Основные приоритеты и возможные масштабы энергосбережения в отраслях тэк с учетом экологического эффекта В. В. Бушуев —



Скачать 263,95 Kb.
Дата26.10.2016
Размер263,95 Kb.

УДК (620.9.001.12/.18): (620.9:504)(470)



Основные приоритеты

и возможные масштабы энергосбережения в отраслях ТЭК

с учетом экологического эффекта

В.В. Бушуев — Генеральный директор Института энергетической стратегии,

проф., д.т.н.

(журнал «Энергетическая политика», №6, 2006, стр. 16–24)


Энергосбережение играет важную роль в формировании и реализации общего топливно-энергетического баланса страны, обеспечивая не только корректировку спроса на различные энергоносители, но и являясь дополнительным ресурсом за счет снижения издержек при добыче и производстве энергии. Поэтому к энергосбережению, как совокупности организационно-технологических мер экономии ресурсов в различных секторах экономики, в т.ч. и в отраслях ТЭК, вполне применимы те же методы оценки потенциала, что и к другим видам ТЭР.

Энергосбережение как дополнительный ресурс экономии топлива и снижения потерь может оцениваться по физическому, экономическому и организационно-технологическому программному бизнес-потенциалу. Последний связан с реальными финансовыми и материальными возможностями предприятий по снижению своих издержек, что предусматривается в планах и программах предприятий ТЭК.


Энергосбережение в газовой промышленности
В газовой промышленности общий ежегодный расход энергоресурсов превышает 86 млн т у.т., в т.ч. почти 83 млн т у.т. — по ОАО «Газпром» (табл. 1).

Таблица 1

Расход ТЭР по видам деятельности в ОАО «Газпром»


Виды деятельности

Природный газ, млрд м3

Эл. энергия, млрд кВтч

Тепловая энергия, млн Гкал

Всего ТЭР, млн

т у.т.

Добыча газа

5,5

2,5

2,0

6,6

Магистральный транспорт газа, включая ПХГ

51,7

12

5,5

62

Переработка газа

1,0

2,5

12,3

2

Собственное электротеплоснабжение

3,0





3

Распределение газа

2,2

1,0

5,6

3,1

Прочее производственное потребление

2,2

1,0

4,5

6,1

Итого

65,6

19,2

30

82,8

Источник: Концепция энергосбережения в ОАО «Газпром» на период 2001-2010 гг. (Москва, 2001), уточненная экспертным путем по данным об итогах деятельности за 2005 г.
Как видно из табл. 1, основной расход энергоресурсов (75%) приходится на долю магистрального транспорта газа, где на ГПА расходуется до 80% общих издержек природного газа и 70% — электрической энергии.

Очевидно, что в этом виде деятельности наиболее значим и потенциал энергосбережения. Так, существующий парк 3100 ГПА в ОАО «Газпром» имеет средний кпд 28,2%, тогда как современные агрегаты имеют кпд до 40%. Полная замена ГПА на новые более энергоэкономичные агрегаты сулит возможную экономию 15,3 млрд м3 газа в год, что и составляет физический потенциал газосбережения в системе магистрального транспорта газа. По отношению к общему объему ежегодно расходуемого газа на транспорт эта величина составляет порядка 30%. При стоимости газа, поставляемого на экспорт, в 200 дол. за 1 тыс. м3 — это могло быть дополнительно 3 млрд дол. в год, что выражает стоимостную оценку потенциала энергосбережения по данному виду деятельности ОАО «Газпром».

Однако замена одного ГПА на передовую модель отечественного производства равна (в ценах 2005 г.) 5 млн дол. Это означает, что полная стоимость обновления ГПА обойдется предприятию в 15,5 млрд дол., т.е. окупится не ранее, чем за 5 лет. Поэтому такая реновация не может быть одномоментным актом, и в бизнес-программе ОАО «Газпром» предусматривалась экономия лишь 1 млрд м3, что составляет ежегодную реализацию лишь 6,5% возможной экономии газа на газоперекачке. Необходимо также отметить, что замена и модернизация ГПА не являются отдельными бизнес-проектами, а реализуются в соответствии с «Комплексной программой» (обеспечения газопотоков, надежности и безопасности транспорта газа).

Такая комплексность является характерной особенностью для всех отраслей ТЭК и потому должна учитываться при сравнении физического потенциала энергосбережения и программ его реализации.

