ИТС 48–2023 ПОВЫШЕНИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ

Для запуска СЭнМ важно разработать её контуры и основные документы,

распределить обязанности, поставить ответственных и сроки по реализации мероприятий,

и закрепить это на уровне стандартов и регламентов.

Основой при этом, как уже было сказано, должны служить процессный подход и

карта процессов предприятия. Если её нет, необходимо её разработать, если есть, то,

возможно, понадобятся уточнения и дополнения. Кратко представить логику внедрения и

функционирования СЭнМ можно также циклично (рисунок 4.6).

Рисунок 4.6 - Алгоритм внедрения и функционирования СЭнМ (по [58])

Остановимся кратко на элементах СЭнМ - требованиях стандарта [54-57].

Контекст организации:

- анализ внешней среды (внешних и внутренних влияющих факторов);

- ожидания заинтересованных сторон (стейкхолдеров);

- границы и охват системы.

В качестве внутренних факторов надо рассматривать цели компании, стандарты

организации, планы и программы, особенности производства и используемой технологии

и так далее.

Изменения во внешней среде носят динамичный и сложнопрогнозируемый характер.

Даже развитие технологий как наиболее предсказуемая часть влечёт за собой смену

моделей потребления, социальных укладов, моделей ведения бизнеса, изменений в

цепочках добавленной стоимости. В любом случае учету подлежат национальные и

отраслевые цели, законы, нормативные акты и требования, стандарты; лимиты на

энергопотребление; требования к безопасности и надёжности, в том числе

кибербезопасности, в особенности если объекты относятся к критической

информационной инфраструктуре; стоимость и доступность ресурсов и технологий; погода

и климат, климатические риски и т.п.

Что касается ожиданий заинтересованных сторон, важно, прежде всего, определить

их список (и регулярно пересматривать его на предмет адекватности обстановке). Это

потребители, поставщики, сотрудники, общественность и органы местного

самоуправления на территориях присутствия, регуляторы и надзорные органы, инвесторы

и так далее. Необходимо учесть, каковы ожидания вовлечённых сторон, кто из них влияет

на достижение энергоцелей, кто заинтересован так или иначе в их достижении (возможно,

опосредованно, через экологический след).

Важно также определить границы и охват СЭнМ. Новая версия стандарта требует

принимать во внимание все закупаемые энергоресурсы, однако на практике предприятия

иногда, если не требуется сертификация, исключают, например, резервное топливо или

воду.

Можно для большей концентрации усилий исключить из системы удалённые

площадки или цеха и подразделения, не являющиеся крупными потребителями ТЭР.

Лидерство предполагает ответственность руководителя предприятия за

достижение энергетических целей и реализацию мероприятий СЭнМ. Здесь можно назвать

ряд мер - утверждение энергетической политики и ряда других основополагающих

документов, распределение полномочий и организацию коммуникации в связи с СЭнМ,

назначение представителя высшего руководства, создание системы мотивации,

интегрированность системы энергоменеджмента в систему принятия решений на

предприятии, выделение необходимых ресурсов и так далее.

Кроме текущей деятельности, первое лицо ежегодно производит анализ СЭнМ на

основе входных данных (отчёт для высшего руководства делается в т.ч. по результатам

внутренних аудитов) и дает поручения по её совершенствованию.

Планирование:

- анализ рисков и возможностей;

- энергетические цели и задачи и их достижение;

- энергоанализ;

- показатели энергорезультативности;

- базовая линия энергопотребления;

- планирование сбора энергетических данных.

Аналогично турбулентности внешней среды, непросто предсказать новые риски и

возможности. Однако работу предлагается строить таким образом, чтобы вовремя

замечать уже начавшие проявляться риски и адекватно реагировать на них. Как показывает

практика, для этого в ряде случаев недостаточно годовой периодичности, обычной для

цикла Деминга.

Верхний уровень в иерархии целей занимает энергетическая политика, содержащая

их описание (а точнее - обязательства, принятие которых ведёт к формулированию целей)

в наиболее общем виде. Впоследствии происходит декомпозиция целей.

Выбираются несколько ключевых показателей энергоэффективности для

мониторинга - обычно это удельное потребления энергии на единицу продукции.

Для достижения целей и задач формируется план действий, или программа

повышения энергоэффективности. В ней должны содержаться мероприятия с

определением ответственных, необходимых ресурсов, планируемых сроков, ожидаемых

эффектов и способа отследить результативность.

Энергоанализ подразумевает инвентаризацию всех видов энергоресурсов,

выделение значимых энергопотребителей (технологически однотипных агрегатов, видов

оборудования, процессов) и определение для каждого из них факторов, влияющих на

потребление (обычно это температура воздуха или сырья, объём производства,

ритмичность загрузки; для здания - количество резидентов, объём и площадь и др.).

Необходимо оценить степень влияния этих факторов на потребление. Ряд методик

предлагают делать это количественно, чётко измеряя как величину каждого фактора, так и

объём потребления соответствующего ресурса, - для этого строятся регрессионные

модели или создаются даже нейросети.

Базовый энергетический уровень (базовая линия) определяется для последующего

сравнения и оценки прогресса, достигнутого в результате предпринятых мер. Важная

оговорка: показатели необходимо подвергать нормированию, т.е. приведению в

сопоставимые условия относительно влияющих факторов.

Для качества всего энергоанализа важно, чтобы исходные данные для него были

достоверны, сопоставимы, операбельны, поэтому необходимо обеспечить системность в

их сборе.

Поддержка предполагает:

- выделение ресурсов;

- информирование и обучение;

- организацию коммуникации и информационных потоков;

- ведение записей.

Это регулярные элементы, важные на каждом цикле эксплуатации системы, причём

важные для любой системы, а не только энергоменеджмента. Очевидно, что СЭнМ имеет

здесь свою специфику как в части ресурсов, так и обучения, и коммуникации, и записей.

Чтобы обеспечить системность, преемственность и прозрачность, действует

требование ведения записей (документирования), где важно обеспечить достаточность,

актуальность, сохранность, обновление документации.

Функционирование: операционный контроль, проектирование и закупки

Контроль операций - важный элемент для достижения энергетических целей, в

первую очередь в части оборудования, которое признано значимыми

энергопотребителями. Необходимо сделать управляемым и контролируемым процесс

техобслуживания, ремонтов, технических аудитов агрегатов и установок.

Для функционирования оборудования в безопасных режимах, обеспечивающих как

качество продукции, так и допустимое энергопотребление, установлены операционные

параметры, за соблюдением которых следит обслуживающий персонал, иногда с

применением средств автоматики.

Средства цифровизации помогают обоснованно сузить допустимые коридоры

критических операционных параметров, что также ведёт к снижению потребления ТЭР.

Проектирование предполагает учёт критерия энергоэффективности (на жизненном цикле)

при проектировании новых сооружений или реконструкции существующих, если они

значимо влияют на энергетические показатели.

Аналогично, осуществляя закупки товаров и услуг, предприятие также должно

учитывать энергетические цели и влияние закупаемого на их достижение. Это требование

в ряде случаев вступает в противоречие с существующей нормативной базой в части

государственных, муниципальных и корпоративных закупок, где первым критерием

является первоначальная стоимость (в нулевом периоде), что зачастую противоречит

эффективности, которая даёт эффекты на протяжении жизненного цикла. Однако в любом

случае необходимо, чтобы поставщики и контрагенты были проинформированы о важности

энергоэффективности при закупках.

Оценка результатов

В контексте оценки результатов рассматриваются:

- мониторинг и измерения, в т.ч. определение соответствия законодательным

требованиям;

- внутренний аудит (аудит СЭнМ);

- анализ со стороны руководства.

При внедрении и эксплуатации СЭнМ необходимы учёт и мониторинг, основанные

на качественных данных, для того чтобы дальнейшие решения принимались на основе

достоверной информации и были обоснованными. Необходимо также интегрировать в

систему принятия решений СЭнМ результаты энергетических аудитов, если они

проводятся.

В цикле Деминга полученные величины показателей энергорезультативности

сравниваются с их базовым уровнем, с приведением в сопоставимые условия, и таким

образом становится виден достигнутый прогресс. Необходимо организовать мониторинг

потребления ресурсов (а при использовании - математических методик и факторов,

влияющих на потребление). Кроме того, полезно сравнивать собственные достижения с

показателями других предприятий отрасли (бенчмаркинг).

Для завершения управленческого цикла и обеспечения последовательных

улучшений в СЭнМ используются внутренние аудиты. Они призваны собственными силами

компании проверить качество функционирования СЭнМ и выявить потенциал для её

совершенствования, а значит, лучшего достижения целей в области энергетики.

Результаты внутренних аудитов становятся входными данными для анализа со стороны

высшего руководства.

В свою очередь, первое лицо, получая собранные и классифицированные данные,

проводит анализ, насколько цели выполняются, а СЭнМ адекватно функционирует и на

основе этого анализа даёт поручения, которые становятся основой изменений на

следующем витке цикла.

Улучшения и корректирующие действия замыкают управленческий цикл,

основываясь на подведении итогов предыдущего, внутренних аудитах, результатах

мониторинга и измерений, анализа выполнения программ и мероприятий, анализа со

стороны высшего руководства. Важно не только принять меры к устранению

несоответствий, но и к их профилактике в будущем.

Цифровая трансформация

- инструмент повышения эффективности и

устойчивости бизнеса. Понимая её преимущества, предприятия, тем не менее зачастую

затрудняются расставить приоритеты и максимально эффективно распределить

имеющиеся средства. Между тем система энергоменеджмента позволяет определить

направления первоочередных усилий по цифровизации - например, для получения

достоверных данных для энергоанализа, автоматизации контроля за соблюдением

критических операционных параметров, автоматизации технологических процессов в

целом [52, 61].

Немаловажно, что, помогая увидеть предприятие как набор бизнес-процессов,

система энергоменеджмента этим уже создаёт фундамент для цифровизации, снимая

дублирование функций, упорядочивая информационные и производственные потоки. И

напротив, если в процессах нет прозрачности и порядка, нельзя рассчитывать на успех

цифровой трансформации [62].

Пример организации потоков информации показан на рисунке 4.7.

Рисунок 4.7 - Структура платформы СЭнМ, металлургическая компания

Как уже упоминалось, внедрение СЭнМ, кроме ценности для достижения

энергетических целей предприятия, способствует упорядочению бизнес-процессов,

повышению их управляемости и контролируемости, совершенствованию отдельных

важных для любой системы управления блоков, формированию управленческой культуры

и практик с учётом базовых принципов системности, цикличности, процессного характера,

опоры на данные и вовлечённости персонала, а также создаёт обоснованный базис для

последующей автоматизации и цифровизации.

4.2 Эффективное сжигание топлива

Сжигание топлива представляет собой процесс, широко используемый как для

непосредственного нагрева (например, при производстве цемента или стали), так и с целью

получения энергии для дальнейшего преобразования в другую форму, (например, при

производстве пара для последующей генерации электроэнергии). Поэтому методы

повышения энергоэффективности при сжигании, применяемом в рамках основного

технологического процесса, рассматриваются в соответствующих отраслевых справочных

документах.

Существуют много методов повышения эффективности сжигания топлива. В целом

все они направлены на повышение КПД и, как следствие, на снижение эмиссии вредных

веществ в атмосферу. Достигается это многими способами, например, путём

усовершенствования горелок для сжигания таких видов топлива, как газ и жидкое топливо,

и за счёт интенсификации теплообмена в энергетических установках. Следует отметить

важность для организации качественного процесса горения эффективного образования

газовоздушной смеси. Кроме того, для эффективного сжигания этой смеси необходимо

создавать условия для рециркуляции горючих газов в самом топочном пространстве.

Большое значение имеет предварительный подогрев воздуха, поступающего на горение

топлива, в рекуперативных и особенно в регенеративных теплообменниках,

утилизирующих энергию отработанных горячих газов, удаляемых в атмосферу.

К основным путям повышения эффективности сжигания топлива можно отнести

следующие:

- подбор оптимальных размеров и других характеристик оборудования, исходя из

требуемой максимальной мощности с учётом расчётного запаса надёжности;

- интенсификация передачи тепла технологическому процессу посредством

увеличения удельного потока тепла, увеличения площади или усовершенствования

поверхностей теплообмена;

- рекуперация тепла дымовых газов с использованием дополнительного

технологического процесса;

- установка подогревателя воздуха или воды, или предварительного подогрева

топлива при помощи тепла дымовых газов;

- своевременная очистка поверхностей теплообмена с целью поддержания высокой

теплопроводности;

- применение рекуперативных и регенеративных горелочных устройств;

- применение

современных

автоматизированных

систем

управления

технологическим процессом;

- кислородное сжигание;

- применение современной высокоэффективной изоляции;

- использование экономичного распределения нагрузки между котлами

- своевременное проведение режимно-наладочных испытаний.

В таблице 4.1 приведены примеры предлагаемых мероприятий и их эффективность

при эксплуатации котлов [66].

Таблица 4.1 - Примеры мероприятий по повышению эффективности эксплуатации котлов

№

Топливо (%)

Мероприятия

п/п

Экономия

Перерасход

Снижение присосов воздуха по газовому тракту

0.5

котлоагрегата на 0.1

Увеличение коэффициента избытка воздуха в топке на 0.1

0.7

Установка водяного экономайзера за котлом

5-6

Применение за котлоагрегатами установок глубокой

до 15

утилизации тепла, установок использования скрытой

теплоты парообразования уходящих дымовых газов

(контактный теплообменник)

Применение вакуумного деаэратора

1.0

Отклонение содержания СО2 в уходящих дымовых газах

0.6

от оптимального значения на 1%

Снижение температуры отходящих дымовых газов на 10 ◦С

0.6 и 0.7

для сухих и влажных топлив

Повышение температуры питательной воды на входе в

2.0

барабан котла на 10 ◦С (P=13 ата [1.28 МПа] и КПД=0.8)

Повышение температуры питательной воды на входе в

0.23

водяной экономайзер на 10 ◦С

Подогрев питательной воды в водяном экономайзере на 6

1.0

◦С

Увеличение продувки котла более нормативных значений

0.3

на 1%

Установка обдувочного аппарата для очистки наружных

2.0

поверхностей нагрева

Наличие накипи на внутренней поверхности нагрева котла,

2.0

толщиной 1мм

Замена 1т невозвращенного в тепловую схему котельной

20 кг у.т.

конденсата химически очищенной воды

Перевод работы парового котла на водогрейный режим

2.0

Работа котла в режиме пониженного давления (с 10 ата

6.0

[0.981 МПа])

Отклонение нагрузки котла от оптимальной на 10%:

в сторону уменьшения

0.2

в сторону увеличения

0.5

Испытания (наладка) оборудования и эксплуатация его в

3.0

режиме управления КИП

Утечка пара через отверстие 1мм при P=6 ата

3.6 кг у.т.

Забор воздуха из верхней зоны котельного зала на каждые

17 кг у.т.

1000 м3 газообразного топлива

4.3 Эффективное использование электроэнергии

К основным техническим мероприятиям, направленным на снижение

энергопотребления практически во всех отраслях промышленности можно отнести:

- повышение эффективности использования электроприводов;

- снижение электрических потерь в сетях и оборудовании;

- повышение эффективности работы электротермических установок;

- участие потребителей в мероприятиях формирования ценозависимого спроса

(смещение собственного потребления во внепиковую зону суточного графика).

