЖЕНИЯ ЭКОНОМИКИ УР
НА ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИЕ ТЕХНОЛОГИИ
Как показывает оценка, для обеспечения запланированных темпов
развития экономики (5 - 6%) в год необходимо обеспечить инвестиции
в ТЭК Удмуртской Республики на уровне 120 - 180 млн. долл. в год
(см. п. 3). Откуда могут быть привлечены инвестиции такого объема?
В Федеральной целевой программе "Энергоэффективная экономика" на
2002 - 2010 годы такие источники финансирования указаны (см. рис.
11.1).
Целевые внебюджетные средства субъектов РФ
и 9 муниципальных образований 34,3%
Собственные средства предприятий 16,2%
Кредиты 25,2%
Средства от источников рыночных механизмов 3,6%
Федеральный бюджет 6,7%
Внебюджетные средства поддержки промпредприятий
с использованием гос. собственности 1,7%
Бюджеты субъектов РФ и муниципальных образований 12,3%
Рис. 11.1. Объемы и источники финансирования подпрограммы
"Энергоэффективность в сфере потребления"
ФЦП "Энергоэффективная экономика" на 2002 - 2010 годы
1. Часть инвестиций может быть сформирована хозяйствующими
субъектами. Доля этих инвестиций равна 16,2 + 1,7 + 3,6 = 21,5%.
Потенциал этих инвестиций определяется объемом в денежном
выражении сэкономленных энергетических ресурсов за счет
организационно - технологических мер. При средней стоимости
конечных энергоносителей, равной ~45 долл. за т у.т., ежегодный
объем сэкономленных средств в данном случае может быть оценен
исходя из зависимостей, представленных на рис. 3.2. (см. рис.
11.2).
2. Часть инвестиций - это целевые внебюджетные средства УР и
муниципальных образований, которые оцениваются на уровне 34,3% от
необходимого объема инвестиций. Механизм привлечения инвестиций в
данном случае может быть реализован через единый Фонд развития ТЭК
и энергосбережения.
3. Часть инвестиций - это средства бюджета УР и муниципальных
образований (12,3%) и средства федерального бюджета (6,7%).
4. Оставшаяся часть инвестиций (25,2%) может быть сформирована
за счет внутреннего займа.
млн долл.
70 T-----------------------------------------------------------¬
¦ ¦
60 + 57,2¦
¦ х
50 + 47,1 / ¦
¦ 38,2 х ¦
40 + х / ¦
¦ 30,0 / ¦
30 + х ¦
¦ 22,4 / ¦
20 + 15,4 х ¦
¦ 11,7 х / ¦
10 + 2,5 5,3 8,4 х / ¦
¦ / х / х / х / годы ¦
0 х-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----+
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Рис. 11.2. Динамика экономии ТЭР за счет организационно -
технологических мер в денежном выражении
Проблема развития ТЭК - это проблема не только Правительства
Удмуртии, это проблема всех жителей Удмуртии. При численности
населения 1625747 чел. объем потребных инвестиций на одного жителя
6
УР в 2002 году составит 125 x 10 x 0,252 / 1625747 = ~20 долл.,
или 600 руб. в год (50 руб. в месяц) при курсе 30 руб. за доллар.
Гарантией возврата внутреннего займа является потенциал
энергосбережения, формирующийся за счет структурной перестройки
экономики. При этом возврат кредитов начнется уже через 3 - 4
года, когда начнут окупаться реализованные проекты в области
энергосбережения. При средней стоимости конечных энергоносителей,
равной ~45 долл./т у.т., объем сэкономленных средств только за
счет экономии ТЭР может быть оценен, исходя из зависимостей,
представленных на рис. 3.3 (см. рис. 11.3).
млн долл.
90 T-----------------------------------------------------------¬
¦ 78,3¦
80 + х
¦ 68,5 / ¦
70 + х ¦
¦ 58,4 / ¦
60 + х ¦
¦ 48,8 / ¦
50 + х ¦
¦ 39,5 / ¦
40 + х ¦
¦ 30,6 / ¦
30 + 23,7 х ¦
¦ х / ¦
20 + 17,2 / ¦
¦ 11,1 х ¦
10 + 5,4 х / ¦
¦ / х / годы ¦
0 х-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----+
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Рис. 11.3. Динамика экономии ТЭР за счет структурной
перестройки экономики в денежном выражении
Все финансовые потоки, связанные с инвестициями, должны
регулироваться единым Правительственным фондом развития ТЭК и
энергосбережения.
Объем работы в области энергетики очень большой. Такой объем
может быть выполнен только при наличии конкурентной среды и
большого количества фирм, работающих в данной сфере, финансовое
состояние которых напрямую должно зависеть от экономии энергии.
Исходя из результатов, полученных в гл. 3 (см. рис. 3.3 и рис.
3.4), была оценена эффективность инвестиций в ТЭК, обусловленная
только экономией топливно - энергетических ресурсов до 2010 года
(см. таблицу 11.1).
Таблица 11.1
Эффективность инвестиций в ТЭК, определяемая экономией ТЭР
-----------------T------T------T------T------T------T------T------T------T------¬
¦ Год ¦ 2002 ¦ 2003 ¦ 2004 ¦ 2005 ¦ 2006 ¦ 2007 ¦ 2008 ¦ 2009 ¦ 2010 ¦
+----------------+------+------+------+------+------+------+------+------+------+
¦Объем инвестиций¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦в ТЭК, млн долл.¦119,9 ¦126,6 ¦133,6 ¦141,0 ¦148,9 ¦157,1 ¦165,9 ¦175,1 ¦184,8 ¦
+----------------+------+------+------+------+------+------+------+------+------+
¦Суммарная ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦экономия ТЭР, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦млн долл. ¦ 16,4 ¦ 25,6 ¦ 35,4 ¦ 46,0 ¦ 61,9 ¦ 78,8 ¦ 96,6 ¦115,5 ¦135,5 ¦
+----------------+------+------+------+------+------+------+------+------+------+
¦Эффективность ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦инвестиций в ТЭК¦ 0,14¦ 0,20¦ 0,26¦ 0,33¦ 0,42¦ 0,50¦ 0,58¦ 0,66¦ 0,73¦
L----------------+------+------+------+------+------+------+------+------+-------
Схема организации финансовых потоков для быстроокупаемых
энергосберегающих технологий представлена на рис. 11.4.
----------------¬
------------------>¦Высвободившиеся¦<-------------------¬
/\ ¦ ресурсы ¦ /\
¦ L-------T-------- ¦
¦ \/ ¦
¦ - - - - - - - - ¬ ¦
¦ ¦ Реализация ¦
¦ ¦---¬ ¦
¦ L - - - - - - - - \/ ¦
5 ¦ --------------¬ ---------------¬ ¦ 5
¦ ¦ Бюджет ¦ ¦ Естественные ¦ ¦
¦ ¦ ¦<--->¦ монополии ¦ ¦
¦ L--T---T------- 6 L------T-------- ¦
¦ ----------- ¦ 1 1 ¦ ¦
¦ \/ \/ \/ ¦
----+-------¬ --------------¬ ---------------¬ ---------+---¬
¦ Бюджетные ¦ ¦Малые энер- ¦ ¦Дочерние энер-¦ ¦Внебюджетные¦
¦предприятия¦<-+госервисные ¦ ¦госервисные +->¦ предприятия¦
¦ ¦ 4¦предприятия ¦ ¦предприятия ¦4 ¦ ¦
L------------ L-------T------2 2L-----T--------- L-------------
/\ L-----¬ ------- /\
L-----¬ \/ \/ --------
3 ----+---------+---¬ 3
¦Энергосберегающее¦
¦ оборудование ¦
L------------------
Рис. 11.4. Схема организации финансовых потоков
для быстроокупаемых энергосберегающих технологий:
1 - финансирование, 2 - закупка оборудования, 3 - поставка
оборудования, 4 - установка и обслуживание, 5 - передача
высвободившихся ресурсов, 6 - взаимозачеты
Структура затрат в различных областях экономики приведена на
рис. 11.5.
Энергосбережение в отраслях ТЭК 27,1%
Энергоэффективность энергоемких отраслей промышленности 32,1%
Энергоэффективность сельского хозяйства 4,0%
Энергоэффективность ЖКХ 23,2%
Энергоэффективность транспорта 8,8%
Энергоэффективность федеральной бюджетной сферы 4,8%
Рис. 11.5. Структура затрат по разделам подпрограммы
"Энергоэффективность в сфере потребления"
ФЦП "Энергоэффективная экономика" на 2002 - 2010 годы
Возможные схемы финансирования по аналогии с [29] в
различных наиболее значимых сферах экономики приведены на рис.
11.6 - 11.8. Инвестиции в новые проекты будут в основном
осуществляться на условиях проектного финансирования, то есть под
обеспечение финансовых потоков, генерируемых самим проектом.
Реализация программ энергоресурсосбережения, осуществляемых в
производственной, бюджетной и жилищной сферах за счет привлеченных
средств, проводится с использованием механизма финансирования, с
привлечением заемных средств (бюджетов, банков и частных
инвесторов), последующий возврат которых осуществляется за счет
экономии финансовых ресурсов, обусловленной снижением
энергопотребления до уровня, компенсирующего затраты на реализацию
проекта.
В производственной сфере использование механизма проектного
финансирования (рис. 11.6) предполагает выполнение следующих
этапов:
- представление предприятиями в энергосервисные организации
заявок на проектное финансирование;
- проведение энергетических обследований предприятий
(энергоаудит);
- разработка комплекса мероприятий по энергосбережению с
расчетом необходимого объема финансирования проекта, сроков его
реализации, окупаемости с учетом возможных эффектов от
энергосбережения, конкретных технико - экономических показателей
энергосберегающего оборудования, существующей законодательной базы
по возможным льготам.
По мере реализации проекта предприятие перечисляет в
энергосервисную организацию необходимые для погашения кредита
средства, аккумулируемые предприятием за счет экономии
энергоресурсов.
Механизм реализации финансирования в бюджетной (рис. 11.7) и
жилищной (рис. 11.8) сферах предполагает аналогичную схему
осуществления мероприятий по установке приборов учета и
регулирования потребления энергоресурсов и реализации других
энергосберегающих мероприятий.
----------------¬
- - - - - - - - - - -¦ Республика, ¦- - - - - - - - - - ¬
Гарантии ¦ город ¦ Соглашение о
¦ L-------T-------- социально - ¦
¦ экономическом
¦ ¦ сотрудничестве ¦
¦
¦ ¦ Расчеты за ¦
\/ ¦ энергоресурсы
-------------¬Инвестиции--------+-------¬ по показаниям ¦
¦ Инвестор +--------->¦Энергосервисный¦ приборов
¦ ¦<---------+ центр +--------¬ ¦
L------------- Средства L--T----------T-- \/
погашения ¦ /\ -----------------¬ ¦
¦ ¦ ¦ ¦Энергоснабжающая¦
---------------- ¦ ¦ организация ¦ ¦
¦ ¦ ¦ L-------T---------
¦ Оплата за¦ Энерго - ¦ ¦
Расчеты ¦ потребляемые¦ ¦сервисные ¦Энерго-
¦ энергоресурсы¦ \/услуги ¦ресурсы ¦
¦ ¦ - - - - - - -¦- - - - - - - -¬
\/ ¦ Проект \/ \/
-------------¬ -+-+--------------------------¬ ¦
¦ Подрядчики + - - - - - - - - >¦ Предприятие + -
¦ ¦Установка приборов¦ (заказчик) ¦
L------------- учета и L------------------------------
энергосберегающего
оборудования
Обозначения:
финансовые потоки -------------->
договоры, контракты и гарантии - - - - - - - >
Энергосервисный центр организует:
- энергообследование;
- проектное финансирование энергосберегающих мероприятий;
- управляет энергопотреблением в зданиях;
- в течение срока реализации проекта обучает персонал
предприятия эксплуатации энергосберегающего оборудования.
