CC BY
142
В заключение необходимо отметить, что на сегодняшний день САПР DIALux обладает большим потенциалом для работы со светотехническими проектами и имеет в наличии два каталога российских светильников. Модель, разработанная в программе DIALux, позволяет выполнить оценку уровня освещенности действующей осветительной установки, исследовать освещенность в помещении при использовании со-
Библиогра
1. Руководство пользователя DIALux версии 4.2 в формате PDF. 11-е изд. 2006 [Электронный ресурс]. URL: www.dial.de (12.11.2015).
2. Бондаренко С.И., Пионкевич В.А. Системы автоматизированного проектирования освещения // Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири: материалы Все-рос. науч.-практ. конф. с междунар. участием. Ир-
временных светодиодных светильников, работать со сценами освещения, например, для планирования аварийного освещения. Полученная диаграмма фиктивных цветов, представленная на рис. 7, позволяет оценить распределение освещенности в помещении при оценке действующей осветительной установки.
Статья поступила 14.12.2015 г.
кии список
кутск: Изд-во ИрГТУ, 2009. С. 330-338.
3. Бондаренко С.И., Пионкевич В.А., Лукина Г.В. Пакеты прикладных программ для выполнения светотехнических расчетов // Вестник ИрГСХА. 2009. № 35. С. 42-50.
4. СНиП 23-05-95* Естественное и искусственное освещение. Нормы проектирования. М.: Госстрой России, 2004.
УДК 621.182.3.003.13
ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПЕРЕВОДА ТЕПЛОИСТОЧНИКОВ МУРМАНСКА НА СЖИЖЕННЫЙ ПРИРОДНЫЙ ГАЗ
1 9
© А.В. Федяев1, Г.Г. Лачков2
Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, 664033, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130.
Оценка эффективности использования альтернативных видов топлива в теплоснабжении города Мурманска, ориентированного главным образом на сжигание мазута, является весьма актуальной задачей из-за высокой стоимости этого привозного топлива. В статье исследуется эффективность возможного применения сжиженного природного газа взамен мазута на трех основных источниках теплоснабжения города. Выполнена оценка эффективности нескольких вариантов перевода на сжиженный природный газ этих теплоисточников. Приведено технико-экономическое сравнение вариантов, в том числе по стоимости вырабатываемой тепловой энергии. Ключевые слова: теплоснабжение; котельная; теплоэлектроцентраль; мазут; сжиженный природный газ; эффективность.
EFFICIENCY ASSESSMENT OF MURMANSK HEAT SOURCES CONVERSION TO LIQUEFIED NATURAL GAS A.V. Fedyaev, G.G. Lachkov
Melentiev Energy Systems Institute SB RAS, 130 Lermontov St., Irkutsk, 664033, Russia.
Assessment of the efficiency of using alternative fuel types in the heat supply of the city of Murmansk, which mainly burns oil residual, is a relevant problem due to the high cost of this fuel delivered from other regions. The paper studies the efficiency of a potential use of liquefied natural gas instead of oil residual at three main heat supply sources of the city. The effectiveness of several variants of these heat sources conversion to liquefied natural gas is assessed. Technical and economic comparison of the LG conversion variants is presented including the comparison of the generated heat cost.
Keywords: heat supply; boiler plant; cogeneration plant; oil residual; liquefied natural gas; efficiency.
1
Федяев Андрей Витальевич, доктор технических наук, главный научный сотрудник, тел.: 89148851799, e-mail: 1120.fed@mаil.ru
Fedyaev Andrey, Doctor of technical sciences, Chief Researcher, tel.: 89148851799, e-mail: 1120.fed@mаil.ru
2Лачков Георгий Георгиевич, кандидат технических наук, старший научный сотрудник, тел.: 89148767103, e-mail: g.lachkov@isem.irk.ru
Lachkov Georgiy, Candidate of technical sciences, Senior Researcher, tel.: 89148767103, e-mail: g.lachkov@isem.irk.ru
Введение
Одной из главных проблем теплоснабжения в Российской Федерации является высокий уровень тарифов на тепловую энергию, поставляемую потребителям. И наиболее остро этот вопрос стоит в северных и удаленных регионах, что иллюстрирует диаграмма, построенная на основании данных Министерства энергетики РФ [1] (рис. 1).