Повышение эффективности использования электроприводов

Электродвигатели являются наиболее распространёнными электропотребителями

промышленных предприятий. На них приходится порядка

80% потребляемой

электроэнергии

[66].

От эффективности работы электропривода зависит

энергоэффективность многих промышленных технологий, а также систем обеспечения этих

технологий (системы сжатого воздуха, насосные системы и т. п.). Кроме того, управление

электропотреблением электропривода является наиболее автоматизируемым процессом и

поэтому допускает применение как прямых, так и косвенных параметров режима работы

электропривода - давление, температура, время, что позволяет включать локальные

системы автоматического управления электроприводом в качестве элементов управления

в системы более высокого уровня управления - цифровизации.

Задача снижения расходов электроэнергии на привод различного оборудования

является многофакторной, требующей сочетания разных методов. Основными

направлениями оптимизации работы электроприводов являются:

- использование электродвигателей, насосного и вентиляторного оборудования с

высоким КПД;

- использование электродвигателей с мощностью, соответствующей мощности

нагрузки;

- внедрение частотно-регулируемого привода, привода с плавным пуском;

- замена мощных (свыше 5 МВт) электродвигателей на газовые или паровые

турбины для приводов насосов;

- использование гидромуфт.

В таблице 4.2 приведён список электродвигателей и насосов, которые в соответствии

с постановлением Правительства РФ

№ 600 [36] относятся к энергоэффективному

оборудованию.

Таблица 4.2 - Перечень и характеристики энергоэффективных электродвигателей и насосов

Диапазон

Оборудование

производительности/

КПД, %

мощность

от 38 до 60

более 69

от 60 до 63

более 71

Насосы центробежные

от 63 до 105

более 61

многоступенчатые секционные, м³/час

от 105 до 180

более 67

от 180 до 500

более 79

от 25 до 100

более 60

Насосы вихревые и центробежно-

от 100 до 180

более 75

вихревые с подачей, м³/сут.

от 180 до 480

более 78

свыше 480

более 80

Оборудование насосное (насосы,

до 37

не менее 50

агрегаты и установки насосные).

38-300

не менее 70

Насосы центробежные, поршневые и

свыше 300

не менее 72

роторные, м³/час

до 50

не менее 30

от 50 до 100

не менее 40

Насосы двухвинтовые, м³/сут.

от 100 до 200

не менее 50

от 200 до 1000

не менее 60

более 1000

не менее 70

Вентиляторы осевые, при

не менее 85

производительности более 5000 м³/час

до 15

не менее 91,8

от 15 до 22

не менее 92,2

от 22 до 37

не менее 93,7

от 37 до 45

не менее 93,9

Электродвигатели, кВт

от 45 до 55

не менее 94,3

от 55 до 75

не менее 94,7

от 75 до 160

не менее 95,1

от 160 до 250

не менее 95,5

более 250

не менее 96

При проектировании и эксплуатации агрегатов различного назначения необходимо

соблюдать соответствие мощности привода (электродвигателя) потребляемой мощности

нагрузки, т.к. завышение мощности электродвигателя приводит к снижению КПД и cos φ. С

уменьшением степени загрузки двигателя возрастает доля потребляемой реактивной

мощности системы по сравнению с активной мощностью и снижается cos φ. Капитальные

затраты на замену одного двигателя другим двигателем с соответствующей номинальной

мощностью целесообразны при его загрузке менее 45%; при загрузке 45-75% для замены

требуется проводить экономическую оценку мероприятий; при загрузке более 70% замена

нецелесообразна. Эффективность зависит от типа, скорости, времени нагрузки двигателя,

а также от его мощности:

- для двигателей мощностью 5 кВт при 100-процентной нагрузке КПД = 80%, для

двигателей 150 кВт КПД = 90%;

- для двигателей мощностью 5 кВт при 50-процентной нагрузке КПД = 55%, для

двигателей мощностью 150 кВт КПД равен 65%.

Таким образом, соблюдение правила соответствия мощности электродвигателя и

нагрузок позволяет при определённых условиях повышать эффективность использования

электроприводов.

Для обеспечения соответствия потребляемой и требуемой мощности, а также

необходимых характеристик присоединяемых к электродвигателю устройств (насосов,

вентиляторов и др.), широко применяются различные способы регулирования частоты

оборотов электродвигателя. Оценочные значения экономии электроэнергии при

применении регулируемого привода в вентиляционных системах - 50%, в компрессорных

системах - 40-50%, в воздуходувках и вентиляторах - 30%, в насосных системах - 25%

[66].

В основном для регулирования частоты оборотов электродвигателя используются

частотно-регулируемые приводы (ЧРП или ПЧ), реже применяются гидромуфты. Оба

способа регулирования имеют свои достоинства и недостатки. Преобразователи частоты и

гидромуфта регулируют частоту вращения рабочего колеса, обеспечивая значительную

экономию электроэнергии. Но при этом у ЧРП есть существенные преимущества перед

гидромуфтой.

Во-первых, гидромуфты не могут управлять несколькими электродвигателями,

поэтому на каждый агрегат необходимо покупать отдельное устройство, следовательно, и

капитальные затраты значительно увеличиваются. Во-вторых, у гидромуфт нет

возможности подключения привода по схеме «электрического байпаса», поэтому при

выходе из строя двигатель останавливается. В-третьих, гидромуфты более ограничены в

регулировании. При снижении частоты вращения ниже 80% у гидромуфт резко снижается

КПД.

Несмотря на ряд недостатков, гидромуфты нашли свою область применения в

мощных (более 1-1,5 МВт) высоковольтных приводах, а также в системах с высокими

динамическими и ударными нагрузками. Такие примеры есть во многих областях: от машин

по переработке отходов (мельниц, дробилок, измельчителей) до компрессоров для буровых

установок, судовых двигателей. Использование гидромуфты обеспечивает демпфирование

и гашение колебаний крутящего момента широкого спектра амплитуд и частот, а также

снижение пульсирующих и пиковых нагрузок, действующих в рабочем режиме, как в

элементах передачи, так и в приводном электродвигателе.

Применение гидромуфты и частотного преобразователя для регулирования

приводов является наиболее показательной иллюстрацией технических решений в

условиях локального и реактивного управления возмущениями и изменением мощности

потребления в нормальном режиме в темпе изменения технологического процесса. В

первом случае это - гидромуфта, во втором - преобразователь, задача которого принять и

обработать требование системы управления технологическим процессом и преобразовать

это требование в алгоритм частотного управления приводом.

Снижение электрических потерь в сетях и оборудовании

Существенную роль в повышении энергоэффективности играет снижение потерь в

сетях и энергопринимающем оборудовании. Основные источники потерь в сетях

переменного тока - избыточные и неоправданные транзитные перетоки реактивной

мощности, генерируемой как собственно линиями электропередач, так и

энергопринимающим оборудованием потребителей, а также завышенная установленная

мощность трансформаторного оборудования сети.

Основными направлениями для разработки соответствующих мероприятий

являются:

- оптимизация схемных режимов;

- компенсация реактивной мощности;

- перевод электрической сети (участков сети) на более высокий класс напряжения;

- регулирование напряжения в линиях электропередачи;

- применение современного электротехнического оборудования, отвечающего

требованиям энергосбережения.

Наиболее массовым и легко реализуемым способом снижения потерь от перетоков

реактивной мощности является использование установок компенсации реактивной

мощности (УКРМ). Применение установок позволяет снизить потери мощности и падение

напряжения в элементах системы электроснабжения, разгрузить от реактивного тока

распределительные сети, трансформаторы и генераторы, увеличить пропускную

способность системы электроснабжения, а также ограничить влияние высших гармоник и

сетевых помех. Наивысший результат от компенсации реактивной мощности достигается

при системном управлении всеми УКРМ, установленными в системе транспорта

электрической энергии, независимо от их принадлежности - сетевая либо потребительская

УКРМ. Такая распределённая система диспетчерского управления (РСДУ) реактивной

мощностью, а, следовательно, потерями в электрических сетях является примером

цифровизации распределительного сетевого комплекса.

В таблице 4.3 приведён список КРМ, которые в соответствии с постановлением

Правительства РФ № 600 [36] относятся к энергоэффективному оборудованию.

Таблица

4.3

- Компенсаторы реактивной мощности как способ повышения

энергоэффективности

Оборудование

Перечень

Описание

Компенсаторы реактивной мощности

(шунтирующий реактор, управляемый

Компенсаторы

Снижение потерь

шунтирующий реактор с

реактивной

электрической энергии в линиях

подмагничиванием постоянным током,

мощности.

электропередачи и

конденсаторные батареи, статические

Компенсаторы

трансформаторах

тиристорные компенсаторы, статические

реактивной

электрических сетей за счёт

компенсаторы реактивной мощности,

мощности

снижения потребления

выполненные на базе современной

вращающиеся,

реактивной мощности в этих

силовой электроники).

синхронные

сетях

Компенсаторы реактивной мощности

статические

Снижение потери при передаче

и распределении электрической

Шинопроводы низкого напряжения

энергии при применении

(магистральные, распределительные,

шинопроводов внутри здания

осветительные)

на 20-25 процентов по

сравнению с обычными

кабельными системами

Энергосбережение в городских электрических сетях

Основными путями снижения потерь электроэнергии в системе электроснабжения

городов являются:

- выравнивание нагрузок по фазам сети;

- поддержание оптимального режима работы трансформаторов;

- выравнивание графиков электрических нагрузок;

- использование энергосберегающего освещения;

- использование механизмов агрегирования спроса.

Выравнивание нагрузок по фазам сети

Различают вероятностную несимметрию, имеющую перемежающийся характер с

большой загрузкой отдельных фаз, и систематическую несимметрию, при которой

неодинаковы средние значения нагрузок. Первый вид несимметрии может быть устранён

лишь специальными устройствами с тиристорным управлением, переключающими часть

нагрузок с перегруженной на недогруженную фазу. Систематическая несимметрия может

быть снижена путём периодического (1-2 раза в год) перераспределения нагрузок между

фазами. Выравнивание нагрузок производится переключением нагрузки с более

загруженной фазы на менее загруженные.

Отрицательное влияние несимметрии, которую нельзя устранить выравниванием

нагрузок по фазам, можно уменьшить:

- заменой силовых трансформаторов со схемой соединения обмоток «звезда-

звезда» на трансформаторы со схемой «звезда-зигзаг» или «треугольник-звезда», которые

менее чувствительны к несимметрии нагрузок;

- увеличением сечения нулевого провода в линии 0,4 кВ до сечения фазного

провода.

Оптимизация режима работы трансформаторов

Трансформаторы различного назначения являются самым распространённым

объектом среди электротехнического оборудования для реализации энергосберегающих

мероприятий. Установленная мощность всех трансформаторов в сети должна

соответствовать мощности подключённой нагрузки. Следует также учитывать требования

надёжности, по которым появляются резервирующие трансформаторные мощности.

Системные потери в трансформаторном оборудовании определяются решениями

диспетчеров, вынужденных держать под напряжением дополнительные группы

трансформаторов сверх их оптимального количества. Задача цифровой системы

управления

- обеспечить диспетчера выверенным решением по необходимой

подключённой мощности всех трансформаторных групп сети.

Энергоэффективность единичного силового трансформатора определяется тремя

факторами [67]:

- загрузкой трансформатора;

- мощностью его потерь холостого хода (далее - потери хх);

- мощностью его потерь короткого замыкания (далее - потери кз).

При малой загрузке силовых трансформаторов увеличивается доля потерь

электроэнергии. Это связанно с тем, что при снижении коэффициента загрузки

трансформаторного оборудования происходит увеличение потребляемой реактивной

мощности намагничивания, которая тратится на создание магнитного потока холостого

хода в самом трансформаторе [68].

В таблице 4.4 приведены значения параметров трансформаторов, по которым в

соответствии с постановлением Правительства РФ № 600 [36] их можно отнести к

энергоэффективному оборудованию.

Таблица 4.4 - Показатели энергоэффективности трансформаторного оборудования

Номинальная мощность

Потери холостого хода и потери

Оборудование

трансформатора

короткого замыкания

Трансформаторы электрические

S = 100 кВА

Pхх 250 Вт, Pкз 1750 Вт;

силовые

S = 160 кВА

Pхх 375 Вт, Pкз 2350 Вт;

S = 250 кВА

Pхх 530 Вт, Pкз 3250 Вт;

S = 400 кВА

Pхх 650 Вт, Pкз 4600 Вт;

S = 630 кВА

Pхх 800 Вт, Pкз 6750 Вт;

S = 1000 кВА

Pхх 1100 Вт, Pкз 10500 Вт;

S = 1600 кВА

Pхх 1700 Вт, Pкз 17000 Вт;

S = 2500 кВА

Pхх 2450 Вт, Pкз 25500 Вт

При загрузке силового трансформатора на 30% нагрузочные потери примерно равны

потерям холостого хода. Работа трансформатора в режиме холостого хода или близком к

нему вызывает излишние потери электроэнергии не только в самом трансформаторе, но и

по всей системе электроснабжения (от источника питания до самого трансформатора)

вследствие низкого коэффициента мощности.

При существенной недогрузке каждого из двух трансформаторов на

двухтрансформаторной подстанции можно рассмотреть вопрос об отключении одного из

трансформаторов и переброске его нагрузки на другой трансформатор. При этом

отключение трансформатора не должно снижать категорию электроснабжения.

Экономичный режим работы трансформаторов определяет число одновременно

включённых трансформаторов, обеспечивающих минимум потерь электроэнергии в этих

трансформаторах.

При проектировании рекомендуется выбирать трансформаторы с пониженными

потерями и применение мачтовых подстанций 10/0,4 кВ малой мощности для сокращения

протяженности сетей напряжением 0,4 кВ.

Таким образом, к числу мероприятий, направленных на рационализацию работы

силовых

трансформаторов,

следует

относить

использование

современных

трансформаторов с низкими потерями, замену трансформаторов на менее мощные и их

перегруппировку, перевод нагрузки трансформаторов на другие менее загруженные

трансформаторы, а также отключение трансформаторов на время работы на холостом

ходу. Реализация указанных мероприятий способствует уменьшению реактивной

мощности, потребляемой силовыми трансформаторами, снижению величины tg φ и

уменьшению потерь электроэнергии в электрических сетях и является заданием для РСДУ

электрической системы.

Выравнивание графиков электрических нагрузок

Коммунально-бытовые потребители электроэнергии, как правило, имеют

существенно неравномерный суточный график нагрузки, что связано с особенностями их

работы, резким спадом нагрузки в ночные часы и продолжительностью вечернего

максимума не более 4 ч. Снижение нагрузок потребителей в часы максимума нагрузки

энергосистемы позволяет снизить потери электроэнергии в питающих и

распределительных сетях. Регулирование суточных графиков нагрузки может

осуществляться путём перевода части нагрузок с часов максимума нагрузки

энергосистемы на другие часы суток.

Выравнивание графика нагрузки потребителей с целью улучшения показателей

работы городских сетей может включать:

- перенос времени работы оборудования с дневных или вечерних часов на другие

часы, преимущественно ночные;

- отключение части или всей нагрузки потребителей в часы максимума;

- уменьшение мощности установленного оборудования с увеличением

продолжительности его работы;

- применение специальных потребителей

- регуляторов, работающих по

принудительному графику в часы провала нагрузки;

- развитие децентрализованной генерации и аккумулирования электроэнергии

непосредственно у потребителей, что позволяет генерировать или запасать

электроэнергию в периоды минимума суточного графика нагрузки и выдавать её в сеть или

напрямую потребителю в пиковые часы.

