Постановление от 30.12.2005 г № 349
Об Энергетической стратегии Чувашской Республики на период до 2020 года
НА ПЕРИОД ДО 2020 ГОДА
Кабинет Министров Чувашской Республики постановляет:
1.Утвердить прилагаемую Энергетическую стратегию Чувашской Республики на период до 2020 года (далее - Энергетическая стратегия).
2.Рекомендовать органам местного самоуправления в Чувашской Республике руководствоваться Энергетической стратегией при разработке и реализации муниципальных программ в сфере топливно-энергетического комплекса.
3.Контроль за выполнением настоящего постановления возложить на Министерство строительства, архитектуры и жилищно-коммунального хозяйства Чувашской Республики с информированием Кабинета Министров Чувашской Республики ежегодно до 1 апреля года, следующего за отчетным.
Председатель Кабинета Министров
Чувашской Республики
С.ГАПЛИКОВ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ СТРАТЕГИЯ
ЧУВАШСКОЙ РЕСПУБЛИКИ НА ПЕРИОД ДО 2020 ГОДА
ВВЕДЕНИЕ
Абзац утратил силу
Энергетическая стратегия определяет цели и задачи долгосрочного развития энергетического комплекса Чувашской Республики на предстоящий период, приоритеты и ориентиры, а также механизмы энергетической политики республики на отдельных этапах ее реализации, обеспечивающие достижение намеченных целей.
Переход от централизованной к рыночной экономике, реформирование электроэнергетической отрасли, интенсивное старение генерирующего оборудования электростанций, тепловых и электрических сетей, внедрение перспективных технологий и оборудования требуют прогнозирования динамики энергопотребления и роста энергетических мощностей, обоснования инвестиционных программ энергетических компаний, оценки эффективности и оптимизации инвестиционных предложений с учетом прогнозных цен на топливо и тарифов на тепловую и электрическую энергию.
Разработка инвестиционных программ и прогнозных балансов финансовых потоков невозможна без видения перспективной технической политики и производственных программ энергетических компаний на территории Чувашской Республики.
Республиканская энергетическая политика предусматривает:
учет географической асимметрии в обеспеченности природными энергетическими ресурсами и в структуре потребления энергоресурсов разных районов республики, включая принципиальные различия в условиях их энергоснабжения, резервирования мощностей и создания необходимых резервных запасов топлива;
возможное и экономически эффективное использование в районах местных источников топливно-энергетических ресурсов (далее - ТЭР), в том числе возобновляемых.
I.Цели и задачи, приоритеты
Энергетическая стратегия направлена на решение следующих основных целей:
повышение надежности, устойчивости и эффективности функционирования энергетического комплекса Чувашской Республики, снижение себестоимости производства электрической и тепловой энергии на основе структурных, экономических и технических усовершенствований и изменений;
создание необходимых условий перехода энергетического комплекса на инновационный путь развития посредством выстраивания адекватной, экономически обоснованной тарифной политики и привлечения инвестиций для строительства конкурентоспособных объектов генерации энергии с применением экологически чистых технологий.
Задачами республиканской энергетической политики в рамках взаимодействия органов исполнительной власти Чувашской Республики, органов местного самоуправления, предприятий, организаций и индивидуальных предпринимателей в сфере энергетики являются:
устойчивое обеспечение населения и экономики Чувашской Республики энергоносителями в достаточных объемах;
повышение эффективности использования ТЭР, создание условий перехода экономики на энерго- и ресурсоэффективный путь развития;
поддержание экономики и снижение бюджетных затрат, поэтапный переход к единым тарифам для разных сфер экономики;
повышение безопасности энергетического обеспечения объектов экономики и населенных пунктов;
снижение негативного экологического воздействия энергетического комплекса на окружающую среду.
Основными средствами решения задач являются контроль и управление деятельностью субъектов энергетического комплекса, формирование контролируемого государством рынка энергоносителей, создание условий привлечения инвестиций в энергетический комплекс республики, управление размещением энергетических объектов и организация контроля и диагностики их энергетической, техногенной, экологической и антитеррористической безопасности.
Энергетическая стратегия предусматривает:
душевое потребление электрической энергии к 2020 году до 4600 - 5400 кВт.ч/чел. (рост в 1,3 - 1,5 раза к уровню 2004 года);
снижение энергоемкости валового регионального продукта в 2,0 - 2,2 раза;
ввод новых и замещение электрогенерирующих мощностей в объеме 240 - 320 МВт;
рост производства электрической энергии на территории Чувашской Республики до 6,8 - 6,9 млрд. кВт.ч в год (в 2004 году - 5,1 млрд. кВт.ч).
Душевое потребление электрической энергии должно вырасти во всех районах и городах (рис. 1.1) с наибольшим приростом в гг. Чебоксары, Новочебоксарске, Канаше, Алатыре и Шумерле.
Рис.1.1. Душевое потребление электроэнергии по районам
и городам Чувашской Республики
Рисунок не приводится.
Приоритетами Энергетической стратегии являются:
снижение энергоемкости внутреннего регионального продукта (далее - ВРП) при достижении намеченного его роста на душу населения за счет уменьшения удельных расходов на производство, транспортировку и использование энергетических ресурсов;
рост производства электрической энергии в соответствии со спросом на увеличение ее потребления;
развитие энергетики по территориям с учетом прогнозируемого наибольшего роста потребления энергии в гг. Чебоксары, Новочебоксарске, Канаше, Шумерле и Алатыре;
взаимодействие в области создания генерирующих мощностей и распределительных сетей с крупными компаниями, имеющими достаточный производственно-технический, кадровый потенциал и инвестиционную привлекательность (филиал ОАО "ТГК-5" "Марий Эл и Чувашии", филиал ОАО "МРСК Волги" - "Чувашэнерго", ОАО "Газпром газораспределение Чебоксары" и др.);
комплексное использование традиционных и альтернативных энергетических ресурсов - преимущественно в сельской местности;
вовлечение крупного и малого бизнеса в реализацию проектов повышения энергетической эффективности объектов, развитие конкуренции на рынке энергосбережения.
Абзацы двадцать четвертый - двадцать шестой утратили силу
Состояние и прогнозные показатели основных производителей и потребителей энергетических ресурсов в республике, прогнозные объемы потребления конечных энергоносителей по районам и городам с учетом развития экономики и градостроительных планов.
Прогнозные значения роста ВРП могут быть достигнуты при условии:
обеспечения роста объемов потребления энергетических ресурсов в Чувашской Республике на уровне 30 процентов (рис. 1.2);
Рис. 1.2. Рост ВРП и потребления энергетических ресурсов
Рисунок не приводится.
повышения энергетической эффективности в 2,0 - 2,2 раза;
осуществления структурного изменения энергетического баланса, которое достигается:
в энергетике - за счет технического перевооружения, оптимизации схем энергоснабжения, внедрения современных технологий глубокой переработки первичных энергетических носителей и транспортировки, распределения энергии потребителю;
в непроизводственной сфере и жилищно-коммунальном хозяйстве - на основе замещения, нового строительства и модернизации жилых и общественных зданий;
в промышленности - за счет внедрения новых технологий и оборудования, а также структурной перестройки на выпуск наукоемких и трудоемких изделий;
в сельском хозяйстве - за счет развития производства и переработки сельскохозяйственной продукции, создания комплексных технологических циклов, включающих в себя производство, заготовку, переработку и хранение продукции;
в бытовом секторе экономики - за счет расширения энергетически малозатратной сферы услуг.
При этом энергетический баланс изменится в сторону снижения удельного потребления энергетических носителей в непроизводственной сфере, что позволит направить основной прирост поставок энергоносителей в производственную сферу (рис. 1.3).
Рис. 1.3. Структура баланса ТЭР в 2005 году (а) и 2020 году (б)
Рисунок не приводится.
Основной прирост поставок энергоносителей в производственную сферу будет использоваться в технологических целях, а прирост условно постоянных затрат энергоносителей будет незначительным. Это обеспечит рост технологической составляющей баланса энергоносителей в 2,4 - 2,6 раза и значимое увеличение потребления электрической энергии промышленными предприятиями.
Общее потребление ТЭР в производственной сфере составит 1,47 млн. т.у.т., а электрической энергии - 4,1 - 4,9 млрд. кВт.ч (возрастет в 1,3 - 1,5 раза). Рост потребления электрической энергии прогнозируется по умеренному сценарию, соответствующему повышению энергоэффективности в диапазоне 1,7 - 1,8 и энергоэффективному сценарию развития с ростом энергоэффективности в 2,0 - 2,2 раза (рис. 1.4).
Рис. 1.4. Прогноз потребления электрической энергии
Рисунок не приводится.
Энергетическая стратегия исходит из того, что Чувашская Республика обладает ограниченными и низкосортными топливными ресурсами, ввозит природный газ, мазут, каменный уголь и электрическую энергию. Динамика стоимости энергетических ресурсов приведена в таблице 1.1.