Среди причин, обусловливающих более высокий уровень тарифов на тепловую энергию в удаленных и северных регионах, можно назвать следующие: низкая плотность тепловой нагрузки; большая доля привозного топлива, соответственно, высокие транспортные расходы в связи с доставкой топлива на большие расстояния и складские издержки по его хранению и созданию запасов; высокая степень износа генерирующего оборудования и теплосете-вого хозяйства, в результате чего наблюдается низкая топливная эффективность работы оборудования, высокие удельные расходы топлива на теплоисточниках, большие потери тепла в тепловых сетях; самые суровые климатические условия для проживания людей и ведения экономиче-
ской деятельности, длительный отопительный период - от 5 до 9 месяцев в году; низкий уровень применения энергосберегающих технологий.
Сказанное в полной мере относится к теплоснабжению г. Мурманска. Так, например, в ОАО «Мурманская ТЭЦ» порядка 70% себестоимости производства тепловой энергии занимают затраты на топливо, а превышение фактических цен на мазут относительно цен, утвержденных при тарифном регулировании (табл. 1), является основной причиной хронической убыточности предприятия.
Высокая стоимость основного топлива - мазута, и экономически необоснованные тарифы на тепло являются одной из главных проблем теплоснабжения г. Мурманска. Решение этой проблемы возможно с помощью получения субсидий из федерального бюджета или перехода на альтернативный вид топлива. Оценке эффективности второго пути применительно к трем основным теплоисточникам города с использованием в качестве альтернативного топлива сжиженного природного газа (СПГ) и посвящена статья.
2500
2000
1500
1000
500
2327
1273
1469
111 I
РФ ПФО УФО СФО СКФО ЦФО ЮФО СЗФО ДФО Рис. 1. Тарифы на тепловую энергию по федеральным округам РФ на конец 2013 г., руб./Гкал
Таблица 1
Соотношение фактических и заложенных в тарифе цен на мазут
для ОАО «М Мурманская ТЭЦ», руб./т
Цена мазута 2008 г. 2009 г. 2010 г. 2011 г.
Тарифная 4244 5867 6700 7082
Фактическая 7528 6181 9042 9703
Особенности теплоснабжения г. Мурманска
В теплоснабжении г. Мурманска сложилась следующая ситуация:
- суммарная располагаемая мощность котельных города в 1,74 раза превышает фактическую нагрузку;
- коэффициент загрузки мощностей крайне неравномерен и колеблется от 22,6% (котельная «Роста») до 107,3% (Мурманская ТЭЦ);
- котельные со сравнительно новым оборудованием в основном имеют меньшую загрузку, чем котельные с более старым оборудованием (так, коэффициент загрузки для котельных «Роста» и «Восточная» составляет 22,6% и 39% соответственно);
- высокая себестоимость производства тепловой энергии, большая доля расхода энергии на собственные нужды из-за недогрузки мощностей, ведомственная разобщенность, значительная задолженность потребителей за потребленную тепловую энергию.
В г. Мурманске функционируют системы теплоснабжения, построенные по централизованной схеме, что позволяет от шести наиболее крупных источников (Мурманская ТЭЦ, котельные «Южная» и «Восточная» ОАО «Мурманская ТЭЦ», котельные «Северная» и «Роста» ГОУТП «ТЭКОС» и котельная ОАО «Мурманский
МРП») охватить централизованным теплоснабжением более 90% всего жилищного фонда города.
