Управление энергосбережением на предприятии энергетики

В дополнение к указанным нормам на станции разработаны нормы расхода тепловой и электрической энергии на непроизводственные нужды, а также нормы расхода технической воды на собственные нужды СТЭЦ (разработка ЦНИИКИВР).

2.3 Анализ выполнения программ энергосбережения Светлогорской ТЭЦ за 2007, 2008 годы

Проанализируем запланированные и выполненные за два предыдущих года на Светлогорской ТЭЦ мероприятия по программам энергосбережения.

Программы энергосбережения СТЭЦ на 2007г. и 2008г. приведены соответственно в приложении А и Б.

Для выполнения показателя по энергоэффективности на 2007г. на СТЭЦ был выполнен ряд мероприятий (табл. 2.2).

Таблица 2.2 - Выполненные в 2007 году мероприятия по повышению энергоэффективности СТЭЦ

№	Наименование мероприятия	Полученная экономия энергоресурсов, тонн условного топлива/млн.руб	Фактические затраты, млн.руб
1.	Тепловая модернизация здания АБК с заменой оконных заполнений	2/0,4	650
2.	Освоение схемы подключения ТГ№№ 3,4 к общему коллектору	4207/762,5	1681
3.	Реновация общежития по ул. Ленина, 1	2/0,4	213
4.	Сокращение потребление топлива	2723/487,7	-
5.	Вывод из работы подкачивающей насосной станции	126/22,4	-
6.	Внедрение РЭП на сетевом насосе СЭ-1250	26/5,4	510
7.	Снижение расхода топлива на поддержание мазутного хозяйства в резерве	238/41,9	-
8.	Оптимизация загрузки трансформаторов СН	276/49,5	-
9.	Замена ветхих трубопроводов теплосетей на предизолированные	26/5,4	1401
	Итого:	7626/1375,6	4455

Экономический эффект был рассчитан при среднегодовой стоимости тонны условного топлива Стут=188,578 тыс.руб.

С учетом эффекта, полученного в результате внедрения мероприятий в IV квартале 2006 года, в 2007 году было сэкономлено 7702 тут.

Для выполнения показателя по энергоэффективности на 2008г. на Светлогорской ТЭЦ был выполнен ряд мероприятий (табл. 2.3).

Таблица 2.3 - Выполненные в 2008 году мероприятия по повышению энергоэффективности Светлогорской ТЭЦ

№	Наименование мероприятия	Полученная экономия энергоресурсов, тонн условного топлива/млн.руб	Фактические затраты, млн.руб
1.	Оптимизация загрузки трансформаторов СН	285/71,5	-
2.	Тепловая модернизация общежития по адресу ул. Ленина, д.13	8/2	213
3.	Замена существующей электролизерной СЭУ-10x2 на электролизерную бельгийского производства H2 IGEN.	156/41	175
4.	Оптимизация работы систем теплоснабжения	1409/377	-
5.	Снижение расхода топлива на поддержание мазутного хозяйства в резерве	302/75,7	-
6.	Тепловая модернизация служебного корпуса	7/1,9	1401
7.	Внедрение РЭП на ПН-4, НТВ-4, БНТ-3А и 2А, насосах дренажных баков №1 и №2, насосе осветленной воды№5	6/1,6	195
8.	Замена ветхих трубопроводов теплосетей на предизолированные	16/4,4	1445
9.	Внедрение РЭП на насосе декарбонизированной воды №5	14/3,7	33
10.	Установка устройства для контроля степени открытия поворотной диафрагмы ТГ-5	3148/811,6	0,5
	Итого	5351/1390,4	3498,1

Экономический эффект был рассчитан при среднегодовой стоимости тонны условного топлива Стут=261,623 тыс.руб.

С учетом эффекта, полученного в результате внедрения мероприятий в IV квартале 2007 года, в 2008 году было сэкономлено 5642 тут.

Предполагаемый средний простой срок окупаемости реализованных проектов в 2007, 2008 годах только по экономии топлива (без учета снижения платы за выбросы, повышения надежности и снижения аварийности) составит:

Ток=К/В/Стут; (2.1), [6, c.34]

Т07ок= 4455/7626/0,188578 = 3,1 года.

Т08ок= 3498,1/5351/0,261623 = 2,5 года.

Исходя из полученных данных, можно сделать вывод, что уже исчерпаны технические возможности малозатратного повышения энергоэффективности основного и вспомогательного оборудования, большинство реализованных проектов обладают высокой капиталоемкостью.

Наблюдается тенденция постепенного снижения показателей энергосбережения на Светлогорской ТЭЦ при отсутствии источников финансирования мероприятий направленных на повышение энергоэффективности.

При анализе ситуации с повышением энергоэффективности СТЭЦ следует учитывать существование на станции функционирующей системы управления энергосбережением, высокого профессионального уровня персонала станции (обусловленного грамотной кадровой политикой руководства, выделение значительных средств для переподготовки и повышения квалификации персонала), а также активно проводимой рационализаторской работой (за год реализуется в среднем около 15-20 рацпредложений).

Ниже (табл. 2.4) приведены данные по себестоимости единицы продукции Светлогорской ТЭЦ за 2007 и за 2008 годы.

Очевидно, что структура полной себестоимости энергии на Светлогорской ТЭЦ в течение этих двух лет не изменилась.

