Приказ Министерства энергетики РФ от 10 августа 2012 г. N 377
"О порядке определения нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии, теплоносителя, нормативов удельного расхода топлива при производстве тепловой энергии, нормативов запасов топлива на источниках тепловой энергии (за исключением источников тепловой энергии, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии), в том числе в целях государственного регулирования цен (тарифов) в сфере теплоснабжения"

С изменениями и дополнениями от:

Таблица 1

Вид топлива	Способ доставки топлива	Объем запаса топлива, сут.

	железнодорожный транспорт
	автотранспорт
	железнодорожный транспорт
	автотранспорт

21. Для расчета размера НЭЗТ принимается плановый среднесуточный расход топлива трех наиболее холодных месяцев отопительного периода и количество суток:

по твердому топливу - 45 суток;

по жидкому топливу - 30 суток.

Расчет производится по формуле 2.2.

(тыс. т), (2.2)

где - среднее значение отпуска тепловой энергии в тепловую сеть (выработка котельными) в течение трех наиболее холодных месяцев, Гкал/сут.;

Расчетный норматив средневзвешенного удельного расхода топлива на отпущенную тепловую энергию по трем наиболее холодным месяцам, т.у.т./Гкал;

Т - количество суток, сут.

22. Для организаций, эксплуатирующих отопительные (производственно-отопительные) котельные на газовом топливе с резервным топливом, в состав НЭЗТ дополнительно включается количество резервного топлива, необходимое для замещения газового топлива в периоды сокращения его подачи газоснабжающими организациями.

Значение определяется по данным об ограничении подачи газа газоснабжающими организациями в период похолоданий, установленном на текущий год.

С учетом отклонений фактических данных по ограничениям от сообщавшихся газоснабжающими организациями за текущий и два предшествующих года значение может быть увеличено по их среднему значению, но не более чем на 25%.

(тыс.т), (2.3)

где - количество суток, в течение которых снижается подача газа;

Доля суточного расхода топлива, подлежащего замещению;

Коэффициент отклонения фактических показателей снижения подачи газа;

Соотношение теплотворной способности резервного топлива и газа.

23. НЭЗТ для организаций, топливо для которых завозится сезонно (до начала отопительного сезона), определяется по общему плановому расходу топлива на весь отопительный период по общей его длительности.

Расчет производится по формуле 2.4.

(тыс. т), (2.4)

где - среднесуточное значение отпуска тепловой энергии в тепловую сеть в течение отопительного периода, Гкал/сут.;

Средневзвешенный норматив удельного расхода топлива, за отопительный период, т.у.т./Гкал;

T - длительность отопительного периода, сут.

ННЗТ для организаций, топливо для которых завозится сезонно, не рассчитывается.

24. Основные исходные данные и результаты расчетов нормативов создания запасов топлива рекомендуется оформлять согласно приложению N 1 к настоящему Порядку.

25. По организациям, у которых производство и передача тепловой энергии не является основными видами деятельности, в состав ОНЗТ включаются:

ННЗТ, рассчитываемый по общей присоединенной к источнику тепловой нагрузке;

НЭЗТ, определяемый по присоединенной тепловой нагрузке внешних потребителей тепловой энергии.

26. Расчеты нормативов создания OHЗT отопительных (производственно-отопительных) котельных рекомендуется оформлять по форме согласно приложению N 2 к настоящему Порядку.

слово "Инструкция" в соответствующем падеже заменить словом "порядок" в соответствующем падеже;

в пункте 3 после слов "на одну гигакалорию (кг у.т./Гкал)" дополнить словами "с дифференциацией по месяцам";

д) в приложениях N 1-14 к Инструкции:

в нумерационных заголовках слова "к Инструкции по организации в Минэнерго России работы по расчету и обоснованию нормативов удельного расхода топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию от тепловых и электрических станций и котельных" заменить словами "к порядку определения нормативов удельного расхода топлива при производстве электрической и тепловой энергии";

"Порядок определения нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии, теплоносителя";

абзацы первый и второй пункта 1 изложить в следующей редакции:

"1. Нормативы технологических потерь при передаче тепловой энергии, теплоносителя (далее - нормативы технологических потерь) определяются для каждой организации, эксплуатирующей тепловые сети для передачи тепловой энергии, теплоносителя потребителям (далее - теплосетевая организация). Определение нормативов технологических потерь осуществляется выполнением расчетов нормативов для тепловой сети каждой системы теплоснабжения независимо от присоединенной к ней расчетной часовой тепловой нагрузки.

Нормативы технологических потерь при передаче тепловой энергии, теплоносителя по тепловым сетям организаций, для которых передача тепловой энергии не является основным видом деятельности (далее - предприятия), оказывающим услуги по передаче тепловой энергии сторонним потребителям, подключенным к тепловым сетям предприятия, утверждаются в части, относящейся к сторонним потребителям. При этом технологические потери при передаче тепловой энергии для собственного потребления предприятия из указанных нормативов исключаются.";

Есть очень серьезный вопрос относительно надежности отопления фабричной территории. Если вдруг что то случится со старой котельной без тепла останутся производственные мощности, не говоря уже об административно бытовом секторе.

