1.5.3. Натуральный и стоимостной расход дизельного топлива и
advertisement
Общество с ограниченной ответственностью Энергоаудиторская компания «Спейс» (ООО «Спейс-Энергоаудит») Технико-экономическое обоснование по результатам регионального исследования экономической целесообразности применения газогенераторных электростанций на органическом топливе в Верхнекетском районе Томской области в п. Степановка с децентрализованным электроснабжением. 2012 год Оглавление Сведения об экспертной организации ............................................................ 4 Термины и определения ....................................................................................5 Введение ................................................................................................................6 1.Анализ основных технико-экономических показателей ДЭС 10 1.1. Состав основного и вспомогательного оборудования ................ 10 1.2. Установленная мощность, фактические нагрузки и коэффициент загрузки ДЭС ........................................................................... 12 1.3 Основные параметры электрических сетей и описание их технического состояния ................................................................................. 12 1.4. Энергетический баланс электрической энергии ДЭС ................ 13 1.4.1. Учет вырабатываемой электрической энергии ..................... 13 1.4.2. Сведения о начисленной и оплаченной потребленной электрической энергии ............................................................................... 18 1.5. Анализ расхода дизельного топлива на выработку электрической энергии ................................................................................... 18 1.5.1. Натуральный контроль и учет потребляемого дизельного топлива .......................................................................................................................... 18 1.5.2. Технологические и нетехнологические потери дизельного топлива .......................................................................................................................... 19 1.5.3. Натуральный и стоимостной расход дизельного топлива и масел. 20 1.5.4. Удельный расход дизельного топлива. КПД ДЭС. ........................ 21 1.5.5. Информация о поставщиках топлива и динамика цен дизельного топлива. ......................................................................................................................... 24 1.6. Динамика тарифов на электрическую энергию, производимую дизельными электростанциями Томской области за 2010-2013 годы ................................................................................................ 27 1.7. Объем средств из областного бюджета на компенсацию расходов, связанных с организацией электроснабжения от ДЭС.............. 29 1.8. Фактическая и плановая себестоимость электрической энергии, производимой дизельными электростанциями за 2010-2013 годы .................................................................................................................. 34 1.9. Краткие выводы существующей ситуации с децентрализованным электроснабжением населенных пунктов Томской области по результатам анализа технико-экономических показателей работы ДЭС.............................. 36 2. Оценка объема и стоимости органического топлива ........................... 38 2.1. Теплотехнические характеристики органического топлива ...........38 2.1.1. Характеристики древесной биомассы ................................... 39 2.1.2. Характеристики торфа............................................................. 47 2.2. Объемы располагаемого местного органического топлива ....... 51 2.2.1. Дрова/Древесина ...................................................................... 51 2.2.2. Торф .......................................................................................... 62 2.3. Анализ эффективности использования видов органического топлива ................................................................................... 66 2.3.1. Транспортная доступность запасов топлива ......................... 66 2.3.2. Прогнозная стоимость топлива .............................................. 67 2 3. Выбор оптимального вида топлива .......................................................... 75 3.1. Расчёт транспортной составляющей при доставке топлива ...... 75 3.2. Определение стоимости топлива для каждой газогенераторной станции ............................................................................. 77 4. Энергетические балансы .............................................................................80 4.1.Энергетический баланс существующих тепловых нагрузок населенных пунктов, электроснабжение которых организовано от ДЭС .................................................................................................................. 80 4.2.Переспективный энергетический баланс электрических и тепловых нагрузок .......................................................................................... 84 5. Анализ существующих технологий выработки электроэнергии с помощью газогенераторных электростанций методом пиролиза ...................85 5.2. Краткий обзор современных технологий получения энергетических ресурсов ................................................................................ 91 6. Перевооружение ДЭС ................................................................................120 6.1. Краткий анализ выбранных технологий .................................... 120 6.2. Объём капитальных вложений на ввод в эксплуатацию выбранных технологий ................................................................................ 128 6.3. Определение установленной электрической и тепловой мощности газогенераторных электростанций, объёмов производства дополнительных продуктов и потенциала рынка сбыта таких продуктов ....................................................................................................... 132 6.4. Определение нормативных удельных расходов топлива и годовых затрат на топливо в стоимостном выражении ............................ 135 6.5. Валовые выбросы вредных веществ ........................................... 137 7. Себестоимость вырабатываемой электрической и сопутствующей тепловой энергии на период 2013-2015 годов ............... 145 8. Динамика изменения величины тарифов на вырабатываемую электрическую и сопутствующую тепловую энергию на период 2013-2015 годов ............................................................................................................................. 152 9. Альтернативный вариант решения проблемы децентрализованного электроснабжения перевод на централизованное электроснабжение ......................................................... 153 Заключение .......................................................................................................156 Литература ........................................................................................................166 Приложения ......................................................................................................170 3 Сведения об экспертной организации ООО «Спейс-Энергоаудит» Юридический адрес: 634021, г. Томск, пр. Кирова, 58, стр.26 Почтовый адрес: 634021, г. Томск, пр. Кирова, 58, стр.26 Электронный адрес: speis_tomsk@mail.ru Генеральный директор ООО «Спейс-Энергоаудит» Дорошенков Андрей Сергеевич Тел. (382 - 2) 901-017, 901-016 Основание проведения работы: Государственный контракт от 28.11.2012 № 0165200000512001295-0064849-02 на выполнение работ по проведению регионального исследования экономической целесообразности применения газогенераторных электростанций на органическом топливе в районах Томской области с децентрализованным электроснабжением 4 Термины и определения 1.1. Возобновляемые (альтернативные) источники энергии (ВИЭ) – энергия солнца, ветра, малых рек и водотоков, приливов и отливов, волн, энергия биомассы (дрова, отходы лесной, деревообрабатывающей, целлюлозно-бумажной промышленности и пр.), торф. 1.2. Органическое топливо – ископаемый уголь, торф, отходы и продукты лесопромышленного комплекса (дрова, опил, щепа, порубочные остатки и др.) 1.3. Пиролиз (быстрый, медленный) – термическое разложение органических природных соединений (уголь, древесина, торф и прочие) при недостатке воздуха. 1.4. Дополнительные продукты – продукты производства, возникающие при преобразовании органического топлива в энергию (синтез-газ, синтез-нефть и другие углеродсодержащие материалы). 1.5. Газогенераторная электрической энергии электростанция (основной – продукт) объект и производства тепловой энергии (сопутствующий продукт), в основе производственного процесса которого лежит пиролиз органического топлива. 1.6. Вторичный энергетический ресурс - энергетический ресурс, полученный в виде отходов производства и потребления или побочных продуктов в результате осуществления технологического процесса или использования оборудования, функциональное назначение которого не связано с производством соответствующего вида энергетического ресурса. 1.7. Дизельная электрическая станция (ДЭС) - стационарная энергетическая установка, оборудованная одним или несколькими электрическими генераторами с приводом от дизельного двигателя внутреннего сгорания. 1.8. Необходимая валовая выручка (НВВ) - экономически обоснованный объем финансовых средств, необходимых организации для осуществления регулируемой деятельности в течение расчетного периода регулирования. 5 Введение Настоящий отчет является результатом проведения регионального исследования экономической целесообразности применения газогенераторных электростанций на органическом топливе в действующих дизельных электростанциях, расположенных в районах Томской области с децентрализованным электроснабжением. Целью настоящего исследования является оценка экономической целесообразности замены существующих дизельных электростанций на газогенераторные электростанции с использованием пиролиза органического топлива. Основание для проведения исследования: Государственный контакт от 28.11.2012 № 01652000005120012950064849-02 Федеральный закон № 261-ФЗ от 23.11.2009 года «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации». Указ Президента РФ от 04.06.2008 № 889 «О некоторых мерах по повышению энергетической и экологической эффективности российской экономики». Распоряжение Правительства РФ от 08.01.2009 № 1-р Основные направления государственной политики в сфере повышения энергетической эффективности электроэнергетики на основе использования возобновляемых источников энергии на период до 2020 года. Долгосрочная повышение целевая программа энергетической «Энергосбережение эффективности на и территории Томской области на 2010-2012 годы и на перспективу до 2020 года». 6 Энергетическая стратегия Томской области на период до 2020 года (утвержденная Постановлением Государственной Думы Томской области от 28.02.2008 № 1008). Более 50 процентов территории Томской области, на которой проживает 30 тыс. человек, не охвачены сетями централизованного электроснабжения. На территории области таких населенных пунктов насчитывается около 80, для них характерно низкая плотность населения и слабая производственная освоенность этих районов. Электроснабжение локальных дизельных изолированных районов электростанций, общее осуществляется количество от которых оценивается до 123 штук, а суммарная установленная мощность составляет 35 - 45 тыс. кВт. Низкие технико-экономические показатели большинства дизельных электростанций, высокие цены на дизельное топливо и высокие транспортные тарифы приводят к высокой себестоимости производства электроэнергии на дизельных электростанциях. По оценке экспертов только топливная составляющая в тарифе электроэнергии на дизельных электростанциях более чем в 7 раз выше себестоимости 1 кВт.ч электроэнергии от электростанций Томского филиала ОАО «ТГК-11». Высокая стоимость электроэнергии от дизельных электростанций обусловливает более низкое удельное электропотребление в изолированных районах. Если в районах, охваченных электрическими сетями централизованного электроснабжения, исключая г. Томск и г. Северск, этот показатель составляет 4200 кВт.ч на 1 человека в год, то в изолированных районах - 1800 кВт.ч. Старение оборудования дизельных электростанций и рост цен на топливо усугубляют ситуацию, что может вызвать дальнейший спад производства и снижение качества электроснабжения потребителей, массовые неплатежи за некачественное энергообеспечение и увеличение субсидий из областного бюджета Томской области на компенсацию расходов по организации электроснабжения от дизельных электростанций. 7 Все это определяет необходимость поиска путей удешевления стоимости электрической энергии, поставляемой в удаленные поселки Томской области, с одновременным обновлением оборудования генерирующих источников. В настоящее время разработаны современные технологии, позволяющие использовать для производства электрической энергии органическое топливо (в частности древесину и торф), запасы которых на территории Томской области достаточно велики, при значительном снижении экологической нагрузки на окружающую среду по сравнению с дизельными установками. Предметом настоящего Технико-экономического обоснования являются дизельные электростанций (далее ДЭС), осуществляющих электроснабжение посёлка Степановка, Верхнекетского района. Рассматриваемые ДЭС находятся в муниципальной собственности, их обслуживает организация, обеспечивающая населённый пункт электроэнергией. Тарифы на электрическую энергию, вырабатываемую данными ДЭС, подлежат государственному регулированию в части установления тарифов на электрическую энергию. Дизельные электростанции используют в качестве топлива дизельное топливо, являющееся продуктом переработки нефти. Несомненным достоинством нефти и дизельного топлива является их высокая калорийность, вместе с тем использование нефти и дизельного топлива в качестве топлива для выработки электрической (тепловой) энергии экономически неэффективно и нерационально, за исключением тех случаев, когда использование альтернативных видов топлива невозможно в силу транспортной изолированности источника. Основными факторами, влияющие на неэффективность использования нефти и мазута в качестве топлива являются: 1. Нефть является «невозобновляемым» ресурсом и использование ее в качестве топлива влечет за собой возникновение дефицита нефти, как на внешних рынках, так и на внутреннем рынке. Нефть также является 8 ценным химическим сырьём, и простое его сжигание ведет к не рациональному ресурсоиспользованию. 2. Со временем нефть выйдет из категории «местный вид топлива» вследствие выработки местных разведанных месторождений. 3. Себестоимость добычи нефти, и соответственно, цена растут из года в год вследствие выработки (уменьшения запасов) легкодоступных (рентабельных) месторождений. 4. Стоимость нефти напрямую не регулируется государством, что влечет за собой рыночное ценообразование, зависящее от множества факторов, которые не поддаются прогнозированию на долгосрочный период. 5. Тарифы на электрическую (тепловую) энергию напрямую регулируется государством, а стоимость нефти зависит от рыночного ценообразования, что влечет за собой появления дисбаланса в производственной программе энергоснабжающих предприятий, который сглаживается субсидиями из бюджета или приводит к банкротству предприятий. 6. Субсидии из бюджета для дизельных электростанций покрывают не только разницу в цене топлива, а также разницу между тарифом на электроэнергию, установленным регулирующим органом для ДЭС и единым тарифом, установленным для населения Томской области 7. Размер субсидий из бюджета, возникающий, в частности, вследствие высокой и непрогнозируемой стоимости нефти и, как следствие, стоимости дизельного топлива, из года в год растет, кроме того его трудно планировать на каждый финансовый год (а при трехлетних бюджетах практически невозможно). Таким образом, все выше перечисленные факторы свидетельствуют о неэффективности использования нефти, мазута и дизельного топлива в качестве топлива для производства электрической (тепловой) энергии. 9 1.Анализ основных технико-экономических показателей ДЭС. В исследовании участвуют дизельные электрические станции, осуществляющие электроснабжение п. Степановка, Верхнекетского района Томской области. Дизельные электростанции являются муниципальной собственностью и принадлежат обслуживающим их энергоснабжающей организации на праве хозяйственного ведения, аренды ДЭС Перечень ДЭС, энергоснабжающих организаций и принадлежность имущества представлены в Таблице 1.1. Таблица 1.1. - Перечень ДЭС №№ п/п Местонахождение дизельной электростанции I. 1. Верхнекетский район МО Степановское с/п п. Степановка Для анализа №№ п/п 1. основных Обслуживающая энергоснабжающая организация ООО "БИО ТЭК-С" Принадлежность имущества Аренда технико-экономических показателей эксперты провели сбор и структуризацию основных параметров ДЭС по Томской области. В качестве таких параметров были выбраны: Состав основного и вспомогательного оборудования; Установленная мощность, фактическая нагрузка и коэффициент загрузки ДЭС; Основные параметры электрических сетей и описание их технического состояния; Энергетический баланс; Четыре вышеперечисленных параметра наиболее близко отражают технические особенности эксплуатации ДЭС. 1.1. Состав основного и вспомогательного оборудования Под основным оборудованием принято оборудование, без которого не может существовать ни одна ДЭС, а именно: Дизельный двигатель; 10 Генератор. Под вспомогательным оборудованием принято то оборудование, которое обеспечивает нормальную работу ДЭС, а именно: Насосы; Устройства пуска; Измерительная аппаратура; Защитная аппаратура. Дизельный двигатель Дизельные электрические станции Томской области оснащены различными установками, со сроком фактической эксплуатации от 3 до 30 лет и более. Дизель 11Д100; Г72М, установленный в ООО «БИО-ТЭК-С» относится к категории В – мощные средней быстроходности. Генератор Установленный генератор ГД2-17-44-16. Следующим по частоте применения является генератор СГ2-85/4512. Вспомогательное оборудование В качестве вспомогательного оборудования используются насосы охлаждения, топливные насосы, компрессоры, системы измерения, защитные системы. Для мощных дизельных станций применяются компрессоры для запуска дизелей, а так же насосы для перекачивания охлаждающей жидкости в градирни. Для защиты таких дизельных станций от перенапряжений, короткого замыкания, или других опасных явлений применяется релейная защита, объединенная на специальном щите. В настоящее время получает популярность использование блочномодульных дизельных станций. У такого решения есть множество плюсов: Легкость размещения; Нет необходимости нагрева всего помещения ДЭС; Удобство управления (все управление выведено на щит); Унификация оборудования. 11 Однако пока в качестве блочно-модульных ДЭС применяются только ДЭС средней мощности (до 400 кВт) При реализации модульного решения дополнительным преимуществом является заводской подбор всего вспомогательного оборудования, а так же уменьшенное количество вспомогательного оборудования (отсутствуют охлаждающие насосы, компрессоры). 1.2. Установленная мощность, фактические нагрузки и коэффициент загрузки ДЭС Очень важным параметром ДЭС в целом является коэффициент загрузки ДЭС. В среднем эта величина находится на уровне 10-15%, что очень низко. Это в первую очередь связано с наличием неиспользуемых мощных дизель-генераторов. Во вторых неполное использование имеющихся мощностей. Оптимальная загрузка ДЭС должна быть от 40% (тогда каждый дизель работает на нагрузке около 70%) до 70%. В целом, нагрузка ДЭС в Томской области снижается. Это обусловлено снижением потребления электрической энергии предприятиями вследствие уменьшения мощностей оборудования, а также снижением потребления электроэнергии населением вследствие убыли населения. 1.3 Основные параметры электрических сетей и описание их технического состояния Электрические сети энергоснабжающих организаций, эксплуатирующих ДЭС, в зависимости от количества и величины потребителей, а так же удаленности потребителей от электростанции, относятся к двум уровням напряжения: - СН2 (среднее напряжение 6-10кВ) - НН (низкое напряжение 0,4 кВ). Воздушные линии электропередачи в основном выполнены алюминиевым проводом сечением 35, 50, 70 мм2 для 6-10 кВ и сечением 25, 12 35 мм2 для напряжения 0,4 кВ. Исполнение ВЛ 6-10 кВ одноцепное трехпроводное на деревянных опорах с железобетонными пасынками. Исполнение ВЛ-0,4 кВ одноцепное четырехпроводное на деревянных опорах с железобетонными пасынками. Протяженность обслуживаемых воздушных линий (далее ВЛ) 6-10 кВ по ЭСО составляет от 1,08 до 49,05 км, а протяженность обслуживаемых ВЛ 0,4 кВ составляет от 0,8 до 36,03 км. Организации обязаны содержать воздушные линии в соответствии с требованиями ПУЭ и правилами эксплуатации электроустановок потребителей. Время нахождения в эксплуатации воздушных линий связано со временем эксплуатации ДЭС, поэтому состояние ВЛ, в особенности по уровню напряжения 0,4 кВ, требует постоянного ремонта и обслуживания. Сложности в ремонте и обслуживании обусловлены труднопроходимостью в населенный пункт (заболоченность, водные преграды, отсутствие дорог, как в летний, так и в зимний периоды). Связи с длительной эксплуатацией в тяжелых условиях наиболее изношенными элементами линий электропередач являются деревянные опоры ВЛ. Общее состояние линий электропередачи можно охарактеризовать как удовлетворительное. 1.4. Энергетический баланс электрической энергии ДЭС 1.4.1. Учет вырабатываемой электрической энергии При сопоставлении фактической выработанной электрической энергии в 2010 и 2011 годах можно отметить, что ДЭС снижает выработку электрической энергии Перспектива электрических нагрузок ряда ЭСО обусловлена установкой газогенераторных установок, где потребуется электроэнергия на технологические нужды. На данный момент все ЭСО оснащены приборами коммерческого учета. Ряд ЭСО позаботились об установке дополнительных приборов 13 учета в качестве технического учета. Расположение коммерческого учета на выработку электрической энергии различно. Приборы учета могут устанавливаться как непосредственно на ДГУ, так и на шинах ДЭС. Часть счетчиков установлено непосредственно на трансформаторных подстанциях для технического учета. Однако даже установка приборов учета не всегда позволяет побороть коммерческие потери. Электрический баланс. Структура баланса электрической энергии учитывает: - объем выработки электрической энергии; - объем энергии на собственные нужды электростанции; - технологический расход электрической энергии на ее передачу; - полезный отпуск электрической энергии (объем продукции). Расход отопление электроэнергии ДЭС, привод на собственные насосов, нужды вентиляторов) (освещение, определяется в соответствии с приборами учета. Номенклатура элементов расхода электроэнергии на собственные нужды приведена в Методике расчета технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям, утвержденной приказом Министерства энергетики РФ от 30.12.2008 года № 326 «Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при её передаче по электрическим сетям». Технологические потери электрической энергии Технологические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям включают в себя технические потери в линиях и оборудовании электрических сетей, обусловленных физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии в соответствии с техническими характеристиками и режимами работы линий и оборудования, с учетом расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций и потери, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии. 14 Технические потери электроэнергии в электрических сетях, возникающие при ее передаче по электрическим сетям, состоят из потерь, не зависящих от величины передаваемой мощности (нагрузки) – условнопостоянных потерь, и потерь, объем которых зависит от величины передаваемой мощности (нагрузки) – нагрузочных (переменных) потерь. Объем (количество) технологических потерь электроэнергии в целях определения норматива электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям рассчитывается в соответствии с Методикой расчета технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям, утвержденной приказом Министерства энергетики РФ от 30.12.2008 года № 326 «Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при её передаче по электрическим сетям». Потери, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета, определяются в соответствии с Методикой расчета технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям, утвержденной приказом Министерства энергетики РФ от 30.12.2008 года № 326 «Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при её передаче по электрическим сетям». Технологический расход (потерь) электроэнергии в сети утверждается в Министерстве энергетики РФ. Величина технологических потерь в сети, утвержденных при формировании тарифа на электрическую энергию в планируемые периоды в процентах от отпуска в сеть по периодам составила в следующих значениях: 2010 год от 8,21% до 19,49%; 2011 год от 9,27% до 18,82%; 2012 год от 8,12% до 18,7%; 2013 год от 8,11% до 18,7%. Фактические и планируемые суммарные значения потерь электроэнергии по ДЭС по периодам сложились следующим образом: 15 План 2010 год (16,43%); Факт 2010 год (15,63%); План 2011 год (16,10%); Факт 2011 год (15,906%); План 2012 год (15,87%); План 2013 год (15,82%). Из «Баланс электрической энергии» видно, что кроме технологических потерь по факту за 2010 и 2011 годы существуют и коммерческие потери, которые по годам составили: 2010 год (7,00%); 2011 год (6,08%). Учет вырабатываемой электрической энергии. Во исследуемых дизельных электростанций Томской области количество вырабатываемой электрической энергии регистрируется приборами учета. Учет электроэнергии в этих ДЭС ведется с помощью приборов учета 1 и 2 класса точности, которые установлены на выработку, собственные нужды и отпуск в сеть. Производственный отдел передает данные в бухгалтерию о количестве выработанной электрической энергии, расходах электроэнергии на производственные и хозяйственные нужды и полезном отпуске электрической энергии по потребителям. Суммарные значения по электрическим нагрузкам ежемесячно оформляются отчетами по форме № 46 – ээ «Сведения о полезном отпуске (продаже) электрической энергии и мощности» по группам потребителей. В соответствии с действующими Методическими указаниями по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке, утвержденными приказом Федеральной службы по тарифам №20-э/2 от 06.08.2004г. выделяются три тарифных группы потребителей электрической энергии (мощности): 1 группа. Базовые потребители - потребители с максимальным значением заявленной мощности, равным или более 20 МВт и годовым числом часов использования заявленной мощности более 7500; 16 2 группа. Население. К данной тарифной группе относятся граждане, использующие электроэнергию на коммунально-бытовые нужды, а также приравненные к населению категории потребителей, которым электрическая энергия (мощность) поставляется по регулируемым ценам (тарифам). 3 группа. Прочие потребители. В целях формирования бюджетной политики в группе "Прочие потребители" потребители, финансируемые за счет средств бюджетов соответствующих уровней, указываются отдельной строкой (далее - Бюджетные потребители). К группе «прочие потребители» относятся физические лица, осуществляющие профессиональную деятельность (в том числе нотариусы, адвокаты, врачи) в жилом отдельно выделенном помещении, для которого в обязательном порядке электроэнергии, должен потребляемой для быть установлен целей прибор осуществления учета указанной деятельности. В рамках данного исследования объем полезного отпуска электрической энергии, производимой дизельными электростанциями, распределен по следующим группам: население, а также приравненные к населению категории потребителей; бюджетные потребители (школы, детские сады, клубы, библиотеки, сельская администрация); прочие потребители (предприятия малого бизнеса, магазины и т.п.). кроме того, отдельно выделено собственное потребление ЭСО (на обогрев вспомогательных цехов, для производства и транспортировки тепловой энергии, на обогрев водонапорных башен и т. д.). 17 2. Сведения о начисленной и оплаченной потребленной электрической энергии Энергоснабжающие организации, обслуживающие ДЭС, ведут раздельный бухгалтерский учет расчетов с потребителями в разрезе оказываемых видов деятельности (реализация электрической, тепловой энергии, воды). Учет расчетов с покупателями электрической энергии в организациях учитывается на счете 62 «Расчеты с покупателями и заказчиками» в количественном и стоимостном выражении. Полный анализ собираемости платежей за электрическую энергию выполнить экспертам не представляется возможным, в связи с отсутствием данных о дебиторской и кредиторской задолженности по потребителям. Анализ начисленной и оплаченной выручки за потребленную электроэнергию свидетельствует о высоком уровне собираемости платежей. В 2010 году сбор платежей по всем потребителям и по всем ДЭС составил 98,8%, в 2011 году – 97,6%. Если сравнить оплату по потребителям, то у населения оплата ниже бюджетных и прочих потребителей, но тоже достаточно высокая: 96,5% в 2010 году и почти 95% в 2011 году. 1.5. Анализ расхода дизельного топлива на выработку электрической энергии 1.5.1. Натуральный контроль и учет потребляемого дизельного топлива Основной вид топлива, используемый на выработку электрической энергии в ДЭС, является дизельное топливо. Согласно правилам технической эксплуатации дизельных электростанций оборудование топливного хозяйства должно обеспечивать приемку, слив, хранение, подготовку и бесперебойную подачу топлива к дизельным агрегатам. Контроль потребления дизельного топлива на исследуемых ДЭС ведется разными способами. Заправка в топливные резервуары ДЭС (склады ГСМ) происходит из танкеров или автоцистерн по счетчику, 18 установленному на перекачивающих насосах танкеров или цистерн. Перекачка из склада ГСМ в расходные топливные баки ДЭС осуществляется по мере расхода топлива и на некоторых крупных электростанциях учитывается счетчиком, установленным в ДЭС, но этот счетчик учитывает только количество заправки в расходный бак. И погрешность измерения этих счетчиков условна, т.к. неизвестен срок эксплуатации и поверки этих счетчиков. Результаты записываются в диспетчерский журнал и передаются по смене Учет расхода топлива по ДЭС ведется в соответствии с требуемыми формами бухгалтерии, утвержденными предприятием. 