Аварийное возвращение с орбиты ИСЛ Если необходимо осуществить аварийное возвращение с орбиты ожидания вокруг Луны, вывод на траекторию полета к Земле производится раньше запланированного и траектория возвращения нацеливается в точку посадки в центре Тихого океана.

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

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.";

Необходимость резервного или аварийного топлива для котельной обусловлена объективной необходимостью обеспечить бесперебойную работу котельной в случае отключения либо непоставки основного топлива. Во исполнение этой задачи на котельной создается не снижаемый запас резервного (аварийного) топлива в соответствии с регламентирующими документами. Документами, регламентирующими необходимость резервного топлива для котельных являются:

• Правила технической эксплуатации тепловых энергоустановок, утвержденные Приказом Минэнерго Российской Федерации от 24 марта 2003 г. № 115, (п. 4.1.1);
• Правила пользования газом и предоставления услуг по газоснабжению в Российской Федерации, утверждены Постановлением Правительства России от 17 мая 2002 г. № 137, (п.49) ;
• СНиП II-35-76 «Котельные установки», утвержден Постановлением Государственного комитета Совета Министров СССР по делам строительства от 31 декабря 1976 г. № 229, (п.4.1);
• СП 89.13330.2012 «Котельные установки» . Актуализированная редакция СНиП II-35-76», утвержден Приказом Министерства регионального развития Российской Федерации от 30 июня 2012 г. № 281, (п.4.5).

Вид топлива и его классификация: основное, а при необходимости и аварийное, устанавливается с учетом категории котельной, исходя из местных условий эксплуатации, и определяется по согласованию с региональными уполномоченными органами власти.

В. В. Маркин, руководитель группы компаний «Энергоэффективные технологии» ООО «СУ 25», г. Санкт-Петербург (Доклад на второй ежегодной научно-практической конференции «Системы теплоснабжения. Современные решения», 16-18 мая 2006 г.)

Постепенно наступает то долгожданное время, когда уже не требуется никого убеждать, что энергосбережение жизненно необходимо и выгодно всем. Рынок с разных сторон подталкивает промышленные предприятия к внедрению энергоэффективных систем и технологий. Рост цен на энергоносители, борьба за снижение себестоимости продукции и услуг заставили многих руководителей и владельцев предприятий обратить внимание на проблему снижения затрат, повышения надежности и качества энергоснабжения. Однако вне зоны пристального внимания компаний, внедряющих энергоэффективные проекты, остается вопрос резервного топлива. На наш взгляд, при правильном подходе к решению этой проблемы открываются немалые резервы энергосбережения для промышленных предприятий, имеющих собственные энергетические установки.

Как же сегодня выглядит ситуация с резервным топливом для типичного промышленного предприятия? Почти как в известной логической цепочке: или резервное топливное хозяйство отсутствует, или оно есть. Если есть, то или оно практически не рабочее, или находится в рабочем состоянии. Далее, если оно в рабочем состоянии, то опять существует два варианта, от которых зависит его работа: или топливо не завезли, или завезли. Если завезли, то можно будет «перетерпеть» в случае перебоев с природным газом (ПГ).

Почему речь идет именно о ПГ? Потому что, с одной стороны, основной вид топлива в Северо-Западном регионе - это ПГ (более 80% сжигаемого топлива), а с другой стороны, ПГ - единственный вид топлива, поставляемый централизованно по единой системе трубопроводов, не представлен в свободной рыночной продаже, и его наличие или отсутствие не зависит от усилий потребителей. Можно заранее запастись мазутом или дизельным топливом, дровами или углем - ПГ впрок на котельной не запасешься.

За долгие годы система газоснабжения нас приучила к мысли о постоянном присутствии газа в «трубе». Несмотря на то, что при получении разрешения на использование газа в качестве топлива всем потребителям рекомендуют создать систему резервного или аварийного топлива, заказчики при строительстве энергетических объектов стараются избежать вложения средств в резервирование топлива, считая подобные рекомендации прихотью контрольных и надзорных органов.