Таблица 1.1
(по годам)
| N п/п | Тарифы (с НДС) | Единица измерения | Отчет | Оценка | Прогноз | |||||||
| 2002 | 2003 | 2004 | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2020 | |||
| 1. | Природный газ | руб./тыс м3 | 631 | 965 | 1027 | 1269 | 1624 1353 | 1850 1461 | 2080 1563 | 2310 1641 | 2530 1723 | 2795 |
| 2. | Электроэнергия (среднеотпускная) | руб./МВт.ч. | 467 | 710 | 832 | 930 | 996 | 1556 1284 | 1635 1348 | 1721 1402 | 1852 1444 | 2046 1473 |
| 3. | Теплоэнергия | руб./Гкал | 307 | 439 | 505 | 556 | 642 | 731 | 822 | 913 | 1000 | 1105 |
| 4. | Мазут | руб./т | 2760 | 2880 | 3084 | 3010 | 3540 | 3776 | 4130 | 4366 | 4720 | 5192 |
| 5. | Каменный уголь | руб./т | 1200 | 1250 | 1200 | 1698 | 1888 | 2242 | 2596 | 2950 | 3422 | 4012 |
| 6. | Торфобрикет | руб./т | 526 | 592 | 764 | 895 | 944 | 1062 | 1180 | 1416 | 1652 | 2124 |
| 7. | Дрова | руб./м3 | 302 | 435 | 435 | 448 | 448 | 460 | 460 | 472 | 484 | 531 |
--------------------------------
<*> В пределах параметров экономического и социального развития Чувашской Республики, то есть в рамках инфляционных процессов.
Прогнозные показатели рынка энергоносителей в соответствии с ростом потребности и по сценарию без ввода электрогенерирующих мощностей приведены в таблице 1.2.
Таблица 1.2
| Вид энергоносителя | Единица измерения | 2005 г. | 2010 г. | 2020 г. |
| Единица измерения/млн. рублей | ||||
| Электроэнергия | млн. кВт.ч | 4696/5100 | 5894/10610 | 6194/12635 |
| Природный газ | млн. м3 | 2507/3558 | 2765/6995 | 3390/9475 |
| Тепловая энергия | тыс. Гкал | 8383/4660 | 9057/9057 | 10434/11529 |
| Электрическая энергия с оптового рынка | млн. кВт.ч | 700/399 | 1100/1320 | 2800 /4200 |
--------------------------------
<*> Без ввода новых генерирующих мощностей.
Пропускная способность существующих магистральных электрических сетей с учетом прогнозных нагрузок на 2010 и 2020 годы позволит обеспечить режимы транспортировки электрической энергии в 2010 году с поставкой в республику извне до 1,2 - 1,4 млрд. кВт.ч в год. Передача больших объемов электрической энергии потребует модернизации магистральных сетей.
Это и другие факторы определили выбор сценария развития электроэнергетики, ориентированного на создание генерирующих мощностей на территории республики для покрытия дефицита электрической энергии с развитием генерации на основе потенциала газификации и централизованного теплоснабжения населенных пунктов.
Такой сценарий позволяет повысить надежность электро- и теплоснабжения населенных пунктов, снизить энергетическую зависимость от поставок из-за пределов республики, создать новые рабочие места и увеличить налогооблагаемую базу. При этом дефицит электрической энергии компенсируется ростом собственной выработки 1900 - 2100 млн. кВт.ч на мощностях филиала ОАО "ТГК-5" "Марий Эл и Чувашии" и установках малой теплофикации в объеме 430 - 475 млн. кВт.ч, при этом сетевые мощности позволят покрыть энергодефицитность или экспортировать избыточную энергию за пределы республики на уровне 1,2 - 1,4 млрд. кВт.ч в год.
Большая доля газа в топливоснабжении (87 процентов в 2004 году) делает его главным ценообразующим фактором в топливно-энергетическом балансе республики. Правительство Российской Федерации определило следующую динамику регулируемых оптовых цен газа в среднем по России: рост на 23 процента в 2005 году, на 11 процентов в 2006 году, на 8 процентов в 2007 году и на 7 процентов в 2008 году. В последующем предусматривается опережающий рост регулируемых цен на газ - на 1 процент больше верхнего уровня инфляции. Это соответствует увеличению средней цены приобретения газа потребителями с 36,6 долл./тыс. куб. м в 2005 году до 51,5 долл./тыс. куб. м в 2010 году, в то же время существенная часть газа продается по ценам, на 25 - 30 процентов превышающим уровни регулируемых цен, и в последующем эта тенденция будет усиливаться в рамках предстоящего реформирования рынка газа.
II.Этапы реализации энергетической стратегии
На первом этапе (2006 - 2010 гг.) энергетический комплекс обеспечивает сопровождение темпов экономического роста необходимым объемом энергоносителей в основном за счет существующих генерирующих мощностей и повышением эффективности их эксплуатации при структурных изменениях энергетического комплекса, реформе жилищно-коммунального хозяйства, административной реформе, а также при государственном контроле над энергетической безопасностью и государственном регулировании формирования и функционирования энергетических рынков.
На втором этапе (2010 - 2015 гг.) реализуются проекты создания новых генерирующих мощностей с использованием потенциала газификации и централизованных систем теплоснабжения, замещаются генерирующие мощности, выработавшие свой ресурс на ТЭЦ-2, ТЭЦ-3. Поддерживается достаточность генерации для покрытия нагрузок территорий республики. Совершенствуются отношения на рынках энергоносителей, создается инвестиционная привлекательность для внедрения энергетических технологий и оборудования высокого технического уровня, обеспечивающих конкурентные параметры энергетического производства.
На третьем этапе (2015 - 2020 гг.) формируется качественно новый энергетический комплекс, характеризующийся увеличением использования экологически чистых и возобновляемых технологий, внедрением энерготехнологических комплексов глубокой переработки ресурсов, подготавливается переход к энергетике второй половины 21 века, обеспечивающей минимальное воздействие на окружающую среду.
Ключевым фактором развития экономики и повышения благосостояния населения при реализации Энергетической стратегии является рост энергоэффективности во всех отраслях экономики, обеспеченный структурными изменениями в производстве, внедрением современных технологий и оборудования.
Для достижения основных целей и реализации приоритетов энергетической политики предусматривается осуществление органами исполнительной власти Чувашской Республики и органами местного самоуправления функций по:
регулированию цен (тарифов) на энергоресурсы в порядке, определенном законодательными и иными нормативными актами;
разработке и реализации энергетических программ (в том числе программ топливо- и энергообеспечения и энергосбережения);
поддержке строительства важнейших объектов топливно-энергетического комплекса и реализации энергосберегающих проектов;
проведению активной энергосберегающей политики, созданию и управлению фондами энергосбережения;
организации и регулированию теплоснабжения, модернизации и рационализации теплового хозяйства и теплоснабжения потребителей жилищно-коммунального комплекса;
разработке и осуществлению мероприятий, связанных с созданием сезонных и резервных запасов топлива на электростанциях и котельных;
поддержке производителей топлива и энергии, создающих новые эффективные генерирующие мощности в энергетике и осваивающих возобновляемые источники энергии, использующих энергоресурсы местного значения;
развитию социальной инфраструктуры и коммунально-бытовой сферы на долевой основе с производственными структурами ТЭК;
участию в разработке и реализации программ санации убыточных предприятий энергетики, в том числе муниципальной собственности;
повышению эффективности управления республиканской и муниципальной собственностью, относящейся к инфраструктуре энергетического комплекса;
контролю соблюдения субъектами энергетического комплекса законодательства Российской Федерации и законодательства Чувашской Республики;
адресной поддержке малоимущих слоев населения с целью компенсации расходов, связанных с приведением цен (тарифов) на топливо и энергию в соответствие с их реальной стоимостью, при ликвидации перекрестного субсидирования.
III.Структура, оценка состояния и основные проблемы безопасности и эффективности энергетики
Чувашской Республики
Энергетика Чувашской Республики базируется на основе глубокой газификации и электрификации. Полная электрификация республики и создание основных электрогенерирующих мощностей были проведены в шестидесятых, семидесятых годах прошлого века. Глубокая газификация в основном завершена в 2005 году.
3.1.Система газоснабжения
ООО "Газпром трансгаз Нижний Новгород" - дочернее предприятие ОАО "Газпром".
На территории Чувашской Республики размещены два филиала ОАО "Газпром": "Чебоксарское линейное производственное управление магистральных газопроводов" и "Заволжское линейное производственное управление магистральных газопроводов" (с. Красноармейское). В функции управлений входят эксплуатация и ремонт магистральных газопроводов, газокомпрессорных станций и газораспределительных станций (далее - ГРС). В их введении находятся 11 магистральных газопроводов протяженностью 1183 км, в том числе 343,2 км газопроводов-отводов к газораспределительным станциям, 3 единицы газокомпрессорных станций (Ишлейская, Чебоксарская и Красноармейская) и ГРС в количестве 45 единиц. Суммарная производительность станций составляет 1909 тыс. куб. м в час. Проектная производительность ГРС позволяет доставить в ГРС свыше 6 млрд. м3 природного газа, с учетом сезонной загрузки.