Не все так просто.
Для этого должны быть составлены "Графики перевода" на резервное топливо, в которые включаются все организации, обязанные иметь резервные топливные хозяйства согласно их топливным режимам. Количество емкостей обычно должно быть не менее двух для хранения резервного топлива. В некоторых случаях допускается хранение в одной емкости. Продолжительность работы на резервном топливе регламентируется.
Кроме этого, порядок перехода на резервное топливо должен быть указан в ТУ компании, обеспечивающей подключение и подачу газа.
И это только начало...

Резервное топливо для котельных установок

С мазутом и дизелем обычно проблем нет, а вот с газом их множество. Во-первых нужно будет организовать место для хранения этого самого газа, а объемы то огого! Нужен газгольдер не меньше. Помещение должно быть подземное или полуподземное с защитой от статических разрядов и т.п. Рекомендую почитать что говорится в нормах по обеспечению аварийного теплоснабжения.

Резервное топливо для котельных установок

Гость писал(а): Что делать, если перекроют газ? Где можно держать его запас хотя бы на первые сутки, пока не устранят аварию?

Да уж, действительно, тут как раз и речь идет о емкостях для газа, а не об альтернативном виде топлива...
Но всегда, когда рассматриваются ситуации, связанные с отключением котельных установок от поставок газа по тем или иным причинам, то возникает вопрос не об использовании дополнительных запасов газа, а о переходе котельных установок на резервное топливо, которое представляет собой запас жидкого топлива, хранящихся в специальных резервуарах.
В целом решение вопросов резервного топлива должно быть решено еще на стадии проектирования котельных. Заказчик считает это второстепенным, малозначимым и стремится к минимизации затрат по этой статье. Проектировщики закладывают в проект самые дешевые, с точки зрения затрат, варианты резервного топливного хозяйства. А потом при эксплуатации котельной возникают справедливые вопросы...
Газ, как резервное топливо???
Почему газ? Потому, что его потребительские свойства неизмеримо выше, чем у других видов топлива. Благодаря применению газа в качестве резервного топлива обеспечивается полная автоматизация работы энергоустановок. Ряд технологических процессов в различных видах производств не позволяет использовать иные виды топлива.
Поэтому может быть и стоит рассмотреть вариант с газгольдером...

Резервное топливо для котельных установок

Есть вот вариант сделать дополнительную горелку например на дизельном топливе, но горелку не обычную, а горелку небольшой мощности. Если уж случится внезапное отключение подачи магистрального газа - просто запустить альтернативный вариант.
Дизель и хранить проще. Только одна проблема есть с перестановкой горелки, надо как то придумать как сделать это быстро и без проблем. может быть дополнительный котел небольшой предусмотреть.

Резервное топливо для котельных установок

Катастрофы же не случится, если фабрика будет отапливаться не на 25С, а на 17С, Если кому холодно просто включат дополнительные электрообогреватели. А где производство есть ответственное - там предусмотреть штатные отопительные приборы на электрическом принципе работы. В ответственном производстве все должно быть многократно дублировано для пущей надежности

Резервное топливо для котельных установок

Гость писал(а): Есть очень серьезный вопрос относительно надежности отопления фабричной территории. Если вдруг что то случится со старой котельной без тепла останутся производственные мощности, не говоря уже об административно бытовом секторе.
Что делать, если перекроют газ? Где можно держать его запас хотя бы на первые сутки, пока не устранят аварию?

Да мало ли что может случиться??? Даже безо всякой аварии бывают зимой батареи еле теплые... До своих родных 50 С им далеко, далеко!!! Так может, если есть опасность разморозки системы не ломать себе голову с дополнительным запасом "дров" на отопление, а предусмотреть аварийный слив воды из системы и включить аварийное дежурное воздушное отопление на электричестве. У нас на производстве бала комбинированная система с принудительной вентиляцией. Так эта вентиляция за 20 лет ни разу не включалась...А грелись сотрудники своими собственными калориферами...

Как решается проблема резервного топлива?

В силу сложившихся стереотипов решение вопросов резервного и аварийного топлива, если и возникает при составлении технического задания на проектирование, то чаще всего ложится на плечи проектировщиков. Заказчик обычно не вникает в проработку подобных решений, считая вопрос второстепенным, и минимизирует затраты на его решение. Проектировщики добросовестно исполняют волю заказчика и закладывают в проект самые дешевые, с точки зрения стартовых затрат, варианты резервного топливного хозяйства: на мазуте или на дизельном топливе. Эти решения уже много десятков лет являются шаблонными, указанными в устаревших СНиП.

