Мероприятия по энергосбережению в АК «Алроса»

Таким образом, используя  приведенную систему показателей  энергоиспользования в технологических установках и процессах, можно судить о рациональности использования энергии с помощью КПИ, КЭИ и КНЭ. Если в понятие нормативные потери в энергоприемнике (точнее — потери передачи и трансформации энергии) войдут потери в цеховых и заводских сетях, то КПИ и КЭИ покажут рациональность использования энергии в цехе и на предприятии. Любой из этих коэффициентов, включая КНЭ, представляет собой разность между единицей и суммарной долей потерь энергии ( ):

 

        (2)

 

Для вычисления КНЭ берутся  суммарные эксплуатационные и режимные потери в технологической установке:

            (3)

 

При расчете КЭИ кроме  этого вычитается также процент  нормативных потерь в энергоприемнике:

(в долях единицы)  (4)

 

а для КПИ — еще  и  процент сопутствующего расхода (%Эсоп):

 

(в долях единицы)     (5)

 

Каждый из этих показателей  может быть рассчитан для фактического и нормативного режимов. При этом для фактического режима принимается полная (фактическая) величина эксплуатационных и режимных потерь ( ), а после нормализации — примерно 1/3,от их фактической величины. И в зависимости от того, какие потери учитываются, может быть вычислена технологическая норма энергозатрат ( ):

     (ед. энергии/ед. продукции). (6)

 

Для практических расчетов при анализе энергоиспользования  в термических и механических процессах разработаны машинные программы для персональных компьютеров. Эти программы, работающие в диалоговом режиме, позволяют заполнять таблицы по формам табл. 1 и 2, по специальной команде нормализовать эти энергобалансы, рассчитать все относительные показатели энергоиспользования — КПД, КПИ и КНЭ, а также определить фактические удельные расходы энергии на единицу продукции или работы и возможные технологические нормы энергозатрат на исследуемую установку, (процесс).

Как видно из изложенных методических принципов проведения энергоэкономического анализа, здесь требуется довольно обширная исходная информация, которая должна черпаться из справочно-нормативных и паспортных данных по исследуемому виду оборудования, но самое главное — из данных энергетического учета и отчетности или, если в отчетах нужных данных нет, специальных замеров и испытаний оборудования.

 

 

 

В программе, выпущенной в 2000г.,  разработан ряд мероприятий  по экономии электроэнергии, теплоэнергии, котельно-печного топлива, а также подробно рассмотрены  следующие аспекты и направления   в энергосбережении  на период до 2005г.:

1. Потенциал и направления энергосбережения.
2. Анализ законодательной базы.

2.1.  Федеральный закон  «Об энергосбережении» № 28-Ф3  от 03.04.1996г.

2. Законы субъектов РФ по энергосбережению.
3. Содержание основных законодательных актов в области энергосбережения.
3. Обзор энергосберегающих технологий.

3.1.  Использование  регулируемого электропривода.

2. Автономные системы теплоснабжения.
3. Эффективные источники теплоснабжения.
4. Учет энергетических ресурсов.
5. АСУ ТП «Энерго».
6. Энергоэффективные здания.
7. Нетрадиционные виды использования энергии (НВИЭ).

3.7.1.  Биогазовые технологии.

3.7.2.  Тепловые насосы.

3.7.3.  Энергия ветра  и солнца.

4.   Тарифы на  электроэнергию в ЗЭР.

5. Компенсация реактивной  мощности в условиях Западно-Якутского  энергорайона.

6.   Вторичные энергоресурсы.

6.1.  КТАНы-утилизаторы.

6.2.  Детандерные установки.

7.  Газификация Айхало-Удачнинского  промрайона.

8.  Анализ энергетической  составляющей в смете затрат  АК «АЛРОСА».

9.  Обоснование основных  направлений энергосбережения на  предприятиях      АК «АЛРОСА».