Внедрение мероприятий по выравниванию графика нагрузки должно

стимулироваться системой тарифов на электроэнергию и быть экономически выгодными

не только для городской электросети, но и для потребителя. Например, для потребителя,

на которого распространяется двухставочный тариф с основной платой за мощность,

участвующую в суточном максимуме энергосистемы, выравнивание графика нагрузки

приводит к снижению мощности и, следовательно, к уменьшению расходов на оплату

электроэнергии.

Энергосбережение в системах освещения городов

Основными путями экономии электроэнергии в осветительных установках

городского освещения являются:

- замена источников света с низкой световой отдачей на источники света с высокой

световой отдачей (светодиодные, индукционные и т.д.);

- регулирование регламентируемых уровней освещения в зависимости от суточного

изменения интенсивности движения;

- диммирование (снижение мощности светильника, при возможности) средствами

автоматизации.

Повышение энергоэффективности осветительных установок неразрывно связано с

задачей комплексного снижения затрат в осветительных установках, так как для любого

потребителя важно не только снижение энергоёмкости, но и срок окупаемости затрат на

новую или переоборудуемую осветительную установку. Структура стоимостных

показателей осветительной установки на жизненном цикле формируется следующим

образом:

- капитальные затраты на осветительные приборы и источники света - 10-15%;

- затраты на монтаж и обслуживание осветительных приборов - 15%;

- стоимость электроэнергии - 70-75%.

Экономия электроэнергии на освещение не должна достигаться за счёт снижения

норм освещённости или отключения части световых приборов, поскольку потери от

ухудшения условий освещения значительно превосходят стоимость сэкономленной

электроэнергии. Эффективной следует считать такую осветительную установку, которая

создаёт высококачественное освещение и сохраняет свои характеристики на протяжении

длительной работы при наименьших капитальных и эксплуатационных затратах, в том

числе при минимальном энергопотреблении.

Повышение эффективности работы электротермических установок

К электротермическим установкам для осуществления высокотемпературных

процессов относят электрические печи различного принципа действия (электрические печи

сопротивления, дуговые, индукционные; нагревательные приборы электрического

отопления - электрокалориферы, инфракрасные обогреватели, электрические масляные

радиаторы и др., электрические котлы). Наиболее распространённым видом

электротермического оборудования являются электрические печи сопротивления, в

которых теплота выделяется в нагревательных элементах печи при прохождении через них

электрического тока. Мощность источников питания печей лежит в пределах 10-10 000 кВт.

Основными способами снижения удельного потребления электроэнергии при работе

печей являются [69]:

- снижение тепловых потерь;

- повышение производительности;

- уменьшение потерь на предварительный нагрев сырья;

- автоматическое ведение оптимального режима работы печей;

- рекуперация теплоты нагретых деталей - передача теплоты от горячих изделий к

холодным.

Определяющую роль в повышении эффективности электропечей сопротивления

играет снижение тепловых потерь, доходящих до 75%. Их снижение является важным

фактором экономии электроэнергии. Снизить тепловые потери можно путём улучшения

тепловой изоляции, герметичности и уменьшения времени простоя печей. В таблице 4.5

приведена зависимость удельных расходов электроэнергии от производительности печи

при тепловых потерях, равных 50% мощности печи [66].

Таблица 4.5. - Зависимость удельных расходов от производительности печи

Производительность печи, %

Показатели

100

150

КПД, %

Удельный расход электроэнергии, %

150

116,5

100

Вторыми по распространённости являются дуговые печи. Эти печи являются одними

из самых крупных потребителей электрической энергии. Плавка в них происходит за счёт

энергии электрических разрядов, поступающих из электродов в подготовленный для плавки

материал. Мощность одной печи может достигать 100 МВт. Особенностями печи являются

крайне неравномерный график потребления мощности при плавке и генерация в сеть

высших гармонических составляющих тока. Тепловые и электрические потери составляют

до 40% от полученной из сети электроэнергии и тепла от экзотермических реакций. К

энергосберегающим мероприятиям относятся все мероприятия для электрических печей

сопротивления, а также:

- правильный выбор электрического режима работы печи: ступеней напряжения

трансформатора и тока дуги;

- оптимальная укладка шихты в загрузочную корзину, подбор шихты по составу и

размерам;

- использование тепла уходящих газов для предварительного подогрева

поступающего воздуха;

- повышение коэффициента мощности и показателей качества электроэнергии

через использование конденсаторных батарей, реакторов, фильтров высших

гармонических составляющих тока и напряжения;

- использование тепла охлаждающей воды;

- снижение потерь в электрических элементах печи.

Индукционный нагрев и плавка металлов широко используются в металлургической,

машиностроительной и других отраслях промышленности. Индукционные печи основаны

на выделении тепла при взаимодействии переменного электромагнитного поля с

проводящими электрический ток материалами. Печи обладают высокой скоростью нагрева

и подразделяются на установки промышленной частоты (50 Гц), средней частоты (50-10

000 Гц) и высокой частоты (свыше 10 кГц). Нагрев происходит за счёт изменения частоты

питающего напряжения, поэтому такие печи всегда оснащены преобразователями частоты,

сильно греющимися во время работы.

Для согласования напряжения преобразователя с требуемым напряжением

индуктора используются специальные трансформаторы, также обладающие потерями

холостого хода и потерями от рабочего тока. Поэтому для этих целей необходимо

использовать

современные

преобразователи

частоты

минимальными

тепловыделениями. Кроме этого, на удельные расходы электроэнергии влияют:

производительность, температура загружаемой шихты, температура кладки печи, величина

жидкого металла, оставляемого в печи после плавки, тепловые и электрические потери.

Учитывая схожие условия функционирования для повышения энергоэффективности

индукционных печей, применимы мероприятия, характерные для дуговых печей и печей

сопротивления, описанные выше.

Ценозависимое потребление

Управление спросом (DSM, demand side management) и реагирование на спрос (DR,

demand response) - это стратегии, используемые в энергетической отрасли для повышения

энергоэффективности и снижения пикового спроса на электроэнергию.

Управление спросом - это более широкая стратегия, которая может включать:

- перенос нагрузки - поощрение потребителей использовать электроэнергию в

непиковые часы, когда спрос ниже;

- ценообразование по времени использования - реализация тарифных планов,

предусматривающих более высокие тарифы в периоды пикового спроса и более низкие

тарифы в часы непиковой нагрузки, чтобы стимулировать потребителей менять режим

использования;

- прогнозирование спроса

- использование данных и аналитики для

прогнозирования моделей спроса на энергию и соответствующего планирования ресурсов

и инфраструктуры.

Управление спросом помогает повысить энергоэффективность за счёт снижения

общего энергопотребления и оптимизации использования ресурсов, что приводит к

экономии затрат и уменьшению воздействия на окружающую среду.

В свою очередь, реагирование на спрос, demand response, может рассматриваться

как особый компонент управления спросом, предусматривающий корректировку

потребления электроэнергии в ответ на сигналы сетевого оператора или агрегатора

управления спросом, чтобы сократить потребление электроэнергии в периоды высокого

спроса или ограничений в поставках.

Эти механизмы способствуют повышению энергоэффективности за счёт:

- снижения потребности в дополнительных мощностях по производству

электроэнергии;

- повышения стабильности и надёжности сети за счёт отказа от дорогостоящих

пиковых электростанций и инфраструктуры;

- поощрения потребителей более эффективно использовать электроэнергию, что

может привести к долгосрочной экономии энергии.

Эти

инструменты

могут

успешно

использоваться

для

повышения

энергоэффективности, снижения затрат и минимизации воздействия производства и

распределения энергии на окружающую среду. Они дают потребителям возможность

активно участвовать в управлении использованием энергии и способствовать созданию

более устойчивой энергетической системы.

4.4 Оптимизация паровых систем

Водяной пар имеет уникальные свойства, которые позволяют применять его как

нагревающий агент практически во всех отраслях промышленности. К преимуществам

пара как теплоносителя можно отнести следующие:

- высокая удельная теплота парообразования;

- относительная простота регулирования подачи тепла;

- доступность воды и апробированные способы водоподготовки;

- экологическая безопасность.

Это способствует широкому применению пара в промышленности, а значит, и

высокому потенциалу энергосбережения.

К основным техническим мероприятиям, направленным на повышение

энергоэффективности в пароконденсатных системах, можно отнести:

- установка конденсатоотводчиков;

- возврат конденсата на источник тепла;

- использование надежной тепловой изоляции;

- использование паровых машин в качестве двигателей и генераторов электрической

энергии.

Конденсатоотводчики представляют собой клапаны, в автоматическом режиме

удаляющие конденсат из парового пространства трубопроводов, паровых рубашек,

регистров и т.д. Использование конденсатоотводчиков решает сразу несколько задач:

- устранение «проскока пара» через дренажи;

- снижение вероятности образования гидроударов, возникающих из-за накопления

конденсата в паровых пространствах;

- снижение потерь давления пара из-за снижения проходного сечения

трубопроводов при накоплении конденсата.

Экономическая выгода от применения конденсатоотводчиков имеет следующие

составляющие:

- снижаются затраты на топливо;

- снижаются затраты на химводоподготовку;

- уменьшаются затраты на персонал.

Установка конденсатоотводчиков позволяет экономить порядка 10-15% пара, а срок

окупаемости не превышает одного года.

Конденсат, образующийся в теплообменном оборудовании, имеет достаточно

высокий тепловой потенциал, использование которого, например, для подогревателей

сырой воды позволяет повысить энергоэффективность пароконденсатных систем.

Кроме того, конденсат, возвращаемый на источник тепла, уже имеет качество выше,

чем качество сырой воды, однако может быть загрязнён специфическими для конкретного

производства веществами. Наиболее целесообразно возвращать весь конденсат в

котельную в конденсатный бак, откуда направлять его в систему водоподготовки.

Возврат конденсата от потребителя пара может быть реализован по

централизованной или децентрализованной схеме. Наиболее рациональными являются

централизованные схемы, характерные наличием бака сбора конденсата от потребителей

и направлением их в котельную по единой линии. При несоблюдении требований по

качеству возвращаемого конденсата возможна установка локальных очистных

сооружений, очищающих конденсат. Использование централизованной системы не

исключает возможность анализа качества конденсата по каждому потоку, направляемому

в бак сбора конденсата.

Теплоизоляция паропроводов является типовым мероприятием для любых

теплоиспользующих и теплопередающих систем. Приказом Минэнерго России от

30.12.2008 № 325 [70] установлены нормы тепловых потерь. Однако широко известен факт

снижения термического сопротивления теплоизоляционных конструкций с течением

времени. В связи с этим при проведении энергетических обследований по результатам

инструментальных измерений зачастую предлагается провести реконструкцию тепловой

изоляции. Как правило, сроки окупаемости таких реконструкций достаточно высокие.

При наличии у предприятия узлов редуцирования пара имеется возможность

установки противодавленческих микротурбин или паровых винтовых машин. Внутренний

относительный КПД таких установок не превышает 70%, однако заменяет энергетические

потери при редуцировании пара.

Удельный расход пара (количество килограммов пара, необходимое для получения

одного кВт*ч механической энергии) для паросиловых установок не зависит от их типа, а

зависит только от параметров поступающего в них пара и параметров пара на выходе из

этих установок.

В поршневых паровых машинах (ППМ) весь поступивший в них пар совершает

работу, в отличие от турбин малой мощности и винтовых паровых машин (ВПМ), где часть

энергии пара теряется, не совершая работы. Соответственно, удельный расход пара у

турбин малой мощности и ВПМ будет больше, чем у ППМ, и соотношение полученных от

этих агрегатов механической работы и тепловой энергии смещено в сторону увеличения

количества тепловой энергии.

Имеется большое количество статистических данных об удельном расходе пара

различными агрегатами, как выпускающимися в настоящее время, так и выпускавшимися

до середины прошлого века. Усреднённый удельный расход пара различными агрегатами

имеет следующие значения:

- паровые турбины малой мощности - 14 кг/кВт;

- винтовые паровые машины - 30 кг/кВт;

- поршневые паровые машины - 8 кг/кВт.

4.5

Вторичные энергетические ресурсы

Вторичные энергетические ресурсы (ВЭР) можно использовать для удовлетворения

потребностей в топливе и энергии либо непосредственно (без изменения вида

энергоносителя), либо путём выработки тепла, электроэнергии, холода и механической

энергии в утилизационных установках. Большинство горючих ВЭР употребляются

непосредственно в виде топлива, однако некоторые из них требуют специальных

утилизационных установок. Непосредственно применяются также некоторые тепловые

ВЭР (например, горячая вода систем охлаждения для отопления).

Различают следующие основные направления использования потребителями ВЭР:

- топливное - непосредственно в качестве топлива;

- тепловое

- непосредственно в качестве тепла или выработки тепла в

утилизационных установках;

- силовое

- использование электрической или механической энергии,

вырабатываемой из ВЭР в утилизационных установках;

- комбинированное

- тепловая и электрическая (механическая) энергия,

одновременно вырабатываемые из ВЭР в утилизационных установках.

Многие отрасли народного хозяйства располагают значительным резервом

топливных и тепловых ВЭР, занимающих значительное место в их топливно-

энергетическом балансе. Наибольшими тепловыми ВЭР располагают предприятия чёрной

и цветной металлургии, химической, нефтеперерабатывающей и нефтехимической

промышленности, промышленности строительных материалов, газовой промышленности,

тяжёлого машиностроения.

Именно в этих отраслях широко используется теплота высокого, среднего и низкого

потенциалов. Из почти 90% теплоты высокого потенциала (> 623 К): около 33% идет на

плавку, 40% - на нагрев и около 20% - на обжиг руд и минерального сырья. Большая часть

теплоты высокого потенциала обеспечивается за счёт сжигания различных видов топлива

непосредственно в технологических установках.

Общие характеристики ВЭР промышленных предприятий и электростанций

представлены в таблицах 4.6 и 4.7.

Таблица 4.6 - Общая характеристика ВЭР промышленных предприятий

№

Разновидности энергоресурсов

Характеристика, качественные параметры

п/п

Отходящие горючие газы металлургических печей:

а) коксовый газ - продукт выжига кокса в

а) Теплота сгорания:

коксовых печах

Qрн= 17600 ÷ 18000 кДж/м³

Состав газа: СО2 =2÷4%; СО= 6 ÷ 8 %; Н2 = 55÷

62%;

СН4 = 24 ÷ 28%; этилен,

пропилен и др. = 2 ÷ 3 %;

N2 = 3 ÷ 2 %; О2 = 0,4 ÷ 08 %, плотность 0,4 -

0,55 кг/м³. Взрывоопасен.

б) доменный газ - побочный продукт

б) Qрн = 3350 ÷ 4610 кДж/м³

доменного производства, получается в

Состав газа:

результате технологического процесса

СО2 =10÷12,5%;

производства чугуна

СО=28,5÷30,5%; Н2 =1,5÷3,8%;

N2 = 58 ÷ 59,5 %;

О2 = 0,1 ÷ 0,2%, плотность 1,28÷1,3 кг/м³ ,

теоретическая температура горения 1430 -

1500 °С, для сжигания 1МДж газа требуется

теоретически необходимое количество

кислорода 0,19м³

в) ферросплавный газ - выплавка

Теплота сгорания:

ферросплавов в электропечах

Qрн = 11300 кДж/м³

Состав:

СО = 85 %; Н2 = 4 %;

N2 = 5,6 %; О2 = 1 %;

СО2 =3%; сероводород=0,4%.