Рис. 11.6. Схема проектного финансирования энергосбережения
в производственной сфере
----------------¬
- - - -+ Республика ¦
L-------T--------
Гарантии ¦ ¦ Средства на
- - - - - - - - \/ установку приборов
----------------¬
¦ - - + Город +---------¬ Бюджетные
Гарантии L-------T-------- ¦ платежи
¦ - - - - - - - ¦ Средства на L--------¬
¦ установку ¦
\/ \/ \/ приборов \/
-----------¬ Инвестиции ----------------¬ Платежи за -----------¬
¦ +----------->¦ ¦энергоресурсы¦ ¦
¦ Инвестор ¦ Гарантии ¦Энергосервисный¦ по нормам ¦ Заказчик ¦
¦ ¦< - - - - - + центр ¦<------------+ ¦
¦ ¦<-----------+ ¦<- - - - - - + ¦
L----------- Возврат L-T---------T--T- Заказ на L-----------
средств ¦ ¦ проект
¦ ¦ L-----¬
¦ ¦ Платежи по
------------- L - -¬ \/ приборам учета
¦ Расчеты -----------------¬
¦ Энергосервисные¦ ¦Энергоснабжающая¦
¦ услуги ¦ организация ¦
¦ ¦ L----T------------
\/ \/ ¦Энергоресурсы
-------------¬ Установка - - - -¦- - - - - ¬
¦ Подрядчики ¦ счетчиков и \/ Проект
¦ + ¬ энеросберегающего --+---------------¬ ¦
L------------- оборудования ¦ Объекты + -
L - - - - - - - - ->¦ бюджетной сферы ¦
L------------------
Обозначения:
финансовые потоки -------------->
договоры, контракты и гарантии - - - - - - - >
Энергосервисный центр организует:
- энергообследование;
- проектное финансирование энергосберегающих мероприятий;
- управляет энергопотреблением в зданиях;
- в течение срока реализации проекта обучает персонал
предприятия эксплуатации энергосберегающего оборудования.
Рис. 11.7. Схема проектного финансирования энергосбережения
в бюджетной сфере
----------------¬
¦ Республика, ¦
¦ город ¦
L-------T--------
¦ 1. Гарантии
¦ 2. Бюджетные средства
¦ 3. Дотации
\/
-----------¬Инвестиции----------------¬ -----------¬
¦ +--------->¦ ¦ ¦ ¦
¦ Инвестор ¦ Гарантии ¦Энергосервисный¦ Экономия ¦ Инвестор ¦
¦ ¦< - - - - + центр ¦<----------+ ¦
¦ ¦<---------+ ¦ ¦ ¦
L----------- Средства L-T---------T---- LT----------
погашения ¦ -------- /\
¦ ¦ ¦ Оплата за ¦
¦ ¦ энерго- ¦
-------------- ¦ \/ ресурсы ¦
¦ Услуги -----------------¬ ¦
Расчеты ¦ населению ¦ ¦Энергоснабжающая¦ ¦ Платежи
¦ ¦ организация ¦ ¦
¦ ¦ L----T------------ ¦
¦ Энергоресурсы ¦
\/ \/ \/ ¦
-------------¬ Установка ------------------------+-----¬
¦ Подрядчики ¦ приборов ¦ Предприятие ¦
¦ + - - - - - - ->¦ (заказчик) ¦
L------------- L------------------------------
Обозначения:
финансовые потоки -------------->
договоры, контракты и гарантии - - - - - - - >
Энергосервисный центр привлекает:
- финансовые средства;
- выступает заказчиком при установке энергосберегающего
оборудования и его обслуживании;
- управляет энергопотреблением в зданиях (эксплуатирует
энергосберегающее оборудование).
Рис. 11.8. Схема проектного финансирования энергосбережения
в жилищной сфере
Основным элементом рассмотренных выше схем проектного
финансирования является Энергосервисный центр [29].
Энергосервисный центр является коммунальным унитарным
предприятием, деятельность которого направлена на реализацию
организационных, производственных, технических и экономических
мер, энергосбережения и эффективного использования энергетических
ресурсов на предприятиях, организациях и в ЖКХ за счет разработки
и внедрения в практику новых методов финансирования и привлечения
внебюджетных средств в энергоресурсосбережение.
Центр оказывает предприятиям и организациям услуги по
энергоаудиту, участвует в финансировании и реализации
энергоэффективных проектов, в соответствии с договорами управляет
энергопотреблением на объектах, в целях возврата вложенных средств
за счет получаемой экономии энергии.
С целью реализации энергоэффективных проектов Центр использует
метод проектного финансирования энергосбережения, который
включает:
- проведение комплекса работ по подготовке и отбору
энергоэффективных проектов, включая энергоаудит, техническую и
экономическую оценку, подготовку тендерной финансовой
документации, необходимые согласования для финансирования;
- осуществление работ по монтажу и сервисному обслуживанию
установленного энергосберегающего оборудования;
- управление потреблением энергии;
- измерение потребляемых тепла, газа, воды и проведение
расчетов с энергосберегающими организациями.
В целях мобилизации всех источников формирования финансовых
средств для реализации программ энергоресурсосбережения Центр
осуществляет:
- консолидацию средств, предусмотренных на
энергоресурсосбережение в бюджетах различных уровней;
- привлечение в сферу энергоресурсосбережения города
внебюджетных источников финансирования;
- аккумулирование средств, получаемых от экономии
энергоресурсов в результате реализации энергосберегающих программ,
проектов, мероприятий, в части, финансируемой за счет
государственных средств.
В целях решения возложенных на него задач Центр осуществляет:
- сбор и накопление информации об энергосберегающих
технологиях, о производителях необходимого оборудования и условиях
его поставки;
- содействие развитию предприятий города, производящих
энергоресурсосберегающее оборудование, и организаций,
осуществляющих его монтаж и эксплуатацию, при необходимости
организацию производства на предприятиях города энергосберегающей
техники и ее реализацию;
- поддержку населения города в финансировании мер
энергоресурсосбережения и рационального потребления
энергоресурсов;
- оказание консалтинговых, маркетинговых и информационных
услуг, а также услуг по техническому и управленческому
проектированию, бухгалтерскому и финансовому менеджменту;
- внесение предложений по развитию и совершенствованию системы
реализации энергоресурсосберегающих проектов, а также модернизации
действующей в городе системы стимулирования
энергоресурсосбережения.
Средства Центра являются коммунальной собственностью и
формируются за счет:
- консолидации средств, предусмотренных для финансирования
программ энергоресурсосбережения в соответствии с постановлениями
Правительства УР;
- скидок с тарифов на энергоресурсы в соответствии с
Федеральным законом от 3 апреля 1996 года 28-ФЗ "Об
энергосбережении";
- прибыли от хозяйственной деятельности Центра, учрежденных им
предприятий и организаций;
- целевых кредитов под гарантии Правительства Удмуртской
Республики и администрации города в пределах их компетенции;
- иных источников в соответствии с действующим
законодательством и постановлениями Правительства Удмуртской
Республики и администрации города.
Средства Центра расходуются на следующие цели:
- установка приборов учета и регулирования потребления воды и
энергоресурсов в жилищном фонде и организациях бюджетной сферы;
- реализация энергоресурсосберегающих мероприятий на объектах
жилищно - коммунального хозяйства и в организациях бюджетной
сферы;
- производство, проектирование, монтаж и эксплуатация
энергоресурсосберегающего оборудования;
- развитие производственной базы предприятий, производящих,
устанавливающих и эксплуатирующих энергоресурсосберегающее
оборудование;
- разработка и создание эффективного механизма реализации
городской и республиканской программ энергоресурсосбережения;
- внедрение различных форм инвестирования в
энергоресурсосбережение;
- финансирование разработки и освоения прогрессивных
технологий и методов энергоресурсосбережения;
- поддержка населения в финансировании
энергоресурсосберегающих мер, приобретении и установке
индивидуальных и коллективных приборов учета и регулирования
потребления воды и энергоресурсов.
Выводы:
1. Эффективность инвестиций в развитие ТЭК и энергосбережение,
обусловленная только экономией ТЭР, к 2010 году может составить
73%, а средняя эффективность - более 45%.
2. В реализации программ энергоресурсосбережения большую роль
играют малые и средние фирмы, реализующие свои услуги по
производству, проектированию, монтажу, эксплуатации
энергосберегающего оборудования и другие услуги в различных сферах
экономики через Энергосервисный центр и его дочерние предприятия.
12. РАЗРАБОТКА СИСТЕМЫ УЧЕТА И РЕГУЛИРОВАНИЯ
ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭНЕРГИИ
12.1. Анализ состояния приборного учета ТЭР и АСКУЭ в УР
12.1.1. Учет электрической энергии
По данным электроснабжающих организаций приборным учетом
оснащены практически все электроснабжающие и электропотребляющие
организации, с которыми производятся денежные расчеты. Имеет место
отсутствие приборов учета у населения и мелких потребителей, с
которыми расчет производится по установленной мощности, но это
составляет менее 1% от всей потребленной электроэнергии.
Количество потребителей среди населения, не имеющих приборного
учета, в г. Ижевске составляет 6,9%, максимальный процент в г.
Глазове - 20%.
Для измерения и учета расхода электроэнергии применяются
индукционные и электронные одно- и трехфазные счетчики
электроэнергии.
Общее количество счетчиков электроэнергии, находящихся в
эксплуатации, определить невозможно, т.к. централизованный
контроль отсутствует, но оценить можно на основании данных
Ижевских электрических сетей (однофазных - 175317 шт., трехфазных
- 8570 шт.) и других электроснабжающих организаций, примерно в 600
тыс. штук однофазных и 40 тыс. шт. трехфазных.
В основном в эксплуатации находятся индукционные счетчики типа
САЗУ - И67 (i) и СО (ЛЭМЗ г. С. - Петербург). В последние 10 лет
индукционные счетчики стали заменяться более современными
электронными счетчиками.
В настоящее время в эксплуатации находятся следующие типы
счетчиков электроэнергии: САЗУ - И67 (i), СО (ЛЭМЗ, г. С. -
Петербург), СА-3, СА-4 (АО "Росток", г. Киев), СТИ - ТЗ (i) (АОЗТ
"Искра - Урал", г. Екатеринбург), Ф 6870, ЦЭ 6803 (ПО "Квант", г.
Невиномыск), Ф443 А (ВЗЭТ, г. Вильнюс), ПСЧ - 3 (Асс "ЭНЭЛЭКО", г.
Рязань), СЭТ-4 (МЭТЗ, г. Мытищи), Альфа (СП ААБ ВЭИ "Метроника",
г. Москва), ЭЭ 8501 (МНПП "Электроприбор", г. Витебск). В
последнее время появилось большое количество организаций,
занимающихся разработкой и освоением производства коммерческих
электросчетчиков. Для большинства из них эти разработки ведутся
впервые, специфика учета электроэнергии ими не вполне усвоена и не
всегда в полной мере учитывается при создании новых приборов. Так
как существующая система ГОСТов по созданию приборов учета
электроэнергии не охватывает всех параметров приборов, а
перспективы создания новых тарифных систем, как правило, не в
полной мере известны заказчикам, то зачастую технические задания
(ТЗ) на разработку новых приборов содержат низкие требования по
качеству и долговечности.
