Презентация 47.

Международная конференция «Эффективная генерация энергии»
19-20 сентября 2011 года Москва
Центр международной торговли
Качество «Энергоемкости энергии»
для конечного потребителя
Главный технолог, начальник сектора аудита ТЭС и ЭС
ЗАО «Е4 СибКОТЭС»
Богданов Александр Борисович
Основной материал по энергоемкости описан в ~ 70 статьях журналов
«ЭнергоРынок», «Энергосбережение», «Новости теплоснабжения»
«Теплоэнергоэффективные технологии» и т.д.
сайт
www.cotes.ru
www.exergy.narod.ru
сот раб. 913 703 40 14
bogdanov@cotes.ru
сот.
923 681 53 33
exergybogd@mail.ru
раб (8-383) 358-358 доб. 1966
1
№ 2 Даже, если реализуем программу снижения энергоемкости к 2020 году
на 40%, то передвинемся с позорного 141 на скромное 105 место!
Но, Минэкономразвития (МЭР), государственный регулятор, основанный
на скрытом перекрестном субсидировании, не позволит добиться
и этого, более чем скромного результата!
2
№ 3 Чего не хочет или не может понять государственный регулятор
экономики энергетики России- Минэкономразвития , ФСТ и РЭК?
То, что самые лучшие ГРЭС и котельные не экономят топливо!
Только конечные потребители комбинированного тепла ТЭЦ обеспечивают
огромную экономию топлива на эл. энергию в 1,7÷2, 2раза!
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
1.
2.
3.
4.
Энергетические котлы работают с КПД до92-93%. На газе до 95%, С конденсацией влаги из
дымовых газов может быть до 102% Выжать из них больше 1-2% в принципе нельзя!
Котельные работают с КПД нетто (с учетом тепла на собственные нужды и покупку эл. эн)
до 78-85% Выжать из них больше 2-3% в принципе нельзя!
Конденсационные ГРЭС работают с КПД 36-38% Выжать из них больше 2-3% нельзя!
ТЭЦ работающие в конденсационном режиме работают на 1,5-2 процента ниже
аналогичных ГРЭС с КПД 35-37% Выжать из них больше 3-5% нельзя
ТЭЦ с низкими параметрами только на тепловом потреблении работают с КПД 75-82% по
электричеству и по теплу что 2.2 раза лучше на ГРЭС!! Выработка на тепловом
потреблении W=0.05-0,25мВт/Гкал
ПГУ с теплофикацией, с высокими параметрами пара, с тремя давлениями работает с КПД
нетто до 75-82% что не выше КПД ТЭЦ!!!!
ТЭЦ с высокими параметрами на тепловом потреблении работает так же, как и с низкими
параметрами с КПД 75-82% но доля электроэнергии растет в 2-3 раза W=0.5-0.65Мвт/Гкал
Вывод! В отличии от Запада с теплым климатом, в России совершенно неактуально
инвестировать в строительство конденсационных ГРЭС, повышать параметры
острого пара, разрабатывать амбициозные проекты типа ГОЭЛРО-2 Выжать из них
больше 2-3% в принципе нельзя!
Программа строительства котельных также АБОЛЮТНО ОШИБОЧНА, так как не
используется отработанное тепло ГРЭС. Ущерб до 75-81% от расхода топлива.
Только технология потребления комбинированного тепла, только Программа
Государственной Теплофикации России (ГОТФРО) обеспечивает рост КПД в 1,7-2 раза с
33÷38% до 77-79%.
Главная преграда по развитию теплофикации– ПОЛИТИЧЕСКОЕ СУБСИДИРОВАНИЕ
МОНОПОЛИИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ за счет потребителей комбинированного тепла 3
ТЭЦ региона.
№4 На чем основана политика регулятора МЭР, ФСТ, РЭК? на УСРЕДНЕНИИ
Передовые рыночные экономики, еще в ~1930÷1950 годах отказались от
усреднения и перевели рыночные отношения на основе
маржинальных издержек!
• Еще со времен ГОСПЛАНА и в настоящее время СМИ сформировало общественное мнение, что
предприятия и промышленность якобы субсидируют население. Это глубочайшее заблуждение
сформировано формальным регулятором, игнорирующим знания, физические законы,
принцип неразрывности производства и потребления тепловой и электрической энергии .
• Именно городской житель потребляя комбинированное тепло от ТЭЦ, реально дотирует затраты на
топливо, как для промышленного потребителя, так и для 7,9 % сельских жителей.
