51 УДК 666.954.3.004.183 ПОТЕНЦИАЛ КОМБИНИРОВАННОЙ ВЫРАБОТКИ ЭНЕРГОПОТОКОВ НА БАЗЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ ТЕПЛОТЕХНОЛОГИЙ БЕЛАРУСИ Докт. техн. наук, проф. РОМАНЮК В. Н.1), магистр техн. наук МУСЛИНА Д. Б.2), магистрант БОБИЧ А. А.1), магистр экон. наук КОЛОМЫЦКАЯ Н. А.2), магистр техн. наук РОМАНЮК А. В.2) 1)Белорусский национальный технический университет, 2)РУП «БЕЛТЭИ» Промышленное производство Беларуси остро нуждается в снижении энергоемкости производимой продукции [15]. К наиболее эффективным направлениям снижения энергоемкости ВВП можно отнести реструктури- зацию промышленного производства, внедрение менее энергоемких техно- логий, совершенствование энергообеспечения действующих предприятий [6, 7]. Последнее направление актуально во всех случаях, поскольку при- звано обеспечивать эффективное использование первичных энергоресур- сов независимо от энергоемкости технологии. Рациональное построение теплоэнергетической системы промышленных предприятий является од- ним из наиболее результативных и, как правило, нереализованных путей повышения эффективности энергообеспечения [69]. Одной из задач, тре- бующих решения на данном пути, является блокирование потерь эксергии, которое для теплотехнологических предприятий предполагает комбиниро- ванное энергообеспечение на базе собственного теплопотребления и отказ от использования электроэнергии, произведенной сторонними источни- ками [10]. Для условий Республики Беларусь, имеющей развитую газотранспорт- ную систему и ей соответствующую инфраструктуру, сложилась противо- речивая ситуация, которой нет во многих странах. С одной стороны, требу- ется диверсификация приходной части энергобаланса с целью снижения удельного веса природного газа (ПГ) в ней с имеющейся величины 70 до 4357 %, что связано с энергетической безопасностью [1]. С другой сторо- ны, снижение энергоемкости ВВП наиболее результативно и с наимень- шими затратами достигается прежде всего при использовании ПГ в каче- стве первичного энергоресурса. При повышении эффективности использо- вания ПГ увеличивается доля местных видов топлива (МВТ) в энергобалансе при сохранении их абсолютного потребления [9]. Альтерна- т е п л о э н е р г е т и к а 52 тивные пути изменения структуры приходной части энергобаланса, ориен- тированные на использование иных первичных энергоресурсов, при рав- ном конечном результате требуют больших инвестиций. Их величина пре- вышает в разы затраты при решении той же задачи за счет повышения эф- фективности использования ПГ. Наконец, при отказе от использования ПГ и переходе на некоторые МВТ в большинстве случаев снижение энергоемкости про- дукции не достигается. В мировом энергопотреблении доля Республики Беларусь оценивается в 0,3 % (0,5 % – доля потребления ПГ), и очевидно, что изменение струк- туры и объема энергопотребления Беларуси не изменяет ситуацию в мире, в том числе и в экологическом аспекте. В этой связи, видимо, целесообраз- но в первую очередь решать актуальную задачу снижения энергоемкости ВВП исходя из интересов страны, делать это наименее затратно, для чего предпочтительно использовать ПГ в роли первичного энергоресурса. Запа- сы ПГ, согласно данным мирового энергетического агентства, обеспечи- вают сегодняшний уровень его потребления в мире в течение более 200 лет. Очевидно, что за более короткий период неизбежно появятся но- вые технологии и энергообеспечения, и использования МВТ, а также аль- тернативные энергоисточники. Для их внедрения потребуются существен- но меньшие инвестиции, чем необходимые сегодня, например, на разра- ботку и использование углей Лельчицкого месторождения, сланцев, древесины и прочих, что обеспечит менее затратное вытеснение природно- го газа из энергобаланса страны. В настоящее время в каждом конкретном случае целесообразно использовать взвешенный, дифференцированный подход к использованию энергоресурсов и альтернативных путей в реше- нии актуальных энергетических задач, но основным направлением все же следует признать качественное повышение эффективности использования природного газа. Статистические данные об использовании энергетических ресурсов в хозяйственном комплексе Беларуси указывают на теплотехническую направленность ее современного производства: до 74 % первичных энерго- ресурсов в стране расходуется в тепловой форме. Структура энергопотреб- ления хозяйственного комплекса