Инвестиционная программа "Якутцемент" по теплоснабжению в МО «п. Мохсоголлох» на годы

«Согласовано» Глава МО «п. Мохсоголлох» ______________ «___» ____________ 20___ г.

«Согласовано» Генеральный директор «Якутцемент» _______________ «___» ____________ 20___ г.

Инвестиционная программа

"Якутцемент"

по теплоснабжению

в МО «п. Мохсоголлох»

на годы

Главный энергетик

«Якутцемент»

п. Мохсоголлох 2012 год

«Согласовано» Генеральный директор «Якутцемент» _______________ «___» ____________ 20___ г.	«Согласовано» Глава МО «п. Мохсоголлох» ______________ «___» ____________ 20___ г.

Инвестиционная программа

«Якутцемент»

на годы

Главный энергетик

«Якутцемент»

п. Мохсоголлох 2012 год

«УТВЕРЖДАЮ» Председатель ГКЦ - РЭК РС(Я) ______________ «___» ____________ 20___ г.

«Согласовано» Министр экономики и промышленной политики РС(Я) _______________ «___» ____________ 20___ г.	«Согласовано» Министр жилищно-коммунального хозяйства и энергетики РС(Я) ______________ «___» ____________ 20___ г.
«Согласовано» Генеральный директор «Якутцемент» _______________ «___» ____________ 20___ г.	«Согласовано» Глава МО «п. Мохсоголлох» ______________ «___» ____________ 20___ г.

Открытое Акционерное общество

Производственное объединение «Якутцемент»

Инвестиционная программа

по теплоснабжению

в МО «п. Мохсоголлох»

на годы

Главный энергетик

«Якутцемент»

п. Мохсоголлох 2012 год

Оглавление

паспорт программы	3
1. ХАРАКТЕРИСТИКА КОММУНАЛЬНОЙ ИНФРАСТРУКТУРЫ	4
1.1. Краткая характеристика коммунальной инфраструктуры МО «п. Мохсоголлох»	5
1.2. Анализ существующего состояния объекта теплоснабжения
2. План ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ	7
2.1. Инвестиционный проект	7
2.2. Мероприятия, выполняемые за счет амортизационных отчислений	9
2.3. Мероприятия капитального ремонта оборудования	9
3. ФИНАНСОВО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПРОГРАММЫ	12
3.1. Финансовые потребности для реализации инвестиционной программы	12
3.2. Экономическая эффективность программы	12
4. ОЖИДАЕМЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ЭФФЕКТИВНОСТЬ МЕРОПРИЯТИЙ	12
Приложения:
Приложение «План технических мероприятий инвестиционной программы «Якутцемент по теплоснабжению в МО «п. Мохсоголлох» на г. г.»
Приложение «Отчетные данные о выполнении и планировании инвестиционной программы организацией, оказывающей услуги теплоснабжения за г. г. (форма 48)»
Приложение «Расчет прогноза тарифа на тепловую энергию, вырабатываемую Котельной «Якутцемент» на г. г. (форма 1)»
Приложение «Целевые показатели (индикаторы) энергетической эффективности для организаций коммунального комплекса»
Приложение «Расчет экономии природного газа при переводе паровых котлов котельной в водогрейный режим»
Приложение «Расчеты амортизационных отчислений по котельной «Якутцемент» на г. г.»