• Отсутствие ответственности МЭР, регулирующих органов за качественные показатели
энергоемкости России регионов, субъектов, приводит к формальному регулированию
• Несмотря на многочисленные поездки за рубеж, по изучению опыта американских английских
французских, чилийских энергетиков современные регуляторы не осознали смысл и суть: почему в
странах с рыночной экономикой тарифный и нагрузочный менеджмент еще с ~30-х годов прошлого
столетия основан на анализе маржинальных (предельных 1 к 10÷20) издержек, а российский
регулятор и через 16 лет принимает к рассмотрению только средние издержки по методике разнесения
затрат от 1970года
Главная БЕДА – формальная политика тарифообразования регулирующими
органов, ведущая к необоснованному монопольному субсидированию
производства раздельной (конденсационной) электроэнергии с затратами
топлива в 2,2 раза выше, чем это технологически возможно при производстве
совместной (комбинированной) !
4
Регулятор бездарно дотирует топливом потребителей электрической энергии
от самых лучших ГРЭС за счет потребителей комбинированного тепла от ТЭЦ!
№5
550
362
372
341
350
349
Цель 2000г
400
367
450
417
439
500
Самые лучшие ГРЭС никогда не достигнут плановых показателей
энергоемкости 2020года на уровне 300 [г.у.т/кВтч]
300
200
162
250
150
100
5
Пылеугольные ТЭС
Газ-Мазут
№ 6 Как экономить платежи в 1,7 раза для населения, за счет его
законного права на энергию ТЭЦ, без перекрестного субсидирования
Как сейчас делает регулятор!
Договор на раздельную
электрическую энергию ГРЭС
и раздельную тепловую энергию
котельных
Чего надо добиваться?
Договор на
комплиментарную
(комбинированную)
электрическую +
тепловую энергию ТЭЦ
Эффект
в экономии
топлива и
платежей
2,25 раз
КПД производства
электроэнергии
35%
80%
КПД производства
тепловой энергии
80%
80%
Суммарное КПД
55%
80%
1,45раза
~350-450руб
~500-600руб
Рост в
1,4раза
~1800-2400руб
~800-1000руб
Снижение в
2,3 раза
~2500руб
~1500руб
Снижение 6в
1,7 раза!
Платежи за
электроэнергию
Платежи за тепловую
энергию
Суммарные платежи
№ 7 Ужас современного регулирования! Энергоемкость транспорта
электрической энергии [г.у.т/кВтч] с учетом технологических и коммерческих
потерь на 20% выше энергоемкости производства комбинированной энергии
Плановая энергоемкость транспорта на 2020год составляет 8,7%*344=30гут/квтч
Плановая энергоемкость производства комбинированной энергии 158гут/квтч
250.0
200.0
Цель 2020г Энергоемкость
транспорта не выше
30гут/кВтч
158
158
158
158
Надо строить собственную ТЭЦ в
Кызыле, а не транспортировать
энергию по энергоемким ЛЭП с
коммерческими потерями до ~15%
158
158
158
158
158
158
158
150.0
100.0
50.0
0.0
2009
эл.энергия от ТЭЦ
7
№8
Перевод с электроотопления на отопление сбросным теплом от Трансформаторов снижает
энергоемкость в 35 раз, но регулятор устанавливающий цену для сетевого комплекса с тарифами
36÷86коп/квтч, что делает бессмысленным применение тепловых насосов!
«Классы Качества Энергоемкости» потребляемой электрической и тепловой энергии
"А1" ПсевдоКПД=1429% B=10кгут/Гкал Сбросное тепло ТЭЦ
40°С, Сбросное тепло охлаждения силовых
трансформаторов
9
Энергоемкость [г.у.т./кВт*ч]
Теретический эквивалент [г.у.т./кВтч]
43
"А2" ПсевдоКПД~286% 50кгут/Гкал Комбинированное тепло
ТЭЦ с температурой 80°С
65
"B1" ПсевдоКПД~ 190% 75гкут/Гкал Комбинированное тепло
ТЭЦ с температурой 140°С
"B2" ПсевдоКПД~154% 93кгут/Гкал Тепло от тепловых
насосов, с использованием АККУМУЛИРОВАННОГО ТЕПЛА В
ГРУНТЕ
80
123
Теоретический эквивалент: 100% равно: либо 122,9гут/кВтч,
либо 142,9кгут/Гкал.