республики стабильна во времени, что связано с большой инерционностью последнего (рис. 1). Рис. 1. Структура расхода первичных энергоресурсов: 1 – электроэнергия; 2 – тепловая энергия; 3 – прямое технологическое сжигание, сырье и пр. Для систем преобразования вещества, т. е. в промышленности произ- водства материальной продукции, доля потребления первичных энергоре- сурсов в тепловой форме в общем их расходе несколько меньшая. В этом контексте для большинства промышленных производств очевидна опреде- 3 100 % 60 40 20 0 2006 2007 2008 2009 Год 3 3 3 2 2 2 2 1 1 1 1 53 ляющая роль промышленной теплоэнергетики в энергосбережении в про- цессах энергообеспечения теплотехнологий и потребления тепловой энер- гии. Последнее особенно очевидно из рассмотрения структуры непосред- ственно баланса энергии предприятий (рис. 2а): в тепловой форме расходу- ется в среднем 89 % потребляемой энергии. Очевидно, что структура потребления энергии определяется потребителем и стабильна во времени. Из сопоставления структур двух энергобалансов (рис. 2) следует вывод о невысокой эффективности преобразования первичных энергоресурсов в электрическую и тепловую формы энергии, что указывает на наличие энергосберегающего потенциала, оценку которого следует провести. Рис. 2. Структура потребления энергии (а) и первичных энергоресурсов (б) в промышленных системах преобразования вещества Беларуси Нельзя не согласиться с тем, что только ориентация на энергетически идеальное предприятие может быть основой для решения задачи снижения энергоемкости ВВП. Среди требований к энергетически идеальному тепло- технологическому предприятию находится и тезис, что оно не должно по- треблять электроэнергию, произведенную не на его тепловом потреблении [10]. То есть в теплоэнергетической системе идеального теплотехнологиче- ского промышленного предприятия (системы преобразования вещества) с низким и средним температурными уровнями тепловой обработки долж- но иметь место производство электроэнергии комбинированным спосо- бом [9]. В этом контексте структура генерации электро- и тепловой энергии для рассматриваемых систем далека от энергетически идеальной (рис. 3). Рис. 3. Структура генерации потоков электро- (а) и тепловой энергии (б) для энергообеспечения промышленного производства продукции Структура потребления первичных энергоресурсов для нужд промыш- ленного производства представлена на рис. 4. На сегодня лишь небольшая часть (34 %) промышленного потребления тепловой энергии обеспечивается комбинированным способом, при этом на распределенные собственные источники приходится до 12 % (рис. 3). Оставшиеся 66 % промышленного потребления тепловой энергии обеспе- чиваются за счет котельных. При этом на обеспечение промышленности тепловой энергией затрачивается до 62,0 % первичных энергоресурсов, Электро- энергия – 11 % Тепловая энергия – 22 % Топливо – 67 % Для технологи- ческих аппара- тов – 31 % Для получения тепловой энергии – 31 % Для генерации электроэнер- гии – 38 % От ТЭЦ энергоси- стемы – 11 % От КЭС – 76 % От блоч- ных ТЭЦ – 13 % Собственных котельных и ВЭР – 62 % От ТЭС энер- госистемы – 22 % Котельных энерго- системы – 4 % От блочных ТЭЦ – 12 % а Энергия б Топливо а Электроэнергия б Тепловая энергия 54 в том числе 30,8 % в процессах непосредственного сжигания топлива. Тре- буется рассмотрение структуры тепловых операций, базирующихся на прямом сжигании ПГ, для оценки энергосберегающего потенциала за счет перевода их на современное когенерационное энергообеспечение. Рис. 4. Структура потребления первичных энергоресурсов для промышленного производства Для оценки энергосберегающего потенциала за счет приближения элек- трообеспечения теплотехнологий к энергетически идеальному варианту необходимо определить операции тепловой обработки, пригодные для энергообеспечения от комбинированных источников. Граница температур- ного уровня соответствующих операций в теплотехнологических системах зависит от технологии комбинированного производства энергопотоков. При паротурбинной теплофикации эта граница определена температурой насыщения воды при давлении промышленного отбора и близка к 200 С. Повышение давления в промышленном отборе снижает удельную выра- ботку электроэнергии на тепловом потреблении и без того невысокую, что обесценивает соответствующие мероприятия. По указанной причине, например, даже ТЭЦ высоких начальных параметров пара (130 