Презентация 48.

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
раб (8-383) 358-358 доб. 1966
сот раб. 9** **** ** ** [email protected]
сот.
923-681-53-33 [email protected]
1
№ 2 Даже, если реализуем программу снижения энергоемкости к 2020
году на 40%, то передвинемся с позорного 141 на 105 место! Но,
государственный регулятор, основанный на скрытом перекрестном
субсидировании, не даст добиться и этого скромного результата!
2
№ 3 Чего не хочет принимать государственный регулятор энергетики?
То, что самые лучшие ГРЭС и котельные не экономят топливо!
Только конечные потребители отработанного тепла ТЭЦ обеспечивают
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 92-93%. На газе до 95%, С конденсацией влаги из
дымовых газов до 102% Выжать с 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 с них больше 2-3% в принципе нельзя!
Конденсационные ГРЭС работают с КПД 36-38% Выжать с них больше 2-3% нельзя!
ТЭЦ работающие в конденсационном режиме работают на 1,5-2 процента ниже
аналогичных ГРЭС с КПД 35-37% Выжать с них больше 3-5% нельзя
ТЭЦ с низкими параметрами на только тепловом потреблении работают с КПД 75-82% и
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 строительство конденсационных ГРЭС, повышать
параметры острого пара, разрабатывать амбициозные проекты типа ГОЭЛРО-2
Выжать с них больше 2-3% в принципе нельзя!
Программа строительства котельных также ОШИБОЧНА так как не используется
отработанное тепло ГРЭС. Ущерб до 75-81% от расхода топлива на котельной.
Только технология потребления 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
федеральной МОНОПОЛИИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ за счет потребителей тепла
ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКИ региона.
3
За
сохранение системы перекрестного субсидирования – это
№4 За что реально отвечает государственный регулятор?
снижение цены (тарифа) от экономически обоснованного уровня для одних
категорий потребителей (товаров, услуг) за счет увеличения цены для другой
категории потребителей
• 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 логику, знания, физические законы,
принцип неразрывности производства и потребления тепловой и электрической энергии .
Именно городской житель потребляя отработанное тепло от ТЭЦ, дотирует затраты на топливо дл
я промышленного потребителя, так и для 7,9 сельских жителей.
• Отсутствие ответственности регулирующих органов за показатели энергоемкости регионов, страны,
приводит к формальному регулированию
Политических ценностей регулирующих органов хватает только на анализ платежей за энергию для
социальных групп: населения, города, села, бюджета, промышленности и т.д. без понимания и
применения принципа непрерывности производства и потребления тепловой и электрической
энергии.
• 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 основа перекрестного субсидирования – формальная политика
тарифообразования регулирующими органов ведущая к необоснованному
монопольному субсидированию производству раздельной (конденсационной)
электроэнергии с затратами топлива в 2,2 раза, чем это технологически
возможно при производстве совместной (теплофикационной) !
4
Регулятор бездарно датирует топливом потребителей электрической энергии
от самых лучшие ГРЭС за счет потребителей сбросного тепла от ТЭЦ!
550
Самые лучшие ГРЭС никогда не достигнут плановых показателей
энергоемкости 2020года на уровне 300 [г.у.т/кВтч]
Газ-Мазут
350
417
372
341
Цель 2000г
349
400
367
450
362
Пылеугольные ТЭС
439
500
300
250
200
162
№5
150
100
5
№ 6 Как экономить платежи населения за счет права
на энергию ТЭЦ, без перекрестного субсидирования
Как сейчас делает регулятор!
Договор на раздельную
электрическую энергию ГРЭС
и раздельную тепловую энергию
котельных
Как надо добиваться!
Договор на
комплиментарную
(комбинированную)
электрическую +
тепловую энергию ТЭЦ
Эффект
в экономии
топлива и
средств
2,25 раз
КПД производства
электроэнергии
35%
80%
КПД производства
тепловой энергии
80%
80%
Суммарное КПД
55%
80%
1,45раза
Платежи за
электроэнергию
~350-450руб
~500-600руб
Рост в
1,4раза
Платежи за тепловую
энергию
~1800-2400
~800-1000
Снижение в
2,3 раза
~2500
~1500
Снижение 6в
1,7 раза
Суммарные платежи
№ 7 Парадокс современного регулирования!
Ужас! Энергоемкость
транспорта электрической энергии с учетом технологических и
коммерческих потерь на 20% выше энергоемкости производства
комбинированной энергии ТЭЦ!