Расход энергии при добыче газа включает в себя энергоснабжение месторождений и, главное, энергозатраты на установках предварительной и комплексной подготовки и компримирования газа с последующей его подачей в газопроводы высокого давления, а также расходы на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение и др. технологические нужды.

К сожалению, эти затраты в связи с перемещением газодобычи в более холодные районы со снижением пластового давления не только не падают, а увеличиваются, в том числе за счет большего расхода энергоресурсов (газа и электроэнергии) на компримирование низконапорного газа. Средний удельный расход газа на собственные внутрипромысловые нужды вырос за последние 5 лет на 25% — с 7,8 до 10 м3(на 1 тыс. м3 добываемого газа), а суммарный расход ТЭР — с 5 до 6,6 млн т у.т./год.

И все же резервы экономии есть и в этом виде деятельности — за счет повышения эффективности дожимных компрессорных станций и повышения гидравлической эффективности (снижения потерь давления) в системе «скважины — внутрипромысловые трубопроводы». По экспертной оценке снижение затрат природных ТЭР в сфере газодобычи составит порядка 1,550 млрд м3 газа в год с возможной экономией 800 млн м3 газа за счет оптимизации режимов работы ДКС, 150 млн м3 — за счет модернизации промысловых установок и очистки призабойной зоны скважин и 600 млн м3 — за счет утилизации факельных газов и снижения потерь выветривания и попутных нефтяных скважин.

В будущем при падающей добыче на действующих газовых месторождениях и увеличении объемов низконапорного газа возникнет принципиально новая задача — использование низконапорного газа на местных энергоустановках и в газохимии. Проведенный в ГУ ИЭС анализ этой проблемы показал, что за пределами 2010 г. объем низконапорного газа составит в южной зоне ЯНАО свыше 10 млрд м3 и будет непрерывно расти, увеличивая этот специфический ресурс — новый потенциал газосбережения. Этот объем будет вполне достаточен для перевода всех местных котельных на использование низконапорного газа с переходом на полное обеспечение им потребностей собственного электротеплообеспечения с отказом от подачи электроэнергии по протяженным линиям от ГРЭС Тюменьэнерго (Сургутской и Нижневартовской ГРЭС).

На уровне 2020 г. и далее объем низконапорного газа порядка 30 млрд м3 в год будет достаточен для строительства в этом регионе Ново-Уренгойской ГРЭС мощностью до 4 млн кВт с последующей выдачей электроэнергии в промышленно развивающиеся районы Северного Урала и Республики Коми.

Этот физический потенциал будущего энергосбережения в сфере добычи газа и собственного электротеплоснабжения в газовой отрасли, а также за счет использования более дешевого энергоресурса — низконапорного газа — в электроэнергетике, составляющий к 2020 г. до 30 млрд м3, имеет значимый стоимостной эффект (за счет разницы в стоимости производства электроэнергии за счет сжигания компримированного сетевого газа на Сургутской ГРЭС и низконапорного газа — на Ново-Уренгойской ГРЭС) порядка 18 млрд дол. (в ценах 2005 г.). Однако в оценках текущего потенциала энергосбережения и в бизнес-планах ОАО «Газпром» и др. газодобывающих предприятий он пока не учитывается.

Из других видов деятельности в газовой промышленности достаточно энергоемкой является переработка газа, где используется 15% всей расходуемой электроэнергии и 40% — тепловой энергии. Потенциал энергосбережения в этой сфере обусловлен возможностью повышения КПД тепловых агрегатов и утилизацией тепла технологических потоков и составляет порядка 40% всех энергозатрат, т.е. 1 млрд кВтч и 5 млн Гкал, а стоимостной эффект — порядка 160 млн дол. за счет достаточно высокой стоимости попутных энергоносителей. Перевод этих установок на использование собственного газа значимого эффекта не даст в связи с быстро растущими ценами на «голубое» топливо, а полная замена агрегатов на новые более экономичные (с меньшим удельным расходом топлива и энергии) обойдется в 1,5…2 млрд дол., что растягивает срок окупаемости этих энергосберегающих проектов до 8…10 лет.

Собственное электротеплоснабжение, т.е. производство тепла и электроэнергии на объектах газоэнергетики — это достаточно емкий потребитель газа, где имеет место высокий удельный расход топлива, доходящий до 0,52 кг у.т. на выработанный 1 кВтч и 0,18 т у.т. на 1 Гкал. В то же время эти показатели на ТЭЦ РАО "ЕЭС России" составляют соответственно 0,335 кг у.т./кВтч и 0,144 т у.т./Гкал.