паспорт программы

Наименование Программы	Инвестиционная программа «Якутцемент» по теплоснабжению в п. Мохсоголлох Хангаласского улуса РС (Я) на период годы
Основание для разработки Программы	Федеральный закон от 01.01.01 г. N 210-ФЗ "Об основах регулирования тарифов организаций коммунального комплекса" (с изменениями от 01.01.01 г., 29 декабря 2006 г., 18 октября 2007 г., 25 декабря 2008г)
Разработчик Программы	«Якутцемент»
Цели Программы	Повышение качества услуг теплоснабжения, предоставляемых населению и организациям
Задачи Программы	1)  Выполнить обзор и анализ коммунальной инфраструктуры п. Мохсоголлох 2)  Разработать систему программных мероприятий 3)  Определить ресурсное обеспечение мероприятий программы. 4)  Разработать механизм реализации мероприятий программы.
Сроки реализации Программы	Период реализации мероприятий Программы - с 2013 по 2015 годы.
Объемы и источники финансирования	Общий объем финансированиятыс. руб., в т. ч. надбавка к тарифамтыс. руб.
Ожидаемые результаты от реализации Программы	Реализация мероприятий Программы позволит обеспечить снижение себестоимости оказываемых услуг.
Контроль исполнения Программы	ГКЦ-РЭК Республики Саха (Якутия)
Координатор Программы	ГКЦ-РЭК Республики Саха (Якутия)

1.  ХАРАКТЕРИСТИКА КОММУНАЛЬНОЙ ИНФРАСТРУКТУРЫ.

1.1.  Краткая характеристика коммунальной инфраструктуры МО «п. Мохсоголлох»

Централизованное теплоснабжения п. Мохсоголлох производится Котельной «Якутцемент». Тепловой энергией обеспечивается жилой фонд, объекты бюджетной сферы и соцкульбыта.

Объем полезного отпуска тепловой энергии в 2011 году составила 98299 Гкал в том числе:

-  жилой фонд (муниципальный и частный) – 42602 Гкал;

-  учреждения местного бюджета – 11733 Гкал;

-  учреждения республиканского бюджета – 3662 Гкал;

-  учреждения федерального бюджета – 735 Гкал;

-  промышленные предприятия – 2854 Гкал;

-  собственное потребление «Якутцемент» – 30925 Гкал;

-  прочие потребители – 5788 Гкал.

Рис.1 Объем отпуска тепловой энергии по объектам теплоснабжения

1.2.  Анализ существующего состояния объекта теплоснабжения

Тепловые сети Котельной «Якутцемент» охватывают поселок и промышленную зону (предприятия и «Якутцемент»).

В котельной установлено 3 водогрейных котла КВГМ-20, 2 водогрейных котла ДКВРВ-10-13 и 4 паровых котлов ДКВР-10-13. Суммарная мощность установленного оборудования составляет 99,6 Гкал/час, фактическая пиковая мощность составляет 34,5 Гкал/час (котлы КВГМшт., котлы ДКВР 10/13 - 2 шт.). Выработка теплоэнергии за 2011 год составила Гкал.

Тепловые трассы выполнены способом надземной прокладки. Суммарная протяженность трасс в однотрубном исполнении составляет 36,6 км.

Вид используемого топлива - Природный газ Усть-Вилюйского (Мастахского) месторождения. Фактическое потребление за 2011 год составилот. у.т. Фактическое значение удельного расхода топлива 157,5 кг у. т./Гкал при нормативном расходе 159 кг у. т./Гкал.

Электроснабжение котельной осуществляется от Якутской ГРЭЦ через понижающую подстанцию по двух-цепной ЛЭП-6кВ. Имеется резервный источник электроснабжения, обеспечивающий 100% резервирование – Энергоцентр «Якутцемент». Потребление электроэнергии за 2011 год составило 3 814 т. кВтч. Фактическое значение удельного расхода электроэнергии 30,6 кВтч/Гкал при нормативном расходе 37,3 кВтч/Гкал.

Снижение удельных расходов электроэнергии и природного газа является следствием реализации программы энергосбережения. В перечень мероприятий программы вошли: установка преобразователей частоты, установка экономайзеров, перевод котлов ДКВР 10/13 №1 и №2 в водогрейный режим.

Динамика основных показателей за пять лет представлена в таблице №1.

