Правительство Республики Саха (Якутия) постановляет: Утвердить республиканскую целевую программу "Энергосбережение Республики Саха (Якутия) на период 2005 2006 годы и на перспективу до 2010 года" (далее программа
| Вид материала | Программа |
- Правительство республики саха (якутия) постановление от 14 ноября 2008 г. N 478 о порядке, 80.38kb.
- Законодательные, 1478.78kb.
- Правительство Республики Саха (Якутия) постановляет: Определить Министерство экономического, 393.41kb.
- Лесопромышленный комплекс 29 Производство неметаллических минеральных продуктов, 996.08kb.
- Севера Республики Саха (Якутия) бюджетное и налоговое закон, 1930.68kb.
- Программа развития высоких технологий в телекоммуникациях, телевидении и радиовещании, 806.43kb.
- Президента Республики Саха (Якутия) от 14 февраля 2008 года №77-рп, разрабатываются:, 81.99kb.
- Республики Бурятия Правительство Республики Бурятия постановляет: Утвердить Республиканскую, 2853.03kb.
- Президент Республики Саха (Якутия), уважаемые депутаты, приглашенные! Сегодня Государственное, 847.26kb.
- Президент Республики Саха (Якутия), народные депутаты, приглашенные! Сегодня Государственное, 1623.58kb.
2.2. Технические мероприятия
2.2.1. Технологические мероприятия
Перевод турбины К-210 - 130 ст. N 1 Нерюнгринской ГРЭС в теплофикационный режим. Выполнена разработка по переводу конденсационного блока в теплофикационный режим, по результатам которой предполагаемое снижение расхода топлива на станции в год до 127 тыс. т.у.т. Реконструкция запланирована на 2006 - 2007 годы.
Реконструкция центральных тепловых пунктов (ЦТП) с применением пластинчатых теплообменников и регуляторов температуры даст экономию теплоэнергии порядка 40% в год. Модульные тепловые пункты (МТП) на базе пластинчатых теплообменников с теплообменными пластинами из нержавеющей стали предназначены для обеспечения отопления, ГВС и вентиляции зданий и присоединяются к теплофикационной сети. МТП, помимо значительного снижения потерь тепла в сетях, обеспечивают повышение интенсивности теплообмена в 2 - 3 раза по сравнению с существующими МТП на базе трубчатых теплообменников и регулирование отпуска тепла. Экономический эффект оценивается в 6 млн. рублей, затраты на мероприятия - 13,2 млн. рублей.
Замена физически и морально изношенных дизель-генераторов позволит сократить удельные расходы топлива, оптимизировать загрузку дизель-генераторов до номинальной мощности; увеличить межремонтные периоды при эксплуатации дизельных электростанций, следовательно, сократить затраты на ремонтные работы. Планируется использовать дизель-генераторы с высокоэффективными показателями: уменьшенным удельным расходом топлива и масла, увеличенным моторесурсом.
2.2.2. Энергосберегающие технологии
Замена теплоизоляции на тепловых сетях на пенополиуретановые - современные экологичные теплоизоляционные изделия (скорлупы) позволяет использовать их с температурой теплоносителя от + 150 до + 180 градусов С и сроком службы 20 лет и более. Жесткий пенополиуретан в антивандальной окожушке практически не впитывает воду и не гниет. Он стоек к воздействию химических сред и атмосферных осадков, устойчив против старения. Переход на пенополиуретановую изоляцию позволит: сократить потери теплоносителя до 70%, сократить трудозатраты на ремонт изоляций до 80%, сократить сроки монтажа изоляции на объектах, осуществлять монтаж круглый год, предохранить трубопроводы от "раздевания". При средней цене 2 800 руб./п.м магистральной теплотрассы при затратах 10 млн. рублей в год закрыть скорлупами можно 3 571 п.м. При затратах 15,8 млн. рублей экономический эффект составит 29,62 млн. рублей.
Применение устройства частотно-регулируемого привода (ЧРП) предназначены для мягкого старта асинхронных двигателей и управления скоростью вращения асинхронных и синхронных двигателей переменного тока. Наличие программируемых параметров, таких как время торможения, постоянная скорость, исключение механического резонанса, позволяют экономить до 50% электроэнергии. Экономический эффект составит 0,3 млн. рублей в год при затратах 1,81 млн. рублей.
2.2.3. Перевод на газовое топливо дизельных электростанций
Постановлением Правительства Республики Саха (Якутия) N 320 от 24.06.2002 утверждена Государственная программа "Газификация населенных пунктов Республики Саха (Якутия) в 2002 - 2006 годах и основные направления газификации до 2010 года".
Программой газификации предусматривается продолжение работ в улусах вдоль трассы действующего газопровода (Вилюйский, Кобяйский, Намский, Хангаласский, г. Якутск), прокладываются газопроводы в Верхневилюйский улус, Горный улус и в Заречную группу улусов.
В результате появляется реальная возможность перевода на газовое топливо автономных дизельных электростанций в Кобяйском и Хангаласском улусах, перевода на газовое топливо резервных дизельных электростанций в Заречной группе улусов, Горном, Верхневилюйском и Вилюйском улусах.
Строительство новых электростанций, работающих на природном газе, взамен существующих дизельных электростанций позволит:
Значительно снизить потребление привозного дизельного топлива.
Снизить эксплуатационные затраты.
Повысить надежность работы электростанций.
Существенно уменьшить выбросы вредных веществ от деятельности электростанций.
Снизить расходы на заработную плату обслуживающего персонала из-за внедрения более высокой степени автоматизации оборудования.
Уменьшить себестоимость вырабатываемой электрической и тепловой энергии.
Замена дизельных электростанций на электростанции с оборудованием, работающем на газовом топливе, принесет дополнительную экономию средств за счет ликвидации вспомогательного оборудования и инженерных сооружений:
Топливоподготовки.
Склада ГСМ.
Дренажных емкостей.
Нефтеловушек.
Отстойных и расходных емкостей для дизельного топлива.
Главного корпуса ДЭС.
Эффективность перевода ДЭС на газовое топливо определяется в основном удешевлением топливной составляющей в себестоимости электрической и тепловой энергии. При замещении дизельного топлива на природный газ это составит 57,74 млн. рублей в год.
Достижение целей планируется путем строительства новых автономных и резервных электростанций, работающих на газовом топливе, при этом на автономных электростанциях планируется установка газопоршневых электроустановок, а на резервных электростанциях - газотурбинных.
Исходя из сроков строительства газопроводов до населенных пунктов, Подпрограмма разбита на два этапа:
Первый этап: (2005 - 2006 годы):
Перевод на газовое топливо автономных дизельных электростанций Кобяйского улуса: с. Тыайа, Арыктах, Чагда, Кальвица, Ситта, Люксюгун.
Перевод на газовое топливо дизельных электростанций Кобяйского улуса позволит сэкономить 388,2 тонн дизельного топлива стоимостью 4,8 млн. рублей в год, общие затраты на строительство - 43,7 млн. руб., окупаемость в среднем - 8,7 года.
Второй этап: (2007 - 2010 годы):
Перевод на газовое топливо резервных электростанций:
Заречные группы улусов.
ДЭС сел Амга, Борогонцы, Чурапча.