Когда наступает время эксплуатации энергетического объекта и выясняется, что текущие затраты, например, на разогрев мазута составляют теоретически больше 7-10% от общей выработанной тепловой энергии (фактически до 20%), то уже поздно и дорого заниматься перепроектированием системы резервного топлива. Дизельное же топливо оказывается достаточно дорогим, да и цены на него скачут вслед за ценами на моторные виды топлива.

Это очевидные факты. Но для заказчика они становятся очевидными после первого опыта эксплуатации, проектировщику удобнее их не видеть -- не осложнять себе жизнь. Кроме названных, следует указать минусы подобных решений, например, у двухтопливных горелок разная эффективность при переходе с одного вида топлива на другой (если одно топливо газ, а второе -- тяжелые нефтепродукты), низкий уровень автоматизации процесса, особенно для отечественного оборудования.

Каким должно быть эффективное резервное топливо?

Сегодня имея опыт строительства энергетических объектов с автономным газоснабжением, где газ используется как основное и как резервное топливо, можно говорить о насущной необходимости ломать стереотипы в обсуждаемом вопросе. Следует учитывать, что по потребительским свойствам газообразное резервное топливо имеет много положительных сторон: прежде всего, это экономическая эффективность и экологическая чистота.

Вероятно, есть необходимость рассмотреть эти доводы более подробно. Почему газ? Потому что его потребительские свойства неизмеримо выше, чем такие же свойства других видов топлива. Именно благодаря применению газа в качестве резервного топлива работа энергоустановок полностью автоматизирована. Ряд технологических процессов в различных видах производства не позволяет использовать иные виды топлива. Например, газовая сушка в скоростных печатных машинах для глянцевой печати или процесс переработки лома цветного метала, при котором газ используется в качестве резервноготоплива, и др.

Другой характерный пример резервирования топлива -- газотурбинная электростанция (ГТЭС). Никакое другое топливо в качестве резервного не обеспечивает настолько высокую надежность и экономическую эффективность, кроме сжиженного углеводородного газа (СУГ) или сжиженного природного газа (СПГ), с использованием природного газа в качестве основного топлива. В Екатеринбурге проектируется строительство ГТЭС, на которой два газотурбинных агрегата по 9 МВт каждый будут использовать в качестве резервного топлива пропан-бутан. Такое решение по применению газа в качестве резервного топлива, вероятно, станет типичным и для других регионов страны.

Если на предприятии для отопления промышленных помещений большой высоты применяются прогрессивные газовые инфракрасные отопительные системы или газовоздушные завесы прямого действия, то единственно правильный выход с точки зрения выбора резервного топлива -- сжиженный газ.

Уровень потребительского и технологического комфорта при использовании газообразных видов топлива сегодня является одним из важнейших аргументов при разговоре с заказчиками. Потенциал этого рынка топлива достаточно велик.

О каких видах газового топлива для использования в качестве резервного может идти речь? Прежде всего, сжиженный углеводородный газ (СУГ), известный всем как пропан-бутан, возможно применение и сжиженного природного газа (СПГ) -- сжиженного метана (из-за низкой температуры хранения (-164°С) применение его в качестве резервного топлива весьма ограничено). Для одного из проектов выполнены проработки по эффективному использованию СПГ в качестве демпфера-накопителя при установке оборудования для сжижения газа на ГРС на территории предприятия, хранения и регазификации для покрытия пиковых и аварийных нагрузок. Для данного проекта характерны недельный цикл колебаний в потреблении газа с «переборами» в рабочее время и возможностью эффективного накопления сжиженного газа в ночное время и выходные дни. Для повышения эффективности функционирования всей системы в целом предлагается использовать сжиженный метан для нужд газификации жилых домов в близлежащих населенных пунктах. Рынок СПГ в нашей стране еще только формируется, поэтому это редкий и еще не очень типичный проект.

С применением СУГ все обстоит наоборот. Это сжиженный газ, состоящий из двух третей пропана и одной трети бутана, как и метан, относящихся к парафиновым углеводородам. Он в отличии от СПГ транспортируется и длительно хранится при естественных температурах, поэтому хорошо подходит для резервирования. Он больше знаком как бытовой газ для населения. Рынок СУГ достаточно развит и динамичен. Он, в некоторой степени, ориентирован на цены рынка моторных видов топлива и нефтепродуктов и малозависим от динамики цен на природный газ.

Для сжигания пропан-бутана не требуется замены горелок, достаточно простой регулировки в газовой линейке или отдельной собственной газовой линейки на горелку. Обусловлено это тем фактором, что калорийность 1 м3 паровой фазы данного газа в 2,8 раза выше, чем калорийность метана, и если для сжигания 1 м3 метана требуется 9,5 м3 воздуха, то для сжигания 1 м3 пропан-бутановой смеси необходимо 25,9 м3.