Таблица №1 Динамика основных показателей

№	Наименование	Ед. изм.	2008	2009	2010	2011	2012
п/п	показателей		факт	факт	факт	факт	тариф
1	Протяженность теплосетей	км	33,635	33,635	33,635	33,635	33,635
2	Устан. производительность оборудования	Гкал/ч	93	99,6	99,6	99,6	99,6
3	Полезный отпуск тепловой энергии	Гкал.	103709	103832	100012	98299	104835
	в том числе:
3.1	- Муниципальный жилфонд (население)	Гкал.	43934	44339	43010	42602	44583
3.2	- учреждениям м/бюджета	Гкал.	11502	11416	11756	11733	11766
3.3	- учреждениям р/бюджета	Гкал.	3768	3650	3697	3662	3880
3.4	- учреждениям ф/бюджета	Гкал.	1011	628	708	735	687
3.5	- промышленным предприятиям	Гкал.	6483	7092	4234	2846	6712
3.6	- прочим	Гкал.	6008	6241	5925	5796	5918
3.7	- собственные нужды	Гкал.	31003	30466	30682	30925	31289
4	Собственные нужды котельного хозяйства	Гкал.	3042	3045	2954	2913	3069
		%	2,39	2,39	2,39	2,39	2,39
5	Потери в сетях	Гкал.	23579	23579	23579	23579	23579
		%	22,7	22,7	23,6	24,0	22,5
6	Выработка тепловой энергии	Гкал.	130330	130456	126545	124791	131483
7	Численность работников котельного хоз.	чел.	57	58	58	58	58
8	Уд. расход усл. топлива на ед. продукц.	кг./Гкал.	171,1	164,2	179,1	157,5	164,3
9	Расход условного топлива	т. у.т.	22299	21427	22665	19651	21605
10	Расход воды на технологические нужды	м3	115260	115260	119269	119269	108886
11	Расход электроэнергии на техн. нужды	т. кВтч	6269	4861	5373	3814	5522
12	Тариф на ед. продукции	руб.	731,0	855,0	1 036,0	1 146,2	1208,5/ 1263,9

2.  План ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ

2.1. Инвестиционный проект

2.1.1. Перевод Котельной в водогрейный режим

Выбор объекта инвестиций: В настоящее время 4 паровых котла котельной «Якутцемент» работают на нагрев ГВС и внутренние нужды котельной (подготовка питательной и подпиточной воды). Эксплуатация паровых котлов, выработавших свой срок, связанна с повышенными затратами на их обслуживание, необходимостью периодически проводить их техническое диагностирование (раз в 3 года). Для питания котлов необходима вода с жесткостью не более 15 мкг экв./литр, что требует содержать фильтры очистки 2й ступени, расходуется значительное количество сульфоугля и технической соли.

Сравнительный анализ: Приведение тепломеханической схемы котельной в соответствие возможно только путем перехода от затратного энергоносителя - пара к менее требовательному - воде. Работу по переводу котельной в водогрейный режим можно разделить на две ступени: реконструкция группы котлов и модернизация тепломеханического оборудования. При реализации первой ступени проекта возможно два варианта: установка новых котлов, либо перевод части существующих паровых котлов в водогрейный режим. Приобретение новых котлов связанно со значительными затратами на их приобретение и монтаж, а так же демонтаж части существующих котлов. Перевод же паровых котлов в водогрейные значительно проще и менее затратен, так как в существующем котле производится изменение тепломеханики и замена контрольно измерительной аппаратуры. В ценах 2012 года затраты на перевод в водогрейный режим составляют порядка 2 млн. руб. против затрат в 6-7 млн. руб. на приобретение и монтаж нового котла. Вторая ступень проекта - монтаж части новой тепломеханической схемы котельной на базе пластинчатых теплообменников. Данная схема является типовой и нашла широкое применение в котельных и тепловых пунктах. Варианты ее реализации могут варьироваться в зависимости от изготовителя оборудования, однако общий принцип и схемные решения будут аналогичны.