Таблица 2.4 - Производственная себестоимость тепловой и электрической энергии на Светлогорской ТЭЦ в 2007 и 2008 годах

Наименование статей затрат	Сумма, млн.руб.	Удельный вес, %
	2007г.	2008г.	2007г.	2008г.
Топливо, всего	52116,8	71113,5	63,3	64,7
УПЗ, всего	30271,8	38826,6	36,7	35,3
в том числе, УПЗ по статьям затрат:
Услуги производственного характера	8820,7	13286,5	10,7	12,5
Вспомогательные материалы	3433,2	4780,4	4,2	4,2
Расходы на оплату труда	5721,9	7148,7	6,9	6,4
Отчисления на социальные нужды	2511,4	3066,1	3,0	2,8
Амортизация основных средств	3935,3	5005,9	4,8	4,6
Плата за выбросы, сбросы	2905,2	1945,6	3,5	1,8
Пусковые расходы	31,8	-5,2	0,04	-0,005
цеховые расходы	1104,3	1676,6	1,36	1,4
общестанционные расходы	1808,0	1922,1	2,2	1,7
Итого производственная (полная) себестоимость	82388,6	109940,2
В том числе:
- электроэнергия	24752,4	34680,8	30,0	31,5
- теплоэнергия	57636,2	75259,4	70,0	68,5
Себестоимость:
- 1 кВт/ч эл/энергии (руб.)	69,4	100,2
- 1 Гкал т/энергии (руб.)	54567,4	75445,2

В табл. 2.5 приведены основные технико-экономические показатели СТЭЦ за 2007 и 2008 годы.

Таблица 2.5 - Основные технико-экономические показатели Светлогорской ТЭЦ в 2007 и 2008 годах

Наименование показателя	Единица измерения	Значение показателя
		2007 год	2008 год
Выработка электроэнергии	млн.кВт.ч.	421,21	407,957
Отпуск электроэнергии, (Эотп)	млн.кВт.ч.	356,665	345,998
Отпуск тепловой энергии, (Qотп )	тыс. Гкал	1056,239	997,538
Суммарный расход топлива на выработку тепловой и электрической энергии	тут	276368	271817
Расход топлива на отпуск электроэнергии	тут	81879	84746
Расход топлива на отпуск тепловой энергии	тут	194489	187071
Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии	г/кВт.ч	229,6	244,9
Удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии	кг/Гкал	184,13	187,53
Расход электроэнергии на собственные нужды на выработку электроэнергии	%	5,28	5,42
Расход электроэнергии на собственные нужды на отпуск тепловой энергии	кВт.ч/Гкал	40,07	39,96

Проанализировав приведенные выше данные можно определить реализованный потенциал энергосбережения на Светлогорской ТЭЦ в 2007 и 2008 годах.

Для этого необходимо соотнести фактический суммарный расход топлива на выработку тепловой и электрической энергии, В07=276368тут., В08=271817тут. и экономию топлива, полученную в результате внедрения всего комплекса запланированных энергосберегающих мероприятий В07эк=7702тут, а В06эк=5642тут. При отказе от внедрения данных мероприятий суммарный расход топлива составил бы

В'=В+Вэк, тут., (2.2)

В'07=276368+7702=284070тут.

В'08= 271817+5642=277459тут.

т.е. 102,79% 102,08% от фактического уровня потребления топлива в 2007 и 2008 годах соответственно.

Таким образом, можно утверждать, что снижение расхода топлива, а вместе с тем и переменных издержек, в результате внедрения запланированных энергосберегающих мероприятий в 2007 году составило 2,79%, а в 2008 году - 2,08%.

Полная себестоимость единицы тепловой энергии на СТЭЦ в 2007 и 2008 годах составила:

С07тэ.п=54567,37 руб/Гкал.

С08тэ.п=75445,16 руб/Гкал.

Полная себестоимость единицы электрической энергии на СТЭЦ в 2007 и 2008 годах составила:

С07ээ.п =69,4 руб/кВт.ч.

С08ээ.п =100,2 руб/кВт.ч.

Полная себестоимость всей тепловой и электрической энергии составила:

С07п=82388,6 млн. руб.

С08п=109940,2млн. руб.

Полная себестоимость всей тепловой и электрической энергии при отказе от внедрения энергосберегающих мероприятий составила бы:

С'п=Сп+Стут* Вэк ; (2.3)

С'07п=82388,6 +0,188578*7702=83841,0 млн. руб.

С'06п=109940,2+0,261623*5642=111416,3 млн. руб.

т.е. 101,8% и 101,3% от фактической за 2007 год и за 2008 год .

Это значит, что увеличение полной себестоимости тепловой и электрической энергии при отказе от внедрения запланированных энергосберегающих мероприятий в 2007 и 2008 году составило бы 1,8% и 1,3% соответственно от фактического уровня.

Соответственно, при отказе от энергосбережения, полная себестоимость тепловой энергии составила бы:

С'тэ.п=Стэ.п*1,009; (2.4)

С'07тэ.п=54567,37*1,018=55549,6 руб/Гкал.,

С'08тэ.п=75445,16*1,013=76425,9 руб/Гкал.,

электрической энергии:

С'ээ.п=Сээ.п*1,009; (2.5)

С'07тэ.п=69,4*1,018=70,6 руб/кВт.ч.,

С'08ээ.п=100,2 *1,013=101,5 руб/кВт.ч.,

В табл. 2.6 приведены итоговые данные по проведенным расчетам.

Таблица 2.6 - Результаты выполненных расчетов

Наименование показателя	Ед. изм.	До внедрения	После внедрения	% изм.
Суммарный расход топлива на выработку тепловой и электрической энергии	тут.	2007	2008	2007	2008	2007	2008
		284070	277459	276368	271817	-2,79	-2,08
Полная себестоимость всей тепловой и электрической энергии	млн. руб.	83841,0	111416,3	82388,6	109940,2	-1,8	-1,3
Полная себестоимость единицы электрической энергии	руб./ кВт.ч.	70,6	101,5	69,4	100,2	-1,8	-1,3
Полная себестоимость единицы тепловой энергии	руб./ Гкал.	55549,6	76425,9	54567,3	75445,1	-1,8	-1,3

Исходя из полученных результатов, можно сделать вывод, что фактическая достигнутая за 2007 и 2008 годы среднегодовая экономия топлива составила около 2,5% в год, что дало снижение себестоимости электрической и тепловой энергии на 1,5% за каждый год.

