Эффективность газификации котельных удаленного региона сжиженным углеводородным газом местного месторождения Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

m Энергетика

Ses Power Engineering

Оригинальная статья / Original article

УДК 621.182.3.003.13

DOI: 10.21285/1814-3520-2017-10-150-159

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ГАЗИФИКАЦИИ КОТЕЛЬНЫХ УДАЛЕННОГО РЕГИОНА СЖИЖЕННЫМ УГЛЕВОДОРОДНЫМ ГАЗОМ МЕСТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1 9

© А.В. Федяев1, Г.Г. Лачков2

Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, Российская Федерация, 664033, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130.

РЕЗЮМЕ. ЦЕЛЬ. Чрезвычайно высокий уровень и перманентный рост тарифов на тепловую энергию в удаленных регионах РФ становятся существенным барьером на пути их дальнейшего освоения и развития, а сдерживание роста тарифов на тепло в этих регионах - важнейшей задачей энергетической политики. МЕТОД. Для удаленных котельных рассмотренных районов определены конкурентные цены сжиженного углеводородного газа (СУГ) при заданном уровне тарифов на тепловую энергию. Оценена коммерческая эффективность реконструкции котельных с применением газовых котлов на СУГ, а также альтернативного варианта реконструкции - с применением угольных каталитических котлов по технологии «кипящего слоя». РЕЗУЛЬТАТЫ. На примере двух районов Камчатского края показана эффективность газификации котельных СУГ местного месторождения как средства сдерживания чрезмерного роста тарифов на тепловую энергию в удаленном регионе. Положительная разница между рассчитанной конкурентной и текущей средневзвешенной ценой СУГ обусловливает наличие потенциала не только сдерживания роста тарифов на тепловую энергию, но и их снижения. Получены зависимости эффективности проектов строительства котельных на СУГ от стоимости топлива и мощности котельной при фиксированных тарифах на электроэнергию и тепло. ВЫВОДЫ. В удаленных регионах РФ с большой долей в топливном балансе привозного топлива перевод котельных на СУГ местных месторождений может существенно улучшить их технико-экономические показатели и тем самым сдержать рост тарифов на тепловую энергию. Ключевые слова: котельная, газификация, сжиженный углеводородный газ, эффективность.

Формат цитирования: Федяев А.В., Лачков Г.Г. Эффективность газификации котельных удаленного региона сжиженным углеводородным газом местного месторождения // Вестник Иркутского государственного технического университета. 2017. Т. 21. № 10. С. 150-159. DOI: 10.21285/1814-3520-2017-10-150-159

EFFECTIVENESS OF REMOTE REGION BOILER PLANT CONVERSION TO LIQUEFIED PETROLEUM GAS FROM LOCAL FIELDS A.V. Fedyaev, G.G. Lachkov

Melentiev Energy Systems Institute SB RAS,

130, Lermontov St., Irkutsk, 664033, Russian Federation

ABSTRACT. PURPOSE. Extremely high level of thermal energy rates and their permanent growth in the remote regions of the Russian Federation become a major setback to further development of these regions. Therefore, restraining of thermal energy rates in the remote regions is an important goal of the energy policy. METHOD. The competitive prices of liquefied petroleum gas (LPG) are determined at the specified level of thermal energy rates for remote boiler plants in the considered regions. An assessment is given to the commercial effectiveness of boiler plant reconstruction involving either the use of LPG boilers or coal-fired catalytic boilers on the basis of the fluidized bed technology. RESULTS. Two regions in the Kamchatka Territory have been used to illustrate the effectiveness of switching boiler plants to liquefied petroleum gas mined from a local field as a means to restrain the excessive growth of thermal energy rates in the remote region. A positive difference between the calculated competitive and current average weighted price of liquefied petroleum gas is indicative of the available potential of both restraining and reducing of thermal energy rates. The dependences of the efficiency of LPG boiler plant construction projects on fuel price and boiler plant capacity under fixed electricity and heat rates have been obtained. CONCLUSIONS. Conversion of boiler plants to the locally mined liquefied petroleum gas in the remote regions of the Russian Federation where the fuel delivered from the other regions form a significant part of their fuel balance can considerably improve technical and economic performances of the regions and restrain the growth of thermal energy rates.