ОАО "Газпром газораспределение Чебоксары" - дочернее предприятие ОАО "Газпром газораспределение".
Протяженность ГРС за последние четыре года возросла в 2,4 раза и на 1 января 2005 г. составила 13 тыс. км, в том числе:
высокого давления - 4011 км;
среднего давления - 342 км;
низкого давления - 8644 км.
В эксплуатации находятся 1079 газорегуляторных пунктов (далее - ГРП), 942 ГРП шкафного исполнения (далее - ШРП), 1522 установки электрохимической защиты стальных подземных газопроводов.
Проведенной газификацией создан потенциал развития децентрализованной энергетики, газифицировано свыше 500 котельных. Однако степень использования газопроводов остается крайне низкой, имеются ГРС, загруженные всего на 5 - 10 процентов.
19 аварийно-диспетчерских служб (далее - АДС) обеспечивают круглосуточное аварийное прикрытие ГРП, ШРП, газовых сетей и потребителей. В 2004 году число аварийных заявок в сельской местности возросло на 45,6 процента, что связано в основном с ростом количества установленного газового оборудования, и на 36,0 процентов в городской местности, где значительная часть газового оборудования эксплуатируется длительное время и изношена.
ООО "Газпром межрегионгаз Чебоксары", 85 процентов акций принадлежат аффилированным организациям ОАО "Газпром" и 15 процентов - Чувашской Республике.
ООО "Газпром межрегионгаз Чебоксары" обеспечивает:
поставку природного газа потребителям всех форм собственности на территории Чувашской Республики;
реализацию природного газа населению Чувашской Республики.
По сетям ООО "Газпром трансгаз Нижний Новгород" и ОАО "Газпром газораспределение Чебоксары" природный газ поступает промышленным и приравненным к ним потребителям, в том числе и от независимых поставщиков, не входящих в ОАО "Газпром".
Для обеспечения газом новых промышленных, коммунально-бытовых потребителей и строящихся жилых домов, сокращения потерь газа при транспортировке по газораспределительным сетям в г. Чебоксары требуется сооружение ГРС-3 и строительство распределительного газопровода от ГРС-3 до ГРП в районе завода "Контур".
В этих целях необходимо внедрять современное газовое оборудование с высоким КПД и энергосберегающие технологии, узлы учета в ГРП и у потребителей, средства телеметрии с выводом текущих показаний на диспетчерский пункт.
3.2.Электроэнергетика
Состояние электроэнергетики Чувашской Республики характеризуется наметившимся ростом объемов выработки и потребления электроэнергии на фоне производственного и экономического подъема и потенциалом ее развития, созданием новых субъектов электроэнергетики, а также сфер обращения электроэнергии (мощности) в границах экономического пространства Российской Федерации.
Полезный отпуск электроэнергии начиная с 1998 года постепенно нарастал и в 2004 году достиг уровня 4,7 млрд. кВт.ч, а потребление электроэнергии по республике возросло на 18,9 процента по сравнению с 1999 годом. В настоящее время собственной выработки электроэнергии в теплофикационном режиме для обеспечения потребностей республики недостаточно, приходится закупать ее на оптовом рынке энергии и мощности (далее - ОРЭМ). Удельное потребление электроэнергии в целом по республике составляет 3523 кВт.ч/чел. в год, что в 1,7 раза меньше, чем в среднем по России. При этом удельное потребление электроэнергии в социально-бытовой сфере находится на среднероссийском уровне. Полезный отпуск электроэнергии городским жителям составляет около 600 млн. кВт.ч/в год, а сельским - 300 млн. кВт.ч/в год.
Спрос на электроэнергию и возможности его регулирования зависят от общего подъема экономики республики и множества факторов, которые неоднозначно влияют на показатели электропотребления. Однако только на базе электрификации и опережающего развития электроэнергетики можно ожидать роста производительности труда и повышения материального и культурного благосостояния населения Чувашской Республики.
Субъектами электроэнергетики на территории Чувашской Республики являются электрогенерирующие, электросетевые компании, диспетчерские и сбытовые компании.
Филиал ОАО "ТГК-5" "Марий Эл и Чувашии".
Филиал ОАО "ТГК-5" "Марий Эл и Чувашии" является основой энергетического комплекса Чувашской Республики, обеспечивающей:
1.Базовую выработку электрической энергии для снабжения потребителей на всей территории Чувашской Республики в годовых объемах свыше 2200 млн. кВт.ч;
2.Теплоснабжение крупнейших городов (ТЭЦ-3 - практически на 100 процентов тепловой энергией жилой и социальный секторы г. Новочебоксарска, а ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 - около 50 процентов г. Чебоксары, Алатырская производственная котельная (далее - ПК) - часть г. Алатыря);
3.Теплоснабжение крупнейших промышленных предприятий гг. Чебоксары и Новочебоксарска от ТЭЦ-1, 2, 3;
4.Устойчивое прохождение осенне-зимних максимумов нагрузки энергосистемы;
5.Тарифные преференции потребителям тепловой энергии.
Филиал ОАО "ТГК-5" "Марий Эл и Чувашии" является не только основой устойчивого теплоснабжения потребителей городов, но и обеспечивает снижение потребления природного газа при вводимых технологических и аварийных ограничениях поставок газа в республику посредством поддержания необходимых резервов мазута. Вместе с этим он, приобретая свыше 435 млн. м3 природного газа по коммерческим ценам и обеспечивая резервы топливного мазута в установленных объемах, отпускает тепловую энергию по тарифам значительно ниже средних тарифов для газовых котельных республики.
Таблица 3.1
| Установленная мощность, МВт | Станции | Располагаемая мощность, МВт | Рабочая мощность, МВт |
| 12,0 | Чебоксарская ТЭЦ-1 | 7,4 | 6,0 |
| 460,0 | Чебоксарская ТЭЦ-2 | 424,0 | 280,0 |
| 380,0 | Новочебоксарская ТЭЦ-3 | 380,0 | 226,0 |
| 0,2 | Мариинско-Посадская ВЭС | 0,2 | - |
| 852,2 | Итого | 811,6 | 512 |
Чебоксарская ТЭЦ-1 эксплуатируется с 1954 года, степень износа котлоагрегатов станции составляет 100 процентов, степень износа турбоагрегатов N 2 - 4 - 100 процентов. Балансовая стоимость турбин с генераторами составляет 48,3 млн. рублей, при этом балансовая стоимость замененного в 1999 году турбоагрегата N 1 - 42,1 млн. рублей (степень износа - 11,3 процента).
Чебоксарская ТЭЦ-2 эксплуатируется с 1979 года, степень износа ее котлоагрегатов составляет 60,9 процента, а турбин - 64,4 процента. Балансовая стоимость котлоагрегатов - 273,6 млн. рублей, турбин - 65,1 млн. рублей.
Новочебоксарская ТЭЦ-3 находится в эксплуатации с 1965 года, степень износа котельного оборудования станции - 35,7 процента, при этом степень износа котлоагрегатов ст. N 1 - 5 - 100 процентов. Степень износа турбин - 78,8 процента, при этом степень износа турбин ст. N 1 - 4 - 100 процентов. Балансовая стоимость котельного оборудования составляет 383,5 млн. рублей, а турбин - 63,4 млн. рублей.
Надежное электрообеспечение, особенно при прохождении осенне-зимних максимумов, поддерживается главным образом высоким уровнем технического обслуживания энергетического оборудования в условиях эксплуатации необходимыми регламентными мероприятиями по продлению его ресурса.
Установленная тепловая мощность всех электростанций и промышленной котельной на 1 января 2005 г. составила 2680,8 Гкал/час: Чебоксарская ТЭЦ-1 - 251 Гкал/ч; Чебоксарская ТЭЦ-2 - 1329 Гкал/ч, (в том числе по турбоагрегатам - 969 Гкал/ч.); Новочебоксарская ТЭЦ-3 - 1057 Гкал/ч, (в том числе по турбоагрегатам - 957 Гкал/ч); Алатырская ПК - 43,8 Гкал/ч.
Доля собственной выработки (отношение выработки электроэнергии электростанциями филиал ОАО "ТГК-5" "Марий Эл и Чувашии" к годовому потреблению электроэнергии) составила в 2004 году: 2239,2/4350,3 = 51,5 процента.