Во многих развитых странах (США, Канада и др.) использование СУГ в качестве источника резервного питания для работающих на природном газе котельных является стандартным решением. Несмотря на очевидные преимущества перед традиционными альтернативными источниками резервного питания (дизельное топливо, топочный мазут, уголь), оно, тем не менее, недостаточно широко распространено в России.

СУГ дешевле мазута и дизтоплива, при этом значительно экологичнее их. Парк хранения СУГ зимой не нужно обогревать, что уменьшает эксплуатационные расходы. Его намного сложнее украсть, что также немаловажно в российских условиях. При использовании переход с природного газа на смесь воздуха с паровой фазой СУГ осуществляется практически мгновенно и незаметно для потребителя.

Почему в России такое решение оказывается невостребованным? Одна из причин - недостаток практики применения смесительных систем в советское время. В теории они известны достаточно хорошо, описание принципов их работы есть во многих советских и российских учебниках по газо- и теплоснабжению. Но, поскольку подобное оборудование у нас почти не выпускалось, опыт его использования крайне ограничен.

За последние годы более 20 крупных объектов, применяющих СУГ в качестве резервного топлива, было спроектировано, построено и запущено в эксплуатацию специалистами компании . Примерно в половине случаев эти технические решения включают смесительные системы. Среди них - резервный источник газоснабжение факела Олимпийского огня на Олимпиаде в Сочи- 2014 (резервуарный парк хранения СУГ V = 400 м 3 , ), реконструкция системы теплоснабжения поселка Несветай-ГРЭС и четыре микрорайона г. Красный Сулин Ростовской области (котельная мощностью 19,3 МВт, смесительная система мощностью 708 м 3 /ч по пропану) и др. Экономика затрат на строительство и эксплуатацию систем резервного питания позволяет говорить о хороших перспективах его применения в России. И тут нельзя обойти стороной действующую сегодня нормативную базу.

Резервное топливо для котельных предназначено для использования при ограничении или прекращении подачи природного сетевого газа в течение длительного периода времени (в рамках «Правил поставки газа в Российской Федерации»), что связано с сезонной неравномерностью потребления газа во время пиковых нагрузок.

Согласно п. 4.1 СНиП II-35-76 «Котельные установки», виды основного, резервного и аварийного топлива, а также необходимость резервного или аварийного топлива для котельных устанавливаются с учетом категории котельной, исходя из местных условий эксплуатации и по согласованию с топливоснабжающими организациями.

На практике резервирование топлива применяется в котельных социально значимых объектов с особыми требованиями санитарных правил и нормативов к системам центрального теплоснабжения и горячего водоснабжения (в первую очередь, это больницы, школы, детские дошкольные учреждения и т.п.).

В качестве резервного топлива наибольшее распространение получили жидкие углеводороды (дизельное топливо, мазут), сжиженные углеводородные газы (СУГ), реже - твердое топливо (каменный уголь, торф, дрова). Ниже мы предлагаем рассмотреть концепцию применения сжиженных углеводородных газов (обычно это пропан-бутановая смесь в различных пропорциях) в сравнении с наиболее часто применяемым дизельным топливом.

В котельных с относительно небольшим запасом дизтоплива бак монтируется в дополнительном вспомогательном отсеке, герметично отделенном от основного. В котельных большей мощности и/или с большим аварийным запасом (рис. 1.) хранилище топлива устраивается в специальных емкостях надземного или подземного исполнения. При этом подача топлива к горелкам осуществляется при помощи насосов. При наземном расположении емкостей возможно также наличие нагревательных элементов для подогрева дизтоплива в холодный период.

Рисунок 1. Схема котельной с резервным дизельным топливом

В котельных установках с использованием СУГ (рис. 2) емкости для хранения запаса топлива располагаются ниже уровня поверхности земли. В составе оборудования такой котельной основными элементами являются также технологическая обвязка емкостей, насосная группа, испарительная и смесительная системы, часто объединенные в один блок. Подача паровой фазы к горелкам котельной осуществляется посредством термо-изолированных трубопроводов.

Рисунок 2. Схема котельной с резервом топлива СУГ

Наиболее эффективный способ применения СУГ в качестве резервного топлива - его смешивание с воздухом для достижения показателей теплотворной способности природного газа. В англоязычной литературе такую смесь СУГ и воздуха называют SNG (синтетический природный газ). При этом в момент перехода автоматики с природного газа на SNG аппаратура котельной «не замечает» подобной смены, так как оба вида топлива практически идентичны.

для получения синтетического природного газа SNG на складе завода

Рассмотрим дизельное топливо и СУГ с точки зрения объема и стоимости суточного потребления при максимальной загрузке котлов в расчете на 1 МВт, условно приняв равными КПД котлов, стоимость оборудования, монтажа и эксплуатации котельных одинаковой мощности с резервом в виде дизтоплива и СУГ. В качестве СУГ будем рассматривать пропан-бутановую смесь марки ПБТ с содержанием пропана не более 60% по ГОСТ 52087.

