Новости
Для повышения энергоэффективности отечественных промышленных предприятий необходима глубокая модернизация мощностей. Оптимизация энергопотребления одних только теплоэнергетических предприятий (ТЭЦ, ТЭС) позволит получить до 1,5 ГВт дополнительной мощности.18.01.2020
На данный момент доля энергозатрат в себестоимости продукции отечественных промышленных предприятий слишком высока даже по российским меркам. В металлургии она достигает 20%, нефтехимии — более 40%, медной промышленности — около 80%. 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.
Состояние техники
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 15 лет.
В первую очередь это касается парка газовых и паровых турбин. Сейчас он насчитывает более 7 тыс. единиц оборудования. Из них примерно 4500 турбин используются для перекачки газа, порядка 1200 — для выработки электрической и тепловой энергии, около 1000 — в газо- и нефтедобыче. Более половины парка турбин были введены в эксплуатацию еще в 1960-1970-х годах, средняя выработка ресурса составляет 45%. До 3-5% парка (то есть
В отдельных и того хуже. Так, примерно 58,6% всех установленных в России паровых турбин, составляющих основу действующего парка тепловой энергетики, требуют срочной замены. Только из 527 паровых турбин производства Уральского турбинного завода (с 2011 года находится под управлением ЗАО «Ротек») 160 уже выработали свой ресурс, превысив наработку в 250 тыс. 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.
Выгоды обновления
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 тыс. руб. в месяц, то есть в расчет покрытия издержек по модернизации турбины приходится 43,2 млн. руб. в год. При изначальной стоимости модернизации в 300 млн. руб. 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% 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.
Сетевое хозяйство
Нельзя не упомянуть о состоянии электрических сетей. Ситуация в электросетевом комплексе также далека от идеала: свыше 70% действующих электросетевых объектов (подстанций и ЛЭП) были введены в эксплуатацию 25 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%. В целом же износ основных фондов электрических сетей ЕНЭС на данный момент составляет примерно 62% (сетей ФСК ЕЭС — 48,5%), из них машин и оборудования — 73% (в ФСК ЕЭС — 70%), сооружений — 58% (ФСК ЕЭС — 37,8%). По компаниям Холдинга МРСК износ сетей на сегодня составляет примерно 69%.
Глубокая реконструкция сетей позволит компаниям экономить. В том числе за счет снижения потерь при транспортировке электроэнергии.
Другие болевые точки
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 годах. Реконструкция системы вентиляции этих печей и замена топочных устройств позволила 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% 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% может дать совершенно бешеную экономию. А если оптимизировать систему управления, установить частотное регулирование привода, то она увеличится еще больше.
Потенциал энергоэффективности
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 мини-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 млн. руб. в год. Затраты окупились достаточно быстро: одна турбина для электростанции стоимостью 34 млн. руб. окупилась всего за семь лет, вторая (стоимостью 87 млн.) — 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 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.
Альтернативные перспективы
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% 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%, 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 края) 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 10 лет Минэнерго намерено инвестировать в переоснащение электросетевого комплекса 100-120 млрд. долл. Инвестиции в нефтепереработку в следующие пять лет составят 20-25 млрд. долл. И это только государственные инвестиции, то есть без учета масштабных инвестпрограмм самих собственников энергообъектов, также расписанных на несколько лет вперед.
Источник: НГ-Энергия, 17.01.2020
Отзывы
и обращения