ата, 550 С) для большинства теплотехнологических предприятий не могут обеспечить выработку электроэнергии в полном объеме потребности этих предприя- тий на их тепловом потреблении, что обусловливает необходимость в кон- денсационных станциях (КЭС). С переходом к технологии на базе двигате- лей внутреннего сгорания (ДВС) температурный уровень комбинированно- го производства энергопотоков, с одной стороны, расширяется до 400550 С. С другой стороны, появляется возможность применения непо- средственно выхлопных газов ДВС в роли теплоносителя, широко востре- бованного в теплотехнологических системах преобразования вещества. В итоге количественно и качественно расширяется база комбинированного производства электроэнергии. Надо отметить и увеличение в 35 раз удельной выработки электроэнергии на единицу тепловой энергии при комбинированной генерации на базе ДВС по отношению к различным па- ротурбинным ТЭЦ. Изложенные обстоятельства создают условия для предельного измене- ния востребованной структуры электрогенерирующих мощностей, в кото- рой доминирующая роль переходит к комбинированному производству. Эффективность использования ПГ в этом случае возрастает существенно, и в сравнении с раздельной генерацией тепловой энергии и электроэнергии ТЭ от блочных ТЭЦ – 4,3 % Топливо для прямого сжигания в тепло- технологии – 30,8 % ТЭ от ТЭЦ энергосистемы – 8,3 % ТЭ от котельных энергосистемы – 1,6 % ЭЭ от блочных ТЭЦ – 2,8 % ЭЭ от ТЭЦ энерго- системы – 3,0 % ЭЭ от КЭС – 32,6 % Топливо для про- мышленно- отопительных котельных – 16,7 % Топ- ливо – 47,4 % 55 потребление природного газа уменьшается на 3040 %, что заметно изме- няет энергоемкость ВВП (рис. 5). Рис. 5. Диаграммы энергопотоков раздельной и комбинированной генерации тепловой и электрической энергии при равных отпускаемых количествах Появление ДВС нового поколения вызвало изменение расположения и принадлежности комбинированных источников энергопотоков. Объектив- ные причины этого связаны с невозможностью передачи дымовых газов как теплоносителя на сколько-нибудь значительные расстояния, что обу- словливает расположение генераторов и потребителей тепловой энергии выхлопных газов в непосредственной близости. Субъективные причины связаны с жизненно важной необходимостью снижения себестоимости продукции соответствующих предприятий. В условиях Беларуси, когда основные сырьевые потоки импортируются, направления снижения себе- стоимости продукции теплотехнологических производств ограничены и в первую очередь связаны с ее энергетической составляющей. Последняя прежде всего определяется затратами на приобретение электроэнергии, цена которой для многих предприятий по двухставочному тарифу с учетом платы за заявляемую мощность уже сегодня превышает 200 долларов за мегаватт-час. Данная ситуация и необходимость сохранения позиций на рынках сбыта, прежде всего внешних, поскольку до 70 % продукции Бела- руси экспортируется, не оставляет предприятиям выбора. Переход к соб- ственной комбинированной генерации электроэнергии при существующем Суммарное рассеяние энер- гии – 15 % Используемая тепловая энер- гия – 45 % Рассеяние энергии в электросетях – 3 % Рассеяние энергии в котельной – 5 % Wух.г – 6 % (уд. расход топлива – 320 г) – 72 % (уд. расход топлива – 268 г) – 51 % – Отпуск электроэнергии – 40 % Перерасход ПГ – от 31 до 38 % 56 тарифе на ПГ снижает расходы на используемый мегаватт-час электро- энергии до 50 долларов. Современные ДВС, имеющие высокие эксплуатационные показатели, создают и достаточные условия для кардинального изменения ситуации с энергообеспечением теплотехнологий, когда большая часть электроэнер- гии для промышленности может производиться на распределенных источ- никах, которыми являются собственные когенерационные комплексы предприятий. В технически развитых странах ЕС, например в Германии, еще в 2000 г. доля электроэнергии, вырабатываемой на распределенных когенерационных комплексах, составляла 10 % [11]. Мощность энергоси- стемы этой страны составляла до 120 ГВт, и, что существенно, в планах развития предусматривалось снизить конденсационную генерацию на 60 ГВт за счет ввода 30 ГВт мелких комбинированных источников на ПГ и 30 ГВт за счет экспорта электроэнергии от стран-соседей [12]. Нетрудно оце- нить прогнозируемый удельный вес распределенных когенерационных комплексов в 3545 % в структуре энергосистемы этой страны. Ведущее значение