Высокотоксичный, взрывоопасный газ.

г) конвертерный газ

Теплота сгорания:

Qрн = 8150 кДж/м³

Состав:

СО = 58-90 %; Н2О = 9 %;

N2 = 10-13,6 %;

СО2 =15-18%

Отходящие горючие газы предприятий

Qрн =10000-15000 ккал/м³

нефтяной промышленности

Н2 =80÷90%; СnHm=10-20%

Отходящие горячие газы промышленных

tо.г =500 - 1000 °С

печей

Нагретая охлаждённая вода и пар

tо.в =95 °С.

испарительного охлаждения

Pи.о = 1,6-4 атм.

промышленных печей

Тепло, выделяемое расплавленными

tотх > 1000 °С.

металлами, коксом и шлаками

промышленных печей

Окончание таблицы 4.6

Горячие газы, отходящие из двигателей

tо.г = 350-600 °С

внутреннего сгорания

Нагретая охлаждающая вода, отходящая из

tо.в < 100 °С.

двигателей внутреннего сгорания

Горючие твёрдые и жидкие отходы

Qрн =10000 ккал/кг.

производства.

Вторичный производственный пар.

Ро.п = 1,3-1,5 атм, t = 105-115 °С

Конденсат пара, используемого для

Рв.п =1 атм., t < 100 °С

нагревательных целей (горячая сливная вода)

Внутренние тепловыделения в

t < 100 °С

производственных помещениях

Сливная загрязнённая вода

t < 50 °С

Внутренние тепловыделения в

t < 100 °С

производственных помещениях

Сливная нагретая вода производственных

t < 100 °С

агрегатов

Таблица 4.7 - Характеристика вторичных энергетических энергоресурсов электростанций

1 Тепловые электростанции:

Нагретая охлаждающая вода конденсационных

tв ≤ 25 ÷ 30 °C

устройств турбин

Отходящие дымовые газы котлоагрегатов

tо.г ≥ 100 °C

Отходящие газы и нагретая охлаждающая вода

tо.г ≥ 100 °C

газотурбинных электростанций

Нагретая охлаждающая вода из системы охлаждения

tв ≥ 25 ÷ 30 °C

электрических генераторов

2 Гидроэлектростанции:

Нагретая охлаждающая вода из системы замкнутого

tв ≥ 25 ÷ 30 °C

охлаждения электрических генераторов

Нагретый воздух из системы разомкнутого воздушного

tв ≤ 60 ÷ 65 °C

охлаждения электрических генераторов

Эффективное использование топливных ВЭР позволяет замещать покупные ТЭР,

что значительно снижает энергоёмкость и себестоимость продукции. Так:

- использование коксового, доменного газа на собственной ТЭЦ позволяет

значительно, до 2-3 раз, снизить себестоимость электроэнергии и пара;

- утилизация теплоты при сухом тушении кокса (УСТК) на котлах-утилизаторах с

установкой паровых турбин для выработки электроэнергии;

- предварительный подогрев угольной шихты отходящими газами позволяет

снизить расход топлива на 70 Мкал на 1 т кокса;

- в доменном производстве утилизация ВЭР позволяет значительно снизить

затраты ТЭР на 1 т чугуна (до 3,5 Гкал/т), уровень утилизации на сегодня составляет ~ 30-

32%;

- использование доменного или коксового газа в нагревательных печах прокатного

производства позволяет существенно снизить расход природного газа и до 20% снизить

себестоимость продукции.

Для использования тепловых ВЭР отходящих газов промышленных печей

применяются следующие разновидности энергетических теплоиспользующих установок:

установки для подогрева воды; установки для подогрева воздуха; паровые котлы-

утилизаторы; газотурбинные установки, встроенные в запечный газовый тракт.

Использование тепловых ВЭР для подогрева горячей воды ограничено

температурами

130-150 °С, получаемая горячая вода может применяться для

отопительно-вентиляционных и бытовых целей и других нагревательных процессов.

Подогрев воздуха в теплоиспользующих установках отходящими газами местных

промышленных печей может производиться:

- для пластической обработки металлов воздушными молотами или прессами,

причем сжатый воздух подогревается до 250 °С;

- для нагревательных (сушки) и отопительно-вентиляционных целей в местных

производственных помещениях.

Пар, получаемый в котлах-утилизаторах, может быть использован:

- для производственных, нагревательных, отопительно-вентиляционных и бытовых

тепловых целей;

- для выработки электроэнергии или производства механической работы при

раздельном энергопроизводстве;

- для получения теплофикационной электроэнергии или механической работы

агрегатов при комбинированном энергопроизводстве на базе тепловых производственных,

отопительно-вентиляционных и бытовых нагрузок.

Приближённо можно считать, что использование тепла отходящих газов

промышленных печей путём установки паровых котлов-утилизаторов является

рациональным, когда располагаемое количество тепла в отходящих газах превышает 2-3

Мкал/ч при годовом использовании не менее 4000 ч и при температуре газов перед котлом-

утилизатором не ниже 500 °С.

Одним из весьма перспективных направлений использования тепла слабо нагретых

вод является применение тепловых насосов, работающих по тому же принципу, что и

компрессорный агрегат в домашнем холодильнике. Тепловой насос отбирает тепло от

сбросной воды или глубинной скважины и аккумулирует тепловую энергию при более

высоких температурах, делая её пригодной для использования в системах отопления и

вентиляции.

Силовое использование ВЭР проявляется при использовании избыточного давления

газов для получения механической энергии для привода нагнетателей или для выработки

электрической энергии.

Избыточное давление природного газа для промышленных предприятий достаточно

велико. Так, для металлургического комбината входное давление природного газа

составляет 0,7-1,2 МПа, а технологическая потребность в таком давлении имеется только

в процессе доменной плавки (42% потребления), для прокатных цехов газ редуцируется

частично до 0,5 МПа (20% потребления), остальным потребителям газ редуцируется до

1,018 атм. Использование давления природного газа возможно при использовании

детандер-генераторных агрегатов (ДГА), устанавливаемых взамен редуцируемых

устройств на газораспределительных станциях и газораспределительных пунктах.

Также к силовому использованию ВЭР можно отнести использование давления от

технологических установок, например, использование колошникового газа доменных печей с

использованием ГУБТ (газовые утилизационные бескомпрессорные турбины) за доменными

печами. Абсолютное давление газа под колошником доменной печи составляет от 0,25 до 0,3

МПа. При потерях давления на газоочистке (0,035 МПа) потребителям направляется газ с

давлением 0,11-0,115 МПа. Регулирование давления колошникового газа осуществляется

дроссельной группой (с потерей энергии) либо ГУБТ с выработкой электроэнергии. Потенциал

выработки электроэнергии на ГУБТ составляет 20-35 кВтч/т чугуна в зависимости от

параметров доменной печи. Использование избыточного давления колошникового газа

сокращает удельное энергопотребление на 0,5%.

К силовым ВЭР также можно отнести использование давления пара, производимого

паровыми котельными при использовании конденсационных турбин, паропоршневых

установок или винтовых машин. Потенциал для энергосбережения определяется большим

количеством котлов, эксплуатирующихся на существующих котельных, часть

энергетического потенциала которых не используется. Выходное давление пара выше, чем

требуется потребителю, и поэтому избыток энергетического потенциала «гасится» в

специальных редукционно-охладительных установках (РОУ). Надстройка паровой турбины

в обвод РОУ может обеспечить дополнительную выработку 50-60 кВт электрической

мощности на каждую тонну произведенного пара и увеличение коэффициента

использования топлива примерно на 10-15%.

4.6

Системы сжатого воздуха. Компрессорное оборудование

Сжатый воздух также является распространённой промышленной технологией в

самых различных отраслях.

К основным техническим мероприятиям, направленным на экономию

энергоресурсов при производстве сжатого воздуха, можно отнести:

- оптимальный выбор начальных и конечных параметров воздуха;

- регулирование производительности компрессоров;

- утилизацию теплоты, отводимой от компрессорных установок.

Оптимальный выбор начальных и конечных параметров воздуха

От начальных параметров всасываемого воздуха зависит производительность

компрессорной станции.

Одним из эффективных средств увеличения производительности компрессоров

является повышение давления на всасывающей стороне. Осуществить это можно двумя

путями: снижением сопротивления всасывающего тракта или установкой повысительного

вентилятора или воздуходувки. В первом случае эффективность установки повышается в

целом, во втором остаётся прежней.

Положительный эффект также вызывает снижение температуры воздуха,

поступающего в нагнетатель, так как плотность воздуха, имеющего низкую температуру,

больше, то производительность компрессора растет.

Воздух, поступающий на сжатие, также необходимо осушать, так как при сжатии

воздуха с последующим охлаждением и конденсацией водяных паров, содержащихся в

воздухе, бесполезно теряется энергия, затраченная на сжатие водяных паров. Кроме того,

влага при транспортировке воздуха может выпадать в воздуховодах и в

пневмомеханизмах, что требует продувок, при этом происходят непроизводительные

потери воздуха.

На эффективность работы компрессорной станции также оказывают влияние

давление и температура воздуха, поступающего к пневмоприёмникам. С повышением

давления воздуха у потребителя увеличивается расход воздуха на утечки. При снижении

давления у потребителей ниже расчётного возрастает расход воздуха для совершения

заданной работы.

При повышенной температуре у потребителей также растёт расход воздуха. Также

необходимо учитывать опасность возгорания паров масла, попавших в воздух, кроме того,

из условий санитарных требований температура открытых частей, к которым возможен

доступ персонала, должна быть не выше 40 °С.

Важным условием эффективной работы пневмоустановок является отсутствие пыли

в воздухе, что приводит к уменьшению износа деталей компрессоров и снижению

загрязнений фильтров. Поэтому фильтры необходимо чистить с заданной

периодичностью, чтобы их сопротивление не превышало 245 Па.

Также необходимо удалять накипь и отложения с внутренних поверхностей

воздухоохладителей, так как недоохлаждение воздуха в промежуточных охладителях

приводит к снижению производительности и перерасходу энергии.

Регулирование производительности компрессоров

В компрессорных установках получили распространение следующие способы

регулирования производительности: регулирование дросселированием на всасывающем

трубопроводе, регулирование производительности изменением значения вредного

пространства путём присоединения к полости цилиндра дополнительных камер,

регулирование количеством работающих компрессоров, регулирование выпуском лишнего

воздуха через линию холостого хода в атмосферу, регулирование открыванием

предохранительных клапанов, регулирование изменением частоты вращения привода

(вала компрессора).

Регулирование производительности изменением частоты вращения вала

компрессора - наиболее экономичный и удобный способ регулирования, применяемый в

тех случаях, когда привод компрессора даёт возможность изменять частоту вращения

компрессора: в паровых и газовых турбинах, электродвигателях постоянного тока,

электродвигателях переменного тока с регулируемой частотой вращения и др.

Наиболее эффективным способом регулирования производительности является

регулирование частоты вращения рабочего колеса турбокомпрессора или коленчатого

вала объёмных нагнетателей.

В основном для регулирования частоты оборотов электродвигателя используются

частотно-регулируемые приводы (ЧРП), реже применяются гидромуфты. Особенности

применения того или иного способа регулирования описаны в Разделе 4.3.

Утилизация теплоты, отводимой от компрессорных установок

В настоящее время до 50% теплоты, выделяемой при сжатии воздуха, отводится с

охлаждающей водой и рассеивается в атмосфере. Эта теплота может быть утилизирована

различными методами и использована, например, для отопления и горячего

водоснабжения.

В качестве утилизаторов теплоты сжатого воздуха можно использовать тепловые

насосы, теплообменники систем оборотного водоснабжения, теплообменники систем

отопления и горячего водоснабжения.

4.7

Здания и сооружения

В данном справочнике НДТ рассматриваются, в том числе, в применении к зданиям,

сооружениям, помещениям. Основные механизмы - технические регламенты, своды

правил, нормы проектирования - работают при создании объектов недвижимости, и

отражение в них принципов наилучших доступных технологий или практик является

средством повышения энергоэффективности. Но срок жизни объектов недвижимости -

десятки лет, соответственно, объём нового строительства, реализуемый по более высоким

требованиям, составляет в основном меньшую, а иногда и незначительную часть общего

объёма (за исключением территорий с интенсивным строительством последних лет).

Поэтому важны возможности реализации НДТ для существующих объектов при

эксплуатации и капитальном ремонте, в особенности со значительным ожидаемым сроком

жизненного цикла и продолжения эксплуатации.

Строительство. Структура и объём потребления

При рассмотрении НДТ как средства повышения энергетической эффективности в

первую очередь рассматриваются технологии, применение которых универсально и имеет

возможность массового применения. Кроме того, необходимо учитывать срок службы

здания - и фактический на данный момент, и, оценочно, оставшийся срок службы.

Срок службы зданий современных ограждающих конструкций, являющихся

каркасными с железобетонным или металлическим каркасом, с заполнением каркаса

материалами на сложном или цементном растворе является достаточно длительным и

составляет по нормативным требованиям до 175 лет. Несмотря на этот внушительный

срок, многие составляющие здания устаревают гораздо раньше. Нормативный срок

службы паркетного пола - 20 лет, линолеума - 15 лет; дверей и окон - не более 30 лет;

радиаторов и трубопроводов центрального отопления - 40 лет; трубопроводов горячего

водоснабжения (ГВС) - 20 лет; канализационной сети - 40 лет; скрытой электропроводки

- 30 лет и т.д.

Возможности и особенности применения НДТ во многом определяются условиями

организации системы теплоснабжения: централизованная или автономная, открытая или

закрытая схема ГВС, возможности регулирования (наличие автоматизированного

индивидуального теплового пункта, ИТП). В

2021 г. суммарное количество зданий

бюджетного сектора (здания органов государственной власти, органов местного

самоуправления, государственных автономных, бюджетных и казенных учреждений,

муниципальных автономных, бюджетных и казенных учреждений), подключённых к

централизованной системе теплоснабжения (ЦСТ), в 79 субъектах Российской Федерации

выросло на 9% - до 251 тыс. шт. Вместе с тем их удельный вес в общем количестве зданий

бюджетного сектора достиг 73% [71].

При повышении энергоэффективности систем теплоснабжения важную роль играет

принцип доставки теплоносителя, а также возможность осуществления регулирования

температуры. Так, экспертами отмечается перспективность перехода к закрытым системам

горячего водоснабжения (ГВС). Закрытые системы позволяют улучшить, в частности,

органолептические показатели горячей воды, а также повысить безопасность её

использования (исключить получение термических ожогов потребителями в момент

водоразбора ввиду нарушения режимов регулирования температуры теплоносителя) и

эффективность поставки тепла населению и организациям.

Вторым существенным фактором, определяющим возможности реализации

энергоэффективных решений, является наличие автоматизированного индивидуального

теплового пункта (ИТП) или возможности его применения.