Приобретенная "Зеленая
Анергия" из окружающей
среды 123-9=114гут/кВтч
143
"С1" КПД~86% 165 кг.у.т./Гкал газовая Мини ТЭЦ,
Гидроэлектростанция, Котельная Газ, Пеллеты
Потерянная "Черная
Анергия" в окружающую
среду 405-№23=282гут
157
"С2" КПД=78% ~157гут/кВтч Комбинированная Энергия
обычной угольной ТЭЦ,
209
"D"КПД~59% 209гут/кВтч современная Парогазовая Установка
313
"E" КПД~39% 313 гут/кВтч Современная Газовая ГРЭС 240ата
350
"F" КПД ~35% 350гут/кВт, Современная ГТУ, угольная ГРЭС,
ТЭЦ в конденсационном режиме 130ата
"G" ~ КПД~30% 405гут/кВт Атомные Электростанции, Старые
ГРЭС, ТЭЦ низкого даления 90ата работающие в
конденсационном режиме
405
0
50
100
150
200
250
300
350
400
8
450
№ 9 Заниженный регулятором в 8÷6раз тариф на уровне 0,36÷0,86руб/кВтч против
обоснованной 4÷5 руб/квтч на конденсационную энергию (но не комбинированную
электроэнергию) для компенсации технологических потерь энергии и
собственных нужд электросетевого комплекса, для котельных делает
бессмысленным внедрение новейших топливосберегающих технологий:
теплофикации, тепловых насосов, аккумуляции тепла, солнечных
нагревателей
Тариф на электрическую энергию на технологические
потери и собственные нужды (руб/квтч)
Алтайэнерго
Бурятэнерго
Горный Алтай
Красноярскэнерго
Кузбасэнерго
Омскэнерго
Хакасэнерго
Читаэнерго
Тываэнерго
ПЕРВЫЙ ЯРКИЙ
ПРИМЕР
ИГНОРИРОВАНИЯ
ПРИНЦИПА
НЕРАЗРЫВНОСТИ
Самые большие
потери- 55,5%
И самые низкие
тарифы- 36коп!
2011г
2012
1,165
1,294
0,507
1,327
1,582
1,6
0,840
0,936
0,935
1,048
1,039
1,165
0,860
0,964
1,184
1,339
0,36
0,62
9
№ 10 ВТОРОЙ ЯРКИЙ ПРИМЕР ИГНОРИРОВАНИЯ РЕГУЛЯТОРОМ
ПРИНЦИПА НЕРАЗРЫВНОСТИ ЭНЕРГИИ
Чудеса регулирования энергоемкости! Или же? Чему гордиться примером Хакассии с потерями 3,8%?
21 июня 2011года, десять изданий средств массовой информации обрадовали читателей сообщением регулятора
энергетики примером высочайшей энергетической эффективности электрических сетей.
• Первый заместитель председателя Государственного комитета по тарифам и энергетике Республики
Хакасия Владимир Шафорост. «Одним из основных показателей энергетической эффективности электрических
сетей являются потери электроэнергии при ее передаче и распределении. В каждой сетевой организации данный
уровень потерь, в том числе и нормативных, различен. К примеру, по филиалу ОАО «МРСК Сибири – «Хакасэнерго»
фактические потери в 2010 году составили 3,8%. Плановые потери в 2011 году у этой сетевой компании –
3,92% и каждый год этот процент снижается!»
60.0%
Процент потерь электроэнергии в сетях в 2009г [%]
50.0%
«Хваленые регулятором » 4% потерь “последней мили 220кв”
40.0%
35.7%
35.7%
30.0%
24.5%
20.8%
20.0%
20.8%
10.9%
10.0%
21.1%
14.9%
17.3%
15.9%
9.9%
7.3%
5.6%
4.6%
9.4%
8.6%
13.8%
12.2%
10.6%
8.5%
7.6%
4.0%
0.0%
Потери к полезному отпуску
Потери к поступлению в сеть
Потери с последней милей
1
ТРЕТИЙ ЯРКИЙ ПРИМЕР игнорирования ПРИНЦИПА НЕРАЗРЫВНОСТИ
недостоверной статистической отчетность по энергоемкости
тепловой и
электрической
энергии - основа
ошибочной
тарифной
политики
МЭР, ФСТ
Существующая недостоверная
статистическая
отчетность
(6тп),
не
№11
учитывающая «принцип неразрывности производства и потребления
энергии», искусственно завышающая эффективность производства
электроэнергии за счет комбинированного теплового потребителя
привела к массовому отключению потребителей от тепловых сетей и
ТЭЦ и строительству мелких котельных в центре крупных городов
Статистическая отчетности СПО
ОРГРЭС по форме 6-ТП за 2004год
Единица
измерения
Как есть
в форме
6-ТП
Комбинир
ованная
энергия
Раздельная
энергия
тут / мВт.ч
0,269
0,157
0.308
%
45,6%
78,2%
39,9%
тут/Гкал
0,1318
0,183
0,178
%
108,4%
78,2%
80,4%
%
66,97%
78,2%
45,95%
(табл. 3.2 )
Блоки 240ата доля газа-96%
Wтурб=0,72мВт/Гкал
Удельный на Эл. Электроэнергию
на Тепло
Как надо
нормировать
и отчитываться!