Keywords: boiler plant, conversion to gas, liquefied petroleum gas (LPG), effectiveness

1

Федяев Андрей Витальевич, доктор технических наук, e-mail: [email protected] Andrei V. Fedyaev, Doctor of technical sciences, e-mail: [email protected]

2Лачков Георгий Георгиевич, кандидат технических наук, старший научный сотрудник, e-mail: [email protected]

Georgy G. Lachkov, Candidate of technical sciences, Senior Researcher, e-mail: [email protected]

For citation: Fedyaev A.V., Lachkov G.G. Effectiveness of remote region boiler plant conversion to liquefied petroleum gas from local fields. Proceedings of Irkutsk State Technical University. 2017, vol. 21, no. 10, pp. 150-159. (In Russian) DOI: 10.21285/1814-3520-2017-10-150-159

Введение

Высокий уровень тарифов на тепловую энергию, поставляемую потребителям, является одной из главных проблем теплоснабжения в Российской Федерации. Согласно данным, приведенным в [1], наиболее остро эта проблема проявляется в удаленных регионах страны, особенно в Дальневосточном федеральном округе.

Высокий уровень тарифов на тепловую энергию в удаленных регионах обусловливается многими факторами, такими как низкая плотность тепловой нагрузки; высокая степень износа генерирующего оборудования и теплосетевого хозяйства, в результате чего наблюдаются низкая топливная эффективность работы оборудования, высокие удельные расходы топлива на теплоисточниках, большие потери тепла в тепловых сетях; суровые климатические условия для проживания людей и ведения экономической деятельности, длительный (от 5 до 9 месяцев в году) отопительный период; низкий уровень применения энергосберегающих технологий. Однако основной причиной высоких тарифов в этих регионах является большая доля в топливном балансе привозного топлива с высокими транспортными и складскими издержками по его доставке, созданию запасов и хранению.

Чрезвычайно высокий уровень и перманентный рост тарифов на тепловую энергию в удаленных регионах становятся существенным барьером на пути их даль-

нейшего освоения и развития, а сдерживание роста тарифов на тепло в этих регионах - важнейшей задачей энергетической политики.

Одним из путей решения данной задачи является более широкое вовлечение в топливно-энергетический баланс местных регионов, как правило, более низких по стоимости топливно-энергетических ресурсов, в том числе природного газа малых месторождений.

Вместе с тем, как отмечается в [2], газификация удаленных населенных пунктов с низкими объемами потребления газа меньшей плотностью населения и промышленных потребителей сопряжена с необходимостью строительства протяженных газораспределительных сетей, требующих значительно более крупных инвестиций на единицу потребляемого газа, со значительно более длительными сроками окупаемости, а в большинстве случаев -практически неокупаемых. В таких случаях целесообразно рассматривать варианты альтернативной газификации - с использованием сжиженного природного газа (СПГ) или сжиженного углеводородного газа.

В статье на примере Мильковского и Усть-Большерецкого районов Камчатского края анализируется эффективность использования СУГ местного малого месторождения в котельных, не попадающих в зону централизованной (сетевой) газификации.

Краткая характеристика объекта исследования

Теплоэнергетика Камчатского края в основном базируется на использовании привозного топлива (нефтепродуктов, угля). Доля привозного топлива в топливном балансе региона составляет более 95,5% и только 4,5% приходится на местное топливо (уголь, газ, дрова). Это предопределяет

высокую себестоимость производства тепловой энергии в крае.

Нефтепродукты поставляются в регион большей частью с Ангарского, Омского и Комсомольского нефтеперерабатывающих заводов с использованием сложной и протяженной схемы транспортировки.

Уголь завозится с приморских, хакасских, сахалинских и прочих месторождений Востока РФ. Местный Корякский уголь используется в основном в Корякском округе и его доля в углепотреблении края невелика - около 16,5 %.

В последние годы в регионе началось использование местных ресурсов природного газа.

В рамках реализации проекта газоснабжения Камчатского края ПАО «Газпром» ведет эксплуатационное бурение и работы по обустройству двух месторождений -Кшукского и Нижне-Квакчикского. Проектная годовая производительность Кшукского месторождения составляет 175 млн м3, Нижне-Квакчикского - 575 млн м3 [3].

Перевод энергообъектов с работы при помощи топочного мазута на газ был начат в 2010 г. с момента запуска магистрального газопровода (МГП) от Соболевского района до Петропавловска-Камчатского протяженностью более 300 км. В настоящее время газифицированы ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 в Петропавловске-Камчатском, а также городская котельная № 1, реконструированы и подготовлены к переводу на газ 6 котельных в Елизовском районе [4].