Коэффициент покрытия (отношение суммарной располагаемой мощности источников теплоснабжения к максимальной тепловой нагрузке) по филиалу ОАО "ТГК-5" "Марий Эл и Чувашии" за 2004 год составил: 2680,8/2403,1 = 1,116, в том числе на:
ТЭЦ-1 - 251/72,6 = 3,46;
ТЭЦ-2 - 1329/1306,8 = 1,017;
ТЭЦ-3 - 1057/1009,6 = 1,05;
АПК - 43,8/14,1 = 3,1.
Коэффициент покрытия с учетом отключения самого крупного агрегата по филиалу ОАО "ТГК-5" "Марий Эл и Чувашии" за 2004 год - 2095,2/2403,1 = 0,872, в том числе на:
ТЭЦ-1 (отключение ТГ ст. N 2 (ПР 4(12)-29/7/1.2) - 162/72,6 = 2,23;
ТЭЦ-2 (отключение ТГ ст. N 1 (ПТ-135/165-130/15) - 1022/1306,8 = 0,782;
ТЭЦ-3 (отключение ТГ ст. N 5 (Т-110-130) - 882/1009,6 = 0,874;
АПК (отключение котла КЕ-25/14) - 29,2/14,1 = 2,07.
Снижение эффективности тепловых станций определяется:
недостаточным потреблением пара из отборов турбин Чебоксарской ТЭЦ-2 и Новочебоксарской ТЭЦ-3 и недоиспользованием мощностей на тепловых электростанциях;
несоответствием генерирующих мощностей сложившемуся потреблению тепловой и электрической энергии предприятиями республики;
недостаточной производительностью вспомогательного оборудования тепловых электростанций (циркуляционные насосы, градирни);
старением основных производственных фондов;
несоответствием технологических режимов параметрам оборудования;
отсутствием единого пространства диспетчеризации распределения и учета электрической энергии;
наличием в тарифах на тепловую энергию перекрестного субсидирования промышленными потребителями жилищно-коммунального комплекса;
тенденциями ухода потребителей тепловой нагрузки от сетей ТЭЦ.
Снижение потребления тепловой нагрузки промышленными предприятиями и отборов пара из турбин Чебоксарской ТЭЦ-2 и Новочебоксарской ТЭЦ-3 снижает теплофикационную нагрузку энергетических блоков, ведет к увеличенному расходу топлива и возрастанию себестоимости тепловой и электрической энергии.
Для преодоления отмеченных негативных тенденций и повышения устойчивости и экономичности энергоснабжения требуются:
1.Увеличение потребления тепловой нагрузки и пара с коллекторов станций всех ТЭЦ, развитие магистральных тепловых сетей для обеспечения эффективной теплофикационной тепловой энергией жилищно-коммунального и промышленного комплекса городов.
2.Модернизация оборудования водоподготовки и насосных станций, вспомогательного оборудования, коммутационной аппаратуры, систем релейной защиты и автоматики для обеспечения современных требований по безопасности эксплуатации и повышения эффективности работы существующих генерирующих мощностей.
3.Замещение выработавших свой ресурс и морально устаревших генерирующих мощностей на энергетические комплексы, работающие в парогазовом цикле.
В филиале ОАО "ТГК-5" "Марий Эл и Чувашии" разрабатываются конкретные мероприятия перспективного развития, которые требуют инвестиционного ресурса в объемах 8 - 10 млрд. рублей.
Филиал ОАО "РусГидро - "Чебоксарская ГЭС"
В таблице 3.2 представлены суммарные мощности генераторов ГЭС.
Таблица 3.2
| Станция | Установленная мощность, МВт | Располагаемая мощность, МВт | Рабочая мощность, МВт |
| Филиал ОАО "РусГидро - "Чебоксарская ГЭС" | 1370,0 | 633,7 | 539,9 |
Эксплуатация филиала ОАО "РусГидро - "Чебоксарская ГЭС" была начата в 1980 году. Степень износа ее гидротурбин и гидрогенераторов составляет 35,5 процента при общей сумме балансовой стоимости оборудования 862 млн. рублей.
Снижение эффективности работы оборудования, ограничение и недоиспользование мощности для филиала ОАО "РусГидро - "Чебоксарская ГЭС" обусловлены:
непроектным (пониженным) напором на объекте филиала ОАО "РусГидро - "Чебоксарская ГЭС";
непроектным режимом работы гидротурбин филиала ОАО "РусГидро - "Чебоксарская ГЭС" в "пропеллерном" режиме.
В настоящее время суммарная установленная мощность всех электростанций на территории республики составляет 2222,2 тыс. кВт. Однако располагаемая мощность электростанций составляет всего 1445,3 тыс. кВт.
Территориальная электросетевая компания филиал ОАО "МРСК Волги" - "Чувашэнерго" включает в себя три подразделения электрических сетей: Алатырское (АЭС), Северное (СЭС), Южное (ЮЭС). Балансовая стоимость основных производственных фондов электрических сетей составляет 1834,34 млн. рублей, в том числе по АЭС - 305,6 млн. рублей, СЭС - 862,04 млн. рублей, ЮЭС - 666,7 млн. рублей. Степень износа основных фондов по филиалу ОАО "МРСК Волги" - "Чувашэнерго" составляет 60,6 процента, в том числе АЭС - 52,6 процента, СЭС - 70,3 процента, ЮЭС - 51,7 процента.
Протяженность воздушных линий, находящихся на балансе филиала ОАО "МРСК Волги" - "Чувашэнерго", составляет 20933 км. При этом протяженность воздушных линий на металлических опорах - 282 км, в том числе двухцепных линий - 76 км; на железобетонных опорах - 12560 км, в том числе двухцепных линий - 546 км; на деревянных опорах - 8091 км.
Линии электропередачи сельскохозяйственного назначения составляют 95,6 процента от общей протяженности линий, из них на напряжении 35 - 110 кВ - 1840 км; 6 - 10 кВ - 9253 км; 0,4 кВ - 9041 км.
По состоянию на 1 января 2005 года (с учетом нормативных сроков службы воздушных линий (ВЛ) на деревянных опорах - 25 лет, на железобетонных опорах - 33 года) самортизировано:
16621 км (17,6 процента от общей протяженности линий, находящихся в эксплуатации) ВЛ напряжением 6 - 10 кВ;
3932 км (43,7 процента от общей протяженности линий, находящихся в эксплуатации) ВЛ напряжением 0,4 кВ.
Анализ и экспертная оценка технического состояния высоковольтного оборудования магистральных сетей и подстанций напряжением 220 кВ и распределительных сетей 6 - 110 кВ, выполненные на основе результатов энергоаудитов, проведенных независимыми фирмами (ЗАО "НПО "Промэнерго", Самарский центр энергосбережения и энергоэффективности, Региональный научно-технический и инновационный центр энергосбережения (РНТИЦЭ) "НП "АСИНЭКС"), а также экспресс-обследования, протоколы измерений и испытаний службы диагностики ООО "Инженерного центра" показывают, что имеются проблемы, связанные с аппаратной надежностью энергосистемы.
Анализ структуры магистральных электросетей 220 кВ и материалов расследования произошедших аварий в энергосистеме показывают, что имеются определенные недостатки в проектных решениях. Наиболее уязвимым системным элементом в сети 220 кВ является открытое распределительное устройство - 220 кВ филиала ОАО "РусГидро - "Чебоксарская ГЭС" (ОРУ-220 кВ ЧеГЭС), к которому радиально подключены все четыре узловые подстанции и другой независимый источник электроэнергии - ТЭЦ-2 двумя ЛЭП-220 кВ. Шины 220-кВ ТЭЦ-2 не имеют непосредственных автономных связей с узловыми подстанциями магистральных сетей. Подстанция "Абашево", обеспечивающая электроснабжение потребителя первой категории по надежности электроснабжения (газоперекачивающую станцию), имеет фактически только один независимый источник - шины ОРУ-220 кВ ЧеГЭС. Она запитана отпайками от двух линий электропередачи - 220 кВ (ЛЭП-220 кВ) "ЧеГЭС-Венец" и "ЧеГЭС-Канаш-2". Еще одним недостатком магистральной сети 220 кВ является связь по одной только ЛЭП-220 кВ подстанции "Венец" и транзитной подстанции "Тюрлема".
Основными проблемами распределительных сетей 110-10-6 кВ являются: неуклонное старение высоковольтного электрооборудования; снижение качества подвесных и опорных изоляторов, бумажно-масляной изоляции; ухудшение работы аппаратуры систем телемеханики, связи, противоаварийной автоматики и релейной защиты.
По анализу результатов диагностики к особенно напряженным элементам с наибольшим количеством развивающихся дефектов высоковольтного электрооборудования относятся: высоковольтные вводы с бумажно-масляной изоляцией; регуляторы под нагрузкой силовых трансформаторов; контактные системы высоковольтных выключателей; контуры заземления подстанций (из-за коррозии); железобетонные опоры ВЛ в сетях с изолированной нейтралью (6 - 35кВ) и значительными емкостными токами; системы молниезащиты подстанций, средства защиты высоковольтного электрооборудования от рабочих коммутационных и грозовых перенапряжений. Все перечисленные выше экспертные оценки состояния высоковольтного электрооборудования и основные актуальные проблемы высоковольтных электрических сетей касаются и подстанций генерирующих предприятий филиала ОАО "РусГидро - "Чебоксарская ГЭС", ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3.