1.5.2. Технологические и нетехнологические потери дизельного топлива Потери дизельного топлива при расчете нормативов расхода дизельного топлива на производство электроэнергии не учитывается. Де-факто технологические потери дизельного топлива существуют – это естественная убыль нефтепродуктов на транспортировку, приемку, хранение. Потери дизельного топлива определяются в соответствии с РД 153-39.4-033-98. Согласно данному РД можно определить объем естественной убыли топлива. При рассмотрении данных потерь можно выделить следующие пункты: Убыль при приемке (закачке) в резервуары (0,007%); Убыль в первый месяц хранения в резервуарах (0,003%); Убыль при хранении в резервуарах более 1 месяца (0,002%); Убыль при откачке из резервуаров (0,002%); При обобщении всех вышеперечисленных причин убыли дизельного топлива можно вывести долю естественных потерь топлива на Предприятии. Годовая величина убыли топлива составит 0,014% от всего объема потребления топлива. 19 Нетехнологические потери дизельного топлива возникают при нарушении технологического процесса и определяются человеческим фактором. К такому виду потерь можно отнести перелив топлива при закачке, нарушения соединений трубопроводов и т.п. 1.5.3. Натуральный и стоимостной расход дизельного топлива и масел. Общий расход дизельного топлива по ДЭС сводится в отчетные формы помесячно и за год. Масло списывается в зависимости от числа часов работы агрегатов, т.е. по графику технического обслуживания каждого агрегата. В бухгалтерском учете учет топлива и транспортно-заготовительных расходов осуществляется на счете 10 «Материалы», списание топлива на производство электрической энергии осуществляется на основании приказа об учетной политики ЭСО. По данным бухгалтерского учета фактический расход дизельного топлива по каждой ДЭС за 2010 и 2011 годы представлен в Таблице 1.5.3.1. Таблица 1.5.3.1. Фактический расход дизельного топлива по ДЭС Местонахождение №№ дизельной электростанции п/п I. 1. Верхнекетский район МО Степановское с/п, п. Степановка Факт за 2010 год Количество, т. 812,35 Сумма затрат, тыс. руб. 14 601,16 Факт за 2011 год Количество, т. Сумма затрат, тыс. руб. 793,28 18 831,62 Плановые расходы по топливу определяются на основе нормативов удельного расхода топлива на производство 1 кВт.ч электрической энергии утверждаемые Министерством энергетики РФ. Расходы на топливо в стоимостном выражении растут в связи с постоянным ростом цены (анализ цен см. далее). 20 В Приложении 8 представлена полная информация по ДЭС о расходах дизельного топлива и масел (расход натурального топлива, общая сумма затрат, цена) за периоды: 2010-2011 годы план – факт, 2012-2013 годы план. 1.5.4. Удельный расход дизельного топлива. КПД ДЭС. Основной вид топлива, используемый на выработку электрической энергии в ДЭС, является дизельное топливо. 21 Удельный расход условного топлива является одним из показателей энергетической эффективности работы ДЭС, на основании этого показателя производится оценка КПД работы ДЭС. Показатель удельного расхода условного топлива необходим для определения планируемого потребления дизельного топлива в натуральном выражении путем перемножения удельного расхода топлива на единицу выработки электрической энергии. Норматив удельных расходов условного топлива на отпущенную электрическую энергию рассчитывается на основании Приказа Министерства энергетики РФ от 30.12.2008 № 323 «Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов удельного расхода топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию от тепловых электрических станций и котельных». Нормативы подлежат ежегодному утверждению в Министерстве энергетики РФ. Расчетные показатели коэффициента полезного действия ДЭС показаны в Таблице 1.5.4.1. и для наглядности на диаграмме 1.5.4.1. Таблица 1.5.4.1. - КПД ДЭС % КПД факт 2010 год МО Степановское с/п, п. Степановка КПД факт 2011 год 28,78 28,40 При анализе КПД ДЭС наблюдается тесная взаимосвязь величины КПД дизельной электростанции от процента загрузки мощности этой электростанции. ЭСО с наибольшей загрузкой ДГУ демонстрирует и высокие показатели КПД ДЭС в целом. Следующие параметры так же влияют на величину КПД ДЭС: Качество топлива; Техническое состояние ДГУ; Точность определения объема потребленного топлива; Однако наиболее значимым параметром, характеризующим КПД ДЭС, является величина загрузки ДГУ. 22 Диаграмма 1.5.4.1.- Расчетные показатели коэффициента полезного действия ДЭС 23 1.5.5. Информация о поставщиках топлива и динамика цен дизельного топлива. Для энергоснабжающих организаций обслуживающих ДЭС поставка дизельного топлива осуществляется на основании заключенных договоров с поставщиками топлива. При приемке товара по качеству и количеству стороны руководствуются Инструкцией о порядке приемки продукции производственно-технического назначения и товаров народного потребления по количеству и качеству (Утв. Постановлением Госарбитража СССР от 15.06.65 N П-6) (ред. от 14.11.74). Контроль поступающего от поставщиков количества топлива осуществляется по товарно- транспортным накладным. Анализ поступающего топлива не проводится. Цена за единицу Товара (топлива), определяется сторонами по их взаимному соглашению, оформленному в виде приложения (спецификации) к договору. Информация о поставщиках, способах доставки и цене дизельного топлива за период 2010-2013 годы в разрезе каждой ДЭС представлена в Приложении 9. За анализируемый период доставку топлива осуществляло 14 организаций (таблица 1.5.5.1). Наибольшее количество договоров приходится на ОАО «Региональный деловой центр Томской области». 24 Таблица 1.5.5.1. – Реестр поставщиков топлива №№ Поставщик п/п 1. Количество договоров ОАО «Региональный деловой центр Томской 33 области» 2. ОАО «Томскнефтепродукт» ВНК 18 3. ООО «СеверНефтеПродукт» 14 4. ООО «Нефтебаза» 13 5. ООО «ТАНДЕМ-С» 4 6. ООО «Средневасюганское» 4 7. ООО «Вест» 4 8. ООО «Александровский НПЗ» 3 9. ООО «Автотрейд» 2 10. ООО «Армения» 2 11. ООО «БИОТЭК-С» 2 12. ООО ТД «Петал» 2 13. ООО ТК «Пента» 2 14. ООО «Стрежевойнефтепродукт» 1 В 2010 году при средней фактической цене топлива по всем ДЭС в размере 19 400,83 руб./т максимальное цена - 25 176,76 руб./т сложилась в ДЭС с. Суйга (поставщики ООО «СеверНефтеПродукт» и ООО «Вест»); минимальная цена - 15 706,87 руб/т в ДЭС п.Новый Тевриз (поставщик ООО «Средневасюганское»). В 2011 году при средней фактической цене топлива по всем ДЭС в размере 24 429,77 руб./т максимальное цена - 32 008,52 руб./т сложилась в ДЭС с. Наунак (поставщик ООО «Нефтебаза»); минимальная цена - 20 431,66 руб./т в ДЭС п. Лисица (поставщик ООО «СеверНефтеПродукт»). В 2012 году средняя цена по всем ДЭС – 24 692,16 руб./т, максимальная цена - 33 090,04 руб./т в ДЭС с.Наунак (поставщик ООО «СеверНефтеПродукт»), минимальная цена - 20 523,6 руб./т в п. Лисица (поставщик ООО ТД «Петал»). 25 В 2013 году Регулирующим органом при планировании затрат по топливу применены, в основном, две цены: 29 527,01 руб./т и 27 483,69 руб./т, кроме ДЭС в п. Наунак – 33 090,04 руб./т (на уровне плана 2012 года). При этом рост средней по всем ДЭС цены на топливо на 2013 год – 28 714,89 руб./т по отношению к средней плановой цене 2012 года составил 116,3%. По оценкам экспертов фактическая цена на топливо в 2012 году складывается выше цены, учтенной при установлении тарифов на 2012 год. Динамика средней цены на дизельное топливо по годам в Таблице 1.5.5.2. В Приложении 10 дана полная информациям по ценам на топливо для ДЭС и по годам с 2010 по 2013 год. 26 1.6. Динамика тарифов на электрическую энергию, производимую дизельными электростанциями Томской области за 2010-2013 годы Тарифы на электрическую энергию, поставляемую энергоснабжающими организациями потребителям, в том числе тарифы для населения, в рамках предельных минимальных и (или) максимальных уровней тарифов устанавливаются органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов. Регулирование тарифов на электрическую энергию, производимую дизельными электростанциями, за анализируемый период осуществлялось методом экономически обоснованных расходов. В 2010 году тарифы на электрическую энергию, производимую дизельными электрическими энергетической комиссией станциями, Томской установлены области Региональной 12.11.2009 приказами №№57/323-57/341. Тарифы на 2011-2013 годы установлены Департаментом тарифного регулирования и государственного заказа Томской области соответственно 23.12.2010г.,19.12.2011г. и 07.12.2012г. приказами №№58/426-58/444, №№71/626-71/644 и №№ 44/572-44/590 (Таблица 1.6.1.). 27 Таблица 1.6.1. - Приказы регулирующего органа об установлении тарифов на электрическую энергию по ДЭС Приказ РЭК Приказ ДТР Приказ ДТР Приказ ДТР ТО от и ГЗ ТО от и ГЗ ТО от и ГЗ ТО от 12.11.2009г. 23.12.2010г. 19.12.2011г. 07.12.2012 Энергоснабжающая об об об об организация установлении установлении установлении установлении тарифа на тарифа на тарифа на тарифа на 2010 год 2011 год 2012 год 2013 год ООО "БИО-ТЭК-С" №57/331 №58/428 №71/641 № 44/575 - тарифы на электрическую энергию, производимую дизельными электростанциями, установлены в виде двухставочных и одноставочных тарифов, что соответствует Методическим указаниям по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке, утвержденным приказом Федеральной службой по тарифам от 06.08.2004г. №20-э/2; - в приказах регулирующего органы тарифы указаны без учета НДС либо с пометкой «НДС не предусмотрен». Данное обстоятельство обусловлено дизельными тем, что энергоснабжающие электростанциями, организации, применяют владеющие различные системы налогообложения; - в соответствии с Основами ценообразования в электроэнергетике, утвержденными постановлением Правительства РФ от 29.12.2011г. №1178 «О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике» (с изменениями и дополнениями) цены (тарифы) на электрическую энергию (мощность), поставляемую покупателям на 20122013 годы установлены с календарной разбивкой по полугодиям. 28 1.7. Объем средств из областного бюджета на компенсацию расходов, связанных с организацией электроснабжения от ДЭС Порядок и условия предоставления субсидии на компенсацию расходов по организации электроснабжения от дизельных электростанций определены Постановлением Администрации Томской области от 13.05.2010г. №94а. В соответствии с п. 17 данного Постановления субсидии на компенсацию расходов по организации электроснабжения от дизельных электростанций предоставляются органами местного самоуправления энергоснабжающим организациям в случаях: 1) необходимости досрочного завоза топлива исходя из нормативного объема отпущенной потребителям электроэнергии на период досрочного завоза топлива и разницы между утвержденным тарифом на электроэнергию, вырабатываемую дизельной электростанцией, и тарифом, утвержденным в системе централизованного электроснабжения, с последующим перерасчетом по итогам года для определения размера субсидий на очередной финансовый год. Перерасчет осуществляется в марте очередного финансового года исходя из фактического объема отпущенной потребителям электроэнергии (в пределах нормативного объема потребления электроэнергии) и разницы между утвержденным тарифом на электроэнергию, вырабатываемую дизельной электростанцией, и тарифом, утвержденным в системе централизованного электроснабжения; 2) отсутствия необходимости досрочного завоза топлива ежемесячно исходя из фактического объема отпущенной потребителям электроэнергии (в пределах нормативного объема потребления электроэнергии) и разницы между утвержденным тарифом на электроэнергию, вырабатываемую дизельной электростанцией, и тарифом, утвержденным в системе организаций затрат, централизованного электроснабжения; 3) возникновения у энергоснабжающих обусловленных незапланированным в тарифе на электроэнергию ростом 29 цен на дизельное топливо. В этом случае расходование субсидий осуществляется муниципальными образованиями при условии принятия соответствующего распоряжения Администрации Томской области. Затраты, подлежащие возмещению, рассчитываются нарастающим итогом с начала года исходя из фактического объема потребления дизельного топлива, используемого для производства электрической энергии (в пределах нормативного объема потребления дизельного топлива), и разницы между фактической ценой дизельного топлива (не выше средней от оптовых цен ОАО "Томскнефтепродукт" ВНК и ЗАО "ГазпромнефтьКузбасс" плюс затраты на доставку) и его ценой, учтенной в тарифе на электрическую энергию. Предельный размер затрат на доставку составляет для Батуринского сельского поселения Асиновского района, Степановского сельского поселения Верхнекетского района - 4,5%, для прочих сельских поселений - 12%. Субсидии предоставляются бюджетам муниципальных районов, на территории которых имеются дизельные электростанции. Общий объем субсидий i-му муниципальному образованию определяется по формуле: Si = Sн + Sдиз, где: Si - общий объем субсидий i-му муниципальному образованию на компенсацию расходов по организации электроснабжения от дизельных электростанций; Sн - объем субсидии на компенсацию расходов ресурсоснабжающей организации, возникающих при применении тарифов, установленных для населения, в системе централизованного энергоснабжения; Sдиз - объем субсидии на возмещение затрат энергоснабжающих организаций, обусловленных незапланированным в тарифе на электроэнергию ростом цен на дизельное топливо. Sн = Ч х (Сэот - Т) х Nн, 30 где: Ч - численность населения, проживающего в населенных пунктах и потребляющего электроэнергию от дизельных электростанций; Сэот - экономически обоснованный тариф на электроэнергию, вырабатываемую дизельной электростанцией (без учета НДС); Т - тариф на электроэнергию для населения в системе централизованного энергоснабжения; Nн - нормативный объем потребления электроэнергии на одного человека в год, равный 800 кВт.ч. Sдиз = сумма (j) (Nj) х (ЦСj - ЦТj), где: J - энергоснабжающая организация, вырабатывающая электроэнергию дизельными электростанциями в i-ом муниципальном образовании; Nj - нормативный расход дизельного топлива в год j-ой энергоснабжающей организацией (т); ЦСj - прогноз среднегодовой цены дизельного топлива в текущем году с учетом фактической динамики оптовых цен на ГСМ и запасов, сложившихся на начало года в j-ой энергоснабжающей организации (руб./т); ЦТj - цена обоснованном дизельного тарифе на топлива, учтенная электроэнергию, в экономически вырабатываемую j-ой энергоснабжающей организацией (руб./т); Nj = Vj х Rj / 1000, где: Vj - нормативная выработка электроэнергии в год, учтенная при расчете экономически обоснованного тарифа j-ой энергоснабжающей организацией (кВт. ч); Rj - удельный расход дизельного топлива на выработку 1 кВт. ч электроэнергии j-ой энергоснабжающей организацией (кг/кВт. ч). 31 Цена дизельного топлива учитывается следующим образом: 1) по энергоснабжающим организациям, применяющим общий режим налогообложения, без налога на добавленную стоимость; 2) по энергоснабжающим организациям, применяющим упрощенную систему налогообложения, с налогом на добавленную стоимость. Субсидии предусматриваются в расходной части областного бюджета отдельной строкой «Субсидии на компенсацию расходов по организации электроснабжения от дизельных электростанций». Таблица 1.7.1. - Субсидии из областного бюджета Томской области на компенсацию расходов по организации электроснабжения от дизельных электростанций (тыс.руб.) Муниципальное образование МО «Верхнекетский район» 2010 год 2011 год 2012 год План Исполне План Исполне План ние ние 58 363,0 68 111,4 71 893,4 2013 год 2014 год План План 85 303,0 95 109,9 В Таблице 1.7.1 показаны объемы субсидий, выделяемые из областного бюджета Томской области на компенсацию расходов по организации электроснабжения от дизельных электростанций за 2010-2011 годы и планируемые субсидии на 2012-2014гг. в соответствии с законами Томской области: - Закон Томской области от 29.12.2009 г. № 298-ОЗ "Об областном бюджете на 2010 год и на плановый период 2011 и 2012 годов" (принят постановлением Государственной Думы Томской области от 17 декабря 2009 г. № 2835) (с изменениями и дополнениями); - Закон Томской области от 15.07.2011 г. № 138-ОЗ "Об исполнении областного бюджета за 2010 год" (принят постановлением Законодательной Думы Томской области от 30 июня 2011 г. № 4481); - Закон Томской области от 28.12.2010 г. № 327-ОЗ "Об областном бюджете на 2011 год и на плановый период 2012 и 2013 годов" (принят 32 постановлением Государственной Думы Томской области от 17 декабря 2010 г. № 3958) (с изменениями и дополнениями); - Закон Томской области от 6.07.2012 г. № 127-ОЗ "Об исполнении областного бюджета за 2011 год" (принят постановлением Законодательной Думы Томской области от 26 июня 2012 г. № 379); - Закон Томской области от 13.12.2011 г. № 338-ОЗ "Об областном бюджете на 2012 год и на плановый период 2013 и 2014 годов" (принят постановлением Законодательной Думы Томской области от 24 ноября 2011 г. № 4919) (с изменениями и дополнениями). В ходе выполнения исследования экспертами собраны сведения о размерах субсидий от энергоснабжающих организаций за 2010-2011 годы Приложение 14. В Таблице 1.7.2 показаны данные о размерах субсидий, по сведениям полученных от ЭСО в сравнении с размерами субсидий, запланированных в областном бюджете. Таблица 1.7.2. – Сравнительные данные по размерам субсидий Муниципальное образование МО«Александровский район» МО «Асиновский район» МО «Верхнекетский район» МО «Каргасокский район» МО «Колпашевский район» МО «Молчановский район» МО «Парабельский район» ВСЕГО Исполнение по областному бюджету 2010 год План по Оплачено Отклоне закону по ние Томской сведениям области от ЭСО План по закону Томской области 2011 год Оплачено Отклонение по сведениям от ЭСО 12 856,6 10 427,66 - 2428,9 16 397,3 16 106,34 - 291,0 2 939,0 2 699,40 - 239,6 2 924,5 2 822,39 - 102,1 58 363,0 54 613,41 - 3749,6 68 111,4 62 604,78 - 5 506,62 56 446,0 52 345,82 - 4 100,2 62 871,4 59 459,30 -3 412,1 15 408,0 16 272,3 15 531,62 - 740,7 9 011,0 Нет сведений 9 011,0 0,0 10 781,9 9 803,52 -978,4 16 893,0 16 893,0 0,0 20 819,3 20 813,8 -5,5 171 916,6 198 178,1 187 141,75 - 11036,35 169 575,3 197 710,1 187 141,75 - 10568,35 33 1.8. Фактическая и плановая себестоимость электрической энергии, производимой дизельными электростанциями за 2010-2013 годы Определение состава расходов, включаемых в необходимую валовую выручку, и оценка их экономической обоснованности производятся в соответствии с законодательством Российской Федерации и нормативными правовыми актами, регулирующими отношения в сфере бухгалтерского учета. В анализируемом периоде 2010-2013 годы регулирование тарифов на электрическую энергию, производимою дизельными электростанциями, осуществлялось методом экономически обоснованных расходов согласно Методическим указаниям по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке, утвержденным приказом Федеральной службы по тарифам от 06.08.2004 г. № 20-э/2. В Приложении 24 себестоимость (эксплуатационные расходы) электрической энергии, производимой дизельными электростанциями представлена по статьям расходов в виде сметы затрат на производство, передачу и сбыт (Таблица №П1.15 вышеназванных Методических указаний). В смете также показаны суммарные расходы по себестоимости и прибыли, образующие необходимую валовую выручку (товарная продукция), из которой рассчитывается тариф на электрическую энергию по ДЭС. Кроме того, в смете затрат для анализа себестоимости справочно указаны следующие основные натуральные показатели работы ДЭС: - выработка электроэнергии, тыс.кВт.ч; - нормативная и фактическая численность работающих ДЭС (чел.), ставка рабочего первого разряда и средняя заработная плата (руб.); - дизельное топливо и масло (нормативное и фактическое количество (т), удельные расходы (кг/кВт.ч), средняя цена (руб./т). 34 (в Анализ себестоимости осуществлен за периоды: 2010-2011 годы по планируемым и фактическим показателям В Таблице 1.8.1 показаны общие проценты выполнения сметы затрат за 2010-2011 годы в разрезе каждой ДЭС. 35 Таблица 1.8.1 - Исполнение сметы затрат ДЭС за 2010-2011 годы, % Местонахождение дизельной электростанции Верхнекетский район МО Степановское с/п, п. Степановка Отношение фактической себестоимости к плановой за 2010 год, % Отношение фактической себестоимости к плановой за 2011 год, % 103,5 119,3 В 2011 году фактический процент использования запланированных эксплуатационных расходов варьируется от 119,3% по ДЭС в п.Степановка. 1.9. Краткие выводы существующей ситуации с децентрализованным электроснабжением населенных пунктов Томской области по результатам анализа технико-экономических показателей работы ДЭС В Томской области электроснабжение 32 населенных пунктов обеспечивают 25 дизельных электрических станций, которые находятся в аренде или на праве хозяйственного ведения у 19 энергоснабжающих организаций. В связи с тем, более 85% дизель-генераторных установок имеют износ более 50%, то большая часть оборудования станций подлежит замене. По плановым показателям 2013 года дизельные электростанции за год вырабатывают 18,177 млн.кВт.ч. электроэнергии или 0,4% от общей выработки электроэнергии Томской области. Анализ выработки за анализируемый период свидетельствует о ее снижении, так плановая выработка 2013 года по отношению к фактической 2010 года снизилась на 0,686 млн.кВт.ч. или на 3,6%. Затраты электроэнергии на собственные нужды составляют 0,727 млн.кВт.ч. и соответственно отпуск с шин ДЭС - 17,450 млн.кВт.ч. Технологические потери от отпуска с шин равны 2,761 млн.кВт.ч. или 15,82%. Полезный отпуск потребителей электрической энергии, вырабатываемой дизельными электростанциями Томской области в 2013 году составит 14,689 млн.кВт.ч. или 0,2% от общего электропотребления 36 Томской области. Снижение против факта 2010 года составило 0,590 млн.кВт.ч или 3,9%. При снижении технических показателей работы дизельных станций объем финансовых средств, необходимый для осуществления их деятельности, постоянно растет. Необходимая валовая выручка всех ДЭС по плану 2013 года составляет 292 974 тыс.руб., что на 47 000 тыс.руб. больше плана 2010 года или рост 119%. Наибольшее влияние на рост НВВ имеют расходы на дизельное топливо, составляющие более 50% всех затрат, а точнее рост цены на топливо, который в 2013 году по отношению к плановой цене 2010 года составил 121%. В обслуживании ДЭС занято 250 человек со средней планируемой на 2013 год заработной платой 18 465 рублей. Деятельность энергоснабжающих организаций подлежит государственному регулированию по установлению цен и тарифов на электрическую энергию. Расчетный средний тариф на электрическую энергию, производимую всеми ДЭС, на 2013 год составил 20,97 руб./кВт.ч., что в 8,1 раза выше тарифа по электроэнергии для населения Томской области на 2013 год. Разница между тарифом, установленным дизельной электростанции, и тарифом для населения компенсируется энергоснабжающей организации из бюджета. Кроме того компенсации из бюджета подлежат затраты энергоснабжающих организаций, возникающие в связи с незапланированным в тарифе на электроэнергию ростом цен на дизельное топливо. Субсидии из областного бюджета Томской области на компенсацию расходов по организации электроснабжения от дизельных электростанций в 2010 году составили 169 575,3 тыс.руб., в 2011 году – 197 710,1 тыс.руб. В областном бюджете на компенсацию расходов по организации электроснабжения от дизельных электростанций запланировано (тыс.руб.): 2012 год 2013 год 2014 год 218 287,6 242 521,2 268 085,6 37 По отношению ко всем затратам ДЭС субсидии из областного бюджета составляют 80%. Все вышеназванное характеризует деятельность дизельных электростанций как экономически не эффективную, но без учета вопросов социального характера, которые в рамках данного исследования не рассматривались. 2. Оценка объема и стоимости органического топлива 2.1. Теплотехнические характеристики органического топлива Традиционно в зависимости от агрегатного состояния органическое топливо делится на газообразное, жидкое и твёрдое, каждое из них в свою очередь делится на естественное и искусственное. Таблица 2.1.1 Вид топлива Газообразное Естественное топливо природный газ Жидкое Нефть Твёрдое Ископаемое Торф; Бурый уголь; Каменный уголь; Антрацит; Горючий сланец; Растительное Древесина; Биомасса. Искусственное топливо Генераторный газ; Коксовый газ; Доменный газ; Продукты перегонки нефти; Газ подземной газификации; Синтез-газ Бензин; Керосин; Дизельное топливо; Мазут. Древесный уголь; Кокс и полукокс; Углебрикеты; Отходы углеобогащения. Исходя из приведенного перечня естественных видов органического топлива, экспертами в данном отчете рассматривались только древесное топливо и торф по следующим причинам. 38 1. Природный газ и нефть, хоть и являются естественными видами органического топлива, но не являются возобновляемыми. Также существующая добыча данных видов топлива и их транспортные потоки находятся на значительном удалении (за исключением с.Березовка и c.Новый Тевриз), т.е. к местным видам органического топлива они не могут быть отнесены. 2. Из ископаемых твердых видов топлива, только торф попадает в категорию «местные», так как у экспертов нет данных о наличии в непосредственной близости от исследуемых объектов других видов твердых топлив. Однако это не означает что возле исследуемых объектов этих видов топлива нет, так как ископаемые твердые виды топлива в небольших количествах (непромышленных масштабах) могут быть повсеместно, то на данный момент данных о промышленных объемах и их перспектив добычи у экспертов не имеются. 3. Из растительных твердых видов топлива, только дрова/древесина попадает в категорию «местные», так как в непосредственной близости от исследуемых объектов отсутствуют крупные сельскохозяйственные предприятия производящие биомассу в необходимых объемах. Анализ топливных свойств древесной биомассы показывает их большое сходство, мало зависящее от породного состава и места произрастания. Более разнообразны теплотехнические характеристики торфа, изменяющиеся, в основном, за счет значительных колебаний зольности и содержания минеральной части. Однако следует отметить, что на топливные характеристики растительной биомассы значительное влияние оказывают такие факторы, как условия транспортировки и хранения. Так, например, практика показывает, что отходы переработки древесины, имеющие в момент образования влажность Wр порядка 40%, через год хранения могут увеличить свою влажность до 68–70%. 2.1.1. Характеристики древесной биомассы Влажность 39 Влажность древесной биомассы — это количественная характеристика, показывающая содержание в биомассе влаги. Различают абсолютную и относительную влажность биомассы. Абсолютной влажностью называют отношение массы влаги к массе сухой древесины: где Wa — абсолютная влажность, %; м — масса образца во влажном состоянии, г; м0 — масса того же образца, высушенного до постоянного значения, г. Относительной или рабочей влажностью называют отношение массы влаги к массе влажной древесины: где Wp — относительная, или рабочая, влажность, % При расчетах процессов сушки древесины используется абсолютная влажность. В теплотехнических расчетах применяется только относительная, или рабочая, влажность. С учетом этой установившейся традиции в дальнейшем мы будем пользоваться только относительной влажностью. Различают две формы влаги, содержащейся в древесной биомассе: связанную (гигроскопическую) и свободную. Связанная влага находится внутри стенок клеток и удерживается физико-химическими связями; удаление этой влаги сопряжено с дополнительными затратами энергии и существенно отражается на большинстве свойств древесинного вещества. Свободная влага находится в полостях клеток и в межклеточных пространствах. Свободная влага удерживается только механическими связями, удаляется значительно легче и оказывает меньшее влияние на механические свойства древесины. При выдерживании древесины на воздухе происходит обмен влагой между воздухом и древесинным веществом. Если влажность древесинного 40 вещества очень высока, то при этом обмене происходит высыхание древесины. Если увлажняется. При влажность его низка, то длительном пребывании древесинное древесины вещество на воздухе, стабильных температуре и относительной влажности воздуха влажность древесины становится также стабильной; это достигается тогда, когда упругость паров воды окружающего воздуха сравняется с упругостью паров воды у поверхности древесины. Величина устойчивой влажности древесины, выдержанной длительное время при определенной температуре и влажности воздуха, одинакова для всех древесных пород. Устойчивую влажность называют равновесной, и она полностью определяется параметрами воздуха, в среде которого она находится, т. е. его температурой и относительной влажностью. Влажность стволовой древесины. В зависимости от величины влажности стволовую древесину подразделяют на мокрую, свежесрубленную, воздушно-сухую, комнатно-сухую и абсолютно сухую. Мокрой называют древесину, длительное время находившуюся в воде, например при сплаве или сортировке в водном бассейне. Влажность мокрой древесины Wp превышает 50%. Свежесрубленной называют древесину, сохранившую влагу растущего дерева. Она зависит от породы древесины и изменяется в пределах Wp=33...50 %. Средняя влажность свежесрубленной древесины составляет, %, у ели 48, у лиственницы 45, у пихты 50, у сосны кедровой 48, у сосны обыкновенной 47, у ивы 46, у липы 38, у осины 45, у ольхи 46, у тополя 48, у березы бородавчатой 44, у бука 39, у вяза 44, у граба 38, у дуба 41, у клена 33. Воздушно-сухая — это древесина, выдержанная длительное время на открытом воздухе. Во время пребывания на открытом воздухе древесина постоянно подсыхает и ее влажность постепенно снижается до устойчивой величины. Влажность воздушно-сухой древесины Wp=13...17 %. 