Строительство новой газовой электростанции в с. Борогонцы мощностью 14 МВт позволит ликвидировать ДЭС "Нижний Бестях" мощностью 11,05 МВт и ДЭС "Ары-Тит" мощностью 5,3 МВт, работающие в настоящее время на дизельном топливе. Эффективность - 14 млн. руб. в год, общие затраты - 36,4 млн. руб., окупаемость - 2,6 лет.
Строительство новой газовой электростанции в с. Амга мощностью 7,5 МВт позволит ликвидировать ДЭС мощностью 6,75 МВт, работающие в настоящее время на дизельном топливе. Эффективность - 8,66 млн. руб. в год, общие затраты - 44,5 млн. руб., окупаемость - 5,1 лет.
Строительство новой газовой электростанции в с. Чурапча мощностью 5,0 МВт позволит ликвидировать ДЭС мощностью 5,6 МВт, работающие в настоящее время на дизельном топливе. Эффективность - 3,78 млн. руб. в год, общие затраты - 43,0 млн. руб., окупаемость - 7,3 лет.
Горный улус, с. Бердигестях.
Перевод на газовое топливо с расширением на 2,5 МВт строящейся электростанции мощностью 5,0 МВт (завершение строительства - 2005 г.), работающей на дизельном топливе. Эффективность - 12,3 млн. руб. в год, общие затраты - 44,5 млн. руб., окупаемость - 3,7 лет.
2.2.4. Строительство и реконструкция
электросетевого хозяйства
Основными направлениями энергосбережения в электросетевом хозяйстве при реализации данной программы являются:
снижение уровня потерь в электрических сетях;
снижение издержек при эксплуатации электросетевого хозяйства.
Высокий уровень технологических потерь в сетях обусловлен стихийным развитием сетей, большой протяженностью линий и их перегруженностью, подключением новых потребителей без предварительных расчетов режимов сетей, особенно это касается сетей низкого и среднего напряжения (35 - 0,4 кВ), на долю которых приходится около 40% потерь мощности и энергии. Пропускная способность магистральных линий, основная масса которых была построена более 20 лет назад, уже не соответствует потребностям сегодняшнего дня, экономическая плотность тока на некоторых линиях превышает нормативную в 2 раза и более. Наиболее неблагополучными в этом отношении являются Центральный энергорайон (14,5% - 16% потерь) и Вилюйская группа улусов, где из-за перегруженности потери на линии ВЛ-110 кВ "Мирный - Сунтар - Нюрба - Вилюйск" достигают до 40% передаваемой мощности, общие сетевые потери составляют до 33% - 37% отпускаемой в сеть электроэнергии, что приводит к неудовлетворительному качеству энергии, и негативно влияет на социально-экономическое развитие этих улусов, так как перегруженность линии не позволяет производить подключение новых потребителей.
Снижение потерь напряжения и мощности может осуществляться следующими способами.
Повышение напряжения на шинах генерирующих станций (ЯГРЭС, НГРЭС, ВГЭС и т.д.) на 10 - 15% от номинального. Мероприятие, не требующее финансовых вложений, позволяет снизить потери мощности до 30%.
Повышение напряжения в сетях 35 - 10 кВ. Дает снижение потерь мощности до 1%.
Компенсация реактивной мощности у наиболее отдаленных потребителей в особо неблагоприятных районах по потерям. Это мероприятие позволяет снизить потери мощности на 2 - 3% и повысить уровень напряжения.
Переход линий на следующий класс напряжения.
Увеличение сечения проводов. Высокозатратное мероприятие, и его целесообразно проводить в комплексе с общей реконструкцией линий.
Реконструкция существующих и строительство новых линий электропередач для разгрузки имеющихся.
Одним из факторов снижения издержек в электросетевом хозяйстве станет модернизация оборудования, применение новых материалов и конструкций при проведении работ по реконструкции и строительству новых линий и подстанций.
К таким мероприятиям относятся:
применение трансформаторов с РПН или линейных регуляторов;
переход на полимерные изоляторы, что позволяет полностью исключить затраты на их техническое обслуживание;
замена разрядников на ПС на ограничители напряжения - полностью исключает затраты на техническое обслуживание;
замена масляных выключателей 6 - 10 кВ на вакуумные выключатели - полностью исключает затраты на техническое обслуживание;
замена масляных выключателей 35 - 110 кВ на элегазовые выключатели - полностью исключаются затраты на техническое обслуживание;
применение деталей опор из антисептированной древесины и обработка деревянных опор огне- и гнилозащитным веществом - снижает затраты на техническое обслуживание, повышает срок службы деревянных опор;
применение самонесущих изолированных проводов в распределительных сетях 10 - 0,4 кВ - снижает затраты на техническое обслуживание, предотвращает хищения электроэнергии;
применение термоусаживаемых муфт - повышение надежности, срока службы, снижение затрат на техническое обслуживание.
Ниже приводим перечень проектов по реконструкции и строительству электросетевых объектов, наиболее эффективных с точки зрения снижения потерь и энергоресурсосбережения.
Необходимо отметить, что данные мероприятия являются высокозатратными и проводятся в целях обеспечения надежного электроснабжения потребителей, и энергосберегающий эффект в данном случае является сопутствующим. Финансирование по ним предусмотрено "Программой развития электроэнергетики Республики Саха (Якутия) до 2015 года".
2.2.4.1. Реконструкция ВЛ и ПС
ВЛ-220 кВ "Вилюйская ГЭС - Айхал - Удачный", осуществляющая электроснабжение удаленного Айхало-Удачнинского алмазодобывающего района. Айхало-Удачнинский энергоузел является самым энергоемким узлом в Западной Якутии.
Завершение реконструкции ВЛ-220 кВ "Вилюйская ГЭС - Айхал - Удачный" позволит:
увеличить пропускную способность линии для обеспечения производственных мощностей Айхало-Удачнинского узла;
повысить надежность электроснабжения;
снижение потерь на 22% (22,4 млн. кВт.ч).
Реконструкция ПС 110/10 кВ "Магарассы", ПС 35/6 кВ "Октемцы" обусловлена необходимостью повышения надежности электроснабжения и качества электрической энергии с одновременной заменой морально и физически изношенного оборудования. Затраты составят 95 млн. рублей.
Реконструкция ПС 110/6 кВ "Центральная", ПС 110/6 кВ "Марха", ПС 110/6 кВ "Жатай", реконструкция РП в г. Якутске позволит разгрузить центральную часть города, перевести часть нагрузок на окраинные подстанции, снизить потери электроэнергии на 10 - 15 млн. кВт.ч и обеспечить подключение новых потребителей в центральной части города мощностью до 15 - 20 МВт.
Замена проводов с увеличением их сечения в распределительных сетях 0,4 - 35 кВ общей протяженностью до 500 км ежегодно, что снизит потери на 20 млн. кВт.ч в год.
2.2.4.2. Строительство ВЛ и ПС
В план строительства включены следующие объекты:
ВЛ-110 кВ "ЯГРЭС - Хатынг-Юрях". Полностью исчерпали пропускную способность ВЛ-110 кВ Л-101 и Л-102 "ЯГРЭС - Хатынг-Юрях", плотность тока составляет 2,458 и 1,857 соответственно при экономической 1,1. Без ограничения потребителей вывод ВЛ из работы невозможен. Для выдачи мощности реконструируемой Якутской ГРЭС в энергосистему и повышения надежности электроснабжения потребителей г. Якутска необходимо выполнить строительство двухцепной ВЛ-110 кВ "ЯГРЭС - Хатынг-Юрях" протяженностью 4,7 км по новой трассе. Ввод в работу новой ВЛ позволит:
существенно повысить надежность электроснабжения г. Якутска;
производить плановые ремонтные работы без ограничения потребителей;
снижение технических потерь на 1,3%.