В дальнейшем, принимая во внимание ранее приведенные данные по росту капиталоемкости проектов, поддержание такого процента снижения потребления топлива по Светлогорской ТЭЦ потребует значительного роста капиталовложений, при одновременном снижении привлекательности этих проектов в финансовом плане.



3. Совершенствование управления энергосбережением на СВЕТЛОГОРСКОЙ ТЭЦ и в энергосекторе Республики Беларусь

3.1 Основные направления повышения энергоэффективности Светлогорской ТЭЦ

В республике проводится последовательная государственная политика по эффективному использованию энергоресурсов, в результате чего достигнуто снижение энергоемкости ВВП за 2001-2006 годы на 20,5 процента, что позволило обеспечить годовое потребление ТЭР на уровне около 35 млн. т.у.т. и получить экономию энергоресурсов в размере 3538 тыс. т.у.т. Следует отметить динамику снижения энергоемкости ВВП с 4 процентов в 2001 году до 8,4 процента в 2008 году и увеличения объема финансирования энергосбережения соответственно с 92 млн. долларов США до 321 млн. долларов США. Однако уровень потребления энергоресурсов для производства ВВП по-прежнему в 2-3 раза выше, чем в развитых странах мира[22, c.42].

В 2005 году утверждена государственная комплексная программа модернизации основных фондов белорусской энергетической системы, энергосбережения и увеличения доли использования в республике собственных топливно энергетических ресурсов в 2006 - 2010 годах. Целевая направленность Государственной программы определяется

необходимостью решения задач, связанных:

с высокой энергоемкостью экономики страны;

с низкой обеспеченностью собственными топливно-энергетическими ресурсами;

с необходимостью ускоренного внедрения современных передовых наукоемких технологий во всех сферах народного хозяйства;

со снижением бюджетной нагрузки в социальной сфере;

с улучшением экологической обстановки и повышением уровня

экологической безопасности страны;

с ростом производства конкурентоспособной продукции, развитием экспорта и экономики страны;

с оптимизацией топливно-энергетического баланса Республики

Беларусь.

В настоящий момент можно сделать вывод о практическом исчерпании потенциала энергосбережения на СТЭЦ, который можно реализовать на основе малозатратных и высокоокупаемых проектов. Возможности в данном направлении остаются лишь в области совершенствования энергетических режимов эксплуатации оборудования станции. К сожалению, возможностями управлять данным инструментом у руководителей СТЭЦ нет, так как режимы находятся в ведении вышестоящих организаций (в меньшей мере) или вообще отдельных смежных субъектов хозяйствования, преследующих свои цели в области энергосбережения, не совпадающие с нуждами станции. Поэтому, если рассматривать потенциал энергосбережения за счет реализации высокорентабельных проектов, необходимо отметить его принципиальное наличие в сфере деятельности станции и его же практическое отсутствие на уровне энергосистемы или республики. Разрешение последнего противоречия и есть - возможный потенциал энергосбережения за счет совершенствования управления энергосбережением на уровне республики.

В то же время необходимо обратить самое пристальное внимание на реализацию имеющихся относительно затратных проектов повышения энергоэффективности СТЭЦ.

В части реализации «Целевой программы обеспечения в республике не менее 25 процентов объема производства электрической и тепловой энергии за счет использования местных видов топлива и альтернативных источников энергии на период до 2012 года» и в соответствии с решением заседания секции развития, эксплуатации и ремонта электростанций, котельных и тепловых сетей технико-экономического совета ГПО «Белэнерго» (протокол от 11.03.08.) по договору с РУП «Гомельэнерго» выполнено дополнение по «Схеме теплоснабжения г. Светлогорска на период до 2015 г.». Был дополнительно проработан комплексный вариант реконструкции Светлогорской ТЭЦ - с использованием местных видов топлива совместно с применением парогазовой технологии.

В этой работе, определены технико-экономические показатели по комплексному варианту реконструкции Светлогорской ТЭЦ в период до 2015 г. - установка двух парогазовых блоков общей электрической мощностью 130-140 МВт и паровых котлов на топливных брикетах или торфе (вариантно - на различные параметры пара и общей паропроизводительности) с учетом требуемой реконструкции действующего оборудования, и выполнено технико-экономическое сопоставление и корректировка вариантов.

В схеме теплоснабжения были рассмотрены варианты по реконструкции и модернизации Светлогорской ТЭЦ с обеспечением тепловых нагрузок города - 255 т/ч в паре и 216 Гкал/ч в горячей воде на расчетный - 2015 год:

Вариант 1 - установка двух парогазовых блоков в составе газовых турбин электрической мощностью по 65-70 МВт и котлов-утилизаторов для работы на общестанционный коллектор пара давлением 130 кгс/см2.

Вариант 2 - установка двух парогазовых блоков в составе газовых турбин электрической мощностью по 50-55 МВт и котлов-утилизаторов для работы на общестанционный коллектор пара давлением 10 кгс/см2.

Основным топливом по вариантам 1 и 2 предусматривается - природный и

попутный газ, мазут - в качестве резервного.

Вариант 3 (МВТ) - установка паровых котлов типа КЕ-60-9,8 производительностью по 60 т/ч с давлением пара 100 кгс/см2 со сжиганием местных видов топлива (МВТ) - торф и древесное топливо.

Для установки котлов на МВТ предусматривалось строительство отдельно стоящего здания котельной и вспомогательных сооружений на бывшем складе топлива - в 500 м от главного корпуса очереди 90 кгс/см2 (между запроектированными вентиляторными градирнями и оградой ТЭЦ).