Низкие показатели газоэнергетики обусловлены в основном неполной загрузкой автономных энергоисточников и слабым уровнем технологического и организационного управления.

Физический потенциал энергосбережения в газоэнергетике, где ежегодно производится 1 млрд кВтч электрической и 13 млн Гкал тепловой энергии, равен соответственно 180 тыс. т у.т. и 468 тыс. т у.т., а всего  650 тыс. т у.т. Стоимостной же эффект составляет 130 млн дол.

Немаловажен, с точки зрения энергосбережения, и такой вид деятельности как распределение газа. Общая протяженность газораспределительных сетей достигает в России 430 тыс. км (из них 13% — в системе ОАО «Газпром»). Структура затрат газа в этих сетях включает в себя 10% расхода газа на собственные нужды, 20 — технологические и 70% — коммерческие потери. Потенциал энергосбережения связан в основном с сокращением этих потерь и составляет (при полной ликвидации коммерческих потерь) в газораспределении порядка 1,5 млрд м3 газа. Доля экономии тепла и электроэнергии связана с сокращением технологических потерь и составляет порядка 10% существующего расхода этих энергоносителей. Суммарная стоимостная оценка экономии может составить 350 млн дол.

Общие параметры физического (теоретического) потенциала и его стоимостная оценка в ценах 2005 г. (200 дол. за 1 т у.т.) по различным видам деятельности в газовой промышленности приведены в табл. 2. Этот потенциал составляет 21 млн т у.т. (4,16 млрд дол.). Очевидно, что основная часть этого потенциала (82%) находится в сфере транспорта газа. В будущем этот потенциал может вырасти до 50 млн т у.т. за счет возможного использования низконапорного газа для дополнительного собственного электро-, теплопроизводства.


Таблица 2


Физический и стоимостной потенциал энергосбережения в газовой отрасли

Виды деятельности

Природный газ,

млрд. м3

Эл. энергии, млрд ТВтч

Тепловая

энергия,

млн Гкал

Общий потенциал энергосбережения,

млн т у.т.

Стоимостная оценка потенциала,

млн дол.

Добыча газа

1,55

0,5

0,14

0,65

130

Транспорт газа

15,3

1,2

0,7

17

3400

Переработка газа

0,2

1

5

0,8

160

Распределение газа

1,5

0,1

0,56

1,75

350

Собственное электротеплоснабжение*

0,55





0,6

120

Всего

19,1

2,3

6,4

20,8

4160


Без учета возможного использования низконапорного газа.

Разумеется, реальный потенциал энергосбережения, учитываемый при разработке бизнес-программ энергосбережения, оценивается в меньших размерах, так как выбрать весь теоретический потенциал затруднительно.

Так, в «Концепции энергосбережения» в ОАО «Газпром» приняты масштабы годовой экономии всех энергоресурсов на уровне 2005 г. (табл. 3).

Таблица 3


Общеотраслевой потенциал энергосбережения

в газовой промышленности

(по программе ОАО «Газпром»)


Подотрасли

Снижение затрат

млн т у.т.

%

Добыча газа

0,61

7

Транспорт газа

6

70

Переработка газа

0,4

4,5

Подземное хранение газа

0,3

3,5

Распределение газа

0,65

7,5

Электротеплоснабжение

0,65

7,5

Всего

8,61

100

Этот потенциал составляет 10,7% общего объема потребления всех энергоресурсов в отрасли, причем объем возможного энергосбережения природного газа составляет 6,8 млрд м3, а электроэнергии — 1,5 млрд кВтч.

Эти ориентиры заложены и в программу энергосбережения ОАО «Газпром», где на 2004-2006 гг. предусмотрены такие мероприятия как


  • оптимизация распределения потоков газа в газотранспортной системе;

  • частичная замена ГПА на более совершенные агрегаты с кпд 32…38%;

  • снижение потерь газа при ремонтах газопроводов;

  • внедрение на собственных электростанциях ГТУ нового поколения и газотурбодетандеров;

  • внедрение систем учета газа в распределительных сетях для снижения коммерческих потерь и ряд других энергосберегающих проектов.

