Главная ->  Экология 

 

Мониторинг потерь электроэнергии. Переработка и вывоз строительного мусора

Елена Ракова

 

Рост цен на газ в 2003 и 2004 г. вынудил белорусское правительство вплотную заняться вопросами энергетической безопасности. Ученые и чиновники с радостью доложили президенту и общественности, что, согласно общемировым критериям, в Беларуси плохо с энергетической безопасностью и для дальнейшего уверенного и успешного развития «островка стабильности и процветания» нам эта безопасность необходима. В чем причина панических настроений? Дело в том, что энергетические мощности Беларуси, с одной стороны, позволяют вырабатывать до 70% необходимых стране ресурсов, а с другой стороны, сильно зависят от импортируемых источников сырья. Беларусь является энергозависимой страной, где подавляющее большинство энергоресурсов импортируется.

 

Так, 85% всех потребляемых в стране ТЭР являются импортируемыми. При этом импорт ТЭР в Беларуси не диверсифицирован, на долю России приходится 98% объема импортируемых ТЭР. Структура валового потребления ТЭР неизменна на протяжении последних лет и выглядит следующим образом: 60% составляет импортируемый из России газ, нефть и нефтепродукты составляют 23%, импортируемая электроэнергия – 6%, местные топливно-энергетические ресурсы (торф, дрова, опилки, биомасса) – около 10%, прочие ТЭР – до 1%.

 

Такая структура топливно-энергетического баланса страны, исходя из теории, является угрозой развития страны, поскольку нарушается сразу несколько принципов проведения энергетической политики (наличие в суммарном потреблении различных видов топлива: нефти, природного газа, каменного угля примерно в одинаковом отношении; диверсификация поставщиков, т.е. доля каждой страны в общем объеме поставки не должна превышать 40% и пр.).

 

Причем, если импорт электроэнергии, теоретически, еще можно диверсифицировать (Россия, Литва, Украина), то по импорту газа Беларусь полностью зависима от России, что значительно повышает ценовые риски. А в настоящее время 95% электроэнергии, вырабатываемой в Беларуси, производится при сжигании газа. При этом высокие темпы экономического роста, демонстрируемые в последние годы белорусской экономикой, а также обеспечение прогнозов дальнейшего роста ВВП невозможно без роста потребления энергоресурсов. В результате проблема импорта газа и высокой зависимости от него является актуальной как в свете прогнозов дальнейшего роста мировых цен на газ (и, соответственно, их трансформации в рост цен на электроэнергию и далее, по цепочке, всех остальных затрат предприятий), так и специфики белорусско-российских отношений.

 

В свете данных угроз и вызовов было решено «решить вопрос». Согласно постановлению Совета министров №1680 от 30.12. 2004 г. в 2012 г., не менее 25% от всей производимой в стране электрической и тепловой энергии должно быть произведено с использованием местных и альтернативных видов топлива. А в конце мая на заседании президиума Совета министров был рассмотрен проект программы развития белорусской энергетики с 2006 по 2010 гг. Программа будет реализовываться по трем направлениям: предусматривается модернизация основных производственных фондов энергосистемы, меры по энергосбережению и увеличение доли использования собственных топливно-энергетических ресурсов. Предполагается, что на выполнение программы потребуется порядка USD 4.5 млрд. Из них USD 2.4 млрд. планируется израсходовать на модернизацию основных фондов, USD 700 млн. – на развитие собственных источников энергии, USD 1.3 млрд. – на мероприятия по энергосбережению.

 

Разработчики программы рассчитывают, что ее реализация к 2010 г. позволит снизить энергоемкость ВВП на 25% по сравнению с уровнем 2005 г. Кроме того, в правительстве надеются, что к этому сроку основные фонды будут обновлены на 13.6%, сэкономлено более 4 млн. тонн условного топлива, а объем производства и потребления местных видов топлива возрастет до 5.14 млн. тонн условного топлива. При этом сама программа базируется на централизованном государственном регулировании работы энергосистемы, не предполагающей никаких структурных и регуляторных реформ, а также на продолжении политики по госрегулированию цен на электрическую и тепловую энергию.