Реализация проекта реконструкции Котельной включает следующие работы:

№, п/п	Наименование мероприятия	Срок выполнения
1.	Перевод котла ДКВР 10/13 №1 и №2 в водогрейный режим	выполнено
2.	Приобретение и монтаж теплообменником и деаэраторов	2013 год
3.	Работы по обвязке теплообменников и реконструкция внутренней тепловой схемы котельной	2013 год
4.	Приобретение, монтаж и наладка КИП и А	2013 год
5.	Перевод котлов ДКВР 10/13 №3 в водогрейный режим	2014 год
6.	Установка преобразователей частоты на эл. привод вентиляторов котлов	2014 год
7.	Перевод котлов ДКВР 10/13 №4 в водогрейный режим	2015 год

2.1.2. Мероприятия, связанные со снижение отпуска теплоэнергии

Выбор объекта инвестиций: В 2011 году был разработан проект строительства котельной для отопления производственных и административных зданий промзоны «Якутцемент». Летом 2011 года была произведена реконструкция здания хлораторной под нужды проектируемой котельной и заключен договор на поставку, монтаж и пусконаладку оборудования. Пуск в эксплуатацию строящейся котельной запланирован на начало отопительного сезона годов.

В связи с планируемым вводом в эксплуатацию Котельной промзоны годовой полезный отпуск теплоэнергии снизится на 11 970 Гкал, потери в тепловых сетях сократятся на 6 843 Гкал, что в процентном отношении к общей выработке Котельной составит 15,1%. Снижение пиковой тепловой мощности составит 3,5 Гкал/час. Для приведения в соответствия снижения выработки теплоэнергии и количества эксплуатируемого оборудования планируется произвести ряд мероприятий

№, п/п	Наименование мероприятия	Срок выполнения
1.	Демонтаж трассы отопления от Котельной до промзоны	2013 год
2.	Перевод котла КВГМ-20 в резерв	2013 год
3.	Перевод котла ДКВР 10/13 в резерв	2013 год

2.2. Мероприятия, выполняемые за счет амортизационных отчислений

2.2.1. Монтаж и обвязка теплообменников и дэаэраторов

Данная работа выполняется в рамках перевода Котельной в водогрейный режим (п. 2.1.1). В нее входит установка пластинчатых теплообменников подогрева горячего водоснабжения, нагрева входящей воды хим. водоподготовки и нагрева подпиточной воды для деаэрации и установка кавитационных дэаэраторов. Так же в данную работу входит реконструкция части технологических трубопроводов котельной. Финансирование мероприятия предполагается и фонда амортизационных отчислений совместно с инвестиционным проектом.

2.3. Мероприятия капитального ремонта оборудования

2.3.1 Ремонт магистральной трассы отопления и ГВС

В перечень работ входит замена наиболее изношенных участков магистральных трубопроводов поселка и промзоны с последующей изоляцией.

Индекс замены трубопроводов составляет порядка 5% в год.

2.3.2 Капитальный ремонт системы отопления и горячего водоснабжения квартальных сетей

Плановый ремонт квартальных сетей

Год	Наименование квартальной сети	Объем работ, м	Процент сетей подлежащих ремонту
2013	Молодежная четная верх	840	92%
2014	Соколиная 6-10	600	100%
2015	Соколиная 16	570	27

2.3.3 Замена балок под оконными проемами, заделка меж панельных швов здания котельной

Ремонт здания котельной (ввод в эксплуатацию - 1968г.).

2.3.4 Текущий ремонт газоотводящего комплекс дымовых труб котельной (после проведения обследования)

Комплекс работ по поддержанию работоспособного состояния дымовых печей и газоотводящего тракта, проводится после соответствующего периодического обследования.

2.3.5 Демонтаж фильтра второй ступени

Демонтажу подлежат три фильтра второй ступени, производящие умягчение воды до жесткости порядка 15 мкг. экв./литр для питания паровых котлов. Демонтаж производится в связи с переводом котельной в водогрейный режим.

