16+
Регистрация
РУС ENG
Расширенный поиск
http://www.eprussia.ru/epr/191/13697.htm
Газета "Энергетика и промышленность России" | № 03 (191) февраль 2012 года

ЭнергоНЕэффективная промышленность

Энергетика: тенденции и перспективы Олег ШЕВЧЕНКО, директор проекта «Энергетическое оборудование» ЗАО «РОТЕК»

На данный момент доля энергозатрат в себестоимости продукции отечественных
промышленных предприятий слишком высока даже по российским меркам.

В металлургии она достигает 20 процентов, нефтехимии – более 40 процентов, медной промышленности – около 80 процентов. Повышение энергоэффективности объектов возможно прежде всего путем глубокой модернизации мощностей (вывода или замены устаревшего оборудования из эксплуатации), а также развития альтернативной энергетики. По оценкам экспертов, оптимизация энергопотребления одних только теплоэнергетических предприятий (ТЭЦ, ТЭС) позволит получить до 1,5 ГВт дополнительной мощности.

Во многих отраслях промышленности (электроэнергетической, металлургической, нефтеперерабатывающей и нефтехимической) предприятия продолжают эксплуатировать устаревшее неэффективное оборудование и технологии, многие из которых не обновлялись (в лучшем случае) с конца 1980‑х годов. Хотя в идеале это обновление должно происходить раз в пятнадцать лет.

В первую очередь это касается парка газовых и паровых турбин. Сейчас он насчитывает более 7000 единиц оборудования. Из них примерно 4500 турбин используются для перекачки газа, порядка 1200 – для выработки электрической и тепловой энергии, около тысячи – в газо- и нефтедобыче. Более половины парка турбин были введены в эксплуатацию еще в 1960‑70‑х годах, средняя выработка ресурса составляет 45 процентов. До 3‑5 процентов парка (то есть где‑то 300 единиц) характеризуются степенью выработки в 70 и более процентов.

В отдельных и того хуже. Так, примерно 58,6 процента всех установленных в России паровых турбин, составляющих основу действующего парка тепловой энергетики, требуют срочной замены. Только из 527 паровых турбин производства Уральского турбинного завода 160 уже выработали свой ресурс, превысив наработку в 250 тысяч часов. Установленный срок отработали, в частности, все турбины типа ВПТ-25-3, ВПТ-25-4, ПР-25‑90/10/0,9, Т-50/55‑130 и ПТ-50/60‑130/7, почти половина турбин серий Т-100/120‑130 (-1, -2 и -3), все турбины Р-38 (40)-130‑3, половина турбин Р-100‑130/5 и три турбины серии Т-250/300‑240.

Долгие годы модернизацию турбин просто игнорировали, а для поддержания их в рабочем состоянии проводили лишь текущий и капитальный ремонты, нацеленные на восстановление изначальных технических характеристик. В отличие от ремонта, модернизация оборудования, как правило, направлена на изменение характеристик (прежде всего КПД) турбин в сторону их повышения. В современных условиях ценообразования отпускная цена выработанной электростанцией электроэнергии практически равна ее себестоимости и, соответственно, не может покрыть издержек на модернизацию. Однако в расчет экономического обоснования модернизации может быть принята плата за дополнительную мощность турбины, полученную в ее результате.

Экономическую целесообразность модернизации можно представить на примере самой распространенной на российских ТЭЦ турбине Т-100‑130 (производства Уральского турбинного завода). После завершения работ мощность турбины возрастает на 30 МВт. Стоимость 1 МВт на рынке мощности в 2012 году в среднем по РФ составляет 120 тысяч рублей в месяц, то есть в расчет покрытия издержек по модернизации турбины приходится 43,2 миллиона рублей в год. При изначальной стоимости модернизации в 300 миллионов рублей срок окупаемости проекта составит всего семь лет, после чего компания начнет получать прибыль от выработки дополнительной мощности.

Более того, в зависимости от вида оборудования, степени его износа и других факторов экономия при модернизации может составлять до 30‑50 процентов по сравнению с покупкой нового агрегата. Экономия достигается за счет отсутствия затрат на строительные работы (в том числе фундаментные), а также краткосрочной остановки турбины на время проведения работ.