Реализация этой программы позволит за три года получить суммарную экономию газа в 11 млрд м3, электроэнергии — 1,8 ТВтч и тепловой энергии — 1,36 млн Гкал, всего 13,6 млн т у.т., в том числе за 2006 г. — 4,15 млрд м3 газа, 590 ТВтч электроэнергии, 0,5 млн Гкал тепловой энергии (всего 5 млн т у.т.), что составляет в среднем 25% теоретически возможного годового потенциала энергосбережения.

При среднегодовом вложении капитальных средств в энергосбережение за эти три года 1,4 млрд р. получена экономия 3,7 млрд м3 газа, 0,6 млрд кВтч электрической энергии и 0,45 млн Гкал тепловой энергии, что в стоимостном выражении составляет 4,5 млрд р. в год — более 3 р. эффекта на 1 вложенный рубль даже при умеренных внутренних ценах на энергоносители. Если же учесть стоимость сэкономленного газа по экспортной цене в 200 дол., что в 6 раз выше внутренней цены на газ, то этот эффект составит 16-кратную прибыль от реализации энергосберегающих проектов, что свидетельствует о высокой экономической эффективности энергосбережения.


Энергосбережение в нефтяной отрасли
Оценка потенциала энергосбережения в этой отрасли более сложна, поскольку здесь функционирует большое количество крупных и мелких компаний, как вертикально интегрированных, так и специализирующихся на отдельных видах деятельности: добыча нефти, нефтепереработка, транспорт нефти и нефтепродуктов, их реализация на бензоколонках. В большинстве компаний пока нет каких-либо программ энергосбережения, что затрудняет обобщение данных по потенциалу экономии в целом по отрасли.

Ниже приведены, в основном, экспертные оценки, базирующиеся на обобщении разрозненных данных по компаниям и отдельным видам деятельности в нефтяном секторе.



В сфере нефтедобычи основные резервы возможного энергосбережения лежат в самой системе извлечения нефти. Существующий коэффициент извлечения недр (КИН) существенно ниже проектного, не говоря уже о зарубежных аналогах. Так, по данным Минпромэнерго России в 2005 г. в среднем по отрасли КИН составил 0,28 при проектной величине КИН = 0,34 (при уровне КИН в США, равном 0,42). Это значит, что при существующих объемах добычи 470 млн т в недрах безвозвратно теряется еще половина этого объема = 90 млн т. Разумеется, для извлечения этого дополнительного объема необходимы затраты, кратно превышающие текущие издержки на добычу. Но даже при этом, как следует из проекта «Государственного управления рациональным использованием запасов недр», предложенным проф. Боксерманом А.А. ("Зарубежнефть") и одобренным Союзом нефтегазопромышленников России в 2006 г., реальная величина дополнительно извлекаемой нефти за счет применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН), повышающих величину КИН минимум на 15%, составлет 10…12 млн т. Стоимостная оценка этого потенциала составляет не менее 2 млрд дол. в год.

Существенны также резервы нефти, обусловленные наличием простаивающего фонда скважин, составлявшего в 2000 г. почти 25% всего эксплуатационного фонда, причем сверхнормативно простаивает 12 тыс. скважин, с потерей добычи 36 млн т нефти, стоимостью 6 млрд дол. в год.

Коэффициент технологических потерь по нефтяной отрасли России оценивается величиной 0,6% объема добычи — почти 3 млн т.

Все это позволяет оценить физический потенциал резерва при добыче нефти величиной порядка 50 млн т нефти с оценкой стоимости этого резерва в 8,5 млрд дол.

Затраты электроэнергии на производственные цели в нефтедобыче составили по данным 2005 г. почти 50 млрд кВтч, а затраты тепла — 14 млн Гкал. Эти затраты идут в основном для закачки воды и поддержания внутрипластового давления. Использование более совершенных методов увеличения нефтеотдачи позволяет снизить эти затраты. По оценкам специалистов отрасли вместо нынешнего расхода в среднем 100 кВтч на добычу 1 т нефти — лучшие технологии позволяют обойтись 40 кВтч, т.е. в 2,5 раза меньше. Аналогично — и по расходу тепла.

Поэтому физический потенциал энергосбережения в нефтедобыче составляет 20 млрд кВтч электроэнергии и 5,6 млн Гкал тепла со стоимостным эффектом соответственно 0,75 млрд дол. и 0,07 млрд дол., всего — 0,82 млрд дол.

Другим важным с экономической и экологической точки зрения резервом энергосбережения является сжигание попутного нефтяного газа, объемом 12 млрд м3 в год (по данным 2005 г.). Полная стоимость этих потерь составляет 0,6 млрд дол. в год, а с учетом загрязнения воздушного бассейна продуктами сжигания — не менее 0,8 млрд дол.