 

Однако насколько реально выполнение данной программы? И такой значительный рост диверсификации используемых источников энергии? За счет каких конкретно мероприятий будут достигаться поставленные цели? В настоящее время существует несколько черновых вариантов реализации данной программы, в которых в той или иной степени решается несколько возможных сценариев.

 

Сценарий 1.
Инвестиции, направленные на рост использования
местных и возобновляемых видов топлива

 

В настоящее время – это одна из приоритетных задач правительства. Данное решение представляется важным, поскольку более активное использование местных и альтернативных видов топлива может (1) способствовать диверсификации предложения источников энергии; (2) помочь увеличить энергетическую безопасность дальних и уединенных районов и, следовательно, (3) сократить требующую больших затрат нагрузку на крупных энергетических производителей по электро- и теплообеспечению таких районов, что приведет к сокращению издержек по трансмиссии энергии; (4) положительно сказаться на состоянии окружающей среды (сокращая парниковый эффект); (5) представить технологии, которые могут быть очень полезными в будущем; и (6) создать интересные и потенциально выгодные новые возможности для сельского хозяйства (например, выращивая культуры с высокой теплотворной способностью).

 

Однако данный вариант решения проблемы энергозависимости имеет и ряд серьезных недостатков:

 

1. Вследствие технологических особенностей, электростанции, работающие на возобновляемых видах топлива, эффективны только для мелких и средних котельных в районных центрах и сельской местности. Для городских электростанций электроэнергия, выработанная с использованием местных видов топлива, будет еще более дорогой, чем при сжигании газа. Следовательно, инвестиции в модернизацию оборудования крупных электростанций и ТЭЦ, работающих на газе, могут быть более низкими, чем в их переоборудование для работы с возобновляемыми видами топлива. Модернизация работающих на газе электростанций может быть и более эффективным решением, поскольку новое оборудование позволит уменьшить потребление газа на производимый киловатт энергии (и, следовательно, сократит общую стоимость потребляемого газа и зависимость от России).

 

2. Вызывает сомнение, что возобновляемые источники энергии имеются в наличии в количестве, достаточном для выполнения этой грандиозной цели.

 

3. Более того, это решение требует значительных инвестиций. Однако финансовые возможности Министерства финансов или энергетических предприятий (инновационный фонд) ограничены, и очень маловероятно, что необходимые суммы могут быть получены по приемлемой цене на международных финансовых рынках.

 

3. Переход на производство 25-30% электро- и теплоэнергии при использовании местных источников энергии чреват негативными экологическими последствиями. Сжигание древесины, мазута, торфа, угля и т.д. вызывает высокую эмиссию углеводородов и разного рода пыли. Строительство очистных сооружений также требует средств, которых не имеют ни Министерство финансов, ни энергетические предприятия. Кроме того, использование в больших количествах древесины может создать дополнительные экологические проблемы в белорусских лесах. Увеличение использования торфа может привести к ухудшению экологической ситуации в уникальном белорусском Полесье – районе, болотам которого уже был нанесен ущерб.

 

Следовательно, интенсификация работы по использованию местных и возобновляемых видов топлива является хорошим шагом в верном направлении. Однако намеченная цель по производству 25 - 30% электро- и теплоэнергии с их использованием представляется малореалистичной, с высокими альтернативными издержками. Кроме того, широкомасштабное использование местных видов топлива может создать ситуацию его нехватки, если местные источники энергии будут не доступны в необходимых количествах. А если рассматривается задача по предотвращению значительного роста тарифов на электроэнергию, то этот сценарий ее не решает, поскольку возобновляемые источники энергии являются более дорогими.

 

Сценарий 2.
Строительство атомной станции

 

Возможность строительства белорусской атомной станции широко обсуждается в масс-медиа и правительственных кругах. И, согласно официальной информации, строительство белорусской АЭС предусмотрено одним из трех вариантов концепции развития энергетики.