На основании сравнительного технико-экономического анализа вариантов модернизации Светлогорской ТЭЦ и по согласованию с РУП «Гомельэнерго» к осуществлению рекомендовался вариант 1, предусматривающий установку двух парогазовых блоков ГТУ-70 суммарной электрической мощностью 130-140 МВт с котлами-утилизаторами общей тепловой мощностью до 180 Гкал/ч.

Вариант с использованием местных (твердых) видов топлива на Светлогорской ТЭЦ (установка паровых котлов, КЕ-60-9,8 в отдельном новом здании для работы на общестанционный коллектор пара 90 кгс/см2) не был рекомендован из-за неопределенности в источниках топлива и по технико-экономическим и экологическим показателям.

В соответствии с решением заседания секции развития, эксплуатации и ремонта электростанций, котельных и тепловых сетей технико-экономического совета ГПО «Белэнерго», прошедшем на Светлогорской ТЭЦ (протокол от 14.08.08 г.) окончательно был принят к проектированию

вариант 1. Предложено включить в разрабатываемую «Государственную комплексную программу модернизации основных производственных фондов Белорусской энергетической системы на период 2011 - 2015 годы» наиболее экономически целесообразный вариант (согласно сравнительного технико-экономического анализа вариантов модернизации Светлогорской ТЭЦ, выполненного РУП «БелНИПИэнергопром») - установка двух парогазовых блоков в составе газовых турбин электрической мощностью по 65-70 МВт и котлов-утилизаторов для работы на общестанционный коллектор пара давлением 130 кгс/см2 , что позволит обеспечить тепловые нагрузки города и промышленного узла Светлогорска в объёме - 255 т/ч в паре и 216 Гкал/ч в горячей воде на расчетный - 2015 год.

Основным топливом по варианту предусматривается - природный и попутный газ, мазут - в качестве резервного.

Установка ПГУ по параллельной схеме для работы на общестанционный коллектор пара 130 кгс/см2 в составе двух газовых турбин мощностью 65-70 МВт и котлов-утилизаторов давлением пара - 130 кгс/см2, температурой - 550 °С.

Предусматривается установка ПГУ на месте демонтируемых паровых котлов ПК-14-2. Установка ПГУ на коллектор свежего пара давлением 130 кгс/см2 предполагает решение двух задач: увеличить выработку электроэнергии на тепловом потреблении и ликвидировать дефицит паропроизводительности существующих паровых котлов БКЗ-210-140Ф, которые вырабатывают свой расчетный ресурс.

В работе сохраняются:

-паровые котлы: 3хБКЗ-210-140Ф (реконструкция паровых котлов с продлением срока службы), ст. №№6-8, 3x210 т/ч (один котел демонтируется), 2хПК-14-2, 2x250 т/ч, ст. №№ 1, 2 (три котла демонтируются);

-паровые турбины: Р-15-90/10, ст. №1, ТР-16-10, Т-14/25-10 ст. №№ 3,4, ПТ-60-130/13, ст. №5, Р-50-130-1ПР1, ст. №6;

-водогрейный котёл КВГМ-180-150-2, ст. №10, 180 Гкал/ч.

Дополнительно устанавливаемое оборудование:

- два котла-утилизатора: 2хКУП-100-130, паропроизводительностью контура высокого давления 2x100 т/ч - 13 МПа, контура низкого давления 2x7-10 т/ч-1,3 МПа, теплопроизводительностью сетевого пучка - 2x13,7 Гкал/ч (расчетная);

- две газотурбинные установки (V64.3A) мощностью 2x65-70 МВт.

Установленная мощность ТЭЦ составит: электрическая - 301 МВт, тепловая -836 Гкал/ч.

Комплексный анализ вариантов развития системы теплоснабжения города на базе модернизации Светлогорской ТЭЦ показывает, что наиболее экономичным вариантом по совокупности критериев и минимума приведенных затрат является вариант 1, соответствующий повышению энергоэффективности Светлогорской ТЭЦ за счет реконструкции по парогазовой технологии с установкой двух газовых турбин класса мощности 65-70 МВт и использованием «параллельной» схемы генерации пара котлами-утилизаторами с давлением 130 кгс/см2. Приказом Министерства энергетики Республики Беларусь №22 от 30.01.2009 «Об утверждении схем теплоснабжения городов», была утверждена схема теплоснабжения города Светлогорска на период до 2015 года по варианту 1, предусматривающему следующие технико-экономические показатели работы станции (см. таблицу 3.1).

Таблица 3.1 - Технике-экономические показатели работы Светлогорской ТЭЦ при реконструкции по парогазовой технологии с установкой двух газовых турбин класса мощности 65-70 МВт и использованием «параллельной» схемы генерации пара котлами-утилизаторами с давлением 130 кгс/см2

