Энергосбережение на предприятии

Если пренебречь долей  децентрализованной энергетики, что  допустимо для ориентировочной оценки на ближайшую перспективу, то количественную оценку теоретического потенциала можно сделать исходя из графиков нагрузки Белорусской энергосистемы, учета структуры и состояния ее генерирующих и передающих мощностей. Технический потенциал может быть оценен исходя из технически осуществимых мероприятий по выравниванию графика, экономический – с учетом экономически оправданных мероприятий, а финансово осуществимый – из наличия финансовых ресурсов.

Особое внимание в  рассматриваемом потенциале следует  обратить на составляющую энергосбережения. Во исполнение Директивы № 3 Концепцией энергетической безопасности Республики Беларусь определены весьма напряженные задачи по снижению энергоемкости ВВП не менее чем на 31 % в 2010 г., 50 % – в 2015 г., 60 % – в 2020 г., предусмотрен переход к энергоэффективным технологиям во всех отраслях экономики. В республике с начала 1990-х гг. ведется целенаправленная работа по созданию национальной системы энергосбережения. Уже получены значимые результаты, признанные международными экспертами. Беларусь занимает лидирующее положение в области энергосбережения среди стран СНГ. Однако «скрытый» потенциал выравнивания национального графика нагрузки до настоящего времени практически не был задействован в планировании и организации энергосбережения. Причем здесь имеет место обратная связь: с одной стороны – выравнивание графика приводит к экономии ТЭР, с другой – энергосбережение как значительный потенциальный источник в топливно-энергетическом балансе республики (может обеспечить 30–40 % энергопотребления) способствует улучшению графика. Улучшение национального графика нагрузки за счет реализации потенциала энергосбережения может происходить, во-первых, благодаря снижению объемов энергопотребления – кривая нагрузки Р = f(t) располагается ниже, – а во-вторых, благодаря снижению потребления в период пиковой нагрузки, особенно в отопительный сезон, – выравнивание графика нагрузки. Обратим внимание на то, что по доле покрытия потребностей страны в энергоресурсах потенциал энергосбережения соизмерим с потенциалом запланированной к строительству АЭС.

Имеющие место в Беларуси размещение и типы электростанций, системообразующих и транзитных линий электропередачи исторически определялись тем, что Белорусская электроэнергетическая система (ЭЭС) строилась как часть Единой электроэнергетической системы бывшего СССР. В современных условиях развития мировой экономики, внутреннего и внешнеэкономического развития Беларуси по-новому формулируются задачи перспективного планирования и проектирования электроэнергетики и электроэнергетической системы. Концепция энергобезопасности в части структуры генерирующих мощностей предусматривает ее диверсификацию посредством сооружения АЭС, КЭС на угле и эффективного энергоиспользования.

В настоящее время  в Белорусской ЭЭС 97,5 % установленных мощностей – это тепловые электростанции (ТЭС), из них 41,6 % – ТЭЦ. Для системы характерна значительная неравномерность режима электропотребления. Минимальная нагрузка в суточном графике составляет примерно 65 % от максимальной, что вызывает трудности в покрытии переменной части графика нагрузки, особенно при прохождении ночного минимума в отопительный (зимний) период. Однако в разработанных планах развития электроэнергетики страны не проработаны пути преодоления нарастающего дефицита маневренных мощностей. Специалистами РУП «ОДУ» представлены объективная картина настоящего момента и прогноз на перспективу (до 2018 г.) баланса мощности Белорусской энергосистемы, сделаны выводы о необходимых мероприятиях для покрытия графика нагрузки. Важным мероприятием названо строительство ГАЭС мощностью порядка 1 ГВт на прием и 900 МВт – на выдачу.

Следует заметить, что  до 1990-х гг. советская практика перспективного проектирования электроэнергетики включала разработку (кроме проектов развития системообразующих станций и сетей Беларуси как части ОЭС Северо-Запада в составе ЕЭЭС) специальных вопросов в форме технико-экономических докладов (ТЭДов). К таким вопросам относился проект покрытия переменной части графиков нагрузки ЭЭС. Сегодня назрела необходимость выполнить проект по покрытию и выравниванию графика нагрузки Белорусской энергосистемы и разработать программу мероприятий по его реализации. В основу данного специального проекта должен быть положен принцип согласованного планирования и управления производством и потреблением энергоресурсов, включая электрическую и тепловую энергию (см. рис.). Таким образом, проект и программа должны включать в себя две группы мероприятий: со стороны производства и со стороны потребления энергии.