Главными целями дальнейшего развития магистральных и распределительных сетей Чувашской энергосистемы являются: преодоление старения основных фондов электрических сетей и высоковольтного оборудования путем неуклонного увеличения масштабов работ по реконструкции, модернизации и техническому перевооружению; развитие централизованного технологического управления электрическими сетями.
Электрические сети муниципальной собственности - это 26 предприятий, по электрическим сетям которых передается 1215695 тыс. кВт.ч. электрической энергии или 28 процентов полезного отпуска.
Техническое состояние сетей в сельской местности характеризуется крайней степенью износа. На большинстве предприятий отсутствуют необходимые структуры надлежащего поддержания технического состояния оборудования (электротехнические лаборатории и др). В связи с недостаточным финансированием реконструкции сетей их износ ежегодно увеличивается на 1 - 2 процента, а в многопрофильных предприятиях коммунального хозяйства средства, получаемые за транспортировку электрической энергии, направляются для финансирования других, убыточных видов деятельности. Состояние электрических сетей критическое, при этом отсутствует система отраслевого контроля их состояния планирования замещения выбывающих мощностей.
По ряду предприятий отсутствует достоверная информация по исполнительным схемам электрических сетей, составу оборудования, его фактического состояния, все это представляет реальную угрозу надежности энергообеспечения.
Дополнительной угрозой надежности энергообеспечения являются коммерческие потери и хищения электрической энергии, которые не имеют источника покрытия в тарифе на транспортировку электрической энергии и составляют основу убыточности энергопредприятий.
Существующая структура коммунальных электросетевых предприятий не обеспечивает проведение скоординированной технической политики в электросетевой инфраструктуре Чувашской Республики, привлечение инвестиционных ресурсов для развития электрификации. Это является сдерживающим фактором развития электрификации и реализации на территориях программ экономического и социального развития, участия в национальном проекте "доступное жилье". Приведение структуры муниципальных электрических сетей в соответствие с поставленными задачами является одним из первоочередных мероприятий.
Энергосбытовые организации, осуществляющие в качестве основного вида деятельности продажу другим лицам произведенной или приобретенной электрической энергии. Сбыт электрической энергии на территории республики осуществляют следующие энергосбытовые компании:
ОАО "Чувашская энергосбытовая компания";
ООО "Транснефтьсервис С".
Цели сбытовых организаций - снижение уровня коммерческих потерь и переход на расчеты по дифференцированным по зонам суток тарифам. Для достижения этих целей наиболее приемлемым средством являются внедрение автоматизированной системы контроля и учета электроэнергии и системы выставления счетов бытовым потребителям.
Предпринимают шаги для вхождения в рынок электрической энергии другие компании, не зарегистрированные в Чувашской Республике (ЗАО "Нижегородская Электрическая Компания"), что может привести к частичной потере налоговой базы в республике.
Оперативно-диспетчерское управление в электроэнергетике. Единоличное управление технологическими режимами работы объектов электроэнергетики осуществляет системный оператор ЕЭС России (СО). Ему подчинены другие субъекты оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике (ОДУ в Э), представляющие собой организации или физические лица, уполномоченные на выдачу оперативных диспетчерских команд и распоряжений, обязательных для ОДУ в Э нижестоящего уровня. На территории Чувашской Республики диспетчеризацию и управление частью системы осуществляет ремонтно-диспетчерское управление (далее - РДУ), выполняя следующие функции: оперативное управление энергетическими объектами на закрепленной территории, определение системных ограничений и предложений по их снятию, прогнозирование и оценка балансов электроэнергии и мощности, расчет диспетчерских графиков, организация балансирующего рынка и размещение резервов, долгосрочное планирование, согласование годового графика ремонтов оборудования электростанций и линий электропередачи, организация функционирования систем оперативно-технологического управления ЕЭС: ПА, АРЧМ, телемеханика и связь, АСДУ, АСКУЭ.
РДУ осуществляет оперативно-технологическое (диспетчерское) управление, взаимодействуя с диспетчерскими службами филиала ОАО "МРСК Волги" - "Чувашэнерго", филиалом ОАО "ТГК-5" "Марий Эл и Чувашии" и филиалом ОАО "РусГидро" - "Чебоксарская ГЭС".
РДУ участвует в согласовании технических требований генерирующим и сетевым компаниям, квалифицированным потребителям на необходимые технические комплексы мониторинга и управления по объектам их балансовой принадлежности.
В перспективе основными направлениями совершенствования регионального диспетчерского управления следует считать:
создание оперативно-информационных комплексов, укомплектованных современными ЭВМ и специализированными программными продуктами;
построение региональной системы автоматического регулирования мощности;
внедрение цифровых комплексов многоуровневой противоаварийной автоматики;
установка систем АСКУЭ на энергетических объектах;
расширение сети каналов линейной и телефонной связи, а также устройств телемеханики.
Это позволит снизить операционные расходы, связанные с ликвидацией системных аварий, и наладить оперативное регулирование режимов работы энергетической системы Чувашской Республики, повысить надежность функционирования автоматизированных систем оперативно-технологического (диспетчерского) управления (РЗА, ПА, АРН, АРЧМ, АСДУ, АСКУЭ и средств связи).
Надежное функционирование системы электроснабжения Чувашской Республики обеспечивается, помимо государственного правового и финансового регулирования и контроля, техническим регулированием. В состав мер технического регулирования и контроля (надзора) входит принятие технических регламентов по направлениям технической и технологической безопасности, качества электрической и тепловой энергии, установление нормативов резерва мощности, а также устройства электроустановок деятельности субъектов, связанной с эксплуатацией электрического и теплового оборудования, в том числе с соблюдением техники безопасности его обслуживания.
3.3.Теплоэнергетика и теплоснабжение
В республике свыше 1630 котельных обеспечивают теплом системы централизованного теплоснабжения и отдельные объекты. Субъектами рынка тепловой энергии являются 103 организации.
Установленная мощность тепловой генерации в котельном оборудовании в настоящее время составляет 6214 млн. кВт.ч или 5342 Гкал/ч.
Анализ коэффициентов покрытия тепловой нагрузки по котельным районов и городов показывает несоответствие фактической нагрузки установленным мощностям, что определяет неоптимальные режимы работы схем теплоснабжения. Приборные обследования подтверждают необходимость оптимизации схем и режимов работы тепловых сетей. Канашские и Шумерлинские тепловые сети имеют избыточные тепловые мощности (рис. 3.1).
Рис. 3.1
а) Коэффициенты покрытия по котельным г. Канаша
б) Коэффициенты покрытия по котельным г. Шумерли
Рисунок не приводится.
В районах республики параметры генерирующих мощностей часто не соответствуют тепловым нагрузкам, что приводит к недоиспользованию оборудования, многолетним простоям и выходу его из строя, а также определяет низкую экономическую эффективность работы теплогенерирующих мощностей.
В то же время несколько котельных г. Цивильска, Порецкого района не способны обеспечить прохождение пиков тепловой нагрузки при минимальной расчетной температуре, что приводит к снижению температуры ниже допустимой в отапливаемых помещениях.
Ряд котельных не соответствует вновь введенным требованиям по группе параметров: отсутствует резервное топливо, не соответствует категории надежности схема электроснабжения, не выполняются правила безопасности газового оборудования ПБ-12-529-03. Имеются котельные с низким уровнем надежности, требующие реализации мероприятий по модернизации и реконструкции.
Рис. 3.2. Срок эксплуатации котельных установок в зависимости
от производительности
Рисунок не приводится.
Парковый ресурс котельного оборудования представлен на рис. 3.6. Выбытие теплогенерирующих мощностей можно оценить на уровне 120 - 150 млн. кВт в год. Наиболее сложное положение основных фондов на сегодня в г. Алатыре, где в тепловых сетях самым современным котлом является котел 1986 года установки.
Минимизировать затраты на замещение выбывающих генерирующих мощностей позволяет комплексный подход, включающий оптимизацию схем теплоснабжения, их наладку и снижение потерь в системе "Источник - тепловая сеть - потребитель" (рис. 3.3).
Рис. 3.3. Энергетический баланс системы
"Источник - тепловые сети - потребитель"
Рисунок не приводится.