энергосистемы в производстве электроэнергии с ростом объемов распределенной когенерации, безусловно, сохраняется. При этом усилива- ется ее стабилизирующая роль в новой качественно изменяющейся и рас- ширяющейся энергосистеме. Эту складывающуюся объективную реаль- ность, без которой далее не может выживать теплотехнологическое произ- водство, нельзя игнорировать, и требуются оценка и учет на всех уровнях иерархии хозяйственного комплекса. Потенциал энерготехнологической комбинированной генерации. Адрес нахождения определяющего потенциала комбинированной выработ- ки электроэнергии может быть проиллюстрирован ситуацией, имеющей место в Евросоюзе: 80 % комбинированной выработки электроэнергии на распределенных источниках связано с системами преобразования вещества в нефтеперерабатывающей, химической, пищевой и целлюлозно-бумажной отраслях [13]. В Беларуси к перечисленным производствам следует доба- вить прежде всего индустрию строительных и дорожно-строительных ма- териалов, ряд предприятий Министерства промышленности, концернов легкой и пищевой промышленности и пр. С паровым и водяным теплоносителями, получаемыми за счет прямо- го сжигания топлива (рис. 3), используется 66 % общего потребления теп- ловой энергии в системах преобразования вещества. Коэффициент теп- лофикации для отопительных ТЭЦ составляет величину 0,400,65 [14]. Для промышленных потребителей, имеющих более весомую нагрузку меж- отопительного периода, с учетом возможностей современных котлов, допускающих разгрузку до 20 %, коэффициент теплофикации для рассмат- риваемой группы промышленных потребителей тепловой энергии может быть принят равным 0,7. С учетом объемов потребления тепловой энергии промышленными предприятиями соотношения электрического и теплового КПД для современных газовых когенерационных комплексов, числа часов работы в году с номинальной мощностью, которое для промышленных блочных газовых ТЭЦ при должном инженерном обеспечении находится на уровне 7 тыс. ч, рассчитывается интегральная дополнительная мощ- ность комбинированной выработки электроэнергии, составляющая не ме- нее 1 ГВт. 57 На основе приведенных оценок статистических данных энергопотреб- ления следует, что до 31 % топлива, требуемого для систем преобразова- ния вещества, расходуется в теплотехнологиях в ходе непосредственно- го сжигания. В технологических тепловых операциях с температурой до 550 С расходуется до 10 % первичных энергоресурсов. Идеально-газо- вые теплоносители с температурой ниже указанной величины возможно и энергетически целесообразно получать с помощью ДВС, температура выхлопных газов которых находится в диапазоне 350600 С. При этом в сравнении с традиционной теплоэнергетической когенерацией (рис. 5), связанной с получением теплоносителей на основе воды, эффективность энерготехнологической когенерации выше на величину рассеяния энергии с уходящими газами, поскольку в технологическом варианте имеет место непосредственное замещение топлива. Кроме того, энерготехнологическая когенерация использует существующие технологические установки в каче- стве теплоутилизационного оборудования, что снижает требуемые инве- стиции при вводе равных электрических мощностей. Важно, что характеристики ДВС, на базе которых сегодня и решается задача комбинированной генерации энергопотоков, обеспечивают удельную выработку электроэнергии на тепловом потреблении 0,801,10 МВтч/Гкал, которая не только выше паротурбинного варианта, но и практически не зависит от температурного уровня теплового потребления. Для достижения надежности энергообеспечения теплотехнологии наряду с комбинирован- ной генерацией требуемого теплоносителя, составляющей до 90 % потреб- ления, используются штатные системы прямого сжигания, которые в слу- чае останова когенерационных комплексов обеспечивают непрерывность основного производства. Годовое число часов работы с номинальной мощностью энерготехноло- гических когенерационных комплексов превышает теплоэнергетический вариант и находится на уровне 8,0 тыс. В итоге в хозяйственном комплексе Беларуси можно обеспечивать на базе промышленного теплотехнологиче- ского потребления топлива в установках со средним уровнем температур тепловых операций дополнительную мощность комбинированного произ- водства до 0,8 ГВт. Несложно в этом случае определить дополнительную мощность электрогенерирующего потенциала промышленных распреде- ленных