41 Комнатно-сухая древесина — это древесина, длительное время находящаяся в отапливаемом и вентилируемом помещении. Влажность комнатно-сухой древесины Wp=7...11 %. Абсолютно сухая — древесина, высушенная при температуре t=103±2 °С до постоянной массы. В растущем дереве влажность стволовой древесины распределена неравномерно. Она изменяется как по радиусу, так и по высоте ствола. Максимальная влажность стволовой древесины ограничена суммарным объемом полостей клеток и межклеточных пространств. При гниении древесины ее клетки разрушаются, в результате чего образуются дополнительные внутренние полости, структура гнилой древесины по мере развития процесса гниения становится рыхлой, пористой, прочность древесины при этом резко снижается. По указанным причинам влажность древесной гнили не ограничена и может достигнуть столь высоких значений, при которых ее сжигание станет неэффективным. Увеличенная пористость гнилой древесины делает ее очень гигроскопичной, находясь на открытом воздухе, она быстро увлажняется. Зольность Зольностью называют содержание в топливе минеральных веществ, остающихся после полного сгорания всей горючей массы. Зола является нежелательной частью топлива, так как снижает содержание горючих элементов и затрудняет эксплуатацию топочных устройств. Зола подразделяется на внутреннюю, содержащуюся в древесном веществе, и внешнюю, попавшую в топливо при заготовке, хранении и транспортировании биомассы. В зависимости от вида зола имеет различную плавкость Легкоплавкой при называется нагревании зола, до имеющая высокой температуры. температуру начала жидкоплавкого состояния ниже 1350°С. Среднеплавкая зола имеет температуру начала жидкоплавкого состояния в пределах 1350—1450 °С. У тугоплавкой золы эта температура выше 1450 °С. 42 Внутренняя зола древесной биомассы является тугоплавкой, а внешняя — легкоплавкой. Содержание внутренней золы стволовой древесины изменяется в пределах от 0,2 до 1,17%. Зольность коры различных пород варьирует от 0,5 до 8% и выше при сильном загрязнении при заготовке или складировании. Плотность древесины Плотность древесинного вещества — это отношение массы материала, образующего стенки клеток, к занимаемому им объему. Плотность древесинного вещества одинакова для всех пород древесины и равна 1,53 г/см3. По рекомендации комиссии СЭВ, все показатели физико- механических свойств древесины определяются при абсолютной влажности 12 % и пересчитываются на эту влажность. Таблица 2.1.1/ Плотность различных пород древесины Порода Лиственница Сосна Кедр Пихта Граб Акация белая Груша Дуб Клен Ясень обыкновенный Бук Вяз Береза Ольха Осина Липа Ива Плотность кг/м3 При стандартной Абсолютно сухая влажности 660 630 500 470 435 410 375 350 800 760 800 760 710 670 690 650 690 650 680 645 670 640 650 615 630 600 520 490 495 470 495 470 455 430 43 Насыпная плотность отходов в виде различных измельченных отходов древесины колеблется в широких пределах. Для сухой стружки от 100 кг/м3, до 350 кг/м3и более у влажной щепы. Теплотехнические характеристики древесины Состав древесной биомассы, т. е. содержание в ней отдельных элементов, характеризуется следующим уравнением: Ср+Нр+Ор+Nр+Aр+Wр=100%, где Ср, Нр, Ор, Np — содержание в древесной массе соответственно углерода, водорода, кислорода и азота, %; Aр, Wp — содержание в топливе соответственно золы и влаги. Для характеристики топлива в теплотехнических расчетах пользуются понятиями сухая масса и горючая масса топлива. Сухая масса топлива представляет собой в данном случае биомассу, высушенную до абсолютно сухого состояния. Ее состав выражается уравнением Сс+Нс+Ос+Nс+Aс=100%. Горючая масса топлива — это биомасса, из которой удалены влага и зола. Ее состав определяется уравнением Сг+Нг+Ог+Nr=100%. Индексы у знаков компонентов биомассы означают: р — содержание компонента в рабочей массе, с — содержание компонента в сухой массе, г — содержание компонента в горючей массе топлива. Одной из примечательных особенностей стволовой древесины является удивительная стабильность ее элементарного состава горючей массы. Поэтому удельная теплота сгорания различных пород древесины практически не отличается. Элементарный состав горючей массы стволовой древесины практически одинаков для всех пород. Как правило, варьирование содержания отдельных компонентов горючей массы стволовой древесины находится в пределах погрешности технических измерений. На основании этого при теплотехнических расчетах, наладке топочных устройств, 44 сжигающих стволовую древесину и т. п., можно без большой погрешности принимать следующий состав стволовой древесины на горючую массу: Сг=51%, Нг =6,1%, Ог=42,3%, Nг =0,6%. Теплотой сгорания биомассы называется количество тепла, выделяемое при сгорании 1 кг вещества. Различают высшую и низшую теплоту сгорания. Высшая теплота сгорания — это количество тепла выделившееся при сгорании 1 кг биомассы при полной конденсации всех паров воды, образовавшихся при горении, с отдачей ими тепла, израсходованного на их испарение (так называемой скрытой теплоты парообразования). Высшая теплота сгорания Qв определяется по формуле Д. И. Менделеева (кДж/кг): Qв=340Ср+1260Нр—109Ор. Низшая теплота сгорания (НТС) — количество тепла, выделившееся при сгорании 1 кг биомассы, без учета тепла, израсходованного на испарение влаги, образовавшейся при сгорании этого топлива. Ее значение определяется по формуле (кДж/кг): Qр=340Cр+1030Hр—109Ор—25Wр. Теплота сгорания стволовой древесины зависит только от двух величин: зольности и влажности. Низшая теплота сгорания горючей массы (сухой беззольной!) стволовой древесины практически постоянна и равна 18,9 МДж/кг (4510 ккал/кг). Виды древесных отходов В зависимости от производства, при котором образуются древесные отходы, их можно подразделить на два вида: отходы лесозаготовок и отходы деревообработки. Отходы лесозаготовок — это отделяемые части дерева в процессе лесозаготовительного производства. К ним относятся хвоя, листья, неодревесневшие побеги, ветви, сучья, вершинки, откомлевки, козырьки, фаутные вырезки ствола, кора, отходы производства колотых балансов и т. п. 45 В своем естественном малотранспортабельны, при виде отходы энергетическом лесозаготовок использовании они предварительно измельчаются в щепу. Отходы деревообработки — это отходы, образующиеся в деревообрабатывающем производстве. К ним относятся: горбыль, рейки, срезки, короткомер, стружка, опилки, отходы производства технологической щепы, древесная пыль, кора. По характеру биомассы древесные отходы могут быть подразделены на следующие виды: отходы из элементов кроны; отходы из стволовой древесины; отходы из коры; древесная гниль. В зависимости от формы и размера частиц древесные отходы обычно подразделяются на следующие группы: кусковые древесные отходы и мягкие древесные отходы. Кусковые древесные отходы — это откомлевки, козырьки, фаутные вырезки, горбыль, рейка, срезки, короткомеры. К мягким древесным отходам относятся опилки и стружки. Важнейшей характеристикой измельченной древесины является ее фракционный состав. Фракционный состав есть количественное соотношение частиц определенных размеров в общей массе измельченной древесины. Фракцией измельченной древесины называют процентное содержание частиц определенного размера в общей массе. Измельченную древесину по размерам частиц можно подразделить на следующие виды: — древесную пыль, образующуюся при шлифовании древесины, фанеры и древесных плит; основная часть частиц проходит через сито с отверстием 0,5 мм; — опилки, образующиеся при продольной и поперечной распиловке древесины, они проходят через сито с отверстиями 5...6 мм; — щепу, получаемую при измельчении древесины и древесных отходов в рубительных машинах; основная часть щепы 46 проходит через сито с отверстиями 30 мм и остается на сите с отверстиями 5...6 мм; — крупную щепу, размеры частиц которой больше 30 мм. 2.1.2. Характеристики торфа Качество торфа как топлива, также как и древесины, определяется в основном следующими показателями: теплотой сгорания, зольностью и влажностью. Топливный фрезерный торф, предназначенный для пылевидного сжигания в котлах, должен удовлетворять следующим требованиям: Таблица 2.1.2.1 Содержание общей влаги, %, не более 52 Зольность на сухую массу, %, не более 23 Подробная информация о месторождениях торфа Томской области, пригодных для использования в энергетических целях изложена в соответствующем разделе отчета, где проведен анализ имеющихся месторождений расположенных в непосредственной близости от объектов генерации. Сводная таблица характеристик нескольких торфяных месторождений Томской области представлена в таблице 2.1.2.2. Таблица 2.1.2.2 Характеристика торфяных месторождений Томской области Параметры № Площадь, 1 тыс. Га Общие 2 запасы, тыс.тонн Готовность 3 к производству Энерг. 4 параметры торфа, МДж/кг Каргасокский (уч. 400,401,404) Первомайский (уч. 839,815817,822,866) Парабельский (уч. 495,496, 521, 522) Томский Северск Шегарский (уч. 933, 931, 932, 930) (уч. 966) (уч.397-5,6) 150 100 40 10 1 17 461500 175000 155000 50000 7300 37000 Средняя Средняя Средняя 10 10 Выше среднего 10 Высокая 12 Выше среднего 12 14 47 Влажность, 5 % Зольность, 6 % Содержание 7 серы, % на горючую массу Элементный 8 состав C/H/N, % 70 5-7 70 5-7 70 5 60 5-7 60 5 50 6-8 0,25 0,3 0,14 0,4 0,1 0,25 55/5/3 57/7/3 56/6/2 55/5/2 55/3/1 57/4/2 Согласно приведенным в таблице данным, месторождения торфа Томской области характеризуются невысоким содержанием серы, низшая теплота сгорания торфа находится в пределах 10-14 МДж/кг (2387- 3340 ккал/кг), зольность не превышает 8%. Результаты исследования переработки торфа в топливные брикеты, проведенные на кафедре ПГС и ПГУ Национального исследовательского Томского политехнического университета (ЭНИН) для Суховского и Аркадьевского месторождений Томской области, показали следующие теплотехнические образцов характеристики исследуемых торфа и топливных брикетов. Таблица 2.1.2.3 Теплотехнические характеристики исследуемых образцов торфа Суховского и Аркадьевского месторождений Торф Суховской Аркадьевский r Влажность на рабочую массу W t, % 59,6* 38,2* Зольность на сухую массу Ad, % 34,6 38,6 daf Выход летучих веществ V , % 72,4 70,0 r Теплота сгорания Q i, МДж/кг 4,56 4,56 * – Низкое значение естественной влажности исследуемых торфов Теплотехнические характеристики объясняется тем, что месторождения были осушены под промышленное использование. Таблица 2.1.2.4 Теплотехнические характеристики брикетов из продуктов термической обработки торфов Суховского и Аркадьевского месторождений Теплотехнические характеристики Влажность на рабочую массу Wrt, % Зольность на сухую массу Ad, % Суховской 0,0 32,2 Брикет Аркадьевский 0,0 48,0 48 Выход летучих веществ Vdaf, % Теплота сгорания Qri, МДж/кг 82,6 17,7 89,6 14,0 Торф Суховского и Аркадьевского месторождений отличается повышенной зольностью и пониженной теплотой сгорания, не превышающей 4,56 МДж/кг (1088 ккал/кг). Брикеты, полученные из продуктов термической обработки торфов Суховского и Аркадьевского месторождений, имеют калорийность, которая более чем в 3 раза превышает калорийность исходного торфа и составляющую 14-17,7 МДж/кг (3342-4224 ккал/кг). Результаты, приведенные в таблицах 2.1.2.2-2.1.2.4 показывают, что зольность торфа имеет большие колебания, выходящие за пределы, установленные для торфа как топлива. Максимальная допустимая зольность торфяного топлива определяется в 23%. Таблица 2.1.2.5. - Преимущества и недостатки технологий переработки торфа № Технология Преимущества Недостатки п/п 1 Брикеты из торфа Отработанная технология Наличие специализированной техники 2 Пеллеты из торфа Наличие оборудования для сжигания пеллет (котлы и системы подачи сырья) Высокая теплота сгорания и низкая зольность 3 Газификация Требуется осушение участков Возможно производство 3-5 мес. в году Недостаточно проработанная и сложная технология Строгие требования к изначальному сырью Энергозатратная технология Недостатки п.1. Отработанная и Повышенные надежная технология экологические выбросы, однако укладывающиеся в Относительно небольшие затраты на нормативы организацию производства Привязанность к местности Недостатки п.1. 49 № Технология Преимущества Недостатки п/п 4 Возможность получения широкого ряда углеводороды высокачественных (процесс Фишера- химических продуктов, включая дизельное топливо, Тропша) воск, полиэтилен высокого давления, эфиры, масла, бензин 5 Передовая технология коксование торфа с Возможность работать с сырьем повышенной получением жидких влажности Имеется возможность моторных фракций добычи круглый год (гидронамыв). Замкнутая технология Жидкие Скоростное Высокие стартовые капитальные затраты на оборудование Сложная технология, требующая высококвалифицированных специалистов Строгие требование к начальному сырью Необходимость сертифицировать топливо Расход катализаторов Недостатки п.1. Технология требует проверки технологических констант для масштабирования до промышленного масштаба Требуется сертификация топлива Основными недостатками использования торфа в качестве топлива являются: - потребители продукции должны находится в радиусе 50-75 км от места добычи с объемом потребления не менее 20 000 тонн торфа в год. Дальнейшее увеличение непропорционально расстояния увеличивает или стоимость уменьшение торфа, что потребления делает его применения в качестве топлива не выгодным по сравнению с другими видами топлива; - период добычи фрезерного торфа ограничивается 4-5 месяцами в год. Возможно, что использование других технологии может увеличить период добычи торфа, но однозначных подтверждений этому нет; - требуется уточнения объемов и качества запасов торфа, располагаемых в непосредственной близости от объектов генерации. 50 2.2. Объемы располагаемого местного органического топлива 2.2.1. Дрова/Древесина Анализ современного состояния развития лесного хозяйства в Томской области. Томская область относится к многолесным регионам с площадью лесного фонда 28 679,8 тыс. га, занимающей 91% территории Томской области, в том числе покрытых лесом земель 19 302,7 тыс. га, и общим запасом древесины 2 851,4 млн. м3. Лесное хозяйство в Томской области, как и в целом в Российской Федерации, в настоящее эффективно использующей время остается потенциал для отраслью, развития недостаточно по ключевым направлениям. Основные проблемы лесного хозяйства Томской области соответствуют основным факторам, обусловившим появление системных проблем в развитии лесного хозяйства Российской Федерации, указанным в Стратегии развития лесного комплекса Российской Федерации на период до 2020 года. Для лесного хозяйства Томской области характерны следующие основные системные проблемы: 1. Недостаточная точность оценки лесоресурсного потенциала (неактуальные материалы государственного лесного реестра), низкий уровень использования современных информационных технологий. 2. Увеличение повреждения лесов и потерь лесных ресурсов от пожаров, рост ущерба от лесных пожаров, который значительно превосходит величину затрат на охрану лесов от них. 3. Изменение ресурсного и экологического потенциала лесов в местах их интенсивного использования. 4. Невысокое качество лесовосстановления и низкий технический уровень лесохозяйственных работ. Снижение объемов выращивания посадочного материала для лесокультурного производства. Низкая доля заготавливаемых семян с ценными наследственными свойствами. 51 Основой оценки лесоресурсного потенциала, оценки качественных и количественных показателей лесных ресурсов, содержащихся в государственном лесном реестре, определения возможных объемов и мест заготовки древесины, осуществления иных видов использования лесов, контроля за ведением лесного хозяйства являются материалы лесоустройства. Актуальность включения в Программу задач по оценке состояния лесного фонда определена решающим значением лесоустройства для повышения эффективности по всем направлениям лесного хозяйства Высокая давность лесоустройства связана с отсутствием с 2006 года целевого бюджетного финансирования проведения лесоустроительных работ. С 2007 года по настоящее время лесоустройство проводится только за счет средств арендаторов на незначительных площадях на лесных участках, арендованных для заготовки древесины с ведением лесного хозяйства. Недостаточное управленческих информационное решений, обеспечение обеспечение материалами принятия лесоустройства снижает эффективность лесного хозяйства в Томской области. Оценка возможного развития ситуации показывает, что при отсутствии целевого финансирования по этому направлению лесного хозяйства площадь лесов с неприемлемой давностью лесоустройства (более 10 - 15 лет) к 2015 году увеличится до 90%, что приведет к недопустимому снижению уровня достоверности оценок лесоресурсного потенциала, качества лесного планирования Отсутствие и проектирования региональных лесохозяйственных научно обоснованных мероприятий. рекомендаций по проведению естественного лесовосстановления на вырубках не позволяет оптимизировать соотношение естественного и искусственного лесовосстановления с актуализацией объемов затратных работ по созданию лесных культур. За период 2014 - 2016 годов лесоустройство планируется провести на территории тех лесничеств, где давность лесоустройства достигает критических значений, при этом необходима лесоресурсная оценка лесных насаждений, востребованных для использования в целях заготовки 52 древесины для предпринимательской деятельности, а также для собственных нужд граждан (Асиновское, Верхнекетское, Зырянское, Первомайское, Тегульдетское, Улу-Юльское лесничества). Лесоресурсный потенциал. По общим запасам леса область занимает 8-е место среди регионов Российской Федерации (3 % запаса) и 3-е место среди регионов Сибирского федерального округа (8 % запаса). 53 Общий эксплуатационный запас древесины в спелых и перестойных лесах составляет 1,5 млрд. куб. м (1542,3 млн. куб. м), в том числе хвойной – 0,6 млрд. куб. м (639,2 млн. куб. м), мягколиственной – 0,9 млрд. куб. м (903,1 млн. куб. м). Наиболее часто рубками охватываются сосновые насаждения - эксплуатационный запас 0,4 млрд. куб. м (404,7 млн. куб. м), березовые насаждения – эксплуатационный запас 0,7 млрд. куб. м (669,7 млн. м3). Средний объем хлыста в эксплуатационных лесах составляет 0,38 куб. м. Годичный прирост древесины в лесах Томской области равен 32,4 млн. куб. м или в пересчете на один гектар 1,7 куб. м. Средний запас древесины определяется в 152 куб. м/га, в хвойных насаждениях 156 куб. м/га. Годовая расчетная лесосека, т. е. ежегодный разрешенный объем рубки в Томской области составляет 41,2 млн. куб. м, в том числе 14,9 млн. куб. м по хвойному хозяйству, которая в настоящее время осваивается предприятиями лесной промышленности и другими участниками лесных отношений только на уровне 7 %. В прошлые десятилетия лесосырьевые базы в зоне транспортной доступности подверглись интенсивным рубкам и в значительной мере расстроены. Тем не менее, экономически доступный лесной ресурс в настоящее время оценивается более чем в 10 млн. куб. м в год. Наиболее перспективные лесные сырьевые зоны локализованы в бассейнах рек Кеть и Чулым, а также в Александровском и Бакчарском районах – при транспортном освоении этих территорий. Современное состояние ЛПК. В настоящее время базовыми видами продукции лесопромышленного комплекса Томской пиломатериалы, области являются древесностружечные круглые плиты, а с лесоматериалы, 2011 года — древесноволокнистые плиты средней плотности (МДФ) (в 2011 году произведено 128,5 тыс. куб. м плит МДФ). Дальнейшая переработка древесных материалов используется для производства мебели, карандашей, 54 оконных и дверных блоков, оцилиндрованных бревен, клееного бруса, шпал, столярных изделий, строительных деталей и др. С 1985 года по 2011 год произошло значительное увеличение глубины переработки древесины, изменение структуры товаропроизводства. Ежегодный объем товаров лесопромышленного комплекса достиг уровня 8 млрд. рублей. За счет качественного сдвига товарной структуры производства в 2012 году, объем товаров превысит 10-ти миллиардный рубеж, сравнимый с оценочным уровнем производства товаров в 1985 году в выражении современных цен. * по материалам ведомственной статистики. Указаны объемы заготовки всеми видами рубок. Например, в 2011 году объем заготовки составил 4334 тыс. куб. м, в том числе лесопромышленными предприятиями 2879 тыс. куб. м 55 56 Лесозаготовительные мощности сосредоточены, главным образом, в Первомайском, Верхнекетском, Асиновском, Томском районах. Лесопильное производство развивается в г. Томске, Первомайском, Верхнекетском и Асиновском районах. Предприятия по глубокой переработке древесины расположены в г. Томске и Асиновском районе. Рост лесозаготовок сдерживается слаборазвитой сетью лесных дорог и отсутствием дорог общего пользования, обеспечивающих движение большегрузного транспорта. Баланс использования древесины (на примере 2011 года) 57 В соответствии с разработанной Стратегией развития лесной отрасли, к 2020 году на территории Томской области будет сформирован крупный лесопромышленный кластер на базе передовых технологий по комплексной переработке древесины, с использованием регионального научно- промышленного потенциала. Основной упор делается на производство древесных плит и фанеры различного назначения. Инвестиционные вложения в лесную промышленность до 2020 года составят 40 млрд. рублей. Объёмы лесозаготовок и лесопереработки к 2020 году увеличатся в 3 раза и достигнут 9 млн. куб. м. Объём лесопереработки по видам продукции за этот период возрастёт: по пиломатериалам до 1400 тыс. куб. м; по древесным плитам (фанера, ДСП, OSB, МДФ) до 2000 тыс. куб. м. Предполагается полностью исключить вывоз необработанной древесины (круглый лес) с территории области. 58 Вывод Как уже было сказано, территория Томской области на 92% покрыта лесами, то доступность данного ресурса для объектов генерации очень высокая, в связи с чем, данный вид ресурса с целью его дальнейшей газификации для получения электроэнергии является приоритетным. С целью минимизации затрат на данный вид ресурсов все объекты генерации были распределены по степени доступности, в части возможности использования отходов существующей лесозаготавливающей и обрабатывающей промышленности или использования дровяной (не деловой) древесины, в том числе после пожаров. По результатам проведенного анализа эксперты пришли к следующим выводам, при производстве электроэнергии с помощью газификации древесного топлива в зависимости от выбранной технологии (пиролиз или быстрый пиролиз) необходимо в среднем от 1,5 до 2,7 м3 плотной древесины на выработку 1 000 кВт. В Приложении 47 представлены объекты генерации с планируемой потребностью в древесном сырье. Во всех объектах генерации данная потребность в сырье может быть покрыта за счет местных ресурсов, в том числе за счет древесных отходов оценочный объем образования представлен в Приложении 48. В Приложении 49 представлены цветные космоснимки, на которых видны запасы древесины возле объектов генерации и обозначены зеленым (темным и светлым) цветом. 59 Показатели эксплуатационных лесов по лесничествам и лесопаркам Эксплуатационный запас спелых и перестойных насаждений, тыс. м3 в том числе по группам в том числе по основным породам пород № п/п Наименовани е лесничества, лесопарка 1 Александровское 2 Асиновское 3 Васюганское 4 Верхнекетское 5 Каргасокское 6 Колпашевское 7 Молчановское 8 Парабельское всего хвойные 140107,2 20719,9 209510,6 204484,1 253228,4 65093,1 14315,2 78635,5 80487 6753 64715,3 133402, 1 113473, 5 22601,8 9562,6 25553,2 твердолиственные мягколиственные сосна ель, пихта кедр береза осина 0 0 0 59620,2 13966,9 144795,3 66635,2 3821 37523,4 1512,8 2109,7 19764,6 12339 822,3 7427,3 53445,6 9019,7 110904,7 6174,6 4885,7 33864,7 0 71082 95198 7461,7 30742,4 46561,5 24520,5 0 0 0 0 139754,9 42491,3 4752,6 53082,3 88739 16760,2 6810,4 22109,9 5558,3 4130,2 1960,6 1809 19176,2 1711,4 791,6 1634,3 92735,8 22047,5 2027,3 39602,8 47012,3 20388 2665,9 13474,3 други е породы 61,5 25,9 средний объем хлыста в эксплуатационных насаждени ях,м3 0,29 0,34 0,29 0,32 6,8 55,8 59,4 5,2 0,33 0,49 0,32 0,39 60 Общий объем заготовки древесины при всех видах рубок по лесничествам, тыс. м3 ликвидной древесины N п/п 1 1 2 3 4 5 6 7 8 Наименование лесничества 2 Александровское Асиновское Васюганское Верхнекетское Каргасокское Колпашевское Молчановское Парабельское При рубке спелых и перестойных лесных насаждений расчетная лесосека фактически заготовлено При рубке лесных насаждений при уходе за лесами 3 2293,4 639,4 2674,4 3835,4 4049,7 1432,5 381,2 1551,6 4 87,5 121,9 55,3 278,2 98,0 47,7 32,3 25,6 5 0 30,8 0 6,1 0 4,5 9,3 0 При рубке поврежденных и погибших лесных насаждений При рубке лесных насаждений на лесных участках, предназначенных для строительства, реконструкции и эксплуатации объектов лесной, лесоперерабатывающей инфраструктуры и объектов, не связанных с созданием лесной инфраструктуры (прочие рубки)<*> Всего 6 0 51,1 15,4 130,6 17,3 31,9 12,0 2,3 7 206,8 4,8 334,9 21,6 204,5 36,0 0 73,3 8 294,3 208,6 405,6 436,5 319,8 120,1 53,6 101,2 61 2.2.2. Торф На территории Томской области выявлены 1 444 торфяных месторождения с общей площадью залежей 7 988 209 га и с суммарными запасами и прогнозными ресурсами торфа 30,7 млрд. т. В Томской области долгие годы добыча торфа велась в небольших объемах исключительно для нужд сельского хозяйства. В 1986-1995 гг. предусматривалось построить десять крупных высокомеханизированных торфопредприятий. Удалось ввести в действие лишь пять из них: Барабинское, Орловское, Ишкольское, Аркадьевское и Гусевское. Создание остальных торфопредприятий было прекращено на стадии проектирования из-за явной их нерентабельности в условиях рыночной экономики. Максимальные объемы (2,8 млн. т/год) добычи торфа в Томской области были достигнуты в 1988 г. В это время разрабатывалось 39 торфяных месторождений. При этом только на семи из них добыча велась фрезерным способом. На остальных месторождениях, в основном мелких, добыча торфа осуществлялась неспециализированными организациями. После 1988 г. объемы добычи торфа неуклонно снижались. В конце 90-х гг. прошлого века производственная база всех торфопредприятий была ликвидирована и промышленная добыча торфа прекратилась. Основной причиной распада торфодобывающей промышленности является ценовой фактор. Анализ рисков при освоении ресурсов торфа. Со времени создания в 1918 г. Главного торфяного комитета и вплоть до закрытия в 1999 г. СГП «Торф-геология» торфяная геология развивалась как самостоятельная ветвь геолого-разведочной отрасли. Поэтому в странах бывшего СССР сформировались внутриотраслевые методические подходы к разведке месторождений торфа. Они нашли отражение в специфичных инструкциях и методических указаниях, которые были составлены в соответствии с принципами плановой корпоративной экономики. 62 Экономическая оценка специализированными проектирования институтами в торфодобывающих торфоразведочные геологических, месторождений работы процессе выполнялась технического предприятий. проводились, технологических, торфа как правило, экологических, Поэтому без учета экономических, правовых и других факторов, определяющих реальные возможности и перспективы освоения месторождений. Геологические риски обусловлены слабой изученностью географоэкономических условий районов использованием статистического разведки способа месторождений подсчета запасов. и Низкая достоверность подсчета запасов обусловлена тем, что объем торфяной залежи распределяется на виды и категории сырья пропорционально количеству послойных проб торфа по 0,25 м. Горнотехнические риски зависят от способа отработки месторождений, коэффициента извлечения торфа из залежей и природных условий ведения добычи торфа. В конце 80-х гг. прошлого столетия свыше 99% торфа добывалось в России фрезерным использования способом, разнообразных реализация торфяных которого машин и требовала комплексов, предназначенных для осушения торфяного массива, подготовки эксплуатационных площадей, добычи, сушки, уборки, погрузки и транспортировки торфа. Низкая месторождений экономическая определяется эффективность также освоения большими торфяных потерями торфа. Коэффициент его извлечения из залежей обычно принимается равным 0,4. Минимизация потерь торфа возможна на основе оптимизации систем разработки месторождений. В Сибири серьезные ограничения на экономическую эффективность торфодобывающих предприятий накладывают климатические факторы, обусловливающие непродолжительность сезона добычи и вывозки торфа и исключающие возможность снижения его влажности в процессе полевой сушки. Рентабельность производства значительно 63 снижается из-за необходимости создания у потребителей в летний период больших складских промерзших запасов штабелей для торфа, рыхления вывозки торфа и в зимний период неизбежности его обезвоживания при использовании в большинстве приложений этого сырья. Технологические риски связаны со слабой изученностью показателей качества торфяного сырья в процессе разведки месторождений. Возможные направления его использования зачастую определяются не на основе аналитических исследований, а исходя из косвенных показателей качества - вида торфа, его зольности и степени разложения. В большинстве случаев освоение торфяных месторождений потребует их доразведки для дополнительного изучения качества сырья: содержание битумов, гуминовых веществ, вредных примесей (тяжелые металлы, радионуклиды, ядохимикаты), санитарно-бактериологические показатели и т.д. Правовые риски. Неблагоприятная ситуация в торфодобывающей промышленности России усугубляется наличием противоречий в законодательной базе. Так, например, по Закону РФ «О недрах» торф является полезным ископаемым, находящимся в недрах, но по Водному кодексу РФ болота отнесены к водным объектам и добыча торфа на них должна производиться на основании водной лицензии. Кроме того, болота как водный объект должны окаймляться широкой водоохранной зоной, относимой к землям лесного фонда I категории, перевод которых в более низкую категорию требует специального Постановления Правительства РФ, что весьма затруднительно. Перевод сельскохозяйственных земель в промышленные (для целей добычи торфа) требует также значительных денежных компенсаций. Экономические риски. Освоение торфяных месторождений возможно только при гарантии прибыльности их эксплуатации, иначе все работы на них лишаются смысла. В условиях Томской области получение топливного торфа (ГОСТ 11804-76) с кондиционной влажностью не более 52% невозможно, введен понижающий коэффициент на теплотворную способность за счет 64 избыточной влажности (0,8) и предусмотрены дополнительные затраты на принудительную сушку. Расценки за перевозку торфа могут быть взяты по минимальному уровню - при использовании машин с малой грузоподъемностью и по бездорожью они могут возрасти в несколько раз и средняя стоимость транспортировки торфа может достигать 9 руб. за 1 т / км. Экологические риски при торфодобыче минимальны, но все же необходимо помнить о неизбежных затратах на рекультивацию земель после завершения добычи торфа и утилизации отходов (пней, очеса), которые могут составить до 5-8% от стоимости реализуемой продукции. Из вышесказанного можно сделать следующие выводы: 1. Разведка месторождений торфа проводились ранее, как правило, без учета геологических, технологических, экологических, экономических, правовых и других факторов, определяющих реальные возможности и перспективы освоения месторождений. В результате имеется избыточная сырьевая база, отсутствие крупных потребителей, серьезные проблемы при подготовке месторождений к освоению с не подтвержденными геологическими запасами. 2. Необходимо снять с государственного баланса запасы торфяных месторождений на территории государственных заповедников и заказников, на значительном расстоянии от потребителей вне развитой системы коммуникаций, а также на землях сельскохозяйственного назначения. 3. Освоение торфодобывающими предприятиями месторождений на площадях сельскохозяйственных земель экономически нецелесообразно ввиду необходимости выплат огромных возмездных платежей. 4. Добыча торфа целесообразна только на площадях лесного фонда, где величина рентных платежей не столь велика. 