Плановая энергоемкость транспорта на 2020год составляет 8,7%*344=30гут/квтч
Плановая энергоемкость производства комбинированной энергии составляет 158гут/квтч
250.0
2009
эл.энергия от ТЭЦ
Надо строить собственную ТЭЦ в
Кызыле а не транспортировать
энергию по энергоемким ЛЭП
200.0
158
158
158
158
158
158
158
158
158
158
158
150.0
Плановая энергоемкость
транспорта 30гут/кВтч
100.0
50.0
0.0
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 77 коп/квтч, делает применение тепловых насосов абсолютно бессмысленным!
Классы качества Энергоемкости потребляемой 9электрической и тепловой энергии [г.у.т./кВтч]
"А1" ПсевдоКПД=1429% B=10кгут/Гкал Сбросное тепло ТЭЦ
40°С, Сбросное тепло охлаждения силовых трансформаторов
Энергоемкость [г.у.т./кВт*ч]
43
"А2" ПсевдоКПД~286% 50кгут/Гкал Комбинированное тепло
ТЭЦ с температурой 80°С
Теретический эквивалент [г.у.т./кВтч]
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
Приобретенная "Зеленая
Анергия" из окружающей среды
123-9=114гут/кВтч
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 405123=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
8
450
№ 9 Именно,
заниженные в 4-5 раз тарифы на уровне 36-86коп/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 бессмысленной работу по внедрению новейших
топливосберегающих технологий: теплофикации, тепловых насосов,
аккумуляции тепла
2011г
2012
Алтайэнерго
1,165
1,294
Бурятэнерго
0,507
1,327
Горный Алтай
1,582
1,6
Красноярскэнерго
0,840
0,936
Кузбасэнерго
0,935
1,048
Омскэнерго
1,039
1,165
Хакасэнерго
0,860
0,964
Читаэнерго
1,184
1,339
Тываэнерго
0,36
0,62
9
№ 10
Чудеса регулирования энергоемкости или же гордиться
ли 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.
• Хакасия остается одним из регионов России с самым низким уровнем потерь электроэнергии в сетях. Если средний уровень
потерь электроэнергии в России в 2009-2010 годах составил 10%, то в Хакасии средний процент электропотерь по данным
Госкоматрифэнерго Хакасии составляет 4%.
«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»,
- отмечает первый заместитель председателя Государственного комитета по тарифам и энергетике Республики
Хакасия Владимир Шафорост.
60.0%
Процент потерь электроэнергии в сетях в 2009г [%]
50.0%
«Хваленые» 4% потерь
“последней мили”
Потери к полезному отпуску
Потери к поступлению в сеть
Потери с последней милей
40.0%
35.7% 35.7%
30.0%
24.5%
20.8% 20.8%
20.0%
10.9%
21.1%
14.9%
17.3%
15.9%
9.9%
10.0%
7.3%
5.6%
4.6%
9.4%8.6%
13.8%
12.2%
10.6%8.5%
7.6%
4.0%
0.0%
1
№11 Недостоверная статистическая
отчетность по энергоемкости
(топливоиспользованию) – основа ошибочной тарифной политики
регулятора для конечного потребителя
Существующая недостоверная статистическая отчетность (6тп), не
учитывающая «принцип неразрывности производства и потребления
энергии», искусственно завышающая эффективность производства
электроэнергии за счет тепловых потребителей, привела к
массовому отключению потребителей от тепловых сетей и ТЭЦ и
строительству мелких котельных в центре крупных городов
Статистическая отчетности
ОРГРЭС по форме 6-ТП за 2004год
Единица
измерения
Как есть
форма
6-ТП
Комбини
рованное
производ
ство
Раздельное
производств
о
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%!
108,4% вместо реального 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 топлива..»
11
№ 12 Схема Формирования
рынка комплиментарной энергии ТЭЦ.
12
№ 13 Как легко и однозначно оценить качество
энергоемкости региона, города, предприятия?
В форму статистической отчетности 6тп надо включить:
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.Второй дополнительный главный, 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. Система оценки класса качества энергоемкости: А, B, D, Е, F и т.д. должны
стать основным элементом для формирования топливосберегающей политики
снижения энергоемкости ВВП Росии, региона, предприятия и т.д.
4. 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 комплиментарной и раздельной энергии
13
№ 14 Выводы и предложения по повышению эффективности
регулирования энергоемкости!
1.
Регулирующие органы энергетики (Минэкономразвития, ФСТ, РЭК) должны
1.
2.
3.
Устранить основы скрытого перекрестного субсидирования топливом в энергетике. С 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 первичному топливо
Готовить ежегодный 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, понимающий технологию неразрывного производства тепловой и электрической
энергии. понимающую энергии.