ВЛ-110 кВ "Табага - Чурапча - Хандыга" и ПС 220/110 кВ "Майя" с заходами ВЛ. Необходимость строительства вызвана неудовлетворительным техническим состоянием существующих линий Л-115, 112, подстанции ПС "Временная" и исполнением постановления Правительства Республики Саха (Якутия) о реализации республиканской программы "Обеспечение надежности работы объектов жизнеобеспечения г. Якутска и улусов Центрального энергорайона Республики Саха (Якутия)".
Строительство 2, 3, 4 комплексов ВЛ-220 кВ "Мирный - Сунтар - Нюрба". В 2003 году введен 1-й комплекс строительства "Мирный - Крестях". Продолжается строительство 2-го комплекса "Крестях - Сунтар" за счет предусмотренных средств в инвестиционном бюджете Республики Саха (Якутия), ввод линии позволит:
повысить качество и надежность электроснабжения;
снижение технических потерь на транспорт на 23,3%;
снижение расхода дизельного топлива.
Реализация указанных мероприятий позволит снизить технические потери до 182 млн. кВт.ч в год, что составляет 30% от существующего уровня, довести общий уровень потерь электроэнергии при транспортировке до 9% против существующих 11,6 - 12%.
Экономическая эффективность мероприятий по электросетевому хозяйству до 2010 года составит 208 млн. рублей, в т.ч. за счет:
снижения себестоимости электроэнергии - 51 млн. рублей;
роста товарной продукции - 157 млн. рублей.
Доля мероприятий по повышению надежности электрических сетей в общем экономическом эффекте составит 126 млн. рублей, мероприятий по улучшению пропускной способности и качества электроэнергии - 82 млн. рублей.
2.3. Развитие нетрадиционных источников энергии
2.3.1. Общие сведения
По данным ЮНЕСКО, в России в течение года в атмосферу выбрасывается 6 миллионов тонн золы, 8 миллионов тонн углекислого газа, 3 миллиона тонн окиси азота, серы и других вредных для здоровья веществ. Все они попадают в почву, усваиваются растениями и через продукты питания оказывают пагубное влияние на здоровье человека. Энергетический комплекс России составляет в среднем потребности в угле - 16%, в нефти - 15%, природном газе - 33%, атомной энергетике - 10% и гидроэнергетике - 11%. В децентрализованной зоне энергоснабжения уголь и жидкое топливо (дизельное и нефтяное топливо) остаются основными видами топлива, поэтому нетрудно представить, как усиленно мы загрязняем свою окружающую среду.
Одним из путей выхода из складывающейся неблагоприятной ситуации, особенно по снижению затрат на традиционные виды топлива для села, - это использование нетрадиционных, возобновляемых источников энергии.
К нетрадиционным возобновляемым источникам энергии относятся:
солнечная энергия;
ветровая энергия;
гидроэнергия малых рек;
атомная энергия;
биоэнергетика.
Разведанные запасы местных месторождений угля, нефти и газа в России составляют 8,7 млрд. тонн условного топлива (т.у.т.), а торфа - 10 млрд. т.у.т. Потенциальные возможности новых и возобновляемых источников энергии составляют в год:
энергии Солнца - 2 300 млрд. т.у.т.;
энергии ветра - 26,7 млрд. т.у.т.;
энергии биомассы - 10 млрд. т.у.т.;
тепла Земли - 40 000 млрд. т.у.т.;
энергии малых рек - 360 млрд. т.у.т.;
энергии морей и океанов - 30 млрд. т.у.т.;
энергии вторичных низкопотенциальных источников тепла - 530 млрд. т.у.т.
Эти источники намного превышают современный уровень энергопотребления России, составляющий около 1,2 млрд. т.у.т. в год, что создает перспективы полного решения энергетической проблемы в будущем при одновременном решении проблемы экологии.
Солнечная энергия
Исследования Института мерзлотоведения им. П.И. Мельникова СО РАН показали, что значение прямой солнечной радиации в единицу времени составляет 0,86 - 1,10 кВт/кв. м, что соответствует производству электроэнергии за год - 1,7 млрд. кВт.ч, выработанной солнечной электростанцией единичной мощностью 1 МВт. Этого достаточно для обеспечения населения численностью 1 000 человек теплом, энергией и горячей водой круглый год в условиях Севера и Арктики. Поэтому проведение научно-технических исследований являются актуальными, особенно в сочетании с новыми технологиями нанокомпонентов (для эффективного улавливания солнечной энергии) и полимерных полупроводников (на основе которых солнечные элементы 15 лет работали на космической станции "Мир"). Солнечные энергетические установки (СЭУ) имеют фотоэлектрические элементы, КПД которых в настоящее время доходит до 35%.
Солнечная энергетика относится к наиболее материалоемким видам производства энергии. Крупномасштабное использование солнечной энергии влечет за собой гигантское увеличение потребности в материалах, а следовательно, и в трудовых ресурсах для добычи сырья, его обогащения, получения материалов, изготовления гелиостатов, коллекторов, другой аппаратуры, их перевозки. Подсчеты показывают, что для производства 1 МВт/год электрической энергии с помощью солнечной энергетики потребуется затратить от 10 000 до 40 000 человеко-часов. В традиционной энергетике на органическом топливе этот показатель составляет 200 - 500 человеко-часов. Пока еще электрическая энергия, рожденная солнечными лучами, обходится намного дороже, чем получаемая традиционными способами. Срок окупаемости СЭУ на основе нанотехнологий при расчетной мощности на выходе 200 кВт - 1 МВт колеблется от 3 до 5 лет в зависимости от срока службы оборудования, входящего в эту технологию.
Для эффективности солнечную энергию рекомендуется использовать в комплексе с ветряной энергией. Данную систему можно использовать для получения газа и экологически чистой воды.
Якутским международным центром по развитию Северных территорий "Саха Интер Норд" в 2004 году подготовлена программа научно-исследовательской работы на тему "Технология получения энергии в условиях Севера и Арктики" по внедрению энергоустановок на основе солнечных элементов в народном хозяйстве северных территорий и созданию пуско-наладочных и ремонтных мастерских в регионах Севера и Арктики.
Ветроэнергетика
Ветроэнергетика - это прогрессивная технология выработки экологически чистой энергии. Ветроэнергетические станции (ВЭС) не выделяют газов, способствующих возникновению парникового эффекта, веществ, разрушающих озоновый слой атмосферы, не выделяют химических соединений, приводящих к образованию кислотных осадков. Не требуют транспортировки горючего топлива. Строительство ВЭС не сопровождается загрязнением поверхностных вод или образованием твердых отходов. В процессе эксплуатации не вырабатывает эмиссии углекислого газа, окислов серы, азота и твердых частиц. Уровень шума в 100 м от жилой зоны поселка не превышает шум тихого разговора. Все эти качества благоприятствуют поддержанию экологической чистоты природы.