Задачи повышения экономической и технической эффективности систем теплоснабжения можно подразделить на следующие:
оптимизация систем (схем) теплоснабжения с учетом перспектив развития населенных пунктов, повышения надежности и перехода на теплофикационную выработку тепловой энергии;
построение энергетических балансов системы "Источник - тепловая сеть - потребитель" с учетом фактических параметров объектов и разработка мероприятий снижения издержек;
замещение неэффективных технологий и оборудования, внедрение современных котлов, систем химводоочистки (ХВО), насосных станций и др.;
внедрение комплексных автоматизированных систем управления, учета и диспетчеризации в системах теплоснабжения и у потребителей тепловой энергии.
Очередность направления средств на энергосбережение в системе теплоснабжения в соответствии со средним сроком окупаемости проводимых мероприятий представлена на рис. 3.4 на примере обследования 44 котельных.
Рис. 3.4. Очередность направления средств на
энергосбережение в системе теплоснабжения и средний срок
окупаемости проводимых мероприятий
Рисунок не приводится.
Необходимо осуществить модернизацию коммунальной энергетики, в том числе за счет привлечения частного капитала в эту потенциально привлекательную в инвестиционном отношении сферу хозяйственной деятельности на основе реформирования и модернизации всего жилищно-коммунального комплекса и преобразования унитарных муниципальных предприятий, обеспечивающих электроснабжение и теплоснабжение населения и коммунальной сферы городов, в открытые акционерные общества и последующей их интеграцией с акционерными обществами энергетики и электрификации, включая использование концессионных, арендных и других механизмов управления объектами коммунальной инфраструктуры.
IV.Энергетическая безопасность
Энергетическая безопасность Чувашской Республики - это состояние защищенности ее населения, общества и экономики от угроз надежному топливо- и энергообеспечению.
Угрозы энергетической безопасности определяются как внешними факторами, так и собственно состоянием и функционированием энергетики республики, диспропорциями в топливо- и энергообеспечении отдельных районов по возможностям поставок, производства и потребления природного газа, угля, мазута, тепловой и электрической энергии.
Анализ причин аварий на объектах энергетического комплекса показывает следующие причины их возникновения:
выработанный парковый ресурс и физический износ оборудования;
устаревшее и не функционирующее оборудование, контрольно-измерительные приборы и автоматика (далее - КИПиА);
несоблюдение технологических регламентов эксплуатации оборудования;
несоответствие фактических режимов работы оборудования, тепловых и электрических сетей проектным параметрам; ошибочные действия эксплуатационного персонала.
Развитие аварийных ситуаций и их переход в системные аварии обуславливается следующими причинами:
неудовлетворительное развитие сетей и их состояние, схем кольцевания и перемычек;
недостаточный резерв мощности генерирующих источников;
неудовлетворительное информационное обеспечение ДУ;
отсутствие средств автоматического контроля (расхождение фазовых углов, уровней напряжения, температур, давления, потокораспределения и др.) в режиме реального времени;
недостаточно отработанные процедуры организационного и технического взаимодействия в структурах управления при аварийных ситуациях и их ликвидации в коммунальной энергетике;
несоответствующая квалификация персонала;
неукомплектованность эксплуатационных и аварийных служб специальными машинами, механизмами и запасами материалов и оборудования для проведения ремонтных работ.
Для поддержания необходимого уровня энергетической безопасности Чувашской Республики следует обеспечить:
рациональный топливно-энергетический баланс;
необходимый уровень технического состояния энергетической инфраструктуры;
необходимую генерацию и распределение энергетических потоков;
внедрение современных методов и средств неразрушающего контроля и технической диагностики энергетических объектов - наиболее эффективных и надежных методов и средств.
4.1.Топливообеспечение
Энергетическая безопасность Чувашской Республики обеспечивается достаточным для достижения параметров Энергетической стратегии поступлением энергоресурсов из-за пределов республики (увеличится на 30 процентов, что соответствует увеличению внутреннего потребления первичных топливно-энергетических ресурсов в России к 2020 году).
Чрезмерно высокая доля в топливном балансе природного газа (свыше 87 процентов) является потенциальной угрозой безопасности из-за технических и экономических факторов. Поддерживаемый и субсидируемый государством уровень цен на природный газ определяет преимущества его использования. Прекращение субсидирования природного газа, доведение его цены на внутреннем рынке до уровня рентабельности добычи и транспортировки, развитие рынка природного газа и увеличение на нем доли "независимых" поставщиков, а также возможное вступление России в ВТО могут существенно изменить соотношение цен на энергетические носители на внутреннем рынке.
Цена на природный газ станет соотноситься к цене на уголь в сопоставимых топливных эквивалентах, как 1,6 - 2,0. Соответственно существует угроза ускоренного роста тарифов в Чувашской Республике из-за ускоренного по сравнению с другими видами топлива роста цен на природный газ, изменятся экономические предпосылки потребления природного газа и его альтернатив.
Техническая надежность газоснабжения потребителей Чувашской Республики может быть достигнута:
созданием закольцованных систем распределительных сетей газоснабжения в населенных пунктах Чувашской Республики;
созданием локальных систем энергетической безопасности городов с возможным созданием хранилищ и складов резервного топлива (мазут, печное топливо, уголь, дрова и т.д.) для систем теплоснабжения при аварийных остановках газоснабжения или при резких похолоданиях в отопительный период.
Резервным видом топлива в республике является мазут и, в незначительных объемах, каменный уголь. Тренд стоимости топочного мазута за последние 3 - 4 года делает этот вид топлива экономически неэффективным. Тепло- и электрогенерирующим компаниям необходимо рассмотреть варианты его замещения углем или другими альтернативными видами топлива.
В республике имеется потенциал местных и возобновляемых энергетических ресурсов, которыми можно замещать до 10 - 15 процентов топливного баланса. Экономически целесообразным становится вовлечение их в энергетический баланс при стоимости природного газа на уровне 100 - 120 $ USA за 1000 м3. Следует предусмотреть создание экономической поддержки использования местных и возобновляемых энергетических ресурсов через систему экологического премирования, снижения налогообложения или другие механизмы.
На первом этапе следует реализовать проекты с замещением дорогого резервного топлива, мазута. На втором этапе, в зависимости от складывающейся ситуации на рынке природного газа, начать поэтапное его замещение или дополнение, ставя задачу снижения доли природного газа в топливном балансе ниже 80 - 85 процентов при наличии экономической целесообразности.
4.2.Обеспечение необходимого уровня технического состояния энергетической инфраструктуры
В настоящее время в целом системы транспортировки газа обеспечивают возможность доставлять потребителям свыше 6 млрд. м3 природного газа.
В то же время в газовом хозяйстве Чувашской Республики эксплуатируются подземные газопроводы, у которых истек нормативный срок эксплуатации (40 лет). Такие газопроводы должны подвергаться диагностированию с целью оценки технического состояния, продления сроков безопасной эксплуатации или их замены. Протяженность таких газопроводов ежегодно увеличивается. При положительных результатах диагностики срок эксплуатации продлевается еще на 5 - 10 лет. По истечении этого срока газопроводы подвергаются повторной диагностике, в этом случае возможно продление их эксплуатации еще на 3 - 5 лет.
После повторного продления срока эксплуатации значительное внимание должно быть уделено вопросам использования диагностических информационных технологий. При этом значительно увеличиваются эксплуатационные затраты на содержание этих газопроводов: в разы учащаются обходы, приборное обследование должно проводиться ежегодно, то есть в 5 раз чаще обычного.
Протяженность газопроводов, подвергнутых диагностике только за последние 3 года, составляет 111,9 км, из них в г. Чебоксары - 100,3 км. Необходимо решить вопрос плановой работы по замене газопроводов, прошедших диагностику в 2002 - 2005 годах, в противном случае возникнет необходимость замены 200 - 300 км газопроводов в один год, и далее - по результатам диагностики в последующих годах (в 2012 - 2015 гг.). В период 2006 - 2010 годы подлежат диагностированию 147,5 км подземных газопроводов (в том числе по г. Чебоксары - 107,3 км).
Аналогичная проблема стоит по газорегуляторным пунктам (далее - ГРП), отработавшим нормативный срок эксплуатации. Газооборудование в них физически и морально устарело и подлежит диагностике с целью определения остаточного ресурса. Количество таких ГРП составляет 90 шт., в том числе в г. Чебоксары - 75 шт. Дальнейшая их эксплуатация грозит случаями прекращения газоснабжения объектов г. Чебоксары и других населенных пунктов. ОАО "Газпром газораспределение Чебоксары" принято решение и ведутся работы по замене газооборудования в этих ГРП. Такое же положение создалось по устройствам электрохимзащиты стальных подземных газопроводов, нормативный срок эксплуатации которых составляет 20 лет. Количество таких средств коррозийной защиты (СКЗ) более 300 шт., в том числе в г. Чебоксары - 120 шт. Составлена программа по замене преобразователей и анодных сооружений.
По состоянию на 1 января 2005 г. в газовом хозяйстве Чувашской Республики находились в эксплуатации 471,4 км внутридомовых газопроводов с истекшими сроками службы (30 лет и более), в том числе в г. Чебоксары - 415,6 км и в г. Новочебоксарске - 55,8 км. Из-за отсутствия финансирования средств у владельцев этих домов не решаются проблемы диагностики или замены этих газопроводов.