Суточное потребление топлива рассчитывается по следующей формуле:

V т.с. = Р н х 24 / , КПДк х Qв, где

V т.с. - суточный объем потребления топлива (л; м 3)

Р н - номинальная мощность котельной (кВт)

КПДк - коэффициент полезного действия котлов

Qв - удельная теплота сгорания топлива на расчетную единицу (л; м 3)

При КПДк = 0,95, удельной теплоте сгорания дизтоплива 11,9 кВт/л, удельной теплоте сгорания смеси СУГ равной 12,5 кВт/кг, соотношении «масса/объем» 1,76 (коэффициент плотности СУГ марки ПБТ = 0,568, температура = 0ºС) получаем результаты, приведенные в табл.1.

Таблица 1. Стоимость суточного потребления топлива котельной в расчете на 1 МВт мощности

Из таблицы видно, что при всех иных равных параметрах отапливать котельную сжиженными углеводородными газами почти в 1,7 раза дешевле, чем дизельным топливом. И, конечно же, положительный эффект от применения СУГ возрастает в периоде прямо пропорционально объемам использования резервного топлива.

При этом мы не рассматриваем стоимость подогрева емкостей с ДТ в зимний период, что также может являться серьезной статьей затрат. По сложившейся в регионах практике подогрев емкостей в холодное время года часто вообще не осуществляется, что делает фактически невозможным запуск резервной системы питания.

Кроме того, в сравнении с дизтопливом СУГ имеет ряд других преимуществ:

жидкая фаза СУГ, имея те же основные физические свойства жидкости, что и дизтопливо, тем не менее не подвержена существенному повышению вязкости в условиях низких температур (что негативно сказывается на транспортировке дизтоплива от внешнего хранилища к горелкам), так как в котельную подается ее паровая фаза
обеспечивается возможность автоматического перехода с основного топлива на резервное, отсутствует необходимость применения более дорогих комбинированных горелок в котлах для возможности сжигания как газообразного, так жидкого топлива
уменьшается стоимость строительства модуля за счет отсутствия вспомогательного помещения (что бывает необходимо в случае размещения емкостей хранения дизтоплива внутри помещения котельной)

Не стоит также забывать и про экологию. Сжигание дизельного топлива влечет за собой несоизмеримо большие выбросы сажи, окислов серы и окислов азота, нежели сжигание SNG.

Также нужно учитывать, к сожалению, типичную для России ситуацию с воровством солярки. Дизтопливо списывается и продается, а вырученные деньги - присваиваются. Украсть и реализовать на черном рынке СУГ значительно сложнее.

Не менее важным является аспект, связанный с возможностью более рационального управления лимитами потребления сетевого природного газа. СУГ позволяет более гибко применять в течение отопительного периода так называемую «броню газопотребления», то есть минимальный объем потребления газа, необходимый для безаварийной работы технологического оборудования, при условии максимального использования резервных видов топлива.

Наиболее перспективным применение СУГ в качестве резерва видится нам в следующих случаях:

при модернизации существующих котельных коммунально-бытовых объектов для создания резервного или аварийного запаса топлива
при строительстве новых объектов в условиях ограниченных лимитов на природный газ, а также при гарантированной перспективе роста потребления тепла и горячей воды в будущем

Устойчивое повышение цен на жидкие углеводороды на внутреннем рынке, их зависимость от ситуации на мировых торговых площадках, а также прогнозируемый к 2020 году двукратный по отношению к сегодняшнему дню рост рынка внутреннего потребления делают концепцию применения СУГ в качестве резервного топлива наиболее перспективной.

Особенности котельных, использующие СУГ

В соответствии с ПБ 12-609-03, при мо дернизации существующих котельных и строительстве новых следует учесть следующие моменты.

Запорная арматура, как правило, должна применяться стальная с учетом климатических условий и рабочего давления газа (п. 2.4.4.).
Конструкция предохранительных запорных клапанов должна соответствовать требованиям государственных стандартов ГОСТ 9544-2005, обеспечивать прочность, стойкость к СУ Г и быть не ниже класса «А» по герметичности.
Конструкция запорной арматуры должна соответствовать требованиям государственных стандартов ГОСТ 9544-2005, обеспечивать прочность, стойкость к СУГ и быть не ниже класса «В» по герметичности (п. 2.4.5.).
Система вентиляции должна обеспечивать 10-кратный воздухообмен в рабочее время, при этом 2/3 возд ухозабора должны обеспечиваться из нижней зоны помещения и 1/3 - из верхней зоны. При недостаточности воздухообмена работа со сжиженными углеводородными газами не допускается. Электродвигатели вытяжных вентиляторов должны быть во взрывозащищенном исполнении (пп. 5.5.16-5.5.28)

В. Маркин, ООО “Газэнергосеть–Санкт-Петербург”

Рост цен на энергоносители и развитие конкуренции на рынке товаров и услуг заставили многих руководителей и собственников промышленных предприятий обратить внимание на проблему снижения затрат на энергоносители, повышения надежности и качества энергоснабжения. Немалые возможности энергосбережения для промышленных предприятий, имеющих собственные энергетические установки, заключены в использовании резервного топлива. К сожалению, этот резерв до сих пор оставался вне зоны серьезного внимания компаний, внедряющих энергоэффективные проекты.