5. Рентабельная разработка месторождений торфа возможна при его реализации по ценам 1000-1150 руб./т объемами более 20 000 тонн в год. 65 2.3. Анализ эффективности использования видов органического топлива 2.3.1. Транспортная доступность запасов топлива Транспортная составляющая топлива, в местах с отсутствием развитой транспортной инфраструктуры играют одну из основополагающих ролей при выборе вида топлива. Проанализировав все объекты предполагаемой генерации, указанных в техническом задании, эксперты пришли к выводу, что их необходимо сгруппировать по схожим характеристикам транспортной доступности: 1. В первую группу вошли объекты генерации с круглогодичной доступностью с твердым покрытием дорожного полотна (п. Первопашенск Асиновского района); 2. Во вторую группу вошли объекты генерации, имеющие развитое грузовое водное сообщение (находятся на правом берегу р.Обь) в летнюю навигацию и зимнее грузовое дорожное сообщение (с.Лукашкин Яр, с.Назино, с.Новоникольское – Александровский р-он; с.Усть-Тым, с. Тымск, с.Сосновка – Каргасокского р-она; с.Нарым – Парабельского р-она; с.Иванкино, с.Копыловка – Колпашевского р-она); 3. В третью группу вошли объекты генерации не имеющие развитое грузовое водное сообщение в летнюю навигацию (находятся на притоках р.Обь) и имеющие зимнее грузовое дорожное сообщение (с.Суйга – Молчановского р-она; с.Березовка, с.Наунак, с.Новый Тевриз - Каргасокского р-она); 4. В четвертую группу вошли объекты генерации не имеющие грузовое водное сообщение, а имеющие только либо авиационное сообщение или зимнее грузовое дорожное сообщение (п.Дальнее, п.Куржино - Колпашевского района; п.Киевский, п.Молодежный, с.Напас Каргасокского района; п.Дружный, п.Центральный, п.Катайга, п.Лисица, п.Макзыр, п.Степановка – Верхнекетского района). Проанализировав транспортную доступность запасов местного органического топлива, эксперты пришли к следующим выводам: 66 1. Все объекты генерации (за исключением п. Первопашенск) не имеют твердого дорожного покрытия (гравий, асфальт), в связи с чем за пределами (да и зачастую в самих населенных пунктах) населенных пунктов грузовой транспорт может ездить только в зимний период. 2. Большинство объектов генерации находятся на реках, в том числе судоходных, что в свою очередь дает возможность осуществлять доставку топлива в период навигации. 3. Транспортная доступность местных видов топлива (за исключением п. Первопашенск), является относительной, так как в зимний период доступность высокая, а в летний ограниченная. 4. Наличие судоходных рек расширяет возможности использования местных видов топлива, но в связи с погрузочно-разгрузочными работами и необходимостью складирования годового запаса, делает невыгодным использования данного вида транспорта. 5. Древесное сырье, с учетом объемов возможного потребления, имеется возле всех объектов генерации в достаточном количестве для целей газификации. 6. Торф имеется также в достаточном количестве в радиусе 100 км, но в связи с небольшими объемами предполагаемого его потребления, а также практической невозможностью его добычи фрезерным способом (позволяет получать торф с низкой влажностью), не дает возможность рассматривать его в качестве перспективного топлива для газогенераторов. 2.3.2. Прогнозная стоимость топлива Производство щепы. Улучшение использования древесной биомассы, вовлечение в переработку низкокачественной, малоценной древесины, порубочных остатков, отходов лесозаготовок и переработки древесины является весьма актуальной задачей. Часть сырья может быть использована без предварительной подготовки, другая - требует предварительного измельчения. Для измельчения древесного сырья, производства щепы основным оборудованием являются рубильные машины. 67 В соответствии с видом сырья, подвергаемого рубке на щепу, разработаны различные рубильные машины, отличающиеся такими признаками, как мобильность, тип рабочего органа, вид и число используемого режущего инструмента, способ и направление подачи древесного сырья, форма загрузочных устройств, способ отбора щепы, вид энергии, используемой для привода рабочего органа. По признаку мобильности рубильные машины делятся на стационарные и передвижные. По схемам механизма резания рубильные машины можно разделить на три основных класса - дисковые, барабанные и конические. В связи с тем, что древесное сырье, предназначенное для переработки на щепу, различается по размеру и качеству в широких пределах, применяются и соответствующие рубильные машины. Для производства щепы из низкокачественной древесины (в круглом или колотом виде) в леспромхозах используют стационарные дисковые рубильные машины с наклонным патроном типа МРН-10, МРН-20, МРН30, МРН-40-1.Эти машины входят в состав установок производства щепы (УПЩ). В связи с тем, что низкокачественное древесное сырье имеет значительный диаметр (комлевая часть хлыста), оно подвергается раскалыванию, чтобы снизить его размеры до 200-300 мм. Для рубки древесины диаметром до 300 мм применяют машины типа МРН-40-1. Для снижения трудозатрат при производстве щепы создана многорезцовая рубильная машина с горизонтальным патроном и наклонным диском, позволяющим рубить на щепу бревна и даже хлысты с максимальным диаметром до 800 мм. К таким машинам относится серийная рубильная машина типа МРР8-50ГН, с нижним выбросом щепы. Барабанные рубильные машины типа ДУ-2АМ и ЛО-56 используют для производства щепы для древесностружечных и древесноволокнистых плит, а также для выработки топливной щепы. Для измельчения различных отщепов, крупной щепы, коры и других древесных отходов применяются специальные рубильные машиныдезинтеграторы, измельчители, мельницы. Конструкции этих машин 68 основаны на резании древесины (рубке), и тогда они схожи с дисковыми или барабанными машинами для рубки древесины, но со специальным патроном, оснащенным подающим механизмом, или на ударном воздействии (молотковые дробилки). Имеется ряд отечественных и импортных передвижных рубильных машин для работы на лесосеке. Самоходная рубильная установка ЛО-63А создана на базе трактора ТБ-1 и предназначена для переработки на щепу тонкомерных деревьев, вершин, толстых веток в условиях лесосеки. Рубильная машина смонтирована на раме трактора, загрузку машины сырьем осуществляет манипулятор. Подачу сырья к диску машины производят приводные подающие вальцы. Нарубленная щепа через верхний выброс направляется через щепопровод в контейнер (автомобильщеповоз). Производительность рубильной машины ЛО-63А составляет 10 3 м /час плотной массы при расчетном диаметре древесины 15 см. Мощность двигателя привода 61 кВт. На базе безчокерной машины ЛП-18А создана самоходная рубильная установка ЛО-63Б, более мощная и производительная, чем ЛО63А. Патрон и диск ЛО-63Б позволяют перерабатывать на щепу древесину до 25 см. Прицепная рубильная установка УРП-1 предназначена для измельчения хлыстов, вершин, крупных веток. Диаметр сырья не должен превышать 30 см, а длина 20 м. Установка включает базовый колесный трактор Т-150К (с гидроманипулятором) и прицепную рубильную машину (на одноосном прицепе). Рубильная машина имеет наклонный диск с двумя ножами, горизонтальный патрон с подающими валками, кожух с щепопроводом для верхнего выброса щепы. Привод диска и валков осуществляется через кардан от распределительной коробки трактора. Производительность 3 установки до 15 м /час плотной массы. Установка может работать на пункте погрузки лесоматериалов (верхний склад), где скапливается большое количество лесосечных отходов, на лесосеках, на лесовозных дорогах, на нижних складах и других местах скопления кусковых отходов 69 древесины. Установка работает в паре с щеповозом или отсыпает щепу в контейнер. Имеется целый ряд отечественных и импортных передвижных рубильных машин, имеющих в своем составе, как рубильную машину, так и съемный (или саморазгружающийся) контейнер, смонтированный на тракторе. Стоимость дробления составляет значительную часть в затратах на производство щепы. В связи с этим большое значение имеет правильный выбор рубильной машины с точки зрения её производительности, лесохозяйственных требований и её стоимости. При выборе типа рубильной машины необходимо учитывать следующие факторы: • будет ли работать стационарная машина на лесном складе или на территории котельной; • будет ли машина использоваться на местах погрузки, небольших складах или на лесосеке (вырубках); • какой тип движителя следует использовать с учетом лесохозяйственных требований. Кроме рубильных машин в потоке могут быть установлены машины и механизмы для окорки древесины, колуны, устройства для сортировки щепы, средства для транспортировки сырья и щепы, механизмы для складирования, средства механизации и автоматизации процессов, учета и контроля продукции и др. Производство щепы на лесосеке. Включение в состав основного технологического процесса лесозаготовок на рубках главного и промежуточного пользования процесса производства технологической щепы различного назначения из малоценной древесины и вторичного сырья способствует улучшению использования лесосечного фонда. Производство технологической (топливной) щепы на лесосеке и технологический процесс, система машин на заготовке древесины взаимосвязаны. Основные направления при этом следующие: 70 • Валка деревьев - бензомоторными пилами, трелёвка трелевочными тракторами с сортировкой по диаметрам: крупномерные - к сучкорезной машине, тонкомерные к передвижной рубильной машине. • Передвижная рубильная машина, продвигаясь вдоль штабеля тонкомерных деревьев, при помощи манипулятора захватывает деревья за вершинную часть и направляет их в рубильную машину для измельчения. Вырабатываемая щепа загружается в сменные контейнеры, которыми комплектуются автощеповозы. • Тонкомерные деревья перерабатываются на щепу по вышеописанной технологии. • следующим Крупномерная образом. малоценная Валка и древесина раскряжевка заготавливается деревьев на отрезки производится бензомоторной пилой; форвардером отрезки перемещаются к сучкорезно-окорочной машине; щепа производится на передвижной рубильной машине. • Разработка лесосеки производится в два приема. В первый прием заготавливается малоценная, мелкая древесина, трелюемая к рубильной машине. На трелевке могут быть использованы малогабаритные трелевочные тракторы. Во второй прием заготавливаются оставшиеся деревья. • Заготовка леса производится с подсортировкой, один из компонентов трелюется к рубильной машине, второй к сучкорезной. • Производство щепы – на верхнем складе у сучкорезной машины. • Производство щепы на вырубках - из валов (куч), образовавшихся после очистки лесосеки. Для производства щепы в условиях лесосеки в настоящее время могут быть использованы следующие технологические процессы и системы машин. 1. Валка и пакетирование тонкомерных деревьев - ЛП-17А; сбор и подвозка сырья к месту переработки на щепу - погрузочно-транспортная 71 машина ЛТ-168; переработка сырья на щепу - передвижная рубильная машина-УРП-1; вывозка щепы - контейнерный автопоезд ТМ-12. 2. Сбор и подвозка лесосечных отходов к месту переработки на щепу - ЛТ-168; переработка лесосечных отходов на щепу - УРП-1; вывозка щепы - контейнерный автопоезд ТМ- 12. Из зарубежных рубильных машин представляет интерес Еdsbg, производимой в Швеции. Рубильная машина монтируется на тракторе и приводится в действие через вал отбора мощности. Размер приемного окна 22x25 см. Подача сырья на загрузочный транспортер ручная. На диске 3 установлено 4 ножа. Производительность 10-15 пл.м /час. Длина щепы по волокнам 5-12 мм. Производство щепы на лесосеке имеет ряд недостатков: - необходимость привлечения дополнительного числа рабочих для работы в лесу; - влияние погодных условий; - более высокие эксплуатационные расходы по сравнению с затратами на обслуживание стационарного высокопроизводительного оборудования имеющего центральное электроснабжение. Процесс производства щепы на лесосеке из малоценных пород, кустарника и отходов лесозаготовок должен органически вплетаться в существующие процессы лесозаготовок. Более эффективным является производство щепы на предприятиях, применяющих вывозку леса в хлыстах и на лесосеках, разрабатываемых без сохранения подроста. При транспортировке щепы или порубочных остатков невозможно использовать полностью грузоподъемность транспортных средств. В процессе транспортировки груз уплотняется. В зависимости от расстояния перевозки и вида груза могут быть использованы несколько типов транспортных средств. На небольшие расстояния щепу и порубочные остатки можно перевозить трактором с прицепом, при дальних перевозках используются автомобили с прицепом. Объем груза зависит от типа машины, емкости кузова и прицепа. 72 Щепа характеризуется весьма разнообразными показателями в зависимости от влажности, породы, способа загрузки и т.д. Щепу учитывают в кубических метрах плотной массы. Средняя насыпная масса щепы принимается равной 0,3 т/м3. В зависимости от способа получения сырья (отходы лесопиления, отходы в лесосеке, не деловая древесина) и затрат на транспортировку и подготовку - стоимость сырья без доставки может варьироваться по расчетам экспертов от 250 руб./м3 (отходы лесопиления с пилорам) до 700 руб./м3 (не деловая древесина с заготовкой), т.е. топливная составляющая в тарифе без учета доставки может варьироваться от 0,7 руб./ кВт.ч до 1,9 руб./ кВт.ч Под древесным сырьем для газификации мы понимаем переработанные все возможные виды отходов древесины, а также не деловая древесина, в том числе после пожаров в технологическую щепу. С целью минимизации затрат на топлива, экспертами было принято решения сгруппировать все объекты стоимости древесного потенциальной генерации по топлива/сырья без учета транспортных составляющих: 1. Группа – стоимость сырья от 250 руб./м3 до 400 руб./м3 В эту группу вошли объекты генерации, которые расположены в районах крупных лесозаготовительных и лесоперерабатывающих производств или объем располагаемых отходов составляет высокую величину, т.е. в расчет себестоимости входит только процесс «щепования» древесины при этом стоимость самих древесных отходов равна нулю, а дополнительные расходы связанны только с буртовой древесных отходов к площадки по «щепованию», к ним в частности относятся: Муниципальное образование 1. Катайга (потенциальный объем «Верхнекетский район»: сырья более 5 тыс. м3 в год) 2. Степановка (потенциальный объем сырья более 10 тыс. м3 в год) 3. Макзыр (потенциальный объем сырья более 0,5 тыс. м3 в год) 4. Дружный (потенциальный объем сырья более 1 тыс. м3 в год) 5. Лисица (потенциальный объем 73 сырья более 2 тыс. м3 в год) 6.Центрадьный (потенциальный объем сырья более 1,5 тыс. м3 в год) 2. Группа – стоимость сырья от 400 руб./м3 до 550 руб./м3 В эту группу вошли объекты генерации, которые расположены в районах где существуют небольшие лесозаготовительные и лесоперерабатывающие производства, т.е. в расчет себестоимости входит как процесс «щепования» древесинных отходов при этом стоимость самих древесных отходов равна нулю, и дополнительные расходы связанны с заготовкой и буртовкой древесных отходов к площадки по «щепованию»: Муниципальное образование «Парабельский район»: Муниципальное образование «Молчановский район»: Муниципальное образование «Колпашевский район»: 1.Нарым (потенциальный сырья более 10 тыс. м3 в год) 1. Суйга (потенциальный сырья более 3 тыс. м3 в год) 1. Куржино (потенциальный сырья более 1 тыс. м3 в год) 2. Дальнее (потенциальный сырья более 1 тыс. м3 в год) Муниципальное образование 1. Киевская (потенциальный «Каргасокский район»: сырья более 4 тыс. м3 в год) объем объем объем объем объем 3 Группа – стоимость сырья свыше 550 руб./м3 В эту группу вошли объекты генерации, возле которых отсутствуют лесозаготовительные и лесоперерабатывающие производства, либо в непосредственной близости от генерирующего источника не имеются в достаточном количестве запасов древесины, т.е. в расчет себестоимости входит процесс «щепования» и заготовки древесинных отходов и древесины: Муниципальное образование 1. Березовка (потенциальный объем «Каргасокский район»: сырья более 1,5 тыс. м3 в год) 2. Тымск (потенциальный объем сырья более 1,5 тыс. м3 в год) 3. Усть Тымск (потенциальный объем сырья более 2 тыс. м3 в год) 4. Сосновка (потенциальный объем сырья более 2 тыс. м3 в год) 5. Наунак (потенциальный объем сырья более 0,5 тыс. м3 в год) Муниципальное образование 1.Иванкино (потенциальный объем 74 «Колпашевский район»: сырья более 0,5 тыс. м3 в год) Муниципальное образование 1.Лукашкин Яр (потенциальный объем «Александровский район»: сырья более 2,5 тыс. м3 в год) 2. Назино (потенциальный объем сырья более 2,5 тыс. м3 в год) 3. Новоникольская (потенциальный объем сырья более 2 тыс. м3 в год) 3. Выбор оптимального вида топлива Оптимальным местным видом органического топлива, по мнению экспертов, основываясь на выводах, сделанных в п.2 настоящего Отчета, для рассматриваемых объектов генерации является древесное топливо – щепа, которую по запасам, транспортной доступности и сложности технологического процесса более экономически рационально использовать на цели газификации, чем торф или бурый уголь. 3.1. Расчёт транспортной составляющей при доставке топлива Как уже было отмечено при расчете стоимости топлива экспертами было рекомендовано изготавливать древесную щепу в местах образования древесных отходов и заготовки древесины, в связи с этим требования к транспорту обусловлены не максимальной грузоподъемностью и проходимостью, а максимальной вместимостью, так как насыпная плотность и, соответственно, масса щепы невысокая. Анализируя характеристики транспорта и потенциальные потребности объектов генерации в древесной щепе эксперты рекомендуют рассматривать два вида транспорта: 1. Щеповоз МАЗ-950600-030 вместимостью 40 м3 насыпного объема щепы – при потребности более 3 000 м3 плотной массы в год (использование более 60%) (4 объекта генерации – Нарым, Катайга, Степановка, Молодежный-Напас, и 2 потенциальных объектов генерации при объединении поставок Усть-Тым - Тымск); 75 2. Трактор МТЗ с телегой или бортовой КАМАЗ/УРАЛ вместимостью более 10 м3 насыпного объема щепы при потребности менее 3 000 м3 плотной массы в год – (все остальные объекты генерации). Оптимальный способ владения транспорта зависит от потенциальной загрузки, при этом в случае более 60% приоритет делается на собственный транспорт и менее 60% - на наемный. В связи с этим для 6 объектов генерации (Первопашенск, Макзыр, Наунак, Иванкино, Дальнее, Куржино) с годовой потенциальной потребностью менее 1 000 м3 плотной массы щепы в год каждый, рекомендуется использовать наемный транспорт, по остальным объектам генерации - собственный. Так как транспорт, указанный в п.2 может использоваться не только для перевозки щепы, но и на другие цели, то эксперты рекомендуют при выборе способа владения транспорта руководствоваться показателем возможной загрузки. Как уже было сказано выше, доставку древесной щепы необходимо будет делать с мест заготовки леса или с мест переработки, в каждом конкретном объекте генерации в зависимости от условия заготовления отходов возможен тот или иной расчет стоимости доставки. Для усреднения расчета экспертами взято среднее расстояние в одну сторону до мест заготовки или образования древесных отходов равное 25 километрам и в зависимости от выбора транспорта и объемов поставок стоимость доставки 1 м3 плотной массы щепы находится в диапазоне от 150 руб./м3 до 200 руб./м3. При этом, в первые годы реализации проекта среднее расстояние будет ниже вследствие использования накопившихся отходов древесины в непосредственной близости от объектов генерации. Существует необходимость в формировании запаса древесных отходов для целей минимизации рисков, связанных с доставкой топлива. Так как основная масса объектов генерации являются небольшими потребителями (до 2 000 м3 в год), то размер формируемого запаса не влияет на себестоимость древесной щепы, при этом наблюдается положительный эффект от заготовки и складирования древесины в части снижения влажности сырья, которая в последствии уменьшает энергозатраты, связанные с сушкой сырья. В объектах генерации с высоким 76 потенциальным потреблением (с.Нарым и п.Степановка) имеются лесоперерабатывающие производства, которые могут служить источниками сырья наряду с формируемым запасом, тем самым покрывать потребность в период отсутствия грузового сообщения с местами заготовки сырья. 3.2. Определение стоимости топлива для газогенераторной станции Выше даны основные критерии и характеристики определения стоимости топлива, характеристиками согласно данным предполагаемых критериям объектов и соотнеся генерации с эксперты рассчитали 6 возможных диапазонов стоимостных размеров плотной массы древесной щепы от 650 руб./м3 до 960 руб./м3. В таблице показана итоговая прогнозная стоимость 1 м3 плотной массы древесной щепы с учетом факторов указанных выше настоящего исследования. Таблица 3.2.1 № п/п 1 Наименование ДЭС Степановка При Существующая Объем цена существующего древесного потребления, топлива 2012 м3 г., руб./м3 1502,98 562,79 проведении расчетов эксперты Прогнозная потребность в древесной щепе, м3 7 903 руководствовались Прогнозная стоимость 1 м3 плотной массы древесной щепы 650 теми соображениями, что при заготовке и транспортировке древесной щепы будет использоваться новая техника, в случае если будет использоваться существующая техника, то стоимость топлива может быть еще ниже. 1. Объем капитальных вложений: Капвложения в производство и транспортировку щепы 20-30 м3 в час Рубительная машина с гидроманипулятором стоимость, спи, амортизация, руб. лет руб. 3 500 000 6 583 333 900 000 6 150 000 Транспортировка щепы (20м3) 2 180 000 6 363 333 Итого капзатраты 6 580 000 Заготовительная техника 1 096 667 77 2.Заготовка сырья для щепы Средний объем Амортизация, с учетом % загрузки заготовки 25 м3 в 1 93 175 смену 240 дней 6 000 % загрузки Заработная плата, с учетом % заготовительной загрузки 436 730 техники в 1 смену ГСМ (2 литра д/т на 1 м3) 559 050 Ремонт, 10% от гсм Итого 62% 55 905 1 144 860 руб./м3 307 3. Производство щепы (щепование) Производство щепы (рубка) Амортизация, с учетом % загрузки средняя мощность 20 м3 161 762 насыпной в час 240 дней 1 смена 38400 Заработная плата, с учетом % загрузки 129 979 Плотность щепы 0,35 Максимальный объем плотной ГСМ (2,5 литра д/т на 1 м3) 279 525 щепы 13440 % загрузки рубительной машины Ремонт, 10% от стоимости ГСМ Итого руб./м3 27 953 в 1 смену 28% 599 219 161 78 4. Транспортировка щепы Транспортировка щепы мах 20 м3 3 рейса в Амортизация, с учетом % загрузки 282 113 смену 240 дней 1 смена Заработная плата, с учетом % загрузки 14 400 расстояние в обе 363 942 стороны, км. ГСМ (1 литр д/т на 1 м3/100 км) 20 22 362 Пробег, км в год 1 864 % загрузки грузового Ремонт, 20% от гсм Итого 4 472 транспорта в 1 смену 78% 672 889 руб./м3 181 5. Расчет итоговой прогнозной стоимости, в зависимости от факторов Всего, руб./м3 649 Стоимость без заготовки (отходы в лесосеках, пилорамах), руб./м3 341 Смешанная стоимость при использовании 50% объема заготовка и 50% объема отходы, руб./м3 495 Вывод: На приведенном примере показано, что стоимость щепы будет зависеть от организации процесса и возможности утилизировать древесные отходы и варьируется для конкретного объекта от 340 руб./м3 до 650 руб./м3. Экспертами в расчет взяты максимально-возможные стоимости в каждом конкретном случае, округленные до десятков рублей. 79 4. Энергетические балансы 4.1.Энергетический баланс существующих тепловых нагрузок населенных пунктов, электроснабжение которых организовано от ДЭС В Таблице 4.1.1 дана информация по населенным пунктам, в которых работают котельные, использующие электрическую энергию, вырабатываемую ДЭС, и снабжающие население данных населенных пунктов тепловой энергией. Котельные работают, в основном, на угле и дровах. В 8 населенных пунктах: Первопашенск, Макзыр, Наунак, Восток, Иванкино, Талиновка, Луговское и Алатаево котельные отсутствуют, и отопление осуществляется в частном порядке. Таблица 4.1.1. - Информация по котельным № п/п 1 2 3 4 5 6 7 Дизельные станции 1. Александровский район. МУП "Комсервис", ЛукашкинЯрское с/п, с. Лукашкин Яр МУП "ЖКХ", Назинское с/п, с. Назино МУП "Комсервис", Новоникольское с/п, с. Новоникольское 2. Асиновский район МУП "Батуринское ЖКХ", Батуринское с/п, п. Первопашенск 3. Верхнекетский район. ООО "БИО ТЭК Верхняя Кеть", Орловское с/п, в т. ч. п. Дружный п. Центральный ООО "Гранит", Катайгинское с/п, п. Катайга МУП «Лисица», Макзырское с/п, Тепловая энергия Вид Количество используемого котельных топлива в котельных + 1 уголь + 1 уголь + 1 уголь 1 дрова 1 дрова 2 дрова - + + + 80 в т. ч. 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 п. Лисица п. Макзыр ООО «БИО ТЭК-С", Степановское с/п, п. Степановка 4. Каргасокский район. МУП ЖКХ "Березовский", УстьЧижапское с/п, с. Березовка (с. Усть-Чижапка) МУП ЖКХ "Киевское", Толпаровское с/п, п. Киевский (п. Неготка) МУП "ЖКХ Молодежный", Среднетымское с/п, в т. ч. п. Молодежный с. Напас МУП ЖКХ "Теплоэнергоснаб", Новоюгинское с/п, с. Наунак МУП "ЖКХ Тевризское", Тевризское с/п, с. Новый Тевриз МУП "ЖКХ Сосновское", Сосновское с/п, с. Сосновка (п. Восток) МУП ЖКХ "Тымское", Тымское с/п, с. Тымск МУП ЖКХ "Усть–Тымское", Усть-Тымское с/п, с. Усть-Тым 5. Колпашевский район. + + 2 дрова 3 дрова + с. Березовка 1 уголь, факт уголь, дрова + п. Киевский, п. Неготка 4 дрова + + - 2 дрова 1 дрова + 1 дрова 1 уголь, факт уголь, дрова + 1 уголь + 2 уголь, факт уголь, дрова + + - 1 дрова 1 дрова + 1 дрова + + 1 дрова + с. Сосновка МУП ЖКХ"Энергоснаб", в т. ч. 20 Дальненское с/п, п. Дальнее 21 Дальненское с/п, п. Куржино Национальное Иванкинское с/п, с. Иванкино Копыловское с/п, с. Копыловка, ИП Петров 22 23 24 25 6. Молчановский район. ООО «Сибавтотранс", Суйгинское с/п, с. Суйга 7. Парабельский район. МУП "Нарымское ЖКХ", Нарымское с/п, с. Нарым (п. Шпалозавод, д. Талиновка, д. Луговское, с. Алатаево) + 1 с. Нарым 3 нефть, уголь п. Шпалозавод 3 дрова 81 В Таблице 4.1.2. показан сводный баланс тепловой энергии по всем котельным за 2010-2013 годы. Также как и по электрической энергии, производимой ДЭС, наблюдается снижение выработки и полезного отпуска тепловой энергии. В 2013 году планируется выработать 19 366,39 Гкал тепловой энергии, что на 798 Гкал меньше плановой выработки 2010 года. Полезный отпуск в 2013 году должен составить 14 423,87 Гкал, что на 3,1% меньше плана 2010 года. В Приложении 55 представлен тепловой баланс и структура полезного отпуска систем теплоснабжения по котельным в населенных Томской области, электроснабжение которых организовано от ДЭС за 2010-2013 годы в разрезе каждой ДЭС. 82 Таблица 4.1.2. - Сводный баланс тепловой энергии за 2010-2013 годы (Гкал) Периоды Наименование показателей План на 2010 год Факт 2010 года План на 2011 год Факт 2011 года План на 2012 год План на 2013 год Выработка тепловой энергии Собственные нужды котельной Собственные нужды котельной,% Отпуск тепловой энергии с коллектора Потери тепловой энергии в сети Потери тепловой энергии в сети, % Полезный отпуск теплоэнергии всего Собственное потребление Сторонние потребители, в том числе: 20 164,20 135,85 20 482,80 960,52 19 926,63 393,46 19 601,81 998,11 19 519,64 391,62 19 366,39 324,85 0,1 0,05 0,02 0,05 0,02 0,02 20 028,35 5 157,47 20 271,60 5 871,35 19 533,17 4 826,53 19 237,88 4 887,84 19 182,68 4 680,88 19 096,88 4 673,00 0,26 0,29 0,25 0,25 0,24 0,24 14 870,88 1 327,50 13 543,38 14 459,21 1 129,35 13 329,77 14 706,64 1 186,45 13 520,19 14 349,93 1 121,22 13 228,71 14 501,79 1 126,49 13 375,30 14 423,87 1 144,29 13 279,58 Бюджетные потребители 11 741,07 11 793,35 11 952,31 11 813,81 11 747,28 11 639,12 1 231,84 1 017,29 1 205,63 1 051,14 1 270,66 1 283,79 406,22 359,98 357,78 363,87 357,37 356,67 Население Прочие потребители 83 4.2.Переспективный энергетический баланс электрических и тепловых нагрузок В Таблице 4.2.1 представлен энергетический баланс электрической и тепловой энергии по плановым и расчетным показателям 2013 года. По электрической энергии плановые показатели соответствуют показателям 17-ти действующих ДЭС, расчетные показатели соответствуют показателям газогенераторных мини-ТЭЦ, рекомендуемые экспертами к строительству. По тепловой энергии плановые показатели соответствуют показателям по действующим котельным, расчетные показатели по сопутствующей тепловой энергии от планируемых газогенераторных миниТЭЦ. Таблица 4.2.1. - Энергетический баланс, исчисленный из перспективных электрических и тепловых нагрузок Электрическая энергия Тепловая энергия План 2013 года котельные Расчетные для ГГУ 2013 год сопутствующая т/эн. 19 094,153 18 456,12 18 456,12 665,731 3 112,347 263,44 263,44 Отпуск энергии в сеть 15 981,806 15 981,806 18 192,68 18 192,68 Технологические потери энергии в сетях 2 577,664 2 577,664 4 567,42 4 567,42 Полезный энергии, всего 13 404,143 13 404,143 13 625,26 13 625,26 992,502 992,502 1 096,24 1 096,24 Показатели Выработка энергии Объем энергии собственные нужды на отпуск В том числе собственное потребление энергии план 2013 года по ДЭС Расчетные для ГГУ 2013 год 16 647,537 84 Полезный отпуск, реализуемый сторонним потребителям, всего 12 411,640 12 411,640 12 529,02 12 529,02 Население 10 525,019 10 525,019 1 283,79 1 283,79 811,864 811,864 10 888,55 10 888,55 1 074,758 1 074,758 356,67 356,67 Бюджетные потребители Прочие потребители Как видно из Таблицы 4.2.1, объемы сопутствующей тепловой энергии приняты на уровне объемов тепловой энергии, вырабатываемой котельными, увеличение выработки электрической энергии на газогенераторных установках связано с ростом расходов электрической энергии на собственные нужды. Энергетические балансы на 2014 и 2015 год приняты экспертами на уровне расчетных показателей 2013 года. В Приложении 56 представлен перспективный баланс электрической энергии до 2015 года в разрезе каждой газогенераторной мини-ТЭЦ. 5. Анализ существующих технологий выработки электроэнергии с помощью газогенераторных электростанций методом пиролиза За многие миллионы лет природа накопила богатейшие запасы углерода в виде угля, нефти и природного газа. Сейчас эти ископаемые виды топлива используются человечеством для получения энергии и химических продуктов. В 20 веке большинство продуктов органической химии производилось из каменных углей. По мере увеличения добычи нефти химические вещества угольного происхождения начали вытесняться продуктами нефтехимического синтеза, производимыми более простыми и менее энергоемкими данным, способами. Однако согласно опубликованным добыча черного золота растет быстрее прироста запасов и 85 потребления, и мир станет жить в условиях острого нефтяного голода примерно через 40 лет (данные содержатся в ежегодном докладе компании British Petroleum «Энергия мира-2005»). В качестве альтернативы ископаемым топливам все шире стали применяться возобновляемые источники энергии и органического сырья. Важнейшее из них – растительное сырье, образующееся в процессе фотосинтеза. Ресурсы ежегодно возобновляемой растительной биомассы энергетически в 25 раз превышают добычу нефти. В настоящее время сжигание растительной биомассы составляет ~10% от потребляемых энергоресурсов. В будущем ожидается существенное расширение использования биомассы в виде продуктов ее переработки (газообразных, жидких, твердых топлив и др.), и, в первую очередь, отходов, которые скапливаются и разлагаются, загрязняя окружающую среду. Компоненты древесины - весьма ценное химическое сырье, из которого можно получить не только все продукты нефтехимического синтеза. Перспективной областью использования древесного сырья является производство синтетических топлив. В последние годы во всем мире энергетическое использование древесной биомассы и, в частности, древесных отходов, рассматривается как желанная альтернатива традиционным видам топлива. Это связано с тем, что древесные отходы относятся к возобновляемым источникам энергии и характеризуются низким содержанием серы и золы (в пределах 1%). Кроме того, в золе биомассы обычно не содержатся тяжелые металлы и другие загрязнители, поэтому она может вноситься в почву в качестве удобрения. Все это привело к тому, что технологии получения энергии из древесных отходов в последние годы развиваются и совершенствуются. 