КПД не может быть больше 100%!
Абсурдное КПД 108,4% вместо
реального КПД -78,2%
КПД использования топлива по ТЭЦ
д.т.н Андрющенко А.И. Теплоэнергетика 08.2004г
Участник дискуссии по
топливоиспользованию 10÷14 января 1950года ЭНИН РАН и министерства
электростанций «…Удельные расходы топлива на ТЭЦ не являются объективными
показателями совершенства ТЭЦ. Более того, их применение для формирования
тарифов тормозит развитие теплофикации городов и приводит к перерасходу
11
топлива..»
№ 12 Схема Формирования
рынка комплиментарной энергии ТЭЦ.
12
№ 13 Как легко и однозначно оценить качество энергоемкости
страны, субъекта федерации, региона, города, предприятия?
1. Внедрить «Систему оценки качества энергоемкости»: А, B, D, Е, F и т.д. которая
должна стать основной при формировании топливосберегающей политики по снижению
энергоемкости ВВП России, региона, предприятия и т.д.
2. В форму статистической отчетности 6тп надо включить:
2.1 Первый, самый главный и самый важный показатель региона– потребление
электроэнергии, полученной по комбинированному способу
Wпотребл.рег.=ЭЭпотребл. Комбинир.рег/Qсумма [мВт/Гкал]
Губернатор, Регулятор, ставящий цели и принимающий решения
Wрег>=0,3-0,4мВт/Гкал
Губернатор, Регулятор только отчитывающийся по программам сверху Wрег<0,15 мВт/Гкал
2.2 Второй дополнительный главный показатель, при только условии выполнения первого,
менее адекватный по сути – КПД топливоиспользования региона, предприятия, ТЭЦ
Мэр, Собственник принимающий решения
КПИТ>=66-72%
Мэр, Собственник воспринимающий только юристов КПИТ < 60-63%
3. Удельный расход топлива на электроэнергию и на тепло для ТЭЦ, по существующей
методике отвлекает внимание, ни о чем не говорит и должен быть удален из
нормирования и анализа, переработан для комбинированной (комплиментарной) и
раздельной энергии
13
№ 14
1.48
Перерасход топлива на ГРЭС и котельных составляет 1,1÷1, 4раза от
расхода топлива на ТЭЦ!!!
Относительная энергоемкость раздельного производства над комбинированным производством
для Новосибирских ТЭЦ (2006 ÷2010 прогноз 2016) Принято КПИТ Котельной =86% (0,166тут/Гкал)
КПИТ ГРЭС=35% (0,35тут/мВт)
1.40
1.32
1.24
1.16
U= В раздельное / В комбинированное
ТЭЦ- 2 90ата уголь 94%
W=0,45÷0,49мВт/Гкал
ТЭЦ-3 35,130ата уголь
100% Wрасч=0,53
ТЭЦ- 4 90÷130 газ 53%
уголь 46% W=0,49-0,6
ТЭЦ- 5 130ата уголь 100%
W=0,62
Сумма ТЭЦ W=0,534
КПИТ=69,26%
БарабинскТЭЦ 90 ата
уголь 92% W= 0,36мВт/гкал
Газ, Уголь КПИТтэц=0.82
Уголь Газ КПИТтэц=0.79
1.08
1.00
0.20
14
Уголь КПИТтэц=0.76
Удельная выработка электроэнергии на базе теплового потребления W [мВт/Гкал]
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
КПИТтэц=0.73 Уголь Мало
теплофикации
№ 15 ЧЕТВЕРНЫЙ ЯРКИЙ ПРИМЕР ИГНОРИРОВАНИЯ РЕГУЛЯТОРОМ ПРИНЦИПА НЕРАЗРЫВНОСТИ
ЭНЕРГИИ Низкая стоимость топлива, и политика регулятора на субсидирование
электроэнергии за счет комбинированного тепла, приводит к занижению цены на
электроэнергию в 3÷7 раз
не позволяет внедрять эффективные энергоресурсосберегающие технологии:
ТЭЦ, тепловые насосы, сезонные аккумуляторы тепла, тригенерацию и т.д.