В связи с разработкой новых мероприятий по энергосбережению, а также изменением сроков внедрения мероприятий (из-за недостаточного финансирования и др.причинам), предусмотренных в Программе, в конце 2001г. проведена корректировка Программы, в которую вошли указанные мероприятия, а также новые   аспекты   и  направления  энергосбережения  АК  «АЛРОСА»   на период до 2005г.:

1. Создание энергоисточников  с когенерацией – потенциально  наиболее крупное энергосберегающее мероприятие в АК «АЛРОСА».

2.  Применение длинноволновых (инфракрасных) электрических излучателей для целей отопления объектов АК «АЛРОСА».

3.   Применение теплонасосных  установок в АК «АЛРОСА».

4.   О сокращении  потерь в тепловых сетях.

Все изложенные в  первых двух   отчётах о НИР по теме 23-99-702 «Разработать  программу энергосбережения АК «АЛРОСА» на 2001-2005г.г.», выпущенных в 2000г. и 2001г.  методические, законодательные  и прочие положения остаются в силе и при  выполнении корректировки программы в 2002г. их повторение не представляется  необходимым.

В настоящей работе рассматриваются  возможные дополнительные направления   по  энергосбережению в осветительных установках, при применении стеклопакетов,   при использовании  утеплителей из местных материалов, при использовании сезонно-избыточных энергоресурсов КВГЭС, при оптимизации гидротранспорта в ЦХХ УГОКа, а также приводится анализ энергетической составляющей в смете затрат Компании за 2001г. Рассмотрены вопросы   внедрения  теплонасосных  установок  и  систем отопления на  базе длинноволновых излучателей на объектах Компании.

В настоящей работе в  Программу включены новые мероприятия  часть из которых внедрена на объектах АК «АЛРОСА»  в 2002г., а другая будет  внедрена в 2003г.

Таблица 1.1.

Перечень внедренных  в 2002году  мероприятий,

                направленных  на снижение энергозатрат  в АК «АЛРОСА»

№ пп пп	Шифр	Наименование	Экономический эффект, тыс.руб.		Прим.
			Ожид.	Фактич.
1	29-02	Внедрение частотного электропривода на тепловом пункте XXIIIкв.  г.Мирного	-	781,2
2	30-02	Внедрение частотного электропривода на тепловом пункте IIIкв.  г..Мирного	933,0	-
3	31-02	Внедрение  «АСУ ТП-Энерго»	-	10932,2
4	34-02	Внедрение частотного электропривода на тепловом пункте XIкв.  г.Мирного	1113,0	-
5	35-02	Внедрение частотного электропривода на тепловом пункте IIкв.  г.Мирного	2057,0	-
6	44-02	Внедрение частотного электропривода на тепловом пункте IXкв.  г.Мирного	920,0	-
7	50-02	Внедрение частотного электропривода на тепловом пункте XXIVкв.  г.Мирного	1910,0	-
8	54-02	Внедрение на тепловых пунктах пластинчатых теплообменников горячего водоснабжения взамен кожухотрубных	-	5751,2
9	-	Внедрение высоковольтного  частотнорегулируемого электропривода типа ПЧВС 6,3/6 на бесшаровой мельнице ММС №4 на фабрике №12 Удачнинского ГОКа.	4188,0	-
10	57-02	Внедрить льготный тариф  на электроэнергию для целей теплоснабжения в Ботуобинской ГРЭ в период открытия затвора КВГЭС-1,2 в 2002г.	-	968,4
11	58-02	Внедрить льготный тариф  на электроэнергию для целей теплоснабжения в ПЭТСиЖХ Удачнинского ГОКа в период открытия затвора КВГЭС-1,2 в 2002г.	-	467,5
11	59-02	Внедрить льготный тариф  на электроэнергию для целей теплоснабжения в ПЭТСиЖХ г.Мирного в период открытия затвора КВГЭС-1,2 в 2002г.	-	128,4
		Всего:	11121,0	19028,9

 

 

 

ГЛАВА 2. МЕРОПРИЯТИЯ  ПО ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЮ АК «АЛРОСА»

2.1. АНАЛИЗ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СОСТАВЛЯЮЩЕЙ

В СМЕТЕ ЗАТРАТ АК «АЛРОСА»

 

В  связи с сохранением    объёмных  показателей производства  АК «АЛРОСА» (горные  работы,  обогащение)  в период с 1990 г. по 1999 г. не  произошло  резкого  увеличения   удельного  роста  энергетической  составляющей  в  смете  затрат  основных  предприятий компании. Доля  электроэнергии  в смете затрат  2004-2005г.г. составляет 12-14,8% (УГОК), 13-25,7% (АГОК), 7,5-11,9% (МГОК); доля  топлива на уровне 6-8% (УГОК), 7-14% (АГОК), 3-4,5% (МГОК).