5.1. Способы переработки биомассы (газогенерация, пиролиз) Методы энерготехнологической переработки твердого топлива классифицируют: 86 1.По характеру среды, в которой топливо подвергается деструкции (разложению): с нейтральной или восстановительной средой (пиролиз), с окислительной средой (газификация), со средой водорода (гидрогенизация). 2. По тепловым условиям, при которых протекает деструкция: низкотемпературный (до 400°С), среднетемпературный (400—700°С) и высокотемпературный (900°С и выше) процессы. Основными технологиями термической конверсии биомассы в топливо являются: медленный и быстрый пиролиз, газификация, сжижение [16-18]. Пиролиз – это термохимическая конверсия сырья без доступа воздуха и каких-либо реагентов при температуре 450 - 550 °С. Однако в последнее время под «пиролизом» стали подразумевать также процессы с воздействием какого-либо дополнительного реагента (гидропиролиз, окислительный пиролиз). Пиролиз позволяет из 1 м3 абсолютно сухой древесины получать: 140 - 180 кг древесного угля, не содержащего ни серы, ни фосфора и используемого для получения лучших сортов стали, 280 - 400 кг жидких продуктов — метанола, уксусной кислоты, ацетона, фенолов; 80 кг горючих газов метана, моно оксида углерода, водорода [16-18]. Различают два вида пиролиза: — медленный пиролиз (МП) - термическая деструкция вещества без доступа кислорода, при которой скорость нагрева исходного вещества составляет градусы в мин., час. — быстрый пиролиз (БП) — термическая деструкция вещества без доступа кислорода, при которой скорость нагрева исходного вещества составляет сотни, тысячи градусов в доли, единицы сек. При быстром 87 пиролизе биомасса в течение короткого времени подвергается воздействию экстремально высоких температур (700 - 1 400 °С), в результате которого происходят быстрое разложение исходных продуктов и образование новых соединений: этанола, пропилена, углеводородов, близких к бензину. Газ, получаемый с помощью быстрого пиролиза, содержит водород, метан, этилен, пропилен. Использование быстрого пиролиза биомассы выгоднее, чем пиролиза угля, так как биомасса содержит значительно меньше золы и ее можно подвергнуть воздействию более низких температур. Этому направлению, очевидно, принадлежит будущее. Газификация - сжигание биомассы при температуре 900 - 1 500 °С в присутствии воздуха или кислорода и воды с получением синтез-газа, состоящего из смеси моно оксида углерода, водорода и стеклообразной массы (7 - 10 % массы исходного материала), применяемой как наполнитель для дорожных покрытий. Газификация - более прогрессивный и экономичный способ использования биомассы для получения тепловой энергии, чем пиролиз. Синтез-газ имеет высокий КПД тепловой конверсии. Он может употребляться для получения метанола [16-18]. Сжижение — производство жидкого топлива из биомассы путем термической конверсии: термический пиролиз или газификация в присутствии катализаторов. Реакции происходит так, чтобы в качестве основного продукта получалось жидкое топливо, и при этом можно производить уголь и газ. Анализ технологий пиролиза в мире и России. Если первые исследования технологий процесса медленного пиролиза (МП) начались 100 лет назад, а практическое воплощение приобрели в начале 40-х годов (Германия) ХХ века (в виде моторных топлив для танков и самолетов), то первые исследовательские работы по технологии быстрого пиролиза (БП) относятся к концу 80-х годов прошлого века. В России первые работы в области быстрого пиролиза отмечены только с 2002г. 88 Анализ мирового практического опыта в области быстрого пиролиза позволяет выделить основные технологии быстрого пиролиза, которые различаются способами передачи тепловой энергии от агента-носителя к исходному веществу [24]: — абляционный, когда передача тепловой энергии исходному веществу происходит посредством газ — твердое тело или твердое тело — твердое тело. Последнее наиболее эффективно и предпочтительно. Недостатком данного способа передачи тепловой энергии является ограничение по производительности, которое можно решить инженерно — техническими способами. Главные достоинства абляционного реактора: отсутствие внутри реактора механических частей; стоимость реактора быстрого пиролиза в 3-5 раз ниже, чем реактора с кипящим и циркулирующим кипящим слоем. Примерами могут служить реакторы, построенные фирмами BTG (Нидерланды, производительностью до 8 тонн опилок в сутки) и Ensyn (Канада, Великобритания, США, перерабатывающие 15000 т сухой древесины в год с получением 11 000 т пиролизного топлива для когенерации); — кипящий слой (КС), когда агентом — носителем тепловой энергии является разогретый инертный газ, подаваемый в реактор воздуходувками, при этом передача тепловой энергии происходит по системе газ - исходное вещество. Примерами таких реакторов могут служить реакторы Университета Ватерлоо (Канада, производительностью 200 кг/ч) и Ensyn (США, производительностью 2,5 т/ч). Основным недостатком реакторов данного типа является большой расход инертного газа, что приводит к дополнительным производственным расходам, а также создает дополнительные трудности с дальнейшим разделением агентаносителя (инертного газа) и пиролизного газа; — циркулирующий кипящий слой (ЦКС), когда агент-носитель, после передачи тепловой энергии исходному веществу, выводится из 89 реактора для последующего разогрева и очистки, и снова вводится в реактор. Агентом-носителем тепловой энергии в этом случае может служить речной (морской) песок. Компания Red Arrow (США) на базе двух реакторов ЦКС запустила установку с использованием технологии RTR c газотурбинным двигателем мощностью 2,5 МВт, перерабатывающую 60 тонн древесных отходов в сутки. Основными недостатками установок с реакторами ЦКС (RTR технология) являются: сложность и объемность оборудования; большая стоимость построения технологии, в пять раз превосходящая абляционную технологию. Анализ технологий быстрого пиролиза, разработанных в США, Канаде и ЕС, выявил существенный недостаток: все они ориентированы на максимальное получение жидкого пиролизного топлива и совершенно игнорировался режим синтез-газа. Кроме того, применение дорогостоящих технологий быстрого пиролиза (КС и ЦКС) привело к тому, что стоимость пиролизного топлива оказалась выше продуктов переработки природной нефти. Технико-экономические расчеты [24] показывают, что для выработки тепловой энергии мощностью до 10 МВт наиболее целесообразно применять абляционные технологии. Подтверждением этого может служить пилотная промышленная установка быстрого пиролиза торфа, разработанная ООО УК «Альтернативная Эко Био Энергия» совместно с её учредителем ООО «Торфяная Энергетическая Компания» (г.Москва), производительностью 700 кг/ч исходного торфа, и установленная на базе филиала ОАО «Шатурторф», и промышленная установка 20 тыс.тонн древесных отходов в Сербии. Анализ открытых источников показал, что в Российской Федерации, процессами быстрого пиролиза занимаются единичные лаборатории, которые создали лабораторные макеты с целью исследования химизма процесса быстрого пиролиза различных исходных веществ (Санкт 90 Петербургский Государственный Университет, Томский Государственный Университет, ВНИИЭСХ РАСХН и др.). 5.2. Краткий обзор современных технологий получения энергетических ресурсов Получение электрической энергии на установках, использующих биомассу в качестве топлива, может быть реализовано следующими известными технологиями: 1. Получением в котельных агрегатах водяного пара высокого давления с использованием его в турбинных или поршневых паровых машинах для привода электрогенераторов. 2. Газификацией биомассы в газогенераторах с получением топливного газа, основу которого составляют СО, Н2 и N2, и который может быть использован в качестве газообразного топлива в котельных, газовых турбинах и двигателях внутреннего сгорания. В качестве двигателей внутреннего сгорания используют газодизельные и газопоршневые двигатели. На данный момент большая часть газопоршневых двигателей работает на природном газе, однако с каждым годом производится все больше двигателей для работы на возобновляемых видах топлива, таких как пиролизный газ, биогазы и пр. Доля таких двигателей в объеме продаж постоянно увеличивается и, например, для компании GE Jenbacher (г.Йенбах, Австрия) превышает 35%. В нижеследующей характеристики газов, газопоршневых двигателях таблице важные с 5.2.1 точки (плотность, приведены зрения низшая их основные утилизации теплота в сгорания, метановое число, ламинарная скорость пламени). Таблица 5.2.1 Состав и свойства некоторых газов 91 Газ Состав Плотность, кг/м³ Низшая Ламинарная теплота Метановое скорость сгорания, число пламени, ккал/нм³ см/с 2 575,8 0 302 Водород H2 Метан CH4 0,717 8 572,2 100 41 Окись углерода СО 1,250 3 019,0 75 24 CH4 = 88,5%, Природный C2H6 = 4,7%, газ C3H8 = 1.6%, (пример) C4H10 = 0.2%, N2 = 5% 0,798 8 717,9 80 41 Биогаз (пример) CH4 = 65%, CO2 = 35% 1,158 8 717,9 135 27 Продукты пиролиза древесины (пример) H2 = 7%, CO = 7%, CxHy = 5%. 1,258 1 187,1 0,0899 15 Теплота сгорания отражает содержание энергии в единице объема газа при нормальных условиях. Низшая теплота сгорания не учитывает тепло, которое выделяется при конденсации водяных паров в продуктах сгорания. Если охладить продукты сгорания ниже температуры конденсации водяных паров (для природного газа около 40°С), в процессе конденсации водяных паров выделится дополнительное тепло (для природного газа около 9% от низшей теплоты сгорания). Компанией GE Jenbacher накоплен большой опыт по использованию в качестве топлива для газопоршневых двигателей газов с различной низшей теплотой сгорания: от самого низкокалорийного газа (смесь водорода 16% и азота 76%, 398 ккал/нм³) до высококалорийного (бутан, 28345 ккал/нм³). Различие между теплотой сгорания высококалорийного и самого низкокалорийного газа составляет более чем 70 раз. Опыт работы и проведенные компанией GE Jenbacher исследования показали, что теплота сгорания газа не дает ответа на вопрос о возможности использования того или иного газа в качестве топлива для двигателя. С ее помощью определяется объемный расход топлива и 92 воздуха, и по этим данным рассчитываются диаметры топливного и воздушного тракта, подбирается турбокомпрессор, интеркулер, газосмеситель (карбюратор). GE Jenbacher было также установлено, что в некоторых случаях единичная мощность и КПД двигателя при работе на крайне низкокалорийной смеси водорода и азота оказывается значительно выше, чем при работе на высококалорийном бутане. Значительную роль на эффективность работы двигателя оказывают следующие показатели: 1.Метановое число (MZ) характеризует детонационную стойкость газообразного топлива. Метановое число аналогично октановому числу для бензина, и равно процентному отношению метана в метано-водородной смеси, которая имеет такую же детонационную стойкость в тестовом двигателе, как и испытуемый газ. Например, если природный газ имеет метановое число 90, это означает, что он имеет такую же детонационную стойкость, как и смесь из 90% метана и 10% водорода. Высокая детонационная стойкость позволяет повышать степень сжатия (и/или давление наддува), что прямым образом сказывается на повышении КПД (и/или удельной мощности) двигателя. 2. Ламинарная скорость распространения пламени - это скорость, с которой происходит окисление (горение) горючих компонентов топлива по фронту (поверхности) распространения пламени. Ламинарная скорость пламени очень сильно зависит от коэффициента избытка воздуха в камере сгорания, и достигает максимума в районе λ =1. Коэффициент избытка воздуха (λ, лямбда) равен отношению действительного количества воздуха в камере сгорания к теоретически необходимому, стехиометрическому, или минимально необходимому количеству воздуха для полного сгорания топлива. Помимо этого, наличие в топливе инертных газов, таких как азот (N2), углекислый газ (CO2) способно существенно снизить скорость горения газовоздушной смеси. 93 Если газоводушная смесь близка к границе воспламеняемости из-за низкой скорости пламени (4-5 см/с), эта граница может быть несколько расширена за счет улучшения условий зажигания смеси: 1. применение форкамерного зажигания смеси, лазерного зажигания (сейчас находится в стадии полевых испытаний), либо за счет впрыскивания запальной дозы дизельного топлива и воспламенения смеси от сжатия. Однако при использовании дозой дизельного характеристик топлива двигателей воспламенения смеси запальной происходит (увеличение ухудшение выбросов экологических NOx, повышение зольности выхлопа, загрязнение золой теплообменника выхлопного газа), а также усложнение топливного тракта. 2. Повышение температуры газовоздушной смеси (за счет увеличения компрессии/давления наддува, либо внешнего подогрева смеси) существенно облегчает зажигание топлива и расширяет пределы воспламеняемости смеси. Однако увеличение температуры газовоздушной смеси ограничено другими критическими лимитами: с одной стороны повышается риск детонационного сгорания, с другой стороны возможно самовоспламенение смеси от сжатия. Утилизация крайне низкокалорийных газов c большим содержанием водорода бросает серьезные вызовы производителям газопоршневых двигателей. 94 Накопленный опыт эксплуатации газовых двигателей GE Jenbacher на таких объектах, как «Profusa», «Krems Chemie» (более 70 тысяч рабочих часов) показывает, что широкий спектр низкокалорийных газов может быть эффективно утилизирован в газовых двигателях. Основным критерием, определяющим возможность утилизации того или иного газа, является ламинарная скорость пламени, а не теплота сгорания. Инсталляция в «Krems Chemie» показывает, что даже газ с теплотой сгорания 398 ккал/нм³ (или 4,9% от теплоты сгорания природного газа) может использоваться в газопоршневых двигателях. Важным критерием, определяющим возможность утилизации продуктов пиролиза, является их степень загрязнения смолами и пылью. В некоторых случаях может понадобиться комплексная система очистки газа (скрубберы, электростатические фильтры). Во всех этих применениях возможно достижение нормативных показателей (для Европы) по выбросам NOx на уровне TA-LUFT (500 мг/нм³) без применения систем последующей очистки газа (катализаторов) только с помощью концепции сжигания бедной смеси. При содержании водорода (H2) в газе более 50% (энергетических), возможно достижение крайне низких выбросов окислов азота на границе их выявляемости (ниже 10 ppm или 4 мг/нм³). При работе на газе с высоким содержанием водорода (H2) может быть обеспечен очень высокий электрический КПД (в среднем на 2% выше, чем при работе на природном газе), однако при наличии большого количества инертных компонентов возможно снижение мощности из-за дефицита располагаемой энергии на входе в турбокомпрессор. Ниже рассмотрены существующие на мировом рынке технологии использования пиролизных газов. 1. Пиролизные заводы в Fondotoce (Италия), г.Chiba и в г.Mutsu, (Япония) Одним из пионеров на поприще утилизации ”сложных” газов считается компания General Electric Jenbacher. С помощью технологии 95 высокотемпературного широкого спектра пиролиза органического имеется сырья, возможность например, утилизации бытовых и индустриальных отходов, осадка сточных вод, измельченных опилок и т.п. Технологическая цепочка включает измельчение отходов, их уплотнение, откачку воздуха, дегазацию при температуре более 600°С и последующую газификацию с помощью чистого кислорода. Завод функционирует исключительно автономно, обеспечивая полностью свои энергетические нужды с помощью пиролизного газа. Получаемый в высокотемпературном реакторе синтетический газ, после шокового охлаждения и очистки направляется в газопоршневые установки, которые вырабатывают электрическую энергию. Газовая электростанция в Fondoce (Италия) с использованием пиролизного газа была запущена в эксплуатацию в 1993 году. Аналогичные проекты были реализованы в г.Chiba (2001 год) и в г.Mutsu (февраль 2003), Япония. Ни рисунке 5.2.1 показан машиный зал электростанции на пиролизном газе в г.Mutsu (2хJGS-616 электрической мощностью 2х1.2 МВт). С момента сдачи в эксплуатацию (февраль 2003) по октябрь 2005 время успешной коммерческой эксплуатации превысило 19 000 рабочих часов. Mutsu, Япония 2xJGS-616 GS SN.L Электрич. 2 х 1 200 кВт мощность: Состав газа: H2 20÷40% CO 34÷40% CO2 25÷35% N2 2÷5% Qнр >1719 ккал/нм³ Ввод в февраль 2003 года Наработка на более 19 000 р.ч. эксплуатацию: 10/2005: 96 Рисунок 5.2.1 Электростанция на пиролизном газе в Mutsu, Япония В 1988 году компания Babcock & Wilcox Volund Aps начала разработку установки газификации древесных отходов Harboore со следующими показателями: получение непрерывного потока и стабильного состава газа; возможность газификации сырья с влажностью до 50%; производство газа для двигателей внутреннего сгорания; высокая степень автоматизации процессов. Был построен газификатор вертикального типа, имеющий встроенную зону осушения газа. Основным преимуществом такой компоновки является возможность использования очень влажного сырья, простота, встроенный теплоомбенник обеспечивает низкую температуру уходящего газа и высокую эффективность газификации. Недостатком конструкции является её громоздкость. После нескольких лет работ по разработке и усовершенствованию конструкции газификатора, первый завод по такой технологии газификации древесных отходов был запущен в Дании на отопительной коммунальной котельной Harboore. Основным сырьем для газификации служит древесная щепа, также могут использоваться древесные обрезки, кора и др. органика. Летом 1996г. была начата коммерческая эксплуатация газификатора и работы были сконцентрированы на очистке синтетического газа от смолы и пыли перед подачей в газопоршневые установки. Была установлена комплексная система очистки газа, включающая скрубберы, теплообменники и электростатические фильтры. С начала 2000 года были запущены 2 газопоршневые установки GE Jenbacher JMS-320, работающие на продуктах газификации древесных отходов. Каждый модуль имеет электрическую мощность 765 кВт и 983 кВт тепловой мощности. Общий КПД преобразования энергии газа превышает 90%. Благодаря работе с большим коэффициентом избытка воздуха (λ=1,6) достигается низкий уровень выбросов NOx. 97 К концу 2005 года наработка каждого двигателя превысила 28 000 рабочих часов. Частые проверки состояния камеры сгорания показали отсутствие смоляных отложений. 2. Завод по газификации древесных отходов в кипящем слое в Gussing, Австрия Для возможности децентрализованных газификации тепловых станциях биомассы ученые в небольших, из Венского Технологического Университета и теплоснабжающая компания г. Gussing разработали и построили завод по газификации биомассы в кипящем слое. На рисунке 5.2.2 показана схема завода по газификации биомассы, на рисунке 5.2.3 газификатор и здание машинного зала с газопоршневыми двигателями GE Jenbacher. Завод обеспечивает производство 4,5 МВт тепловой мощности для централизованного теплоснабжения и 2,0 МВт электрической мощности из перерабатываемых 1760 кг/ч древесных отходов. Сердцем завода является паровой газификатор в кипящем слое. В процессе газификации биомасса нагревается до температуры 850°С при подаче пара. Использование пара вместо воздуха обеспечивает отсутствие азота и смолянистых примесей в пиролизном газе и его относительно высокую теплотворную способность. Частицы остающегося углистого вещества попадают в камеру сгорания через кипящий слой, что позволяет получить дополнительное тепло. Полученный газ отделяется и охлаждается, отдавая тепло в систему теплоснабжения. От пыли газ очищается тканевым фильтром, а далее в скрубберах он дополнительно очищается от смол, аммиака и кислотных компонентов. 98 Gussing, Австрия Состав газа: H2 CO CH4 CO2 N2 Qнр - 40% -24% - 10% - 23% - 3% - 2615 ккал/нм³ Рисунок 5.2.2. Технология газификации древесины в Gussing, Австрия После комплексной очистки в газе остается до 440 мг/нм³ аммиака (NH3). Этот вредный компонент, окисляясь в камере сгорания, не только вызывает резкое увеличение выбросов окислов азота, но и может сокращать срок службы масла и деталей камеры сгорания. На данный момент не выявлено развития опасных тенденций при такой концентрации аммиака в топливном газе, тем не менее, ведутся успешные опыты по добавке специальных агентов в воду, подаваемую в скрубберы для очистки газа, с целью связывания аммиака. Gussing, Австрия 1xJMS-620 GS S.L Электрическая мощность: 1 964 кВт Тепловая мощность: 2 490 кВт Ввод в эксплуатацию: февраль 2002 года Наработка на 12/2005: более 20 000 р.ч. 99 (каждым модулем) Рисунок 5.2.3. Газификатор древесных отходов в кипящем слое в Gussing, Австрия Благодаря полной утилизации тепловой энергии, газопоршневые двигатели обеспечивают общий КПД преобразования энергии топлива выше 85%. Газопоршневая электростанция была запущена в эксплуатацию в феврале 2002 года и к концу 2005 года каждый двигатель достиг наработки более 20 000 рабочих часов. Мировым лидером по промышленному использованию биомассы для получения электроэнергии в промышленных масштабах является Индия [25]. В стране разработана и последовательно реализуется программа энергетического использования биомассы (древесные отходы, сельскохозяйственные отходы, и т.д.), имеющая целью довести до уровня 19500 МВт - общую электрическую мощность электростанций и ТЭЦ. По состоянию на 30.06.2003 в Индии были введены в действие электростанции на биомассе с использованием газогенераторов общей мощностью 55,1 МВт (всего 1817 единиц газогенераторных установок мощностью от 5 до 500 кВт). На 2005-2006 годы план по вводу мощностей с использованием газогенераторов составлял 10,0 МВт [9]. На 1 января 2008 года изготовлено и установлено более 900 газогенераторов. В последние 3 года производится более 100 газогенераторов в год производительностью от 10 до 4000 куб.м газа в час. Экспортируется примерно 20% газогенераторов в 15 стран мира, включая Россию, Белоруссию, США, Германию, Италию и т.д. На основе выпущенных газогенераторов, в частности, построены: - Газогенераторные электростанции и мини-ТЭЦ на древесных отходах с газодизельными двигателями: 45 газодизельных электроагрегатов общей мощностью 6511 кВт; 100 - Газогенераторные электростанции и мини-ТЭЦ на древесных отходах с газопоршневыми двигателями: 21 газопоршневой электроагрегат общей мощностью 3530 кВт; - Микро-газогенераторные электростанции на древесных отходах: 79 газопоршневых электроагрегата общей мощностью 652 кВт; - Газогенераторные электростанции на сельскохозяйственных отходах с газодизельными двигателями: 36 газодизельных электроагрегатов общей мощностью 5285 кВт; Электрогенераторные агрегаты, работающие на генераторном газе, предлагаются в широком диапазоне мощностей (от 11 до 1500 кВт) на основе газодизельных (ГДЭА) и газопоршневых (ГПЭА) двигателей. Рис.5.2.4 Газогенераторные электростанции серии WBP Woodbio Газогенераторные электростанции серии WBP состоят из газогенераторной установки Woodbio и электрогенераторной установки мощностью от 70 до 1200 кВт с газопоршневым двигателем. Газогенераторные электростанции серии WBD состоят из газогенераторной установки Woodbio и электрогенераторной установки мощностью от 60 до 600 кВт с газодизельным двигателем. Электростанции WBP/WBD могут быть укомплектованы установками утилизации тепла в режиме когенерации. Благодаря модульной конструкции можно легко построить электростанцию большей мощности. 101 Газогенераторные тепловые станции служат автономным источником газа для котельных (рис. 5.2.5). Они состоят из одной или нескольких газогенераторных установок Woodbio, горелок (в том числе комбинированных для сжигания генераторного газа вместе с природным газом или жидким топливом) и трубопроводов для подачи газа к горелкам. Рис.5.2.5 Котельная с использованием газогенераторного газа Газогенераторные тепловые станции используются для модернизации существующих котельных, печей, сушилок и т.п. с целью замены традиционного топлива (природного газа, нефти, мазута) на дешевое и экологически чистое топливо из отходов. Все предлагаемое оборудование является серийным, производится на специализированных заводах в Индии, перед отгрузкой заказчику тестируется в сборе с полной нагрузкой, эксплуатируется в 15 странах мира. На рисунке 5.2.6 представлена газогенераторная электростанция с газогенератором WBG-850 на заводе в Индии во время испытаний перед отгрузкой в Латвию. 102 Рис. 5.2.6 Испытания газогенераторной электростанции с газогенератором WBG-850 мощностью 850 кВт. на заводе в Индии перед отгрузкой в Латвию. Имеется опыт внедрения газогенераторных электростанций Woodbio в России: в Забайкайльске мощностью 500 кВт на древесных отходах; в Краснодаре на лузге подсолнечника. 5.3. Конструкции установок для газификации древесных отходов и торфа методом пиролиза. Существует несколько схем газогенераторных процессов: прямой, обращенный, перекрестный, с «кипящим» слоем и смешанный. Прямой процесс - газификации протекает в плотном слое при встречной подаче воздуха и топлива. 103 Обращенный процесс - топливо и воздух движутся в одном направлении, газ выводится через колосниковую решетку, происходит разложение паров смолы, теплота сгорания 950–1200 ккал/нм3. Смешанные схемы газификации твердого топлива включают элементы прямого и обращенного процессов, используется топливо в виде кусочков размером более 20мм. Широкое распространение получает также способ газификации в «кипящем» слое топлива. Пиролиз представляет собой процесс термического разложения органических соединений без доступа кислорода и происходит при относительно низких температурах (500–800 °С) по сравнению с процессами газификации (800–1300°С) и горения (900–2000°С). Реакцию пиролиза биомассы в общем виде можно представить следующим образом: БМ + тепло = СО + СО2 + Н2 + Н2О + СН4 +СnНm+С (углистое вещество) + смолы Первичными продуктами пиролиза могут быть жидкость, твердое углистое вещество и газы в зависимости от вида и параметров процесса пиролиза. В зависимости от применения генераторного газа используются различные типы газогенераторов: с восходящим потоком газа (прямой процесс), с нисходящим потоком газа (обращенный процесс), в псевдоожиженном слое, в циркулирующем псевдоожиженном слое и другие. Если газ используется для выработки электрической энергии с помощью двигателей внутреннего сгорания, то газ должен иметь минимальное содержание примесей. Наиболее чистый газ получают в газогенераторах обращенного типа, которые работают на сыпучей биомассе с влажностью менее 20%. При необходимости выполняется топливоподготовка, чтобы превратить крупные и/или влажные отходы в биотопливо для газификации. 104 Учитывая, что наиболее чистый газ получают в газогенераторах обращенного типа, ниже подробно рассмотрена его конструкция на примере газогенератора Woodbio (Индия). Рис. 5.3.1 Газогенератор Woodbio с нисходящим потоком газа (обращенный процесс) В газогенераторе обращённого типа Woodbio биотопливо проходит несколько превращений, образующих четыре отдельные зоны: зону сушки, зону пиролиза, зону горения и зону восстановления. Зона сушки В зоне сушки тепло от нижележащих частей газогенератора вызывает испарение воды, благодаря чему топливо высушивается при температуре 150-200°С. Пары воды перемещаются вниз и добавляются к парам воды, образующимся в зоне горения (окисления). Часть паров воды может восстанавливаться до водорода благодаря реакции: С + H2O <=> CO+H2 Зона пиролиза Ниже зоны сушки температура увеличивается до 400-650°С. При температуре свыше 250°С начинается процесс пиролиза топлива. В деталях химические реакции процесса пиролиза известны не очень хорошо, но предполагается, что при нагревании крупные молекулы, такие как целлюлоза и лигнин, расщепляются на средние молекулы и углерод 105 (древесный уголь). Продукты пиролиза перемещаются вниз в более горячие зоны газогенератора. Некоторые из них сгорают в зоне горения, другие расщепляются далее в ещё более мелкие молекулы, такие как водород, метан, окись углерода, этан, этилен и т.д., если они находятся в горячей зоне достаточно долго. Зона горения (окисления) Образуется на уровне ввода воздуха. Протекающие реакции с кислородом: С + O2<=> CO2 H + 1/2O2 <=> H2O, являются высоко экзотермическими (выделяется 401,9 и 241,1 КДж/моль тепла соответственно), в результате чего происходит резкое увеличение температуры до 900-1200°С. Как указано выше, важной функцией зоны окисления, кроме генерации тепла, является превращение и, по возможности, полное сгорание всех конденсируемых продуктов, которые в случае их конденсации в низкотемпературных частях системы превращаются в пиролизные смолы и масла. Подача воздуха в зону горения производится с помощью нескольких трубок, расположенных по окружности конуса горения. Зона восстановления Продукты реакций в зоне окисления (горячие газы и раскалённый древесный уголь) перемещаются вниз в зону восстановления. В этой зоне теплосодержание газов превращается в химическую энергию генераторного газа в соответствии с реакциями: 1. 2. 3. 4. 5. C + CO2 <=> 2CO C + H2O <=> CO + H2 CO2 + H2 <=> CO + H2O C + 2H2<=> CH4 CO + 3H2<=> CH4+ H2O Указанные выше реакции (1) – (5) являются эндотермическими, поэтому температура горячих газов снижается при прохождении через слой 106 древесного угля. Конечным продуктом химических реакций, которые происходят в зоне восстановления, является горючий газ с температурой 250-500°С, а также остатки древесного угля и золы. Газогенераторные установки Woodbio представляют собой комплекс оборудования для получения генераторного газа и подготовки его к использованию. Газогенераторная установка Woodbio состоит из устройства загрузки биомассы, газогенератора, системы охлаждения и очистки газа, и системы управления. Биомасса периодически подается в газогенератор через шлюзовое устройство с помощью ковшового подъёмника или наклонного транспортёра. Газогенератор превращает биомассу в генераторный газ. Система охлаждения и очистки охлаждает газ и удаляет из газа смолы и частицы. Система управления контролирует все ключевые параметры процесса, регулирует объем вырабатываемого газа в зависимости от нагрузки. Рис. 5.3.2 Газогенератор Woodbio Газогенераторные установки Woodbio служат для получения от 150 до 5000 нм3 генераторного газа в час из крупнофракционной биомассы: древесных отходов – щепы из кусковых отходов распиловки леса и деревообработки, фанеры, ДСП, МДФ, отработанных железнодорожных шпал, гранул (пеллет) и брикетов из опилок, и сельскохозяйственных 107 отходов – лузги подсолнечника, стеблей кукурузы, подсолнечника, хлопка, стержней кукурузных початков и т.