При помощи ВЭС можно обеспечить потребителей необходимой мощностью от нескольких сотен киловатт до нескольких мегаватт. Одного мегаватта мощности, в среднем, достаточно для удовлетворения потребности в электроэнергии 350 домов (приблизительно 1 000 человек). Срок окупаемости при расчетной мощности 200 - 300 кВт колеблется от 2 до 4 лет в зависимости от срока службы оборудования, входящего в эту технологию. Солнечная система с ветровой системой могут работать одновременно или раздельно в зависимости от метеорологических условий населенного пункта, что позволит получить тепло, электричество, газ и чистую воду в условиях Севера и Арктики, что имеет социально-экономическое значение для жителей рассредоточенных пунктов.
Гидроэнергия малых рек
Для энергоснабжения небольших потребителей Севера наибольший интерес вызывает использование гидроэнергии малых рек, поэтому количественный и качественный учет их является основой для выбора и размещения малых ГЭС с мощностями, соответствующими конкретным потребностям населенных пунктов или предприятий, имеющих сезонный характер работы. При этом абсолютное большинство рек Якутии является неизученным, вследствие чего решению задач составления водно-энергетического кадастра предшествуют методические разработки по учету ресурсов водной энергии в условиях слабого развития стационарной сети гидронаблюдений.
Малые гидроэлектростанции (МГЭС) предназначены для решения задачи - непосредственного удовлетворения бытовых и производственных нужд человека и небольших коллективов в электрической и тепловой энергии, ориентированы на местные энергоресурсы, что может обеспечить истинную энергетическую автономию региона, последнее особенно важно в период становления новых экономических отношений. Поскольку существующая экономическая ситуация в России ограничивает возможности сооружения крупномасштабных объектов с длительным циклом инвестирования, финансовая и научно-техническая политика в переходный период должна быть направлена на создание в основном на акционерной основе с участием государства малых ГЭС, строительство которых может быть осуществлено за 1 - 2 года.
К МГЭС относятся гидроэнергетические объекты установленной мощностью до 100 кВт (микро ГЭС) и от 100 до 30 000 кВт (малые ГЭС).
Атомная энергия
К установкам малой энергетики отнесены также атомные станции с электрической мощностью энергоблоков до 150 мегаватт и тепловой мощностью до 500 мегаватт. Предназначение атомных станций малой мощности (АСММ) в наиболее выгодном режиме без крупных технологических преобразований энергетической инфраструктуры состоит в замещении дизельного топлива, поскольку сэкономленные объемы горюче-смазочных материалов будут планироваться для получения недостающей мощности и использования на резервных аварийных ДЭС.
В условиях Республики Саха (Якутия) могут быть размещены АСММ с реакторами вводно-водяного типа (АБВ-3, АБВ-6) в блочно-модульном исполнении и "Унитерм", относящихся к 4 поколению ядерных энергетических установок, повышающих автономность работы, безопасность, компактность (по всем показателям, включая стоимость, превышающих достоинства АБВ), которые в условиях Крайнего Севера могут решить вопросы обеспечения электроэнергией в условиях безопасности радиационного воздействия на человека и окружающую среду.
Себестоимость выработки электроэнергии на АСММ по данным ФГУП НИКИЭТ даже при условии равенства себестоимости электроэнергии, полученной на ДЭС, в пользу АСММ имеются два аргумента. Во-первых, тенденция изменения мировых цен на нефть приводит к удорожанию стоимости завоза топлива, поэтому через 5 лет баланс эффективности вложений неуклонно изменится в пользу АСММ. Во-вторых, даже финские дизеля придется заменить новыми через 10 лет, а АСММ работает 25 лет, поэтому приведенная к сроку в 25 лет себестоимость электроэнергии на финских дизелях возрастет более чем в 2 раза. Следовательно, за период в 25 лет ДЭС более чем в два раза проигрывают АСММ. Таким образом, даже при сегодняшних ценах на дизельное топливо эксплуатация АСММ оказывается выгодной.
Биоэнергетика
Важной составной частью развития энергетики является биоэнергетика. В настоящее время в стране накоплен опыт проектирования, строительства котельных и мини-ТЭЦ на отходах лесозаготовки, лесопиления и деревообработки как для удаленных районов, где отсутствует электроснабжение по линиям электропередачи, так и для предприятий, находящихся в крупных населенных пунктах, где на первый план выходит проблема утилизации отходов. Установлено, что при заготовке в среднем в последние годы порядка 10 млн. куб. метров пиловочника порядка 3 млн. куб. метров образуется в виде лесосечных отходов. При дальнейшей переработке круглого леса дополнительно образуется не менее полутора миллионов кубометров древесных отходов. Соответственно энергетический потенциал существует для производства энергии не менее 150 мегаватт по установленной электрической мощности или 1 200 мегаватт по тепловой мощности. Таким образом, получается, что необходимое топливо находится на местах, его ежегодно леспромхозы сжигают.
Следующее направление - это перевод нескольких ДЭС на генераторный газ с общей установленной мощностью порядка 10 мегаватт. Первоочередными объектами биоэнергетики являются три вида объектов. Первыми пилотными объектами могут быть мини-ТЭЦ, которые замещают дизельные электростанции, обеспечивая тем самым предприятия теплом и электрической энергией. Второй комплекс пилотных проектов - это мини-ТЭЦ, которые строятся на предприятии, имеющем непосредственное подключение к единой энергетической системе, и она при этом является резервной. И третье направление - это замещение на дизельных электростанциях дизельного топлива на генераторный газ. В этом случае затраты на топливо снижаются не менее чем в 5 раз, и срок окупаемости капиталовложений составляет от 3 до 5 лет. В конечном итоге через 3 - 5 лет можно начать экономить денежные средства, которые ежегодно выбрасываются на весеннюю навигацию, на закуп и завоз дорогостоящего дизельного топлива в удаленные от линий электроснабжения населенные пункты.
В настоящее время муниципальным образованием "Город Якутск" разработан проект строительства цеха по производству топливных брикетов из отходов древесины путем прессования древесных отходов для реализации населению города. Топливные брикеты будут иметь более высокую теплоотдачу на уровне угля и более экологичны. Предполагаемый срок окупаемости цеха составляет 3 года.
Также Институтом физико-технических проблем Севера СО РАН (г. Якутск) разработан проект строительства завода для обеззараживания городских отходов с утилизацией синтез-газа, вырабатываемого при их переработке плазменной установкой, что позволит радикально снизить вредное воздействие на окружающую среду продуктов переработки и одновременно позволит обеспечить прилегающий район города тепловой энергией. Индустриальная переработка твердых бытовых отходов позволяет, наряду с ликвидацией свалок или их сокращением, экономить природные ресурсы за счет использования отходов в качестве топлива, сжигаемого в утилизационных котлах с получением тепла и (или) электроэнергии. Создание таких компактных установок дает возможность децентрализовать тепло- и электроснабжение отдельных районов, городов и небольших населенных пунктов. Предполагаемый срок окупаемости проекта составляет 6,2 года.
Оба проекта были включены в Каталог инвестиционных проектов Республики Саха (Якутия) в 2004 году для привлечения инвестиций.