Однако котельные большинства районов края не попадают в зону централизованной (сетевой) газификации, в том числе котельные Мильковского района и часть котельных Усть-Большерецкого района. Альтернативным вариантом газификации этих котельных может рассматриваться

перевод их на сжигание СУГ с Нижне-Квакчикского месторождения.

В Мильковском районе централизованное теплоснабжение обеспечивают 14 котельных, из которых 7 работают на угле, 7 - на дровах. Общая производительность всех котельных района - 48,74 Гкал/ч (на дровах - 4,2 Гкал/ч), а максимальная суммарная присоединенная тепловая нагрузка - 26,35 Гкал/ч.

В Усть-Большерецком районе централизованное теплоснабжение обеспечивают 7 котельных - 6 угольных и 1 мазутная. Общая производительность всех котельных района составляет 31,22 Гкал/ч (на мазуте - 9,32 Гкал/ч), а максимальная суммарная присоединенная тепловая нагрузка - 17,65 Гкал/ч.

Оборудование теплоисточников находится в неудовлетворительном состоянии. Срок эксплуатации угольных котлов в Мильковском районе составляет 22-39 лет, дровяных - 16-33 года. Срок эксплуатации угольных котлов в Усть-Большерецком районе составляет 10-55 лет, мазутных -25 лет.

Удельный расход топлива на отпуск тепла мазутных котельных составляет 200 кг у.т./Гкал, угольных - 224-247 кг у.т./Гкал, дровяных - 335-487 кг у.т./Гкал.

Перевод угольных и мазутных котельных на СУГ местных газовых месторождений мог бы существенно улучшить их технико-экономические показатели и тем самым сдержать дальнейший рост тарифов на тепловую энергию.

л

Определение конкурентной цены СУГ3

С целью определения конкурентной цены СУГ были проанализированы статьи затрат теплоснабжающих предприятий, включаемые Региональной службой по тарифам и ценам Камчатского края в тарифы на тепловую энергию для Мильковского сельского поселения (СП) Мильковского

района и для Октябрьского СП Усть-Большерецкого района (ПАО «Камчатск-энерго» и АО «Камчатскэнергосервис», соответственно).

Себестоимость тепловой энергии, производимой рассматриваемыми теплоснабжающими предприятиями, складыва-

3

Средневзвешенные индексы цен на СУГ / ГЭС CPT РФ. http://www.gazpromlpg.ru/?id=356 / Weighted indices of LPG prices / HPS CPT RF

ется из расходов на топливо; воду; электроэнергию; оплату труда; амортизационные отчисления; прочие затраты.

Для исследования были отобраны несколько котельных различной мощности: четыре угольных котельных в Мильковском СП и одна мазутная котельная в Октябрьском СП (табл. 1).

В расчетах использованы следующие технико-экономические показатели:

- удельный расход топлива (газа) -155 кг у.т./Гкал;

- удельные расходы воды и электроэнергии - согласно техническим паспортам котельных;

- численность персонала - согласно штатному расписанию;

- тариф на воду (без НДС) составляет 17,30 руб./м3 для Мильковского СП и 61,15 руб./м3 для Октябрьского СП;

- тариф на электроэнергию (без

НДС) - 5,418 руб./кВтч для Мильковского СП и 5,415 руб./кВтч для Октябрьского СП;

- средняя зарплата персонала -40000 руб./чел. в месяц;

- отчисления на социальные нужды - 30% от фонда заработной платы;

- норма амортизации - 5% (исходя из срока службы устанавливаемого оборудования, равного 20-ти годам);

- прочие затраты - 1% от суммы прямых затрат теплоисточника.

Задача заключалась в определении максимально возможной (предельной) цены СУГ, при которой уровень себестоимости тепловой энергии в котельной сопоставим с уровнем, предшествующим переводу котельной с проектного топлива (угля, мазута) на СУГ.

Результаты расчетов приведены в табл. 1.

