Комплексна державна програма енергозбереження України Список прийнятих скорочень апк 

Вид материала

Документы

Содержание Витрати на впровадження, млн. грн.

Подобный материал:

• Комплексна державна програма енергозбереження України Список прийнятих скорочень апк, 5647.81kb.
• Комплексна державна програма енергозбереження україни Перелік виконавців Держкоменергозбереження, 6882.36kb.
• Пропозиції щодо участі західного наукового центру нан україни І мон україни у розробці, 145.2kb.
• Перелік прийнятих скорочень, 689.19kb.
• КОмплексна програма з енергозбереження м. Чернівців на 2010-2014 роки вступ, 336.7kb.
• Методичні рекомендації по проведенню тижня енергозбереження. Під час проведення тижня, 7.01kb.
• Розділ ІІ. Становлення митної справи на півдні україни, 340.29kb.
• Верховній Раді України шостого скликання, прогнозних макропоказників економічного, 5262.49kb.
• Закон україни, 899.36kb.
• Президії Верховної Ради України, прийнятих до набуття чинності Конституцією України, 37.77kb.

4.4. Енергозбереження на об'єктах Держнафтогазпрому

Нафтогазовий комплекс країни характеризується такими головними положеннями.

Починаючи з середини 70-х років постійно зменшується видобуток нафти і газу. Якщо у 1990 р. видобуток нафти склав 5.3 млн. т, то у 1995 році він дорівнював біля 4 млн. т, а видобуток газу скоротився у цей період з 28.1 млрд. м³ до 18.1 млрд. м³.

Україна має великі потужності з переробки нафти (більш ніж 60 млн. т/рік), але в умовах кризи і в зв'язку з дуже малою глибиною переробки нафти (біля 52 - 54 %), вони завантажені ледь на третину.

Великим надбанням країни є розвинута мережа нафто- і газопроводів, по яких здійснюється транзит до Західної Європи нафти та газу з Росії та інших країн СНД. Але аналіз парку АТ "Укргазпром" показує, що з 436 газотурбінних агрегатів, які знаходяться в експлуатації, значна їх частина (70 %) має низький ККД (не більше 24 - 26 %), застаріла і потребує заміни на сучасні агрегати з поліпшеними енергетичними та екологічними характеристиками, ККД котрих 40 % і вище.

Розвиток галузі передбачає зростання видобутку нафти і газу на 2010 р. до 7.5 млн. т і 35.3 млрд. м³ відповідно, підвищення глибини переробки нафти до 75 - 77 % у цей період, подальший розвиток транспортних мереж.

Основним споживачем паливно-енергетичних ресурсів в галузі є транспорт газу.

У 1995 р. на транспорт газу витрачено близько 6.65 млн. т у. п., 935 млн. кВт·год. електроенергії та 452 тис. Гкал теплоенергії, що складає, відповідно, 94 %, 77.4 % і біля 71 % від споживання цих енергоресурсів в газовій промисловості. Тому основним напрямком економії ПЕР в галузі є підвищення ефективності їх використання в газотранспортній системі.

У цілому енергозбереження в галузі можна представити кількома масштабними заходами, реалізація яких може дозволити одержати до 75 % від загальної економії, а саме:

- заміна газотурбінних агрегатів на ГПА нового покоління;

- утилізація вторинних енергетичних ресурсів на компресорних станціях з газотурбінними газоперекачуючими агрегатами;

- утилізація надлишкового тиску газу на ГРС та ГРП великих промислових споживачів;

- утилізація газу дегазації конденсату;

- введення в дію малодебітних свердловин;

- охолодження повітря перед компресором та газу, що транспортується.

Заміна газотурбінних агрегатів - один із головних напрямків технічного прогресу в галузі.

Збільшення енергетичної ефективності КС і, як наслідок, зниження шкідливого екологічного впливу КС на навколишнє середовище можуть бути досягнуті шляхом підвищення ККД агрегатів, удосконалення технології транспорту газу та ефективного використання існуючих вторинних енергоресурсів (ВЕР).

НВО "Машпроект" (м. Миколаїв) та ВО "Зоря" розробили різні варіанти заміни більшості вітчизняних та іноземних газотурбінних і електропривідних ГПА сучасними судовими агрегатами, які виробляються на заводах України. Одним з оптимальних варіантів заміни може бути заміна лише газотурбінних установок, агрегатної автоматики зі збереженням споруд компресорних цехів, а також реконструкція існуючих компресорів.

Для скорочення використання газу на власні потреби об'єктами Укргазпрому необхідне виконання розробленої програми реконструкції газотранспортної системи, що дозволить щороку економити 500 - 1500 млн. м³ газу, для чого потрібні відповідні фінансові ресурси.

Використання ВЕР на КС становить зараз не більше 3 %, що пов'язано з відсутністю теплоутилізаційного обладнання. Втрати тепла тільки від одного агрегату ГТК-101 складають біля 86 ГДж/г.

Укргазпромом розроблена програма встановлення утилізаторів тепла після всіх ГТК.