Управление потреблением энергоресурсов (за рубежом используется термин Demand Side Management – DSM), включая в себя как важнейшую составляющую энергосбережение на стороне потребителей, имеет весьма значительный потенциал, практически не освоенный в нашей стране. Создание системы управления потреблением энергоресурсов, в том числе электрической и тепловой энергией, могло бы снизить общее энергопотребление и тем самым способствовать выполнению государственных заданий по снижению энергоемкости ВВП и повышению энергобезопасности. Кроме того, это могло бы существенно помочь в выравнивании национального графика нагрузки, увеличивая потребление в периоды провалов и снижая в пиковые периоды. Для освоения и реализации потенциала управления энергопотреблением необходима системная организация на государственном уровне. Яркий пример высокой результативности такой организации – выполнение общенациональной программы DSM во Франции в 1980–1990 гг. Целесообразность программы управления энергопотреблением в Беларуси приобретает особое значение со вводом АЭС, так как необходимо будет оптимально перестроить структуру и режим потребления электрической и тепловой энергии для получения наибольшего экономического эффекта.

Второй важный принцип – учет фактора времени, т. е. динамики условий и параметров решаемой проблемы в течение расчетного периода (10–15 лет). Одна из главных трудностей проекта заключается в необходимости учета уже сложившейся конфигурации и возможностей генерирующих и передающих мощностей ЭЭС. В составе проекта должны решаться три неразрывно связанные задачи.

1. Распределение функций  электростанций в части их  участия в покрытии графика электрической нагрузки (базовые, полупиковые, пиковые электростанции), а также поиск, выбор и обоснование рациональных способов покрытия переменной части графиков. При этом необходимо иметь в виду, что функции электростанций изменяются на протяжении расчетного срока (из базовой электростанция может превратиться в пиковую), так как изменяется их экономичность, вводятся новые блоки и станции.

2. Разработка системы  мероприятий по выравниванию  национального графика нагрузки. Целесообразно предусмотреть реализацию  этой системы перманентно в  течение расчетного срока в несколько очередей, с обязательным мониторингом и корректировкой мероприятий. Условием успешного решения данной задачи являются учет структуры управления электроэнергетикой и активное вовлечение в процесс стороны потребления. Поэтому необходимо разработать также межотраслевую программу управления энергопотреблением и организовать мониторинг ее внедрения.

3. Определить направления  и пропускные способности линий  электропередачи, обеспечивающих выдачу мощности от вводимых электростанций и необходимые перетоки для покрытия графиков нагрузки системы. При решении данной задачи следует учитывать фактор времени в отношении как изменения функций линий электропередачи, так и поэтапного ввода станций и линий в течение расчетного периода.

Решение вопроса о покрытии переменной части графика нагрузки требует рассмотрения двух взаимосвязанных задач:

• определение возможностей различных типов электростанций для покрытия переменной части графика на основе выявления их технико-экономических показателей и эксплуатационных свойств;

• технико-экономическое  сопоставление различных типов  пиковых электростанций с учетом их влияния на показатели энергосистемы.

Суть методологии покрытия переменной части графика нагрузки сводится к следующему:

– анализ графиков нагрузки, исходной структуры системы и направлений ее развития;

– выбор наиболее перспективных  типов электростанций для работы в переменной зоне графика нагрузки. В качестве базового может быть принят вариант с минимальной величиной  или отсутствием специальных пиковых установок;

– рассмотрение намеченных вариантов для расчетного периода (10–20 лет) с выделением при необходимости 2–3 расчетных уровней. По каждому  варианту разрабатываются данные о  типах электростанций и агрегатов, о последовательности их ввода и динамике капиталовложений. Особо прорабатываются сроки ввода пиковых электростанций, т. к. от них зависит эффективность вариантов;

– составление суточных балансов установленной мощности по энергосистеме (для характерных сезонов – по годам периода или 2–3 расчетным уровням) и балансов вращающейся и рабочей мощности по данным суточных графиков нагрузки и характеристикам электростанций для каждого варианта;

– составление балансов энергии распределением графиков нагрузки энергосистемы между электростанциями и определение режимов работы станций в суточных графиках в соответствии с их энергетическими характеристиками. По этим данным определяются суточные расходы топлива в энергосистеме. Сопоставление расходов топлива при различных методах покрытия пика дает возможность оценить энергетический эффект включения пиковой установки;

– расчет экономических  показателей вариантов, для чего нужно знать последовательность ввода мощности, величины полных (или  удельных) капиталовложений по электростанциям, включенных в варианты покрытия переменной части графика нагрузки, а также по сооружению связанных с ними ЛЭП, ежегодные затраты (условно постоянные и переменные на топливо).