В предстоящее десятилетие ожидается массовая замена счетчиков
электроэнергии, это связано с тем, что существующий парк счетчиков
морально и физически устарел, особенно в бытовом секторе
(население). В соответствии с ГОСТ 6570-96 выпуск счетчиков
электрической энергии класса точности 2,5 запрещен с 1 июля 1997
года, при этом решением НТК Госстандарта России по метрологии и
измерительной технике от 1 июня 1999 года указанные приборы не
подлежат поверке и должны быть последовательно заменены
современными счетчиками класса точности 2,0. Проведение этой
замены планируется в течение 16 лет начиная с 2001 года. Основным
фактором, определяющим отказы или недоучет электроэнергии
индукционными счетчиками в процессе эксплуатации, является износ
опорно - счетного механизма в результате накопления дефектов в
процессе трения. Статистика, имеющаяся в любой электроснабжающей
организации, показывает, что индукционный счетчик, находящийся в
эксплуатации 15 - 20 лет, занижает реальное потребление
электроэнергии на 12 - 17% с единичными выбросами до 30 - 40%. Из
всего объема потерь электроэнергии в Удмуртской Республике,
равного 822 млн. кВт.ч в год, не менее 100 млн. кВт.ч теряется
из-за несовершенства приборов учета и их износа.
Следующая проблема состоит в том, что существующий парк
приборов не отвечает требованиям многотарифной дифференцированной
системы оплаты и характеризуется отсутствием технической
возможности подключения этих счетчиков к автоматизированным
системам.
Наметилась тенденция замены устаревших механических счетчиков
на простые электронные, но без поддержки автоматизированного
учета. Это не оправдано: в настоящее время просто недопустимо
устанавливать приборы, не поддерживающие один из стандартных
каналов связи (RS 485 или смарт - карта). Косвенно этот факт был
подтвержден приказом РАО "ЕЭС России" N 432 от 7 февраля 2000
года, в котором сказано о необходимости установки счетчиков,
обладающих возможностью автоматизированного учета.
В настоящее время в России выпускаются различные
микропроцессорные многотарифные счетчики электроэнергии. Доступны
как однофазные счетчики для применения в бытовом секторе, так и
трехфазные (непосредственного и трансформаторного включения).
В основном все они имеют (или должны иметь) следующие
характеристики:
- класс точности 0,2 - 1,0 для использования в промышленной
сфере, 1,0 - 2,0 - в быту и мелкомоторном секторе экономики;
- внутренние энергонезависимые часы реального времени;
- многотарифность, обеспечивающую, как минимум, 3 тарифные
зоны;
- фиксирование мощности, интегрируемой на заданном интервале;
- интерфейс для программирования и чтения данных RS-485
(использование интерфейса RS-232 нежелательно, т.к. он не сетевой,
не позволяет работать с группой счетчиков на одной линии связи);
- жидкокристальный многофункциональный индикатор для
отображения данных;
- внутреннюю энергонезависимую электронную память для
сохранения показаний энергопотребления;
- функции управления нагрузкой (отключение потребителя,
ограничение нагрузки).
12.1.2. Учет тепловой энергии
После появления Федерального закона "Об энергосбережении" N
28-ФЗ от 3 апреля 1996 года, где в ст. 11 указано, что "весь объем
добываемых, производимых, перерабатываемых, транспортируемых,
хранимых и потребляемых энергетических ресурсов с 2000 года
подлежит обязательному учету", работа по установке приборов учета
в Удмуртской Республике активизировалась. В настоящее время
приборным учетом охвачено 10 - 30% энергоресурсов (точных данных в
УР нет), особенно плохо обстоят дела в сельской местности, а учет
в бытовом секторе практически отсутствует.
В большинстве случаев предприятия решают эти вопросы
самостоятельно. Уже в начале пути (в отличие от учета
электроэнергии) отсутствует четкая техническая политика внедрения
приборов учета.
Появляется довольно широкий спектр приборов, но некоторые из
них уже сейчас не отвечают требованиям сегодняшнего дня, т.е. не
учитывают сложные тарифы и не способны интегрироваться в единую
автоматизированную систему.
Наиболее распространенные приборы типа КСТ-В, ТСК-4М, СПТ- 941,
универсальный, многофункциональный прибор "ТЭКОН", ВЭПС,
Метран-300 ВР, ЭРИС ВЛТ, ELKORA-S 25, Днепр-7.
12.1.3. Автоматизированная система учета и контроля энергии
В 80-х годах выбор типов АСКУЭ был невелик и определялся, в
основном, следующими отечественными системами:
- ИИСЭ (г. Вильнюс);
- ЦТ-500 (г. Киев).
Системы класса ИИСЭ, разрабатываемые и серийно выпускаемые в
течение 1983 - 1992 годов, нашли широкое применение на
промышленных предприятиях, транспорте и энергоснабжающих
организациях. Но из-за низкой эксплуатационной надежности,
отсутствия заменяемых элементов, неиерархичности, устаревшей
элементной базы, неудовлетворительных требований аппаратного и
программного единства информационных сетей ни одна внедренная
система не была метрологически аттестована и, более того,
практически не использовалась в технологических процессах.
С середины 90-х годов на промышленных предприятиях получил
наибольшее распространение комплекс технических средств КТС
"Энергия" (г. Пенза), а в энергосистеме - КТС "Сикон" (ИТФ
"Системы и технологии", г. Владимир), также внедряются и
эксплуатируются комплексы различных отечественных и зарубежных
изготовителей. На сегодняшний день ни одна система не прошла
метрологической аттестации и не является коммерческой. Главной
причиной такого положения дел является отсутствие в Удмуртской
Республике системного подхода к проблемам развития учета и
контроля ТЭР. Нет стройной, экономически обоснованной системы
коммерческого и технического учета производимых и потребляемых
ТЭР.
12.2. Актуальность проблемы
В настоящее время отсутствует концепция создания системы
учета, контроля и регулирования топливно - энергетических ресурсов
(ТЭР) в специфических условиях оптового и розничного рынков ТЭР,
не определены функции иерархических уровней управления
производства, передачи, распределения и потребления ТЭР.
В новых экономических условиях принципиальным является
создание оптового и розничного рынков ТЭР, распределение цены
между выработкой, передачей и распределением ТЭР, реализации ТЭР
по многоставочным и дифференцированным тарифам.
В новых условиях значительно изменилась вся структура
коммерческого и технического учета ТЭР, появилось множество новых
точек раздела между субъектами рынка, подлежащих коммерческому
учету, существенно расширились и усложнились функции контроля,
учета и управления производством, распределением и потреблением
ТЭР. Возросла актуальность создания полноценной единой
автоматизированной системы контроля и учета энергоресурсов
Удмуртской Республики (ЕАСКУЭ УР), а также информационно -
аналитических систем теплоснабжения (ИАСТС), электроснабжения
(ИАСЭС) и топливных ресурсов (ИАСТР).
Перечисленные системы учета ТЭР являются структурными
элементами более общей единой информационно - аналитической
системы учета топлива и энергии (ЕИАСУТЭ) (см. рис. 12.1).
Таким образом, ЕИАСУТЭ является связующим звеном АСКУЭ и
информационно - аналитических систем (ИАС). Здесь будет
осуществляться передача данных от одних систем к другим.
------------¬
¦ ЕИАСУТЭ ¦
L-T-------T--
¦ ¦ ----------¬
¦ +------------->¦ ИАСТС ¦
¦ ¦ L----------
-----------¬ ¦ ¦ ----------¬
¦ ЕАСКУЭ ¦<------------- +------------->¦ ИАСЭС ¦
L----------- ¦ L----------
¦ ----------¬
L------------->¦ ИАСТР ¦
L----------
Рис. 12.1. Структура информационно - аналитической
системы учета топлива и энергии
Переход к рыночным отношениям выявил существенные недостатки в
состоянии учета, которые характеризуются:
- отсутствием приборного учета твердого и жидкого топлива;
- крайне низкой оснащенностью приборным учетом тепловой
энергии и воды;
- низким классом точности измерительных трансформаторов тока и
напряжения в высоковольтной сети и невозможностью поверки и
определения их метрологических характеристик в условиях
эксплуатации;
- низким классом точности приборов учета ТЭР, их недостаточной
эксплуатационной надежностью;
- невозможностью включения существующего парка измерительных
приборов в автоматизированную систему (отсутствуют функции
хранения и передачи информации);
- невозможностью измерения коммерческих значений параметров
ТЭР, необходимых для использования в условиях функционирования
рынка (например, значение мощности электроэнергии на заданных
интервалах времени);
- архаичностью самой организации учета с ручным съемом
показаний приборов учета за календарный месяц, приводящий к
неодновременности снятия показаний счетчиков и, как следствие,
невозможностьи получения точного баланса по выработке и
потреблению ТЭР;
- свободным несанкционированным доступом к группам учета, что
провоцирует к хищениям и искажениям учета ТЭР;
- отсутствием автоматизированной связи между первичным учетом
энергии и финансово - расчетными системами на всех уровнях, что
снижает эффективность функционирования рынка;
- несовершенством существующих каналов связи, их низкой
надежностью и скоростью передачи информации;
- несовершенством существующих нормативных документов,
определяющих организационные аспекты учета;
- отсутствием технической и экономической политики в создании
единого информационного пространства производства и потребления
ТЭР.
Перечисленные факторы требуют дальнейшего совершенствования
организации учета ТЭР, технического переоснащения систем учета и
коммерческих центров, больших капитальных затрат, длительного
времени реализации.
Однако поскольку работы по созданию АСКУЭ энергоснабжающих и
промышленных предприятий ведутся в УР уже достаточно длительное
время (первые системы появились в 1985 году), имеются все
предпосылки к тому, чтобы в сравнительно сжатые сроки создать
многоуровневую, иерархическую ЕАСКУЭ УР, увязав ее с финансово -
расчетными системами.
ЕИАСУТЭ, являясь системой сбора и обработки информации по
топливно - энергетическим ресурсам, позволит оперативно составлять
и анализировать соответствующие балансы ТЭР как отдельных
потребителей, так и районов, городов и Удмуртии в целом и (самое
главное) должна стимулировать экономию ТЭР во всех отраслях
народного хозяйства Удмуртской Республики.
12.3. Цель создания и назначение ЕАСКУЭ УР
Основными целями учета ТЭР в хозяйстве Удмуртской Республики
являются определение объемов их добычи, производства,
распределения и потребления, а также получение исходной информации
для решения целевого ряда коммерческих, экономических и
технических задач.
Как известно, процесс производства электрической и тепловой
энергии характеризуется непрерывностью во времени и осуществляется
одновременно с процессом их потребления. Для производства
электрической и тепловой энергии энергоснабжающие организации
должны предварительно вкладывать средства в покупку топлива и
обеспечить готовность оборудования к выработке и передаче
требуемого потребителями объема и качества энергии. Это требует
решения проблемы своевременной и точной организации взаиморасчетов
за энергию.
Чтобы максимально приблизиться к идеальной форме взаимных
расчетов между энергоснабжающими организациями и потребителями
должны применятся современные метрологически аттестованные
автоматизированные системы контроля и учета энергии (АСКУЭ),
связанные с финансово - расчетными системами.
Другой задачей АСКУЭ является осуществление с ее помощью
целенаправленного регулирования режимов энергопотребления в целях
обеспечения надежного энергоснабжения, рационального
энергопотребления и энергосбережения.
Конечным результатом внедрения ЕАСКУЭ является повышение
эффективности использования топливно - энергетических ресурсов и
последовательная реализация потенциала энергосбережения, снижение
технических и коммерческих потерь, ускорение процесса платежей, а
также увеличение прибыли от реализации электрической и тепловой
энергии.
Интеграция ЕАСКУЭ с вычислительными информационными сетями
промышленных предприятий, организаций и энергоснабжающих компаний
важна по следующим причинам:
- горизонтальная интеграция (по источникам энергии) дает
возможность создания и ведения контролирующими и управляющими
органами (в соответствии с Федеральным законом "Об
энергосбережении") сводных, инструментально подтвержденных
топливно - энергетических балансов;
- вертикальная интеграция в АСУ предприятия позволяет решать
задачи учета производства, потребления ТЭР и энергосбережения
комплексно, увязывая промежуточные и конечные цели.
Вертикальная интеграция с коммерческими сегментами локальных
сетей Энергосбыта необходима для передачи энергосбытовым
организациям достоверной информации с целью учета и контроля
энергопотребления.