когенерационных комплексов – не менее 1,8 ГВт. Это значение может быть увеличено до 0,61,0 ГВт с учетом мощностей, рассматривае- мых в [15]. Все это указывает на самодостаточность промышленности страны в части электропотребления, что нельзя игнорировать при оценке перспективной ситуации, которая может сложиться в обозримой перспек- тиве (рис. 6). Удельный вес распределенных когенерационных мощностей в генерации электроэнергии в этом случае может составить те же 30 %, что соответствует перспективной структуре энергосистемы Германии [12]. ЭЭ от блоч- ных ТЭЦ – 65 % ЭЭ от ТЭЦ энерго- системы – 24 % Продажа ЭЭ от ТЭЦ иным потребителям – 11 % 58 Рис. 6. Потенциально возможная структура генерации электроэнергии для промышленных потребителей Годовое снижение импорта природного газа, связанное с реализа- цией только данного энергосберегающего потенциала, составляет не менее 3 млн т у. т., или 20 % потребления первичных энергоресурсов для систем преобразования вещества, или 8 % энергопотребления в стране в целом. Надо отметить, что при системном подходе к использованию функций рас- пределенных когенерационных комплексов их возможности расширяются как в энергетическом, так и в финансовом аспектах, увеличивая те и другие в разы [15]. Энергобаланс систем преобразования вещества в промышленности Бе- ларуси с учетом возможностей модернизированных ТЭЦ энергосистемы принимает вид, показанный на рис. 7. Рис. 7. Вариант возможной структуры потребления первичных энергоресурсов для промышленного производства в обозримой перспективе Изменения, связанные с использованием энерготехнологической коге- нерации, затрагивают весь хозяйственный комплекс. Кроме того, в бли- жайшее время энергетические ТЭЦ неизбежно должны перейти на парога- зовую технологию, что увеличит в два-три раза их удельную выработку, имеющую место на современных паротурбинных комплексах на уровне 0,3 МВтч/Гкал [16, 17]. В совокупности с изложенным выше ввод АЭС неизбежно приведет к ситуации, когда будут обеспечены часть необходи- мых условий для требуемого выхода энергосистемы с избытками электро- энергии на внешние рынки и как следствие – связанное с этим дополни- тельное поступление валюты, достижение которого обозначено руковод- ством страны. С вводом парогазовых конденсационных блоков экспорт электроэнер- гии станет неизбежным, а чисто паротурбинным установкам не останется места в объеме генерации электроэнергии. Регулирование генерации элек- троэнергии с помощью паротурбинных установок [18] в этом контексте оказывается проблематичным, и потребуется либо вытеснение существен- но более эффективных источников, либо передача регулирующих функций другим источникам. Среди последних, как ни кажется на первый взгляд странным, могут оказаться и модернизированные ТЭЦ высоких начальных параметров. Последнее обусловлено их новыми свойствами, которые обес- печивает интеграция ГТУ в качестве высокотемпературных надстроек 32,5 % ТЭ от блочных ТЭЦ – 17,6 % Топливо для прямого сжигания в тепло- технологии – 32,5 % ТЭ от ТЭЦ энергосистемы – 9,8 % ТЭ от котельных энергосистемы – 1,9 % ЭЭ от блочных ТЭЦ – 21,0 % ЭЭ от ТЭЦ энерго- системы – 7,9 % электроэнергии от ТЭЦ сторонне- му потребителю – 3,4 % Топливо для про- мышленно- отопительных котельных – 5,9 % Топливо – 38,3 % Продажа 59 к существующим паротурбинным технологиям. У паротурбинных ТЭЦ с надстройками ГТУ благодаря параллельным связям по свежему пару появляется возможность изменения генерации электроэнергии, при со- хранении неизменными отпуска пара из отборов турбин потребителям и минимального пропуска пара в конденсатор. Достигается это за счет пе- рераспределения генерации свежего пара между котлами-утилизаторами (ПКУ) и традиционными котлами прямого сжигания топлива (ПКА): сни- жается мощность ГТУ и соответственно генерация пара в ПКУ при одно- временном увеличении потока генерации пара в ПКА, блокирующем сни- жение отпуска пара от котлов-утилизаторов. Возможности изменения генерации электроэнергии ТЭЦ с газотурбин- ными надстройками при сохранении неизменным отпуска пара из отборов турбин оцениваются диапазоном регулирования 55100 %. Колебание суточ- ного потребления электроэнергии в Беларуси составляет 60100 %, что вполне согласуется с возможностями модернизированных ТЭЦ. В этом слу- чае удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии от ТЭЦ будет изменяться на 0,02 кг/(кВтч), оставаясь