Общее количество зданий бюджетного сектора в России - 345 тыс. шт. Рост в

абсолютном выражении был обеспечен увеличением на

16% количества зданий,

подключённых к закрытой СЦТ, тогда как зданий, подключённых к системе теплоснабжения

открытого типа, стало на

5% меньше. Количество зданий бюджетного сектора,

оборудованных индивидуальными тепловыми пунктами (ИТП), в 2020-2021 гг. сохранилось

на уровне 81,2 тыс. шт., однако с 25,5 до 24% снизилась доля зданий бюджетного сектора

от всех зданий. Их общая площадь составляет 1 220 млн м².

Совокупное количество многоквартирных домов (МКД), подключённых к

централизованной системе теплоснабжения, в 80 субъектах Российской Федерации

увеличилось с 666 тыс. шт. в 2020 г. до 679 тыс. шт. в 2021 г., т.е. на 0,2% в годовом

выражении. Доля указанных МКД в общем количестве многоквартирных домов выросла с

62 до 75%. Суммарное количество МКД составляет 895 тыс. шт.

Энергоэффективность зданий нового строительства определяется требованиями

действующих норм и их соблюдением, в т.ч. и за счёт применения принципов наилучших

доступных технологий или практик. Процессы проектирования и строительства жилых

многоквартирных и административных зданий регламентированы достаточно чёткими и

проработанными нормативными документами. Документация содержит описание

минимальных необходимых и достаточных требований для обеспечения длительного

комфортного пребывания людей в зданиях. Детально показаны требования к системам

отопления, вентиляции, электроснабжения, водоснабжения, к ограждающим конструкциям

и пр. Первой особенностью сектора строительства зданий является задача обеспечения

необходимого уровня комфорта при обеспечении минимума затрат.

Выполнение требований энергетической эффективности обеспечивается

соблюдением удельного годового расхода: энергетических ресурсов на отопление и

вентиляцию всех типов зданий, строений, сооружений; электрической энергии на

общедомовые нужды и тепловой энергии на горячее водоснабжение многоквартирных

домов. При проектировании всех типов зданий, строений, сооружений и при эксплуатации

зданий, строений, сооружений (за исключением многоквартирных домов) удельный расход

энергетических ресурсов рассчитывается на 1 м³ отапливаемого объёма помещений. При

эксплуатации многоквартирных домов удельный расход энергетических ресурсов

рассчитывается на 1 м² общей площади квартир и полезной площади нежилых помещений

многоквартирных домов. Объекты, относящиеся к вновь построенным, соблюдают

требования, в т.ч. энергоэффективности.

Приказ Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства

Российской Федерации от

17.11.2017 г.

№ 1550/пр «Об утверждении требований

энергетической эффективности зданий, строений, сооружений» фиксирует значения этих

требований. Динамика показателей за последние десятилетия для г. Москвы показана на

рисунке 4.8 Современные требования уже в несколько раз более строгие. Статистика

изменению сопротивления теплопередаче также показывает тенденции к увеличению,

величины удельного расхода тепловой энергии на отопление при этом постоянно

снижаются.

220

185

200

4,5

135

150

2,4

100

0,9

1975

1980

1985

1990

1995

2000

2005

2010

2015

2020

Сопротивление теплопередаче, кв.м·°С/Вт

Удельный расход тепловой энергии на отопление на 1 кв.м., кВт·ч/кв.м

Рисунок 4.8 - Динамика изменения нормативных значений сопротивления теплопередаче

и удельного расхода тепловой энергии на отопление для г. Москвы

Помимо этого, с 1 января 2023 г. для проектируемых зданий, кроме МКД, при

существовании технической обоснованности и технико-экономической целесообразности,

ГОСТ Р 54531-2011 «Нетрадиционные технологии. Возобновляемые и альтернативные

источники энергии. Термины и определения» рекомендуется устанавливать

возобновляемые источники энергии, альтернативные источники энергии, а также

использовать вторичные энергоресурсы. Согласно Приказу Федерального агентства по

техническому регулированию и метрологии от 28 ноября 2011 г. № 610-ст, необходимо

обеспечивать удельное поступление энергетических ресурсов не менее 10 кВт ч/м³ в год -

с 1 января 2023 г. и не менее 20 кВт ч/м³ в год - с 1 января 2028 г.

Современные требования по повышению энергоэффективности зданий,

заложенные в НПА, по мнению экспертов, в обязательном порядке должны учитываться

при разработке генеральных планов развития территорий и при разработке/актуализации

схем теплоснабжения (основой которой является генплан поселения, городского округа) с

целью более точного определения перспективной тепловой нагрузки и недопущения

завышения перспективной тепловой нагрузки и, соответственно, тепловой мощности

источников теплоснабжения. Избыток тепловой мощности ложится дополнительным

бременем на потребителей в виде повышения тарифов на тепловую энергию.

Для строящихся зданий повышение энергетической эффективности обеспечивается,

прежде всего, снижением нормируемых теплопотерь. Это обеспечивает минимально

необходимый уровень теплозащиты и набор необходимого инженерного оборудования.

Эффекты энергосберегающих мероприятий определяются внешними факторами и

исходным состоянием системы. К некоторым наиболее часто встречающимся

энергосберегающим мероприятиям в системе тепло-, электро- и водоснабжения можно

отнести мероприятия, показанные на рисунках 4.9-4.11.

Узел регулирования с погодозависимой

автоматикой: 10-30%

10%

Теплоизоляционное покрытие для

трубопроводов: 15-40%

30%

Утепление ограждающих конструкций:5-

20%

Замена светопрозрачных ограждений: 5-

25%

Воздушные завесы (антисквозняк): 3-7%

Индивидуальные приборы

12%

15%

авторегулировки систем отопления: 5-

10%

15%

Теплоотражатели между отопительным

прибором и стеной: 4-8%

Очистка отопительных приборов от

загрязнения и удаление дополнительных

экранов: 5-20%

Рисунок 4.9 - Состав и вклад технологий, приводящих к экономии тепловой энергии

Стабилизация напряжения для сетей 0,4кВ: 9-

11%

19%

Переход на источники света с большей световой

12%

отдачей: 60-15%

Внедрение системы управления освещением:

15-45%

Датчик движения с цоколем Е27: 10-45%

10%

Преобразователь частоты для электрических

приводов: 5-40%

Переход на индукционные плиты: 4-15%

12%

19%

Дефлектор: 10-90%

10%

Установки компенсации реактивной мощности:

5-15%

Устройство плавного пуска электрических двига

телей: 7-12%

Рекуперация электрической энергии в лифтовых

установках: 5-7%

Рисунок 4.10 - Состав и вклад технологий, приводящих к экономии электрической энергии

В системе водоснабжения также применяются:

- система сбора дождевых стоков;

- очистка ливневых стоков;

- утилизация очищенных стоков в систему полива газонов;

- очистка и повторное использование «серой» воды.

Станция управления насосами ХВС в

11%

ЦТП: 5-15%

36%

Рассекатель потока (аэратор) с

ограничителем расхода жидкости: 15-

40%

Шаровая арматура: 5-7%

Автоматические сенсорные смесители с

14%

аэраторами: 15-40%

18%

Двухпозиционная арматура сливного

бачка унитаза: 6-7%

12%

Регуляторы давления в системе ХВС:

12-17%

Рисунок 4.11 - Состав и вклад технологий, приводящих к экономии водных ресурсов

Эффекты от применяемых технологий существенно зависят от масштаба объекта.

Модернизация системы освещения - замена существующих приборов, эффект до 80% от

базового варианта. Внедрение системы управления - дополнительный эффект до 50%.

Использование солнечной энергии для ГВС (гелиоколлекторы, без ТНУ) - до 50% от

энергопотребления на нужды ГВС, может быть повышен за счёт применения ТНУ.

Автоматизация (применение АИТП) - до 25%. Эффект существенно различается в

зависимости от условий реализации, причём в ряде случаев может отсутствовать.

Эксплуатация и капитальный ремонт

Степень физического износа ограждающих конструкций и инженерных систем

здания напрямую зависит как от материала и технологии создания стен, так и от возраста

здания. В целях обновления инженерной инфраструктуры и инженерных коммуникаций

рассматриваемой группы зданий применяется процедура проведения периодического

ремонта и капитального ремонта зданий.

10 000

1 000

100

Рисунок 4.12 - Численность зданий в субъектах Российской Федерации, прошедших процедуру

кап. ремонта в период с 2005 по 2022 г. (логарифмическая шкала)

В зависимости от региона процент зданий, прошедших капитальный ремонт,

различается (рисунок 4.12). В регионах с наименьшим числом отремонтированных зданий

существует наибольший потенциал энергосбережения.

Помимо разработки и внедрения энергосберегающих технологий, механизмы

энергосбережения в секторе зданий могут иметь целый ряд направлений: внедрение

изменений в законодательство; изменение налоговой и фискальной политики; введение

новых требований в нормативно-техническую документацию и пр.

К самым первоочередным мероприятиям следует отнести:

- наведение порядка в передающих и распределительных сетях, включая

устранение фактов воровства;

- приведение к работоспособному состоянию приборов учёта и оборудования

потребителей;

- обеспечение работоспособности автоматической системы передачи показаний

приборов учёта в единый диспетчерский центр;

- введение форм отчётности для выполнения анализа агрегированных данных о

потреблённых энергетических ресурсах.

Последующий выбор наилучших доступных технологий или практик для объектов

должен производиться на основе технико-экономического подхода [72].

Оценки экономии ресурсов могут быть получены путём сравнения фактических

параметров с расчётными (проектными) нормативами, а также со средними (удельными)

показателями ресурсопотребления по региону и иными способами. Несмотря на довольно

ощутимые эффекты «зелёных технологий» для различных заинтересованных сторон, в

самом развитом и современном субъекте РФ всего около 1-1,2% зданий в настоящее

время оснащены различными системами энерго- и ресурсосбережения. Соответственно, в

объектах, которые могут быть отнесены к энергосберегающими с применением зелёных

технологий, ориентировочно проживают около 40 тыс. чел., работают около 45 тыс. чел.,

временно посещают свыше 35 тыс. чел., что совокупно составляет около 1% жителей.

Здания, находящиеся уже некоторое время в стоянии эксплуатации, обладают

несколькими особенностями:

- величина физического износа ограждающих конструкций и инженерных систем

здания меньше, чем у аналогичного нового здания;

- технологии, применённые при проектировании и строительстве здания, уже,

возможно, являются устаревшими по сравнению с современными технико-экономически

целесообразными энергосберегающими технологиями;

- недостаточно качественные или несовременные организационные и/или

технические мероприятия по периодическому обслуживанию приводят к ускоренному

износу оборудования подсистем объекта.

В современных условиях недостаточной развитости систем АСКУЭ, систем SMART

GRID и их аналогов крайне сложной является задача своевременного выявления

перечисленных недостатков эксплуатации на отдельно взятом объекте. Таким образом,

наиболее доступным способом определения резервов повышения энергоэффективности

для существующих объектов является не одномоментное предотвращение

неэффективного использования энергоресурсов, а проведение периодических

регламентных работ, по возможности устраняющих накопленные дефекты.

Способом выявления ухудшившихся энергетических характеристик являются

периодические наблюдения за объёмами потребления энергоресурсов. Данные берутся на

основании приборов коммерческого и при наличии технического учёта. Интерпретация

доступного резерва энергосбережения возможна на основании методического подхода

«линейка энергоэффективности», предлагающего граничные значения для отнесения

объектов к той или иной категории энергоэффективности (таблица 4.8).

Таблица 4.8 - Граничные значения линейки энергоэффективности объектов

Потребление

Удельная отопительная

Q, Гкал/м³

Категория объекта

воды,

Доля ВЭР

характеристика, Вт/м³*К

в год

л/чел. в сут.

Существующие здания

0,4÷0,45

0,15

150÷200

кап.

0,35

0,13÷0,12

110

Ремонт / модернизация

Реновация

0,25

0,1÷0,09

80÷90

10%

Передовые здания

0,20

0,06

60÷70

15÷60%

Здания «zero»

0,10

0,01÷0,02

75÷90%

Необходимые для анализа данные могут быть получены только на основе показаний

приборов учёта энергоресурсов по анализируемому зданию, что обеспечивает простоту

применения подхода, удобство интерпретации полученных результатов, возможность

бенчмаркинга.

Помимо эффекта от общей экономии электрической и тепловой энергии, водных

ресурсов, природного газа и пр., к доступным для монетизации резервам могут быть

отнесены:

- высвобождение электрической и тепловой мощности;

- высвобождение средств за счёт ускоренной окупаемости технических

мероприятий;

- демонстрационные и образовательные эффекты;

- снижение экологической нагрузки.

Мероприятия и механизмы

К типовым энергосберегающим мероприятиям для зданий можно отнести:

- утепление ограждающих конструкций: стены, светопрозрачные конструкции,

перекрытия чердака и подвала, входные группы, установка автодоводчиков на дверях;

- ИТП с погодозависимой автоматикой и пластинчатыми теплообменными

аппаратами;

- рекуперацию вентиляционных выбросов;

- грунтовый тепловой насос в системе ГВС и отопления;

- систему освещения на светодиодных светильниках с развитым сценарным

управлением и датчиками движения/присутствия;

- установку частотных преобразователей на электродвигателях вентиляционных

систем, насосов ГВС, отопления;

- теплоизоляцию труб отопления и ГВС;

- установку солнечных фотоэлектрических преобразователей крышного типа и

встраиваемых архитектурных солнечных панелей (BIPV);

- применение комбинированных установок, работающих на основе солнечных

фотоэлектрических преобразователей и систем накопления электрической энергии;

- фасадное остекление из энергосберегающих стеклопакетов толщиной не менее

22 мм, изготовленных с использованием низкоэмиссионного стекла;

- сценарное отопление по типам помещений;

- систему отопления, комбинированную с «тёплым полом»;

- комплекс

водосберегающих

мероприятий:

бессливные

писсуары,

двухпозиционную арматуру унитазов, сенсорные краны с пониженным расходом воды,

аэраторы, регулирование давления в системах холодного и горячего водоснабжения,

водосберегающую раздаточную арматуру, вторичное использование воды, использование

контура технической воды с использованием дождевой воды;

- использование центральных холодильных машин на сухих охладителях;

- автоматическое управление (BMS) для систем: лифтовые установки;

теплоснабжение; холодоснабжение; приточно-вытяжная вентиляция и кондиционирование

воздуха; электроснабжение; электроосвещение; технический учет; дренаж;

- использование

комбинированных

энергоцентров

абсорбционными

холодильными машинами (АБХМ);

- использование тепловой энергии от нагрева АБХМ и когенерационных установок

для подогрева воды системы ГВС.

4.8

Системы теплоснабжения и тепловые сети

Для России с её климатом, пространственной протяжённостью и применяемыми

инженерными решениями с высокой степенью централизации теплоснабжение является

важнейшим сектором, влияющим как на качество жизни людей, экономику городов и

промышленных комплексов, так и на показатели топливной и энергетической

эффективности.

В 2020 г. в России функционировало

572 тепловых электростанции (ТЭС)

мощностью от 0,5 МВт и выше и свыше 77 тыс. котельных. В соответствии с данными

Доклада [75], за период 2016-2020 гг. увеличилось количество ТЭС на 60 шт., общее число

котельных также возросло более чем на 3,3 тыс. шт. При этом за 5 лет число котельных

мощностью до 3 Гкал/ч увеличилось на 2,4 тыс. шт., число котельных мощностью от 3 до

20 Гкал/ч практически не изменилось, а число котельных мощностью от 20 Гкал/ч и выше

уменьшилось более чем на 190 шт. (из этого числа более 40 котельных приходится на

источники тепла мощностью свыше 100 Гкал/ч).