Определение конкурентной цены СУГ

Таблица 1 Table 1

Determination of competii 4ve LPG price

Наименование котельной/ Name of a boiler plant РТПХС* I GTRS ЦК*Ю C Шаро-мы*/ Sharomy Мелиорация* / Reclamation Центральная**/ Central

Установленная мощность, Гкал/ч / Installed capacity, Gcal/h 3,45 6,00 3,45 2,60 6,90

Годовой отпуск тепла, Гкал / Annual heat output, Gcal 9637 8600 5966 3725 8011

Годовой расход топлива (СУГ), т / Annual fuel consumption (LPG), t 951 849 589 368 791

Ежегодные издержки, тыс. руб. / Annual costs, thous.rub. 38 799 32 765 29 685 16 195 36 196

В т.ч. затраты на топливо, тыс. руб. /including fuel costs, thous. rub. 25 959 17 793 18 151 7973 19 356

Конкурентная цена СУГ, руб./т / Competitive LPG price, rub/t 27 296 20 957 30 817 21 666 24 470

Себестоимость тепловой энергии, руб./Гкал / Heat cost price, rub/Gcal 4026 3810 4976 4348 4518

Примечание. *Котельные СП Мильково Мильковского района. / Note. *Boiler plants of Milkovo rural settlement, Ust-Bolsheretsky area.

района; **Котельная СП Октябрьский Усть-Большерецкого Milkovsky area; ** Boiler plant of Oktyabrsky rural settlement,

Из полученных результатов расчетов следует, что с учетом эффекта от экономии топлива, сокращения численности персонала и затрат на электроэнергию и воду конкурентная цена СУГ для котельных рассматриваемых районов может составить порядка 21-31 тыс. руб./т.

При сложившихся в РФ средневзвешенных ценах СУГ на уровне 15-20 тыс. руб./т3, можно сделать вывод, что для перевода котельных в рассматриваемых районах Камчатского края на СУГ местных малых месторождений имеются благоприят-

Оценка коммерческой эффекты

Наряду с определением конкурентной цены СУГ важно оценить коммерческую эффективность проектов сооружения котельных на СУГ, а для сравнения - коммерческую эффективность альтернативных проектов, в частности, проектов сооружения угольных котельных на базе каталитических теплофикационных установок, осуществляющих экологически чистое и высокоэффективное сжигание твердого топлива в низкотемпературном кипящем слое катализатора.

Исследования выполнены с применением методики и критериев оценки эффективности инвестиционных проектов согласно [5].

В расчетах использовалась следующая экономическая информация:

- жизненный цикл (экономически рентабельный) новых котельных принят равным 20-ти годам (предполагается, что изготовление оборудования, подготовка площадки, монтаж и пуско-наладочные работы с выходом на полную тепловую нагрузку заканчиваются к началу 3 года);

- норма амортизации - 5%;

- ставка дисконтирования - 10%;

- ставка налога на прибыль - 20%;

- ставка налога на добавленную стоимость - 18%;

- ставка налога на имущество -

2,2%;

- норма отчислений в страховые фонды - 30%;

ные предпосылки. Во-первых, разница между рассчитанной конкурентной и текущей средневзвешенной ценой СУГ обусловливает наличие потенциала не только сдерживания роста тарифов на тепловую энергию, но и их снижения, а во-вторых, рассчитанная конкурентная цена СУГ является вполне приемлемой для потенциальных инвесторов альтернативной газификации удаленных котельных, что подтверждается приведенными ниже результатами оценки коммерческой эффективности сооружения котельных на СУГ.

1 сооружения котельных на СУГ

- цена угля составляет 5252,3 руб./т (7612,2 руб./т у.т.);

- тариф на электроэнергию (без учета НДС) - 5,42 руб./кВтч;

- тариф на воду (без учета НДС) -17,30 руб./м3 для Мильковского СП и 61,15 руб./м3 для Октябрьского СП;

- экономически обоснованный тариф на тепловую энергию в Мильковском СП - 4695,12 руб./Гкал, в Октябрьском СП - 4796,53 руб./Гкал.

Стоимость отечественных модульных газовых котельных и угольных котельных на базе каталитических теплофикационных установок устанавливается на договорной основе и зависит от комплектации3, дополнительных коммерческих услуг и величины партии заказа. В выполненных технико-экономических расчетах принят уровень цен по сметной стоимости установок на основе заводской калькуляции затрат с учетом условий поставки в Камчатский край.

В капитальные вложения включены: стоимость объектов транспортного хозяйства и связи (1%); внутриплощадочные дороги (1%); вертикальная планировка и благоустройство (2,5%); временные здания и сооружения (2,5%); содержание дирекции и технический надзор (0,4%); проектно-изыскательские работы (4%); прочие затраты (3,5%) и непредвиденные расходы (5%).