Мурманская ТЭЦ, котельные «Южная» и «Восточная» ОАО «Мурманская ТЭЦ» осуществляют теплоснабжение Октябрьского и Первомайского районов, что составляет 75% теплопотребления города. Общая подсоединенная нагрузка системы составляет 774,4 Гкал/ч при имеющихся мощностях 1111 Гкал/ч (табл. 2).
Тепловая нагрузка потребителей ОАО «Мурманская ТЭЦ» обеспечивается тремя закрытыми системами теплоснабжения:
- Мурманская ТЭЦ, к которой подключены потребители центрального района города (1298 зданий с наружным объемом 11,5 млн м3);
- котельная «Южная», к которой подключены потребители южных микрорайонов города (960 зданий с наружным объемом 12,9 млн м3);
- котельная «Восточная», к которой подключены потребители восточных микрорайонов города (549 зданий с наружным объемом 7,7 млн м3).
Котельные «Южная» и «Восточная» имеют избыток мощностей (причем «Восточная» - примерно вдвое), а Мурманская ТЭЦ испытывает дефицит отпускаемой теплоэнергии в период наружных температур воздуха от -20 до -27°С.
Таблица 2
Основные характеристики теплоисточников ОАО «Мурманская ТЭЦ»_
Теплоисточник Установленная электрическая мощность, МВт Установленная тепловая мощность, Гкал/ч Подключенная тепловая нагрузка, Гкал/ч Загрузка по тепловой мощности, %
Мурманская ТЭЦ 12 260 279 107,3
Котельная «Восточная» 0 390 152 39,0
Котельная «Южная» 0 461 289 62,7
Всего 12 1111 720 64,8
На Мурманской ТЭЦ установлены 7 паровых котлов и 3 водогрейных котла, 2 турбины мощностью 6 МВт каждая. Производство электроэнергии на Мурманской ТЭЦ незначительно по сравнению с производством тепла. Более 70% вырабатываемой электроэнергии используется на собственные нужды.
На котельной «Восточная» установлено 3 паровых и 3 водогрейных котла.
На котельной «Южная» в эксплуатации находится 3 паровых и 6 водогрейных котлов.
Водогрейные котлы котельных «Восточная» и «Южная» работают по типовой схеме котельной и предназначены для обеспечения тепловой энергией в виде горячей воды установленных параметров жилых объектов и инфраструктуры восточных и южных районов г. Мурманска. Паровые котлы работают на удовлетворение собственных нужд котельных и на отпуск пара потребителям. Пар с котлов отпускается также на сетевые подогреватели.
Производство тепла и потребление топлива в ОАО «Мурманская ТЭЦ» достаточно стабильное (таб. 3).
Объем хранения СПГ определен из расчета запаса топлива для потребителей на 1 месяц по фактическому потреблению топлива в самом холодном времени года -январе, которое по ОАО «Мурманская ТЭЦ» составляет 56,4 тыс. т у.т. или 82 тыс. м3 СПГ. С учетом коэффициента заполнения резервуаров для хранения СПГ, возможностей морских транспортных средств и необходимости иметь аварийный запас, связанный с рисками морской транспортировки, для разработки основных технических решений выбран объем хранения СПГ, равный 120 тыс. м3 (2*60 тыс. м3).
Ввиду отсутствия в настоящее время действующих заводов СПГ в России (не считая завода на Сахалине, мощности которого полностью законтрактованы под экспортные поставки), для снабжения сжиженным природным газом теплоисточников ОАО «Мурманская ТЭЦ» были рассмотрены два варианта импортных поставок, включающие морскую транспортировку СПГ:
1. Персидский залив (Катар) - Кольский залив (г. Мурманск), расстояние -14900 км (8040 морских миль), расчетное
Таблица 3
Производство тепла и потребление топлива на теплоисточниках
ОАО «Мурманская ТЭЦ»
Теплоисточник Выработка теплоэнергии/электроэнергии, Гкал тыс. кВтч* Потребление топлива, т у.т./год
2008 г. 2009 г. 2010 г. 2008 г. 2009 г. 2010 г.