№ п/п	Наименование показателей	Единица измерения	Вариант 1
1	Установленная мощность: электрическая тепловая	МВт Гкал/ч	301 839
2	Максимально-часовые тепловые нагрузки потребителей, в том числе: пар горячая вода	Гкал/ч т/ч Гкал/ч Гкал/ч	369 255,0 153,0 216,4
3	Годовая выработка электрической энергии в том числе на тепловом потреблении	ГВт. ч ГВт. ч	1505,7 1392,7(92,%)
4	Годовой отпуск электроэнергии в том числе: от Светлогорской ТЭЦ от энергосистемы	млн. кВт. ч	1533,5 1412,8 20,7
5	Годовой отпуск тепловой энергии в том числе пар: из отборов турбин от паровых котлов (РОУ) в том числе горячая вода: из отборов турбин от водогрейных котлов (КВГМ-180)	тыс. Гкал/год	1542,9 895,3 850,5 44,8 647,6 470,8 176,8
6	Расход теплоты на выработку электроэнергии: Брутто нетто	Ккал/кВтч	1147,9 1167,4
7	Расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ, в т.ч. на производство электроэнергии на отпуск тепловой энергии	% % % кВт. ч/Гкал	6,2 2,6 3,6 34.8
8	Удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию	г/кВт. ч	192,4
9	Удельный расход условного топлива на отпущенную тепловую энергию	кг/Гкал	181,6
10	КПД ТЭЦ по отпуску энергии: электрической тепловой	%	63,9 78,7
11	Состав основного оборудования: Турбины паровые Котлы энергетические Котлы-утилизаторы Газовые турбины Котлы водогрейные	количество, тип	Р-15-90/10 ст. №1, 15 МВт 2хТР-16(14)/25-10, ст. №№3,4 14 и 16 МВт ПТ-60-130/13, 1x60 МВт, ст. №5 Р-50-130/13, 1x50 МВт, ст. №6 2хПК-14-2, 2x250 т/ч 3хБКЗ-210-140Ф, ст. №№6-8 3x210 т/ч 2хКУП-100-130, ст. №№А,Б 2xV64.3A, 2x73 МВт, ст.№№А,Б 1хКВГМ-180-2, ст. №10
12	Число часов использования установленной мощности Электрической тепловой	ч/год	5002 1876
13	Годовой расход условного топлива из них: 2хПГУ-70 в том числе: природный газ попутный газ мазут (10% от расхода топлива на ПК)	тыс. т.у.т	552,0 416,0(75,4%) 436,7 102,4 12,9
14	Годовой расход условного топлива в том числе: на Светлогорской ТЭЦ из них: природный газ попутный газ мазут в энергосистеме (природный газ)	тыс. т.у.т.	591,1 552 436,7 102,4 12,9 39,1
15	Капитальные вложения в том числе: оборудование строительно-монтажные работы (СМР) прочие из них: ПГУ реконструкция котлов БКЗ210-140Ф	млн. долл.	148,8 89,3 44,6 14,9 130,8 18
16	Удельные капиталовложения в целом по варианту	долл. /кВт	1020
17	Численность эксплуатационного персонала	чел.	369
18	Суммарные ежегодные издержки производства в том числе: затраты на топливо условно-постоянные затраты затраты на электроэнергию из энергосистемы	млрд. руб.	355,3 270 62,6 22,7
19	Суммарные приведенные затраты по вариантам	млрд. руб.	387,3
20	Полный годовой расход топлива по варианту энергоснабжения	тыс. т.у.т.	591,1
21	Экономия топлива	тыс. т.у.т.	185,5
22	Простой срок окупаемости проекта	лет	6,1
23	Чистый дисконтированный доход	млн. долл.	66,3
24	Внутренняя норма рентабельности	%	18,9
25	Динамический срок окупаемости проекта	лет	11,5
26	Индекс доходности инвестиций		1,6
27	Недоотпуск электрической энергии	млн. кВт.ч	120,7
28	Дополнительный расход топлива	тыс. т.у.т.	39,1



Показатели эффективности использования инвестиционных ресурсов остаются положительными при увеличении принятой стоимости реконструкции ТЭЦ (150 млн. долл.) в 2 раза, что говорит о высокой степени устойчивости и низком риске принятия решения о финансировании и реализации проекта.

Прирост выработки электроэнергии составит более 1 млрд. кВт.ч по сравнению с существующим состоянием. Реконструкция ТЭЦ по варианту 1 обеспечивает наибольшую экономию и эффективность использования топлива (природного и попутного газа) в энергосистеме относительно варианта 0 (без реконструкции по существующей в настоящее время схеме):

вариант 1 - до 185,5 тыс. т.у.т./год,

Таким образом, учитывая условия экономической и экологической целесообразности, рекомендуемым вариантом развития системы теплоснабжения г. Светлогорска является вариант 1, которым предусматривается повышение эффективности теплофикации и использования природного и попутного газа при реконструкции Светлогорской ТЭЦ с применением парогазовых установок, что является наиболее эффективным и рациональным использованием инвестиционных и топливно-энергетических ресурсов и, тем самым, получения максимального народнохозяйственного и интегрального экономического эффекта за срок службы объекта.

В 2008 году специалистами ТЭЦ совместно со специалистами ОАО «БЭРН» было проведено энергетическое обследование ТЭЦ. Проведенное энергетическое обследование ТЭЦ позволяет сделать выводы о фактическом использовании тепла топлива и наметить пути более рационального его использования. Полученные данные по оценке состояния оборудования, режимам его эксплуатации, выполнении мероприятий по сокращению резервов тепловой экономичности при реализации ежегодных программ энергосбережения показывают, что на станции имеются резервы повышения экономичности выработки тепла и электроэнергии. Однако их использование в большинстве своём ограничено конструктивными особенностями устаревшего оборудования, реализованными проектными решениями 50-х годов, что в первую очередь заставляет заниматься вопросами обеспечения надёжности работы оборудования и обеспечения потребителей теплом. Планируемое в ближайшей перспективе проведение реконструкции ХВО, внедрение оборудования парогазовых технологий вместо оборудования 1-ой очереди и переход на оборотную систему водоснабжения с градирнями выдвигает на первое место проведения мероприятий переходного периода, подготавливающее существующую тепловую и электрическую схемы к работе с современным оборудованием.