Суммарная тепловая мощность источников теплоснабжения за 5 лет снизилась на

5,4 тыс. Гкал/ч - с 844,7 Гкал/ч в 2016 г. до 839,3 Гкал/ч в 2020 г. Суммарная мощность ТЭС

за 5 лет увеличилась более чем на 11 тыс. Гкал/ч и в 2020 г. составила 263,5 тыс. Гкал/ч, а

суммарная мощность котельных, наоборот, уменьшилась на 16,6 тыс. Гкал/ч и в 2020 г.

составила 575,8 тыс. Гкал/ч (около 88% всей тепловой мощности котельных приходится на

городские поселения, 12% мощностей - на сельские поселения) [76]. Таким образом, в

целом в России за 5 лет произошёл существенный рост числа малых котельных

мощностью до 3 Гкал/ч по сравнению с другими типами источников ЦТ (ТЭС и котельных

мощностью свыше 3 Гкал/ч), при этом суммарная установленная мощность котельных

уменьшилась.

В целом по РФ коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) в

среднем по году за 2016-2020 гг. снизился с 17,5 до 17,0% (максимальное значение КИУМ

наблюдалось в 2018 г. - 18,3%).

Большинство котельных (62,7%) в качестве топлива используют природный газ (за

2016-2020 гг. доля котельных на природном газе увеличилась на 1,4%). Доля котельных,

работающих на угле, за 5 лет снизилась на 3,8% и составила в 2020 г. 29,8%, доля

котельных, использующих жидкое топливо, за аналогичный период также снизилась и

составила в 2020 г. 2,6% (снижение на 0,5%). А доля котельных, функционирующих на

нетрадиционных и возобновляемых источниках энергии, выросла до 4,9% за 2016-2020 гг.

(увеличение на 2,9%).

Совокупный объём расхода условного топлива в сфере теплоснабжения РФ

в 2020 г. составил 358,3 млн т у.т. (включая затраты топлива на выработку электроэнергии

на ТЭС), что на 21,8 млн т у.т. (или на 5,7%) меньше уровня 2019 г. и на 31,2 млн т у.т. (или

на 8%) меньше уровня 2016 г. На цели производства тепловой энергии в системах ЦТ было

израсходовано 176,5 млн т у.т. (на ТЭС пришлось 87,1 млн т у.т., на котельные - 89,3 млн

т у.т.) [74].

Совокупное потребление топлива для производства тепловой энергии с 2016 г. на

ТЭС снизилось на 4,7%, на котельных - на 7,7%. Удельный расход условного топлива

(УРУТ) на ТЭС в 2020 г. составил 155,9 кг у.т./Гкал против 154,4 кг у.т./Гкал в 2016 г., т.е.

УРУТ на ТЭС за 5 лет незначительно увеличился. На котельных УРУТ в 2020 г. составлял

170,4 кг у.т./Гкал (увеличился на 8,3% по сравнению с 2019 г.).

Стоит отметить, что наименьшая величина УРУТ на котельных наблюдалась в

Центральном федеральном округе (ЦФО) и находилась на уровне 162,7-157 кг у.т./Гкал в

2016-2020 гг. Наиболее высокое значение УРУТ было зафиксировано на котельных в

Дальневосточном федеральном округе и составило 208,1 кг у.т./Гкал, причём в течение 5

лет УРУТ котельных в ДФО ежегодно рос (за исключением 2019 г.).

Общая протяжённость трубопроводов тепловых сетей в России за 2016-2020 гг.

снизилась на 4,1 тыс. км и составила в 2020 г. 167,4 тыс. км в двухтрубном исчислении,

наибольшую долю которых (74,4%) составляют сети диаметром менее 200 мм, 16,2%

трубопроводов имеют диаметр от 200 до 400 мм, оставшиеся 9,4% приходятся на

теплосети диаметром свыше 400 мм. Около 30% (51,5 тыс. км) трубопроводов теплосетей

требуют замены [75], а около 23% (38,8 тыс. км) всех сетей являются ветхими (сети,

имеющие износ по данным технической инвентаризации свыше 60%, согласно форме 1-

ТЕП).

Таким образом, несмотря на снижение общей протяженности трубопроводов

теплосетей, идёт рост сетей, выработавших свой нормативный ресурс, и ветхих сетей. При

этом ежегодно в среднем по России обновляется порядка 2% всех трубопроводов

теплосетей. Исходя из приведённых данных Доклада [75], число аварий на 1 тыс. км

трубопроводов в целом в России находилось примерно на одном уровне - в диапазоне 20-

25 шт. на 1 тыс. км в течение 2016-2020 гг.

Отпуск тепловой энергии (ТЭ) от источников тепловой энергии в системах ЦТ

снизился за последние 15 лет на 18%. Минимальное значение отпуска ТЭ составило 1221

млн Гкал в 2020 г., потребление ТЭ в 2020 г. составило 1126 млн Гкал.

Структура отпуска тепла в 2020 г. выглядела следующим образом: доля ТЭС и

котельных составили по

46%; около

8% тепловой энергии было отпущено от

промышленных установок. В 2016-2020 гг. годовые значения отпуска тепловой энергии от

систем ЦТ в целом в России колебались на уровне 1285-1221 млн Гкал.

За последние более чем 15 лет конечное потребление тепловой энергии в системах

ЦТ снизилось с 1382 до 1126 млн Гкал в год (т.е. на 18,5%), душевое потребление (в

среднем по России) - с 10,0 до 7,7 Гкал/чел. в год. Потребление тепловой энергии в

системах ЦТ России в 2020 г. составило 1126 млн Гкал, 49% из них пришлось на

промышленность и 39% - на население и бюджетные организации.

В 2016-2020 гг. годовые значения потребления тепловой энергии от систем ЦТ в

целом в России колебались на уровне 1170-1126 млн Гкал. В 2020 г. относительно 2019 г.

потребление тепловой энергии (ТЭ) снизилось на 4%. При этом потребление тепловой

энергии населением сократилось на

7%, прочими отраслями

- на

10%, а

промышленностью - на 1%.

Тепловые потери от полезного отпуска, по данным Росстат (Баланс энергоресурсов,

1-натура), за период 2016-2020 гг. составили около 9,8-8,4%. При этом, по данным формы

1-ТЕП, тепловые потери от полезного отпуска теплоснабжающими организациями (ТСО) в

2020 г. составили 119,5 млн Гкал. Это 10,6% от величины полезного отпуска ТЭ от систем

ЦТ в целом в России (1126 млн Гкал) или 15,2% от полезного отпуска по форме 1-ТЕП.

Кроме показателей протяженности и потерь, эффективности использования топлива

и структуры тепловой генерации, не менее важно при анализе ресурсоэффективности и

поиска потенциала ее роста принимать во внимание аварийность. Это позволяет судить и

о состоянии инфраструктуры, и о проблемах эксплуатации, и о выполнении отраслью

теплоснабжения своей миссии по обеспечению потребителей тепловой энергией.

По данным формы Росстата 1-ТЕП «Сведения о снабжении теплоэнергией», за

период 2015-2020 гг. общее число аварий в РФ снизилось с 5799 до 4411 шт. (на 24%), а в

2020 г. по отношению к 2019 г. - уменьшилось на 8,2% (включаются аварии, которые

приводят к прекращению подачи ТЭ потребителям на отопление и ГВС на период более 6

ч) [77].

Согласно данным ФГБУ «САЦ Минэнерго России» (осуществляет сбор данных в

соответствии с приказом Минэнерго России от 23.07.2012 г. № 340), число аварий в России

в 2018-2020 гг. выросло на 77 ед., или на 47,5%. В 2020 г. произошло 239 случаев

технологических нарушений и аварий в 61 субъекте РФ, из них 213 аварий, которые

привели к прекращению теплоснабжения 1788 тыс. чел., из них серьёзно пострадали 11

чел., погибли 7 чел. Число пострадавших людей из-за аварий в системах ЦТ за период

2018-2020 гг. выросло почти в два раза [75]: в 2018 г. - 922,1 тыс. чел.; в 2019 г. - 1463,8

тыс. чел.; в 2020 г. - 1788,1 тыс. чел.

По данным формы 1-ТЕП Росстата, число аварий на источниках теплоснабжения по

РФ за 2016-2020 гг. снизилось почти в два раза: 2016 г. - 1369 ед.; 2020 г. - 692 ед. В ФГБУ

«САЦ Минэнерго России» в

2020 г. зафиксировано

34 случая прекращения

теплоснабжения в связи с авариями на источниках тепловой энергии: 33 - на котельных; 1

- на ТЭС. В соответствии с этими данными, количество аварий на источниках

теплоснабжения за период 2018-2020 гг. увеличилось с 21 до 34 случаев.

Общее число аварий на паровых и тепловых сетях в России за 2016-2020 гг.

снизилось с 4286 до 3688 ед. (на 14%): 2016 г. - 4286 ед.; 2017 г. - 3819 ед.; 2018 г. - 3432

ед.; 2019 г. - 3881 ед.; 2020 г. - 3688 ед. По данным ФГБУ «САЦ Минэнерго России», число

случаев прекращения теплоснабжения в связи с авариями и инцидентами на тепловых

сетях за период 2018-2020 гг. увеличилось со 141 до 205 ед.

Основные причины прекращения теплоснабжения на теплосетях следующие:

человеческий фактор; наезд транспортного средства, проведение работ/устранение

дефектов; повреждение/износ оборудования; отключение электроэнергии; повреждение

оборудования; пожар; порыв трубопровода; утечка теплоносителя и прочие. Большая

часть (около 70%) случаев прекращения теплоснабжения на тепловых сетях приходится на

порывы трубопроводов. Среднее время ликвидации аварии, по данным ФГБУ «САЦ

Минэнерго России», в 2020 г. составило 9 ч. 45 мин.

Источником аналитических данных о состоянии теплоснабжения служат схемы

теплоснабжения.

В соответствии с нормативными требованиями, Минэнерго России осуществляет

утверждение схем теплоснабжения поселений, городских округов с численностью

населения пятьсот тысяч человек и более, а также городов федерального значения, общее

количество которых, по состоянию на 01.01.2023 г., составляет 41 город (в 2018-2019 гг.

отметку в 500 тыс. чел. перешагнули два городских округа - г.о. Сочи и г.о. Балашиха

Московской области).

На рисунках 4.13 и 4.14 наглядно показано сравнение предлагаемых показателей

оценки эффективности систем ЦТ г. Москвы с другими крупными городами России.

Москва - 0,26 т

Рисунок 4.13 - Сравнение величины удельного годового потребления условного топлива на

человека («очищенное от климата») г. Москвы с крупными городами РФ численностью от 500 тыс.

чел. и выше, т у.т./чел./ГСОП10^-3

Из данных на рисунке 4.13 видно, что удельное потребление условного топлива в

год на одного жителя в крупных городах России, приведённое в сопоставимые условия по

показателю климата, сегодня отличается в разы: от 0,13 до 1,34 т у.т./чел./ГСОП*10^-3.

Необходимо отметить, что данный удельный показатель включает в себя также затраты

топлива на выработку электроэнергии на действующих ТЭЦ, расположенных в границах

городов, которая поставляется в ЕЭС России (за исключением изолированных

энергоузлов). Поэтому, например, такие южные города, как Севастополь и Махачкала,

имеют низкие удельные топливные затраты в связи с малой выработкой собственной

электроэнергии.

Москва также имеет достаточно низкую удельную величину годового потребления

топлива на человека по следующим двум основным причинам: в границах столицы

практически отсутствуют промышленные предприятия, т.к. они ранее были выведены за

границы мегаполиса или ликвидированы; с 2013 г. столица превратилась из экспортёра в

импортёра электроэнергии (т.е. в балансе Москвы собственной выработки электроэнергии

недостаточно для покрытия нужд всех потребителей мегаполиса).

Дефицит тепловой мощности на отдельных котельных в городах РФ наблюдается

при расчётной температуре наружного воздуха. В единичных случаях (в Московской

области) данный дефицит связан с отсутствием лимитов природного газа.

Москва - 0,44 МВт*ч/Гкал

Рисунок 4.14 - Сравнение показателя эффективности выработки энергии (МВт*ч/Гкал) г. Москвы

с крупными городами РФ численностью от 500 тыс. чел. и выше

На ряде источников тепловой энергии, чаще на котельных в южных городах,

присутствует значительный резерв установленной тепловой мощности (свыше 50% с

учётом потерь при передаче тепловой энергии и собственных нужд), что приводит к

дополнительным издержкам на содержание тепловых мощностей.

В ряде случаев в границах поселения или городского округа на котельных в 10-100%

случаев отсутствуют водоподготовительные установки (ВПУ), что негативно влияет на

качество теплоснабжения и надёжность систем ЦТ ввиду повышенного уровня внутренней

коррозии трубопроводов тепловых сетей и их преждевременного износа. При этом доля

котельных без системы водоподготовки в городах Центрального федерального округа

(ЦФО) составляет не более 20%, в южных городах (ЮФО) - 30-50%; в северных городах

(СЗФО, ДФО) эта доля может доходить до 100%.

В южных городах России численностью 160-250 тыс. чел. сохраняются подвальные

котельные, подлежащие ликвидации согласно требованиям федерального закона № 116-

ФЗ от 21.07.1997 г. «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»

и «Правил безопасности систем газораспределения и газопотребления» (ПБ 12-529-03).

В отдельных городах, преимущественно ЮФО, котельные на газовом топливе имеют

удельный расход условного топлива (УРУТ) на выработку тепла более 200 кг у.т./Гкал (в

других городах ЮФО и ЦФО среднее значение УРУТ котельных на газовом топливе

составляет 180-190 кг у.т./Гкал).

В некоторых северных городах (СЗФО и ДФО) повышенный УРУТ котельных (более

320 кг у.т./Гкал) связан с использованием в качестве топлива угля низкого качества

(например, с большим разбросом по фракционному составу).

Средний КИУМ котельных в городах численностью менее

500 тыс. человек,

независимо от географической принадлежности, находится в диапазоне 24-27%. При этом

КИУМ отдельных котельных в городах не превышает 1%. КИУМ тепловой мощности ГРЭС

(ТЭС), ТЭЦ, мини-ТЭЦ составляет в городах 8-29%.

Еще одна характерная черта - температурные графики не выдерживаются и

отличаются от проектных, компенсация снижения температуры в подающем и обратном

трубопроводах приводит к увеличению расхода теплоносителя в системе ЦТ, что снижает

эффективность функционирования системы ЦТ.

Несмотря на наличие обязательных требований нормативно-правовых актов РФ по

организации учета отпускаемой и потребляемой тепловой энергии, на сегодняшний день

ряд источников тепловой энергии в различных регионах не имеет коммерческих узлов

учёта тепловой энергии (УУТЭ), в этой связи учёт отпускаемой тепловой энергии

осуществляется в основном приборно-расчётным методом. Высокий процент отсутствия

УУТЭ на котельных приходится на южные города и мелкие поселения, при этом на

котельных в городах ЦФО УУТЭ присутствуют на 30-70% всех котельных. По экспертным

оценкам, около 60% всех потребителей в РФ ведут расчёты за потреблённую тепловую

энергию и ГВС на основании коммерческих УУТЭ.