Проблема резервного топлива делится на несколько основных вопросов:

■ почему резервное топливо все-таки необходимо;

■ как сейчас решается проблема резервного топлива;

■ каким должно быть эффективное резервное топливо;

■ какова стоимость решения проблемы.

В данной статье рассматриваются варианты эффективного решения проблемы резервного топлива для промышленных предприятий, имеющих ПГ в качестве основного топлива. За рамками данной работы остаются крупные ТЭЦ и газопотребляющие установки у населения. Например, в Москве и Московской области (по отзывам коллег) невозможно сдать новый объект без системы резервного или аварийного топлива, в то время как в Северо-Западном регионе можно отписаться обязательством сделать это позже или принять ответственность на себя за последствия в случае отключения газа.

Почему резервное топливо все-таки необходимо?

Если проанализировать ситуацию с поставкой ПГ, то у его потребителей действительно на памяти не много было примеров, когда падало давление газа в распределительных сетях или подачу газа отключали вообще. Если и случалось ЧП на крупном газопроводе, то его устранение по негласным нормативам занимало не более трех дней.

Сложился четкий стереотип: газ в «трубе» всегда есть и так будет продолжаться долго. Но, если просмотреть статистику аварий на газопроводах, трудно не увидеть, что износ и магистральных газопроводов, и распределительных сетей крайне высок, а нагрузки по транспортировке газа постоянно возрастают. О высокой вероятности возможных аварий на газовых сетях сегодня говорят уже публично. К сожалению, обычно это происходит в связи с очередной аварией.

Так, в конце сентября 2003 г. из-за аварии на газопроводе «Урал - Бухара» без газа остался третий по величине город Свердловской области Каменск-Уральский. При этом промышленные предприятия потребовали возместить понесенный ущерб, а «Госгортехнадзор» (в настоящее время «Ростехнадзор» - прим. ред.) рекомендовал подать в суд на газовиков. Дирекция

000 «Уралтрансгаза» в свою очередь заявила, что кроме населения все потребители должны иметь резервное топливо.

Стало общеизвестно, что аварийный газопровод эксплуатируется фактически 37 лет (при сроке службы подобных газопроводов 20-25 лет). Оказалось, что на этом участке еще до 5 тыс. км трубопровода находится в аварийном состоянии и средств на скорейший восстановительный ремонт нет, как нет и возможности его осуществить, т.к. такой крупный город как Каменск-Уральский не имеет резервной ветки. Вскрылся целый комплекс проблем и не нужно считать, что подобная ситуация существует только на одном газопроводе или в одном конкретном городе. Это скорее типичная картина для многих регионов России, ставшая следствием скудных инвестиций последнего десятилетия в поддержание газотранспортной системы страны.

Наш опыт показывает, что заказчики бывают крайне удивлены простейшим обоснованиям эффективности вложений в резервирование топлива. Наиболее наглядно это демонстрируется при расчете убытков и упущенной выгоды в случае отключения газа. Например, на крупных пищевых предприятиях, где потребление пара на технологию составляет 7-10 т/ч, подобные издержки только вследствие простоя могут до-

ходить до 40-50 тыс. долл. США/сут., не считая сырья, испорченного в производственном цикле. Расчеты, выполненные для металлургических предприятий, показывают, что убытки будут в несколько раз больше.

Из анализа расчетов затрат на создание системы резервирования топлива следует, что стартовые затраты на нее не превышают величины убытков от 3-5 дней простоя без газа.

При этом необходимо предложить заказчику не только известный десятилетиями мазут с отечественными газомазутными горелками, но и современное топливо, близкое по потребительским свойствам к ПГ.

Как решается проблема резервного топлива?

В силу сложившихся стереотипов решение вопросов резервного и аварийного топлива чаще всего и ложится на плечи проектировщиков. Заказчик обычно не вникает в проработку подобных решений, считая это второстепенным, малозначимым и обычно его пожелания к проектной организации сводятся к минимизации затрат по этой статье. Проектировщики добросовестно исполняют волю заказчика и закладывают в проект самые дешевые, с точки зрения стартовых затрат, варианты резервного топливного хозяйства

Мазут или дизельное топливо. Эти решения уже много десятков лет являются шаблонными, прямо указаны в устаревших СНиП.