При расчете эксплуатационных затрат были учтены расходы на топливо;

оплату труда; капитальный ремонт; амортизационные отчисления; собственные нужды; прочие издержки.

Удельный расход топлива для газовых котельных принят в размере 155 кг у.т./Гкал. Для угольных котельных на базе каталитических теплофикационных установок удельный расход топлива принят в размере 160 кг у.т./Гкал, а удельный расход катализатора - 200 кг/Гкал/ч в год (цена катализатора - 350 руб./кг).

Численность персонала принята по штатному коэффициенту для газовой котельной с учетом использования СУГ, а для угольной котельной - на основании данных завода-изготовителя. Средняя месячная заработная плата принята из расчета 40000 руб./мес.

Затраты на ремонт приняты в размере 0,1% от капиталовложений.

Затраты на электроэнергию, расходуемую на собственные нужды, рассчитаны по стоимости электроэнергии исходя из удельного расхода 20-27 кВтч на 1 Гкал отпущенного тепла.

Затраты на воду, расходуемую на собственные нужды, рассчитаны по стоимости воды исходя из удельного расхода на 1 Гкал отпущенного тепла (0,35 м3/Гкал - для газовой котельной и 0,55 м3/Гкал - для угольной котельной).

Прочие издержки приняты в размере 2 % от затрат на топливо и катализатор.

Оценка коммерческой эффективности строительства газовых котельных с использованием СУГ в рассматриваемых районах выполнена для 4-х вариантов котельных (тепловой мощностью от 2,5 МВт до 7 МВт) на базе котлов марки КВ-ГМ производства ОАО «Дорогобушкотломаш» (табл. 2).

Задача состояла в определении чистого дисконтированного дохода (ЧДД), внутренней нормы доходности (ВНД) и срока окупаемости проектов строительства котельных на СУГ при разной стоимости топлива и фиксированных тарифах на электроэнергию и тепло.

Результаты проведенных технико-экономических расчетов представлены на рисунке.

Показатели / Indices Варианты газовых котельных / Options of gas-fired boiler plants

Установленная тепловая мощность, МВт / Installed heat capacity, MW 2,5 3,5 5,0 7,0

Количество и типы котлов /Number and types of boilers 2*КВ-ГМ-0,75 1*КВ-ГМ-1,0 2*КВ-ГМ-1,0 1*КВ-ГМ-1,5 2*КВ-ГМ-1,5 1 хКВ-ГМ-2,0 2*КВ-ГМ-1,5 2*КВ-ГМ-2,0

Расчетная тепловая нагрузка, Гкал/ч / Rated heat load, Gcal/h 1,5-1,6 2,2-2,5 3,4-3,8 4,5-5,1

Годовой отпуск тепла, Гкал / Annual heat supply, Gcal 4510 6890 11 030 16 575

Капиталовложения, млн. руб. / Capital investment, million rub 62,50 75,61 90,37 125,59

Численность эксплуатационного персонала, чел. / Number of operation personnel, person 8 12 13 15

Таблица 2

Основные технико-экономические показатели рассмотренных вариантов газовых котельных с использованием СУГ

Table 2

Main technical and economic performances of the considered options of gas-fired boiler

plants using LPG

c d

Зависимость эффективности проектов строительства котельных на СУГ от стоимости топлива при мощности котельной: а - 7 МВт; b - 5 МВт; c - 3,5 МВт; d - 2,5 МВт Dependence of LPG boiler plant construction projects cost-effectiveness on fuel cost at boiler plant capacity of: a - 7 MW; b - 5 MW; c - 3.5 MW; d - 2.5 MW

Из проведенных расчетов следует, что при существующих тарифах на электроэнергию и тепло и при цене СУГ до 30 тыс. руб./т строительство в рассматриваемых районах газовых котельных на СУГ эффективно. При этом тепловая мощность котельной оказывает существенное влияние на окупаемость проекта.

Наиболее эффективно строительство котельных на СУГ тепловой мощностью более 5 МВт с установкой нескольких котлов единичной мощностью 1,5-2 Гкал/ч, что позволяет оптимально подобрать обо-

рудование в зависимости от тепловой нагрузки и принятых требований к резервированию.