Интегрированная АСКУЭ наиболее эффективна для энергоемких
производств, к которым относятся большинство предприятий ТЭК,
химической, металлургической промышленности и строительной
индустрии.
12.4. Требование к ЕАСКУЭ УР
Единая автоматизированная система контроля и учета
энергоресурсов должна отвечать следующим требованиям:
- создаваться путем интегрирования локальных АСКУЭ
предприятий;
- средства измерения и управления энергообъектами должны иметь
уровень технического исполнения, соответствующий техническому
уровню самих энергообъектов;
- срок эксплуатации должен быть сравним со сроком эксплуатации
основных энергообъектов;
- допускать сопровождение, исправление ошибок, глубокую
модификацию и развитие;
- измеренная величина должна использоваться во всех
технических, экономических и финансовых расчетах без ее повторного
ввода;
- исходной информацией должны служить данные, получаемые от
счетчиков энергии в цифровом виде;
- цифровые приборы учета должны дистанционно считывать и
записывать информацию, реализовывать различные алгоритмы учета,
т.е. тарифные расписания;
- обеспечивать сбор и оперативную передачу по различным
каналам связи (проводную, беспроводную) абонентам необходимого
объема данных для оперативного контроля и коммерческих расчетов
потребления энергии по тарифам любой сложности;
- использовать для учета одни и те же комплексы технических
средств;
- информация должна быть привязана к единому астрономическому
времени и обеспечивать единые временные срезы измеряемых и
вычисляемых данных по системе в целом;
- сбор, обработка, накопление, хранение, отображение и
передача информации должны осуществляться с помощью метрологически
аттестованных защищенных от несанкционированного доступа и
сертифицированных для коммерческих расчетов устройств и систем;
- объем обмена данными между уровнями определяется
потребностями вышестоящего, но не должна быть закрыта возможность
запроса любых требуемых и согласованных данных;
- администрирование (обслуживание) базы данных должно
поддерживаться соответствующими программами, обеспечивающими
эффективный контроль за полнотой и достоверностью принятой
информации, определяющими сроки обновления и хранения данных;
- программное обеспечение обслуживания базы данных должно:
- отвечать требованиям приема и обработки информации от
разнотипных систем первичного сбора (нижестоящего уровня) и
приведения их к единой форме;
- обеспечивать выдачу информации в виде свободно генерируемых
отчетов;
- быть пригодным для установки на разных уровнях управления
центров обработки информации.
12.5. Требования к структуре и основные функции системы
Структура ЕИАСУТЭ должна соответствовать современной структуре
управления финансами в рыночных условиях (см. рис. 12.2).
--------------------------------------------------------------------¬
\/ ¦
---------------¬ ----------------¬ --------------¬ ---------------¬ ¦
--+Оптовый рынок +->¦Топливоснабжаю-+->¦Предприятия -¦ ¦Центр обработ-+--¬ ¦
¦ ¦энергоресурсов+-¬¦щие организации¦ ¦ потребители +->¦ки платежей ¦ \/ ¦
¦ L--------------- ¦L--------------T- L------T------- L--------------------¬¦
¦ L--¬ ¦ /\ ¦ /\ ¦Банꦦ
¦ ---------------¬ ¦ L----+--¬ ¦ ¦ ¦ +-
¦ ¦ ТЭЦ ¦ \/ ------ \/ \/ ¦ L-----
+>¦ +->---------------+¬ --------------¬ --------+------¬ /\
¦ L--------------- ¦Энергоснабжаю- ¦ ¦ Население, +->¦ Пункт приема ¦ ¦
¦ ¦щие организации+->¦ соц. сфера ¦ ¦ платежей +----
¦ ---------------¬ L---------------- L-------------- L---------------
¦ ¦ Котельные ¦ /\
L>¦ +-----
L---------------
Рис. 12.2. Структура ЕИАСУТЭ
Источники энергоресурсов могут также иметь непосредственно
связь с потребителями, минуя топливо- и энергоснабжающие
организации. Центры обработки платежей могут иметь место в составе
любой организации, поставляющей энергоресурсы.
Основными уровнями, на которых осуществляется сбор и обработка
информации о ТЭР, должны являться предприятия
топливоводоэнергоснабжения и потребления, а также пункты приема
платежей.
Автоматизация коммерческого и технического учета ТЭР в
различных сферах народного хозяйства должна рассматриваться в
рамках единой сети топливоэнергоконтроля УР. При таком подходе
обеспечивается единство технической информационной базы измерений,
совместимость всех средств автоматизации и связи. Благодаря чему
достигается высокая эффективность функционирования сети в целом
при снижении затрат на ее реализацию по сравнению с затратами при
бессистемном фрагментарном создании автоматизированного учета по
отдельным видам ресурсов.
Все структурные подразделения должны иметь обратную связь.
Система должна строиться как многоуровневая, основными
уровнями являются:
- первичные датчики (счетчики) выработки, поступления,
потребления ТЭР;
- предприятия;
- муниципальные образования;
- республиканский уровень;
- федеральный уровень.
На муниципальных, республиканском и федеральном уровнях власти
должны организовываться центры сбора и обработки информации.
Структура АСКУЭ промышленных предприятий может также быть
многоуровневой (уровни цехов, отделов и др. объектов), что
определяется спецификой данного предприятия.
Уровни по территориальному (административному) признаку и по
функциональному (отраслевому) признаку должны быть взаимоувязаны.
Основные функции системы и их взаимосвязь показаны на рис.
12.3.
----------------------------------¬
¦ Документы: ¦
¦ нормативно - правовые ¦
+---¬ нормативно - методические ¦
¦ 1 ¦ нормативно - технические ¦
L---+-T----------T----------T------
------------ ¦ L-----------¬
\/ \/ \/
------------------------¬ ---------------¬ ------------------------¬
¦ Технологические ¦<-+ Обработать+->¦ Выставить счет, ¦
+---¬функции, управление¦ +---¬информацию¦ +---¬обработать платежи,¦
¦ 4 ¦ и оптимизация ¦ ¦ 3 ¦ ¦ ¦ 5 ¦ провести расчеты ¦
L---+-------------------- L---+------T---- L---+------T-------------
/\ L-----¬ -------
---------- \/ \/
--------+------¬ -------------------¬
¦ Собрать ¦ ¦ Анализ, прогноз,¦
+---¬информацию¦ +---¬планирование ¦
¦ 2 ¦ ¦ ¦ 6 ¦ ¦
L---+----------- L---+---------------
Рис. 12.3
Поясним каждую функцию:
1. Требования, прописанные в указанных документах,
закладываются в алгоритм решения задач.
2. Сбор информации о производстве, потреблении и
транспортировке ТЭР от первичных датчиков (счетчиков) с помощью:
- всех видов связи (проводные, беспроводные);
- специальных электронных карт;
- бумажной технологии (со временем должна исчезнуть).
Первичные датчики должны выполнять функцию хранения
информации.
3. Обработка информации должна производится на всех уровнях
системы по заданным алгоритмам решаемых задач, в т.ч. и в
некоторых первичных датчиках (счетчиках).
4. Использование первичной информации с целью:
- управления технологическими процессами на предприятиях;
- управления и регулирования выработкой, потреблением и
транспортировкой ТЭР;
- оптимизации режимов выработки, потребления и транспортировки
ТЭР.
Данная функция выполняется на уровне предприятий (второй
уровень).
5. Информация, представленная в физических величинах,
переводится в денежные величины, и производятся денежные и
банковские операции. Представленная функция также выполняется на
третьем и выше уровнях, а также на предприятиях, где имеются
субабоненты, рассчитывающиеся непосредственно с предприятием.
6. Анализ, прогноз и планирование производства, потребления и
транспортировки ТЭР производятся на всех уровнях.
Возможности ЕАСКУЭ.
- автоматическое измерение и регистрация параметров и объемов
вырабатываемой тепловой и электрической энергии, удельных расходов
энергоносителей;
- прогнозирование выработки и потерь тепловой энергии;
- управление графиком нагрузок, отключение неисправного
оборудования и оптимизация использования топлива в
энергоустановках;
- дистанционное управление удаленными объектами;
- обнаружение несанкционированного вмешательства в работу
оборудования и предотвращение хищения материальных ценностей;
- осуществление контроля и управления экономичными режимами
энергопотребления;
- контроль за состоянием платежей;
- автоматизация всех расчетов с предоставлением информации в
виде таблиц, графиков, мнемосхем и согласованных отчетных форм
часовых, суточных, месячных и годовых показателей
(автоматизированный документооборот) для:
- коммерческих расчетов;
- составления полных балансов по субъектам рынка;
- статистической отчетности, прогнозирования, расчета режимов
производства и потребления;
- определения стоимостных показателей;
- оперативной ежесуточной информации для контроля соблюдения
договорных условий между субъектами рынка (для потребителей -
релуляторов).
12.6. Информационно - аналитические системы
Информационно - аналитические системы (ИАС) должны иметь
следующие базовые возможности:
- построение электронных схем тепловых, электрических сетей
разных уровней с привязкой к графическим объектам различной
информации;
- хранение и анализ информации о производстве и потреблении
тепловой, электрической энергии, топливных ресурсов;
- подготовка оптимальных управленческих и технологических
решений с целью экономии ТЭР;
- комплексная аналитическая обработка данных с целью выявления
неэкономично работающих участников рынка ТЭР;
- прогнозирование возможных вариантов развития ТЭК.
Для функционирования ИАС необходима их связь с системой АСКУЭ,
а именно: информация из ЕАСКУЭ должна поступать в ИАСТС, ИАСЭС,
ИАСТР, где и будет осуществляться аналитическая обработка
поступающей информации.
Рассмотрим на примере ИАСТС принципы построения ИАС.
Функционирование ИАСТС основано на едином информационном
пространстве, границами которого являются, с одной стороны,
производители, с другой стороны - потребители тепловой энергии.
Информационно - аналитическая система теплоснабжения является
основой для проведения учета потерь тепловых сетей, потребления
тепловой энергии как отдельных квартир, зданий, предприятий и
организаций, так и административных центров в целом, составления
энергетических паспортов объектов теплопотребления, а также
представляет собой информационное обеспечение для принятия
управленческих решений по оптимизации работы теплоисточников и
поиска резервов экономии тепловых ресурсов в различных ситуациях.
Объектом изучения и анализа является иерархическая система
теплоснабжения, состоящая из трех уровней:
- первый уровень - сеть магистральных теплопроводов между
теплоисточниками и центральными тепловыми пунктами (ЦТП);
- второй уровень - коммунальные тепловые сети между ЦТП и
зданиями и сооружениями, являющимися потребителями тепловой
энергии;
- третий уровень - тепловые сети внутри зданий и сооружений.
Система может быть использована в качестве информационно -
аналитической базы при проведении реформы жилищно - коммунального
хозяйства в организациях, отвечающих за эксплуатацию теплового
хозяйства административных центров (Министерство топлива,
энергетики и связи УР, администрации городов и районов, ОАО
"Удмуртэнерго", МП "Горкоммунтеплосети", Городское жилищное
управление), а также соответствующими службами районных
администраций и ЖЭУ.
Данная система позволяет поставить под контроль всех
потребителей тепловой энергии и осуществлять ее учет при
соблюдении закона сохранения энергии.
ИАСТС включает в себя следующие функциональные подсистемы:
1) графическую базу данных сети магистральных и
внутриквартальных теплопроводов, согласованную с топопланом
административной единицы;
2) графическую базу данных тепловых сетей внутри зданий и
сооружений, увязанную с планом здания или сооружения;
3) базу данных потребителей тепловой энергии;
4) справочную информацию, состоящую из следующих разделов:
тепловые пункты, нормы теплового потребления, теплоизоляция,
трубы, ограждающие конструкции, климатические данные регионов;
5) функциональный блок для ведения учета тепловой энергии и
определения возможных путей ее экономии.