АТ "Укргазпроект" розроблено також ефективну установку для агрегатів ГТК-101 фірм "АЕГКАНІС", "Нуово Пиньоне", які були закуплені свого часу без фірмового теплоутилізаційного обладнання і більш ніж 80 одиниць яких встановлено на українських газопроводах.

Високий теплооб'єм установки дає змогу одній КС з ГТК-101 забезпечити утилізаційним теплом, крім власних потреб станції, парниково-овочевий комбінат площею 6 га. У 1992 р. на Ухтинському експериментальному механічному заводі виготовлено 30 таких установок.

"Укргазпроект" розробляє і впроваджує нові електрозберігаючі системи повітряного теплопостачання будівель компресорних цехів газопроводів. У системах використовується утилізоване тепло газотурбінних або електропривідних ГПА, системи потребують мінімальних матеріальних витрат, енергетично високоефективні, прості в конструктивному виконанні.

Утилізація надлишкового тиску газу, окрім енергозберігаючої, є екологічно чистою технологією. Для цього може бути використана турбодетандерна установка УТДУ-2500, яка здатна виробити біля 13 млн. кВт·год. електроенергії на рік. В Україні можна спорудити 34 такі установки.

Для утилізації газу дегазації конденсату можуть бути застосовані розроблені АТ "Турбогаз" газотурбінні пересувні електростанції ЕГ-1000, ЕГ-2500, ЕГ-6000. Окупність таких електростанцій 1.5 роки.

Особливо ефективним є охолодження повітря перед компресором (зростання ККД ГПА на 7 - 9 %) та транспорт охолодженого газу (економія встановленої потужності до 30 %). Ці напрямки потребують абсорбційних холодильних установок, виробництво яких у нас відсутнє.

Окрім наведених вище програма енергозбереження в галузі включає ряд організаційно-технічних заходів, які розроблені Укргазпромом та наведені в табл. 4.4.

У нафтовидобувній промисловості обсяги споживання ПЕР становлять лише біля 9 % від загального енергоспоживання в нафтогазовій промисловості. У програму включені заходи по будівництву газоліфтних компресорних станцій, впровадженню методів інтенсифікації видобутку нафти та комплекс організаційно-технічних заходів.

У нафтопереробній промисловості найбільш значними напрямками енергозбереження є: підвищення глибини переробки нафти (масштабне вирішення цієї проблеми потребує технічної реконструкції та значних коштів), вдосконалення нафтопереробних печей, підвищення рівня рекуперації тепла на установках атмосферної переробки нафти, використання ВЕР, впровадження конденсатовідводників.

Особливо ефективним є встановлення конденсатовідводників, що потребує 5 - 8 (до 10) дол. США на 1 т палива, що економиться, тобто на рівні оргтехзаходів, за рахунок чого економія в галузі в 2000 р. може скласти до 500 тис. Гкал, тобто біля 90 тис. т у. п. Строк окупності конденсатовідводників - 0.5 - 1 місяць.

Виконання наміченої програми в нафтогазовій промисловості дозволить одержати економію в 2010 р. 2.58 млн. т у. п., 0.85 млрд. кВт·год. електроенергії та 0.79 млн. Гкал тепла. Це потребує до 2010 р. капітальних вкладень 640.5 млн. гривень або близько 213 гривень на тонну зекономленого палива.

Економія капітальних витрат за рахунок енергозбереження складе до 2010 р. біля 1.33 млрд. гривень, а енергоємність знизиться приблизно на 10 % по відношенню до 1990 року на рівні 2000 року, до 17 % на рівні 2005 року і 25 % на рівні 2010 року.