2.3.6 Монтаж освещения дымовых труб

Монтаж освещения производится для выполнения требований Правил эксплуатации дымовых труб (ПБ ). Включает работы по прокладке кабеля по поверхности трубы и монтаж двойных светодиодных светильников.

2.3.7 Ремонт топочной части котла КВГМ-20

Плановый ремонт топочной части (предыдущий капитальный ремонт выполнен в 2005 году). В настоящее время топочная и конвективная часть котла имеет предельный износ. Работы по капитальному ремонту котла разбиты на два года: отдельный ремонт конвективной и топочной частей.

2.3.8 Замена сетевого насоса 300Д90

Работа включает замену насоса по причине предельного износа ротора и посадочных мест уплотнений. Электродвигатель насосного агрегата не подлежит замене по причине нахождения в исправном состоянии.

2.3.9 Замена электрооборудования ЩСУ новой котельной

Эксплуатируемый в настоящее время ЩСУ имеет устаревшую конструкцию и не отвечает требованиям Правил устройства электроустановок и Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей по причине открытого исполнения. Для безопасной работы планируется замена шкафов и автоматических выключателей ЩСУ.

2.3.10 Ремонт ВЛ 6кВ с заменой опор на участке ГПП - Котельная

Данная работы включает ежегодную плановую замену деревянных опор.

2.3.11 Ремонт конвективной части котла КВГМ-20

Плановый ремонт конвективной части (предыдущий капитальный ремонт выполнен в 2005 году). В настоящее время топочная и конвективная часть котла имеет предельный износ. Работы по капитальному ремонту котла разбиты на два года: отдельный ремонт конвективной и топочной частей.

2.3.12 Замена циркуляционного насоса 200Д90

Работа включает замену насоса по причине предельного износа ротора и посадочных мест уплотнений. Электродвигатель насосного агрегата не подлежит замене по причине нахождения в исправном состоянии.

3.  ФИНАНСОВО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПРОГРАММЫ

3.1.  Финансовые потребности для реализации инвестиционной программы

В финансовые потребности, необходимые для реализации инвестиционной программы были включены следующие статьи расходов:

·  материалы и оборудование;

·  транспортные расходы;

·  строительно-монтажные работы;

·  пуско-наладочные работы;

·  прочие расходы.

Для расчета финансовых потребностей были использованы прайс-листы на текущий год заводов изготовителей, сметная документация и коммерческие предложения.

Для учета изменения стоимости ресурсов в соответствующих периодах реализации проектов, применялись прогнозные индексы-дефляторы для финансовых потребностей.

Распределение капитальных вложений по годам реализации программы указаны в приложении №1 к настоящей программе.

3.2.  Технико-экономическое обоснование инвестиционных проектов

3.2.1 Перевод Котельной в водогрейный режим

Основные статьи экономии при осуществлении данного проекта следующие:

а) Экономия за счет уменьшения использования технической соли. Полностью исключается расход соли на фильтрах II ступени, что составляет 34,4 т/год, приблизительно на 20% уменьшится расход соли на фильтрах I ступени, что составляет 250 х 0,2=20т.

Общая ожидаемая экономия соли составит 54,4 т/год.

б) Экономия сульфоугля.

Планируется, что для обеспечения работы котельной будет достаточно 4х фильтров (вместо 7и эксплуатируемых в настоящее время), т. е. экономия сульфоугля составит:

3 фильтра х 2т.=6 т/год.

в) Экономия за счет уменьшения расходов на содержание фильтров. Так как три фильтра будут выведены из эксплуатации, отпадет необходимость их капитального и текущего ремонта. Капитальный ремонт проводится раз в 4 года, средние затраты на него 400-450 т. р. Следовательно экономия в год на кап. ремонте составит:

3 фильтра/4 года х 450 т. р. = 337,5 т. р

Экономию на текущем ремонте (замена арматуры, перезагрузка, ремонт обвязки и т. д.) можно оценить суммой ~35 т. р., т. е. затраты составят:

3х35=105 т. р.