Основные возможности ИАСТС:
1) инвентаризация теплового хозяйства;
2) подготовка оптимальных управленческих решений в штатных и
аварийных ситуациях с целью экономии тепловых ресурсов и
количественного учета потребления тепловой энергии отдельных
помещений, зданий, предприятий, организаций, административных
центров;
3) комплексная аналитическая обработка данных, анализ
фактического и нормативного состояния различных элементов системы
теплопотребления;
4) расчет тепловых потерь внутриквартальных тепловых сетей,
структуры тепловых потерь зданий и его отдельных помещений;
5) проектирование тепловой защиты зданий и расчет возможной
экономии тепловой энергии;
6) выявление неэкономично работающих участков тепловых сетей;
7) расчет аварийных режимов, в том числе при присоединении или
отключении потребителей, ветвей и отдельных участков сети.
Практическая эксплуатация данной системы позволит выработать
необходимый экономический механизм последовательного повышения
качества ограждающих конструкций зданий, с целью улучшения их
теплозащитных свойств, а также позволит дать технико -
экономическое обоснование различных вариантов реализации реформы
жилищно - коммунального хозяйства в части энергосбережения зданий.
Реализация информационно - аналитической системы
теплоснабжения городов и районов УР в полном объеме позволит
определить необходимые ресурсы (материальные, финансовые и т.д.),
а также сроки окупаемости, объемы экономии бюджета и
невосполняемых топливных ресурсов.
На основе ИАСТС может быть построена строго аналитическая
система адресной дотации бюджета единичным потребителям тепловой
энергии с учетом социальных норм жилья, расчетной и фактической
мощности тепловых приборов, расположения квартиры в доме и
состояния его ограждающих конструкций.
12.7. Инструментальное обеспечение
Для реализации структуры и функций ЕАСКУЭ УР должны
использоваться универсальные и специализированные
сертифицированные технические средства, внесенные в госреестр
измерительных приборов. Предпочтение следует отдавать
отечественному производству.
Должна применяться цифровая технология сбора и передачи
данных.
Необходимо предусматривать разные варианты передачи информации
от счетчика в систему:
- по каналам связи (проводным, беспроводным);
- передвижными комплексами с радиомодемом;
- с использованием пластиковых чиповых карт (в бытовом и
мелком непромышленном секторе).
Средства вычислительной техники и прикладное программное
обеспечение для центров обработки информации и пунктов приема
платежей должны отвечать всем требованиям стандартизации,
сертификации и метрологии.
12.8. Метрологическое обеспечение
Метрологическое обеспечение ЕАСКУЭ должно базироваться на:
- экспертизе технической документации;
- государственных приемочных испытаниях элементов системы;
- поверке системы и средств измерений, входящих в их состав;
- законодательных актах, стандартах и других нормативных
документах государственной системы обеспечения единства измерений;
- метрологической аттестации методик выполнения измерений;
- стандартных справочных данных о физических константах.
Программы государственных приемочных испытаний должны
позволять определять:
- метрологические характеристики системы;
- характеристики программного обеспечения, влияющие на
погрешность измерений;
- показатели, характеризующие надежность и стабильность
системы;
- степень защищенности системы от несанкционированного доступа
и сохранности накопленных данных при авариях и повреждениях.
12.9. Организация внедрения ЕИАСУТЭ
Для решения поставленных задач необходимо создать в Удмуртской
Республике инфраструктуру разработки, внедрения, эксплуатации и
пользования системой. Для этого требуется:
- централизация функций оперативного управления всеми
исследованиями и разработками на всех уровнях системы;
- при Правительстве УР создать центр с функциями координации
работ и методологического руководства, аналогичные центры создать
в административных районах и отраслях промышленности;
- программная организация выполнения всех работ, включая
разработку поэтапной процедуры решения стоящих задач;
- распределение функций и определение взаимосвязей между
отдельными участниками этого процесса;
- разработка единых технических и организационных требований
на создание системы всех уровней и контроль за их выполнением.
Выводы:
1. С целью получения достоверной, полной и своевременной
информации необходимо создание единой автоматизированной системы
учета ТЭР УР.
2. Необходимо создать при Министерстве топлива, энергетики и
связи информационно - аналитический центр с целью координации
работ по созданию ЕИАСУТЭ.
13. РАЗРАБОТКА ЭЛЕКТРОННЫХ СХЕМ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДОВ
И НАСЕЛЕННЫХ ПУНКТОВ УР
Создание электронной схемы тепловых сетей городов и населенных
пунктов продиктовано необходимостью формирования наглядной,
удобной в использовании информационно - аналитической системы.
Городское хозяйство - это сложная, разветвленная сеть
трубопроводов и систем, обеспечивающих их работу. Кроме того, эта
система постоянно расширяется и видоизменяется. Отслеживать эти
изменения - очень трудоемкая задача. В настоящее время гораздо
эффективнее ее решать с помощью компьютерных технологий.
Система теплоснабжения города (см. рис. 13.1) представляет
собой структуру, состоящую из трех уровней:
- первый уровень - сеть магистральных теплопроводов между
теплоисточниками и центральными тепловыми пунктами (см. рис.
13.2);
- второй уровень - сеть коммунальных тепловых сетей между ЦТП
и зданиями и сооружениями, являющимися потребителями тепловой
энергии (см. рис. 13.3);
- третий уровень - тепловые сети внутри зданий и сооружений.
Рис. 13.1. Схема теплоснабжения г. Ижевска <*>
Рис. 13.2 Схема теплоснабжения первого уровня <*>
Рис. 13.3. Схема теплоснабжения второго уровня <*>
--------------------------------
<*> Не приводится.
Система состоит из трех базовых подсистем.
Первая подсистема - схема магистральных трубопроводов.
Вторая подсистема - схема коммунальных теплопроводов.
Третья подсистема - база данных производителей и потребителей
тепловой энергии.
Возможности разработанной системы:
- оперативный доступ к каждой подсистеме и к структурному
элементу подсистемы;
- корректировка каждого структурного элемента системы;
- наращивание базы данных и введение в нее новых элементов;
- привязка необходимой информации к любому элементу тепловой
сети;
- увязка характеристик и исходных данных с математическими
моделями тепловых и гидравлических расчетов (оптимизация
параметров тепловой сети, согласование мощности теплоисточников,
работающих на единые тепловые сети с целью экономии тепловых
ресурсов).
Различные компоненты тепловой сети отображаются на электронной
схеме в виде геометрических объектов различных цветов:
- теплоисточники (ТЭЦ, котельные) отображены в виде полигона
голубого цвета;
- магистральные трубопроводы тепловой сети изображены линиями
зеленого, синего и красного цветов;
- тепловые колодцы нанесены в виде полигонов синего цвета;
- полигоном в комбинации розового и белого цветов изображены
центральные тепловые пункты;
- внутриквартальные трубопроводы тепловой сети изображены
тонкими линиями красного цвета;
- здания представлены в виде полигонов синего (жилые здания) и
зеленого (административные и прочие здания) цветов.
Относительно теплоисточников осуществлена привязка информации
(см. рис. 13.4):
- наименование теплоисточника;
- установленная мощность;
- наименование установленных котлов;
- год установки и номинальная производительность котлов.
К участкам трубопроводов тепловой сети привязана следующая
информация (см. рис. 13.5):
- идентификационный номер участка;
- идентификационный номер начального и конечного узла;
- тип участка (подающий или обратный трубопровод);
- протяженность и диаметр;
- коэффициент местного сопротивления;
- геодезическая отметка начального и конечного узла.
Графическая база данных тепловых сетей позволяет в
автоматическом режиме сопоставить план тепловых сетей и другие
тематические планы генерального плана населенного пункта.
Электронная схема тепловых сетей является составной частью
ИАСТС и позволяет эффективно решать многие задачи (см. п. 12.6)
централизованного теплоснабжения и энергосбережения городов и
населенных пунктов.
Рис. 13.4. Информация относительно теплоисточника <*>
Рис. 13.5. Информация относительно участка тепловой сети <*>
--------------------------------
<*> Не приводится.
Выводы:
1. Электронные схемы тепловых сетей городов и населенных
пунктов - удобный инструмент для решения многих задач
(инвентаризация, системный энергоаудит, оптимизация и т.д.),
связанных с теплоснабжением и энергосбережением.
2. Компьютерные технологии позволяют поставить под контроль
как производителей, так и потребителей тепла на основе закона
сохранения энергии.
14. СТРУКТУРА ДАННЫХ ТОПЛИВНО - ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО
КОМПЛЕКСА УР
14.1. База данных ТЭК региона
База данных ТЭК региона является трехуровневой системой.
Первый уровень данных содержит информацию о регионе, второй
уровень данных содержит информацию о субъектах региона (районах),
третий уровень содержит справочные данные. В состав операционных
таблиц входят данные первого и второго уровней. Первый уровень
данных включает:
- список регионов;
- динамику потребления ТЭР в регионе;
- потребление ТЭР в отраслях народного хозяйства региона;
- потенциал энергосбережения в отраслях народного хозяйства;
- объемы инвестиций в ТЭК;
- прогноз экономии ТЭР;
- динамические характеристики ТЭК региона;
- электронные схемы городов и населенных пунктов;
- характеристика электроснабжающих организаций;
- оборудование основных теплоэлектрических источников.
Таблица 14.1
Список регионов
----T--------------------------------T-----------T---------------¬
¦ N ¦ Наименование поля ¦ Описание ¦ Тип ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 1 ¦Ключ региона ¦ ¦ Счетчик ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 2 ¦Наименование региона ¦ ¦ Строка (20) ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 3 ¦Население ¦ тыс. чел. ¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 4 ¦Площадь ¦ кв. км ¦ Числовой ¦
L---+--------------------------------+-----------+----------------
Таблица 14.2
Динамика потребления ТЭР в регионе
----T--------------------------------T-----------T---------------¬
¦ N ¦ Наименование поля ¦ Описание ¦ Тип ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 1 ¦Ключ региона ¦ ¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 2 ¦Год ¦ год ¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 3 ¦Ключ ресурса ¦ ¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 4 ¦Наименование ТЭР <*> ¦ ¦ Look Up ¦
¦ ¦ ¦ ¦(таблица 14.16)¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 5 ¦Объем потребления ¦ млн т у.т.¦ Числовой ¦
L---+--------------------------------+-----------+----------------
--------------------------------
<*> Наименование ТЭР: газ природный, электроэнергия, уголь,
торф фрезерный, дизельное топливо, бензин автомобильный, керосин,
печное топливо (выбираются из справочника наименований ТЭР и
природных ресурсов).