Нельзя не упомянуть о состоянии электрических сетей. Ситуация в электросетевом комплексе также далека от идеала: свыше 70 процентов действующих электросетевых объектов (подстанций и ЛЭП) были введены в эксплуатацию двадцать пять и более лет назад. Следовательно, сегодня они остро нуждаются в реконструкции и модернизации. Это не говоря уже о необходимости строительства новых сетевых объектов в регионах со слаборазвитой сетевой инфраструктурой, а также для выдачи мощности и перераспределения нагрузок. Стоит сказать, что сетевое хозяйство еще с советских времен отставало от развития генерации. Доставка электричества потребителям по каким‑то причинам считалась проблемой малозначительной. Такая политика привела к системному ослаблению надежности функционирования многих сетевых объектов. В России в ряде случаев один объект имеет единственный источник подключения (кроме стратегически важных) и в случае возникновения аварийной ситуации возможности перераспределить нагрузку практически нет.

Оценивая же техническое состояние сетей, эксперты отмечают, что износ оборудования подстанций и ЛЭП в некоторых регионах уже перевалил за 70 процентов. В целом же износ основных фондов электрических сетей ЕНЭС на данный момент составляет примерно 62 процента (сетей ФСК ЕЭС – 48,5 процента), из них машин и оборудования – 73 процента (в ФСК ЕЭС – 70 процентов), сооружений – 58 процентов (в ФСК ЕЭС – 37,8 процента). По компаниям Холдинга МРСК износ сетей на сегодня составляет примерно 69 процентов.

Глубокая реконструкция сетей позволит компаниям экономить, в том числе за счет снижения потерь при транспортировке электроэнергии.

В других отраслях промышленности возможностей экономить также хватает. Так, на одном никелевом заводе, входящем в состав «Норильского никеля», по сей день работают печи для получения кобальта, которые были построены еще в 1950‑х, а модернизированы в 1970‑х  гг. Реконструкция системы вентиляции этих печей и замена топочных устройств позволили бы в разы повысить эффективность потребления энергоресурсов и снизить тем самым затраты собственников объекта.

Эксперты, впрочем, предупреждают: независимо от вида деятельности процесс модернизации на предприятии должен протекать постепенно, чтобы затраты на внедрение энергосберегающих технологий могли распределяться равномерно. Одномоментное обновление технологических мощностей не окупится в течение десятков лет, а значит, не может рассматриваться в качестве эффективного способа снижения энергозатрат. Именно поэтому особая роль в вопросах модернизации отводится сегодня в том числе замене не основного, а вспомогательного технологического оборудования. К таковому можно отнести, к примеру, мощные промышленные насосы: питательные, циркуляционные, сетевые – в энергетике, насосы для перекачки нефти и поддержания пластового давления – в нефтяной отрасли.

Существует мнение, что до 26‑30 процентов всей производимой в мире электроэнергии расходуется именно насосами. Таким образом, из 150 ГВт мощности (в среднем), вырабатываемой российскими энергокомпаниями в год, на насосы приходится порядка 35 ГВт. Повышение КПД этих насосов на 5‑10 процентов может дать совершенно бешеную экономию. А если оптимизировать систему управления, установить частотное регулирование привода, то она увеличится еще больше.

И все же модернизация мощностей – не единственный способ повысить энергоэффективность предприятия. Огромный потенциал в этом отношении заложен сегодня и в изменении структуры топливного баланса. Этим путем пошло руководство одного крупного нефтехимического комбината, заказавшее строительство на территории предприятия собственной электростанции, работающей на вторичных энергоресурсах. Вдобавок к этому было также установлено частотное регулирование и заменены низкоэффективные элементы технологической установки. Экономический эффект, полученный в результате внедрения этих энергосберегающих мероприятий, составил 129 миллионов рублей в год. Затраты окупились достаточно быстро: одна турбина для электростанции стоимостью 34 миллиона рублей окупилась всего за семь лет, вторая (стоимостью 87 миллионов) – за три с половиной года.

Кстати, судя по опыту ряда компаний, автономное энергообеспечение объектов вообще дает прямые экономические выгоды. Собственная электростанция (ЭС) позволяет экономить независимо от постоянно меняющейся тарифной сетки энергетической монополии и риска остаться вовсе без электроэнергии. К тому же затраты на топливо и сервисное обслуживание (замена масла, свечей), как правило, намного ниже, нежели оплата электричества ЭС. Не стоит забывать, что, помимо электрической энергии, владелец той же газопоршневой электростанции (одна из самых популярных разновидностей автономных электростанций) получает еще большее количество энергии тепловой, вариантов использования которой также может быть масса. Плюс, имеется также дополнительный экономический аспект: излишки электро- и теплоэнергии можно продавать региональным энергосистемам. И хотя в России данный вопрос еще не урегулирован законодательно, ожидается, что в будущем он войдет в стандартную практику. Таким образом, использование когенеративных ГПЭС позволит решать не только частные проблемы предприятия, но и обеспечивать сторонних потребителей теплом и светом без прокладки дополнительных линий электропередачи.