Итак, правильный выбор и использование наиболее эффективных видов нетрадиционных источников энергии или их комбинаций для обеспечения разрозненных населенных пунктов позволяет решить следующие задачи:
уменьшить, а в некоторых случаях исключить использование дорогого привозного дизельного топлива при одновременном увеличении надежности и экономичности электроснабжения;
сократить до экономически обоснованного минимума сжигание органического топлива (уголь, дрова) за счет использования возобновляемых источников энергии;
обеспечить устойчивое электроснабжение потребителей в зонах децентрализованного электроснабжения, обеспечить кондиционной питьевой водой, системами холодного и горячего водоснабжения, канализацией, очистными сооружениями;
уменьшить воздействие на окружающую среду, снизить вредные выбросы энергоустановок в атмосферу;
сократить сроки строительства за счет применения оборудования полной заводской готовности в блочном или модульном исполнении.
Особенностью современного состояния научно-технических разработок и практического использования нетрадиционных возобновляемых источников энергии является высокая стоимость получаемой тепловой и электрической энергии по сравнению с традиционными источниками. В то же время существует устойчивая во времени тенденция снижения стоимости нетрадиционных возобновляемых источников энергии, обусловленная научными достижениями в совершенствовании методов их использования, и тенденция повышения стоимости традиционных ископаемых источников энергии, вызванная их истощением и усложнением технологии добычи.
В настоящее время отечественными предприятиями освоено производство широкой номенклатуры оборудования и установок нетрадиционной и малой энергетики, которые могут найти применение и уже используются на практике. В их числе:
ветроэлектрические установки широкого ряда мощностей - от 100 Вт до 1 МВт;
агрегаты малых и микро-ГЭС различных типоразмеров и мощностей от 5 кВт до 3 МВт, которые вырабатывают электроэнергию в соответствии с требованиями ГОСТа, имеют полную автоматизацию и обеспечивают ресурс не менее 5 лет до капитального ремонта, полный ресурс - не менее 40 лет;
геотермальные тепловые станции блочно-модульного типа тепловой мощностью от 6 до 20 МВт и геотермальные электростанции электрической мощностью от 0,5 до 23 МВт;
биогазовые установки для экологически чистой безотходной переработки различных органических отходов (навоз крупного рогатого скота, помет птицы, пищевые и твердые бытовые отходы) с получением топлива - биогаза (производительностью единичных агрегатов до 450 куб. м в сутки) и экологически чистых органических удобрений;
различные серии тепловых насосов теплопроизводительностью от 100 кВт до 4 МВт с высоким отношением (от 3 до 7) получаемой теплоты к электроэнергии, затрачиваемой на привод компрессора.
Разработанные и выпускаемые системы нетрадиционной и малой энергетики успешно эксплуатируются в различных регионах России и стран СНГ, поставляются в страны дальнего зарубежья.
2.3.2 Реальные возможности нетрадиционных источников энергии
В отрасли электроэнергетики Республики Саха (Якутия) особую остроту имеет вопрос топливного энергообеспечения потребителей 280 отдаленных небольших населенных пунктов, в которых проживает четверть населения республики и которые удалены от централизованных источников энергии. Обеспечение экологически чистой энергией, газом и водой населения северных районов является крупной проблемой, имеющей большое народно-хозяйственное значение. Низкая концентрация нагрузки потребителей северных регионов республики, сложная транспортная схема доставки топлива, рост цен на само топливо (уголь, дизельное топливо, газоконденсат, дрова) и транспортировку, загрязнение окружающей среды и пр. - все это диктует поиск новых видов энергоснабжения северных территорий.
Наиболее перспективными направлениями до 2010 года в использовании возобновляемых источников энергии на территории Республики Саха (Якутия) являются внедрение ветровых электростанций (ВЭС), ГЭС малой мощности (от 100 до 30 000 кВт) и применение атомных станций малой мощности (АСММ).
Ветроэлектростанции
Строительство ветроэлектростанций позволяет освоить использование энергии ветра, потенциал которого велик и неисчерпаем в арктической зоне, а также по долинам рек республики. ВЭС - экологически безопасная технология производства электроэнергии.
В этой связи, на экспериментальном полигоне по внедрению ветроэлектростанций в п. Тикси (Булунский улус), где будут отрабатываться научно-технологические аспекты строительства и эксплуатации ветроэлектростанций в республике, до 2010 года предполагается строительство парка ВЭУ общей мощностью до 3 000 кВт. В 2004 - 2005 годах планируется строительство первой ВЭУ мощностью 300 кВт, в 2005 - 2006 годах - второй ВЭУ мощностью 600 кВт. Технико-экономические показатели ветроэлектроустановок в п. Тикси приведены в таблице:
Технико-экономические показатели ВЭС
| Населенный пункт | Выработка ВЭС, тыс. кВт.ч | Топливо | Затраты на строительство ВЭС (тыс. руб.) | ||
| Экономия топлива, тонн | Цена топлива, руб./т | Экономия топлива (тыс. руб.) | |||
| п. Тикси ВЭУ-300 | 675 | 195 | 14 205,21 | 2 770,0 | 27 000 |
| п. Тикси ВЭУ-600 | 1 740 | 504 | 14 205,21 | 7 159,4 | 52 066 |
Как видно из приведенных данных, срок окупаемости ВЭС может составлять от 7 до 10 лет.
В настоящее время определены 14 населенных пунктов (по ветровым нагрузкам) для строительства ВЭС общей мощностью 9 250 кВт, эксплуатация которых позволила бы замещать до 6 800 тонн дизельного топлива в год.
| Район | Населенные пункты |
| Булунский | Тикси, Таймылыр, Найба, Усть-Оленек, Быковский |
| Нижнеколымский | Амбарчик, Логашкино, Мигалкино |
| Усть-Янский | Нижнеянск, Юкагир, Энтузиастов, Власово |
| Аллаиховский | Полярное |
| Среднеколымский | Эбех |
Малые ГЭС
Современная гидроэнергетика является одним из наиболее экономичных и экологически безопасных способов выработки электроэнергии. Малые ГЭС позволяют сохранять природный ландшафт, окружающую среду не только на этапе эксплуатации, но и в процессе строительства. Не влияют отрицательно на качество воды: она полностью сохраняет первоначальные природные свойства. Малые ГЭС практически не зависят от погодных условий и способны обеспечить устойчивую подачу дешевой электроэнергии. Гидроагрегаты для малых ГЭС предназначены для эксплуатации в широком диапазоне напоров и расходов с высокими энергетическими характеристиками. К тому же сооружение объектов малой гидроэнергетики низкозатратно и быстро окупается.
По параметрам, условиям выдачи электроэнергии и территориальному признаку малые гидроэлектростанции подразделяются:
по территориальному признаку (расположенные в районах централизованного энергоснабжения, расположенные в районах, не охваченных централизованным энергоснабжением);
по использованию водных ресурсов (использующие зарегулированный водный сток, работающие на бытовом не зарегулированном стоке водотока);
по местоположению (расположенные на действующих или проектируемых каналах и водохранилищах различного хозяйственного назначения, проектируемые на естественных водотоках в энергетических или комплексных целях);
по напорам (до 20 м, от 20 до 50 м, более 50 м);
по расходам воды (до 10 куб. м/с, от 10 до 20 куб. м/с, более 20 куб. м/с);
по условиям эксплуатации (гидроэлектростанции с автоматизированным дистанционным управлением, гидроэлектростанции полуавтоматизированные);
по компоновкам сооружений (гидроэлектростанции в составе напорных сооружений гидроузлов или перепадных сооружений на каналах, деривационные с открытыми и закрытыми водоподводящими трактами);
по режиму работы (гидроэлектростанции базисные, полупиковые, пиковые).