Потенциал энергосбережения в системе трубопроводного транспорта связан с возможным сокращением аварийности, вызывающей как потери нефти в результате ее разлива из поврежденного нефтепровода, так и загрязнения почв и рек грязными углеводородами. По оценкам Госгортехнадзора РФ интенсивность аварий на магистральных нефтепроводах страны составляет 0,25/год на 1000 км трубопровода, а потери нефти при одной аварии составляют в среднем 370 т. Суммарно за год теряется до 300 тыс. т нефти. С учетом экологических штрафов и затрат на ликвидацию разливов, кратно превышающих стоимость самой потерянной нефти, стоимостная оценка этого резерва в нефтепроводной системе страны составляет не менее 500 млн дол.

Затраты электроэнергии на прокачку жидких фракций в нефтепроводных (и нефтепродуктопроводных) системах составляют 13 млрд кВтч электроэнергии и 25 тыс. Гкал тепла. Потенциал энергосбережения достигает 30% этой величины, что составляет 4 млрд кВтч электроэнергии с общей стоимостью сэкономленных ресурсов 0,15 млрд дол.

Велики резервы энергосбережения и в нефтепереработке. При нынешней средней глубине переработки в 71,5% (при том что на лучших заводах страны она достигает 83%), для получения конечного результата достаточно было бы иметь на входе нефти на 10% меньше, т.е. потенциал энергосбережения первичного сырья составляет 20 млн т нефти при стоимостном эффекте 3 млрд дол.

Расход энергоресурсов на переработку 1 т нефти на российских НПЗ составляет в среднем 0,15 т у.т., что в 2 раза выше зарубежных и 1,5 раза выше, чем при использовании современных отечественных технологий. При общем расходе 12,8 млрд кВтч электроэнергии в нефтеперерабатывающей отрасли только на производственные цели, а тепловой энергии — 47,2 млн Гкал потенциал энергосбережения на отечественных НПЗ составляет 4,3 млрд кВтч эл. энергии и 15,7 млн Гкал тепла с общим стоимостным эффектом 0,32 млрд дол.

Сводные оценки потенциала энергосбережения в нефтяной отрасли приведены в табл. 4.



Таблица 4

Потенциал энергосбережения в нефтяной отрасли


Виды деятельности

Нефть, млн т

Газ, млрд м3

Эл. энергия,

млрд кВтч

Тепловая энергия, млн Гкал

Общий

потенциал,

млн т у.т.

Стоимостная оценка потенциала,

млн дол.

Нефтедобыча

10

12

20

5,6

27

5400

Транспорт нефти и нефтепродуктов

0,3



4



0,5

650*

Нефтепереработка

20



4,3

15,7

28

5600

Итого

30,3

12

28,3

21,3

55,5

11650

* С учетом стоимости экологического эффекта при сокращении разливов нефти и нефтепродуктов.

Потенциал энергосбережения в угольной отрасли
Основным направлением энергосбережения в угольной отрасли является возможное использование шахтного метана.

Его ресурс в России оценивается величиной 51 трлн м3, что сопоставимо с запасами природного газа в основных районах ЯНАО. Из этой величины 38 трлн м3 находится в зоне Таймыро-Тунгусского бассейна, 13 трлн м3 — в Кузбассе и 2 трлн м3 — в Печорском бассейне.

Реальные экономически обоснованные запасы, которые могут быть извлечены путем дегазации шахт, составляют в соответствии с программой «Метан Кузбасса» 20 млрд м3 в год, что и составляет физический потенциал энергосбережения, с экономическим эффектом 1,5 млрд дол. (при росте внутренней цены газа до 75 дол. за 1 тыс. м3).

Что касается текущих затрат ТЭР на добычу угля, то в целом по отрасли они составляют 8,3 млрд кВтч электроэнергии и 8 млн Гкал тепловой энергии (при добыче 300 млн т угля в 2005 г.). Удельный расход электроэнергии на добычу 1 т угля составил в 2005 г. 27,8 кВтч, в т.ч. подземным способом — 16,5 кВтч и открытым способом — 11,3 кВтч. На обогащение 100 млн т угля (2005 г.) расходуется 1 млрд кВтч.