 

Строительство АЭС также имеет свои преимущества и недостатки. С одной стороны, это позволит сократить тарифы на электроэнергию более чем на 20% и значительно снизит потребность в российском газе, позволив экономить до USD 300 млн. в год и более (в случае роста цен на газ). С другой стороны, строительство атомной станции потребует огромных инвестиций в течение долгого периода времени (это долгосрочный проект, рассчитанный на 10-15 лет). Кроме того, это создаст новый вид высокой зависимости о других стран (России или Евросоюза) в смысле технологий, импорта урана и т.д. К тому же существуют экологические (захоронение отходов) и политические опасения, связанные с вхождением Беларуси в число стран – обладателей ядерными технологиями.

 

Сценарий 3.
Диверсификация импорта электроэнергии

 

Еще один вариант решения проблемы высокой зависимости от импорта газа – диверсификация импорта электроэнергии. В настоящее время Беларусь импортирует электроэнергию только из России. Однако подписание контракта на импорт украинской атомной энергии может оказаться выгодным, поскольку ее производство относительно дешево. Как сообщил замминистра топлива и энергетики Украины С. Титенко, контракт на импорт украинской электроэнергии между Беларусью и Украиной заключен в июне. По его словам, Беларусь будет закупать украинскую электроэнергию по такой же цене, что и российскую. Поставки могут начаться уже в сентябре при среднемесячном объеме 400 млн. кВт/ч.

 

Еще одним возможным частичным решением может стать участие белорусской стороны в строительстве или модернизации атомных электростанций ближайших соседей Беларуси (России или Украины). Например, представляется целесообразным и выгодным участие в реконструкции атомной электростанции в Смоленской области и возможность соответственно импортировать определенный объем дешевой энергии.

 

Тем не менее, импорт электроэнергии не может быть универсальным решением. Скорее он только может внести свой вклад в сглаживание остроты проблемы односторонней энергетической зависимости. К тому же импорт не будет значительно дешевле собственного, основанного на сжигании газа производства, принимая во внимание высокие издержки по трансмиссии и снижению высокого напряжения в сетях на границе.

 

В целом в той или иной степени описанные выше варианты решения проблемы энергозависимости являются основными. Однако существуют еще, по крайней мере, два варианта, один из которых декларируется, однако выполняется лишь формально, и второй – вообще не рассматриваемый властью.

 

Сценарий 4.
Сокращение потребления энергии

 

В целом, в этом направлении уже проделана большая работа. Так, согласно официальной статистике, в течение последних 9 лет энергопотребление в Беларуси сократилось на 38%, в то время как ВВП вырос на 63% (на самом деле, это абсолютный рекорд Беларуси. Ни одной стране не удалось достичь таких разнонаправленных пропорций, причем без масштабной модернизации оборудования и технологий. А поскольку «этого не может быть, потому что этого не может быть», это, в свою очередь, заставляет часть экспертов усомниться в реальности цифр по росту ВВП). Так, согласно статистике, за годы реформ в Беларуси потребление угля сократилось в 4 раза, мазута – в 3 раза, а доля газа выросла с 40% до 65%.

 

Тем не менее, не смотря на такие «успехи», та же статистика свидетельствует, что производство одного доллара ВВП требует в Беларуси в 4-5 раз больше энергоресурсов, чем в западных странах. К тому же Беларусь потребляет более чем 30 млн. тонн условного топливного эквивалента, т.е. примерно 3 т. на одного человека, в то время как средний показатель – 1 т. В 2004 г. Беларусь потребила 2000 м 3 газа и 3400 кВтч электроэнергии на человека, что примерно в два раза превышает среднеевропейский уровень. Таким образом, Беларуси нужно стремиться к сокращению энергопотребления не на четверть, а в разы.