Таблица 14.3
Потребление ТЭР в отраслях народного хозяйства региона
----T--------------------------------T-----------T---------------¬
¦ N ¦ Наименование поля ¦ Описание ¦ Тип ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 1 ¦Ключ региона ¦ ¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 2 ¦Наименование отрасли ¦ ¦ Строка (20) ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 3 ¦Объем потребления топлива ¦ млн т у.т.¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 4 ¦Объем потребления тепловой ¦ ¦ ¦
¦ ¦энергии ¦ тыс. Гкал ¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 5 ¦Объем потребления электроэнергии¦ млн кВт.ч ¦ Числовой ¦
L---+--------------------------------+-----------+----------------
Таблица 14.4
Потенциал энергосбережения в отрасли народного хозяйства
----T--------------------------------T-----------T---------------¬
¦ N ¦ Наименование поля ¦ Описание ¦ Тип ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 1 ¦Ключ региона ¦ ¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 2 ¦Наименование отрасли ¦ ¦ Строка (20) ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 3 ¦Потенциал экономии топлива ¦ млн т у.т.¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 4 ¦Потенциал экономии тепловой ¦ ¦ ¦
¦ ¦энергии ¦ тыс. Гкал ¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 5 ¦Потенциал экономии ¦ ¦ ¦
¦ ¦электроэнергии ¦ млн кВт.ч ¦ Числовой ¦
L---+--------------------------------+-----------+----------------
Таблица 14.5
Объемы инвестиций в ТЭК
----T--------------------------------T-----------T---------------¬
¦ N ¦ Наименование поля ¦ Описание ¦ Тип ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 1 ¦Ключ региона ¦ ¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 2 ¦Год ¦ ¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 3 ¦Минимальные ¦ млн долл. ¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 4 ¦Максимальные ¦ млн долл. ¦ Числовой ¦
L---+--------------------------------+-----------+----------------
Таблица 14.6
Прогноз экономии ТЭР
----T--------------------------------T-----------T---------------¬
¦ N ¦ Наименование поля ¦ Описание ¦ Тип ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 1 ¦Ключ региона ¦ ¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 2 ¦Год ¦ ¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 3 ¦Экономия топлива ¦ млн т у.т.¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 4 ¦Экономия тепловой энергии ¦ тыс. Гкал ¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 5 ¦Экономия электрической энергии ¦ млн кВт.ч ¦ Числовой ¦
L---+--------------------------------+-----------+----------------
Таблица 14.7
Динамические характеристики ТЭК региона
----T--------------------------------T-----------T---------------¬
¦ N ¦ Наименование поля ¦ Описание ¦ Тип ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 1 ¦Ключ региона ¦ ¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 2 ¦Год ¦ ¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 3 ¦Добыча нефти ¦ млн т ¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 4 ¦Производство топливного торфа ¦ млн т ¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 5 ¦Потребление топлива ¦тыс. т у.т.¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 6 ¦Потребление тепловой энергии ¦ тыс. Гкал ¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 7 ¦Потребление электроэнергии ¦ млн кВт.ч ¦ Числовой ¦
L---+--------------------------------+-----------+----------------
Таблица 14.8
Электронные схемы городов и населенных пунктов
----T--------------------------------T-----------T---------------¬
¦ N ¦ Наименование поля ¦ Описание ¦ Тип ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 1 ¦Ключ региона ¦ ¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 2 ¦Ключ привязки ¦ ¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 3 ¦Ключ участка трубопровода ¦ ¦ Счетчик ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 4 ¦Начальный узел ¦ ¦ Строка (20) ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 5 ¦Конечный узел ¦ ¦ Строка (20) ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 6 ¦Подающий / обратный ¦ ¦ Логический ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 7 ¦Длина ¦ м ¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 8 ¦Диаметр ¦ м ¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 9 ¦Перепад высот ¦ м ¦ Числовой ¦
L---+--------------------------------+-----------+----------------
Таблица 14.9
Характеристика электроснабжающих организаций
----T--------------------------------T-----------T---------------¬
¦ N ¦ Наименование поля ¦ Описание ¦ Тип ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 1 ¦Ключ региона ¦ ¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 2 ¦Наименование организации ¦ ¦ Строка (20) ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 3 ¦Показатель <*> ¦ ¦ Строка (20) ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 4 ¦Количество ¦ млн кВт.ч ¦ Числовой ¦
L---+--------------------------------+-----------+----------------
--------------------------------
<*> Показатель: поступление, полезный отпуск, потери.
Таблица 14.10
Оборудование основных теплоэлектрических источников
----T--------------------------------T-----------T---------------¬
¦ N ¦ Наименование поля ¦ Описание ¦ Тип ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 1 ¦Ключ региона ¦ ¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 2 ¦Ключ источника ¦ ¦ Счетчик ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 3 ¦Наименование источника ¦ ¦ Строка (20) ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 4 ¦Марка котла ¦ ¦ Строка (20) ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 5 ¦Год ввода в эксплуатацию ¦ год ¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 6 ¦Производительность ¦ Гкал/ч ¦ Числовой ¦
L---+--------------------------------+-----------+----------------
Второй уровень данных включает:
- список районов;
- природные ресурсы района;
- тепловые источники района;
- потребление ТЭР в районе;
- потребляемая мощность в районе.
Таблица 14.11
Список районов
----T--------------------------------T-----------T---------------¬
¦ N ¦ Наименование поля ¦ Описание ¦ Тип ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 1 ¦Ключ района ¦ ¦ Счетчик ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 2 ¦Наименование района ¦ ¦ Строка (20) ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 3 ¦Площадь района ¦ кв. км ¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 4 ¦Площадь насел. пунктов района ¦ кв. км ¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 5 ¦Количество котельных ¦ шт. ¦ Числовой ¦
L---+--------------------------------+-----------+----------------
Таблица 14.12
Природные ресурсы района
----T--------------------------------T-----------T---------------¬
¦ N ¦ Наименование поля ¦ Описание ¦ Тип ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 1 ¦Ключ района ¦ ¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 2 ¦Ключ ресурса ¦ ¦ Счетчик ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 3 ¦Наименование ресурса <*> ¦ ¦ Look Up ¦
¦ ¦ ¦ ¦(таблица 14.16)¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 4 ¦Количество ¦ млн т, ¦ Числовой ¦
¦ ¦ ¦тыс. куб. м¦ ¦
L---+--------------------------------+-----------+----------------
--------------------------------
<*> Наименование ресурса: запасы нефти, объем добычи нефти,
запасы торфа, объем добычи торфа, объем расчетной лесосеки, запасы
неделовой древесины, объем разработки неделовой древесины
(выбираются из справочника наименований ТЭР и природных ресурсов).
Таблица 14.13
Тепловые источники района
----T--------------------------------T-----------T---------------¬
¦ N ¦ Наименование поля ¦ Описание ¦ Тип ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 1 ¦Ключ района ¦ ¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 2 ¦Ключ источника ¦ ¦ Счетчик ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 3 ¦Адрес ¦ ¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 4 ¦Владелец (наименование ¦ ¦ Строка (20) ¦
¦ ¦хозяйства) ¦ ¦ ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 5 ¦Количество котлов ¦ шт. ¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 6 ¦Марка котла ¦ ¦ Строка (20) ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 7 ¦Суммарная мощность котлов ¦ Гкал/ч ¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 7 ¦Потребность ЖКХ ¦ Гкал/ч ¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 8 ¦Потребность производства ¦ Гкал/ч ¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 9 ¦Протяженность тепловой сети ¦ м ¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦10 ¦Площадь отапливаемых помещений ¦ кв. м ¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦11 ¦Основное топливо ¦ ¦ Строка (20) ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦12 ¦Годовая потребность в топливе ¦тыс. т у.т.¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦13 ¦Год ввода в эксплуатацию ¦ год ¦ Числовой ¦
L---+--------------------------------+-----------+----------------
Таблица 14.14
Потребление ТЭР в районе
----T--------------------------------T-----------T---------------¬
¦ N ¦ Наименование поля ¦ Описание ¦ Тип ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 1 ¦Ключ района ¦ ¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 2 ¦Ключ ТЭР ¦ ¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 3 ¦Наименование ТЭР <*> ¦ ¦ Look Up ¦
¦ ¦ ¦ ¦(таблица 14.16)¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 4 ¦Количество ¦ млн кВт.ч,¦ Числовой ¦
¦ ¦ ¦ Гкал, ¦ ¦
¦ ¦ ¦тыс. т у.т.¦ ¦
L---+--------------------------------+-----------+----------------
--------------------------------
<*> Наименования ТЭР выбираются из справочника наименований
ТЭР и природных ресурсов.
Таблица 14.15
Потребляемая в районе мощность
----T--------------------------------T-----------T---------------¬
¦ N ¦ Наименование поля ¦ Описание ¦ Тип ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 1 ¦Ключ района ¦ ¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 2 ¦Максимальная летняя ¦ млн кВт ¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 3 ¦Средняя летняя ¦ млн кВт ¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 4 ¦Максимальная зимняя ¦ млн кВт ¦ Числовой ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 5 ¦Средняя зимняя ¦ млн кВт ¦ Числовой ¦
L---+--------------------------------+-----------+----------------
Третий уровень включает:
- наименования ТЭР;
- наименование природных ресурсов.
Таблица 14.16
Наименования ТЭР и природных ресурсов
----T--------------------------------T-----------T---------------¬
¦ N ¦ Наименование поля ¦ Описание ¦ Тип ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 1 ¦Ключ ресурса ¦ ¦ Счетчик ¦
+---+--------------------------------+-----------+---------------+
¦ 2 ¦Наименование ¦ ¦ Строка (20) ¦
L---+--------------------------------+-----------+----------------
14.2. Топологическая основа
Топологическая основа УР была реализована в геоинформационной
системе MapInfo 4.1. Топологическая основа состоит из ряда слоев.
Идентификаторы и описание слоев представлены в таблице 14.17.
Таблица 14.17
Слои топологической основы
----T------------------T-----------------------------------------¬
¦ N ¦Идентификатор слоя¦ Описание ¦
+---+------------------+-----------------------------------------+
¦ 1 ¦RaionMap ¦Районы УР ¦
+---+------------------+-----------------------------------------+
¦ 2 ¦Citis ¦Районные центры ¦
+---+------------------+-----------------------------------------+
¦ 3 ¦IzhMap ¦Городская черта г. Ижевска ¦
+---+------------------+-----------------------------------------+
¦ 4 ¦SarapulMap ¦Городская черта г. Сарапула ¦
+---+------------------+-----------------------------------------+
¦ 5 ¦Seti ¦Электрические сети УР ¦
+---+------------------+-----------------------------------------+
¦ 6 ¦Substation ¦Слой тяговых электрических сетей ¦
+---+------------------+-----------------------------------------+
¦ 7 ¦IzhSeti ¦Слой тепловых сетей и теплоисточников ¦
¦ ¦ ¦г. Ижевска ¦
+---+------------------+-----------------------------------------+
¦ 8 ¦IzhTeplo ¦Слой ЦТП и ТК г. Ижевска ¦
+---+------------------+-----------------------------------------+
¦ 9 ¦SarapSeti ¦Слой тепловых сетей г. Сарапула ¦
+---+------------------+-----------------------------------------+
¦10 ¦SarapCTP ¦Слой ЦТП г. Сарапула ¦
+---+------------------+-----------------------------------------+
¦11 ¦SarapTK ¦Слой тепловых колодцев г. Сарапула ¦
+---+------------------+-----------------------------------------+
¦12 ¦Bumash ¦Слой внутриквартальных сетей микрорайона ¦
¦ ¦ ¦Буммаш г. Ижевска ¦
+---+------------------+-----------------------------------------+
¦13 ¦GasSeti ¦Слой газопроводов УР ¦
+---+------------------+-----------------------------------------+
¦14 ¦Oil ¦Слой нефтепроводов УР ¦
+---+------------------+-----------------------------------------+
¦15 ¦RiversMap ¦Слой рек УР ¦
+---+------------------+-----------------------------------------+
¦16 ¦RaskRaion ¦Слой для отображения информации из ¦
¦ ¦ ¦таблицы 14.12 ¦
L---+------------------+------------------------------------------
Выводы:
1. Разработана база данных ТЭК Удмуртской Республики.
2. Создана топологическая основа УР, реализованная в
геоинформационной системе MapInfo 4.1.
15. ИНФОРМАЦИОННОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПРОЕКТА
15.1. Назначение и состав информационно -
аналитической системы
Информационное обеспечение проекта основано на
информационно - аналитической системе "Учет и контроль потребления
ТЭР" (ИАС УКП ТЭР). Информационно - аналитическая система (ИАС)
представляет собой программный комплекс для учета и контроля
потребления энергоресурсов в районах и в Удмуртской Республике в
целом. Система позволяет осуществлять сбор, хранение, анализ и
визуализацию информации. Платформой ИАС является интерфейс (ядро
системы), определяющий взаимодействие между блоками системы. В
состав системы входят:
- интерфейс (ядро системы);
- база данных;
- топологическая основа региона;
- блок структурных запросов к базе данных;
- блок визуализации данных (отображение данных на диаграммах,
гистограммах, графиках);
- геоинформационная система (отображение данных на
топологической основе).