В этой связи на основании проведенного обследования предлагается в первую очередь выполнить мероприятия по реализации неиспользуемого потенциала энергосбережения на оборудовании 2-ой очереди КТЦ, ХВО и мазутохозяйстве:

выполнить мероприятия по оценке и снижению минимально допустимых нагрузок паровых котлов 2-ой очереди;

восстановить изоляцию мазутного бака № 3;

для доведения оборудования мазутохозяйства до современного уровня в части замены физически изношенного оборудования и значительного повышения его эффективности предлагается выполнить модернизацию части оборудования мазутонасосной;

ввести в эксплуатацию охлаждающую установку (ОУ) для возможности снижения и регулирования температуры пара на выхлопе турбоагрегата ст. № 6;

выполнить уплотнение разъёмов ЧНД турбоагрегатов Т-14/25-10 ст. № 4 и ТР-16-10 ст. № 3 для исключения присосов воздуха и обеспечения возможности увеличения давления пара в камере теплофикационного отбора;

выполнить реконструкцию уплотнения поворотных диафрагм турбоагрегатов ст. № 5 и ст. № 4 с целью уменьшения пропуска пара в конденсатор;

выполнить перевод распределительных устройств и линий 220 кВ на номинальное напряжение 110 кВ с заменой трансформаторного оборудования и воздушных выключателей, что позволит снизить потери электроэнергии в автотрансформаторах станции, расход электроэнергии на работу компрессорных агрегатов сжатого воздуха;

разработать проект и внедрить автоматическое дозирование реагентов в осветлители;

установить плотные регулирующие клапана с расходными характеристиками, обеспечивающими работу регулятора расхода на линии непрерывной продувки котлоагрегатов ст. № 6-9;

выполнить проект переоснащения и модернизации КИПиА ТЭЦ на базе современных АСУ;

увеличить ход сервомоторов регулирующих клапанов турбогенератора Р-50-130-1ПР-1 ст. № 6.

3.2 Основные направления повышения энергоэффективности энергосектора Республики Беларусь

Общеизвестным фактом является то, что окупаемость энергетических проектов во всем мире находится на уровне 10-15 лет с момента первоначального вложения капитала. Привлекательность энергетики для крупных инвесторов сохраняется благодаря относительно низким рискам (несмотря на длительные сроки), высокой прозрачности бизнеса и огромным влиянием энергетики на экономическую, а значит и на политическую сферу любого общества.

Исходя из этого, с большой долей вероятности можно говорить о необходимости скорейшей реализации (для дальнейшего сохранения или даже интенсификации роста имеющихся темпов увеличения энергоэффективности белорусской энергосистемы, а значит и снижения энергоемкости ВВП республики) долгосрочного сектора государственной и ведомственной политики в области энергосбережения, касающегося не только Светлогорской ТЭЦ но и всех действующих энергоисточников, направленного на максимальную рационализацию использования топливно-энергетических ресурсов на существующем энергооборудовании путем проведения его реконструкции и модернизации с использованием существующей достаточно развитой энергетической инфраструктуры и имеющихся относительно недорогих высококвалифицированных трудовых ресурсов, с максимальным использованием самых современных мировых достижений науки и техники.

Основным условием высокой эффективности таких проектов будет как раз использование современных технологий, наработанных не только нашими НИИ но и всем мировым научным сообществом.

Для привлечения высоких технологий по приемлемой для отечественной экономики цене необходимо создание привлекательных условий для вложения средств в нашу энергетику со стороны иностранных инвесторов, причем не на уровне кредитования, а на уровне прямых инвестиций. Такая политика позволит не только реализовать более крупные, а значит и более эффективные проекты, «обновить» белорусскую энергосистему, на 56,2 % уже выработавшую свой ресурс, без критического отвлечения средств из других отраслей народного хозяйства республики и без значительного повышения тарифов на энергию, но и повысить заинтересованность крупного иностранного бизнеса (в основном имеющего доступ к мировым высоким технологиям) в развитии высокоэффективного энергопроизводства на территории республики, а в будущем и облегчить выход на рынки энергоносителей других стран.

Реальная возможность реализации такой политики существует в Республике Беларусь до сих пор (в отличии, например, от той же России) лишь в результате проводимой в последние 10 лет политики государства на сохранение полного контроля над структурообразующими отраслями белорусской экономики, в которые входит и энергетика.

В республике не существует крупного непрозрачного частного капитала, нет соответствующего «лобби» во властных структурах, а значит есть условия для проведения акционирования и эффективной частичной приватизации нуждающихся в инвестициях энергетических объектов под неусыпным контролем государства и общества.

Сохранение государственного контроля над энергетикой можно обеспечить несколькими путями, а можно их комбинировать.

В общих чертах для этого необходимо:

Оставить в собственности или под управлением государства системообразующие сети.

Создать акционерные общества на базе энергоисточников с долей государства более 50%.

Полностью акционировать (с обязательным участием муниципалитетов и местных органов власти в виде блокирующего пакета акций) местные распределительные сети.

Под эгидой Министерства энергетики сохранить имеющиеся или создать новые республиканские управляющие структуры, выполняющие функции диспетчерского управления, энергетического и технического надзора, контроля за энергоэффективностью.

Наибольшие проблемы могут возникнуть с реализацией второго пункта, так как государство должно не просто отдать энергоисточники в частные руки, а найти эффективного и мощного в финансовом и технологическом плане инвестора. Условие сохранения более 50% акций создаваемых АО в руках государства не должно отпугнуть инвестора, потому что такое положение вещей гарантирует ему сохранность инвестиций со стороны государства, более взвешенный подход к энергетике всех ветвей власти республики, отсутствие резких изменений условий игры на рынке республики, возможность получения в будущем преференций со стороны государства, особенно при организации экспорта [17, c.95].

Кроме того, привлекательность энергоисточников для инвестора должна быть обеспечена в не меньшей степени и за счет обязательного использования, как уже было сказано ранее, существующей инфраструктуры, частично - имеющегося энергооборудования, высокого кадрового потенциала. Ведь строительство нового энергоисточника в 2-2,5 раза дороже реконструкции или модернизации уже существующего (при сопоставимой энергоэффективности).