15
№ 16 Предложения по повышению эффективности регулирования качества
энергоемкости!
1.
Регулирующие органы энергетики (Минэкономразвития, ФСТ, РЭК) должны:
1.
2.
3.
Устранить основы скрытого перекрестного субсидирования топливом в энергетике. В случае необходимости по политическим
мотивам скрытое перекрестное субсидирование необходимо перевести в явное субсидирование с определением
объемов субсидирования как по первичному топливу, так и по затратам, относимым на энергию пропорционально топливо
Готовить ежегодный национальный доклад по снижению (повышению) энергоемкости ВВП России, субъекта федерации
Отвечать перед правительством за качественные показатели энергоемкости, как за основные показатели.
Вопросами нормирования технико-экономических показателей работы ТЭЦ, котельных и сетей
занимались и должны заниматься только узкоспециализированные организации типа ОРГРЭС, ВТИ,
ВНИПИЭнергопром, ВНИИЭ и т.д. имеющие десятилетний опыт практического анализа,
нормативную базу, понимающие технологию неразрывного производства тепловой и электрической
энергии. понимающие энергии.
3. Устранить проблему «Ножниц энергоаудитора» - Если договор на аудит с контролирующим
органом, то предприятие не выдает достоверные исходные данные, если договор на аудит с
предприятием, то предприятие не подписывает акт выполненных работ с неинтересными выводами
4. Полностью поддерживаю мнение ведущих экспертов энергоаудиторов :
из ВТИ И.И. Иванов С.А.Байбаков (журнал Новости теплоснабжения №7 2011, стр 8)
2.
1. Энергоаудиторы должны быть независимы от обследуемых организаций
2. Организации должны подвергаться энергетическим обследованиям только по основной деятельности
3. Должна быть организован контроль за квалификацией энергоаудиторов, качеством выполненных работ и
реализацией разработанных мероприятий по энергосбережению
4. Должны быть разграничены подходы к проведению энергетических обследований генерирующих предприятий,
транспортных и энергопотребляющих объектов.
из ВНИИЭ Ю.С.Железко (книга Потери электроэнергии. Реактивная мощность Качество энергии 2009)
1. Задачей экспертных организаций является не проверка ежегодных обоснований норматива потерь, а разработка
совместно с энергоснабжающей (сетевой) организацией перспективного плана снижения потерь
2. Неправильная практика проверка расчетов экспертными организациями, работа которых оплачивается самими
организациями.
3. Все организации, для которых требуется установление норматива потерь могли бы перечислять в единый фонд
установленной процент от стоимости продаваемой электроэнергии. Конкурс между экспертными организациями
должна проводить организация распоряжающаяся единым фондом.
16
№ 17 Выводы Система «Оценка качества энергоемкости» потребляемой энергии позволит:
1. выявить и устранить скрытую систему скрытого перекрестного субсидирования
2. сформировать тарифную политику, отвечающую технологии производства и транспорта
энергии
«Классы качества Энергоемкости» потребляемой электрической и тепловой энергии
[г.у.т./кВтч]
9
"А1" ПсевдоКПД=1429% B=10кгут/Гкал Сбросное тепло ТЭЦ 40°С,
Сбросное тепло охлаждения силовых трансформаторов
Энергоемкость [г.у.т./кВт*ч]
43
Теретический эквивалент
[г.у.т./кВтч]
"А2" ПсевдоКПД~286% 50кгут/Гкал Комбинированное тепло ТЭЦ с
температурой 80°С
65
"B1" ПсевдоКПД~ 190% 75гкут/Гкал Комбинированное тепло ТЭЦ с
температурой 140°С
Приобретенная "Зеленая
Анергия" из окружающей среды
123-9=114гут/кВтч
80
"B2" ПсевдоКПД~154% 93кгут/Гкал Тепло от тепловых насосов, с
использованием АККУМУЛИРОВАННОГО ТЕПЛА В ГРУНТЕ
123
Теоретический эквивалент: 100% равно: либо 122,9гут/кВтч, либо
142,9кгут/Гкал.