Среднее значение тепловых потерь в тепловых сетях от источников ЦТ в

обследованных городах составляет от 12 до 30%. В поселениях и городских округах России

доля теплосетей, выработавших свой нормативный износ, составляет от 15 до 100%.

Наибольший износ наблюдается в небольших поселениях.

При этом данные о фактическом износе трубопроводов тепловых сетей в

большинстве своем у ТСО отсутствуют по причине неиспользования современных методов

диагностики трубопроводов. Крупные ТСО (в основном в крупных городах) имеют

возможность проводить диагностику трубопроводов (включая методы неразрушающего

контроля, проведение НИР/НИОКР по новым способам диагностики, например, с

использованием предиктивной гидроструйной диагностики).

В различных городах России (в ЦФО, ЮФО, СЗФО, ДФО) нагрузка на ГВС составляет

от 5 до 20%. Независимо от территориальной принадлежности, с начала 1990-х гг. имело

место снижение нагрузки ГВС многоквартирных домов за счёт перехода на электрические

водонагреватели. При этом возврат к централизованному ГВС является проблематичным,

т.к. необходимы затраты на восстановление систем ГВС.

4.9

Когенерация и тригенерация

Когенерация

- это комбинированное производство тепловой и электрической

энергии внутри одного комплекса. Когенерация (теплофикация) является основой

централизованных систем теплоснабжения крупнейших городов России и сыграла

определяющую роль в их развитии.

Эффективность когенерации подтверждается практикой перевода тепловых

нагрузок котельных на ТЭЦ, экономия топлива сопоставима с величиной экономии,

которую дают введённые в последние десятилетия самые эффективные парогазовые

блоки. Загрузка теплофикационных отборов, перевод нагрузок с котельных обеспечивают,

кроме экономии топлива, и снижение эмиссии водяного пара градирнями ТЭЦ. Каждая

единица тепловой энергии, дополнительно отпущенная когенерационным циклом, снижает

на ту же величину тепловое загрязнение атмосферы. Необходимо отметить, что

осуществляется в основном перевод летних нагрузок, что ограничивает эффект

переключения, необходимы новые решения для загрузки теплофикационных отборов.

Максимальная эффективность когенерации обеспечивается при концентрированных

и постоянных тепловых и электрических нагрузках, т.е. полном использовании отводимого

из энергетического цикла тепла (уходящих газов и охлаждающей воды), поэтому

целесообразным может быть их применение для отдельных объектов.

Когенерационные энергоблоки крупных систем создаются на основе

теплофикационных паровых турбин единичной мощностью в сотни мегаватт. Для объектов

с меньшей нагрузкой эффективнее применение газопоршневых установок, а также газовых

турбин (в т.ч. на основе транспортных установок) и различных паровых двигателей

(паровых винтовых машин и паропоршневых установок - при наличии источника пара).

Вопрос экономичности реализации проектов когенерации всегда остаётся основным,

т.к. стоимость строительства такого объекта «под ключ» и его эксплуатация в режиме

когенерации сравниваются с альтернативой

- подключением к централизованным

системам. Возможны различные варианты, существенно различающиеся по техническим

и экономическим оценкам:

- полностью автономный объект (вынужденное решение при отсутствии

возможности подключения к централизованным системам), т.е. работа в «островном»

режиме;

- работа с присоединением к централизованным системам электро- и

теплоснабжения с возможностью полного переключения на них;

- работа с ограничениями по энергоснабжению от централизованных систем.

Экономика когенерации определяется возможностью использования отводимого из

цикла тепла для нужд потребителей, что предопределяет поиск новых решений для его

максимального использования.

Кроме подключения новых тепловых потребителей, это возможность обеспечения

холодопроизводительности (выработки холода), что обеспечило бы летнюю нагрузку. Но

обычное решение для холодоснабжения (кондиционирования воздуха)

- это

компрессионные холодильные установки, включение которых только увеличивает

электрическую нагрузку. Решение одновременной загрузки по теплу и получение холода

находятся в комбинировании этих процессов.

Тригенерация - это процесс совместной выработки электричества, тепла и холода.

Тригенерационный комплекс

- это комбинация когенерационной установки

(вырабатывающей электрическую и тепловую энергию) с абсорбционной холодильной

машиной, вырабатывающей холод за счёт потребления произведённой тепловой и

незначительного количества электрической энергии.

Тригенерация позволяет утилизировать тепло зимой для отопления, а летом -для

кондиционирования помещений и технологических нужд. Генерирующая установка может

использоваться круглый год, причём в летний период (когда потребность в тепле

уменьшается) не снижается её загрузка и показатели эффективности (коэффициенты

использования установленной мощности и использования тепла топлива). Экономика

такой генерации для коммунальных нужд, общественных зданий и объектов коммерческой

и социальной инфраструктуры в значительной степени определяется уровнем развития

энергохозяйства региона и соответственно стоимостью технологического присоединения

потребителей тепло- и электроэнергии.

С технологической точки зрения тригенерация - это соединение когенерационной

установки с абсорбционной охладительной установкой, т.е. необходима абсорбционная

бромистолитиевая холодильная машина (АБХМ). Абсорбционная холодильная машина

потребляет бросовую тепловую энергию, а не дорогостоящее электричество, для

реализации холодильного цикла. Сейчас тригенерация используется на заводах и

различных предприятиях (торговых центрах, на хладо- и молочных комбинатах,

пивоваренных заводах и пр.), а также в нефтехимии, металлургии, химической

промышленности и других отраслях. Пример схемы для тригенерационного центра

представлен на рисунке 4.15.

Рисунок 4.15 - Тригенерационный энергоцентр. АБХМ на выхлопных газах, горячей воде и

природном газе

Тригенерационный энергоцентр можно рассчитывать и строить, исходя из

потребностей в электро- и тепловой энергии, а можно опираться на холодопотребление

объекта, в зависимости от того, что из указанного является определяющим критерием для

потребителя. В первом случае утилизация побочного тепла в АБХМ может быть неполная,

а во втором случае может иметь место ограничение по собственной генерируемой

электроэнергии (восполнение производится за счёт внешней сети).

Наиболее распространённое его применение - кондиционирование общественных

зданий. Это могут быть и бизнес-центры, и административные здания, больничные и

гостиничные комплексы, спортивные объекты, торгово-развлекательные центры и

аквапарки, музеи и выставочные павильоны, здания аэропортов - словом, все объекты, где

одновременно находится множество людей, где для создания комфортного микроклимата

требуется система центрального кондиционирования, площадью от 20-30 тыс. кв. м

(бизнес-центр средних размеров) и заканчивая объектами в несколько сотен тысяч

квадратных метров и даже больше (торгово-развлекательные комплексы и аэропорты). На

вновь застраиваемых территориях есть значительная потребность в объектах социальной

и коммерческо-деловой сферы, где теми или иными системами охлаждения внутреннего

воздуха должны или могут быть оснащены до 40-50% зданий.

На таких объектах есть спрос не только на холод и электроэнергию, но и на

теплоснабжение, причём теплоснабжение - это не только отопление помещений в зимнее

время, но и круглогодичное снабжение объекта горячей водой для нужд ГВС. Чем полнее

используются возможности тригенерационного энергоцентра, тем выше его

эффективность.

Возможна также реализация тригенерации с включением холодильного центра в

теплофикационную систему, для чего требуется в летнее время обеспечить

теплоносителем требуемых параметров АБХМ, работающих на горячей воде с

температурой от +95 °C, используя в качестве теплоносителя подающую сетевую воду

после окончания отопительного периода.

Решение о применении технологии когенерации либо тригенерации принимается на

основании детальной проработки технико-экономического обоснования и утверждения

комплексной схемы инженерного обеспечения объекта.

4.10 Использование возобновляемых источников энергии

Развитие возобновляемых источников энергии является одной из ключевых

характеристик глобального энергоперехода как объективного тренда. Мотивирующими

предпосылками является, с одной стороны, удешевление соответствующих технологий, а

с другой, необходимость декарбонизации (снижения углеродного следа) экономики.

При этом расширение использования ВИЭ и рост их доли в энергобалансе требуют

не только новых инженерных технологий, но и новых методов и моделей регулирования,

управления, ведения бизнеса и потребления энергии.

В солнечной энергетике основную нишу массового производства устройств

генерации занимают кремниевые фотоэлектрические модули, из которых одними из самых

перспективных промышленных устройств, за счёт высокой эффективности, являются

модули, произведённые на основе гетероструктурной кремниевой технологии.

В сфере научных изысканий особое внимание в последние годы уделено развитию

технологии на основе перовскитов, в частности тандема кремний-перовскит,

промышленное освоение которых может стать перспективой на ближайшее будущее.

Особенностью большинства возобновляемых энергоисточников являются низкая

концентрация энергетических потоков (в среднем в 10^3-10⁵ раз) и стохастический характер

генерации, что требует инновационных технических решений. Кроме того, как показывает

практика, места максимального выхода ВИЭ (ветер, солнце, гидроэнергия, приливы,

геотермальная энергия), как правило, не совпадают с местами её активного потребления,

что, наряду с устройствами концентрации, требует дополнительных систем транспорта

энергоресурсов разного типа и потенциала. Всё это вместе требует затрат материалов,

территории и, соответственно, денежных ресурсов, т.е. предполагает переход на новый

энергетический уклад.

Отрасль нетрадиционной (возобновляемой) энергетики (НВИЭ) в России весьма

разнопланова и может быть разделена на три крупных сегмента: микрогенерацию, малую

генерацию, крупные энергетические комплексы (таблица

4.9). Корректные оценки

количества и мощности первых двух секторов затруднены отсутствием адекватных

обзоров и соответствующей государственной статистики.

Таблица 4.9 - Сравнительные параметры разных секторов НВИЭ

Электрическая

Масштабы

Определение

Суммарные мощности

(тепловая) мощность

развития

~500 МВт (тепловые

Микрогенерация на

насосы) ~450 МВт

Десятки тысяч

небольших объектах

1-15 (2-20) кВт

(солнечные коллекторы)

объектов

(частных зданиях)

~ 650-750 МВт

(фотовольтаика)

Мини-генерация на

Около полутора

13-15 ГВт (эл)

средних и крупных

до 25 (2,5-15) МВт

тысяч объектов

8-10 ГВт (т)

объектах

Несколько

Квалифицированные ВИЭ

2 ГВт ВЭС

≥ 25 МВт

десятков

(крупные ВЭС, СЭС, ГЭС)

+ 2 ГВт СЭС

объектов

В целом в России существует значительное количество гибридных установок малой

мощности, включающих солнечные коллекторы, тепловые насосы, фотоэлектрические

панели, снабжённые, соответственно, инверторами и необходимыми аккумуляторами

(таблица 4.10).

Таблица 4.10 - Потребители НВИЭ разного типа

Потребители

Определение

Мощности

Стимулы

Проблемы

«От беды» либо для

Стоимость

тестирования новых

оборудования,

Дома/

технологий и

нетривиальность

Микрогенерация

1-15 кВт

коттеджи

приверженности

задачи подключения к

принципам устойчивого

централизованным

развития

сетям

Бизнес-

Экономия на платежах

Выбор технического

Мини-генерация

до 25 МВт

центры, МКД

за энергию

решения

Гармония с

Поселения в

Квалифицированные

≥1,5 МВт

Плата за мощность

существующей

целом

ВИЭ

энергосистемой

Ещё один важный феномен, также характерный для энергоперехода и напрямую

связанный с ВИЭ,

- это распределённая энергетика. Её принято определять как

совокупность технологий, которые позволяют генерировать электроэнергию рядом с

местом её потребления. То есть в этом случае энергию вырабатывают не крупные

электростанции, а небольшие установки, из-за чего распределённую энергетику ещё часто

называют малой. Многие российские эксперты относят к ней генерирующие объекты с

установленной мощностью менее 25 МВт (в свою очередь, некоторые иностранные

эксперты проводят разграничение уже на уровне 10 МВт, другие - на уровне 50 МВт).

Распределённая генерация уже играет заметную роль в российской энергетике -

суммарная установленная мощность малых электростанций по разным оценкам

составляет 13-15 ГВт. Помимо этого, у крупных промышленных потребителей достаточно

много установок с мощностью более 25 МВт. Стоит учесть, что сейчас функционируют

более 50 тысяч объектов малой распределённой генерации, и их число продолжает

увеличиваться.

Перспективность распределённой энергетики наиболее заметна в отдалённых

районах России, где из-за малой плотности населения невозможно использовать

централизованные системы. Помимо этого, на собственную генерацию переходят

промышленные предприятия из-за высоких тарифов на электроэнергию и их постоянного

роста. В некоторых регионах строительство собственных генерирующих мощностей имеет

значительную экономическую эффективность, особенно если установка работает в

режиме совмещённой генерации. Такие проекты часто окупаются за два-три года и

приносят прибыль до 5-6 рублей за 1 кВт*ч.

При этом не совсем единичный переход предприятий на собственную генерацию не

проходит бесследно для Единой энергетической системы (ЕЭС), которая при этом теряет

зачастую самых крупных и сильных потребителей. В результате на оставшихся ложится

содержание всей энергосистемы, что приводит к росту цен на электроэнергию. Именно

поэтому можно утверждать, что стихийность развития распределённой генерации -

большая проблема существующей энергосистемы, предпосылка конфликта старого и

нового энергетического уклада.

За рубежом «распределённая энергетика» всё чаще употребляется в контексте

проектов ВИЭ, хотя и не ограничивается ими. В России распределённая энергетика более

чем на 2/3 пока состоит из объектов на газе (газопоршневые и газотурбинные установки) и

дизельном топливе.

Дизельная генерация широко применяется в труднодоступных районах. Впрочем, в

последние несколько лет здесь появляются и солнечные электростанции (например, в

Якутии уже действуют гибридные солнечно-дизельные станции в с. Батагай, Батамай,

Ючюгей, Дулгалах и др., а всего планируется построить более

70 подобных

энергокомплексов). Энергия, получаемая от дизельных электростанций, очень дорога,

поскольку основной составляющей цены является стоимость доставки топлива в

отдалённые районы. Установка ВИЭ-генерации позволяет добиться существенной

экономии. Поэтому развитие НВИЭ именно в изолированных районах является крайне

перспективным направлением.

Экономические преимущества малой и распределённой генерации связаны с

негибкостью существующей централизованной системы к запросам потребителей, зачастую

потерей для них экономической привлекательности соответствующих тарифов, а также с

наличием дополнительных, мультипликативных эффектов развития. Инфраструктурные

механизмы сопряжения основаны на согласованном энергосбережении на источниках, в

сетях и у потребителей, что в комплексе приводит к высвобождению мощности

энергоисточников. Экономические механизмы сопряжения увязывают энергоэффективность

с ростом экономики непосредственно на предприятиях и в удалённых поселениях,

функционально несколько различаются. Развитие малоэнергоёмких отраслей

осуществляется либо на промышленных предприятиях с учётом их основного профиля, либо

в рамках городских агломераций с учётом местной специфики.

Несколько иная ситуация в удалённых и труднодоступных поселениях. Зачастую они

обеспечиваются тепло- и электроэнергией по высоким ценам, что не позволяет

осуществлять окупаемую экономическую деятельность по широкому перечню товаров и

услуг. Соответственно, эффективное энергоснабжение таких поселений (в том числе на

местных ресурсах) позволяет резко снизить тарифы на энергию, тем самым способствуя

реализации разных видов экономической деятельности.