Наибольший интерес на сегодняшний день представляет использование гидроэнергии малых рек для энергоснабжения небольших населенных пунктов. Технический гидропотенциал малых рек Якутии выражается в 30 млн. кВт со среднегодовой энергией порядка 250 млрд. кВт.ч, а технические возможные их ресурсы оцениваются в 10 млн. кВт и 8 млрд. кВт.ч энергии. Предварительные расчеты показывают, что малые ГЭС сокращают завоз жидкого топлива в количестве 150 тыс. тонн условного топлива.
В 2004 году выполнен технико-экономический доклад строительства малой ГЭС на р. Улахан-Саккырыр для энергоснабжения с. Саккырыр (Эвено-Бытантайский улус). Выбор обусловлен благоприятным для строительства ГЭС рельефом местности и потенциалом реки, соответствующим потребностям в электроэнергии. Малая ГЭС с полезным напором 35 м обеспечивает мощность 4,4 МВт, что позволит полностью покрыть потребности в электроэнергии и большей части тепловой энергии села. Экономическая эффективность составляет 89 млн. рублей в год.
Технико-экономические показатели: ГЭС расположена на р. Улахан-Саккырыр в 4 км от села; максимальный напор ГЭС - 35 м; мощность - 4 400 кВт; выработка электроэнергии - 26,5 млн. кВт.ч в год. Стоимость проекта - 1 012,6 млн. руб. без НДС.
Также необходимо выполнить технико-экономические обоснования строительства микро- (до 100 кВт) и малых ГЭС для электроснабжения сел Развилка, Тополиное, в Томпонском улусе и в ряде других населенных пунктов республики, по результатам которых определить наиболее приоритетные к строительству для государственной финансовой поддержки из республиканского и федерального бюджета и привлечения кредитных ресурсов.
Атомные станции малой мощности
Рабочей группой, созданной во исполнение распоряжения Правительства Республики Саха (Якутия) от 26 марта 2004 года N 307-р "О рабочей группе по определению эффективности применения атомных электростанций малой мощности с реакторами длительного периода загрузки ядерного топлива в отдельных районах Республики Саха (Якутия)", изучены законодательные основы для строительства малых атомных станций и установлена выгода (целесообразность) использования в социально-экономических условиях на территории республики двух основных вариантов атомных станций малой мощности: АБВ-6 (ОКБМ) и "Унитерм" (НИКИЭТ) мощностью в 12 МВт, в населенных пунктах Накын (ГОК "Нюрбинский" АК "АЛРОСА") и Усть-Куйга (Усть-Янский улус).
Эксплуатация АСММ в условиях ГОК "Нюрбинский" окупается экономией завоза дизельного топлива за 8 лет и приводит к полной экономии в 4 млрд. рублей за 25 лет, т.е. весь срок службы станции. В условиях Усть-Куйги эффективность использования АСММ в 1,5 раза выше, чем в районе Накына.
Из-за того, что для атомных станций предпочтительны постоянные нагрузки (их нельзя "погасить" на время) по близости к летним минимумам нагрузки и из соображений достижения наибольшей доли замещения дизельного топлива, лучшим вариантом является Усть-Куйга. Здесь за год требуется 31 млн. рублей расходов на дизельное топливо и масло. Теплообеспечение поселка на 2 000 человек обходится на 24 млн. рублей в год. Итого, здесь расходуется на тепло и электроэнергию 55 млн. рублей в год. Также нужно учесть, что предстоящая разработка золоторудного месторождения "Кючюс" значительно увеличит объемы потребности в электроэнергии до 12 МВт.
Технико-экономические показатели электроснабжения
п. Усть-Куйга в 2003 году
| Населенный пункт | Установленная мощность | Расход топлива, тонн | Стоимость топлива, тыс. руб./т | Нагрузка зимняя (max), МВт | Нагрузка летняя (min), МВт | Фактическая себестоимость э/э, руб./кВт.ч |
| Усть-Куйга | 7,15 | 2 790,7 | 10,86 | 2,7 | 0,9 | 6,76 |
Зависимость срока изменения окупаемости АСММ в зависимости от разницы себестоимостей выработки электроэнергии на ДЭС и АСММ приведена в следующей таблице:
| Капиталовложения АСММ (млн. руб.) | 2 000 | 2 000 | 2 000 | 2 000 | 2 000 | 2 000 |
| Себестоимость ДЭС/АСММ (руб./кВт.ч) | 3,5 --- 3,0 | 4,0 --- 3,0 | 4,5 --- 3,0 | 5,0 --- 3,0 | 5,5 --- 3,0 | 6,0 --- 3,0 |
| Разница в себестоимостях ДЭС/АСММ (руб./кВт.ч) | 0,5 | 1,0 | 1,5 | 2,0 | 2,5 | 3,0 |
| Стоимость экономии топлива за счет разницы себестоимостей ДЭС/АСММ (млн. руб. в год) | 40,0 | 80,0 | 120,0 | 200,0 | 240,0 | 280,0 |
| Срок окупаемости АСММ по экономии топлива (лет) | 50,0 | 25,0 | 17,0 | 10,0 | 8,3 | 7,1 |
| Сроки выработки чистой прибыли (лет) | - | 0 | 8 | 15 | 16,7 | 17,9 |
Видно, что прибыльная работа АСММ начинается при разнице в себестоимости в 1,5 руб./кВт.ч. Разница в 3 рубля сейчас имеется в условиях населенного пункта Усть-Куйга. Когда начнется освоение золоторудного месторождения "Кючюс", мощность АСММ в 12 МВт окажется наиболее подходящей. Следовательно, применение АСММ мощностью в 12 МВт в районе Усть-Куйги будет более чем в 1,5 раза эффективнее, чем в районе Накына.
Среди промышленных объектов выделяется Накын. Здесь строительство ЛЭП обходится в 3 - 4 млрд. рублей, но производство будет существовать около 40 лет. Поэтому здесь используются ДЭС. За год потребуется 17 000 тонн дизельного топлива для электроснабжения промышленного узла, вместе с отоплением финскими водогрейными котлами суммарно потребляется 34 000 тонн дизельного топлива в год. Стоимость завоза дизтоплива равна 15 000 рублей за тонну. Себестоимость 1 кВт.ч электроэнергии специалисты НИИПРОАЛМАЗ оценивают в 4 - 5 руб./кВт.ч.
Расчетные сроки окупаемости АСММ по экономии топлива при различных капитальных вложениях в условиях ГОК "Нюрбинский" Накын приведены в следующей таблице:
| Стоимость жидкого топлива с учетом доставки к ДЭС (руб.) | 12 000 | 15 000 | 17 000 | 19 000 |
| Годовое потребление электроэнергии (млн., кВт.ч) | 85,0 | 85,0 | 85,0 | 85,0 |
| Годовой расход топлива на ДЭС, при 200 г/кВт.ч (тонн) | 17 000 | 17 000 | 17 000 | 17 000 |
| Годовые затраты на топливо (млн. рублей) | 204 | 255 | 289 | 323 |
| Расчетный срок окупаемости АСММ по экономии органического топлива при максимальных капиталовложениях в 2 млрд. рублей (лет) | 9,8 | 7,8 | 6,9 | 6,2 |
| То же при минимальных капиталовложениях в АСММ 1,5 млрд. рублей (лет) | 7,4 | 5,9 | 5,2 | 4,6 |
Следовательно, необходима долговременная государственная политика поддержки развития малой атомной энергетики. С другой стороны, как только начнется строительство атомной станции особо малой мощности на территории Республики Саха (Якутия), то ввиду потребности в них других регионов Крайнего Севера России произойдет переход к их серийному производству, которое позволит в 1,5 - 2 раза снизить капитальные вложения и существенно улучшить экономические показатели выработки ядерной энергии для мирных целей.