------------------¬ ------------------¬
¦ БД ¦ ¦ Блок структурных¦
¦ ¦<-->¦ запросов ¦
L------------------ L------------------
/\
¦
\/
------------------¬ ------------------¬ ------------------¬
¦Геоинформационная¦ ¦ Интерфейс ¦ ¦Блок визуализации¦
¦ система ¦<-->¦ ИАС УКП ТЭР ¦<-->¦ ¦
L------------------ L------------------ L------------------
/\
¦
\/
------------------¬
¦ Топологическая ¦
¦ основа региона ¦
L------------------
Рис. 15.1. Структурная схема ИАС УКП ТЭР
Структура взаимодействия блоков системы показана на рис. 15.1.
В таблице 15.1 отражены требования к базовому программному
обеспечению и оборудованию.
Таблица 15.1
Требования к программному обеспечению и оборудованию
----T-----------------------------T------------------------------¬
¦ ¦ Компонент ¦ Требование ¦
+---+-----------------------------+------------------------------+
¦ 1 ¦Операционная система ¦Windows 95/98/2000 ¦
+---+-----------------------------+------------------------------+
¦ 2 ¦Программное обеспечение ¦Borland Database Engine, MS ¦
¦ ¦ ¦Access 97, MapInfo 4.1 ¦
+---+-----------------------------+------------------------------+
¦ 3 ¦Процессор ¦Pentium / Celeron / AMD с ¦
¦ ¦ ¦тактовой частотой не менее 500¦
+---+-----------------------------+------------------------------+
¦ 4 ¦RAM ¦Не менее 64 Мв ¦
+---+-----------------------------+------------------------------+
¦ 5 ¦Дисковое пространство ¦Не менее 70 Мв ¦
+---+-----------------------------+------------------------------+
¦ 6 ¦Видеоадаптер ¦SVGA 800 x 600, 1024 x 768 ¦
+---+-----------------------------+------------------------------+
¦ 7 ¦Периферия ¦Клавиатура, мышь ¦
L---+-----------------------------+-------------------------------
15.2. Основные возможности информационно - аналитической системы
Информационно - аналитическая система позволяет:
1. Осуществить построение топливного баланса УР, состоящего из
доходной и расходной частей. Доходная часть топливного баланса
характеризует объемы запасов нефти и торфа (в натуральном
выражении), энергетического потенциала неделовой древесины в
районах УР. Расходная часть топливного баланса характеризует:
потребление видов ТЭР за 1995 - 2000 годы; потребление ТЭР в
отраслях народного хозяйства; динамику потребления за 1995 - 2000
годы и прогноз потребления ТЭР на 2001 - 2010 годы; потребление
отдельных видов ТЭР в районах УР (в натуральном выражении и т
у.т.); электро- и энергоемкость районов, потребление электричества
и ТЭР на душу населения.
2. Определить потенциал экономии ТЭР в областях промышленности
и объем инвестиций в ТЭК. Рассмотреть динамику потребности в ТЭР.
3. Охарактеризовать электроэнергетический комплекс УР. Здесь
представлена следующая информация: об основном оборудовании
электроснабжающих организаций (протяженность линий электропередачи
по уровням напряжения, количестве и суммарной мощности тяговых
подстанций для каждой энергоснабжающей организации УР); количестве
и суммарной мощности малых электростанций; полезном отпуске
электроэнергии районам и городам УР; характеристика суточных
графиков электрической нагрузки характерных зимних и летних дней.
4. Охарактеризовать теплоэнергетический комплекс УР. Здесь
представлены: характеристика теплоисточников районов УР (мощность
теплоисточников, распределение теплоисточников по видам основного
топлива); динамика потребления тепловой энергии в районах и в
целом по УР; динамика производственного и коммунально - бытового
потребления тепловой энергии в целом по УР; динамика отпуска
тепловой энергии крупными производителями; потребление тепловой
энергии на душу населения в районах УР; прогноз потребления
тепловой энергии на 2001 - 2010 годы. Рассматриваются два
варианта: потребление тепловой энергии с использованием и без
использования потенциала энергосбережения.
Отображение данных реализовано в виде графиков, диаграмм и на
топологической основе региона. На рис. 15.2, 15.3 показаны
диаграмма объемов добычи нефти и цветограмма долей объемов добычи
нефти районами УР. На рис. 15.4, 15.5 представлены структура
потенциала энергосбережения УР и динамика потенциала экономии
топливно - энергетических ресурсов за счет организационно -
технологического энергосбережения на период до 2020 года.
Характеристики котельных выбранного на карте района отображены на
рис. 15.6. На рис. 15.7 отображен слой электрических сетей. Ввод и
редактирование данных осуществляется при помощи табличных форм
(см. рис. 15.6).
Выводы:
1. Разработана информационно - аналитическая система для учета
и контроля потребления энергоресурсов в Удмуртской Республике и в
ее районах.
2. Система предназначена для сбора, хранения, анализа и
визуализации информации.
3. ИАС является неотъемлемой составляющей Концепции ТЭК,
позволяющей осуществлять корректировку и обновление данных по мере
необходимости.
Объемы добычи нефти в районах УР
------------------------------------------¬
+---------------------------------------¬ ¦
Каракулинский +---------------------------------------- ¦
+--------------------------------¬1965,173¦
Воткинский +--------------------------------- ¦
+------------------------¬ 1663,339 ¦
Игринский +------------------------- 1220,582 ¦
+--------------------¬ ¦
Як - Бодьинский +--------------------- 1076,208 ¦
+--------¬ ¦
Завьяловский +--------- 458,837 ¦
+------¬ ¦
Сарапульский +------- 365,492 ¦
+-----¬ ¦
Шарканский +------ 300,978 ¦
+-----¬ ¦
Кезский +------ 295,143 ¦
Районы +--¬ ¦
Увинский +--- 113,2 ¦
+-¬ ¦
Камбарский +-- 88,735 ¦
+¬ ¦
Красногорский +- 48,723 ¦
+¬ ¦
Балезинский +- 41,353 ¦
+¬ ¦
Дебесский +- 32,053 ¦
¦ ¦
Малопургинский ¦ 5,493 ¦
¦ ¦
Кизнерский ¦ 3,642 ¦
¦ ¦
Граховский ¦ 0,856 ¦
¦ ¦
Киясовский ¦ 0,357 ¦
L------------------------------------------
0 500 1000 1500 2000
тыс. тонн
Рис. 15.2. Диаграмма объемов добычи нефти районами УР
Рис. 15.3. Цветограмма долей объемов добычи нефти
районами УР <*>
--------------------------------
<*> Не приводится.
Потенциал организационно - технологических мер
экономии энергоресурсов (2000 г.) в УР
Структура потенциала энергосбережения УР, млн т у.т.
31,91% Промышленность и строительство
31,91% Топливно - энергетический комплекс, всего
26,6% Коммунально - бытовой сектор
6,6% Транспорт
2,98% Сельское хозяйство
Рис. 15.4. Структура потенциала энергосбережения по отраслям
Прогнозы экономии ТЭР (относительно 2000 г.) УР
Динамика потенциала экономии топливно -
энергетических ресурсов
2,36
-----------------------------------------------о--------¬
¦ /¦¦о Всего¦
¦ ¦¦х ТЭК ¦
2 ¦ / ¦L--------
¦ ¦
¦ / ¦
¦ ¦
¦ 1,37/ ¦
млн ¦ о ¦
т у.т. ¦ / ¦
¦ ¦
1 ¦ / ¦
¦ 0,76 / 0,76¦
¦ о х
¦ / 0,44 / ¦
¦ х / ¦
¦ 0,27 / 0,24 / ¦
¦ о / / х / ¦
¦0 / х 0,09 ¦
0 ох----------------------------------------------
2000 2005 2010 2015 2020
годы
Рис. 15.5. Динамика потенциала экономии топливно -
энергетических ресурсов за счет организационно -
технологического энергосбережения
Рис. 15.6. Характеристики котельных выбранного
на карте района <*>
Рис. 15.7. Электрические сети УР <*>
--------------------------------
<*> Не приводится.
Заключение
Развитие электроэнергетики
Как следует из приведенного выше анализа, для того, чтобы
экономика Удмуртии развивалась в соответствии с темпами роста 5 -
6% в год, к 2005 году необходимо нарастить около 1/5 имеющегося
объема используемой электроэнергии, а к 2010 году - около 1/3 (см.
п. 2.2.2). Отметим, что данный прирост будет достаточным, если
будут реализованы в полной мере параметры энергосбережения в
экономике УР.
Существуют два пути наращивания потребления электроэнергии.
Первый путь - увеличивать собственный объем производства. Второй
путь - наращивать объемы закупки электроэнергии с ФОРЭМ. Очевидно,
на практике будет реализован промежуточный вариант. Однако здесь
важны тенденции и направления развития электроэнергетики
Удмуртской Республики.
Если сделать ставку только на наращивание собственных
мощностей, то для удовлетворения возрастающих потребностей в
электроснабжении к 2005 году их необходимо нарастить не менее чем
на 2/3, а к 2010 году удвоить. При реализации данной стратегии
Удмуртия к концу 2005 года будет производить около 42%, а к концу
2010 года - около 48% потребного количества электроэнергии, что
существенно повысит ее энергетическую безопасность, однако еще не
сделает ее достаточной.
Таким образом, стратегия развития электроэнергетики до 2010
года должна заключаться в опережающем развитии собственных
энергетических мощностей. Дефицит мощности к 2005 году составит
1409 - 1186 = 223 МВт, а к 2010 году - 1567 - 1186 = 381 МВт (см.
п. 2.2.2).
Для УР в настоящее время существует целый ряд путей увеличения
электрической мощности:
- строительство новых ТЭЦ;
- модернизация существующих ТЭЦ;
- использование ветровых ресурсов;
- использование солнечной энергии;
- использование гидроресурсов;
- использование когенерационного способа производства
электроэнергии и тепла;
- развитие малой энергетики на основе дизельных двигателей.
Как следует из Энергетической стратегии России [6],
финансирование строительства новых ТЭЦ и существенной модернизации
существующих ТЭЦ в ближайшей перспективе не предусмотрено.
Стоимость ветровой и солнечной энергии для условий Удмуртии очень
велика (см. таблицу 1). С этой точки зрения речь может идти только
о трех последних способах наращивания электрической мощности.
Таблица 1
Экономические характеристики различных способов
производства электроэнергии
--T-------------------------T----------T------------T------------¬
¦N¦ Вид источника ¦Себестои- ¦ Капитальные¦ Срок ¦
¦ ¦ электроэнергии ¦мость, ¦ вложения ¦окупаемости,¦
¦ ¦ ¦руб./кВт.ч¦ на единицу ¦ год ¦
¦ ¦ ¦ ¦ мощности ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦млн руб./МВт¦ ¦
+-+-------------------------+----------+------------+------------+
¦1¦Малая гидроэлектростанция¦ 0,3 ¦ 12,0 ¦ - ¦
+-+-------------------------+----------+------------+------------+
¦2¦Солнечная энергетическая ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦установка ¦ 6,0 - 8,4¦ 144,0 ¦не окупается¦
+-+-------------------------+----------+------------+------------+
¦3¦ВЭУ ¦ 6,9 ¦ 210,6 ¦не окупается¦
+-+-------------------------+----------+------------+------------+
¦4¦Когенерационная установка¦ 0,079 ¦ 16,1 ¦ ~4 ¦
L-+-------------------------+----------+------------+-------------
Энергетический потенциал водных ресурсов в Удмуртии составляет
53 МВт (см. п. 6.3), потенциал комбинированного способа выработки
тепла и электричества всех котельных Удмуртии составляет 851 МВт.
Малая энергетика на основе дизельных станций присутствует на
многих предприятиях в виде резервных мощностей (см. п. 2.2.2).