Оценка минимума работ по результатам визуального и инструментального обследования технического состояния труб (включая также сварные швы, межэтажные переходы) обходится в среднем в 925 рублей, а при необходимости перекладки наиболее ветхих газопроводов стоимость работ ориентировочно составляет 4,1 - 4,2 тыс. рублей (с НДС) в расчете на 1 квартиру. Дальнейшая эксплуатация таких газопроводов в жилых домах создает угрозу надежности газоснабжения, жизни и здоровью людей.
Все более обостряются вопросы обеспечения газом новых промышленных, коммунально-бытовых потребителей и строящихся жилых домов в г. Чебоксары. Построенная по ул. Пролетарская перемычка временно разгрузила ГРС-1 г. Чебоксары, но уже сегодня эта проблема обострилась вновь. Необходимо решить вопросы строительства новой ГРС-3 и распределительного газопровода от ГРС-3 до ГРП в районе завода "Контур". Стоимость выполнения работ по закольцовке составляет 59,3 млн. рублей.
Наряду с вышеизложенными проблемами одной из основных задач является ресурсо- и энергосбережение, сокращение потерь газа при транспортировке по газораспределительным сетям. В этих целях необходимо внедрять современное газопотребляющее оборудование с высоким КПД и энергосберегающие технологии, узлы учета в ГРП и у потребителей, средства телеметрии с выводом текущих показаний на диспетчерский пункт. Для выполнения этой программы только на 1 этапе потребуются финансовые вложения в размере 300 млн. рублей, в том числе по г. Чебоксары - 32 млн. рублей.
В последние несколько лет возросла необходимость принятия антивандальных мероприятий на газораспределительных сетях в связи с участившимися случаями несанкционированного вмешательства посторонних лиц.
Целый ряд потребителей не имеет исправного резервного топливного хозяйства, причем ситуация имеет тенденцию к ухудшению с каждым годом.
Электрические сети 110 - 220 кВ предназначены для внутрисистемных и межсистемных связей. С помощью этих сетей электроэнергия поставляется в республику и из гг. Чебоксары и Новочебоксарска доставляется во все районы республики. Данные сети способны обеспечить транспортировку электрической энергии в прогнозных объемах перетоков топливно-энергетического баланса до 2020 года. Однако в связи с выработанным ресурсом сетевого оборудования необходимо определить очередность модернизации дорогостоящего оборудования с использованием современных методов диагностики электрооборудования.
Износ кабельных линий (далее - КЛ) 6 - 10 кВ, трансформаторных подстанций (далее - ТП) 6(10)/0,4 кВ, распределительных устройств (далее - РУ) 6(10) кВ, а также КЛ 0,4 кВ представлены на рис. 4.1. В городских и поселковых электрических сетях необходимо выполнить следующие работы:
капитальный ремонт ВЛ-6(10) кВ с применением самонесущих изолированных проводов;
капитальный ремонт ВЛ-0,4 кВ с применением самонесущих изолированных проводов;
прокладка и включение в работу дополнительных КЛ-6(10) кВ;
замена изношенных высоковольтных масляных выключателей на вакуумные выключатели;
замена изношенных силовых трансформаторов на трансформаторы большей мощности;
замена изношенных КЛ 0,4 кВ.
Рис. 4.1. Сведения о техническом состоянии объектов
электросетевого хозяйства обособленного структурного
подразделения "Чебоксарские электрические сети"
ООО "Коммунальные технологии"
Рисунок не приводится.
Общее техническое состояние и сроки эксплуатации сетей 0,4 - 6 - 10 кВ требуют реализации программ по их модернизации для надежного обеспечения потребителей качественной электроэнергией.
Общим для большинства котельных Чувашской Республики является большой физический износ оборудования (рис. 3.6). Проведенные обследования и энергетические аудиты котельных показали, что котлы единичной мощностью до 4 Гкал/ч повсеместно имеют низкий КПД. Плохие показатели котельных, оборудованных котлами малой мощности, таких как "НР-18", "Универсал", "Энергия", "Братск", "Факел", "Минск-1" и т.д. определяются крайне низкими техническими характеристиками самих котлов, отсутствием в большинстве случаев автоматического регулирования процессов горения, повсеместным отсутствием либо неработоспособностью химической водоподготовки и, соответственно, сопровождающимися образованием накипи на тепловоспринимающих поверхностях и заносом котлов продуктами коррозии.
В более худшем состоянии находятся котельные, работающие на угле. Их КПД не превышает 60 процентов (худшие показатели на уровне 20 процентов). Это объясняется техническим состоянием котлов, уровнем водоподготовки, качеством угля и отсутствием предварительной его обработки, механизации топливоподачи, а также низким техническим уровнем эксплуатационного персонала, невысокой заработной платой операторов котельных.
Низкий КПД зачастую определяется недостаточной загруженностью котлов в условиях малой тепловой нагрузки систем теплоснабжения и несоответствием режимов установленному оборудованию.
Среднеэксплуатационный КПД котлов существенно отличается от данных режимных карт из-за отсутствия автоматизации процессов горения и отклонения от оптимального отношения воздух - топливо.
Техническое состояние тепловых сетей можно охарактеризовать по тепловым сверхнормативным потерям. Для решения этой проблемы необходимы последовательные мероприятия с приборным определением участков теплосети с максимальными теплопотерями и их перекладки на трубопроводы с улучшенной теплоизоляцией.
Системы теплопотребления зданий находятся в основном в неудовлетворительном состоянии. На 95 процентах тепловых узлов потребителей отсутствуют контрольно-измерительные приборы. Тепловая изоляция внутридомовых сетей трубопроводов не соответствует правилам технической эксплуатации (далее - Правила). Коэффициент смешения в элеваторных узлах не соответствует температурным графикам на вводе в тепловой узел и систем теплопотребления. Несоблюдение требований Правил в части обслуживания и учета параметров теплоносителя и тепловой энергии теплопотребляющих установок приводит со временем к разрегулированию системы теплопотребления в части эффективной транспортировки и преобразования тепловой энергии.
Для приведения в порядок систем теплопотребления необходима модернизация систем внутридомового теплоснабжения, приведение в соответствие нормативным документам их технического состояния, организация качественной эксплуатации на основе строгого соблюдения правил технической эксплуатации тепловых энергоустановок. Это потребует повышения квалификации лиц, ответственных за тепловое хозяйство, по разработанным специализированным программам повышения квалификации.
4.3.Модернизация внутридомового инженерного оборудования
Внутридомовое инженерное оборудование не относится к объектам энергетического комплекса, а является приемным устройством потребителя. В связи с тем, что его техническое состояние является реальной угрозой для надежного и безопасного энергообеспечения социально важнейшей группы потребителей - населения, а также сдерживающим фактором создания розничного рынка энергоносителей, стратегически важно приведение внутридомового инженерного оборудования в соответствие с современными требованиями в строящихся домах и в существующем жилом фонде.
Сети 0,4 кВ в жилых и общественных зданиях старой постройки (до 1999 г.) не соответствуют ГОСТу 50571.1-25 "Электроустановки зданий". Применение в таких однофазных двухпроводных сетях бытовой техники, рассчитанной на применение в однофазных трехпроводных сетях, создает повышенную опасность для жизни людей и повышенную пожароопасность. Основными недостатками таких систем являются:
малая пропускная способность;
выполнение электропроводки внутри здания проводом или кабелем с алюминиевыми жилами;
выполнение однофазных сетей двухпроводными, а трехфазных сетей -четырехпроводными;
неудовлетворительное техническое состояние из-за отсутствия квалифицированной эксплуатации;
отсутствие устройств защитного отключения.
Необходимо организовать осмотры и испытания электрических сетей в квартирах и частных жилых домах на соответствие нормативным требованиям. Сведения о соответствии технического состояния электроустановок старых зданий нормативным требованиям приведены на рис. 4.2. С целью совершенствования технического состояния электроустановок необходимо при модернизации старых и строительстве новых зданий обеспечить внедрение низковольтных комплектных устройств (далее - НКУ), устройств защитного отключения (далее - УЗО), приборов учета, измерительных приборов и т.д., в том числе выпускаемых предприятиями Чувашской Республики.
Рис. 4.2. Сведения о соответствии технического состояния
электроустановок зданий нормативным требованиям
а) жилищно-коммунальное хозяйство
б) бюджетные организации
Рисунок не приводится.
Следует широко внедрять современные системы учета электроэнергии, позволяющие снизить коммерческие потери и хищения электрической энергии, стимулировать эффективное использование электроэнергии в быту.