По экономическим показателям  выявляется лучший вариант электростанций для работы в переменной части графика электрической нагрузки системы.

Принципиально покрытие переменной части графика нагрузки ЭЭС может быть обеспечено как  за счет ввода специализированных маневренных  электростанций, так и путем повышения  маневренности базисного оборудования. Поэтому требуется обоснование целесообразности применения специализированных маневренных электростанций.

Опыт работы электростанций стран СНГ и зарубежных энергосистем говорит о технических возможностях эксплуатации паротурбинных блоков мощностью 100–160 МВт с ежесуточными остановками. Имеет место определенный опыт работы блоков 320 и 200 МВт в режимах с ежесуточными остановками. Возможность работы паротурбинных блоков с ежесуточными остановками смягчает сегодня проблему регулирования графика нагрузки в Белорусской энергосистеме, где в полупике графика нагрузки работают КЭС.

Менее разработаны технические  пути приспособления крупных блоков КЭС к работе на малых нагрузках. Для мощных КЭС с блоками 300, 500, 800 МВт и более кроме технической необходима экономическая оценка использования крупных блоков в переменных режимах. Технические возможности и экономическая целесообразность использования паротурбинных установок ТЭЦ для регулирования графика электрических нагрузок энергосистемы, а также создания базово-маневренных ТЭЦ для работы в маневренном полупиковом режиме были подробно исследованы. В частности, был рекомендован оптимальный коэффициент теплофикации для базово-маневренных ТЭЦ, а также оценено расширение маневренных возможностей ТЭЦ за счет разных способов аккумулирования теплоты в системе теплоснабжения.

Как показывают исследования и опыт эксплуатации энергосистем с  преобладающей долей ТЭС и  АЭС в структуре генерации, для  решения проблемы покрытия графиков нагрузки, особенно прохождения суточного минимума нагрузки, не обойтись без строительства специальных маневренных электростанций. На уровне 1980-х гг. по энергосистеме Северо-Запада ориентировочная потребность в маневренной мощности оценивалась в 7–8 млн кВт; планировались строительство и ввод ГАЭС и ГТУ. Предварительные проработки экономической целесообразности строительства ГАЭС и ГТС в Белорусской энергосистеме были сделаны уже в 1960-х гг. Тогда же было показано, что рационально сочетание специальных маневренных энергоисточников, средств краткосрочной аккумуляции с технически достижимыми возможностями по маневренности базисных электростанций на органическом топливе и АЭС. Рекомендовалось использование блочных КЭС с разгрузкой от их номинальной мощности в среднем на 50 % при использовании газо-мазутного топлива и на 40 % – для твердого топлива.

Интересны исследования влияния удельного веса АЭС на структуру маневренных мощностей. Согласно этим исследованиям, экономичным  является покрытие пиковыми ГАЭС около 60 % общей потребности в маневренной мощности и полупиковыми КЭС – около 40 %. Считая АЭС оптимальным средством повышения экономичности развития энергосистем, следует обратить внимание на взаимную эффективность применения АЭС и ГАЭС. Однако при удорожании газотурбинного топлива это снижает эффективность ГТУ, которые рекомендуются для обеспечения оперативного резерва с числом часов использования мощности в год около 500. Сильное влияние на взаимную эффективность способов покрытия графика нагрузки и выбор их оптимальной структуры оказывают цены на ТЭР.

Функции специальных  маневренных электростанций в энергосистеме  заключаются в удовлетворении режимных требований (графика нагрузки) и  создании эффективного резерва системы.

Дадим краткую характеристику специальных типов маневренных  электростанций.

Гидроаккумулирующая электростанция (ГАЭС), заполняя ночной провал суточного графика нагрузки и покрывая пики электрической нагрузки энергосистемы, позволяет улучшить режимы действующих КЭС, обеспечить равномерный режим работы АЭС и более экономичных крупноблочных КЭС в базисном режиме энергосистемы. В системах с преобладанием ТЭС ГАЭС обычно используются в суточном режиме регулирования.

ГАЭС обладают наилучшими маневренными свойствами (от неподвижного состояния к турбинному режиму – 120–180 с, от турбинного к насосному – 70–80 с, от насосного режима к турбинному – 60–70 с). КПД цикла насосного аккумулирования равен 68–75 %. ГАЭС может служить быстродействующим кратковременным резервом. Рекомендуется совместное строительство АЭС и ГАЭС с соотношением мощностей в пределах от 3:1 до 2:1, что согласуется с оценкой для Белорусской энергосистемы.