Проблема включает в себя несколько основных вопросов:

– Зачем нужно резервное топливо?

– Как принято решать проблему резервного топлива в настоящее время?

– Каким должно быть эффективное резервное топливо?

– Каковы пути и сколько стоит решение проблемы?

В данной статье рассматриваются варианты решения проблемы резервного топлива для промышленных предприятий Северо-Западного региона, имеющих в качестве основного топлива природный газ. За рамками рассмотрения остаются крупные теплоэлектростанции централизованного теплоэнергоснабжения и газопотребляющие установки у населения.

Зачем нужно резервное топливо?

В Северо-Западном регионе на долю природного газа приходится более 80% сжигаемого топлива. Это единственный вид топлива, поставляемого централизованно по единой системе трубопроводов. В свободной рыночной продаже газа нет, но он постоянно и привычно присутствует в “трубе”. Сложился чёткий стереотип – газ в трубе всегда есть, и так будет долго.

Потребители газа нечасто сталкиваются с ситуацией, когда давление газа в распределительных сетях падает или газ отключают вообще. Если случается ЧП на крупном газопроводе, то его устранение по негласным нормативам “Газпрома” занимает не более трёх дней, а для “Лентрансгаза” – фактически меньше двух дней. Однако известно, что износ и магистральных газопроводов, и распределительных сетей крайне высок, а нагрузки по транспорту газа постоянно возрастают. О высокой вероятности возможных аварий на газовых сетях сегодня говорят уже публично. К сожалению, происходит это обычно в связи с очередным скандалом из-за аварии.

Показательна в этом плане авария на газопроводе “Урал-Бухара” в конце сентября 2002 г., когда без газа остался третий по величине город Свердловской области Каменск-Уральский. Тогда-то и прозвучало заявление генерального директора “Уралтрансгаза” Д. Гайдта: “Кроме населения, все потребители должны иметь резервное топливо”. Для многих регионов России, увы, типична картина, когда крупные города, такие как Каменск-Уральский, не имеют резервной ветки, а тысячи километров магистральных труб находятся в аварийном состоянии.

Исходя из опыта ООО “Газэнергосеть–Санкт-Петербург”, можно сказать, что заказчики бывают крайне удивлены, получая простейшие обоснования эффективности вложений в резервирование топлива. Наиболее наглядно эти обоснования демонстрируются путем расчёта убытков и упущенной выгоды в случае отключения газа. На крупных пищевых предприятиях, где потребление пара на технологию составляет 7-10 т/ч, подобные издержки могут составить до 40-50 тыс. долл./день только вследствие простоя, не считая испорченного сырья в производственном цикле. Расчёты, выполненные для металлургических предприятий, показывают цифры убытков в несколько раз выше, даже в том случае, если удастся избежать “козла” в печах; худший вариант имеет гораздо более драматические последствия, измеряемые другими порядками цифр.

Анализ показывает, что стартовые затраты на создание системы резервирования топлива не превышают убытки трёх-пяти дней простоя без газа.

Но, убедив заказчика в необходимости задуматься над проблемой эффективно работающего резервного топлива, ему надо предложить не только мазут (с сжиганием в отечественных газомазутных горелках), а топливо сегодняшнего уровня, по потребительским свойствам близкое к природному газу.

Как принято решать проблему резервного топлива в настоящее время?

В силу сложившихся стереотипов решение вопросов резервного и аварийного топлива, если таковые и возникают при составлении технического задания на проектирование, чаще всего ложится на плечи проектировщиков. Заказчик обычно не вникает в проработку подобных решений, считая это второстепенным, малозначимым; обычно его пожелания к проектной организации сводятся к минимизации затрат по этой статье. Проектировщики добросовестно исполняют волю заказчика и закладывают в проект самые дешёвые, с точки зрения стартовых затрат, варианты резервного топлива – мазут или дизельное топливо – и соответствующего топливного хозяйства. Эти решения уже много десятков лет являются шаблонами, прямо рекомендуемыми в устаревших СНиП.

Когда наступает время эксплуатации энергетического объекта и выясняется, что текущие затраты, например на разогрев мазута, составляют от 7-10% (теоретически) до 20% (фактически) от общей выработанной тепловой энергии, то бывает уже поздно и накладно заниматься перепроектированием системы резервного топлива. Дизельное топливо, используемое при необходимости в качестве резервного, достаточно дорого, да и цена его скачет вслед за моторными видами топлив.