В расчетах коммерческой эффективности строительства новых угольных котельных на базе котлов с каталитическими установками были рассмотрены 4 варианта котельных различной тепловой мощности (2,5-7,0 МВт) производства ООО «ТермоСофт-Сибирь».

Задача состояла в оценке эффективности нового строительства (ЧДД имеет положительное значение, а ВНД - больше

b

а

10%) при заданных ценах на уголь, тарифах на электроэнергию и тепло. Если проект оказывался не эффективным (ЧДД имеет отрицательное значение, а ВНД -меньше 10%), то определялся тариф на тепловую энергию, при котором инвестиции в строительство окупаются (минимально необходимый тариф).

Результаты выполненных технико-экономических расчетов представлены в табл.3.

Как видно из таблицы, при принятых условиях строительство относительно мелких (тепловой мощностью 2,5-3,5 МВт) угольных котельных с каталитическими

установками коммерчески не эффективно, несмотря на достаточно хорошее сжигание угля (коэффициент полезного действия (КПД) более 90 %). Основные причины этого - высокие капиталовложения и большая численность эксплуатационного персонала. Окупаемость такого проекта может быть достигнута при увеличении тарифа на тепловую энергию на 3-20%, что неприемлемо.

В принятых условиях сооружение угольных котельных с каталитическими установками коммерчески эффективно лишь при мощности котельной более 5 МВт.

Таблица 3

Сводные технико-экономические показатели расчета эффективности строительства угольных котельных с каталитическими котлами

Table 3

Consolidated technical and economic performances to calculate cost-effectiveness of coal-fired boiler plants with catalytic boilers

Показатели / Indices Варианты угольных котельных Options of coal-fired boiler plan < / ts

Установленная тепловая мощность, МВт / Installed heat capacity, MW 2,5 3,5 5,0 7,0

Количество и типы котлов / Number and types of boilers 2*КВС-1,0К 3*КВС-1,0К 3*КВС-1,5К 4*КВС-1,5К

Расчетная тепловая нагрузка, Гкал/ч / Rated heat load, Gcal/h 1,5-1,6 2,2-2,5 3,4-3,8 4,5-5,1

Годовой отпуск тепла, Гкал / Annual heat supply, Gcal 4510 6890 11 030 16575

Капиталовложения, млн. руб. / Capital investment, million rub. 86,94 102,06 115,29 138,01

Численность эксплуатационного персонала, чел. / Number of operation personnel, pers. 11 15 18 21

Чистый дисконтированный доход, млн руб. / Net present value, million rub. -28,9 -6,9 63,0 161,6

Внутренняя норма доходности, % / Internal rate of return, % 4,8 9,0 17,6 26,0

Срок окупаемости, лет / Payback period, years 16 11 7 6

Минимально необходимый тариф на тепловую энергию, руб./Гкал / Minimum necessary thermal energy rate, rub./Gcal 5610 4840 - -

Превышение над существующим тарифом на тепловую энергию, % / Excess over current energy rate, % 19,5 3,1 - -

Заключение

1. С учетом эффекта от экономии топлива, сокращения численности персонала и затрат на электроэнергию и воду конкурентная цена СУГ для удаленных котельных рассмотренных районов Камчатского края может составить 21-31 тыс. руб./т.

2. При сложившихся в РФ средневзвешенных ценах СУГ на уровне 15-20 тыс. руб./т для перевода удаленных котельных рассмотренных районов Камчатского края на СУГ местных малых месторождений имеются благоприятные предпосылки из-за положительной разницы между конкурентной и текущей ценой СУГ.

3. При существующих тарифах на электроэнергию и тепло строительство в рассматриваемых районах газовых котельных на СУГ эффективно при цене СУГ до 30 тыс. руб./т. При этом тепловая мощность котельной оказывает существенное влияние на окупаемость проекта. Наиболее эффективно строительство котельных на СУГ тепловой мощностью более 5 МВт с установкой нескольких котлов единичной мощностью 1,5-2 Гкал/ч, что позволяет оптимально подобрать оборудование в зави-

симости от тепловой нагрузки и принятых требований к резервированию.