Энергетический потенциал этих станций, которые можно перевести и
на постоянный режим эксплуатации, уже в настоящее время составляет
не менее 27 МВт. Расчеты показывают, что при переводе на
комбинированный способ производства тепла и электроэнергии 5%
мощностей котельных в год мы можем достичь к 2005 году и к 2010
году заданных параметров по требуемой суммарной электрической
мощности.
Развитие теплоэнергетики
Особенностью развития тепловой энергетики является
необходимость производства всего требуемого количества тепла
внутри Удмуртской Республики. Из тех же соображений, что и выше, в
Удмуртии к 2005 году необходимо нарастить 10,5% мощностей, а к
2010 году - 14,0% существующих мощностей теплоисточников (см. п.
2.2.3). Как видно, основная проблема в теплоэнергетике на
ближайшую перспективу связана с энергосбережением в этой области.
Требования по наращиванию мощностей теплоисточников могут быть
реализованы параллельно при переводе котельных на режим
комбинированной выработки тепла и электричества, а также при их
модернизации.
Развитие топливно - энергетической базы
Объем первичных топливно - энергетических ресурсов,
используемых в Удмуртской Республике, к 2005 году необходимо
нарастить на 12%, а к 2010 году - на 15%, что составляет 620 тыс.
т у.т. и 790 тыс. т у.т. соответственно (см. п. 3).
В УР к настоящему времени существует несколько путей
наращивания объема ТЭР:
- утилизация попутного газа;
- производство торфа;
- использование неделовой древесины и отходов
деревообрабатывающей промышленности;
- переработка нефти;
- переработка биомассы.
Энергетический потенциал попутного газа при существующем
объеме добычи нефти составляет не менее 67 тыс. т у.т. в год (см.
п. 4.1). Запланированный прирост добычи топливного торфа даст
дополнительно к 2005 году 20 тыс. т у.т., а к 2010 году - 44 тыс.
т у.т. в год (см. п. 5.2). Использование неделовой древесины при
разработке лесосек в УР может дать около 134 тыс. т у.т. в год
(см. п. 6.1). Строительство нефтеперерабатывающего завода
мощностью 400 - 500 тыс. т в год при переработке нефти даст 200 -
250 тыс. т мазута, или 270 - 335 тыс. т у.т. в год (см. п. 5.1).
Суммарный годовой энергетический потенциал переработки биомассы в
различных видах на территории Удмуртии составляет 726 тыс. т у.т.
(см. п. 7). Общий же объем ТЭР, наращиваемый в Удмуртии,
составляет не менее 1200 тыс. т у.т. в год.
Таким образом, если будет реализована предложенная стратегия
развития ТЭК, то к 2005 году доля ТЭР собственного производства в
Удмуртии возрастет с 2,5% в 2000 году до 12,6% в 2005 году и до
15,0% в 2010 году, при этом весь прирост ТЭР может быть обеспечен
за счет местных, в большинстве своем (около 2/3) возобновляемых
источников энергии.
В таблице 2 представлены проектные параметры топливно -
энергетического баланса Удмуртской Республики до 2010 года.
Таблица 2
Основные проектные параметры топливно -
энергетического баланса Удмуртии
--------------------------------------T--------T--------T--------¬
¦ Показатели ¦2000 год¦2005 год¦2010 год¦
+-------------------------------------+--------+--------+--------+
¦Внутренний спрос на энергоресурсы при¦ ¦ ¦ ¦
¦энергоемкости экономики 2000 года, ¦ ¦ ¦ ¦
¦тыс. т у.т. ¦ 5350,5 ¦ 6990,0 ¦ 9150,0 ¦
+-------------------------------------+--------+--------+--------+
¦Энергосбережение, тыс. т у.т. ¦ 0 ¦ 1020,0 ¦ 3010,0 ¦
+-------------------------------------+--------+--------+--------+
¦Внутренний спрос на энергоресурсы с ¦ ¦ ¦ ¦
¦учетом энергосбережения, тыс. т у.т. ¦ 5350,5 ¦ 5970,0 ¦ 6140,0 ¦
+-------------------------------------+--------+--------+--------+
¦Внутренний спрос на электроэнергию ¦ ¦ ¦ ¦
¦без учета энергосбережения, млн кВт.ч¦ 6640 ¦ 8678 ¦11342 ¦
+-------------------------------------+--------+--------+--------+
¦Внутренний спрос на электроэнергию с ¦ ¦ ¦ ¦
¦учетом энергосбережения, млн кВт.ч ¦ 6640 ¦ 7889 ¦ 8776 ¦
+-------------------------------------+--------+--------+--------+
¦Внутреннее производство ¦ ¦ ¦ ¦
¦электроэнергии, млн кВт.ч ¦ 2080 ¦ 3329 ¦ 4216 ¦
+-------------------------------------+--------+--------+--------+
¦Закупки с ФОРЭМ, млн кВт.ч ¦ 4560 ¦ 4560 ¦ 4560 ¦
+-------------------------------------+--------+--------+--------+
¦Внутренний спрос на тепловую энергию ¦ ¦ ¦ ¦
¦без учета энергосбережения, тыс. Гкал¦ 9993 ¦13091 ¦17088 ¦
+-------------------------------------+--------+--------+--------+
¦Внутренний спрос на тепловую энергию ¦ ¦ ¦ ¦
¦с учетом энергосбережения, тыс. Гкал ¦ 9993 ¦11001 ¦11392 ¦
+-------------------------------------+--------+--------+--------+
¦Внутренний спрос на природный газ, ¦ ¦ ¦ ¦
¦млн куб. м ¦ 2447,0 ¦ 2447,0 ¦ 2447,0 ¦
+-------------------------------------+--------+--------+--------+
¦Внутренний спрос на моторное топливо,¦ ¦ ¦ ¦
¦тыс. т у.т. ¦ 465,0 ¦ 600,0 ¦ 800,0 ¦
+-------------------------------------+--------+--------+--------+
¦Потребное количество угля, ¦ ¦ ¦ ¦
¦тыс. т у.т. ¦ 296,7 ¦ 300,0 ¦ 300,0 ¦
+-------------------------------------+--------+--------+--------+
¦Производство попутного газа, ¦ ¦ ¦ ¦
¦млн куб. м ¦ 59 ¦ 59 ¦ 59 ¦
+-------------------------------------+--------+--------+--------+
¦Добыча нефти, млн т ¦ 7,68¦ 7,99¦ 7,02¦
+-------------------------------------+--------+--------+--------+
¦Биоэнергоресурсы, тыс. т у.т. ¦ 0 ¦ ¦ 725,8 ¦
+-------------------------------------+--------+--------+--------+
¦Гидроресурсы, млн кВт.ч ¦ 0 ¦ ¦ 88 ¦
+-------------------------------------+--------+--------+--------+
¦Производство топливного торфа, тыс. т¦ 73 ¦ 125 ¦ 196 ¦
+-------------------------------------+--------+--------+--------+
¦Заготовка дров, тыс. т у.т. ¦ 89 ¦ ¦ 133,8 ¦
L-------------------------------------+--------+--------+---------
Литература
1. Проблемы ресурсосбережения "у них" и "у нас" // Научно -
технический журнал "Энергоэффективность". Н. Новгород, вып. 2,
2001.
2. Михайлов С.А. Проблемы энергоэффективности в сфере
потребления российской экономики // Научно - технический журнал
"Энергоэффективность". Н. Новгород, вып. 3, 2001.
3. Вьюнов В.С., Гардин А.И. (Управление
"Приволжскгосэнергонадзор") Энергосбережение в Приволжском
федеральном округе. Проблемы и задачи // Пленарный доклад на 5
Всероссийской конференции "Региональные проблемы энергосбережения
и пути их решения", 23 - 24 октября 2001 г., г. Н. Новгород.
4. Ливинский А.П. О результатах реализации в 1988 году
Федеральной целевой программы "Энергосбережение Россиии" на 1998 -
2005 годы // Научно - технический журнал "Энергоэффективность". Н.
Новгород, вып. 1, 1999.
5. Об основных положениях Энергетической стратегии России на
период до 2020 года // Научно - технический журнал "Энергетик", N
9, 2000.
6. Основные положения Энергетической стратегии России до 2020
года. Москва, 2001.
7. Мастепанов А.М. Аспекты энергетической стратегии России //
Научно - технический журнал "Энергоэффективность". Н. Новгород,
вып. 3, 2001.
8. Дьяков А.Ф. Направления развития Единой энергосистемы
России в период до 2010 г. // Научно - технический журнал
"Энергетик", N 12, 1999.
9. Сеннова Е.В., Мирошниченко В.В. Развитие теплоснабжения:
современные проблемы и пути их решения // Научно - технический
журнал "Энергетик", N 12, 1999.
10. Малофеев В.А. О концепции РАО "ЕЭС России" в области
теплофикации и централизованного теплоснабжения // Научно -
технический журнал "Энергетик", N 12, 1999.
11. Потери электроэнергии в электрических сетях энергосистем
12. Программа энергосбережения в отрасли "электроэнергетика"
на 1999 - 2000 годы и на перспективу до 2005 и 2010 гг. РАО "ЕЭС
России".
13. Черножуков Н.И., Обрядчиков С.Н. Химия нефти и нефтяных
газов. М. - Л.: ГИТТЛ, 1946, 227 с.
14. Схема развития производства торфяной продукции в
Республике Удмуртия на период 2001 - 2010 гг. ОАО ВНИИТП, СПб.,
2001 г.
15. Глазовский завод моторных топлив (ЗМТ-200). Технико -
экономическое обоснование. АО "ПМП" Инжиниринг нефтехимии и
нефтепереработки, СПб., 1996.
16. Дьяков А.Ф., Перминов Э.М. Ветроэнергетика России. М.:
МЭИ, 1996, 220 с.
17. Оборудование нетрадиционной и малой энергетики (справочник
- каталог). М.: Минтопэнерго, 2000, 167 с.
18. Твайделл Дж., Уэйр А. Возобновляемые источники энергии.
М.: Энергоатомиздат, 1990, 391 с.
19. СНиП 2.07.01-89 <*> Градостроительство, планировка и
застройка городских и сельских поселений. М, 1994.
20. Гурвич В.И., Лифшиц А.Б. Добыча и утилизация свалочного
газа (СГ) - самостоятельная отрасль мировой индустрии // Научно -
технический журнал "Энергоэффективность". Минск, вып. 4, 2001.
21. Инвестиционное предложение "Утилизация биогаза на
Нижегородской станции аэрации". НИЦЭ
http://www.innov.ru/nice/Ru/Projects/Invest/inv13.htm.
22. Стребков Д.С. Энергетическое использование биомассы //
Бюллетень по возобновляемым источникам энергии. М.:
"Интерсоларцентр", N 3, 1998.
http://www.intersolar.ru/bulletin/content3.shtml.
23. Аптекарь Д., Кобелев В., Жибрил З. Оценка рентабельности
проекта когенерации // Научно - технический журнал "Новости
электротехники", N 6, 2000.
24. Березинец П.А., Терешина Г.Е., Вершинин Л.Б. Варианты
газотурбинной надстройки отопительных котельных // Научно -
технический журнал "Энергетик", N 8, 1998.
25. Длугосельский В.И., Зубков В.Я. Надстройка водогрейных
котельных газотурбинными установками // Научно - технический
журнал "Теплоэнергетика", N 1, 1999.
26. Особов И., Особов В. К выбору принципиальных схем ГТУ,
оптимальных для теплофикации. Газотурбинные технологии, сентябрь -
октябрь, 2000.
27. Сабашук П.П. Когенерация в теплоснабжении. Материалы
расширенного семинара - конференции "Развитие практического
энергосбережения в Запорожской области", 23 февраля 2000 года, г.
Запорожье.
28. Петренко Ю.И. Перспективы развития ПЭО "Татэнерго" на
период до 2010 года. Вестник Татэнерго, N 5, 2000.
29. Программа энергоресурсосбережения г. Казани до 2006 года
Татарстан", Казань, N 3 (4), 2001.
|