Мурманская ТЭЦ 778714 37919 725219 37681 723330 38024 144735 135944 135901
Котельная «Южная» 1080182 1055685 1064581 169838 167584 169351
Котельная «Восточная» 623721 625015 641444 96729 96352 99478
^Производство электроэнергии убыточно, и в 2011 г. было принято решение о его приостановлении.
Оценка экономической эффективности перевода теплоисточников на СПГ
Исходные расчетные характеристики. Годовая потребность ОАО «Мурманская ТЭЦ» в топливе (таб. 3) составляет 404,7 тыс. т у.т., что эквивалентно потреблению 351,9 млн м3 природного газа или 586,6 тыс. м3 СПГ.
время в пути - 413 ч (17,2 суток). Этот вариант выбран как вариант с наименьшей стоимостью СПГ у производителя.
2. Северное побережье Норвегии (г. Хаммерфест) - Кольский залив (г. Мурманск), расстояние - 550 км (297 морских миль), расчетное время в пути - 15,5 ч. Этот вариант выбран как вариант с наименьшим «транспортным плечом».
Наряду с этим были рассмотрены два варианта технического решениявопро-сов по приему, хранению и доставке СПГ к потребителям:
а) сооружение берегового (рис. 2) или морского терминала по приему, хранению и регазификации СПГ (причальные сооружения рассчитаны на прием судов-газовозов вместимостью от 71,5 до 150
о ^
тыс. м3), строительство газотранспортной системы для доставки природного газа на ТЭЦ и котельные;
б) сооружение перевалочного комплекса для приема СПГ, использование судна-газовоза в качестве хранилища СПГ, строительство регазификационных установок на ТЭЦ и котельных, использование автомобильного транспорта для доставки СПГ на теплоисточники.
Для обеспечения потребностей объектов ОАО «Мурманская ТЭЦ» в СПГ в годовом объеме 586,6 тыс. м3 необходимо одно судно-газовоз, а число заходов, время в пути и общее время на погрузку/разгрузку определяются вместимостью судна-газо-
воза (табл. 4).
Для транспортировки СПГ от судна-газохранилища до ТЭЦ и котельных (в варианте с перевалочным комплексом) предполагается использовать автогазовозы с резервуарами в 50 м3. Время заполнения и разгрузки автогазовоза объемом 50 м3 составляет 4 ч (2 ч - заполнение, 2 ч - разгрузка). С учетом предполагаемого маршрута движения автогазовозов в городской черте, значительных габаритов транспортных средств время в пути составит 1 ч. Таким образом, один автогазовоз в сутки будет способен совершить 4 рейса и доставить 200 м3 СПГ.
С учетом коэффициента заполнения резервуаров (0,85) и коэффициента выхода на линию автомобилей (0,95) необходимое количество автогазовозов для доставки
о
2639 м3 СПГ в сутки составит 17 шт.
При расчетах объемов хранилищ СПГ на площадках потребителя учитывалась необходимость хранения 5-суточного запаса топлива (табл. 5).