4. При принятых условиях строительство относительно мелких (тепловой мощностью 2,5-3,5 МВт) угольных котельных с каталитическими установками коммерчески неэффективно, несмотря на достаточно хорошее сжигание угля (КПД более 90 %). Основные причины этого - высокие капиталовложения и большая численность эксплуатационного персонала. Окупаемость такого проекта может быть достигнута при увеличении тарифа на тепловую энергию на 3-20%, что неприемлемо. В принятых условиях сооружение угольных котельных с каталитическими установками коммерчески эффективно лишь при мощности котельной более 5 МВт.

5. Рассмотренный пример показывает, что в удаленных регионах РФ перевод угольных и мазутных котельных на СУГ местных малых месторождений может существенно улучшить их технико-экономические показатели и тем самым сдержать рост тарифов на тепловую энергию.

Библиографический список

1. Теплоэнергетика и централизованное электроснабжение России в 2012-2013 годах: доклад Министерства энергетики Российской Федерации [Электронный ресурс]. URL: http://www.minenergo.gov.ru/ upload/iblock/695/doklad-o-teploenergetike-i-tsentralizovannom-teplosnabzhenii-rossii-v-2012_2013-godakh.pdf (06.08.2015).

2. Доклад Министра энергетики Российской Федерации А.В. Новака на совещании у Председателя Правительства Российской Федерации Д.А. Медведева о мерах, направленных на повышение темпов газификации в Российской Федерации [Электронный

ресурс]. URL: http://www.minenergo.gov.ru/ node/5644 (05.10.2016).

3. Бурение на шельфе Камчатки [Электронный ресурс]. URL: http://tomsk-tr.gazprom.ru/ press/news/2011/03/144392/ (05.10.2016).

4. Газпрому поручат увеличить объемы работ по доразведке газовых месторождений на Камчатке [Электронный ресурс]. URL: http://neftegaz.ru/ news/view/148603 (05.10.2016).

5. Косов В.В., Лившиц В.Н., Шахназаров А.Г. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. М.: ОАО Изд-во «НПО»; «Экономика», 2000. 421 с.

References

1. Teploenergetika i tsentralizovannoe elektrosnab-zhenie Rossii v 2012-2013 godah: doklad ministra en-ergetiki Rossiyskoy Federatsiy [Heat power industry and centralized power supply in Russia in 2012-2013: report of the Ministry of Energy of the Russian Federation]. Available at: http://www.minenergo.gov.ru/ up-

load/iblock/695/doklad-o-teploenergetike-i-tsentralizovannom-teplosnabzhenii-rossii-v-2012_2013-godakh.pdf (accessed 6 August 2015). 2. Doklad ministra energetiki Rossiyskoy Federatsiy A.V. Novaka na soveschanii u predsedatelya pravi-telstva Rossiyskoy Federatsiy D.A. Medvedeva o me-

rah, napravlennykh na povyshenie tempov gazifikatsiy v Rossiyskoy Federatsiy [Report of the Minister of Energy of the Russian Federation A.V. Novak at the meeting at the Chairman of the Government of the Russian Federation D.A. Medvedev on measures aimed at increasing conversion to gas in the Russian Federation]. Available at: http://www.minenergo.gov.ru/ node/5644 (accessed 5 October 2016).

3. Burenie na schelfe Kamchatki [Kamchatka shelf drilling]. Available at: http://tomsk-tr.gazprom.ru/ press/news/2011/03/144392/ (accessed 5 October 2016).

Критерии авторства

Федяев А.В., Лачков Г.Г. заявляют о равном участии в получении и оформлении научных результатов и в равной мере несут ответственность за плагиат.

Конфликт интересов

Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов.

Статья поступила 28.08.2017 г.

4. Gazpromu poruchat uvelichit obemy rabot po dora-zvedke gazovykh mestorozhdeniy na Kamchatke [Gasprom will be assigned to expand the volume of work on additional exploration of gas fields in Kamchatka]. Available at: http://neftegaz.ru/news/view/148603 (accessed 5 October 2016).

5. Kosov V.V., Livshic V.N., Shahnazarov A.G. Metodicheskie rekomendacii po ocenke jeffektivnosti investicionnyh proektov [Methodical recommendations on investment project effectiveness evaluation]. Moscow: OAO «NPO»; «Jekonomika» Publ., 2000, 421 p. (In Russian)

Authorship criteria

Fedyaev A.V., Lachkov G.G. declare equal participation in obtaining and formalization of scientific results and are equally responsible for plagiarism.

Conflict of interests

The authors declare that there is no conflict of interests regarding the publication of this article.

The article was received 28 August 2017