143
"С1" КПД~86% 165 кг.у.т./Гкал газовая Мини ТЭЦ,
Гидроэлектростанция, Котельная Газ, Пеллеты
157
"С2" КПД=78% ~157гут/кВтч Комбинированная Энергия обычной
угольной ТЭЦ,
209
Потерянная "Черная
Анергия" в окружающую
среду 405-123=282гут/квтч
"D"КПД~59% 209гут/кВтч современная Парогазовая Установка
313
"E" КПД~39% 313 гут/кВтч Современная Газовая ГРЭС 240ата
350
"F" КПД ~35% 350гут/кВт, Современная ГТУ, угольная ГРЭС, ТЭЦ в
конденсационном режиме 130ата
"G" ~ КПД~30% 405гут/кВт Атомные Электростанции, Старые
ГРЭС, ТЭЦ низкого даления 90ата работающие в конденсационном
режиме
405
0
50
100
150
200
250
300
350
400
17
450
№ 18 ПЯТЫЙ ЯРКИЙ ПРИМЕР ПОЛНОГО ИГНОРИРОВАНИЯ РЕГУЛЯТОРОМ
ПРИНЦИПА НЕРАЗРЫВНОСТИ ЭНЕРГИИ Гора за год родила мышь!
Проект постановления Минэкономразвития “О ценообразовании в сфере
теплоснабжения” от 9 сентября 2011года абсолютно формальное, никак не
связано c технологией, с законом “О энергосбережении”
100 страниц общих слов ! А самих принципов комбинированной энергии нет !
1. Полное игнорирование главнейшего свойства энергии " неразрывности
производства и потребления тепловой и электрической энергии! Нет понятий что
такое комбинированное тепло и комбинированная электроэнергия. (Лозунг есть
стр 15. а решений по прекращению перекрестк ЭЭ и ТЭ нет)
2. Стр. 10. Опять избитые “котловые методы” тарифообразования (Экономически
обоснованные, аналоги, доходность, индексация) Запад отказался еще в 30÷50 годах
3. Ни слова про рыночные отношения основанные на маржинальных издержках!
Как любой товар на рынке может и должен изменятся в цене как 1 к 10 так и цена
Энергии (Мощность) должна менятся не менее чем 1 к 10 и даже к 20
4. Выброшен огромный пласт энергосберегающих технологий в теплоснабжении
(теплофикации до 25 мвт, тепловых насосов, тепловых аккумуляторы в грунте )
5. Cтр 10 Период сохранения средств за счет доп мероприятий (тепловых насосов) 5
лет, а срок окупаемости более 10 лет! Кто будет заниматься энергосбережением!
6. Нет показателей качества энергоемкости для выполнения "Закона об
энергосбережении«
7. В "Ценообразовании..." должно быть реализовано право покупателя на покупку
высокоэкономичной комбинироваванной (тепловой + электрической) энергии
Читаешь все вроде бы все правильно, буквы правильные, слова правильные, с
смысл суть ни в чем не поменялась!
18
№ 19 Настоящее
и будущее потребителей
энергии за ПРАВОМ!
Юридически оформленным ПРАВОМ потребителя в виде ДОГОВОРА на
высокоэкономичную - КОМПЛИМЕНТАРНУЮ тепловую и электрическую
энергию получаемую от ТЭЦ по комбинированному способу производства.
Для реализации этого ПРАВА, в рыночных условиях необходимо внедрять;
А) ДОГОВОР НА комбинированную энергию у ПРОИЗВОДИТЕЛЯ ЭНЕРГИИ
Б) ДОГОВОРА нового типа: договор на КОМПЛИМЕНТАРНУЮ ЭНЕРГИЮ у
конечного потребителя КОМБИНИРОВАННОЙ энергии
И мы, высококвалифицированные работники “Е4-CибКОТЭС”, можем помочь
конечным потребителям и производителям в реализации этого ПРАВА как
технологическими решениями, так и экспертными заключениями вплоть до:
• а) до высшего арбитражного суда
• б) до конституционного суда
Нужен эффективный собственник, эффективный регулятор, эффективный
потребитель, эффективный политик готовый создать прецедент.