в диапазоне 0,160,22 кг/(кВтч). Это лучше, чем соответствующие показатели при регулировании за счет парогазовых конденсационных блоков, которые будут находиться в соста- ве электрогенерирующих мощностей. К тому же использование менее мощных газотурбинных установок ТЭЦ в качестве регуляторов более ма- невренно и менее пагубно отражается на их моторесурсе [19, 20]. Послед- нее является серьезной технико-экономической проблемой при использо- вании ГТУ для регулирования генерации. Она может быть облегчена с по- мощью системного использования возможностей всех генерирующих источников: энергетических и промышленных [15]. Составляющие достижения максимального энергосберегающего потенциала энерготехнологических когенерационных комплексов. Ис- пользование паротурбинной технологии комбинированного производства на базе любых топлив, как показывают расчеты и опыт эксплуатации, в современных условиях не оправдывается с позиций энергетических и экономических, и ее использование возможно лишь в составе парогазовых вариантов когенерационного производства энергопотоков. Переход тепло- технологических предприятий к когенерации на базе собственного тепло- вого потребления с применением современных газовых тепловых двигате- лей для повышения устойчивости промышленного комплекса безальтерна- тивен, и в этой связи соответствующее производство электроэнергии будет расти. Важно обеспечить максимальную эффективность подобного рас- пределенного комбинированного производства, что следует сделать на ста- дии принятия решений в ходе обоснования инвестирования и последую- щего проектирования. Это налагает особые требования именно к разра- ботке указанных стадий существования долгоживущих когенерационных систем [9]. Определяющим фактором успешного перехода к собственному когене- рационному производству является выбор основного оборудования с уче- том особенностей конкретного объекта энергоснабжения. Во всех случаях 60 в первую очередь следует ориентироваться на максимальный электриче- ский КПД установок. Другими определяющими факторами являются ре- жим работы предприятия и графики его теплопотребления, а также техни- ческие условия энергосистемы на параллельную работу. Среди последних находятся прежде всего максимальная генерация в часы пиковых нагрузок энергосистемы и минимальная генерация в часы провалов графика энерго- потребления или, как минимум, блокирование отпуска электроэнергии во внешние электросети, чего предпочтительно добиваться за счет экономи- ческих рычагов. В соответствии с учетом всех факторов в состав когенерационного комплекса должно быть введено дополнительное оборудование, обеспечи- вающее стабильную генерацию при неравномерном потреблении тепловой энергии и при изменяющихся внешних условиях. Неизбежны и изменения в оставшейся части теплоэнергетической системы промышленного пред- приятия вне непосредственных границ когенерационного комплекса. В частности, необходима максимально возможная адаптация технологиче- ского производства к требованиям когенерационного комплекса, чего не требуется при использовании в качестве источника тепловой энергии мощ- ностей энергосистемы, когда соответствующая сопряженная проблема пе- реносится на источник. В первую очередь это относится к случаю исполь- зования парового теплоносителя, поскольку паровые коты-утилизаторы во всех вариантах двигателей внутреннего сгорания (как ГТУ, так и ГПА) со- прягаются с водяными котлами-утилизаторами и возникает задача исполь- зования ТЭР не только с паровым, но и с водяным теплоносителем. При- чем соотношение использования пара и сетевой воды определяется ком- плексом факторов: давлением пара, температурой выхлопных газов, типом ДВС. Проблема резко обостряется с ростом давления пара и снижением температуры выхлопных газов. Выбор целевой функции оптимизации когенерационных комплек- сов. Для данных долгоживущих систем преобразования энергии не менее важен вопрос их оценки. Очевидно, что приоритет экономических оценок целесообразности реализации проекта безусловен. Вместе с тем ориента- ция лишь на экономические факторы для долгоживущих и дорогостоящих систем преобразования энергии может привести к затратным последстви- ям, для снижения влияния которых следует принимать во внимание энер- гетические критерии. Последнее требование усиливается необходимостью резкого снижения энергоемкости ВВП. В этой связи для долгоживущих