В связи с требованиями промышленной и экологической безопасности в шахтах не предусматривается сокращение удельных расходов электроэнергии, необходимой для вентиляции, дополнительного удлинения конвейерных линий и др. технологически более энергоемких нужд.

При добыче угля открытым способом удельный расход электроэнергии может быть сокращен с 11,3 до 8 кВтч на добычу 1 т угля за счет применения экскаваторов с дизельным приводом, замены энергоемкого карьерного железнодорожного транспорта на большегрузные автосамосвалы с дизельэлектрическими двигателями.

При этом, естественно, происходит некоторое увеличение расхода дизельного топлива, однако его роль намного меньше, чем возможное сокращение электропотребления.

С учетом того, что в будущем шахтная добыча угля расти будет незначительно (со 103,5 до 110 млн т в год в соответствии с ЭС-2020), а основной прирост будет за счет добычи открытым способом (со 195 млн т в 2005 г. до 320 млн т в 2020 г.), потенциал энергосбережения, рассчитанный на конец этого периода, составит 1 млрд кВтч электроэнергии.

Удельный расход электроэнергии на обогащение 1 т угля также может быть сокращен с 10 до 8 кВтч, что с учетом ожидаемого увеличения объема углеобогащения со 100 до 215 млн т в год составит дополнительно 0,45 млрд кВтч. Суммарный стоимостной эффект энергосбережения составляет 53 млн дол. (по электроэнергии). Эффект от возможной экономии тепловой энергии будет приблизительно равен удорожанию энергозатрат за счет дополнительного использования моторного топлива и поэтому в данной статье не оценен. Потенциал энергосбережения в угольной отрасли отражен в табл. 5.

Таблица 5

Потенциал энергосбережения в угольной отрасли


Виды

деятельности

Шахтный

метан,

млрд м3

Эл. энергия,

млрд кВтч

Общий


потенциал, млн т у.т.

Стоимостная

оценка,

млн дол.

Дегазация шахт

20



29

1500

Открытая добыча



1

0,12

35

Углеобогащение



0,45

0,05

13

Итого

20

1,45

29,17

1548

Энергосбережение в электроэнергетике
В 2005 г. производство электроэнергии в России составило 952 млрд кВтч, в т.ч. 657 млрд кВтч — на ТЭС, 150 млрд кВтч — на АЭС и 175 млрд кВтч — на ГЭС.

Отпуск тепла электростанциями отрасли «Электроэнергетика» составил 522,8 млн Гкал в 2005 г.

В структуре используемого топлива на ТЭС (282 млн т у.т.) газ составил 175,5 млн т у.т. (62,3%), мазут — 10 млн т у.т. (3,5%) и уголь — 96,5 млн т (34,2%). При этом удельный расход топлива на ТЭС в 2005 г. составил на 1 кВтч (факт) — 333,8 г у.т.

Расход электроэнергии в сетях составил в среднем по отрасли 11,1%, а тепла — 8,6% (в магистральных сетях в зоне действия централизованных теплопроизводителей).

Хотя эти цифры и оказались несколько ниже нормативов удельного расхода топлива и потерь в сетях, установленных Минпромэнерго России, однако они превышают не только зарубежный, но и достигнутый на лучших отечественных ТЭС уровень.

Так, среднее значение кпд угольных ТЭС составляет в России 34%, а на передовых ЭС — 44%, среднее значение кпд ПГУ равно 38,5%, тогда как лучшие образцы имеют 51%.

Удельный расход топлива на ПГУ в Европе равен 250 г/кВтч, что означает перерасход газа на отечественных ТЭС порядка 40 млрд м3.

Увеличение кпд агрегатов ТЭС на 10% позволит сэкономить до 30 г у.т. на выработку 1 кВтч и до 14,5 кг у.т. — на выработку 1 Гкал. При этом физический потенциал энергосбережения составит 28,5 млн т у.т., а при выработке тепла на ТЭС — 7,6 млн т. При соответствующей структуре топливообеспечения это равносильно суммарной экономии 17 млрд м3 газа и 12,8 млн т угля на выработку электрической и тепловой энергии.