 

Одно из возможных направлений работы – это создание мотивации по энергосбережению для населения и начало реформ в секторе ЖКХ. Население использует 20% всей электроэнергии, потребляемой в стране, и 60% теплоэнергии. Однако тарифы для населения являются относительно низкими и не стимулируют сокращение энергопотребления. Кроме того, для определенных групп потребителей существует множество льгот. Следовательно, реформы в этом направлении, особенно в теплоснабжении и системе ЖКХ (реформа тарифов, установка приборов учета и борьба с энергопотерями, продвижение идей энергосбережения среди населения), будут способствовать снижению энергопотребления и уменьшению потерь в сетях. То же относится и к предприятиям, поскольку часть из них пользуется льготными тарифами и другими льготами по оплате ТЭР, что не стимулирует их к эффективному потреблению и политике энергосбережения.

 

В целом, сбережение даже малого объема энергии будет более выгодным для Беларуси, чем относительно больший процент перехода на новые источники энергии. Однако, несмотря на ежегодно административно устанавливаемые параметры по снижению энергоемкости ВВП, работа в этом направлении ведется формально и, как следствие, низкоэффективно, поскольку на это либо нет средств, либо экономическая целесообразность вступает в противоречие с политической целесообразностью.

 

Сценарий 5.
Пока не рассматриваемый.
Рыночные реформы в секторе энергетике

 

Увеличение использования возобновляемых видов топлива и диверсификация импорта электроэнергии будут иметь своим следствием известную энергетическую диверсификацию. Тем не менее, этого будет недостаточно для существенного сокращения зависимости от газа как основного вида топлива. Более того, увеличение использования возобновляемых и местных источников энергии, строительство атомной станции и рост импорта не приведут к значительным результатам в стремлении правительства сохранить рост тарифов на как можно более низком уровне и, напротив, могут привести к противоположному результату (случай возобновляемых/местных видов топлива).

 

На самом деле реальной проблемой является не высокая зависимость от газа как такового (с соответствующим ростом тарифов на электроэнергию в случае роста цен на газ), а неэффективность и зарегулированность самой энергетики.

 

Принимая во внимание экономическую ситуацию в секторе и, в особенности, высокую потребность в инвестициях (источники которых неясны, поскольку в бюджете необходимых денег нет, а значительно увеличить тарифы на инвестиционную составляющую не получится по политическим (недовольство населения) и экономическим (дальнейший рост затрат в других отраслях) причинам), очевидно, что электроэнергетика нуждается в новых перспективах прибыльного развития. Следовательно, помимо диверсификации источников топлива необходимо изменение организационной структуры сектора с целью повышения его эффективности. Международный опыт, а также опыт стран ЦВЕ предлагает несколько вариантов реформирования энергетики, однако, увы, в настоящий момент это не то чтобы нерассматриваемый, а даже и необсуждаемый среди экспертов вариант.

 

Нина Броерская,
ведущий инженер, к.т.н.
Филиал ОАО Инженерный центр ЕЭС —
Фирма ОРГРЭС

 

На всех уровнях управления в отрасли электроэнергетика потери электроэнергии в электрических сетях рассматриваются как составляющая часть баланса электроэнергии: куплено-продано-потеряно . Под термином куплено подразумевается отпуск электроэнергии в сеть , который всегда определяется как сумма отпуска с шин электростанциями АО-энерго и покупки электроэнергии в сальдированном исчислении с ФОРЭМ. Для дефицитных АО-энерго этот показатель характеризует собственную потребность энергосистемы в электроэнергии. Под продано понимается величина полезного отпуска, которая для избыточных АОэнерго состоит из суммы полезного отпуска собственным потребителям и передачи электроэнергии на ФОРЭМ в сальдированном исчислении. Соответственно, для дефицитных АО-энерго — это величина полезного отпуска собственным потребителям.