Вышеперечисленные виды нетрадиционных источников энергии (ветроэнергоустановки, малые ГЭС, атомные станции малой мощности) выделены в отдельный подраздел реальных возможностей в связи с тем, что являются наиболее перспективными для применения в условиях Якутии до 2015 года. Имеющийся накопленный опыт применения подобных установок на территории России, проведенные глубокие научно-исследовательские изыскания на предмет строительства объектов подобных видов нетрадиционной энергетики на территории Республики Саха (Якутия) и имеющиеся проектные расчеты позволяют считать данные виды нетрадиционных источников энергии наиболее привлекательными для применения в республике. Кроме того, принимались во внимание такие сдерживающие факторы, как отсутствие железнодорожного сообщения на территории республики, материалоемкость затрат на производство солнечной энергоустановки, затруднения с финансированием строительства и обслуживания объектов электроэнергетики, малая изученность таких проектов, как солнечные энергоустановки и биоэнергоустановки.
В условиях неконтролируемого постоянного роста цен на оборудование, материалы, работы, транспорт и услуги, инфляции, а также скачкообразного роста тарифов на электро- и теплоэнергию экономические оценки носят приблизительный характер. Все перечисленные выше условия, за исключением уровня инфляции, носят региональный характер. Поэтому вопрос об экономической эффективности различных видов нетрадиционных источников энергии может быть решен только применительно к конкретному объекту. Наиболее перспективные проекты приведены в таблице:
Сводная таблица экономической эффективности внедрения
различных видов нетрадиционных источников энергии
┌──────────────────────┬─────────────┬─────────┬──────────────┬─────────────┐
│ │ │Стоимость│ Экономия │Экономический│
│ │ Сроки │ проекта │топлива в год │ эффект, │
│ Проекты │строительства│ (млн. ├────────┬─────┤ окупаемость │
│ │ (года) │ руб.) │(т.у.т.)│(млн.│ (лет) │
│ │ │ │ │руб.)│ │
├──────────────────────┼─────────────┼─────────┼────────┼─────┼─────────────┤
│Ветроэлектроустановки:│ │ │ │ │ │
├──────────────────────┼─────────────┼─────────┼────────┼─────┼─────────────┤
│ п. Тикси (Булунский│ │ │ │ │ │
│ улус) ВЭУ-300 │ 2005 │ 27,0 │ 283 │ 2,8│ 9,6 │
├──────────────────────┼─────────────┼─────────┼────────┼─────┼─────────────┤
│ п. Тикси (Булунский│ │ │ │ │ │
│ улус) ВЭУ-600 │ 2006 │ 52,1 │ 731 │ 7,2│ 7,2 │
├──────────────────────┼─────────────┼─────────┼────────┼─────┼─────────────┤
│Малые ГЭС: │ │ │ │ │ │
├──────────────────────┼─────────────┼─────────┼────────┼─────┼─────────────┤
│ с. Саккырыр │ │ │ │ │ │
│ (Эвено-Бытантайский│ │ │ │ │ │
│ улус) │ 2007 │1 012,6 │ 3 884 │ 89 │ 11 │
├──────────────────────┼─────────────┼─────────┼────────┼─────┼─────────────┤
│Атомные станции малой │ │ │ │ │ │
│мощности: │ │ │ │ │ │
├──────────────────────┼─────────────┼─────────┼────────┼─────┼─────────────┤
│ п. Усть-Куйга │ │ │ │ │ │
│ (Усть-Янский улус) │ 2010 │2 000 │ 26 000 │230 │ 8,7 │
├──────────────────────┼─────────────┼─────────┼────────┼─────┼─────────────┤
│ ГОК "Нюрбинский" │ │ │ │ │ │
│ с. Накын │ 2010 │1 750 <*>│ 24 673 │323 │ 6,4 <**> │
└──────────────────────┴─────────────┴─────────┴────────┴─────┴─────────────┘
--------------------------------
<*> Стоимость проекта колеблется в зависимости от максимальных или минимальных капиталовложений от 1 500 до 2 000 млн. рублей.
<**> Сроки окупаемости колеблются в зависимости от стоимости проекта от 4,6 до 6,4 лет.
2.4. Строительство ТЭЦ малой мощности
Основной задачей строительства ТЭЦ малой мощности, работающих на углях местной сырьевой базы, является максимальное снижение использования дорогостоящего привозного дизельного для выработки электрической энергии.
За счет разницы в цене местного угля и привозного дизельного топлива при переводе всего энергоснабжения с котельных и дизельных электростанций на ТЭЦ малой мощности с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии затраты уменьшаются в 5 - 6 раз. В целом техническая привлекательность перевода энергоснабжения с дизельных электростанций и котельных на ТЭЦ малой мощности определяются следующими факторами:
замещением дорогостоящего дизельного топлива местным углем;
более высоким КПД котлов ТЭЦ малой мощности. Применение котлов с топками высокотемпературного кипящего слоя могут работать с КПД до 85%, что в два раза выше, чем КПД используемых в настоящее время котлов с ручной топкой;
когенерацией - совместной выработкой тепловой и электрической энергией.
Финансовыми факторами привлекательности проектов ТЭЦ малой мощности являются:
дополнительные поступления средств в государственный бюджет за счет региональных и местных налогов и сборов при расширении объемов производства угледобывающих предприятий;
снижение сезонных запасов топлива и, как следствие, расходов бюджета на поддержание достаточного уровня запасов и длительное "омертвление" средств бюджета;
снижение политических и общеэкономических рисков в связи с отказом закупки дизельного топлива, цены на которое подвержены влиянию международных и макроэкономических факторов, при этом, цены невозможно предсказать и изменить на региональном уровне;
контроль ценовой политики в отношении местного угля на региональном уровне, в связи с чем в меньшей степени подвержена влиянию внерегиональных экономических и политических факторов.
В данном направлении рассматривается и определена очередность реализации проектов строительства пяти крупных теплоэлектростанций, расположенных на угольных разрезах республики. Намечены следующие проекты строительства ТЭЦ малой мощности по очередности их строительства: в п. Джебарики-Хая Томпонского улуса, п. Зырянка Верхнеколымского улуса, г. Среднеколымск Среднеколымского улуса, п. Черский и Зеленый Мыс Нижнеколымского улуса, п. Сангар Кобяйского улуса.
На период до 2010 года в рамках данной программы предусмотрено строительство ТЭЦ малой мощности в п. Джебарики-Хая Томпонского улуса (2004 - 2005 г.г.), п. Зырянка Верхнеколымского улуса (2006 - 2007 г.г.), г. Среднеколымск Среднеколымского улуса (2008 - 2010 г.г.) за счет привлеченных средств внешних инвесторов и возврата вложенного капитала инвесторов за счет экономического эффекта в виде инвестиционной составляющей в тарифах. Остальные проекты строительства ТЭЦ малой мощности будут рассмотрены при условии изыскания инвестиций.