Конечно же, определенные надежды в области энергосбережения возлагаются и на альтернативную энергетику. По мнению ряда экспертов, в России (в частности, в Западной и Восточной Сибири, на Дальнем Востоке), несмотря на климат, есть все необходимые условия для развития солнечной энергетики, с помощью которой, к примеру, можно было бы практически бесплатно греть воду зимой. В этом плане, кстати, очень интересен опыт Бразилии, где местное законодательство обязывает генерирующие компании вкладывать деньги в разработку и применение различных энергосберегающих мероприятий (до 0,5 процента от выручки). Одно из таких мероприятий – оснащение жилых домов солнечными батареями. Сейчас этот проект реализуется в пяти городах штата Сан-Паулу, а всего им охвачены около 2236 семей. За время реализации проекта потребление электроэнергии этими семьями снизилось в среднем на 30 процентов, с каждого дома удалось высвободить (и перепродать на рынке) примерно по 100 кВт мощности. С точки зрения экономики, проект обещает быть прибыльным: срок окупаемости систем составляет около восьми лет.

Что же касается ветроэнергетики, то перспективы ее развития в России также оцениваются высоко. Ряд регионов (Северо-Западный ФО, Краснодарский и Приморский край) характеризуются очень сильными ветровыми нагрузками, которые можно было бы задействовать для строительства ветряков. Пару лет назад в районе Геленджика даже предполагалось построить крупную ветроэлектростанцию мощностью 50 МВт.

Разумеется, видимый эффект от модернизации и реализации проектов в области альтернативной энергетики появится только в среднесрочной перспективе, когда часть работ уже будет сделана. Основные же перемены проявят себя в долгосрочной перспективе. В целом эксперты настроены оптимистично: только в сегменте генерации, считают они, будет снижена необходимость выработки электроэнергии в том объеме, в котором она есть сейчас. Это, в свою очередь, даст возможность вывести неэффективные генерирующие объекты из эксплуатации, а полученную при этом экономию можно будет направить на строительство новых, более эффективных объектов.

К слову, государство денег на модернизацию энергетики решило не жалеть. В ближайшие десять лет Минэнерго намерено инвестировать в переоснащение электросетевого комплекса 100‑120 миллиардов долларов США. Инвестиции в нефтепереработку в следующие пять лет составят 20‑25 миллиардов долларов. И это только государственные инвестиции, то есть без учета масштабных инвестпрограмм самих собственников энергообъектов, также расписанных на несколько лет вперед.

Отправить на Email

Для добавления комментария, пожалуйста, авторизуйтесь на сайте

Также читайте в номере № 03 (191) февраль 2012 года:

  • Новый маршрут в Сербию
    Новый маршрут в Сербию

    Компания «Инкотек карго» организовала новый маршрут доставки негабаритного оборудования для нефтеперерабатывающего завода «Нефтяная индустрия Сербии». ...

  • Новые стандарты солнечных модулей
    Новые стандарты солнечных модулей

    Швейцарская компания Oerlikon Solar представила новое оборудование второго поколения для производства тонкопленочных солнечных модулей. ...

  • Староуткинские альтернативы
    Староуткинские альтернативы

    В Староуткинске Свердловской области введен в строй комплекс альтернативной газификации. ...

  • Власти РФ зарегистрировали три «киотских» проекта

    Министерство экономического развития зарегистрировало в качестве «киотских» три новых проекта с общим объемом сокращения выбросов парниковых газов около 10,5 миллиона тонн CO2‑эквивалента. ...

  • Новое в диагностике силовых трансформаторов
    Новое в диагностике силовых трансформаторов

    Тепловизионный контроль находит широкое применение в диагностике электроэнергетического оборудования. Но в отношении силовых трансформаторов он долгое время считался лишь вспомогательным средством и использовался преимущественно для оценки состояния контактов. ...