рассматриваемых когенерационных систем преобразования энергии в ка- честве функции цели можно рассматривать годовую экономию первичного энергоресурса при ограничениях экономического характера: возврат инве- стиций в требуемом отрезке времени и т. п. Характерный пример, иллю- стрирующий неполную реализацию энергосберегающего потенциала, свя- зан с переводом в последнее время отопительных котельных в малые ТЭЦ. Мощность тепловых двигателей выбирается так, чтобы в межотопитель- ный период их загрузка была 100 %, и полностью игнорируется отопитель- ная нагрузка, которая в данном случае во всем объеме покрывается за счет 61 прямого сжигания топлива. В этом случае коэффициент теплофикации ока- зывается минимальным и имеет место системный совокупный годовой пе- рерасход топлива. Аргументация такого решения связана со стремлением увеличить число часов работы когенерационного оборудования с номи- нальной мощностью и соответственным снижением срока окупаемости, а также блокированием снижения их КПД при соответствующей разгрузке или рассеяния энергии с недостаточно охлажденными выхлопными газами ДВС при работе последних на номинальной мощности. Нетрудно убедить- ся, что в случае увеличения коэффициента теплофикации при выполнении экономических ограничений, упомянутых ранее, годовая системная эконо- мия топлива будет значительно выше, т. е. в целесообразности увеличе- ния мощности когенерационных комплексов при реализации упомянутых проектов. Нельзя не учитывать и сугубо термодинамические требования, для чего при выбранном первичном энергоресурсе достаточно использование двух показателей: – абсолютного КПД ТЭЦ по выработке (отпуску) электроэнергии э,абс = 100Wэ/Qтпл, %, (1) где W – производство (отпуск) электроэнергии, ГДж; Qтпл  теплота про- цесса горения топлива, ГДж; – теплового КПД т = 100Qтеп/Qтпл, %, (2) где Qтеп  отпуск (производство) тепловой энергии, ГДж. Все прочие показатели (КПД тепловой, КПД производства (отпуска) электроэнергии, удельная выработка электроэнергии на единицу отпущен- ной тепловой энергии и др.), применяемые традиционно для удобства оце- нок, являются функцией вышеприведенных характеристик: – коэффициент использования топлива (КПД энергетический) ит = эн = 100(Wэ + Qтеп)/Qтпл = э,абс + т, %; (3) – удельная выработка электроэнергии на единицу тепловой энергии wq = Wэ/Qтеп = э,абс/т, кДж/кДж, = 277,8э,абс/т, кВтч/ГДж, = = 1163э,абс/т, кВтч/Гкал; (4) – электрический КПД э = 100Wэ / (Qтпл  Qтеп) = э,абс / (1  т / 100), %. (5) В случае равенства эн, определенного в соответствии с (1), энергетиче- ски более эффективным оказывается вариант с более высоким абсолютным электрическим КПД (2). В этом можно убедиться с помощью эксергетиче- ского КПД, который требуется также использовать при необходимости вы- бора между различными первичными энергоресурсами [21]: 62 е = 100Eвых/Eвх, %, где Eвых, Eвх – соответственно эксергетические выход и вход системы, ГДж. В Ы В О Д Ы 1. Требуемое снижение энергоемкости ВВП возможно на базе перехода к новым технологиям, реструктуризации промышленного производства и повышения эффективности энергоиспользования. 2. Решение задачи повышения эффективности энергоиспользования теплотехнологических производств наименее затратно и результативно на базе природного газа в качестве первичного энергоресурса. Развитая га- зотранспортная сеть и инфраструктура в Республике Беларусь обеспечи- вают необходимые соответствующие условия. 3. Структура энергопотребления теплотехнологических предприятий такова, что они могут стать самодостаточными в вопросе электрообеспече- ния. На базе их теплотехнологического потребления возможно дополни- тельно генерировать энергетически и экономически наиболее эффек- тивным когенерационным способом поток электроэнергии мощностью до 2 ГВт. Соответствующее снижение потребности в импорте природного газа составляет 3 млн т у. т., что обеспечивает значительное снижение энерго- емкости ВВП, уменьшение энергетической составляющей себестоимости продукции, повышая устойчивость последней на внешних рынках, на ко- торые поставляется до 70 % всего объема промышленного производства Беларуси. 4. Расширение генерации распределенными энерготехнологическими комплексами с целью снижения энергоемкости и себестоимости продукции неизбежно, что ведет к заметному перераспределению производства элек- троэнергии между централизованными и децентрализованными источни- ками, которые требуется принимать во внимание на данном этапе развития энергетического комплекса страны. Л И Т Е Р А Т У Р А 1. М и х а л е в и ч, А. А. Энергетическая безопасность Республики Беларусь: компо- ненты, вызовы, угрозы [Электронный ресурс].  