Подобные факты становятся очевидными для заказчика после первого опыта эксплуатации, а для проектировщиков эти факты удобнее не видеть – не осложнять себе жизнь. Кроме названного, есть ещё ряд минусов подобных решений, например, разная эффективность двухтопливных горелок при переходе с одного вида топлива на другой (с газа на тяжёлые нефтепродукты), низкий уровень автоматизации процесса, особенно для отечественного оборудования.

Каким должно быть эффективное резервное топливо?

Сегодня на основе имеющегося опыта работы энергетических объектов с автономным газоснабжением с использованием газа как в качестве основного, так и в качестве резервного топлива, можно говорить о насущной необходимости ломать стереотипы в решении обсуждаемой проблемы. И с точки зрения экономики и, конечно, по потребительским свойствам газообразное резервное топливо имеет много преимуществ:

– потребительские свойства;

– экономическая эффективность;

– экологическая чистота.

Потребительские свойства. Прежде всего, именно с газом в качестве резервного топлива связана полная автоматизация работы энергоустановок. Ряд технологических процессов не терпит иного вида топлива. Например, к таким процессам относится газовая сушка в скоростных печатных машинах для глянцевой печати. Также чувствительны к виду топлива процессы плавки цветных металлов на металлургических заводах, перерабатывающих лом цветного металла. И в этом случае при переводе на резервное топливо должны быть обеспечены полная автоматизация, близкий химический состав топлива и полная сочетаемость всей цепочки основного и резервного топливоснабжения технологического процесса. В газовую горелку жидкое топливо подать нельзя, а двухтопливные горелки на всех этапах передела металла – печи, фурмы, конвертор, желоба, стенды осушки, котёл-утилизатор и т.д. – ставить нерационально.

Ещё один характерный пример резервирования топлива – газотурбинная электростанция (ГТЭС). В качестве основного топлива здесь используется природный газ, и только сжиженный углеводородный газ (СУГ) или сжиженный природный газ (СПГ) в качестве резервного топлива могут обеспечить высокую надёжность и экономическую эффективность станции. В проекте строительства ГТЭС в Екатеринбурге с двумя газотурбинными агрегатами по 9 МВт по согласованию с корпорацией, финансирующей и реализующей данный проект, предусмотрено использование пропан-бутанового резервного топлива. Такое решение по резервному топливу, вероятно, станет типичным и для других регионов страны.

Уровень потребительского и технологического комфорта при использовании газообразных топлив – это сегодня один из важнейших аргументов при разговоре с заказчиком. Если на предприятии для отопления промышленных помещений с большими высотами применяются прогрессивные газовые инфракрасные отопительные системы или газовоздушные завесы прямого действия, то единственно правильный выбор резервного топлива – это сжиженные газы.

Потенциал рынка сжиженных газов достаточно велик. Прежде всего, речь может идти о СУГ, известном всем как пропан-бутан. Возможно применение и СПГ, но из-за низкой температуры хранения (-164°С) применение этого вида топлива в качестве резервного весьма ограничено. Выполнены предпроектные проработки по использованию его для покрытия пиковых и аварийных нагрузок в качестве демпфера-накопителя на установке для сжижения газа на ГРС (хранение газа и регазификация). Для данного типа предприятия характерны недельные циклы колебаний в потреблении газа с “переборами” в рабочие время и возможностью эффективно накапливать сжиженный газ в ночное время и выходные дни. Для повышения эффективности функционирования всей системы в целом предлагалось осуществить реализацию сжиженного метана для нужд газификации жилых домов в близлежащих населённых пунктах. Данная работа находится на рассмотрении у заказчика. Рынок СПГ в нашей стране ещё только формируется, и приведённый пример – редкий и ещё не очень типичный.

СУГ – сжиженный газ, состоящий из двух третей пропана и одной трети бутана, как и метан относящийся к парафиновым углеводородам – в отличие от СПГ транспортируется и длительно хранится при естественных температурах, поэтому хорошо подходит для резервирования. Этот газ знаком потребителям, но больше как бытовой газ для населения. Вместе с тем, рынок СУГ достаточно развит и динамичен. Он, в некоторой степени, ориентирован на цены рынка моторных топлив и нефтепродуктов и мало зависим от динамики цен на природный газ.

Для сжигания пропан-бутана не требуется замена горелки, достаточно простой регулировки в газовой линейке или отдельной газовой линейки на горелку. Это обусловлено тем, что калорийность паровой фазы данного газа в 2,8 раза выше, чем у метана, и если для сжигания 1 м3 метана требуется 9,5 м3 воздуха, то для сжигания 1 м3 пропан-бутановой смеси необходимо 25,9 м3 воздуха.