п. Газогенераторная установка Woodbio состоит из газогенератора непрерывного действия с периодической подачей биомассы, системы подготовки газа перед сжиганием его в двигателе или горелке, и системы управления. В зависимости от используемой системы подготовки газа установки Woodbio выпускаются в трех конфигурациях. Установки Woodbio в конфигурации «холодный чистый газ» служат для получения газа для использования в двигателях внутреннего сгорания. Установки Woodbio в конфигурации «горячий очищенный газ» служат для сжигания, в том числе в смеси с природным газом, в горелках, установленных на расстоянии не более 20 м от газогенератора. Газогенераторные тепловые станции служат автономным источником газа для котельных. Состоят из одной или нескольких газогенераторных установок Woodbio, горелок (в том числе комбинированных для сжигания генераторного газа вместе с природным газом или жидким топливом) и трубопроводов для подачи газа к горелкам. Газогенераторные тепловые станции используются для модернизации существующих котельных, печей, сушилок и т.п. с целью замены традиционного топлива (природного газа, нефти, мазута) на дешевое и экологически чистое топливо из отходов. В отличие от прямого сжигания биомассы полученный в газогенераторе газ можно транспортировать на несколько объектов в пределах определенного расстояния. Сжигание газа отличается значительно меньшим воздействием на экологию, чем прямое сжигание твердых отходов. Россия располагает необходимыми интеллектуальными возможностями (многочисленные НИИ, Университеты, КБ и отдельные научно-производственные компании) и машиностроительной производственной базой для активного применения и использования биотехнологии в России. В настоящее время отечественная 108 теплоэнергетика находится на пути создания автономных эффективных технологий наряду с традиционными централизованными способами выработки электроэнергии и тепла и обладает опытом производства опытно-промышленных газогенераторных установок переработки древесины, торфа, угля, сельскохозяйственных отходов. Начиная с 1994 года при участии авторов [19-23] [35] разработан ряд опытных газогенераторов, на которых исследовано влияние на процесс газификации интенсивности основных и режимных способа параметров: осуществления температуры; дутья; вида, геометрических характеристик реакционного объема; характеристик топлива (зольность, влажность, фракционный состав). На основании этих исследований был разработан типоразмерный ряд опытно-промышленных газогенераторов, охватывающий диапазон тепловых мощностей от 60 кВт до 5 МВт. На рисунке 5.3.3 представлена опытная установка газогенератора Г50 обратного типа, предназначенного для получения генераторного газа путем переработки углеродсодержащих материалов (древесина, торф, уголь, сельскохозяйственные отходы и т.п.). Получаемый газ может быть использован в качестве топлива в любых энергетических установках (топки котлов, сушилок и т.д.), двигателях внутреннего сгорания, а также в качестве энергоносителя систем технологического и бытового теплоснабжения предприятий. 109 Рис.5.3.3. Газогенератор Г-50 В опытах на данном газогенераторе, в основном, использовалось топливо хвойных пород (сосна, ель) влажностью 10–30%. Размер куcков топлива колебался в пределах 50–150 мм. Вместимость бункера газогенератора составляла порядка 40 кг при влажности топлива около 20%. Одна загрузка бункера обеспечивала работу газогенератора на номинальном режиме в течение 1–1,5 часа (тепловая мощность 100 кВт). 110 Рис.5.3.4. Газогенератор УТГ-600 Газогенератор УТГ-600 (рис. 5.3.4) обратного типа предназначен для термохимической переработки растительного сырья, торфа, бурых углей, сельскохозяйственных и бытовых отходов в горючий газ. Получаемый газ может быть использован в качестве топлива в топках любых энергетических установок (котлов, сушилок и т.д.), двигателях внутреннего сгорания, а также в качестве энергоносителя в технологических схемах. В ходе испытаний определялись температурные параметры процесса, расход генераторного газа, режим работы основного оборудования. Результаты подтвердили работоспособность установки УТГ-600, а также выявили необходимость доработки отдельных узлов и механизмов. 111 Рис.5.3.5. График зависимости низшей теплоты сгорания генераторного газа от влажности исходного топлива Учитывая такие факторы, как возможность забивания решетки при использовании получаемого высокозольного газа при топлива, увеличении падение влажности калорийности топлива, ухудшение сходимости топлива в шахте газогенератора при большом количестве мелкофракционного топлива, были разработаны требования, предъявляемые к исходному топливу: влажность топлива менее 30–35% (вес.) (рис. 5.3.5); температура размягчения золы не ниже 1100оС; количество мелкофракционного сырья не должно превышать 25%; зольность топлива не более 5%. В г. Томске под руководством к.т.н. В.А. Даммера спроектирован и установлен на ОАО НПЦ «Полюс» газогенератор медленного пиролиза, способный работать на древесных отходах, торфе, буром угле. Усовершенствованный реактор газификации имеет патентную защиту (Приложение 57). Получаемый на газогенераторе генераторный газ характеризуется следующим составом: CO = 20-22%; H2 = 14-18%; CO2 = 3%; N2 = 50%; CmHn = 1,0-2%; 112 H2О = 5%. Теплотворная способность генераторного газа составляет 1000-1150 ккал/м3. Для создания газогенераторной усовершенствованный реактор автоматизированную газификации систему планируется электростанции, газификации, ведения привлечение систему включающей очистки технологического следующих и процесса предприятий и учреждений: 1. ОАО «Манотомь - базовое предприятие, на котором будет осуществлен пилотный проект и развернуто дальнейшее производство; 2. Томский государственный университет систем управления и радиоэлектроники – разработчик автоматизированного комплекса управления технологическим процессом газификации топлива; 3. Фирма TEDOM, Чехия – поставщик газопоршневого двигателя с автоматической системой управления; 4. Баранчинский электромеханический завод Свердловской области – поставщик электрогенератора с автоматической системой управления. Имеющиеся результаты подтвердили работоспособность разработанного В.А. Даммером реактора газификации, а также выявили необходимость его доработки. (Приложение 57). Свыше 30 лет назад в 15 странах мира началось финансирование разработок в области технологии и установок быстрого пиролиза (УБП), чтобы эффективно промышленных перерабатывать отходов, горы органических бытовых и опоясывающих современные мегаполисы, поселки и предприятия, с получением синтез-газа, тепла, электроэнергии, синтетической нефти [24]. Ученые ряда стран разработали несколько типов установок быстрого пиролиза, сделали опытно-промышленные образцы и готовы массово производить УБП. Появилась реальная возможность к возрождению 113 природы, переработке огромных запасов отходов АПК, лесоперерабатывающих отраслей, миллиардов кубических метров иловых отложений очистных сооружений ЖКХ, а также торфа и низкокалорийных углей и получению в промышленных масштабах газа, тепла, электроэнергии и нефтепродуктов. Группа конструкторов ученых российских высокотехнологичных академических предприятий, институтов создали и более эффективную, надежную установку быстрого пиролиза, чем их западные коллеги. УБП изготавливается по технологии производственной кооперации, когда отдельные узлы и блоки изготавливаются на тех предприятиях, где наилучшим образом отработана технология. Все ноу-хау российских ученых имеют патентную защиту. Опытно-промышленная УБП получила Золотую медаль на ВВЦ в Москве в 2008 году как энергоэффективная разработка. Два года УБП проработала на торфобрикетном заводе в подмосковном селе Моховое, где её осмотрели десятки делегаций ученых и производственников. В 2012 г. проведены испытания опытно-промышленной УБП на древесных отходах, установленной на деревообрабатывающем предприятии Сербии. Основные отличительные особенности БП от МП [24] технологическая возможность создания высокопроизводительных непрерывных производств; возможность создания энергетически самообеспечивающих систем, что снижает производственные затраты, как минимум, на 30%, а следовательно, приводит к снижению себестоимости продуктов переработки; малое время нахождения исходного вещества в зоне термической деструкции не допускает процессов вторичного крекинга (вторичной термической деструкции), что позволяет получать более чистые по своему химическому составу (практическое отсутствие гудроновых и 114 мазутных составляющих) продукты пиролиза. Так синтез-газ, полученный БП, имеет теплоту сгорания на 50% больше, чем при МП; возможность регулирования рабочих температурных режимов без технологических и конструктивных изменений оборудования; возможность переработки различных исходных продуктов на одном и том же оборудовании без принципиальных технологических и конструктивных изменений Недостатком процесса БП является обязательная предварительная сушка исходного вещества до определенной относительной влажности. Однако тепловой эффект, полученный с помощью БП, окупает затраты на процесс сушки. Выход продуктов в процессе БП: - «синтетическая нефть» (средняя теплота сгорания составляет 30 Мдж/кг). В зависимости от установленного температурного режима количество «синтетической нефти» колеблется в пределах 15-70% от сухого исходного вещества; - синтез-газ, в состав которого входят водород, метан и другие углеводороды, небольшое количество оксида углерода (средняя теплота сгорания составляет 35 Мдж/м3). В зависимости от установленного рабочего температурного режима его количество может находиться в пределах 20-65% от сухого исходного вещества; - твердое углистое вещество - высокоуглеродистый материал (средняя теплота сгорания составляет 40 Мдж/кг). Количество высокоуглеродистого материала (ВУМ) находится в пределах 10-20% от сухого исходного вещества. Таким образом, по расчетным данным ООО «ТЭК» потенциальные возможности процесса в УБП на 50% превосходят процесс медленного пиролиза. Результаты практического подтверждения эффективности использования продуктов БП для выработки электрической энергии с 115 помощью двигателей внутреннего сгорания на данный момент отсутствуют. По своему химизму процесс быстрого пиролиза предъявляет определенные требования к физико-химическим характеристикам исходного сырья: — исходное вещество, с целью экономической целесообразности, должно содержать, в своем составе, не менее 12% углерода; — эквивалентный диаметр или толщина частицы исходного вещества не должны превышать 3мм; — относительная влажность исходного вещества не должна превышать 75%. Виды исходного сырья, к которым применим процесс быстрого пиролиза: — все типы торфов; — сланцы; — бурые и каменные угли, а также их отходы; — древесина всех пород, а также ее отходы; — производственные и бытовые отходы; — автопокрышки и т.п.; — отходы АПК (птицеводства, КРС и свиноводства) с добавлением соломы; — сено и солома; — отходы в виде шелухи зерновых культур, подсолнечника, орехов и т.п.. В Приложении 57 приведены результаты технико - экономического обоснования внедрения комплекса УБПДО с КГУ производительностью 5 тыс. тонн исходных древесных отходов в год, выполненные ООО «ТЭК». Согласно представленным данным при годовом потреблении древесных отходов в количестве 5000 тонн и пропана в количестве 35 тонн (при пусковых режимах) выход продуктов пиролиза составит: 1. синтетическая нефть - 94,0 т/год (2,5 % от сухих ДО); 116 высокоуглеродистый материал (ВУМ) - 755,0 т/год (20 % от 2. сухих ДО); синтез-газ - 2,66 млн. м3/год; 3. Теплота сгорания продуктов пиролиза составляет: 1. синтетической нефти – 30 МДж/кг (5 000ккал/кг) 2. ВУМ - 30 МДж/кг (7 000 ккал/кг); 3. синтез-газа - 25 140 МДж/м3 (6 000 ккал/м3); КПД мини когенерирующей установки (усредненный) - 72 %. Срок окупаемости проекта 11,76 месяца. Анализ представленных в Приложении 57 данных показывает, что калорийность выходных продуктов пиролиза существенно превышает калорийность исходного сырья (древесные отходы и пропан), что является явной ошибкой. Представленные расчеты требуют поверки и подтверждения на практике. На данный момент ООО «ТЭК» спроектирована и установлена одна промышленная установка быстрого пиролиза на 20 тыс. тонн древесных отходов в Сербии. Однако опыт ее работы в составе газогенераторной электростанции с использованием двигателя внутреннего сгорания отсутствует. Установка производительностью 700кг/ч исходного торфа, установленная на базе филиала ОАО «Шатурторф», к сожалению, сгорела во время пожара на торфяниках. Таким образом, подтвержденные в настоящее время отсутствуют практически данные проектной документации и результаты комплексного исследования показателей совместной работы установки быстрого пиролиза древесных отходов с двигателем внутреннего сгорания в составе газогенераторной электростанции, работающей в режиме когенерации. По данным ООО «ТЭК» на предприятиях «ЯМЗ» и ОАО «РУМО» ведутся работы по реконструкции двигателей внутреннего сгорания (ДВС) с целью их адаптации к использованию в качестве топлива продуктов 117 пиролиза (синтез-газа и синтетической нефти) для получения следует отметить, электрической энергии. Подводя итоги вышесказанному, что используемый тип газогенератора, давление получаемого газа, содержание в нем примесей и пиролизных смол, наличие систем охлаждения и очистки газа определяют различные области применения генераторного газа. Таблица 4.3. - Области применения генераторного газа Тип П П П О О О Давление Очистка Мощность (МВт) Применение Сжигание генераторного газа для получения амосферное Сухая 0,2-6,4 тепловой энергии, в т.ч. для использования в сушилках Сжигание генераторного газа для получения горячего воздуха, атмосферное Без очистки 5-15 вращающего турбину для выработки электрической энергии Сжигание генераторного газа в газовых турбинах и Электро- или повышенное 0,4-3,5 двигателях внутреннего каталитическая сгорания для выработки электрической энергии Сжигание генераторного газа для получения атмосферное Без очистки 0,005-5 тепловой энергии, в т.ч. для использования в сушилках В газопоршневых двигателях или в смеси с дизельным топливом в атмосферное Сухая, мокрая 0,04-0,5 газодизельных двигателях для выработки электрической энергии Сухая, мокрая, Сжигание генераторного повышенное 0,03-1 каталитическая газа в газовых турбинах 118 ЦКС атмосферное Сухая, мокрая 5-35 ЦКС атмосферное Без очистки 10-60 ЦКС повышенное 8-32 Сухая для выработки электрической энергии Сжигание генераторного газа в водогрейных и паровых котлах для выработки тепловой и электрической энергии Совместное сжигание генераторного газа с другими видами топлива (углем, газом, мазутом) в котлах действующих электростанций Сжигание генераторного газа в газовых турбинах для выработки электрической и тепловой энергии Типы газогенераторов: П-с восходящим потоком газа (прямой процесс); О-с нисходящим потоком газа (обратный процесс); ЦКС - с циркулирующим кипящим слоем. Получаемый в процессе газификации охлажденный синтез газ не должен содержать смолистых соединений и твердых примесей, вредных для энергетических машин поршневого или турбинного типа. Газогенераторный газ является низкокалорийным и не может быть использован в высокооборотных поршневых машинах. Из вышеизложенного следует, что наиболее подходящей технологией получения электрической и тепловой энергии из древесных отходов для малых и средних предприятий, а также небольших городов и поселков, использующие дизельные электростанции, является процесс газификации в газогенераторах древесных отходов в составе газогенераторных электростанций, оборудованных газопоршневыми или газодизельными двигателями. 119 Техническая реализация процессов пиролиза с ЦКС в условиях установок малой и средней мощности, предназначенных для автономного электроснабжения, существенно увеличила бы капитальные затраты на сооружение и требования к квалификации эксплуатационного персонала. 6. Перевооружение ДЭС 6.1. Краткий анализ выбранных технологий Выбор технологии при решении поставленных задач связан как со свойствами биомассы, так и с технологическими возможностями ее переработки в различных конкретных условиях. Для решения задачи обеспечения автономного энергоснабжения удаленных потребителей с электрической и тепловой нагрузкой до 5 МВт и растительной биомассы наиболее утилизации отходов целесообразным представляется использование технологии газификации древесной массы в газогенераторах обращенного типа с последующим использованием полученного генераторного газа в газодизельных или газопоршневых двигателях для выработки электроэнергии. По сравнению с другими технологиями газогенераторные электростанции обладают следующими преимуществами: Высокий электрический КПД, даже для установок малой мощности; Возможность получения не только электрической, но и тепловой энергии (когенерация), а также древесного угля; Модульность и широкий диапазон мощностей; Возможность получении наиболее чистого генераторного газа; Низкий уровень вредных выбросов - CO, NOx, сажи, в особенности в сравнении с сжиганием угля и жидкого топлива; Предлагаемое оборудование является серийным, производится на специализированных заводах в Индии, перед отгрузкой заказчику 120 тестируется в сборе с полной нагрузкой, эксплуатируется в 15 странах мира. Индийская компания, которую в России представляет фирма Flex Technologies Limited, является крупнейшим производителем малых и средних газогенераторов в мире основана в 1986 г. Предлагаемые к строительству промышленные газогенераторные мини-ТЭЦ (серии WBD) представляют собой комплекс оборудования, полностью обеспечивающий реализацию технологической схемы, представленной на рисунке 6.1.1, а не просто газогенератор с двигателем на генераторном газе, как это обычно понимается в России. 121 Рис.6.1.1 Технологическая схема газогенераторной мини -ТЭЦ Основной газогенератор составляющей с очистительной оборудования установкой, мини-ТЭЦ является предназначенный для получения силового генераторного газа энергетического применения. Тепло работающих двигателей используется в двух направлениях: для сушки топлива перед газификацией и/или для выдачи тепла потребителям. В последнем случае двигатели доукомплектовываются газоводяными теплообменниками для утилизации тепла выхлопных газов 122 и/или пластинчатыми теплообменниками для утилизации тепла от системы охлаждения двигателей. Вспомогательное оборудование включает оборудование для топливоподготовки и механизированной топливоподачи в газогенераторы, оборудование для охлаждения и очистки оборотной воды и, при получении достаточного количества древесного угля из газогенераторов, оборудования для его брикетирования. Выпуск всего вспомогательного оборудования по техническим требованиям фирмы Flex Technologies, Limited. полностью локализован в России. Электростанции WBD планируется укомплектовать установками утилизации тепла в режиме когенерации. Общее описание Установка будет состоять из следующих участков: Участка топливоподготовки для переработки древесных отходов в биотопливо, пригодное для газификации. Биотопливо может быть в виде крупной однородной щепы размером 40-70 мм и влажностью менее 20% или в виде древесных брикетов диаметром не более 65 мм, влажностью не более 15% и плотностью не менее 1100 г/дм3. Производство биотоплива может быть организовано непосредственно на площадке, где находится Установка, или в обособленном месте с доставкой на площадку. Участка газификации для получения из биотоплива чистого генераторного газа. Полученный газ подается на один, два или три газодизельных или газопоршневых двигателя для выработки электроэнергии. На одном участке может находиться несколько Установок. Установки, работающие с газопоршневыми двигателями, могут комплектоваться газгольдерами в случае, если двигатели работают в условиях переменных нагрузок, чтобы иметь запас газа на время резкого увеличения нагрузки. Участка утилизации конденсата, который образуется при охлаждении генераторного газа в теплообменниках водяного охладителя. Основное оборудование 123 1.Участок топливоподготовки Для подготовки древесных отходов к газификации в комплектацию должно быть включено необходимое оборудованием для измельчения, сушки, складирования, подачи в газогенератор. 2. Участок газификации 2.1. Газогенератор Газогенератор включает шлюзовое устройство с автоматическим управлением, через которое загружается биомасса, бункер, реактор, систему сухого золоудаления и необходимое приборное оснащение. Корпус газогенератора состоит из двух разъемных частей. Верхняя часть, называемая бункером, изготавливается из углеродистой стали и представляет собой сосуд конусообразной формы, в верхней части которого монтируется шлюзовое устройство. В бункере происходят реакции сушки, пиролиза, при котором биомасса превращается в древесный уголь с выделением летучих продуктов и горения части угля. В процессе эксплуатации бункер снимается с помощью кран-балки для осмотра решетки реактора, скребкового механизма и очистки или замены конуса горения и т.д. Устанавливается вертикально и соосно с конусом горения и реактором. Разъемное соединение бункера и конуса горения, вставленного сверху и соосно в реактор, герметизируется с помощью асбестового шнура. Фланцы бункера и реактора фиксируются болтами. Нижняя часть, называемая реактором, изготавливается из нержавеющей стали и представляет собой сосуд цилиндрической формы. В реакторе происходят реакции восстановления и образуется генераторный газ. Большая часть пиролизных смол, которые образуются при пиролизе, сгорает на слое раскаленного угля, благодаря чему газ выходит из газогенератора с малым содержанием смол. Угольно-зольный остаток удаляется из газогенератора сухим способом через фланец в нижней части наклонного дна реактора и далее винтовым транспортером с водяным охлаждением и двумя запорными люками в приемный контейнер. 2.2. Система сухой очистки и охлаждения газа 124 Оригинальная очистительная установка для охлаждения и очистки генераторного газа позволяет получить чистый газ без использования оборотной воды. В процессе охлаждения газа образуется 200-300 мл конденсата на каждый 1 кг биомассы, поданной в газогенератор (точное количество конденсата зависит от влажности и «смолистости» биомассы). Образующийся конденсат утилизируется в систему утилизации конденсата (см. ниже). Очистительная установка состоит из следующих элементов: • Стартовой газодувки с факелом, через который формирующийся во время розжига газогенератора начальный газ вентилируется в атмосферу, чтобы повышенное содержание смол в начальном газе не привело к быстрому загрязнению фильтров очистительной установки. • После выхода газогенератора на нормальный режим работы практически все смолы сгорают во время прохождения газа через слой горячего древесного угля в зоне восстановления газогенератора и горячий газ подается на охлаждение и фильтрацию. • Первый этап охлаждения выполняется в теплообменнике первой ступени, охлаждаемом воздухом. • Газ далее проходит через фильтр, в котором из газа удаляются частицы золы размером до 1 мкм. Через определенные интервалы времени частицы, накопившиеся на стенках фильтра, сбрасываются импульсом сжатого газа. Сброшенная пыль удаляется в накопительный контейнер. • Газ, очищенный от частиц в фильтре, попадает в охладитель газа из двух теплообменников. Теплообменник второй ступени охлаждается потоком воды с температурой до 32°С. Теплообменник третьей ступени охлаждается водой от чиллера с температурой 8°С, газ охлаждается до температуры ниже точки росы, благодаря чему пары воды конденсируются и газ практически полностью очищается от влаги и следов смол. • Конденсат направляется в систему утилизации конденсата, а оставшиеся в газе примеси удаляются в линии фильтров, состоящей из влагоотделителя, который представляет собой емкость, заполненную 125 специальным материалом (это может быть щепа, керамзит и специальные керамические или пластиковые «кольца Рашига»), фильтра тонкой очистки, который представляет собой емкость, заполненную сухими опилками определенной фракции, и картриджного фильтра со сменными синтетическими катриджами. Очистительная установка позволяет снизить уровень частиц золы до < 15 мг/нм3 и пиролизных смол до менее 10 мг/м3 в газе, что гарантирует чистое сгорание газа и длительный срок службы газопоршневых двигателей. Технические характеристики газогенераторных установок Модель (таблица 6.3.1 в разделе 6.3) Производительность по газу (таблица 6.3.1 в разделе 6.3) Средняя калорийность газа не менее 1150 Ккал/Нм3 Температура газификации 1050 – 1100 °С Удаление золы и древесного угля сухое, через шлюзовое устройство Тип и размер топлива Щепа 40-70 мм или брикеты диаметром < 65 мм Допустимая влажность топлива менее 20% (щепа) и 15% (брикеты) относительной влажности. Подача топлива: периодическая дозаправка без остановки газогенератора. Типовой КПД >75% Типовой состав газа (из древесины): CO = 15-21%; H2 = 15-18%; CO2 = 10-12%; N2 = 48-54%; CH4 = 1,5-3%; 126 О2 = 0-0,5%. 3. Система управления Управление Установкой осуществляется с помощью пульта автоматического управления с центральным процессором Siemens CPU 313C-2 DP или аналогичным, позволяющей отслеживать все важные параметры системы, включать и выключать дискретное оборудование, а также обеспечивать производительность газогенератора в соответствии с выходной нагрузкой электрогенераторов в автоматическом режиме. Визуальный контроль параметров процесса газификации осуществляется на тактильном дисплее (модель Siemens TP-177 A). В случае возникновения предаварийных ситуаций, таких как повышение температуры газогенератора или увеличение перепадов давления в газогенераторе и очистительной установке, система управления выдает оперативные сообщения оператору и выполняет множество автоматических действий. 4. Система утилизации конденсата Конденсат, который образуется при охлаждении газа в теплообменниках второй и третьей ступеней в количестве 150-250 мл на 1 кг биотоплива, представляет собой темно-коричневую жидкость с сильным фенольным запахом, имеющую большую концентрацию растворенных веществ и аммония очень высокий pH (сильная щелочная реакция), БПК и ХПК. Утилизация конденсата выполняется в три этапа: нейтрализация серной кислотой, осветеление в фильтре из древесного угля после газификации (уголь после газификации является близким по свойствам активированному углю) и использование осветленной воды. Система утилизации конденсата реализует первые два этапа и работает следующим образом. Конденсат из емкости сбора конденсата насосом подается в емкости нейтрализации. Одновременно в емкость нейтрализации дозирующим насосом подается нужно количество 98% серной кислоты. После нейтрализации конденсат пропускается через угольный фильтр для удаления цвета и запаха. Вода после фильтра поступает в емкость 127 осветленной воды. Если нет иного применения для осветленной воды, то осветленную воду можно направить в испаритель, на выходе которого получаем чистую воду (возвращается в оборот) и незначительное количество твердого осадка, который направляется на полигон отходов. 6.2. Объём капитальных вложений на ввод в эксплуатацию выбранных технологий На основании представленных коммерческих предложений поставщиков оборудования был проведен укрупненный сравнительный расчет стоимости строительства когенерационной электрогенераторной установки с газодизельным двигателем. Результаты расчета стоимости строительства представлены в таблице 6.2.1. Удельная стоимость строительства когенерационных мини-ТЭЦ составляет от 55 до 110 тыс. руб. или 1819- 3674 $ US за 1кВт установленной мощности Более высокая удельная стоимость характерна для газогенераторных электростанций меньшей мощности. 128 Таблица 6.2.1 Результаты расчета капитальных затрат на с. Лукашкин Яр, Лукашкин-Ярское с/п 200 19400,7 22892,8 97,0 3233 2 с. Назино, Назинское с/п 300 23921,7 28227,6 79,7 2658 3 с. Новоникольское, Новоникольское с/п 160 17637,0 20811,7 110,2 3674 Наименование населенного пункта (месторасположение ДЭС) Удельные затраты, $ US/кВт 1 № п/п Удельные затраты, тыс.руб/кВт Итого затрат, тыс. руб (с НДС) Основное оборудование - Flex Technologies Limited, вспомогательное - отечественное Итого затрат, тыс. руб (без НДС) Суммарная установленная мощность, кВт строительство газогенераторной электростанции Александровский район Верхнекетский район 4 п. Катайга, Катайгинское с/п 500 31564,0 37245,6 63,1 2104 5 п. Лисица, Макзырское с/п 200 19400,7 22892,8 97,0 3233 6 п. Степановка, Степановское с/п 960 52380,8 61809,3 54,6 1819 7 Каргасокский район с. Березовка, Усть-Чижапское с/п 160 17637,0 20811,7 110,2 3674 8 п. Киевский, Толпаровское с/п 300 23921,7 28227,6 79,7 2658 9 п. Молодежный, Среднетымское с/п 300 23921,7 28227,6 79,7 2658 10 с. Напас, Среднетымское с/п 160 17637,0 20811,7 110,2 3674 11 с. Новый Тевриз, Тевризское с/п 160 17637,0 20811,7 110,2 3674 12 с. Сосновка, Сосновское с/п 200 19400,7 22892,8 97,0 3233 13 с. Тымск, Тымское с/п 200 19400,7 22892,8 97,0 3233 14 с. Усть-Тым, Усть-Тымское с/п 200 19400,7 22892,8 97,0 3233 15 Колпашевский район с. Копыловка, Копыловское с/п 200 19400,7 22892,8 97,0 3233 300 23921,7 28227,6 79,7 2658 с. Нарым, Нарымское с/п 1 200 65922,3 77788,3 54,9 1831 ИТОГО 5700,0 432506,1 510357,1 75,9 2529 Молчановский район 16 с. Суйга, Суйгинское с/п Парабельский район 17 Справочно: В большой энергетике усредненные капитальные вложения на 1 кВт мощности составляют: - по Москве и Московскому региону – 1 500 $ US; - по ЕС – 1 200 $ US. В малой энергетике капитальные вложения на 1 кВт мощности изменяются в значительных пределах и могут достигать 3 000 – 9000 $ US в зависимости от установленной мощности и состава оборудования. 