Третий сектор отрасли ВИЭ - крупные энергоисточники (СЭС/ВЭС, геотермальные

станции).

В Российской Федерации действуют программы поддержки внедрения

возобновляемых источников энергии:

- ДПМ ВИЭ до 2025 года, предусматривающая рост установленной мощности ВЭС

на 3154.4 МВт и СЭС на 1248.5 МВт;

- ДПМ ВИЭ 2.0 до 2035 года, в результате реализации которой предполагается ввод

объектов ВИЭ электрической мощностью от 6,7 до 8 ГВт;

В таблице 4.11 представлена информация об отборе проектов ВИЭ по программам

ДПМ ВИЭ и ДПМ ВИЭ 2.0 за период с 2013 по 2021 год.

Таблица 4.11 - Отбор проектов ветровой, солнечной и гидрогенерации по программе ДПМ ВИЭ

и ДПМ ВИЭ 2.0, МВт

Год

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

Всего

ВЭС

105

610

1651,1

853,3

71,2

192

1851

5420,3

СЭС

399

505

280

520

148,5

5,6

774,8

2633,1

ГЭЯ

0,00

20,6

49,8

0,00

49,8

39,73

8,10

45,6

96,0

309,6

Кроме того, в соответствии со Стратегией социально-экономического развития

Российской Федерации с низким уровнем выбросов парниковых газов предполагается к

2050 году ввести в эксплуатацию более 100 ГВт ВИЭ.

Производство электроэнергии ветровыми и солнечными электростанциями

характеризуется значительной суточной и сезонной неравномерностью. Для всех ОЭС

значение КИУМ ВЭС в зимних (первом и четвертом) кварталах выше, чем во втором и

третьем. Напротив, максимальные значения КИУМ СЭС достигаются в весенне-летнее

время (во втором и третьем кварталах).

Принципы интеграции ВИЭ малых масштабов начинают меняться, когда мощность

крупных ВИЭ-блоков и станций достигает сотен МВт и становится больше 15-20%

мощности централизованных систем.

Крупные ветровые и солнечные станции с их прерывистой генерацией нуждаются в

новых механизмах регулирования сети, отчасти компенсирующих пиково-аккумулирующих

источниках с тем, чтобы традиционные топливные, гидро- и атомные станции не

переходили из-за этого в работу в нерасчётных режимах. Кроме того, новая архитектура и

модели регулирования энергосистем подразумевают гибкую генерацию на природном газе

наравне с гибкими возобновляемыми источниками (гидроэлектростанциями, биоТЭС), а

также применение методов прогнозирования выработки солнечных и ветровых станций.

Среди технологических мер интеграции ВИЭ эксперты выделяют, по нарастанию:

- мониторинг и контроль в реальном времени;

- повышение пропускной способности передающих линий;

- гибкость электростанций;

- специальные схемы релейной защиты;

- прогрессивные технологии возобновляемых источников с переменным

характером мощности;

- пределы несинхронного подключения;

- использование инерции ветровых турбин для поддержания частоты;

- интеллектуальные инверторы;

- прогрессивные ГАЭС;

- накопители в сети.

Среди экономических мер выделяются:

- интеграция прогнозирования в функционирование системы;

- включение возобновляемых источников с переменным характером мощности в

диспетчерское управление;

- уточнённый выбор оперативного резерва;

- более быстрое планирование и диспетчерское управление;

- координация через балансирующие зоны.

Можно выделить четыре этапа интеграции НВИЭ и связанные с ними ключевые

проблемы, дифференцированные по возрастающему воздействию доли возобновляемой

генерации на энергетические системы:

1. На первом этапе, когда доля ВИЭ в годовой выработке не превышает 3%,

специальных мер для ее интеграции обычно не требуется, если только ВИЭ не являются

сильно локализованными в энергосистеме.

2. На втором этапе, когда доля ВИЭ составляет 3-15%, необходима адаптация

имеющихся ресурсов регулирования, технологий и способов управления энергосистемой.

3. На третьем этапе, когда доля ВИЭ превышает 15% от годовой выработки, а также

на дальнейших стадиях уже требуются глубокая перестройка работы энергосистемы и

внедрение новых средств и инструментов поддержания работы энергосистемы.

4. Четвёртая стадия - более 50% годовой выработки ВИЭ-генерации.

Успешный переход (интеграция ВИЭ в энергосистему) требует комплексного

рассмотрения трёх ключевых аспектов:

Технологического. Обеспечение надёжной и эффективной работы энергосистемы

в изменяющихся условиях приводит к новым приоритетам для энергокомпаний и

регулирующих органов. Использование информационных и коммуникационных технологий

позволяет улучшить наблюдаемость и управление энергетическими системами и

открывает возможности для управления спросом.

Экономического. Рост распределённой генерации и повышение экономичности

накопителей энергии требуют реформы розничного ценообразования и налогообложения

поставок электрической энергии с учётом оплаты поставляемой ими электроэнергии и

покрытием части стоимости общей инфраструктуры.

Институционального. Изменятся функции и обязанности субъектов управления.

Приоритетным станет улучшение координации между операторами передающих и

распределительных сетей. Кроме того, в управление должны быть включены совершенно

новые субъекты, такие как агрегаторы.

Структура генерирующих мощностей в энергосистеме, их размещение на

территории Российской Федерации должны обеспечивать эффективность и надёжность

электроснабжения потребителей по приемлемым ценам и соответствовать экологическим

требованиям, а также создавать технологический задел для экономики будущего. Научный

подход к проектированию развития энергетических систем предполагает проведение

системных исследований с учётом технологических, экологических, экономических,

социальных факторов, сопоставление живучести различных вариантов территориального

размещения объектов электроэнергетики.

Проектирование развития электроэнергетической системы в настоящее время

основывается на балансовом методе, что вступает в противоречие с принципами

эффективной интеграции новых источников.

Активное развитие ВИЭ оказывает влияние на электрические режимы загрузки

других электростанций в энергосистеме, и без изменения подходов к управлению

энергосистемой экологические и климатические эффекты от роста доли ВИЭ в балансе

будет нивелироваться ухудшением эффективности работы тепловых электростанций.

Интеграция ВИЭ в энергобаланс требует комплексного системного подхода для

учёта всех экстерналий, в т.ч. влияния нового энергомикса на КИУМ и динамику выбросов

парниковых газов.

В таблице

4.12 представлены цели и задачи расширения использования

возобновляемых источников энергии, а также механизмы реализации.

Таблица 4.12 - Расширение использования возобновляемых источников энергии

Цель

Увеличение доли электрической и тепловой энергии, производимой за счёт

возобновляемых источников энергии и местных топлив до 3,5 % к 2025 году и 5,5% к 2030

году

Задачи

2.1 Повышение конкурентоспособности установок и систем энергоснабжения на базе

возобновляемых источников энергии.

2.2 Развитие производства отечественных энергогенерирующих установок на базе

возобновляемых источников энергии.

2.3 Проработка механизмов поддержки генерации и потребления энергии на базе

возобновляемых источников с учетом российских условий.

2.4 Создание федерального информационного ресурса по региональному потенциалу

различных возобновляемых источников, а также по реализованным проектам

Окончание таблицы 4.12

Механизмы реализации

3.1

Утверждение порядка об обязательном приобретении электроэнергии,

произведённой на возобновляемых источниках энергии.

3.2 Утверждение положения о порядке формирования тарифной надбавки на стоимость

электроэнергии, выработанной за счёт возобновляемых источников энергии, в том числе

за счет средств бюджета.

3.3 Введение обязательств по приобретению сетевыми компаниями объемов «зеленой»

энергии для компенсации потерь.

3.4 Использование средств, собранных в виде платы за выбросы на финансирование

источников на базе возобновляемых источников энергии.

3.5 Субсидирование стоимости технологического присоединения объектов на базе

возобновляемых источников энергии, устанавливаемых в соответствии с планами

комплексного развития, за счет бюджетных средств.

3.6 Прямое бюджетное финансирование пилотных проектов на базе возобновляемых

источников энергии.

3.7 Бюджетное финансирование разработок по:

- совместной работе источников на базе возобновляемых энергоресурсов в рамках

федеральной, региональной и местной энергосистем;

- повышению эффективности установок на базе возобновляемых источников;

- совершенствованию переработки местных ресурсов для получения качественных

моторных топлив

4.11 Цифровизация энергетических сетевых комплексов

Оптимизация работы сетевых комплексов является существенным резервом

повышения эффективности всей энергосистемы в целом, а также серьёзно влияет на ее

характеристики и функционирование и, таким образом, должна рассматриваться в ряду

остальных потенциальных возможностей достижения ресурсо- и энергосбережения в

экономике.

Сетевые комплексы энергетических систем (сетевые предприятия, компании),

выполняющие функции транспортировки энергетических ресурсов в точки их потребления,

отличаются от промышленных предприятий иных отраслей своей территориальной

распределённостью, непрерывностью технологического процесса и крайней технической

сложностью хранения (накопления) транспортируемой продукции во времени.

Эти отличительные качества существенным образом влияют на выбор технологий

повышения энергоэффективности этих предприятий. Ключевым показателем

эффективной деятельности становятся потери энергетического ресурса при его

транспортировке по материальной части сетевых предприятий. На стадии создания

сетевых комплексов в целях минимизации будущих потерь решается оптимизационная

задача максимального отношения пропускной способности сети к объёму её материальной

части через определение экономической плотности потока энергии.

Но реальные условия эксплуатации сетевых комплексов приводят к необходимым

отклонениям от эффективного режима работы, и поэтому возникает необходимость

управления потерями в темпе технологического процесса, как составной частью издержек

предприятия. Если автоматизация систем управления позволяет выстроить управление

потерями по рефлексивному принципу - как запаздывающую реакцию на сложившиеся

изменения режима работы сети, то цифровизация систем управления обеспечивает

формирование управляющих воздействий по критерию «минимум потерь» либо в

упреждающем порядке, либо в темпе технологического процесса.

Таким образом, современные цифровые технологии дают существенные

возможности для повышения эффективности в энергетических системах.

Цифровизация электрических сетей распределительного сетевого комплекса

В соответствии с концепцией цифровизации электросетевого комплекса Российской

Федерации, реализуемой ПАО «Россети», определён следующий функционал

цифровизации сетей:

управление сетью;

планирование развития сети;

управление ремонтами и прогноз состояния оборудования и ресурса;

управление аварийными отключениями;

учёт и расчёты с потребителями.

Совокупное решение этих пяти задач означает управление технологическими

издержками компании распределительного сетевого комплекса, причём управление,

организованное в темпе технологического процесса.

Технологический комплекс цифровизации сетей состоит из интеллектуальных

приборов учёта электроэнергии (ИПУЭ); средств телемеханизации (ТМ); систем

управления; цифровой подстанции; средств и систем связи; обязательным является и

набор программных средств. При этом речь идёт не о программно-алгоритмических

«начинках» собственно цифровых устройств. Цифровизация - это в первую очередь

проникновение «Интеллекта системы» с верхнего уровня диспетчерского управления

перетоками энергии 500-110 кВ на уровень среднего напряжения электрической сети (ниже

110 кВ), обеспечивающий прямой контакт с потребителями электрической энергии.

Концепцией определено, что в силу исторически сложившихся обстоятельств

наименее подготовлен и технологически, и программно к цифровой трансформации

распределительный сетевой комплекс (РСК), работающий на среднем напряжении 6-10-

20-35 кВ и низком напряжении 0,4 кВ.

Именно РСК нуждается в ускоренном и комплексном оснащении своих объектов

комплектом оборудования и программного обеспечения

- программно-техническим

комплексом цифровизации распределительных сетевых комплексов (ПТКЦ РСК),

обеспечивающим наблюдаемость, управляемость, контроль и учёт режима распределения

энергии по сети и режима энергоснабжения потребителей.

Протяжённость сетей РСК и сетей низкого напряжения

0,4 кВ становится

определяющим фактором формирования совокупных потерь электрической энергии для

сетевой компании - как технических, так и коммерческих. Для покрытия технологических

потерь электроэнергии в условиях действующей нормативно-правовой базы,

регулирующей взаимоотношения в энергетическом комплексе России, сетевая компания

должна приобрести соответствующее количество энергии на оптовом рынке, что

формирует основную статью затрат - издержек в бюджете предприятия.

Управление издержками РСК через структурные изменения электрической сети -

переход на более высокий уровень напряжения, оптимизация загрузки центров питания -

трансформаторных подстанций и пропускной способности линий электропередачи и др. -

отработано практикой, планируется и осуществляется по факту уже полученного

финансового результата производственной деятельности.

Цифровизация РСК - это и условие, и задача организации управления издержками

непосредственно в темпе технологического процесса, то есть принятие решений по

текущей конфигурации электрических сети, оптимальной с точки зрения технических

потерь, сложившегося режима работы РСК и создание условий для значимого повышения

селективности и быстродействия не отдельных устройств РЗиА, а комплексов РЗиА по

зонам действия сетевых центров питания 110/(35-6) кВ и оптимизации показателей

надёжности РСК.

ПТКЦ РСК своей программной частью должен обеспечивать наличие «цифрового

двойника» РСК с быстродействием, достаточным для расчёта текущих экономических

последствий исполняемого нормального режима работы сети и автоматического

исполнения принятых решений диспетчерского управления с целью минимизации

технологических издержек. Главным недостатком первого проекта создания «цифрового

района электрических сетей» (цифровой РЭС)

- проекта НТИ «Энерджинет»,

реализованного ПАО «Россети», - было определено отсутствие интеграции «комплексной

системы энергомониторинга» - АИИСКУЭ - с автоматической системой технологического

управления АСТУ), то есть с системой диспетчерского управления.

Кроме того, обязательным условием «цифрового РЭС» является постоянный

контроль показателей надёжности сети РСК и наличие систем автоматической настройки

РЗиА под текущую конфигурацию сети. Поставленные задачи заставляют не только

критично отнестись к формату исполнения функционала ПТКЦ РСК, но и к структуре

управления сетевыми компаниями, которые, как правило, разделяют по несвязанным

подразделениям предприятия функции диспетчерского управления и АИИСКУЭ.

Коммерческие и технологические приборы учёта обеспечивают полноту и

достоверность информации о полезном отпуске электроэнергии в составе

автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учёта

электроэнергии (АИИСКУЭ) и формируют систему управления взаимоотношениями с

клиентами - CRM.

Появляются требования к ИПУЭ предоставлять информацию по фактическим

параметрам режима работы электрической сети в точки подключения потребителей в

различные системы управления РСК - управление спросом; распределением энергии;

режимами работы; сетями в аварийных режимах, что существенно усложняет

измерительную часть прибора и даёт нагрузку на вычислительную часть. При этом все

вышеперечисленные системы требуют информации в цифровом виде, который также

обеспечивает минимальные искажения при передаче по каналам связи. Переход на

цифровой формат измерительных трансформатором тока и напряжения или их замена на

комбинированные цифровые датчики тока и напряжения позволяет в единообразной

форме передать мгновенные значения фазных токов и напряжений во все системы

управления, входящие в состав ПТКЦ РСК.

ИТС 48–2023 ПОВЫШЕНИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ - часть 2