Собственные нужды ТЭС могут быть снижены за счет усовершенствования горелочных устройств и оптимизации режимов работы котельных агрегатов и турбинного оборудования, за счет внедрения регулируемых электроприводов тягодутьевых механизмов и питательных насосов, использования турбодетандеров, утилизации сбросной теплоты и низкопотенциальных энергоресурсов ТЭС и др. мероприятий. Однако все эти мероприятия, предусматриваемые Программой энергосбережения РАО «ЕЭС России», рассчитаны на достаточно короткий срок — 2…4 года. Хотя они и дают годовую экономию порядка 22 млн т у.т., но это в основном текущая модернизация, которая не будет иметь принципиального значения для перехода к энергетике будущего. Разнесение этого эффекта на производство электрической энергии и тепла может быть проведено весьма условно — в пропорциях 2:1 (табл. 6).


Таблица 6

Потенциал энергосбережения в электроэнергетике


Виды деятельности

Газ, млрд м3

Уголь,

млн т

Эл. энергия, млрд кВтч

Тепловая энергия,

млн Гкал

Общий потенциал,

млн т у. т.

Стоимостная оценка потенциала, млн дол.

Производство электроэнергии на ТЭС

12,2

10,2

2,1

6

28

5600

Производство тепла на ТЭС

4,8

2,6

1,2

2,5

10,6

2000

Передача

энергии






1,3



0,15

10

Передача тепловой энергии по магистральным сетям







0,7

0,08

75

АЭС





25

4

2,8

600

ГЭС





2,2



0,3

550

Итого

17

12,8

31,8

13,2

41,9

8835

Потери электрической энергии в высоковольтных сетях могут быть снижены за счет увеличения сечения проводов и снижения плотности тока на новых линиях с 1,1 до 0,8 А/мм2, за счет увеличения степени компенсации реактивной мощности до 0,6 КВА/кВт с 11 до 8%, что позволит сэкономить 1,3 млрд кВтч, а потери тепла в паропроводах и магистральных тепловых сетях могут быть снижены за счет применения современных типов тепловой изоляции, внедрения АСКУТ с 8,6 до 7,3%, что позволит сэкономить 0,7 млн Гкал.



В атомной энергетике главный потенциал повышения энергоэффективности — это увеличение КИУМ (коэффициента использования установленной мощности) с достигнутого уровня 72% до проектного — 85%. Это позволит дополнительно получить выработку 25 млрд кВтч/год электроэнергии. Реализация проектов использования сбросного тепла, электроаккумуляции тепла и сооружения АТЭЦ позволит сэкономить (дополнительно выработать при нулевых затратах топлива) до 4 млн Гкал, с суммарным эффектом 10 млрд дол.

В гидроэнергетике энергетический потенциал дополнительного производства электроэнергии может быть реализован путем строительства объектов малой энергетики, в т.ч. ГАЭС, общей мощностью 30 МВт с годовой выработкой 2,2 млрд кВтч.

Сводные результаты оценки потенциала энергосбережения, включая возможный эффект дополнительной добычи и производства ТЭР, приведены в табл. 7.



Таблица 7

Общая оценка потенциала энергосбережения в отраслях ТЭК


Отрасли

Газ, млрд м3

Нефть, млн т

Эл. энергия,

млрд кВтч

Тепловая энергия, Гкал

Уголь, млн т

Общий потенциал,

млн т у. т.

Стоимостная оценка,

млрд дол.

Газовая

18,1



2,1

6,4



20,8

4,16

Нефтяная

12

30,3

28,3

21,3



55,5

11,65

Угольная

20



1,5





30

1,55

Электроэнергетика

17



31,8

13,2

12,8

42

8,4

Итого

67,1

30,3

63,7

40,9

12,8

148,3

25,8

Резюмируя полученные оценки, следует заметить, что в связи с учетом новых, пока не реализованных ресурсов, таких как шахтный метан, низконапорный газ, а также за счет существенного обновления оборудования во всех отраслях, что позволяет поднять кпд энергоустановок в среднем на 10…15%, а также увеличить коэффициент использования установленной мощности и коэффициент извлечения ТЭР из недр, полученные результаты существенно превышают оценки потенциала энергосбережения в ТЭК, приведенные в ЭС-2020, равные 120…135 млн т у.т.



На наш взгляд, в связи с выработкой новых подходов к формированию энергетики будущего, оценки потенциала энергосбережения в ТЭК, приведенные в данной статье, равные 150 млн т у.т., более полно отражают потенциальные резервы отраслей ТЭК, которые могут и должны быть реализованы с высокой стоимостной оценкой этого потенциала, превышающей 25 млрд дол. в годовом исчислении.

Поделитесь с Вашими друзьями:


База данных защищена авторским правом ©grazit.ru 2017
обратиться к администрации

    Главная страница