Основываясь на рассмотренных в данной работе теоретических аспектах управления энергосбережением, зарубежном опыте, а также проведенном на примере Светлогорской ТЭЦ анализе выполнения программ энергосбережения (основной инструмент управления энергосбережением), можно выделить следующие направления повышения энергоэффективности Светлогорской ТЭЦ и энергетического сектора Республики Беларусь:

повышение эффективности работы генерирующих источников за счет их модернизации в сторону расширения, внедрения парогазовых и газотурбинных технологий на основе реконструкции и модернизации основного оборудования, увеличения выработки электроэнергии на тепловом потреблении, оптимизации режимов работы энергоисточников и оптимального распределения нагрузок энергосистемы;

снижение потерь и технологического расхода энергоресурсов при транспортировке тепловой и электрической энергии, природного газа, нефти и нефтепродуктов за счет снижения расходов на собственные нужды обслуживаемых подразделений, технического перевооружения и оптимизации режимов загрузки электрических сетей и трансформаторных подстанций, тепловых сетей и тепловых пунктов; компрессорных станций на газопроводах, насосных в тепловых сетях, на нефте- и продуктопроводах с внедрением регулируемого электропривода;

модернизация и повышение эффективности работы котельных за счет перевода паровых котлов в водогрейный режим, модернизации тепловой изоляции на всех элементах и оборудовании котельных и тепловых сетей; отбора дутьевого воздуха с верхней части здания котельных; установки экономайзеров и других теплообменников для утилизации ВЭР; оснащения котлов автоматикой контроля процессов сжигания и регулирования, либо производственного контроля (мониторинга) топочного режима котлов на базе портативных измерителей тепловых потерь в увязке с режимами потребления тепловой энергии, установки аккумуляторов теплоты и др. [20, c.6-7];

создание технических условий (объединение тепловых сетей, строительство перемычек, аккумуляторов теплоты и т.п.) для максимальной передачи нагрузок от котельных любых ведомств на ТЭЦ со стоимостью тепловой энергии для владельцев котельных на уровне ее себестоимости на ТЭЦ;

наладка и автоматическое регулирование гидравлических и тепловых режимов тепловых сетей (перерасчет и шайбирование, замена сетевых насосов, регулировка и т.п.);

экономически целесообразное внедрение ветро-, гелио- и других нетрадиционных источников энергии;

совершенствование обеспечения энергосектора республики информацией о новейших достижениях науки и техники в области энергосбережения;

разработка, организация производства и внедрение энергосберегающего оборудования, приборов, материалов;

пересмотр тарифной политики на тепловую и электрическую энергию с целью поэтапной ликвидации перекрестного субсидирования, а также введение дифференцированных (от вида потребителей, их места расположения, времени суток и т.д.) тарифов для прекращения бегства крупных промышленных потребителей из энергосистемы.



Заключение

Повышение эффективности использования ТЭР и создание необходимых условий для перевода экономики на энергоэффективный путь развития является основным приоритетом энергетической политики Республики Беларусь. Поэтому энергосбережение как основной инструмент реализации государственной энергетической политики постоянно находится в поле зрения Президента и Правительства республики.

Для реализации государственной политики в области энергосбережения создана единая система управления энергосбережением на различных уровнях: межгосударственном, государственном, отраслевом, региональном, муниципальном, хозяйствующих субъектов, семьи (населения).

На основе проведенного выше анализа выполнения программ энергосбережения Светлогорской ТЭЦ сделан вывод о практическом исчерпании в настоящий момент потенциала энергосбережения на СТЭЦ, который можно реализовать на основе малозатратных и высокоокупаемых проектов. Возможности в данном направлении остаются лишь в области совершенствования энергетических режимов эксплуатации оборудования станции, мало зависящих от Светлогорской ТЭЦ.

Основной нереализованный потенциал энергосбережения СТЭЦ (15-20%) лежит в области капиталоемких проектов, с высоким сроком окупаемости, основанных на современнейших энергоэффективных технологиях.

Совершенствование управления энергосбережением на Светлогорской ТЭЦ непосредственно связано с принятием своевременных, технически и экономически выверенных решений по основным направлениям развития энергоэффективных технологий на отечественных энергопредприятиях.

Основными направлениями повышения энергоэффективности Светлогорской ТЭЦ должны стать:

экономически целесообразное увеличение в топливном балансе электростанции доли местных видов топлива: попутный газ;

повышение эффективности работы генерирующих источников за счет их модернизации в сторону расширения, внедрения парогазовых и газотурбинных технологий на основе реконструкции и модернизации основного оборудования, увеличения выработки электроэнергии на тепловом потреблении и оптимизации режимов работы ТЭЦ;

снижение потерь и технологического расхода энергоресурсов при транспортировке тепловой и электрической энергии за счет снижения расходов на собственные нужды обслуживаемых подразделений, технического перевооружения и оптимизации режимов загрузки электрических и тепловых сетей, повсеместного внедрения регулируемых электроприводов;

модернизация тепловой изоляции на всех элементах и оборудовании электростанций и тепловых сетей, оснащения котлов автоматикой контроля процессов сжигания и регулирования;

наладка и автоматическое регулирование гидравлических и тепловых режимов тепловых сетей;

совершенствование обеспечения информацией о новейших достижениях науки и техники в области энергосбережения;

разработка, организация производства и внедрение энергосберегающего оборудования, приборов, материалов;

пересмотр тарифной политики на тепловую и электрическую энергию с целью поэтапной ликвидации перекрестного субсидирования, а также введение дифференцированных тарифов.

В целях повышения энергоэффективности отечественной энергетики предлагается основное внимание уделить проектам по реконструкции и модернизации существующих генерирующих мощностей. Причем главным условием их высокой энергоэффективности будет правильный выбор технических, экономических и административных путей реализации этих проектов, что в свою очередь в наибольшей степени зависит от качества управления энергосбережением на всех уровнях.