Сводные технико-экономические показатели проектов приведены в таблице на следующей странице.
2.4.1. Строительство ТЭЦ малой мощности в п. Джебарики-Хая
Томпонского улуса
Целью данного проекта является обеспечение программы развития Нежданинского горно-обогатительного комплекса (Нежданинский ГОК) на период 2004 - 2021 годы. Технические характеристики проекта: электрическая мощность начальная - 20 МВт, с последующим увеличением при развитии производства ГОКа до 36 МВт, тепловая мощность - 32 Гкал, топливо - каменный уголь шахты "Джебарики-Хая". Предварительная стоимость проекта - 696 млн. руб.
Нежданинский ГОК расположен в Томпонском улусе в 200 км восточнее центра улуса п. Хандыга в пойме реки Тыра. Электроснабжение потребителей в этом районе осуществляется от сетей Якутской энергосистемы, обеспечение электроэнергией Нежданинского ГОКа производится от собственного энергоисточника на дизельном топливе. Настоящее время в структуре эксплуатационных затрат Нежданинского ГОКа электроэнергия является основной составляющей и от автономной ДЭС доля электроэнергии в себестоимости добычи руды составляет 39%. Для расходов при переработке руды составляет 58%. В случае Нежданинского ГОКа стоимость электроэнергии является основным критерием энергоемкости производства руды.
По мере развития Нежданинского ГОКа динамика электрических нагрузок составляет по годам:
2005 год - 3,6 МВт, 2006 год - 12 МВт, 2007 и последующие годы - 14,8 МВт.
Строительство данной ТЭЦ малой мощности, помимо электроснабжения ГОКа, позволит решить сопутствующий комплекс проблем, в том числе сокращение расходов на выработку тепловой энергии для потребителей пос. Джебарики-Хая, сокращение себестоимости угля шахты Джебарики-Хая, стабилизация электротеплоснабжения потребителей.
2.4.2. Строительство ТЭЦ малой мощности в п. Зырянка
Верхнеколымского улуса
Целью проекта является обеспечение надежности снабжения тепловой и электрической энергией коммунально-бытовых потребителей, снижение количества ввозимого из других регионов дизельного топлива за счет использования местного угля и соответствующее снижение затрат бюджета на энергоснабжение поселка.
Технические характеристики проекта: электрическая мощность - 9,3 МВт, тепловая мощность - 32 Гкал, топливо - каменный уголь Зырянского угольного разреза. Предварительная стоимость проекта - 477 млн. руб.
Поселок Зырянка (около 5 тыс. жителей) находится на левом берегу р. Ясачной при впадении ее в Колыму. В 60 км от Зырянки в пос. Угольный находится угольный разрез "Зырянский". Существующие угольные котельные работают с ручной загрузкой угля. Электроснабжение поселка осуществляется от дизельной электростанции (ДЭС) Якутскэнерго. Установленная мощность турбогенераторов - 11,6 МВт, максимальная нагрузка - 3,5 МВт.
После ввода в эксплуатацию мини-ТЭЦ в пос. Зырянка должны быть выведены из постоянной эксплуатации существующие котельные в пос. Зырянка 7 единиц и 3 дизельные электростанции (ДЭС) в поселках Зырянка, Затон, Угольное.
2.4.3. Строительство ТЭЦ малой мощности в г. Среднеколымск
Среднеколымского улуса
Реализация проекта позволит обеспечить надежное снабжение тепловой и электрической энергией коммунально-бытовых потребителей, снизить количество ввозимого дизельного и нефтяного котельного топлива за счет использования местного угля, позволит снизить затраты бюджета на энергоснабжение поселка.
Технические характеристики проекта: электрическая мощность - 6 МВт, тепловая мощность - 36 Гкал, топливо - каменный уголь Зырянского угольного разреза. Предварительная стоимость проекта - 695,7 млн. руб.
Электроснабжение г. Среднеколымска осуществляется от дизельной электростанции ОАО "Сахаэнерго". Теплоснабжение г. Среднеколымска осуществляется от отдельных котельных, работающих на нефтяном котельном топливе (сырая нефть). Топливо на выработку тепловой и электрической энергии доставляется в короткий период навигации по реке Лена через Северный Ледовитый океан, затем вверх по течению реки Колыма.
2.4.4. Строительство ТЭЦ малой мощности в п. Черский
и Зеленый Мыс Нижнеколымского улуса
Целью проекта является обеспечение надежности снабжения тепловой и электрической энергией коммунально-бытовых потребителей, снижение количества ввозимого нефтяного котельного топлива за счет использования местного угля, уход от внешних поставщиков электрической энергии (Билибинская атомная станция), в связи с аварийным состоянием ВЛ-110 кВ "Билибино-Черский", что в свою очередь позволит снизить затраты бюджета на энергоснабжение поселка.
Технические характеристики проекта: электрическая мощность - 24 МВт, тепловая мощность - 122 Гкал, топливо - каменный уголь Зырянского угольного разреза. Предварительная стоимость проекта - 920, 54 млн. руб.
Теплоснабжение поселков Черский и Зеленый Мыс осуществляется от отдельных котельных, работающих на сырой нефти, которая доставляется в короткий период навигации из г. Ленска по р. Лена через Северный Ледовитый океан, затем вверх по течению реки Колыма. Электроснабжение поселков осуществляется от Билибинской атомной электростанции по ВЛ-110 кВ, которая находится в аварийном состоянии, резервным источником является ПЛЭС "Северное Сияние-01", списанная из-за морального и физического износа в 2002 году. Строительство ТЭЦ позволит: отказаться от использования сырой нефти в качестве топлива для котельных и перейти на расположенный рядом источник топлива - уголь Зырянского угольного разреза, который в данном случае получает дополнительный, стабильный рынок сбыта, направление средств на развитие Зырянского месторождения, улучшить экологическую обстановку. Выработка электроэнергии на ТЭЦ малой мощности практически не имеет альтернативы, так как в данном регионе отсутствует источник электроснабжения, за исключением Билибинской атомной электростанции.
2.4.5. Строительство ТЭЦ малой мощности в п. Сангар
Кобяйского улуса
Целью проекта является обеспечение надежности снабжения тепловой и электрической энергией коммунально-бытовых потребителей, снижение количества ввозимого нефтяного котельного топлива за счет использования местного угля, позволит снизить затраты бюджета на энергоснабжение поселка.
Технические характеристики проекта: электрическая мощность - 7,5 МВт, тепловая мощность - 65 Гкал, топливо - каменный уголь шахты "Джебарики-Хая". Предварительная стоимость проекта - 373 млн. руб.
2.5. Система программных мероприятий
Перечень основных мероприятий и объем затрат по энергосбережению приведен в таблице N 1.
Мероприятия по электросетевому хозяйству ввиду их большой затратности не включены. Данные мероприятия проводятся в целях обеспечения надежного электроснабжения потребителей, энергосберегающий эффект по ним является сопутствующим. Финансирование по ним будет осуществляться при реализации "Программы развития электроэнергетики Республики Саха (Якутия) до 2007 года и на перспективу до 2015 года".