Внимание должно быть уделено вопросам качества электрической энергии. Сетевым предприятиям необходимо реализовать комплекс мероприятий для обеспечения качества электроэнергии в соответствии с ГОСТом 13109-97 "Электроэнергия, совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электроэнергии в системах электроснабжения общего назначения".
Необходимо провести разъяснительную работу среди граждан, проживающих в частных домах и приватизированных квартирах, о необходимости создания современных электроустановок зданий, а также проведения периодических испытаний и осмотров.
Отопительная система восполняет потери тепла зданием и поддерживает расчетную температуру внутреннего воздуха помещений, устанавливаемую санитарными нормами в зависимости от назначения помещений.
Сведения о соответствии нормативным требованиям параметров теплоносителя в тепловых узлах потребителя приведены на рис. 4.3.
Рис. 4.3. Сведения о соответствии нормативным требованиям
параметров теплоносителя
Рисунок не приводится.
Применение автоматизированных узлов управления с регулирующими клапанами и насосами позволит осуществить регулирование расхода и температуры теплоносителя в отопительной системе здания, тем самым достигается более эффективное использование тепловой энергии у потребителя. Для комплексного решения вопроса энергетической безопасности жилых и общественных зданий органам местного самоуправления в Чувашской Республике совместно с собственниками домов необходимо организовать работы по модернизации инженерного оборудования: систем внутридомового газового оборудования, тепло- и водоснабжения и водоотведения, электроснабжения, вентиляции и т.д.
4.4.Обеспечение необходимых энергетических потоков и достижение оптимального баланса
Прогнозируемый рост потребления топлива в Чувашской Республике к 2020 году составляет 30 - 35 процентов. Такой уровень приема энергоносителей уже сейчас может обеспечить как существующие газопроводы, так и необходимые склады и резервуары, соответственно, для угля и жидких углеводородов. Задача сводится к созданию условий поддержания инфраструктуры в удовлетворительном техническом состоянии.
В связи с тем, что потребление электроэнергии в 2020 году составит по энергоэффективному варианту 6,2 млрд. кВт.ч, по умеренному варианту - 7,2 млрд. кВт.ч (приложения N 1, 2 ), перед электросетевыми компаниями и РДУ встают следующие задачи:
обеспечить транспорт и преобразование электроэнергии районам и городам и организациям в соответствии с указанными в стратегии объемами;
изыскать дополнительные возможности для увеличения транспорта требуемого количества передаваемой энергии с оптового рынка энергии и мощности;
предусмотреть дополнительные межсистемные связи по условиям устойчивости и живучести энергосистемы.
Теплоэнергетической компании необходимо предусмотреть увеличение вырабатываемой электроэнергии и автономные источники для запуска станций при полной их остановке в результате нарушения межсистемных связей.
Важным фактором повышения энергетической безопасности в условиях возможного дефицита топлива является увеличение потоков электрической и тепловой энергии потребителю при сокращении (стабилизации) поставок энергоносителей с рынка природного газа и рынка топлива. На каждой тысяче кубометров газа, направленной на производство тепловой энергии, совместно с электрической экономится сто кубометров в целом для Чувашской Республики, даже в том случае, если тепловая энергия была бы выработана на самой современной котельной, а электрическая энергия - в конденсационном цикле.
Для эффективного преобразования первичных видов топлива и поддержания платежеспособного спроса на вторичные энергоносители генерирующим компаниям совместно с органами исполнительной власти Чувашской Республики необходимо реализовать комплекс мер, стимулирующих развитие теплофикации.
4.5.Экологическая безопасность
Объекты энергетики при сжигании органического топлива выбрасывают в атмосферу значительные количества диоксида углерода, а также оксиды азота, серы и другие вредные вещества. Страны, подписавшие Киотский протокол, обязались принимать меры, чтобы их совокупные антропогенные выбросы парниковых газов (диоксид углерода, метан, закись азота, гидрофторуглероды, перфторуглероды, гексафторид серы) в эквиваленте диоксида углерода не превышали установленных для них количеств.
В 1991 году при сжигании всех видов органического топлива в Чувашской Республике в атмосферу было выброшено в общей сложности 9710 тыс. тонн диоксида углерода. Из этого объема выбросов 1286 тыс. тонн было выброшено при сжигании моторного топлива (бензин, дизтопливо) и 8423 тыс. тонн при сжигании природного и сжиженного газа, мазута, угля, дров и торфа. Выбросы диоксида углерода без учета сжигания дров в 1991 году составили 8351,32 тыс. тонн. Наиболее значительное количество диоксида углерода (4557 тыс. тонн, или 54,1 процента) образовалось при сжигании 2305,0 млн. м3 природного газа, при сжигании 891 тыс. тонн мазута выбросы составили 2795 тыс. тонн (33,2 процента), при сжигании 454 тыс. тонн угля выбросы составили 897,6 тыс. тонн (10,65 процента). Общий расход условного топлива в 1991 году составил 4269 тыс. тонн.
После 1991 года вследствие перехода ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3, а также ряда котельных с мазута на природный газ потребление мазута стало сокращаться и в настоящее время не превышает 20 тыс. тонн в год. За счет этого выбросы диоксида углерода при сгорании мазута уменьшились на 2732,75 тыс. тонн. Переход ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3 с мазута на природный газ позволил снизить выбросы оксидов серы с 31,6 тыс. тонн в год до 0,62 тыс. тонн в год.
Проводимые на ТЭЦ мероприятия по сокращению выбросов оксидов азота позволили практически в два раза уменьшить выбросы оксидов азота. Укрупнение центров генерации тепловой энергии позволяет реализовывать новейшие технологии сжигания топлива с сокращением выбросов оксидов азота. Новый ГОСТ Р 50831-95 "Установки котельные. Техническое оборудование. Общие технические требования" устанавливает нормы выбросов оксидов азота и серы. Их сокращение с использованием новейших технологий селективного каталитического восстановления или селективного некаталитического восстановления эффективно пропорционально единичной мощности котельных.
При росте к 2020 году потребления природного газа до 3391 млн. м3 выбросы диоксида углерода при его сгорании составят 6703 тыс. тонн или увеличатся на 2251 тыс. тонн по сравнению с 2004 годом. При сохранении потребления угля и мазута на уровне 2004 года выбросы диоксида углерода в атмосферу в 2020 году без учета дров составят 7042 тыс. тонн, что на 1308 тыс. тонн меньше, чем в 1991 году.
Рис. 4.4. Динамика потребления энергоносителей и
выбросов диоксида углерода
Рисунок не приводится.
Условия Киотского протокола, направленные на снижение выбросов "парниковых газов", не являются ограничивающим фактором развития энергетики республики на период до 2020 года. Участие в реализации механизмов международного сотрудничества, предусмотренных Киотским протоколом, дает возможность привлечения инвестиционных средств для решения экологических проблем, связанных с выбросами парниковых газов на территории республики.
С экологической точки зрения требуется предусматривать поэтапное замещение преобразования энергии природного газа в тепловую энергию, на совместную выработку тепловой и электрической энергии, в первую очередь, на объектах с круглогодичным потреблением тепловой энергии.
Помимо сокращения выбросов парниковых газов, "углеродные" инвестиции могут привести к возникновению значительных сопряженных выгод, включая:
попутное сокращение выбросов других видов загрязнителей;
снижение риска заболеваемости населения и деградации экосистем;
внедрение достижений научно-технического прогресса;
появление новых стимулов к экономии энергоресурсов;
развитие альтернативных экологически чистых технологий производства энергии.
Для этого необходимо реализовать проекты развития альтернативной энергетики и изменить государственную политику субсидирования традиционных (невозобновляемых) энергоносителей.
Сократить сбросы минерализованных стоков позволит совершенствование технологий водоподготовки, увеличение возврата конденсата, применение комплексонов. Применение комплексонов - ингибиторов солеотложения в 200 раз сокращает концентрацию солей в стоках и в 300 раз по массе снижает загрязнение. Уход потребителей тепловой нагрузки и пара от централизованного теплоснабжения ухудшает ситуацию со сбросом стоков из-за худших показателей менее мощных систем водоподготовки.
Приложения
2005-12-30 Приложение к Постановлению от 30 декабря 2005 года № 349 Стратегия
2005-12-30 Приложение к Постановлению от 30 декабря 2005 года № 349 Стратегия
2005-12-30 Приложение к Постановлению от 30 декабря 2005 года № 349 Стратегия
2005-12-30 Приложение к Постановлению от 30 декабря 2005 года № 349 Стратегия
2005-12-30 Приложение к Постановлению от 30 декабря 2005 года № 349 Стратегия
2005-12-30 Приложение к Постановлению от 30 декабря 2005 года № 349 Стратегия
2005-12-30 Приложение к Постановлению от 30 декабря 2005 года № 349 Стратегия
2005-12-30 Приложение к Постановлению от 30 декабря 2005 года № 349 Стратегия
2005-12-30 Приложение к Постановлению от 30 декабря 2005 года № 349