2010.  Режим доступа: http://nmnby.eu/pub/ 0911/energy_security.pdf  Дата доступа: 26.03.2010. 2. К о н ц е п ц и я энергетической безопасности Республики Беларусь: Указ № 433 Президента Республики Беларусь, 17 сентября 2007 г. // Нац. реестр правовых актов Репуб- лики Беларусь.  2007. 3. П р е з и д и у м Совмина о Директиве № 3 // Энергетика и ТЭК.  № 2.  2008.  С. 11. 4. Э н е р г о э ф ф е к т и в н о с т ь белорусской экономики: достижения и ограниче- ния.  Экономика и бизнес [Электронный ресурс].  2010.  Режим доступа: http://news.tut. by/economics/164966.html  Дата доступа: 26.03.2010. 5. Н о в а я Концепция энергетической безопасности. В чем отличие от прежней? // Энергетика и ТЭК.  2008.  № 2.  С. 810. 6. С а з а н о в, Б. В. Теплоэнергетические системы промышленных предприятий / Б. В. Сазанов, В. И. Ситас.  М.: Энергоатомиздат, 1990. – 304 с. 63 7. Р о м а н ю к, В. Н. Энерготехнологическая перестройка производственных пред- приятий / В. Н. Романюк, Я. Н. Ковалев // Известия Белорусской инженерной академии.  2000.  № 2 (10).  С. 1519. 8. Н а з м е е в, Ю. Г. Теплоэнергетические системы и энергобалансы промышленных предприятий: учеб. / Ю. Г. Назмеев, И. А. Конахина.  М.: Изд-во МЭИ, 2002.  407 с. 9. Р о м а н ю к, В. Н. Интенсивное энергосбережение в теплотехнологических системах промышленного производства строительных материалов: дис. … д-ра техн. наук: 05.14.04 / В. Н. Романюк; БНТУ.  Минск, 2010.  48 с. 10. Ш и н с к и, Ф. Управление процессами по критерию экономии энергии / Ф. Шин- ски.  М.: Мир, 1981.  388 с. 11. G o c h w e n o i t r, C. Regulation of Heat and Electricity Produced in Combined-Heat- and-Power Plants. Liberalization and Extent of CHP Usage / C. Gochwenoitr // THE WORLD BANK [Electronic resource]. – Data to access: http://81.176.70.54/2603964/Regulation%20of% 20Heat%20and%20Electricity%20Produced%20in% 20CHP%20plants.rar?filename = Regulation%20 of%20Heat%20and%20Electricity%20Produced%20in%20CHP%20plants.rar. – 2009. – № 27201. 12. А л е к с е е в, Б. А. Новое в энергетике: производство и потребление электро- энергии, энергетика разных стран / Б. А. Алексеев // Энергетика за рубежом.  2005.  Вып. 5.  С. 313. 13. I m p r o v e m e n t of power quality using distributed generation / A. Moreno-Munoz [et al.] // Electrical Power & Energy Systems. – 2010. – Vol. 32, № 10. – P. 1069–1076. 14. Я к о в л е в, Б. В. Повышение эффективности систем теплофикации и тепло- снабжения / Б. В. Яковлев.  Минск: Адукацыя i выхаванне, 2002.  448 с. 15. К в о п р о с у обеспечения графиков электрической нагрузки энергосистемы с привлечением потенциала энерготехнологических источников промышленных предприя- тий / Б. М. Хрусталев [и др.] // Энергетика и Менеджмент.  2010.  № 1.  С. 4–11. 16. П о п ы р и н, Л. С. Эффективность технического перевооружения ТЭЦ на базе па- рогазовых установок / Л. С. Попырин, М. Д. Дильман // Теплоэнергетика.  2006.  № 2.  С. 3439. 17. Ч у б а й с, А. Б. Энергетика: тормоз или локомотив развития экономики? / А. Б. Чу- байс // Выступление и пресс-конференция председателя Правления РАО «ЕЭС России» А. Б. Чубайса «Новая инвестиционная программа холдинга РАО «ЕЭС России».  М., 2007.  Режим доступа: http://www.rao-ees.ru/ru/news/speech/confer/prez/130207abc.ppt 18. Т р у т а е в, В. И. Прирост себестоимости производства электроэнергии как эконо- мический критерий обоснования очередности разгрузки энергоустановок в ночные часы / В. И. Трутаев, В. М. Сыропущинский // Энергетическая стратегия. – 2010. – Ноябрь– декабрь. – С. 1924. 19. Ш м и д е л ь, Герд-Уве. Сервисная поддержка промышленных газовых турбин / Герд-Уве Шмидель, А. В. Гущин, В. Е. Торжков // Турбины и дизели.  2007.  Ноябрь– декабрь.  С. 3842. 20. Г а з о в а я турбина SGTx-3000E. Техническое обслуживание, технический осмотр, основной технический осмотр. Эквивалентные часы эксплуатации. Siemens AG / Power Ge- neration.  Раздел 1.2.4.  С. 16. 21. Б р о д я н с к и й, В. М. Эксергетический метод и его приложения / В. М. Бро- дянский, В. Фратшер, К. Михалек.  М.: Энергоатомиздат, 1998.  288 с. Представлена кафедрой ПТЭ и Т Поступила 05.01.2012