3. 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 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.
1.
……
14
№ 15 Выводы Система оценки 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
Энергоемкость [г.у.т./кВт*ч]
"А1" ПсевдоКПД=1429% B=10кгут/Гкал Сбросное тепло ТЭЦ 40°С,
Сбросное тепло охлаждения силовых трансформаторов
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
80
Приобретенная "Зеленая
Анергия" из окружающей среды
123-9=114гут/кВтч
"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
Потерянная "Черная Анергия"
в окружающую среду 405123=282гут/квтч
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
450
15
№ 16 Настоящее и будущее
потребителей энергии за правом!
Правом потребителя на качественную высокоэкономичную, качественную
тепловую и электрическую энергию получаемую от ТЭЦ по комбинированному
способу производства.
Для реализации этого права, в рыночных условиях необходимо внедрять
договора нового типа: договор на комплиментарную энергию у потребителя
(комбинированную энергию у производителя)
И мы высококвалифицированные работники “Е4-CибКОТЭС” можем помочь как
конечным потребителям так и производителям в реализации этого права как
технологическими решениями так и экспертными заключениями вплоть во
высшего арбитражного суда и конституционного суда
№ 17 ПРОЕКТЫ Е4-СибКОТЭС.
ПРОЕКТИРОВАНИЕ (малая часть)
Наименование работ
Объект
Год
АО «ТНК «Казхром» (Казахстан)
2010
Разработка проекта выдачи мощности
Пермская ГРЭС, ОАО «ОГК-1»
20092010
Разработка проекта расширения ТЭЦ со
строительством ПГУ-410
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 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
№ 18 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
Обследование площадки строительства и разработка
предТЭО строительства котельной, ТЭЦ
Уссурийская ТЭЦ, ОАО «ДВЭУК»
20082009
Разработка проекта строительства КРУЭ 220 и 110 кВ
для комплекса нефтеперерабатывающих и
нефтехимических заводов
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
ПРОЕКТЫ Е4-СибКОТЭС. ПУСКОНАЛАДКА ( очень малая часть)
Наименование работ
Объект
Год
ТЭЦ ОАО «Сибирский химический
комбинат»
20072010
Обследование оборудования энергоблока 210 МВт
ТЭС «Костолац А» (Сербия)
2009
Испытания паровых котлов, турбин и блока ПГУ для
оценки качества ремонта
Тюменская ТЭЦ-1, ОАО «ТГК-10»
2009
Пуско-наладочные работы , режимные и балансовые
испытания котлов ст. №9,10
ОАО «Кузбассэнерго»
2009
Пуско-наладочные работы на турбоустановке Т-12012,8
Ново-Кемеровская ТЭЦ , ОАО
«Кузбассэнерго»
2009
Испытания паровых котлов БКЗ-210-140Ф ст. №3,6,9
Челябинская ТЭЦ-2, ОАО «ТГК-10»
2009
ТЭС «Плевля» (Черногория)
2008
ТЭС «Фриа» (Гвинея)
2008
Новосибирская ТЭЦ-5,
ОАО «Новосибирскэнерго»
2005
Генподряд по наладке котлов, турбин и
электротехнического оборудования
Комплексное испытание блока ТЭС
Генподряд по пуско-наладочным работам котла,
турбины и АСУТП
Генподряд по наладке пылеугольного блока 200 МВт
№ 20 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
Проведение 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 до 2020
года
Комплексный аудит и выдача энергетического
паспорта станций
Энергетическое обследование котельной и
разработка ТЭО ее развития
№ 21 ПРОЕКТЫ Е4-СибКОТЭС.
КОНСТРУКТОРСКИЕ РАБОТЫ
(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 ТП-38 с целью снижения выбросов
оксида азота
Кемеровская ТЭЦ, ОАО «Кузбассэнерго»
2004
ТЭС «Бургас» (Болгария)
2001
Выполнение технического проекта котлоагрегата
блока 260 МВт
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
№ 22 ПРОЕКТЫ Е4-СибКОТЭС.
АСУТП (очень малая часть)
Наименование работ
Объект
Год
Красноярская ТЭЦ-3, ОАО «ТГК-13»
20092010
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
Разработка и внедрение АСУТП энергоблока ПГУ410
Внедрение СКУ системы розжига мазутных форсунок
Разработка и внедрение АСУТП главного
оборудования станции
Разработка алгоритмов управления котлов и турбин
Спасибо за внимание!
Ждем Ваших
приглашений
к сотрудничеству!