 

Разность этих двух показателей, называемая отчетные потери электроэнергии , как правило, не соответствует величине технологического расхода электроэнергии на ее транспорт в электрических сетях, истинную величину которого определить невозможно из-за информационной необеспеченности о режимах работы распредсетей среднего и низкого напряжений. Однако расчет этого показателя возможен с той или иной степенью достоверности в зависимости от принятых допущений.

 

Потери электроэнергии, полученные расчетным путем с применением основных законов электротехники, а также с учетом схемных и режимных параметров сетей, принято называть техническими потерями. Разность между величинами отчетных и технических потерь называется коммерческой составляющей или коммерческими потерями.

 

Методы расчета технических потерь электроэнергии приведены в действующих инструктивно-методических материалах. На базе этих методов разработаны программы расчета технических потерь с использованием ПК и внедрены в энергосистемах отрасли. Результаты этих расчетов ежегодно передаются в ОРГРЭС в виде макетов в составе внутриотраслевой формы отчетности, учитывающих структуру потерь и балансов электроэнергии на каждом классе напряжения. Эта информация на протяжении более двух десятилетий позволяет решать различные технико-экономические задачи на верхнем уровне управления отрасли. В частности, была проведена разработка нормативов потерь электроэнергии для сетей АО-энерго и ОАО ФСК ЕЭС . Ежегодно проводится анализ отчетных и оценка коммерческих потерь электроэнергии в сетях каждого АО-энерго и в целом по Российской Федерации.

 

В 2003 г. потери электроэнергии достигли 107 млрд.кВт.ч, что соизмеримо с выработкой всех атомных электростанций РФ. По отношению к отпуску электроэнергии в сеть потери составили 13,14%.

 

Ежегодно растут отпуск электроэнергии в сеть, абсолютные и относительные потери в сетях за исключением 2002 г., когда наблюдалось незначительное снижение этих показателей. Однако не следует считать, что рост потерь обусловлен только увеличением хищений электроэнергии. Проводимая в эти годы политика по передаче функций сбытовой деятельности от перепродавцов в АО-энерго способствовала объективному росту потерь электроэнергии за счет потерь в коммунальных сетях. Рост электроэнергии, отпущенной в сеть, также является объективным фактором увеличения потерь.

 

По сравнению с докризисным 1990 г. потери электроэнергии в электрических сетях РФ увеличились на 35% при снижении отпуска в сеть на 14%. Относительные потери возросли с 8,2 до 13,14%.

 

Минимальные относительные потери наблюдались в сетях Литовской и Эстонской ССР (5,94 и 7,49% соответственно), максимальные — в сетях Закавказских республик порядка 13 — 15%. В остальных республиках потери электроэнергии были на уровне среднего по Минэнерго СССР — порядка 9%.

 

Естественно, что росту потерь за этот период послужил экономический кризис в стране, который привел к большому количеству неоплаченной, а, следовательно, неучтенной электроэнергии. Проводимая реорганизация в электроэнергетической отрасли также не способствовала снижению уровня потерь, в основном из-за сокращения персонала энергосбытов при росте количества потребителей, а также из-за роста тарифов на электроэнергию и других негативных факторов, связанных с реорганизацией.

 

Кроме того, росту потерь электроэнергии послужило изменение структуры полезного отпуска электроэнергии потребителям. За минувший период с 1990 г. доля электроэнергии, отпущенной промышленным потребителям, снизилась с 59,8% до 52,8%, в то время как отпуск электроэнергии непромышленным потребителям и населению увеличился порядка на 7%.

 

Это означает, что загруженность высоковольтных сетей с малыми удельными потерями снизилась, а, соответственно, низковольтных сетей с большими удельными потерями, наоборот, возросла.

 

Такие предприятия как Тюменьэнерго, Белгородэнерго, Кузбассэнерго, Вологдаэнерго, в которых доля полезного отпуска электроэнергии промышленным потребителям составляет 70% и более, имеют самые низкие потери порядка 6-7%. В то время как высокие потери электроэнергии в подразделениях, в которых доля полезного отпуска промышленным потребителям низкая — 20-30%, потери электроэнергии при этом достигают 20% и более.