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

Это очевидные факты. Но для заказчика они становятся очевидными после первого опыта эксплуатации, а для проектировщиков эти факты удобнее не видеть - не осложнять себе жизнь. Кроме названных, есть еще ряд минусов 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, и 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 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. Например, газовая сушка в скоростных печатных машинах для глянцевой печати или процесс переработки лома цветного

металла, при котором газ используется в качестве резервного топлива, 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 или сжиженного ПГ. В г. 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 ОС) 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 ре-газификации 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 отличие 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 мало зависим от динамики цен на ПГ.

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 м 3 паровой фазы данного газа в 2,8 раза выше, чем калорийность метана, и если для сжигания 1 м 3 метана требуется 9,5 м 3 воздуха, то для сжигания 1 м 3 пропан-бутановой смеси необходимо 25,9 м 3 .

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. Необходимо отметить, что региональные рынки привязаны к «своим» поставщикам. Например, остановка на профилактику нефтехимического комбината в Киришах (Ленинградской обл.) -основного поставщика пропан-бутана на Северо-Западе - заставила цены подняться на 20-25% (на месяц-два). Это явление временное, не имеющее прямого отношения к экономике именно резервного топлива.

Стоимость 1 Гкал для различных видов топлива, рассматриваемого как резервное по отношению к ПГ, приведена в таблице. Из таблицы хорошо видна конкурентоспособность пропан-бутана по отношению к мазуту и дизельному топливу. Что же касается более низкой цены на топочный мазут, то с учетом разницы КПД горелочных устройств и затрат «на себя» мазут находится практически в ценовом паритете с СУГ, существенно уступая ему по потребительским свойствам.

Экологическая чистота

Экологическая чистота газообразного топлива по сравнению с тяжелыми фракциями нефтяного топлива очевидна. Это, прежде всего, отсутствие загрязнения при транспортировке и разгрузке, а также существенно меньший выброс вредных веществ при сжигании в качестве

топлива в котельных. При сжигании СУГ процентное содержание СО в выбросах лишь на 10Ι 5% выше, чем при сжигании самого чистого топлива - ПГ, а количество сероводорода минимально, чего нельзя сказать о сжигаемых тяжелых нефтяных видах топлива.

Каковы пути и стоимость решения проблемы?

Проблема резервирования ПГ как основного вида топлива и, как следствие, проблема надежности, бесперебойности теплоэлектроснабжения, как и проблема энергоэффективного использования топлива не могут быть проблемой только потребителя.

В настоящее время в Комитете экономики, промышленной политики и торговли Администрации Санкт-Петербурга активно обсуждается вопрос разработки концепции энергосбережения для промышленных предприятий. Очевидна необходимость формирования энергоэффективной политики для промышленных предприятий, в т.ч. формирование и развитие рынка основных и резервных видов топлива. Энергетика такого мегаполиса, как Санкт-Петербург, более чем на 90% использует в качестве топлива ПГ. На ТЭЦ и крупных энергообъектах вопрос с резервным топливом как-то решен, а для большинства промышленных предприятий, суммарно потребляющих не менее 35% ПГ, поставляемого в город, проблема резервного топлива не решена или решена неэффективно. Какова стоимость регионального решения данной проблемы, зависит от предлагаемых мер и числа участников.

Какова же цена решения данного вопроса для конкретного предприятия - рассчитать не сложно.

Например, для котельной мощностью 1 МВт (два резервуара СУГ по 8 м 3 каждый -16 м 3 ; испарители и регуляторы на резервуарах; запас резервного топлива - 3,5 сут.) суммарные затраты составят около 30 тыс. долл. США (без учета строительных и земляных работ при подземном варианте расположения).

Напомним, что в среднем затраты на строительство резервного топливного хозяйства для предприятий, использующих тепловую энергию или непосредственно топливо на технологические процессы, сопоставимы с убытками от 3-5 дней простоя. Срок службы резервного топливного хозяйства не один десяток лет. Высока вероятность, что за это время правильно принятое решение о резервировании топлива окупится не один раз.