129 Состав оборудования для планируемых к строительству газогенераторных когенерационных мини ТЭЦ Комплект поставки включает оборудование, перечисленное ниже. 1. Газогенераторная установка, включая: Автоматическое шлюзовое устройство с двумя автоматическими люками для загрузки биотоплива в газогенератор, Реактор и бункер газогенератора, Два датчика уровня биотоплива внутри газогенератора, Обеспечение автоматической заглушки воздушных сопел с помощью компрессора и сжатого воздуха, Систему выдачи предупреждений и сигналов с возможностью аварийного останова, Внутренние газоходы внутри газогенераторной установки – трубопроводы подачи газа к двигателям поставляется Заказчиком, Комплект необходимых фитингов и соединений для вышеперечисленного оборудования, Систему сухой очистки газа, состоящую из Стартовой газодувки, Теплообменника первой ступени, Фильтра для очистки от частиц, Теплообменников второй и третьей ступени, Влагоотделителя, Фильтра тонкой очистки, Картриджного фильтра, Параллельную линию фильтров, состоящую из: Влагоотделителя, Фильтра тонкой очистки, Картриджного фильтра, 130 Газового коллектора с главной факельной установкой и тестовым факелом для определения качества газа, Газодувки для отбора газа из газогенератора, создания потока газа через систему очистки и охлаждения газа и подачи газа к двигателю электрогенераторной установки, Частотно-регулируемого привода и измерительного преобразователя давления для управления газодувкой. 2. Дополнительные комплектующие для газогенераторной установки, включая: Скиповый подъемник для подачи биотоплива в газогенератор, Cистему сухого удаления золы и древесного угля из газогенератора с винтовым траспортером для доставки золы и угля в приемный контейнер, Пульт автоматического управления для газогенераторной установки с центральным процессом Siemens, тактильным дисплеем Siemens и интерфейсом для SCADA - компьютер и программное обоеспечение для SCADA Испарительную градирню для охлаждения воды в теплообменнике второй ступени (может быть заменена на сухую градирню). Чиллер соответствующей охлаждающей способности для охлаждения воды в теплообменнике третьей ступени 3. Установка нейтрализации конденсата. Комплектация (участок подготовки большей топлива, части вспомогательного система оборотного оборудования водоснабжения, когенерационное оборудование) производится силами отечественных производителей. Дополнительно в стоимость строительства включены: Стоимость проектных, монтажных, строительных и пуско- наладочных работ, транспортных расходы по доставке оборудования. 131 6.3. Определение установленной электрической и тепловой мощности газогенераторных электростанций, объёмов производства дополнительных продуктов и потенциала рынка сбыта таких продуктов В соответствии с нормами проектирования общее количество дизельных электроагрегатов, устанавливаемых в ДЭС, определяется числом рабочих и резервных агрегатов. Суммарная мощность рабочих дизельных электроагрегатов должна покрывать максимальную расчетную нагрузку с учетом собственных нужд ДЭС и обеспечивать запуск электродвигателей. Количество рабочих агрегатов определяется в соответствии с графиком нагрузок и имеющейся номенклатурой электроагрегатов. На базовых ДЭС должен предусматриваться как минимум один резервный агрегат. Мощность резервного агрегата принимается равной мощности рабочего. В данном исследовании принято, что в качестве резервных агрегатов остаются существующие ДЭС (холодный резерв). Для оценки мощности строительства газогенераторной мини-ТЭЦ, работающей в автономном режиме, применены результаты статистического анализа данных о потреблении электрической энергии в населенных пунктах. Установленная электрическая мощность станции, работающей в автономном режиме, должна превышать годовой максимум средней получасовой нагрузки на значения потерь в электрических сетях и собственных нужд станции. При выборе единичной мощности рабочих агрегатов исполнителями были учтены: 1. Фактические электрические нагрузки за период 2010-2011 годы; 2. Плановые электрические нагрузки на 2012-2013 годы и перспективные нагрузки; 3. Потери в электрических сетях; 4. Собственные нужды станции; 132 5. Увеличение электрических нагрузок на собственные нужды газогенераторных установок: на транспортировку древесной массы (механизированные бункеры со шнековыми транспортерами, скиповые подъемники); сушку опилок; газогенераторные установки; ступени охлаждения генераторного газа; когенерационные установки. 6. Максимальные и минимальные часовые загрузки мощности. 7. Планируемые объемы выработки тепловой энергии нагрузки на 2012-2013 годы Базируясь на указанных данных, определены среднегодовые и максимальные часовые нагрузки. Значения основных параметров представлены в таблице 5.5.1.1. Для всех планируемых к строительству газогенераторных мини-ТЭЦ приняты по два рабочих агрегата. Единичная мощность агрегатов составляет от 80 до 600 кВт. В силу своих технологических особенностей мини-ТЭЦ располагаются в непосредственной близости от конечного потребителя. Учитывая, комбинированными что газогенераторные мини-ТЭЦ являются электростанциями, которые помимо производства электроэнергии вырабатывает еще и тепловую энергию, с уверенностью можно предположить, что мини-ТЭЦ будет выгоднее на тех объектах, где его электрические и тепловые мощности сбалансированы хотя бы приблизительно (40% электроэнергия и 60% тепловая энергия). Уменьшение тепловой нагрузки будет вести к прямым тепловым потерям (установки в поселках Степановка, Киевский). 133 Таблица 6.3.1 Значения основных параметров для выбора Суммарная установленная мощность, кВт Выработка тепловой энергии (Гкал) 90 198 100 2 200 679,2 789,9 WBD-100 1 166,839 133 293 150 2 300 936,5 1 089,2 WBD-150 506,117 58 127 80 2 160 509,2 592,3 WBD-80 п. Катайга, Катайгинское с/п 1 883,605 215 473 200 1 500 1 362,6 1 584,7 5 п. Лисица, Макзырское с/п 510,822 58 6 п. Степановка, Степановское с/п 3 087,187 Наименование населенного пункта (месторасположение ДЭС) 1 с. Лукашкин Яр, Лукашкин-Ярское с/п 2 с. Назино, Назинское с/п 3 с. Новоникольское, Новоникольское с/п Модель газогенераторной электростанции Единичная мощность электроагрегата, кВт Выработка тепловой энергии (тыс. КВт.ч) Максимальная час. мощность, кВт 789,550 № п/п Количество рабочих электроагрегатов Среднечасовая мощность, кВт Выработка электрической энергии (тыс. кВт.ч) установленной мощности Александровский район Верхнекетский район 4 WBD-200 300 1 WBD-300 128 100 2 200 510,5 593,7 WBD-100 352 775 480 2 960 1 605,8 1 867,6 WBG-500 467,095 53 117 80 2 160 408,7 475,3 WBD-80 1 031,544 118 259 150 2 300 435,2 506,1 WBD-150 1 095,911 125 275 150 2 300 1 382,7 1 608,1 WBD-150 359,831 41 90 80 2 160 405,2 471,3 WBD-80 391,167 45 98 80 2 160 355,7 413,7 WBD-80 86 188 100 2 200 1 039,1 1 208,5 64 141 100 2 200 417,4 485,4 95 208 100 2 200 864,9 1 005,9 74 163 100 2 200 467,5 543,7 1 114,422 127 280 150 2 300 1 049,1 1 220,1 WBD-150 3 900,667 445 980 600 2 1 200 4 977,9 5 789,3 WBD-600 Каргасокский район 7 8 9 10 11 12 13 с. Березовка, УстьЧижапское с/п п. Киевский, Толпаровское с/п п. Молодежный, Среднетымское с/п с. Напас, Среднетымское с/п с. Новый Тевриз, Тевризское с/п с. Сосновка, Сосновское с/п с. Тымск, Тымское с/п 14 с. Усть-Тым, Тымское с/п Усть- 15 с. Копыловка, Копыловское с/п 749,856 561,301 829,227 WBD-100 WBD-80 WBD-120 Колпашевский район 649,013 WBD-100 Молчановский район 16 с. Суйга, Суйгинское с/п Парабельский район 17 с. Нарым, Нарымское с/п 134 6.4. Определение нормативных удельных расходов топлива и годовых затрат на топливо в стоимостном выражении Положение об организации в Минэнерго РФ работы по утверждению нормативов удельных расходов топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию от тепловых электростанций и котельных, утвержденное приказом 323 от 30.12.2008 г., позволяет определять нормативы удельных расходов топлива на основе паспортных данных заводов - изготовителей оборудования или по справочной литературе. Расчеты нормативов удельных расходов топлива по газогенераторным электростанциям выполнялся на основе данных, представленных фирмой Flex Technologies Limited, которая представляет в России Индийскую компанию (таблица 6.3.1). В таблице 6.4.1 представлены: Модель газогенераторной электростанции; Модель газогенераторной установки Woobio; Расход биомассы, кг/час; Удельный расход древесных отходов при влажности 20% и 40%, кг/кВт; Модель двигателя; Номинальная электрическая мощность в режиме дизеля и газодизеля; Расход дизтоплива в режиме дизеля и газодизеля. В качестве исходных показателей для расчета годовых расходов топлива приняты удельные расходы древесных отходов при влажности 20% и расход дизтоплива в режиме газодизеля в количестве 75 мл/кВт.ч. Результаты годовых расходов топлива и затрат на топливо представлены в Приложении . 135 Таблица 6.4.1. Газогенераторные электростанции WBD 60-600 кВт с газодизельным двигателем Модель WBD-80 WBD-100 WBD-120 WBD-150 WBD-200 WBD-300 Газогенераторная установка Woodbio WBD-400 WBD-480 WBD-600 Газогенераторная установка Woodbio Модель газогенератора WBG-80 WBG-100 WBG-120 WBG-150 WBG-200 WBG-300 WBG-400 WBG-500 WBG-600 Мощность по газу, нм3/ч 200 250 300 375 500 750 1000 1250 1500 432 540 Биомасса Щепа, брикеты, пеллеты, лузга подсолнечника и другие Влажность Расход биомассы, кг/час Щепа <20%; Брикеты, пеллеты, лузга подсолнечника <12% 72 90 96 120 144 180 240 360 480 576 720 0,90 0,90 0,90 0,90 0,90 0,90 0,90 0,90 0,90 Влажность Расход биомассы, кг/час Удельный расход древесных отходов при влажности 20%, кг/кВт Удельный расход древесных отходов при влажности 40%, кг/кВт Модель двигателя Число цилиндров 108 135 180 360 Щепа = 40%; Брикеты, пеллеты, лузга подсолнечника, стебли кукурузы <12% 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 Электрогенераторная установка с газодизельным двигателем Greaves TBD3V6M TD2V6 TBD2V6MK1 K1 TBD3V8 TBD2V12MK2 V6 Охлаждение V6 V6 V8 V12 1,20 1,20 1,20 1,20 Электрогенераторная установка с газодизельным двигателем Greaves 2хTBD2V12M TBD4V12 K2 2xTBD3V12 2xTBD4V12 V12 V12 V12 V12 Радиатор или теплообменник Радиатор или теплообменник Номинальная электрическая мощность, кВт Номинальная электрическая мощность, кВт В режиме дизеля 100 В режиме газодизеля 80 100 120 150 200 240-300 мл/кВт час в режиме дизеля; 70-80 мл/кВт.ч в режиме газодизеля Расход дизтоплива: 270 128 160 200 256 400 512 608 800 300 400 480 600 240-300 мл/кВт час в режиме дизеля; 70-80 мл/кВт.ч в режиме газодизеля 136 6.5. Валовые выбросы вредных веществ Расчет валовых за год выбросов в атмосферу для действующих стационарных дизельных установок проводился в соответствии с Методикой [26]. В качестве исходных данных были использованы: для расчета максимальных разовых выбросов сведения из технической документации завода-изготовителя дизельной установки об эксплуатационной мощности (если сведения об эксплуатационной мощности не приводятся, - то номинальной мощности); а для расчета валовых выбросов в атмосферу - результаты расчетов нормативных значений годового расхода топлива дизельным двигателем. Методика позволяет, в зависимости от наличия или отсутствия, а также полноты имеющейся информации по выбросам вредных веществ, приводимых в сопровождаемой технической документации на стационарную дизельную установку осуществлять расчет выбросов с использованием усредненных значений удельных выбросов в зависимости от мощности и частоты вращения коленчатого вала дизельного двигателя. Приведенные в Методике [26] усредненные удельные значения показателей выбросов отражают основные закономерности изменения параметров токсичности дизелей в зависимости от нагрузочно-скоростного режима работы силовой установки, а также мощности и быстроходности дизельного двигателя [27], [31], [32]. При этом учитывается, что в реальной эксплуатации в течение года [28], [29], [33] в соответствии с изменением характера внешних условий стационарная дизельная установка работает на некоторой совокупности установившихся дискретных режимов, для которой значения удельных выбросов усредняются [31]. Принимаются во внимание также особенности организации рабочего процесса многоцилиндровых мощных дизельных установок. Расчеты выбросов выполнены для следующих вредных веществ, поступающих в атмосферу с отработавшими газами стационарных дизельных установок: 137 • оксид углерода (СО); •оксиды азота (NOх) (в пересчете на NO2); • углеводороды (СН)1); Для стационарных дизельных установок при проведении расчетов загрязнения атмосферы используется ПДК м.р. по керосину [30]. • сажа (С); • диоксид серы (SO2); • формальдегид (СН2О); • бенз()пирен (БП). При оценке выбросов от стационарных дизельных установок учитывались основные классификационные признаки мощности, быстроходности, число цилиндров дизельных двигателей [2], которые определяют способ организации рабочего процесса и, следовательно, токсикологические свойства выделяемых веществ. Стационарные дизельные установки условно подразделяются на четыре группы (Ne - номинальная мощность, n - число оборотов, i - число цилиндров): А - маломощные, быстроходные и повышенной быстроходности (Ne < 73,6 кВт, n = 1000 - 3000 мин-1; Б - средней мощности, средней быстроходности и быстроходные (Ne = 73,6 - 736 кВт, n = 500 - 1500 мин-1). В - мощные, средней быстроходности (Nе = 736 - 7360 кВт, n = 500 - 1000 мин-1; Г - мощные, повышенной быстроходности, многоцилиндровые (Ne = 736 - 7360 кВт, n = 1500 - 3000 мин-1, i > 30). Современные требования стандартов зарубежных стран к выбросам стационарных дизельных установок существенно отличаются от требований стандартов Российской Федерации [28], [29]. Кроме того, после капитального ремонта, происходит изменение количества выбросов дизельными двигателями. В связи с тем, что в ряде энергоснабжающих организаций Томской области находятся в эксплуатации как зарубежные стационарные дизельные установки, так и установки капитально 138 отремонтированные, данные по выбросам корректировались в соответствии с указанными обстоятельствами. Типы установленных на ДЭС ТО дизелей относятся к группе Б средней мощности, средней быстроходности и быстроходные (таблица 6.5.1). В этой же таблице представлены результаты расчета максимальных (г/с) и валовых выбросов (т/год), полученных с использованием усредненных показателей удельных выбросов. Для планируемых к строительству газодизельных электростанций, работающих на пиролизном газе, в настоявшее время нет достаточной информации для разработки удельных технологических показателей выбросов. Исходя из имеющихся данных [27], при переводе на газодизельный процесс (с природным газом) можно предполагать уменьшение выбросов: - оксида углерода - на 20 - 30 % - оксидов азота - в 2 - 3 раза; - альдегидов - в 15 - 20 раз; - сажи - в 15 - 20 раз; - бенз(а)пирена - 20 раз; - диоксида серы - в зависимости от содержания серы в топливе; по сравнению с показателями, приведенными в [26]. Для более строгого учета выбросов зарубежных газодизельных установок целесообразно руководствоваться сертификатами с экологическими показателями фирм-изготовителей [27]. По данным фирмы изготовителя газогенераторного оборудования, планируемого к установке, достигнутые на сегодня значения выбросов для газопоршневых установок составляют следующие значения: - сажа – 0,018 г/кВт - СО- 1,44-2,16 г/кВт - СН – 0,018 г/кВт. В таблице 6.5.2 представлены результаты расчетов загрязняющих веществ от стационарных газогенераторных установок различной мощности. 139 На рисунке 6.5.1 отражены сравнительные данные по валовым выбросам вредных веществ от стационарных дизельных установок и газогенераторных установок. Рис. 6.5.1 Результаты сравнительного анализа выбросов загрязняющих веществ для дизельных и газогенераторных установок 140 Таблица 6.5.1 2 листа Таблица 6.5.2 – 2 листа 141 142 143 144 Результаты расчетов показали, что при работе двигателей внутреннего сгорания на пиролизном газе происходит существенное снижение валовых выбросов по сравнению дизельными установками. Расчетное снижение составило: СО на 42%; NOx на 50%; СН на 93%; С (сажа) на 99,5%; SO2 на 99,6%; СН2О на 98%; Бенз(α)пирен (БП,·10-5) на 95%. 7. Себестоимость вырабатываемой электрической и сопутствующей тепловой энергии на период 2013-2015 годов Технико-экономические расчеты выполнены для 17 населенных пунктов по следующим вариантам: 1 вариант: производство электроэнергии с использованием газогенераторных установок без учета сопутствующих продуктов (тепловой энергии) с учетом капитальных затрат в тарифе и с учетом привлечения бюджетных средств (Приложения 58). Данный вариант предполагает строительство 17 газогенераторных электростанции для производства электроэнергии и при условии отсутствия сторонних потребителей тепловой энергии. Капитальные затраты в тарифе – это затраты, рекомендуемые для включения в эксплуатационные расходы в виде арендной платы, которая в течение 10 лет возвращается собственнику (муниципалитету). При этом источниками финансирования строительства ГГУ могут выступить бюджеты различного уровня. В случае строительства ГГУ за счет бюджетных средств возврат средств через тариф не предусматривается. В этом варианте средний расчетный тариф (с НДС): 145 1.1 с учетом капитальных затрат в тарифе составил 17,45 руб./кВт.ч., что ниже среднего тарифа по существующим ДЭС на 12%; 1.2 при строительстве за счет бюджетных средств - 14,07 руб./кВт.ч., что ниже среднего тарифа по существующим ДЭС на 29,4 %. Учитывая значительное снижение КПД ГГУ при производстве только электроэнергии, в отсутствии когенерации, данный вариант является нецелесообразным. 2 вариант: работа мини ТЭЦ в режиме когенерации с учетом сопутствующих продуктов и с распределением затрат пропорционально выработке электрической и тепловой энергии, с учетом капитальных затрат в тарифе и с учетом привлечения бюджетных средств. Этот вариант также предполагает строительство 17 газогенераторных электростанций, но работающих в режиме когенерации (мини-ТЭЦ), т.е. с выработкой сопутствующей тепловой энергии (Приложения 59-60; 64-65) и закрытие 24 действующих котельных. По 2-му варианту средние тарифы (с НДС) на электроэнергию и тепловую энергию составили на 2013г.: 2.1 с учетом капзатрат в тарифе: - на электроэнергию 8,69 руб./кВт.ч., что ниже среднего тарифа по существующим ДЭС на 56,4%; - на тепловую энергию 9 839,13 руб/Гкал, что выше действующего среднего тарифа для котельных (5 762,52) на 41,4% 2.2 при строительстве за счет бюджетных средств: - на электроэнергию 6,73 руб/кВт.ч., что ниже среднего тарифа по существующим ДЭС на 66,2%. - на тепловую энергию 7 607,55 руб/Гкал, что выше действующего среднего тарифа для котельных (5 762,52) на 24.3%. По второму варианту происходит существенное снижение тарифов на электроэнергию, но при этом имеет место рост тарифов на тепловую энергию по сравнению с действующими тарифами по котельным на 24,3- 146 41,4%. Фактор увеличения тарифов на тепловую энергию делает этот вариант неприемлемым для расчетов. 3. Вариант: аналогичен 2-ому варианту: работа 17 мини ТЭЦ в режиме когенерации с учетом выработки сопутствующей тепловой энергии, но с распределением затрат из условия равенства тарифов на сопутствующую тепловую энергию прогнозным на 2013 год тарифам от действующих котельных (Приложение 61-62; 66-67). Этот вариант также рассматривается с учетом капитальных затрат, рекомендуемых для включения в тариф и с учетом привлечения бюджетных средств. Средние тарифы (с НДС) на электроэнергию и тепловую энергию составили на 2013г.: 3.1 с учетом капзатрат в тарифе: - на электроэнергию 12,32 руб/кВт.ч., что ниже среднего тарифа по существующим ДЭС на 38,2%; - на тепловую энергию на уровне действующего среднего тарифа для котельных - 5 762,52 руб/Гкал. 3.2 при строительстве за счет бюджетных средств: - на электроэнергию 8,37 руб/кВт.ч., что ниже среднего тарифа по существующим ДЭС на 58,0%; - на тепловую энергию на уровне действующего среднего тарифа для котельных - 5 762,52 руб/Гкал. Динамика изменения расчетных тарифов на электрическую и тепловую энергию представлена в нижеследующей таблице. 147 Динамика изменения расчетных тарифов на электрическую и тепловую энергию по варианту 3 Наименование 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г. 2019 г. 14,84 16,17 17,63 18,88 Вариант 3.1 Тариф на электроэнергию, 12,32 руб./кВт.ч Тариф на теплоэнергию, руб./Гкал 5 762,52 13,42 13,45 6 402,16 7 138,41 7 873,67 8 582,30 9 354,70 10,49 11,43 12,46 13,35 9 354,70 10 018,89 10 018,89 Вариант 3.2 Тариф на электроэнергию, 8,37 9,48 9,51 5 762,52 6 402,16 7 138,41 руб./кВт.ч Тариф на теплоэнергию, руб./Гкал 7 873,67 8 582,30 Экономия бюджетных средств за счет разницы в тарифах по 3 варианту представлена в нижеследующей таблице для следующих одинаковых ежегодных условий: 1. полезный отпуск электроэнергии населению -10 525,02 тыс кВт.ч; 2. полезный отпуск электроэнергии бюджетным учреждениям 811,86 тыс кВт.ч; 3. экономия бюджетных средств исчислена по разнице расчетных тарифов для ГГУ и прогнозным тарифам на электроэнергию, производимую ДЭС. Экономия бюджетных средств за счет разницы в тарифах Наименование 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г. 2019 г. Всего Вариант 3.1 Население Бюджетные учреждения Итого 94 830,42 125 247,73 138 088,25 150 613,02 164 085,05 175 767,82 848 632,28 7 314,89 9 661,18 10 651,66 11 617,77 12 656,96 13 558,13 65 460,59 102 145,32 134 908,91 148 739,90 162 230,80 176 742,01 189 325,95 914 092,88 136 299,00 166 716,30 183 872,08 200 501,61 218 499,39 233 971,17 1 139 859,56 10 513,64 12 859,93 14 183,26 15 466,01 16 854,30 18 047,74 87 924,87 146 812,63 179 576,23 198 055,35 215 967,62 235 353,69 252 018,91 1 227 784,43 Вариант 3.2 Население Бюджетные учреждения Итого 148 Срок окупаемости составит: по варианту 3.1 – 3 года 10 месяцев; по варианту 3.2 – 2 года 11 месяцев. Таким образом, проведенные расчеты показали экономическую целесообразность строительства газогенераторных электростанций по 3 варианту. Учитывая, что по 3 варианту тарифы на электроэнергию от газогенераторных электростанций превышают тарифы на централизованную энергию, необходимость в компенсации разницы в тарифах остается в размерах, представленных в нижеследующей таблице, и снижается более чем в два раза. Размер компенсации разницы в тарифах для газогенераторных электростанций Наименование Субсидии 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г. 2019 г. Всего для существующих 215 341,89 243 007,16 268 025,85 292 186,07 318 449,13 341 073,55 1 678 083,65 120 511,47 117 759,44 129 937,60 141 573,05 154 364,09 165 305,73 829 451,37 79 042,89 76 290,86 84 153,77 91 684,46 99 949,74 107 102,37 538 224,09 ДЭС Субсидии по ГГУ Вариант 3.1 Вариант 3.2 Расчеты показывают достаточно широкие пределы изменения тарифов на электрическую энергию, которые определяются необходимыми объемами выработки как электрической, так и тепловой энергии. Строительство мини-ТЭЦ выгоднее на тех объектах, где его электрические и тепловые нагрузки примерно сбалансированы (с. Нарым, с. Суйга, п. Катайга). Ниже рассмотрена сравнительная динамика изменения тарифов на примере одного предприятия, расположенного в селе Суйга, Суйгинского сельского поселения, Молчановского района. Полезный отпуск тепловой и электрической энергии находится в сопоставимых размерах и составляет: электроэнергии 798,52 тыс. кВт.ч, тепловой энергии 666,92 Гкал (775,6 тыс кВт.ч) 149 Тарифы на электрическую энергию, руб./кВт.ч Наименование 2013 год Тариф ДЭС 2014 год 2015 год 2016 год 2017 год 2018 год 2019 год 17,59 19,79 22,36 24,66 26,88 29,30 31,38 Вариант 3.1 11,53 13,17 13,29 14,66 15,98 17,42 18,65 Вариант 3.2 7,93 9,28 9,40 14,84 16,17 17,63 18,88 Тариф ГГУ Для этого предприятия снижение расчетных тарифов в 2013 по варианту 3.1 составит 65,5%, по варианту 3.2 45,1%. Экономия бюджетных средств по Варианту 3 на примере ГГУ в с. Суйга Наименование Субсидии по населению для ДЭС 2014 год 2015 год 2016 год 2017 год 2018 год 2019 год Итого 11 778,26 13 286,04 14 654,51 15 973,41 17 411,02 18 647,20 91 750,43 Субсидии по населению для ГГУ Вариант 3.1 7 401,48 7 290,88 8 041,84 8 765,60 9 554,50 10 232,87 51 287,17 Вариант 3.2 4 830,77 4 720,17 8 161,73 8 892,59 9 696,03 10 383,30 46 684,58 Экономия бюджетных средств от разницы в тарифах (ГГУ – ДЭС) Вариант 3.1 по населению по бюджетным учреждениям Итого 4 376,78 5 995,17 6 612,67 7 207,81 7 856,51 8 414,33 40 463,27 409,58 561,03 618,82 674,51 735,22 787,42 3 786,58 4 786,36 6 556,20 7 231,49 7 882,32 8 591,73 9 201,74 44 249,85 6 947,49 8 565,88 6 492,77 7 080,82 7 714,99 8 263,90 650,15 801,60 607,60 662,63 721,97 773,34 4 217,29 7 597,64 9 367,48 7 100,37 7 743,45 8 436,97 9 037,24 49 283,14 Вариант 3.2 по населению по бюджетным учреждениям Итого На примере 2013 года расходы бюджетных средств от разницы в тарифах для с. Суйга снижаются: по варианту 3.1 – на 37,2 %; по варианту 3.2 –на 59 %. Уменьшение электрической и тепловой нагрузки ведет к прямым тепловым потерям (установки в поселках Тымск, Березовка, Новый Тевриз, Лисица), снижению КПД и росту тарифов на вырабатываемую электроэнергию. 150 45 065,85 Анализ суммарных затрат на эксплуатацию 17 газогенераторных установок в сравнении с суммарными затратами по существующим ДЭС и котельным в ценах 2013 года представлен в нижеследующей таблице. Отклонения в затратах на 2013 год между 17 ДЭС, включая котельные и ГГУ для варианта 3.1 Тыс. руб. Эксплуатационн Наименование НВВ Прибыль ые расходы, всего в том числе топливо аренда амортизация ДЭС, 252 953,85 8 102,25 244 851,60 139 650,32 4 762,86 5 344,07 Котельные 64 853,81 2 011,73 62 842,07 11 967,26 902,01 1 174,30 317 807,66 10 113,99 307 693,68 151 617,57 5 664,87 6 518,37 221 874,72 8 102,25 213 772,47 60 082,36 53 319,91 5 344,07 -95 932,94 -2 011,73 -91 535,21 47 655,04 -1 174,30 Всего (ДЭС+котельные) ГГУ Отклонения ГГУ- -93 921,21 (ДЭС+котельные) Как видно из приведенных данных, суммарные эксплуатационные затраты в 2013 году на производство электрической и тепловой энергии на объектах новой генерации (ГГУ) на 93,9 млн. руб. ниже суммарных затрат существующей генерации, включая ДЭС и котельные. Основной составляющей снижения эксплуатационных затрат являются расходы на топливо (91,5 млн. руб). 4. Вариант включает в себя строительство мини-ТЭС на древесном топливе в п. Степановка Верхнекетского района Томской области» с лесозаготовительным и лесоперерабатывающим участками. Размещение генерирующих мощностей по выработке тепловой и электрической энергии предполагается в существующем здании котельной пос. Степановка. Размещение распределительной подстанции необходимой мощности и лесоперерабатывающего комплекса планируется на прилегающей территории. При расчете себестоимости тепловой и электрической энергии для 4 варианта принято перекрестное субсидирование за счет производства 151 пиломатериалов, что позволило снизить тарифы на электроэнергию для населения и бюджетных потребителей и тарифы на тепловую энергию для всех потребителей. Расчетные тарифы для 4 варианта составили: на электроэнергию для бюджетных потребителей и населения в 2016 году 2,72 руб/кВт.ч. (на уровне тарифов для потребителей для централизованного электроснабжения. Для прочих потребителей - 21,34 руб/кВт.ч. В последующие годы рост тарифов на электроэнергию по группам потребителей планируется на уровне дефляторов Минэкономразвития; тарифы на тепловую энергию с 2016 по 2018 годы приняты 2000 руб/Гкал для всех групп потребителей, с понижением в 2019 году. Расчетный период окупаемости проекта составил 6 лет. Экономия бюджетных средств по 4 варианту составит около 40 млн. в год. Кроме того, бюджет получит дополнительные доходы в виде налоговых отчислений от стабильно работающего лесоперерабатывающего предприятия в п. Степановка. 8. Динамика изменения величины тарифов на вырабатываемую электрическую и сопутствующую тепловую энергию на период 20132015 годов Экспертами произведен расчет тарифов на сопутствующую тепловую энергию. Анализ расчетных тарифов в сравнении с тарифами на тепловую энергию, установленными Департаментом тарифного регулирования и государственного заказа на 2012 год и действующие для потребителей в населенных пунктах, в которых расположены исследуемые ДЭС, представлен в Приложении 68. Согласно Приложению 68: - тарифы на тепловую энергию установлены Департаментом в виде одноставочного тарифа (руб./Гкал) и по группам потребителей, оплачивающих производство и передачу тепловой энергии, в том числе 152 тариф для населения и по потребителям, оплачивающих производство тепловой энергии (получающие тепловую энергию на коллекторах производителей, в том числе тариф для населения). Экспертами анализировались тарифы, установленные для потребителей, оплачивающих производство и передачу тепловой энергии. - в приказах Департамента тарифы теплоснабжающих организаций, в зависимости от применяемой ими системы налогообложения указываются с пометками «без учета НДС» или «НДС не предусмотрен». - тарифы на тепловую энергию установлены с разбивкой по периодам: с 1 января по 30 июня, с 1 июля по 31 августа и с 1 сентября по 31 декабря 2012 года. При анализе рассматривается прогнозный тариф 2013 года. В Приложениях 68-69 показана динамика действующих тарифов на тепловую энергию в сравнении с тарифами на сопутствующую тепловую энергию с капитальными затратами и без капитальных затрат. 9. Альтернативный вариант решения проблемы децентрализованного электроснабжения - перевод на централизованное электроснабжение Из рассматриваемых объектов генерации эксперты хотят отметить, что несколько объектов генерации располагаются территориально возле централизованного электроснабжения (в пределах 50 км) и подключение их к централизованному электроснабжению в некоторых случаях будет экономически выгодней строительства автономных объектов генерации на местных органических видах топлива нежели дальнейшее использование ДЭС, при этом будет иметь место мультипликативный эффект не только для подключаемых населенных пунктов, но и для бюджета, так как централизованное электроснабжение даст возможность промышленного развития населенных пунктов и увеличения налоговых поступлений. В приложениях 49 и 51 представлена примерная информация по возможному переводу на централизованное электроснабжение рассматриваемых объектов генерации. 153 В Приложении 52 и 53 показан примерный расчет экономического эффекта от подключения объектов генерации к централизованному электроснабжению. В основу расчета расстояний взяты космоснимки объектов генерации и существующих подстанций ПС 220 или 110 кВа. При определении расстояния был взят поправочный коэффициент равный 1,1. Стоимость прокладки 1 километра ЛЭП по расчетам экспертов, сделанных на основании приказа ОАО «Холдинг МРСК» от 20 сентября 2012 г. № 488 «Об утверждении Сборника укрупненных показателей стоимости строительства (реконструкции) подстанций и линий электропередач для нужд ОАО «Холдинг предложениями зависимости от МРСК», сервисных выбора и подтвержденная организаций, материалов, может транспортной коммерческими варьироваться в доступности и сложности рельефа, от 1 000 тыс. руб. до 2 000 тыс. руб. Экспертами была выбрана средняя стоимость строительства одного километра сетей в размере 1 500 тыс. руб. В представленном расчете для некоторых объектов генерации экспертами не учитывалось важное ограничение, связанное со строительством ЛЭП – это переход через крупные реки, такие как Обь, Чулым, Кеть, Тым, Васюган. Расчет стоимости перехода и его влияние на экономику расчета экспертами не проводился, так как это выходит за пределы рассматриваемого исследования. В то же время эксперты хотят отметить перспективность решения проблемы минимизации размера субсидий из бюджета, а также развития децентрализованных населенных пунктов, через подключение сетей электроснабжения удаленных поселков к централизованному электроснабжению. Рассмотрено два варианта: Перевести на централизованное электроснабжение 21 населенных пункта (16 объектов ДЭС), к которым необходимо построить ЛЭП менее 40 километров от подстанций ПС 220 или 110 кВа, за счет включения стоимости строительства электрических сетей в инвестиционную программу ОАО «Томская распределительная компания» на 2013 – 2014 г.