Общая сумма экономии: 337,5 т. р. + 105 т. р. = 442,5 т. р.

г) Экономия за счет уменьшения расхода воды на нужды химводоподготовки.

Экономия за счет исключения фильтров II ступени составит 1309 м3/год.

Экономия за счет уменьшения потребления воды фильтрами I ступени (~20%): 45371х0,20=9074 м3/год

Общая экономия: 1309+9074=10383 м3/год

д) Экономия за счет исключения затрат на техническое диагностирование котлов.

Техническое диагностирование проводится раз в 3 года, стоимость 89 т. р. Для четырех котлов затраты составляют: 4/3х89 т. р.=118,7 т. р./год

е) Экономия электроэнергии за счет установки преобразователей частоты на эл. привод вентиляторов котлов.

Исходные данные: – мощность эл. двигателя – 30 кВт

– коэффициент загрузки – 0,4

– экономия – 15%

– количество вентиляторов – 4 шт.

Экономия электроэнергии: 30 х 0,4 х 0,15 х 4 х 8760 = 63 тыс. кВтч = 288 тыс. руб

ж) Экономия природного газа за счет исключения потерь пара через деаэратор и при продувке котлов. Расчет экономии выполнен в Приложении №5.

газ экономия составляет: 149,7 тыс. м3 х 3,07075 = 460 тыс. руб.

№ п/п	Наименование статьи затрат	Экономия	Стоимость, тыс. руб	Примечание
1.	Техническая соль	54,4 т/год	408
2.	Сульфоуголь	6 т/год	312
3.	Содержание фильтров	442,5 т. р.	442,5
4.	Тех. вода на нужды химводоподготовки	10383 м3/год	363
5.	Техническое диагностирование котлов	118,7 т. р./год	118,7
6.	Установка ПЧ	63 тыс. кВтч/год	288
7.	Экономия газа	149,6 тыс. м3/год	460
	Итого:	2392,2 т. р./год

Так же ожидается снижение удельного расхода газа и электроэнергии за счет более оптимального использования тепловой энергии вырабатываемой котлами.

Затраты на выполнение работ согласно проекта на протяжении годов составяттыс. руб.

Срок окупаемости =/ 2392,2 = 6,2 года

3.2.2 Мероприятия, связанные со снижение отпуска теплоэнергии

Снижение расходов на техническое обслуживание и текущий и капитальный ремонт (расчет согласно рекомендаций по нормированию материальных ресурсов):

– котлы ДКВР 10/13 и КВГМ-20

со вспомогательным оборудованием – 3 101 тыс. руб.

– выбывающие трубопроводы отопления – 1 918 тыс. руб.

Снижение потерь в тепловых сетях (расчет с использованием методических указаний по определению технических показателей при расчете тарифов на тепловую энергию):

Протяженность выбывающих трасс – 7,3 км

Снижение потерь – 6842 Гкал х 37,3 кВтч/Гкал = 255 тыс. кВтч (эл. эн.)

х 193 м3/Гкал = 1 320 тыс. м3 (газ)

Экономический эффект = 255 х 4,57 + 1 320 х 3138,59 = 4 414 тыс. руб.

Общий годовой эффект мероприятий по уменьшения затрат 9 433 тыс. руб.

Затраты на выполнение работ составят 712 тыс. руб.

Срок окупаемости = 712 / 9 433 = 0,1 года

4.  ОЖИДАЕМЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ЭФФЕКТИВНОСТЬ МЕРОПРИЯТИЙ

Результатом мероприятий инвестиционной программы является оптимизация тепловой схемы котельной, снижение эксплуатационных затрат и расходов на выработку тепловой энергии. Демонтаж выбывающих трубопроводов и вывод из эксплуатации части оборудования позволит не допустить роста тарифа по причине снижения выработки теплоэнергии.

Основным показателем эффективности предлагаемой к реализации инвестиционной программы является снижения тарифа на тепловую энергии (диаграмма №1).

Диаграмма №1