№ 20 Повторяю с чего начал. Пока регулятор не будет отвечать за
ПЯТЬ выше приведенных ЯРКИХ ПРИМЕРОВ ИГНОРИРОВАНИЯ ПРИНЦИПА
НЕРАЗРЫВНОСТИ ЭНЕРГИИ то по энергоемкости ВВП так и будем
на 131 ÷ 105 скромном месте!
2
№ 21 ПРОЕКТЫ Е4-СибКОТЭС.
ПРОЕКТИРОВАНИЕ (малая часть)
Наименование работ
Объект
Год
АО «ТНК «Казхром» (Казахстан)
2010
Пермская ГРЭС, ОАО «ОГК-1»
20092010
Краснодарская ТЭЦ, ОАО «ЮГК-ТГК-8»
20082010
Новгородская ТЭЦ, ОАО «ТГК-2»
20082010
ОАО «Новосибирскэнерго»
20072010
ПС «Горская», ПС «Челюскинская», ПС
«Фрунзенская» и др.,
ОАО «Новосибирскэнерго»
20042010
ООО «РН-Приморский НПЗ», ОАО «Роснефть»
2009
Разработка проекта реконструкции подстанции
ПС «Тында», ОАО «Амурэнерго»
2009
Разработка проекта расширения ТЭЦ с установкой ПГУ-450
Северная ТЭЦ-21, ОАО «ТГК-1»
20082009
Разработка предТЭО строительства ТЭС
Разработка проекта выдачи мощности
Разработка проекта расширения ТЭЦ со строительством
ПГУ-410
Разработка проекта расширения ТЭЦ с установкой ПГУ-220
МВт
Разработка проектов строительства и реконструкции
теплотрасс до 1000 МВт и электрических систем до 110 кВ
Разработка проектной документации строительства
подстанций 110/10/10 кВ
Разработка предТЭО компоновки основного оборудования
ТЭС
№ 22 ПРОЕКТЫ Е4-СибКОТЭС.
ПРОЕКТИРОВАНИЕ (очень малая часть)
Наименование работ
Объект
Год
Аксуская ТЭС, АО «ЕЭК» (Казахстан)
20082009
Разработка предТЭО с выбором площадки строительства
ТЭС 500 МВт
ООО «УГМК-Холдинг»
20082009
Выполнение комплекса проектных работ по завершению
строительства энергоблока
Красноярская ТЭЦ-3,
ООО «Ремэнергомонтаж»
20082009
Уссурийская ТЭЦ, ОАО «ДВЭУК»
20082009
ОАО «ТАНЕКО»
20082009
Разработка проектов строительства понизительных
насосных станций
ПНС-10, ПНС-11 ОАО «Новосибирскэнерго», ПНС
Омска и Томска ОАО «ТГК-11»
20062009
Разработка проекта расширения ТЭЦ с установкой
турбины ПТ-90
ТЭЦ ОАО «Ачинский глиноземный комбинат»
20052006
Разработка проекта строительства блока 200 МВт
Новосибирская ТЭЦ-5,
ОАО «Новосибирскэнерго»
2005
Разработка проекта модернизации блока ст. №2 с
повышением мощности с 300 до 325 МВт
Обследование площадки строительства и разработка
предТЭО строительства котельной, ТЭЦ
Разработка проекта строительства КРУЭ 220 и 110 кВ для
комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических
заводов
ПРОЕКТЫ Е4-СибКОТЭС. ПУСКОНАЛАДКА ( очень малая часть)
Наименование работ
Объект
Год
Генподряд по наладке котлов, турбин и электротехнического
оборудования
ТЭЦ ОАО «Сибирский химический комбинат»
20072010
ТЭС «Костолац А» (Сербия)
2009
Тюменская ТЭЦ-1, ОАО «ТГК-10»
2009
ОАО «Кузбассэнерго»
2009
Ново-Кемеровская ТЭЦ , ОАО «Кузбассэнерго»
2009
Челябинская ТЭЦ-2, ОАО «ТГК-10»
2009
ТЭС «Плевля» (Черногория)
2008
ТЭС «Фриа» (Гвинея)
2008
Новосибирская ТЭЦ-5,
ОАО «Новосибирскэнерго»
2005
Обследование оборудования энергоблока 210 МВт
Испытания паровых котлов, турбин и блока ПГУ для оценки
качества ремонта
Пуско-наладочные работы , режимные и балансовые
испытания котлов ст. №9,10
Пуско-наладочные работы на турбоустановке Т-120-12,8
Испытания паровых котлов БКЗ-210-140Ф ст. №3,6,9
Комплексное испытание блока ТЭС
Генподряд по пуско-наладочным работам котла, турбины и
АСУТП
Генподряд по наладке пылеугольного блока 200 МВт
№ 24 ПРОЕКТЫ Е4-СибКОТЭС.