Таблиця 4.4. Економія паливно-енергетичних ресурсів у нафтогазовій промисловості

N п/п	Найменування енергозберігаючих заходів	Одиниці виміру	Замовник	Розробник	Міністерство (відомство), де впроваджуються заходи	Обсяги впровадження, одиниці виміру Витрати на впровадження, млн. грн.							Витрати на науково- дослідні та проектно- конструк- торські роботи млн. грн.	Джерело фінансування: (1) - бюджет; (2) - держфонд- енерго- збереження; (3) - кошти підприємств; (4) - інші джерела	Економія енергетичних ресурсів, тис. т у. п., у тому числі: (1) - млрд. м3 природного газу; (2) - тис. т вугілля; (3) - тис. т мазуту; (4) - тис. Гкал (5) - млн. кВт·год.
						1996	1997	1998	1999	2000	2001 - 2005	2006 - 2010			1996	1997	1998	1999	2000	2001 - 2005	2006 - 2010
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22
1.	Заміна газотурбінних агрегатів на ГПА нового покоління	тис. т у. п.	ДК нафтогаз	АТ Укргазпром, "Енергія" ІГ НАНУ	ДК нафтогаз		20 3,08	40 6,16	60 9,24	80 12,32	250 38,5	300 46,2	9,6	1; 2; 3; 4		20	40	60	80	250	300
2.	Підвищення рівня утилізації ВЕР на компресорних станціях	тис. т у. п. тис. Гкал	ДК нафтогаз	АТ "Укргазпроект"	ДК нафтогаз		4 0,38 10 0,17	8 0,76 20 0,34	16 1,52 30 0,51	22 2,09 40 0,68	100 9,5 125 2,13	60 1,02	1,8	1; 2; 3; 4		4 (4)10	8 20	16 30	22 40	100 125	- 60
3.	Утилізація надлишкового тиску газу на ГРС і ГРП	тис. т у. п.	ДК нафтогаз	АТ "Турбогаз", "Енергія" ІГ НАНУ	ДК нафтогаз			10 0,57	20 1,14	40 2,28	200 11,4	230 13,11	2,4	1; 2; 3; 4			10	20	40	200	230
4.	Утилізація газу дегазації конденсату	тис. т у. п.	ДК нафтогаз	АТ "Турбогаз"	ДК нафтогаз			5 0,21	10 0,43	20 0,86	100 4,3	115 4,95	1	2; 3; 4			5	10	20	100	115
5.	Охолодження повітря перед компресором та газу, що транспортується	тис. т у. п.	ДК нафтогаз	АТ Укргазпром	ДК нафтогаз				20 8	30 12	100 40	100 40	7,5	1; 2; 3; 4				20	30	100	100
6.	Впровадження комплексу організаційно-технічних заходів на газотранспортних системах	тис. т у. п. млн. кВт·год.	ДК нафтогаз	АТ Укргазпром ІГ НАНУ	ДК нафтогаз		20 1,8 10 0,3	30 2,7 20 0,6	50 4,5 30 0,9	50 4,5 40 1,2			0,9	2; 3		20 (5)10	30 20	50 30	50 40
7.	Реконструкція ГПЗ на базі турбокомпресора ТКА-Ц-63 (Качанівського, Долинського ГПЗ, Гнідинцівського заводу)	тис. т у. п.	ДК нафтогаз	АТ "Укрнафта" МНВО ім. Фрунзе	ДК нафтогаз		10 1,8	20 3,6	20 3,6	30 5,4	80 14,4	90 16,2	2,5	1; 2; 3		10	20	20	30	80	90
8.	Будівництво ГПЗ на Анастасіївському нафтовому родовищі	тис. т у. п.	ДК нафтогаз	АТ "Укрнафта" МНВО ім. Фрунзе	ДК нафтогаз			50 17,5	50 17,5	50 17,5			3	1; 2; 3; 4			50	50	50
9.	Введення Анастасіївської газоліфтної компресорної станції (КС)	тис. т у. п.	ДК нафтогаз	АТ "Укрнафта" МНВО ім. Фрунзе	ДК нафтогаз			30 17,5	50 17,5	50 17,5			2,2	1; 2; 3; 4			30	50	50
10.	Будівництво Талалаївської КС	тис. т у. п.	ДК нафтогаз	АТ "Укрнафта"	ДК нафтогаз			20 0,7	20 0,7	20 0,7			0,2	1; 2; 3			20	20	20
11.	Будівництво КС Леляківського родовища	тис. т у. п.	ДК нафтогаз	АТ "Укрнафта"	ДК нафтогаз			6 2,1	10 3,5	10 3,5			0,8	1; 2; 3			6	10	10
12.	Інтенсифікація процесів видобутку нафти	тис. т у. п.	ДК нафтогаз	ІПМ НАНУ	ДК нафтогаз		10 1	10 1	10 1	10 1	60 6	100 10	1,2	2; 3		10	10	10	10	60	100
13.	Створення установок по використанню геоенергії на Молодівицькому та Монастирищенському нафтових родовищах	тис. т у. п.	ДК нафтогаз	АТ "Укрнафта" АТ УкрНГІ	ДК нафтогаз				5 2,5				0,3	1; 2; 3; 4				5
14.	Підвищення глибини переробки нафти на НПЗ, впровадження пересувних малогабаритних установок для переробки газового конденсату	тис. т у. п.	НПЗ	ІГ НАНУ	ДК нафтогаз		2 1	6 3	8 4	10 5	40 20	50 25	5	1; 2; 4		2	6	8	10	40	50
15.	Вдосконалення роботи печей нафтопереробки, в т. ч. їх систем опалення	тис. т у. п.	НПЗ	ІГ НАНУ	ДК нафтогаз		4 1,6	8 3,2	12 4,8	18 7,2	80 32	110 44	6	1; 2; 4		4	8	12	18	80	110
16.	Підвищення рівня рекуперації тепла на установках атмосферної перегонки нафти	тис. т у. п.	НПЗ		ДК нафтогаз		2 0,4	6 1,2	8 1,6	10 2	40 8	50 10	1,5	2; 3; 4		2	6	8	10	40	50
17.	Впровадження ефективних конденсатовідводників	шт.	НПЗ	МНПВ "Енергоеко"	ДК нафтогаз		200 0,2	350 0,35	400 0,4	400 0,4			0,15	2; 3		(5) 70	122	140	140
	Всього, млн. грн.						11,73	54,5	86,04	96,13	186,22	210,47		Всього, тис. т у. п.		89,2	271	390	457	878	932,8