г. 154 Перечень объектов и их основные характеристики приведены в Приложении 52. Расчетная стоимость строительства к 16 объектам генерации (14 предприятий) - 795 млн. руб. Положительный эффект: - снижение размера субсидий из бюджета по данным 17 объектам генерации (16 предприятий) после подключения к централизованному электроснабжению составит 139 млн. руб. в год в ценах 2011 г. или 1,4 млрд. руб. за 10 лет. значительно - увеличивается надежность электроснабжения отдаленных поселков; - централизованное электроснабжение даст толчок для промышленного развития населенных пунктов и увеличению налоговых поступлений. Перевести на централизованное электроснабжение 32 населенных пункта (25 объектов ДЭС) за счет включения стоимости строительства электрических сетей в инвестиционную программу ОАО «Томская распределительная компания» на 2013 – 2014 г.г. Перечень объектов и их основные характеристики приведены в Приложении 53. Расчетная стоимость строительства - 1 407 млн. руб. Положительный эффект: - прекращение субсидий из бюджета по 25 объектам генерации после подключения к централизованному электроснабжению составит 187 млн. руб. в год в ценах 2011 г. или 1,9 млрд. руб. за 10 лет. значительно - увеличивается надежность электроснабжения отдаленных поселков; - централизованное электроснабжение даст толчок для промышленного развития населенных пунктов и увеличению налоговых поступлений. 155 Заключение 1. По результатам проведенного исследования выявлено, что 32 населенных пункта электроснабжения. Верхнекетского, Томской Это области удаленные Каргасокского, лишены централизованного территории Александровского, Колпашевского, Парабельского, Молчановского и Асиновского районов. Энергоснабжение населенных пунктов и промышленных предприятий, находящихся на этих территориях, осуществляется автономными дизельными электростанциями, имеющими установленную мощность от 38 до 2600 кВт. 2. Утвержденные на 2013 год тарифы на электрическую энергию, производимую ДЭС, составляют от 16,08 руб./кВт.ч (с. Лукашкин Яр) до 117,15руб./кВт.ч (с. Наунак). Субсидии из областного бюджета Томской области на компенсацию расходов по организации электроснабжения от дизельных электростанций в 2011 году составили 197,7 млн. руб. 3. Проведенный анализ основных технико-экономических показателей ДЭС базировался на сочетании: расчетных методов, основанных на определении нормативных удельных расходов топлива и потерь электрической энергии при передаче в соответствии с утвержденными нормативными документами Минпромэнерго и Минэнерго; представленных энергоснабжающими организациями тарифных смет на электрическую и тепловую и энергию в разрезе статей затрат на 2010-2013 годы, сведений об имуществе; представленных энергоснабжающими организациями фактических натуральных показателей и затрат за 2010-2011 годы; статистической отчетности (форма №46). Анализ технико-экономических показателей работы ДЭС, использующих дизельное топливо, выявил следующее: Низкий коэффициент использования установленной мощности ДЭС, составивший по факту 2010 года от 6 до 18%. 156 Превышение по ряду ДЭС фактических расходов топлива над нормативными значениями составляет 102-168%, которое связано: с низкими коэффициентами загрузки ДВС (менее 50%) за счет снижения электрической нагрузки в предыдущие годы; с износом электрических сетей, значительная часть которых построена в период с 1970 по 1988 годы. 4. В новых экономических условиях в связи с резким увеличением стоимости жидкого топлива становится актуальной задача перевода указанных электростанций на относительно более дешевое местное топливо. Проведенный в исследовании анализ эффективности использования различных видов органического топлива показал, что оптимальным местным видом органического топлива для рассматриваемых объектов генерации является древесное топливо – щепа, которую по запасам, транспортной доступности и сложности технологического процесса экономически более рационально использовать на цели газификации (пиролиза), чем торф или уголь. Вовлечение древесного топлива в топливный баланс производства электроэнергии позволит существенно снизить потребности в привозном жидком топливе и решить экологические и социальные задачи. В достаточном количестве в радиусе 100 км от рассматриваемых источников генерации имеется также торф, но в связи с особенностями физико-химических свойств, небольшими объемами предполагаемого его потребления, а также практической невозможностью его добычи фрезерным способом, позволяющим получать торф с низкой влажностью, использовать его в качестве топлива для газогенераторов становится трудновыполнимой задачей. Рассмотренные в исследовании ограничения по использованию торфа в качестве сырья для газификации, делают применение торфа экономически в несколько раз менее эффективным по сравнению с древесным топливом. 5. На основании вышеизложенного в исследовании рассматривается комплекс вопросов, решение которых необходимо для внедрения 157 экономически выгодных технологических процессов, основанных на энергетическом использовании древесной массы. Проведенный анализ существующих на мировом рынке технологий показал, что для обеспечения автономного энергоснабжения удаленных потребителей с электрической и тепловой нагрузкой до 5 МВт целесообразно использование технологии газификации древесной массы в газогенераторах обращенного типа с последующим использованием полученного пиролизного газа в газодизельных или газопоршневых двигателях для выработки электроэнергии. Для решения вопроса о выборе населенных пунктов области для строительства газогенераторных Томской электростанций исполнителями были проанализированы существующие и перспективные электрические и тепловые нагрузки, установленные мощности и коэффициенты загрузки. Учитывая значительное увеличение удельных капитальных затрат на строительство микро ТЭЦ (менее 60 КВт) и срока окупаемости, выбор единичной мощности электрогенераторной установки был ограничен номинальной мощностью 80 кВт. В результате в перечень объектов для строительства газогенераторных электростанций были включены 17 установок для 24 населенных пунктов. В настоящем исследовании рассмотрены варианты строительства автоматизированных газогенераторных оборудованием, производимым являющейся электростанций с серийным на специализированных заводах Индии, мировым лидером по промышленному использованию биомассы для получения электроэнергии в промышленных масштабах. Представителем Индийской компании в России, странах СНГ и Балтии является фирма Flex Technologies Limited. 6. Поставляемое для газогенераторных электростанций оборудование состоит из следующих участков: топливоподготовки, газификации для получения чистого генераторного газа (газогенератор и система сухой очистки и охлаждения газа), системы утилизации конденсата, электрогенераторной установки с газодизельным двигателем, системы управления. 158 Суммарная оценочная стоимость капитальных вложений на реализацию проектов строительства для 17 газогенераторных установок (мини-ТЭЦ, ГГУ) в 24 населенных пунктах составляет 510,4 млн. рублей при средней стоимости 1 кВт установленной электрической мощности равной 75,9 тыс. рублей (2529 долл. США). 7. Согласно проведенным технико-экономическим расчетам по варианту 1 средние тарифы (с НДС) на электроэнергию, производимую с использованием 17 ГГУ без учета сопутствующих продуктов (тепловой энергии) в 2013 году определяются нижеследующими величинами: 1.1 с учетом капитальных затрат в тарифе - 17,45 руб/кВт.ч., что ниже среднего тарифа по существующим ДЭС на 12%. 1.2 при строительстве за счет бюджетных средств - 14,07 руб/кВт.ч., что ниже среднего тарифа по существующим ДЭС на 29,4 %. Учитывая значительное снижение КПД ГГУ при только электроэнергии, в отсутствии когенерации, производстве данный вариант является нецелесообразным. По варианту 2 газогенераторная установка работает как мини-ТЭЦ с производством электрической и тепловой (сопутствующей) энергии для сторонних потребителей. Вариант предполагает распределение затрат пропорционально выработке электрической и тепловой энергии на установке когенерации и закрытие 24 котельных в 17 населенных пунктах, где планируются газогенераторные установки. Средние тарифы (с НДС) на электроэнергию и тепловую энергию составили на 2013г.: 2.1 с учетом капзатрат в тарифе: на электроэнергию 8,69 руб/кВт.ч., что ниже среднего тарифа по существующим ДЭС на 56,4%. на тепловую действующего энергию среднего 9 839,13 тарифа руб/Гкал, для что выше котельных, расположенных в тех же населенных пунктах, что и ДЭС (5 762,52) на 41,4% 159 2.2 при строительстве за счет бюджетных средств: на электроэнергию 6,73 руб/кВт.ч., что ниже среднего тарифа по существующим ДЭС на 66,2%. на тепловую энергию 7 607,55 руб/Гкал, что выше действующего среднего тарифа для котельных (5 762,52) на 24,3%. По второму варианту происходит существенное снижение тарифов на электроэнергию, но при этом имеет место рост тарифов на тепловую энергию по сравнению с действующими тарифами по котельным на 24,341,4%. Фактор увеличения тарифов на тепловую энергию делает этот вариант неприемлемым для расчетов. Вариант 3 отличается от варианта 2 способом распределения затрат между тепловой и электрической энергией. В указанном варианте исполнители исходили из условия равенства тарифов на тепловую энергию действующим тарифам от котельных с последующей ежегодной индексацией на индекс цен производителей по видам экономической деятельности Минэконоразвития РФ. Средние тарифы (с НДС) на электроэнергию и тепловую энергию составили на 2013г.: 3.1 с учетом капитальных затрат в тарифе: на электроэнергию 12,32 руб/кВт.ч., что ниже среднего тарифа по существующим ДЭС на 38,2%; на тепловую энергию на уровне действующего среднего тарифа для котельных - 5 762,52 руб/Гкал. 3.2 при строительстве за счет бюджетных средств: на электроэнергию 8,37 руб/кВт.ч., что ниже среднего тарифа по существующим ДЭС на 58,0%; на тепловую энергию на уровне действующего среднего тарифа для котельных - 5 762,52 руб/Гкал. Динамика изменения расчетных тарифов на электрическую и тепловую энергию представлена в нижеследующей таблице. 160 Динамика изменения расчетных тарифов на электрическую и тепловую энергию по варианту 3 Наименование 2013 г. Тариф на электроэнергию, руб./кВт.ч Тариф на теплоэнергию, руб./Гкал 2014 г. 2015 г. Вариант 3.1 2016 г. 2017 г. 2018 г. 2019 г. 12,32 13,42 13,45 14,84 16,17 17,63 18,88 5 762,52 6 402,16 7 138,41 7 873,67 8 582,30 9 354,70 10 018,89 Вариант 3.2 Тариф на электроэнергию, руб./кВт.ч Тариф на теплоэнергию, руб./Гкал 8,37 9,48 9,51 10,49 11,43 12,46 13,35 5 762,52 6 402,16 7 138,41 7 873,67 8 582,30 9 354,70 10 018,89 Экономия бюджетных средств на субсидии на компенсацию расходов по организации электроснабжения от ДЭС по 3 варианту представлена в нижеследующей таблице для следующих одинаковых ежегодных условий: 1. полезный отпуск электроэнергии населению -10 525,02 тыс кВт.ч; 2. полезный отпуск электроэнергии бюджетным учреждениям 811,86 тыс кВт.ч; 3. экономия бюджетных средств исчислена по разнице расчетных тарифов для ГГУ и прогнозным тарифам на электроэнергию, производимую ДЭС. Экономия бюджетных средств за счет разницы в тарифах, тыс. рублей Наименование 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г. 2019 г. Всего 94 830,42 125 247,73 138 088,25 150 613,02 164 085,05 175 767,82 848 632,28 7 314,89 9 661,18 10 651,66 11 617,77 12 656,96 13 558,13 65 460,59 102 145,32 134 908,91 148 739,90 162 230,80 176 742,01 189 325,95 914 092,88 136 299,00 166 716,30 183 872,08 200 501,61 218 499,39 233 971,17 1 139 859,56 10 513,64 12 859,93 14 183,26 15 466,01 16 854,30 18 047,74 87 924,87 146 812,63 179 576,23 198 055,35 215 967,62 235 353,69 252 018,91 1 227 784,43 Вариант 3.1 Население Бюджетные учреждения Итого Вариант 3.2 Население Бюджетные учреждения Итого Примечание По населению: разница в тарифах на электроэнергию для ГГУ и централизованным; По бюджетным учреждениям: разница в тарифах на электроэнергию для ГГУ и ДЭС; Срок окупаемости составит: по варианту 3.1 – 3 года 10 месяцев; 161 по варианту 3.2 – 2 года 11 месяцев. Таким образом, проведенные расчеты показали экономическую целесообразность строительства газогенераторных электростанций по варианту 3. Учитывая, что по газогенераторных варианту 3 тарифы на электроэнергию от электростанций превышают тарифы на централизованную энергию, необходимость в компенсации разницы в тарифах остается в размерах, представленных в нижеследующей таблице, и снижается более чем в два раза. Размер компенсации разницы в тарифах по группе потребителей «население» для газогенераторных электростанций, тыс. рублей Наименование 2014 г. Субсидии для существующих 215 341,89 ДЭС Субсидии по ГГУ 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г. 2019 г. Всего 243 007,16 268 025,85 292 186,07 318 449,13 341 073,55 1 678 083,65 Вариант 3.1 120 511,47 117 759,44 129 937,60 141 573,05 154 364,09 165 305,73 829 451,37 Вариант 3.2 79 042,89 76 290,86 84 153,77 91 684,46 99 949,74 107 102,37 538 224,09 Расчеты показывают достаточно широкие пределы изменения тарифов на электрическую энергию, которые определяются необходимыми объемами выработки как электрической, так и тепловой энергии. Строительство мини-ТЭЦ выгоднее на тех объектах, где его электрические и тепловые нагрузки не сбалансированы (с. Нарым, с. Суйга, Катайга). Уменьшение электрической и тепловой нагрузки ведет к прямым тепловым потерям (установки в поселках Тымск, Березовка, Новый Тевриз, Лисица), снижению КПД и росту тарифов на вырабатываемую электроэнергию. Анализ суммарных затрат на эксплуатацию 17 газогенераторных установок в сравнении с суммарными затратами по существующим ДЭС и котельным в ценах 2013 года представлен в нижеследующей таблице. 162 Отклонения в затратах на 2013 год между 17 ДЭС включая котельные и ГГУ для варианта 3.1 Тыс. руб. Наименование ДЭС, Котельные Всего (ДЭС+котельные) ГГУ Отклонения ГГУ(ДЭС+котельные) НВВ Прибыль Эксплуатационные расходы, всего в том числе топливо аренда амортизация 252 953,85 64 853,81 8 102,25 2 011,73 244 851,60 62 842,07 139 650,32 11 967,26 4 762,86 902,01 5 344,07 1 174,30 317 807,66 10 113,99 307 693,68 151 617,57 5 664,87 6 518,37 221 874,72 8 102,25 213 772,47 60 082,36 53 319,91 5 344,07 -95 932,94 -2 011,73 -93 921,21 -91 535,21 47 655,04 -1 174,30 Как видно из приведенных данных, суммарные эксплуатационные затраты в 2013 году на производство электрической и тепловой энергии на объектах новой генерации (ГГУ) на 93,9 млн. руб. ниже суммарных затрат существующей генерации, включая ДЭС и котельные. Основной составляющей снижения эксплуатационных затрат являются расходы на топливо (91,5 млн. руб). Вариант 4 включает в себя строительство мини-ТЭС на древесном топливе в п. Степановка Верхнекетского района Томской области» с лесозаготовительным и лесоперерабатывающим участками. Размещение генерирующих мощностей по выработке тепловой и электрической энергии предполагается в существующем здании котельной пос. Степановка. Размещение распределительной подстанции необходимой мощности и лесоперерабатывающего комплекса планируется на прилегающей территории. При расчете себестоимости тепловой и электрической энергии для варианта 4 принято перекрестное субсидирование за счет производства пиломатериалов, что позволило снизить тарифы на электроэнергию для населения и бюджетных потребителей и тарифы на тепловую энергию для всех потребителей. Рассмотрение такого варианта возможно при реализации инвестиционных программ в рамках государственно-частного партнерства, когда частный партнер обязуется нести социальную нагрузку 163 при встречном предоставлении со стороны публичного партнера (государства, муниципалитета), например, налоговых льгот и т.д. Расчетные тарифы для варианта 4 составили: на электроэнергию для бюджетных потребителей и населения в 2016 году 2,72 руб./кВтч (на уровне тарифов для потребителей для централизованного электроснабжения. Для прочих потребителей - 21,34 руб./кВтч. В последующие годы рост тарифов на электроэнергию по группам потребителей планируется на уровне дефляторов Минэкономразвития; тарифы на тепловую энергию с 2016 по 2018 годы приняты 2000 руб./Гкал для всех групп потребителей, с понижением в 2019 году. Расчетный период окупаемости проекта составил 6 лет. Экономия бюджетных средств по варианту 4 составит около 40 млн. в год. Кроме того, бюджет получит дополнительные доходы в виде налоговых отчислений от стабильно работающего лесоперерабатывающего предприятия в п. Степановка. Варианты 5 и 6, рассмотренные в разделе 9 настоящего Отчета, предполагают перевод потребителей ДЭС на централизованное электроснабжение. Капитальные затраты по вариантам составят: для варианта 5 (перевод потребителей от 16 ДЭС) - 795 млн. рублей; для варианта 6 (перевод потребителей от 25 ДЭС) – 1 407 млн. рублей. Варианты 5 и 6 имеют следующие существенные преимущества: 1. полностью решается вопрос с бюджетной дотацией. Возмещение разницы в тарифах для населения прекращается сразу после ввода в эксплуатацию электрических сетей; 2. экономический эффект от снижения тарифов на электрическую энергию достигается уже в первый год эксплуатации электрических сетей; 164 3. значительно увеличивается надежность электроснабжения отдаленных поселков; 4. централизованное электроснабжение даст толчок для промышленного развития населенных пунктов и увеличению налоговых поступлений. Этот вариант предполагает внесение изменений в инвестиционную программу территориальной сетевой организации - ОАО «Территориальная распределительная компания», которая согласуется на уровне Администрации Томской области. Затраты на реализацию указанной инвестиционной программы при этом должны быть включены в тарифы на передачу электрической энергии на территории Томской области. Учитывая высокую социальную значимость этого проекта для населения Томской области эксперты полагают, что Федеральная служба по тарифам согласует превышение предельных уровней тарифов на передачу электрической энергии в случае возникновения такой необходимости. Выводы 1. Наиболее оптимальным вариантом является подключение потребителей ДЭС к централизованному электроснабжению. 2. Эксперты крупномасштабного отмечают внедрения нецелесообразность в отдаленных немедленного населенных пунктах процессов получения электроэнергии с использованием газогенераторных электростанций. Однако это не снижает значимости проблемы. До начала массового производства электроэнергии с использованием продуктов пиролиза древесной массы рекомендуется строительство газогенераторных электростанциях на 1-2 объектах с отработкой технологии. 3. Необходимо развивать фундаментальные исследования на отечественных установках газификации и проверять разные технологические решения с целью создания высокопроизводительных непрерывных производств. 165 Литература 1. Федеральный закон от 26.03.2003 № 35-ФЗ «Об электроэнергетике». 2. Федеральный закон от 23.11.2009 № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении изменений в энергетической отдельные эффективности законодательные и акты о внесении Российской Федерации». 3. Указ Президента РФ от 04.06.2008 № 889 «О некоторых мерах по повышению энергетической и экологической эффективности российской экономики». 4. Распоряжение Правительства РФ от 08.01.2009 № 1-р Основные направления государственной энергетической эффективности политики в сфере электроэнергетики повышения на основе использования возобновляемых источников энергии на период до 2020 года. 5. Долгосрочная целевая программа «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности на территории Томской области на 2010-2012 годы и на перспективу до 2020 года». 6. Энергетическая стратегия Томской области на период до 2020 года (утвержденная Постановлением Государственной Думы Томской области от 28.02.2008 № 1008). 7. Постановление Правительства Российской Федерации от 26 февраля 2004 г. № 109 «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации». 8. Постановление Правительства РФ от 29.12.2011 № 1178 «О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике». 9. Приказ Федеральной службы по тарифам от 06.08.2004 г. № 20-э/2 Методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке. 166 10. Положение об организации в Минэнерго РФ работы по утверждению нормативов удельных расходов топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию от тепловых электростанций и котельных, утвержденное приказом Минэнерго РФ от 30.12.2008 № 323. 11. Административный регламент Минпромэнерго РФ по исполнению государственной функции по утверждению нормативов удельных расходов топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию от тепловых электростанций и котельных, утвержденное приказом Минпромэнерго РФ от 1 ноября 2007 г. № 472, регистрационный № 10563 от 28 ноября 2007г. 12. Приказ Госстроя РФ от 03.04.2000 № 68 «Об утверждении рекомендаций по нормированию труда работников энергетического хозяйства. Часть 3. Нормативы численности работников коммунальных электроэнергетических предприятий». 13. Приказ Госстроя № 200 от 5.09.2000 г. «Об утверждении Нормативов и методических указаний по определению потребности в машинах и механизмах для эксплуатации и ремонта коммунальных электрических и тепловых сетей». 14. Приказ Госстроя РФ от 15.08.2000 № 182 «Рекомендации по определению численности работников, занятых расчетом, учетом и приемом платежей от населения за жилищно-коммунальные услуги». 15. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации: РД 34.20.501-95. - М.: СПО ОРГРЭС, 1996. 16. Биоэнергетика России в ХХI веке. Москва, 2012 Российское энергетическое агентство, 37стр. 17. Панцхава Е.С., Аналитическая записка «Технические характеристики, международный опыт и целесообразные объемы создания электростанций на основе использования биомассы в РФ.», ЭНИН, Москва, 2009, 46 стр. 167 18. Разработка национального Плана развития ВИЭ в России., отчет Делегации Европейской Комиссии в России, март 2009, 42 стр., EuropeAid/1169551/C/SV/RU. 19. Сергеев В.В. газогенератора, Исследование совместной перерабатывающего работы растительную дизеля и биомассу / Л.В.Зысин, Н.Л.Кошкин, Е.Н.Орлов, В.В.Сергеев // Теплоэнергетика. – 2002. – №1. – С.14-17. 20. Сергеев В.В. Теплоэнергетические основы промышленной слоевой газификации растительной массы. Автореферат на соискание ученой степени д.т.н. С-П. 2009г. 21. Сергеев В.В. Реализация процесса газификации растительной биомассы в газогенераторных установках слоевого типа / В.В.Сергеев // Научно-технические ведомости СПбГПУ. – 2008. – №2 (54). – С.156-161. 22. Сергеев В.В. Результаты опытно-промышленных испытаний газогенератора / В.В.Сергеев, Ю.В.Соколова // XXXI-я Неделя науки СПбГПУ.: материалы межвуз. науч. конф.: в 2 ч. – СПб.: Изд-во СПбГТУ, 2002.– Ч. 2. – С. 112-113. 23. Сергеев В.В. Особенности режимов работы слоевых газогенераторов / В.В.Сергеев // Энергонадзор-информ. – 2008. – №4 (38). – С.48-49. 24. Ковалев В.Н. «Рациональное биологическое природопользование в Сибири: проблемы и перспективы». 27 апреля 2011г. Красноярская краевая государственная научная библиотека. 25. К.К. Ильковский, П.Е. Кычкин. Актуальность перехода отдаленных дизельных электростанции республики Саха (Якутия) на местное топливо на примере газогенераторных установок на работающих на древесном топливе. 26. Методика расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от стационарных дизельных природных ресурсов установок. Утверждена Российской министром Федерации Б.А. Яцкевичем.14.02.2001г. Санкт-Петебург, 2001г. 168 27. Методическое пособие по расчету, нормированию и контролю выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух. Санкт-Петербург, НИИ Атмосфера, 2002 г. 28. Теория двигателей внутреннего сгорания/Под. ред. проф. д-ра техн. наук Н.Х. Дьяченко. Л., Машиностроение (Ленингр. отделение), 1974. 29. ГОСТ Р 51249-99 Дизели судовые, тепловозные и промышленные. Выбросы вредных веществ с отработавшими газами. Нормы и методы определения. М., Издательство стандартов, 1999. 30. ГОСТ Р 51250-99 Дизели судовые, тепловозные и промышленные. Дымность отработавших газов. Нормы и методы определения. М., Издательство стандартов, 1999. 31. Перечень и коды веществ, загрязняющих атмосферный воздух. СПб., 2000. 32. Экспериментально-расчетная оценка выбросов вредных веществ с отработавшими газами ДВС на эксплуатационных режимах работы/О.И. Демочка, В.Н. Ложкин и др. Технический отчет по НИР. СПб., НПО ЦНИТА, 1990. 33. Жегалин О.И., Лупачев П.Д. Снижение токсичности автомобильных двигателей. М., Транспорт, 1985. 34. Орлов Н.И., Смайлис В.И. Временные рекомендации по расчету выбросов от стационарных дизельных установок. Л., 1988. 35. Сергеев В.В. Теплоэнергетические основы промышленной слоевой газификации растительной массы. Автореферат на соискание ученой степени д.т.н. С-П. 2009г. 36. Официальный сайт Администрации Томской области. – электронный ресурс http://tomsk.gov.ru 169 Приложения Приложение регистрации 1. права Копии документов, собственности на подтверждающих объекты наличие коммунальной инфраструктуры (ДЭС. электрические сети). Приложение 2. Перечень дизель-генераторных установок по годам ввода в эксплуатацию и процентам износа. Приложение 3. Состав основного и вспомогательного оборудования Приложение 4. Показатели мощности фактических нагрузок и коэффициентов загрузки дизель-генераторов и ДЭС. Приложение 5. Краткая техническая характеристика электрических сетей. Приложение 6. Баланс электрической энергии за периоды с 2010 по 2013 годы. Приложение 7. Сведения по начислению и оплате за потребленную электрическую энергию за 2010 и 2011 годы. Приложение 8. Годовая потребность в дизельном топливе и масле по ДЭС. Приложение 9. Информация по поставщикам способам доставке и цене дизельного топлива по ДЭС. Приложение 10. Динамика цен на дизельное топливо по ДЭС Томской области. Приложение 11. Приказы на установление тарифов на электрическую энергию. Приложение 12. Тарифы на электрическую энергию, производимую дизельными электростанциями Томской области утвержденные приказами регулирующего органа на 2010-2013 годы. Приложение 13. Динамика одноставочных тарифов на электрическую энергию, производимую дизельными электростанциями Томской области за 2010-2013 годы. 170 Приложение 14. Сведения о субсидиях по данным энергоснабжающих организаций. Приложения 15-40. Сметы затрат на производство, передачу и сбыт электрической энергии для ЭСО Томской области. Приложения 41-46. Сводные сметы затрат на производство, передачу и сбыт электрической энергии по ЭСО Томской области. Приложение 47. Прогнозная потребность в древесной щепе. Приложение 48. Оценочные данные по образованию древесных отходов на территории Томской области. Приложение 49. Космоснимки размещение населенных пунктов и ДЭС. Приложение 50. Карта направления использования торфяных месторождений Томской области. Приложение 51. Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Томской области на период 2013-2017 годы. Приложения 52 - 53 Примерный расчет экономического эффекта от подключения объектов генерации к централизованному электроснабжению. Приложение 55. Тепловой баланс и структура полезного отпуска систем теплоснабжения по котельным в населенных пунктах Томской области, где электроснабжение организовано от ДЭС. Приложение 56. Баланс электрической энергии за периоды с 2010 по 2015 годы. Приложение 57. Перспективные разработки. Приложение 58. Расчетные себестоимость и тарифы по 17 ДЭС, рекомендуемые к переводу на газогенераторную мини-ТЭЦ 2013-2015гг. Приложение 59. Итоговые показатели экономической целесообразности перевода ДЭС Томской области на газогенераторные электростанции (с учетом распределения затрат пропорционально выработке электрической и тепловой энергии) с капитальными затратами. Приложение 60. Итоговые показатели экономической целесообразности перевода ДЭС Томской области на газогенераторные электростанции (с учетом распределения затрат пропорционально выработке электрической и тепловой энергии) без капитальных затрат. 171 Приложение 61. Итоговые показатели экономической целесообразности перевода ДЭС Томской области на газогенераторные электростанции (с распределением затрат из условия равенства тарифов на сопутствующую тепловую энергию действующим тарифам от котельных) с капитальными затратами. Приложение 62. Итоговые показатели экономической целесообразности перевода ДЭС Томской области на газогенераторные электростанции (с распределением затрат из условия равенства тарифов на сопутствующую тепловую энергию действующим тарифам от котельных) без капитальных затрат. Приложение 63. Вариант строительства мини ТЭС с использованием паровой машины в п. Степановка Верхнекетского района. Приложение 64. Итоговые показатели экономической целесообразности перевода ДЭС Томской области на газогенераторные электростанции (с учетом распределения затрат пропорционально выработке электрической и тепловой энергии) с капитальными затратами. Приложение 65. Итоговые показатели экономической целесообразности перевода ДЭС Томской области на газогенераторные электростанции (с учетом распределения затрат пропорционально выработке электрической и тепловой энергии) без капитальных затрат. Приложение 66. Итоговые показатели экономической целесообразности перевода ДЭС Томской области на газогенераторные электростанции (с распределением затрат из условия равенства тарифов на сопутствующую тепловую энергию действующим тарифам от котельных с последующей ежегодной индексацией на величину инфляции) с капитальными затратами. Приложение 67. Итоговые показатели экономической целесообразности перевода ДЭС Томской области на газогенераторные электростанции (с распределением затрат из условия равенства тарифов на сопутствующую тепловую энергию действующим тарифам от котельных с последующей ежегодной индексацией на величину инфляции) без капитальных затрат. 172 Приложение 68. Анализ расчетных тарифов на сопутствующую тепловую энергию в сравнении с действующими тарифами на тепловую энергию с капитальными затратами. Приложение 69. Анализ расчетных тарифов на сопутствующую тепловую энергию в сравнении с действующими тарифами на тепловую энергию без капитальных затрат. 173