ЭНЕРГОАУДИТ (очень малая часть)
Наименование работ
Объект
Год
Разработка схемы теплоснабжения
г. Славгород
2010
Разработка схемы теплоснабжения
г. Новосибирск
2010
Омские ТЭЦ-2,3,4,5, Кировская районная
котельная, Томские ТЭЦ-3 и ГРЭС-2, пиковая
резервная котельная ОАО «ТГК-11»
2009
ОАО «Лесосибирский ЛДК №1»
2008
Энергоаудита ТЭЦ
ОАО «РУСАЛ-Ачинск»
2007
Энергоаудит генерирующих мощностей ТЭС
ТЭС «Фриа» (Гвинея)
20062007
ОАО «Колымаэнерго»,
ОАО «Магаданэнерго»
20062007
Новосибирские ТЭЦ-2,3,4
20042005
Котельная «Лена», г. Усть-Кута, Иркутская область
20042005
Энергетическое обследование ТЭЦ и котельных
Анализ эффективности использования топливноэнергетических ресурсов
Разработка стратегии развития энергосистем Магаданской
области до 2020 года
Комплексный аудит и выдача энергетического паспорта
станций
Энергетическое обследование котельной и разработка ТЭО
ее развития
№ 25 ПРОЕКТЫ Е4-СибКОТЭС.
РАБОТЫ
КОНСТРУКТОРСКИЕ
(очень малая часть)
Наименование работ
Объект
Год
Архангельская ТЭЦ, ОАО «ТГК-2»
2007
Железногорская ТЭЦ, ОАО «ТГК-13»
2006
Разработка проекта реконструкции котла БКЗ-75 с
переводом на циркулирующий кипящий слой
Иркутская ТЭЦ-5, ОАО «Иркутскэнерго»
20042005
Выполнение рабочего проекта модернизации горелочных
устройств т организации ступенчатого сжигания котла ТП38 с целью снижения выбросов оксида азота
Кемеровская ТЭЦ, ОАО «Кузбассэнерго»
2004
ТЭС «Бургас» (Болгария)
2001
ТЭС «Кобра» (Индия)
2000
Выполнение технического проекта блока 200 МВт
ТЭС «Нэйвили» (Индия)
1999
Выполнение технического проекта блока 200 МВт
ТЭЦ «Костолац-Б» (Югославия)
1999
Разработка проекта перевода котла ст. №7 на сжигание
угольной пыли
Выполнение рабочего проекта пылегазовоздуховода
Выполнение рабочего проекта реконструкции котла и
горелок
Выполнение технического проекта котлоагрегата блока 260
МВт
№ 26 ПРОЕКТЫ Е4-СибКОТЭС. АСУТП
(очень малая часть)
Наименование работ
Объект
Год
Красноярская ТЭЦ-3, ОАО «ТГК-13»
20092010
Разработка и внедрение АСУТП энергоблока ПГУ-410
Краснодарская ТЭЦ, ОАО «ЮГК-ТГК-8»
2009
Разработка и внедрение АСУТП котлов и турбин ТЭЦ
ОАО «Иркутскэнерго»
2009
Разработка и внедрение АСУТП котла и турбин
ТЭС «Фриа» (Гвинея)
2008
ТЭС «Плевля» (Черногория), ТЭС «Фриа»
(Гвинея)
2008
г. Астана (Казахстан)
2008
ТЭЦ-9 ОАО «Мосэнерго», ОАО «Сибэнергомаш»,
ОАО «ЭМАльянс»
2008
Разработка и внедрение АСУТП на ПС и ПНС
ОАО «Новосибирскэнерго»
2008
Разработка и внедрение АСУТП пылеугольного блока 200
МВт
Новосибирская ТЭЦ-5,
ОАО «Новосибирскэнерго»
2005
Создание АСУТП пылеугольного блока 200 МВт
Внедрение СКУ системы розжига мазутных форсунок
Разработка и внедрение АСУТП главного оборудования
станции
Разработка алгоритмов управления котлов и турбин
№ 27
Спасибо за внимание!
Ждем Ваших приглашений
к сотрудничеству!
Особенно в ПРАВЕ
на комбинированную энергию!