В 2005г. произошло  некоторое  увеличение топливно-энергетической составляющей в смете затрат по сравнению с 2000 г. – 24,7% против 22%, что повышает значение  проведения политики  энергосбережения.    

Анализ  изменения  энергетической  составляющей  в смете затрат  основных  предприятий  АК «АЛРОСА» см. таблицы 8.1.- 8.3.

Таблица 8.1.

Анализ  сметы  затрат по Айхальскому ГОКу

Показатели	Затраты по  годам, тыс.руб.
	2001	2002	2003	2004	2005
Топливо	56702 5,7%	98746 7,8%	134061  7,1%	209617 14,0%	341061 13,0%
Электроэнергия	170742000 17,3%	240163 18,9%	248090  13,2%	427290 28,6%	665709 25,7%
Всего  затрат	986272000	1269957	1880911	1492089	2593962
Электроэнергия, в т.ч.эл.отоп,  т.кВтч	620842 373978	698548 383006	725842  381199	1244170 638696	824841 414250
Средний   тариф на ЭЭ, руб/кВтч	275,0	0,342	0,36	0,85	0,97
Тариф на бензин, руб./т Расход, т	3363 1298	3356 1194	4830 1335	7782 1328,9	7009 1361,8
Тариф на ДТ, руб./т Расход, т	3235 16809	3806 23302	4084   26344	5423 32988,9	8160 37072,3
Вскрыша, тыс.м3	3867	11181	12214	16067,2	15922,1
Г. масса, тыс.м3	7239	16026	18196,8	21834,2	23972,9

 

Таблица 8.2.

Анализ  сметы  затрат  по  Удачнинскому  ГОКу

Показатели	Затраты  по  годам, тыс.руб.
	2001	2002	2003	2004	2005
Топливо	116258500 7,9%	159200 9,1%	181543    7,9%	231938 6,4%	347691 7,1%
Электроэнергия	229132100 15,6%	304592 17,4%	282321   12,3%	476712 13,2%	728559 14,8%
Всего  затрат	1470284000	1748688	2287515	3611858	4920061
Электроэнергия в т.ч  эл.отоп.т.кВтч (%)	883411 496792 (56,2%)	910669 525918 (57,8%)	851548   483284 (56,7%)	901201 510020 (56,6%)	884426 460557 (52,1%)
Средний тариф на ЭЭ, руб./кВтч	259,4	0,334	0,364	0,85	0,97
Вскрыша, тыс.м3	11627	11087	10940	8154	7935
Г.масса, тыс.м3	15098	-	-	12501	-

 

Таблица 8.3.

Анализ  сметы  затрат  по  Мирнинскому ГОКу

Показатели	Затраты по  годам, тыс.руб.
	2001	2002	2003	2004	2005
Топливо	41577000 7,2%	63995 7,6%	52698   4,2%	79208 3,48%	119331 4,5%
Электроэнергия	44867000 7,8%	63193 7,5%	99560   7,8%	194031 8,53%	316965 11,9%
Всего  затрат	578013000	838734	1268477	2272775	2644426
Электроэнергия, в т.ч. нормируемая, тыс.кВтч	161764 146849	167404 146436	163756	220159	205598
Средний тариф на э.э., руб./квтч	277,4	0,35	0,36	0,85	0,97
Тариф на ДТ, руб./т Расход ДТ, т	2733 13651	3932 13582	3222,8    12462	4808 11908	14966 11818
Тариф на бензин руб./т Расход, т	3614 1375	3811 1452	3835,5      1288	5409 1190	6275 1177
Горные работы, тыс.м3	4647	4593	3713	4060	4583