Рис. 2. Структура берегового терминала по приему, хранению и регазификации СПГ
Таблица 4
Общее время в пути и на погрузку/разгрузку судов-газовозов_
Показатель Судно-газовоз вместимостью, тыс. м3
71,5 120
Требуемое количество судов-газовозов на маршруте транспортировки
Норвегия - Мурманск 1 1
Катар - Мурманск 1 1
Количество заходов судов-газовозов на терминал в г. Мурманск за год
Норвегия - Мурманск 9 5
Катар - Мурманск 9 5
Общее время судов-газовозов в пути по маршруту, суток (часов)
Норвегия - Мурманск 0,72 (17,5) 0,63 (15,2)
Катар - Мурманск 19,7 (473) 17,2 (413)
Общее время на погрузку/разгрузку на маршруте, суток (часов)
Норвегия - Мурманск 0,25 (6) 0,4 (10)
Катар - Мурманск 0,25 (6) 0,4 (10)
Таблица 5
Объемы хранилищ СПГ на площадках теплоисточников ОАО «Мурманская ТЭЦ», м3
Теплоисточник Максимальная потребность СПГ Принятый объем хранения СПГ
суточная 5-суточная
Мурманская ТЭЦ 935 4675 4500
Котельная «Южная» 1069 5345 5000
Котельная «Восточная» 635 3175 3000
Таблица 6
Характеристики испарителей на площадках теплоисточников _ОАО «Мурманская ТЭЦ»_
Теплоисточник о Максимальная производительность, м3
месячная суточная часовая
Мурманская ТЭЦ 17397400 561206 23384
Котельная «Южная» 19884350 641430 26726
Котельная «Восточная» 11801740 380701 15862
При определении характеристик испарителей учитывались объемы потребления регазифицированного топлива в январе (см. табл. 6).
Во всех анализируемых вариантах перевода теплоисточников с мазута на газ предусматривается замена существующих мазутных горелок на комплекты энергоэффективных газомазутных горелок с автоматикой.
Оценка эффективности вариантов перевода теплоисточников на СПГ прово-
дилась в соответствии с методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов [2].
Капитальные затраты по вариантам технических решений, рассчитанные по проектам-аналогам, составили (здесь и далее стоимостные показатели даны в ценах 2011 г.):
а) береговой или морской терминал - 11543 млн руб. (в том числе терминал -9551 млн руб., газотранспортная система -662 млн руб., перевод котлов на газ -
1330 млн руб.);
б) перевалочный комплекс -9466 млн руб. (в том числе технологический причал и эстакада - 1800 млн руб., судно-газохранилище - 5580 млн руб., автомобильный парк - 86 млн руб., автодорога - 40 млн руб., пункты регазификации и 5-суточного хранения на теплоисточниках -556 млн руб., перевод котлов на газ -1330 млн руб.).
Стоимость 1000 м3 СПГ (в пересчете на природный газ) в Катаре составляет 150-180 долл., в Норвегии - 300 долл. Стоимость фрахта судна-газовоза в среднем составляет 100 тыс. долл. в сутки.
В расчетах учтена фактическая калькуляция затрат по теплоисточникам ОАО «Мурманская ТЭЦ» и укрупненные эффекты от перевода ТЭЦ и котельных на СПГ: повышение на 5% КПД; уменьшение на 5% потерь тепла, связанных с разогревом мазута; сокращение на 6% расхода электроэнергии на отпуск тепла; сокращение на 10% персонала.
В качестве дополнительных затрат учтена амортизационная составляющая в размере 5%, связанная с новыми инвестициями: в строительство распределительного газопровода; замену существующих мазутных горелок на современные эффективные газомазутные горелки; строительство газопроводов на территориях ТЭЦ и котельных, газораспределительных пунктов (ГРП) с помещением для оборудования КИПиА; узлов коммерческого учета газа; эстакад газопроводов от ГРП до главных корпусов ТЭЦ и котельных и газопроводов внутри теплоисточников.
Проведенная финансово-экономическая оценка рассмотренных вариантов показала, что для возврата инвестиций:
1. В варианте с поставкой СПГ морским транспортом из Катара, созданием инфраструктуры по приему, хранению и регазификации СПГ (морской или береговой терминал), сооружением газопроводной системы для подачи регазифицирован-ного топлива на источники теплоснабжения - при цене СПГ в размере 150 долл./1000 м3 и неотрицательном чистом
дисконтированном доходе (ЧДД) проекта необходимо повысить тариф на тепловую энергию на 29,9%. При этом внутренняя норма доходности (ВНД) проекта составит 11%, а срок окупаемости - 10 лет.