Для привлечения инвестиций и современных технологий необходимо:

Создать акционерные общества на базе энергоисточников с долей государства более 50%.

Оставить в собственности или под управлением государства системообразующие сети.

Акционировать (с обязательным участием муниципалитетов и местных органов власти в виде блокирующего пакета акций) местные распределительные сети.

Под эгидой Министерства энергетики сохранить имеющиеся или создать новые республиканские управляющие структуры, выполняющие функции диспетчерского управления, энергетического и технического надзора, контроля за энергоэффективностью.

Значение организации качественного информирования в энергосекторе республике важна вдвойне, так как от этого зависит выбор правильного пути развития одного из структурообразующих секторов нашей экономики. Ведь в век доминирования информационных технологий тот, кто владеет информацией, владеет всем миром. Поэтому, важнейшей задачей управления энергосбережением на уровне республики, министерств и ведомств должна стать организация снабжения всех сфер национальной экономики и широких слоев общества полной, достоверной и своевременной информацией о путях и методах повышения их энергоэффективности.



Список использованных источников

1. Указ Президента Республики Беларусь от 25 августа 2005г. №399 «Об утверждении концепции энергетической безопасности и повышения энергетической независимости республики Беларусь и государственной комплексной программы модернизации основных производственных фондов Белорусской энергетической системы, энергосбережения и увеличения доли использования в республике собственных топливно-энергетических ресурсов в 2006-2010 годах»//Национальный реестр правовых актов Республики Беларусь.-2005.-№137.-С.13.

2. Веников В.А., Журавлев В.Г., Филиппова Т.А. Энергетика в современном мире.-М.:Знание, 1986.-191с.

3. Воропай Н.И., Зоркальцев В.И., Розанов М.Н. Проблемы развития электроэнергетики государств СНГ в новых условиях и некоторые возможности их решения//Изв.вузов.Энергетика.-1993.-№7.-С.7-11.

4. Ганжа В.Л. Стимулирование энергосбережения// Энергоэффективность.-1998.-№3.-С.6-8.

5. Ганжа В.Л. Пути решения энергетической проблемы в Беларуси//Энергоэффективность.-1999.-№2.-С.8-9.

6. Гук Ю.Б.,Долгов П.П., Окороков В.Р. Комплексный анализ эффективности технических решений в теплоэнергетике.-Л.:Энергоатомиздат, 1985.-176с.

7. Закон республики Беларусь от 15.07.98., №190-3 «Об энергосбережении» //Энергоэффективность.-1998.-№7.-с.2-5.

8. Клима И., Оптимизация энергетических систем.- М.: Высшая школа, 1991. - 301с.

9. Мескон М.Х., Альберт М., Хедоурри Ф. Основы менеджмента:Пер. с англ.-М.: «Дело ЛТД», 1995.-704с.

10. Организация, планирование и управление в энергетике:Учебник/Под ред. В.Г.Кузьмина.-М.:Высшая школа, 1982.-402с.

11. Постановление Совета Министров Республики Беларусь от 05.11.1998г., №1703 «Об утверждении Положения о республиканском фонде «Энергосбережение»//Сборник нормативно-технических материалов по энергосбережению.-2004.-С.95-97.

12. Поспелова Т.Г. Основы энергосбережения.-Мн.: Технопринт, 2000.-351с.

13. Постановление Совета Министров Республики Беларусь от 31.10.2001г. №1583 «Об утверждении Положения о Комитете по энергоэффективности при Совете Министров Республики Беларусь» // Национальный реестр правовых актов Республики Беларусь.-2002.-№105.-С.29-32.

14. Постановление Совета Министров Республики Беларусь от 16.10.98., №1582 «О порядке разработки, утверждения и пересмотра норм расхода топлива и энергии»//Сборник декретов, указов Президента Республики Беларусь и постановлений Правительства Республики Беларусь.- 1998.-№29.-С.53-54.

15. Постановление Совета Министров Республики Беларусь от 16.10.98г., №1583 «О порядке проведения энергетического обследования предприятий, учреждений и организаций»//Сборник декретов, указов Президента Республики Беларусь и постановлений Правительства Республики Беларусь.- 1998.-№29.-С.55-56.

16. Развитие электроэнергетики и топливоснабжения электростанций: Сб.науч.тр./ЭНИН им. Г.М.Кржижановского.-М., 1990.-220с.

17. Розанов М.Н. Электроэнергетические системы и рыночная экономика//Изв. РАН. «Энергетика».-1992.-№2.-С.3-6.

18. Свидерская О.В. Основы энергосбережения: пособие/О.В.Свидерская.-Мн.:Академия управления при Президенте Республики Беларусь, 2006.-228с.

19. Стриха И.И., Карницкий Н.Б. Экологические аспекты энергетики: атмосферный воздух.- Мн.: Технопринт, 2001.- 374с.

20. Шавельзон М.И., Трутаев В.И. Энергетические тарифы и регулируемый рынок//Белорусский экономический журнал.-1998.-№1.-С.6-9.

21. Энергосберегающие технологии в СССР и за рубежом/Под общ. ред. С.Н.Ятрова.-М.:Знание, 1990.-297с.

22. Аракелов А.Е., Крамер А.И. Методические вопросы экономии энергоресурсов.-М.: Энергоатомиздат, 1990.-348с.

23. Директива Президента Республики Беларусь №3 «Экономия и бережливость - главные факторы экономической безопасности государства»//Советская Белоруссия.-2007.-№109(22764).-С.1-2.

24. Годовые отчеты Светлогорской ТЭЦ, Светлогорск, 2007 - 2008.

25. Схема теплоснабжения г. Светлогорска на период до 2015года: Технико-экономический анализ вариантов теплоснабжения и обоснование рекомендаций.-Мн.: БелНИПИэнергопром, 2007.

Размещено на Allbest.ru