Экономическая эффективность. Как уже отмечалось, рынок цен на пропан-бутан достаточно стабилен и в большей степени страдает от фактического ограничения поставок на внутренний рынок, чем от роста цен. Для сравнения: за истекший год среднегодовая цена этого газа выросла не более чем на 10-12%, в то время как природный газ подорожал только за 2002 г. официально не менее чем на 40%, а косвенно, с учётом ограничения поставок обычного газа и предложения потребителям коммерческого газа, рост цены ещё более значителен. Для справедливости необходимо отметить, что региональные рынки привязаны к “своим” поставщикам. Например, нефтехимический комбинат в Киришах, основной поставщик пропан-бутана на Северо-Западе, встав на профилактику, заставил цены подпрыгнуть на 20-25%, но это явление временное, длительностью один-два месяца, к экономике резервного топлива прямого отношения не имеющее.

Текущую ситуацию стоимости 1 Гкал на различных видах топлива, рассматриваемого как резервное по отношению к природному газу, иллюстрирует таблица.

Из приведённой таблицы хорошо видны не только конкурентные возможности пропан-бутана по отношению к СПГ, мазуту или дизельному топливу, но и самый низкий рост цен за год на этот вид топлива.

Сравнительные характеристики основных видов резервного топлива
Вид топлива	Низшая теплота сгорания, МДж/кг	Цена с доставкой, руб./т (цены августа-сентября 2003 г., в скобках - конца лета 2002 г.)	Рост цены, %	Стоимость 1 Гкал без учёта к.п.д. оборудования, руб./Гкал	Коэффициент приведения к стоимости 1 Гкал на природном газе
Природный газ	47,77	1305 (1035)	+26	114,5	1
СПГ на ГРС	48,19	4500 (1443)	+311	391,3	3,4
Мазут М100	38,18	2800 (1938)	+44	307,3	2,6
СУГ	46,09	5000 (4500)	+11	454,5	3,9
Дизельное топливо	42,65	9000 (5772)	+56	884,0	7,7

Что же касается существенно более низкой цены на топочный мазут, то с учётом разницы в к.п.д. горелочных устройств и затрат “на себя” мазут практически находится в ценовом паритете с СУГ, существенно уступая последнему по потребительским свойствам.

Экологическая чистота. Экологическая чистота газообразного топлива по сравнению с тяжёлыми нефтяными топливами очевидна. Это прежде всего отсутствие загрязнения при транспортировке и разгрузке, а также существенно меньше выбросы вредных веществ при сжигании в качестве топлива в котельных. При сжигании СУГ процентное содержание СО в выбросах лишь на 10-15% выше, чем при сжигании самого чистого топлива – природного газа – и количество сероводорода минимально.

Каковы пути и сколько стоит решение проблемы?

Решение проблемы резервного топлива для промышленных предприятий не сводится только к работе с непосредственными заказчиками по горизонтали. Это лишь одно из направлений, оно самое простое, и ООО “Газэнергосеть–Санкт-Петербург” им уже занимается не один год. На наш взгляд, учитывая динамичные изменения на газовом рынке, в выборе основного и резервного топлива нельзя бросаться в волны голой коммерции. Многие из потенциальных заказчиков и понятия не имеют о современных энергоэффективных технологиях и альтернативных видах газообразного топлива. Проблема резервирования природного газа как основного вида топлива и, как следствие – проблема надёжности, бесперебойности теплоэнергоснабжения, энергоэффективного использования топлива не может быть только проблемой потребителя. Сегодня в Комитете экономики, промышленной политики и торговли Администрации Санкт-Петербурга активно обсуждается разработка концепции программы энергосбережения для промышленных предприятий. Очевидна в этой связи необходимость формирования и развития рынка основных и резервных топлив. Энергетика такого мегаполиса как Санкт-Петербург более чем на 90% использует в качестве топлива природный газ, на ТЭЦ и крупных энергообъектах вопрос с резервным топливом как-то решён, а для большинства промышленных предприятий, суммарно потребляющих не менее 35% природного газа, поставляемого в город, проблема резервного топлива не решена или решена не эффективно.

Сколько стоит региональное решение данной проблемы, зависит от состава мероприятий и участников. Сколько же стоит решение данного вопроса для конкретного предприятия, рассчитать несложно.

Например, для котельной в 1 МВт:

Максимальный часовой расход – 39 м3/ч;

Два резервуара по 8 м3 каждый – 16 м3;

Испарители и регуляторы на резервуарах;

Запас резервного топлива – 3,5 суток;

Суммарная стоимость – около 30 тыс. долл. (без учёта строительных и земляных работ при подземном варианте);

Статистика проектов показывает, что в среднем затраты на строительство резервного топливного хозяйства для предприятий, использующих тепловую энергию или непосредственно топливо на технологию, сопоставимы с убытками от трёх-пяти дней простоя. Срок службы резервного топливного хозяйства – не один десяток лет; за это время высока вероятность, что правильно принятое решение по резервированию топлива окупится не один раз.