2. В варианте с поставкой СПГ морским транспортом из Норвегии, созданием инфраструктуры по приему, хранению и регазификации СПГ (морской или береговой терминал), сооружением газопроводной системы для подачи регазифицирован-ного топлива на источники теплоснабжения - при цене СПГ в размере 300 долл./1000 м3 и неотрицательном ЧДД проекта необходимо увеличить тариф на тепловую энергию в 1,7 раза. При этом ВНД проекта составит 10%, а срок окупаемости - 11 лет.
3. В варианте с поставкой СПГ морским транспортом из Катара, сооружением перевалочного комплекса по приему СПГ, хранением СПГ на судне-газовозе, транспортировкой СПГ автомобильным транспортом на объекты ОАО «Мурманская ТЭЦ» и последующей регазификацией топлива на теплоисточниках - при цене СПГ в размере 150 долл./1000 м3 и неотрицательном ЧДД проекта необходимо повысить тариф на тепловую энергию на 23,5%. При этом ВНД проекта составит 10%, а срок окупаемости - 11 лет.
4. В варианте с поставкой СПГ морским транспортом из Норвегии, сооружением перевалочного комплекса по приему СПГ, хранением СПГ на судне-газовозе, транспортировкой СПГ автомобильным транспортом на объекты ОАО «Мурманская ТЭЦ» и последующей регазификацией топлива на теплоисточниках - при цене СПГ в размере 300 долл./1000 м3 и неотрицательном ЧДД проекта необходимо увеличить тариф на тепловую энергию в 1,6 раза. При этом ВНД проекта составит 11%, а срок окупаемости - 10 лет.
Из полученных результатов следует, что при принятых условиях ни один из рассмотренных вариантов перевода теплоисточников ОАО «Мурманская ТЭЦ» с мазута на СПГ не обеспечивает текущего уровня тарифов на отпускаемую тепловую энергию.
ю >
о о о
с; с; о ч
IZ
о
го
X
<и ZT
350 300 250 200 150
100
1600 1800 2000 2200 2400
Тариф на тепло, руб./Гкал
2600
Рис. 3. Максимально допустимая цена на СПГ в г. Мурманске в зависимости от тарифа на теплоэнергию
Проведенные дополнительные расчеты показали, что для возврата инвестиций в проект по переводу теплоисточников ОАО «Мурманская ТЭЦ» с мазута на СПГ при сохранении текущего уровня тарифов на тепловую энергию стоимость СПГ в Мурманске должна составлять не более 140 долл./1000 м3 (см. рис. 3).
Согласно экспертным оценкам, такую стоимость СПГ в Мурманске мог бы обеспечить завод СПГ на базе ресурсов Штокмановского газоконденсатного месторождения.
Таким образом, следует заключить, что при принятых условиях рассмотренные
варианты перевода теплоисточников Мурманска с мазута на экспортный СПГ являются не эффективными, так как для обеспечения возврата инвестиций требуют существенного повышения тарифов на отпускаемую тепловую энергию. Перевод теплоисточников Мурманска с мазута на СПГ может стать окупаемым лишь при запуске близлежащих российских заводов СПГ, например, завода СПГ в Мурманской области на базе ресурсов Штокмановского газоконденсатного месторождения либо Балтийского завода СПГ в Ленинградской области.
Статья поступила 24.11.2015 г.
Библиографический список
1. Теплоэнергетика и централизованное электро-
снабжение России в 2012-2013 годах: доклад Мини-
стерства энергетики Российской Федерации [Электронный ресурс]. иРЬ: http://www.minenergo.gov.ru /ир1оаМЫоск/695Мок1ас1-оЛер1оепегдейке-И$еп^аП-zovannom-teplosnabzhenii-rossii-v-2012_2013-godakh.pdf (06.08.2015).
2. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов (вторая редакция) / Мин-во экон. РФ, Мин-во фин. РФ, ГК по строит., архит. и жил. политике; рук. авт. кол. В.В. Косов, В.Н. Лившиц, А.Г. Шахназаров. М.: ОАО «НПО», Изд-во «Экономика», 2000. 421 с.