 

Для оценки достоверности величины отчетных потерь электроэнергии разработаны методы их теоретического расчета на базе известных законов электротехники с использованием схемных и режимных параметров сетей. Эти методы и, соответственно, программы расчета на ПК внедрялись во всех энергосистемах, начиная с 1980-х годов и ранее.

 

Необходимость этого была вызвана не только стремлением оценить величину потерь, но и обосновать их размер перед Госпланом СССР на плановый период. С этой целью в ОРГРЭС была разработана система сбора и анализа технических потерь электроэнергии (форма 7-энерго). В соответствии с этой формой информация о структуре технических потерь поступает ежегодно — один раз в год от всех АО-энерго.

 

На базе этой информации в ОРГРЭС в 1985г. была разработана Методика планирования потерь электроэнергии в электрических сетях Минэнерго СССР, которая была согласована с Госпланом СССР и утверждена руководством отрасли. В соответствии с этой методикой ежегодно разрабатывалось обоснование уровня потерь электроэнергии в электрических сетях в целом по отрасли и представлялось в Госплан СССР.

 

На основании проведенного анализа можно сделать вывод, что в целом по всем АО-энерго РФ в 2002 г. при величине отчетных потерь 93 млрд.кВт.ч технические потери составили порядка 67 млрд.кВт.ч и, следовательно, коммерческие потери составляют около 27%.

 

Наибольшая доля потерь (27,6%) имеет место в сетях напряжением 110 кВ, что свидетельствует об их значительной загруженности и протяженности. В сетях 220 и 0,4 кВ потери составляют 18,8 и 18,6% соответственно, в сетях 35 и 10 кВ примерно по 15% в каждой. В сетях 500 и330 кВ потери незначительны, поскольку эти сети, в основном, находятся на балансе ОАО ФСК ЕЭС и лишь небольшая часть их осталась на балансе АО-энерго.

 

Соотношение между нагрузочными и условно-постоянными потерями следующее. В целом по всем сетям нагрузочные потери составляют 75,2%, условно-постоянные — 24,8%. В сетях различных классов напряжения это соотношение изменяется. Так, в сети 220 кВ оно составляет 67,5 и 32,5%, в сети 110 и 35 кВ — примерно по 72 и 28%. В сетях 220 кВ доля условно-постоянных потерь выше, чем в других сетях, что объясняется наличием в них потерь на корону .

 

В составе условно-постоянных потерь 65% — это потери на холостой ход трансформаторов, 13,5% — потери на корону, 11% — расход электроэнергии на собственные нужды подстанций и 10,5% — прочие потери.

 

В целях снижения потерь электроэнергии проводятся соответствующие организационно-технические мероприятия. Эффект от проведения этих мероприятий в 2002 г. составил порядка 2,7-2,8 млрд.кВт.ч., удельная эффективность составила 3,34% от величины отчетных потерь электроэнергии.

 

В составе организационных мероприятий наибольший эффект — 69% от совершенствования учета электроэнергии. Сюда относится работа по выявлению хищений электроэнергии. В результате проведенных рейдов предприятиями Энергосбыта составлены акты на 1782 млн.кВт.ч

 

Технические мероприятия по снижению потерь, требующие для своего выполнения значительных финансовых ресурсов, составили незначительную долю из-за отсутствия этих ресурсов. В основном выполнялись работы по вводу устройств компенсации реактивной мощности, по замене проводов на перегруженных участках сетей, по переводу сетей на более высокое напряжение и др. Общий эффект от этих мероприятий составил порядка 90-100 млн.кВт.ч.

 

Вывоз металлолома, проекты ломов. Вывоз металлолома отходов.

 

Новая страница 1. Комбинированные источники энергоснабжения на базе паровых и пароводогрейных котельных. Забытые преимущества. Ініціатива з енергоефективності. В поисках технологии будущего.на чем будут работать автомобильные двигатели будущего.

 

Главная ->  Экология