Национальный технический университет Украины
«Киевский политехнический институт»
ДТЭК ЭНЕРГО
РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ
СИСТЕМЫ ЭНЕРГОМЕНЕДЖМЕНТА
В СООТВЕТСТВИИ С ТРЕБОВАНИЯМИ
МЕЖДУНАРОДНОГО СТАНДАРТА ISO 50001
НА ПРЕДПРИЯТИЯХ ДТЭК ЭНЕРГО
Под общей редакцией
доктора технических наук
профессора
С.П. Денисюка
Киев
2014
УДК 621.311
ББК 31.27
Утверждено к печати
ученым советом Института энергосбережения и энергоменеджмента
Национального технического университета Украины «КПИ»
Протокол № 12 от 26 июня 2014 г.
Рецензенты: Фиалко Н.М., член-корреспондент НАН Украины
Сыченко В.Г., докт. техн. наук, профессор
Лебедев Д.Ю., канд. техн. наук, доцент
Авторы:
Бориченко Е.В., Горбунов О.В., Денисюк С.П.,
Дешко В.И., Закладной О. А., Коцар О.В.,
Находов В.Ф., Прокопенко В.В., Шовкалюк М.М.
Разработка и внедрение системы энергоменеджмента в соответствии с
требованиями международного стандарта ISO 50001 на предприятиях ДТЭК
ЭНЕРГО / Е.В. Бориченко, О.В. Горбунов, С.П. Денисюк, В.И Дешко, О.А.
Закладной, О.В. Коцар, В.Ф. Находов, В.В. Прокопенко, М.М. Шовкалюк ;
под общ. ред. С.П. Денисюка. – К. : Наш формат, 2014. – 504 с.
ISBN 978-966-8777-08-0
В монографии определены общие положения разработки и внедрения систем энергетического
менеджмента (СЭнМ), сформулирована общая характеристика СЭнМ согласно международному стандарту ISO 50001:2011, описана модель СЭнМ на основе цикла непрерывного улучшения PDCA. Рассмотрены этапы создания СЭнМ на предприятии, структура и основные составляющие системы энергоменеджмента предприятия, порядок разработки документации СЭнМ, руководства по энергоменеджменту с описанием элементов стандарта ISO 50001. Выполнен анализ законодательного обеспечения
правового регулирования сферы энергосбережения. Проанализированы особенности энергетических
обследований промышленных предприятий. Обоснованы важность и необходимость контроля эффективности энергоиспользования для практического решения задач энергосбережения на производственно-хозяйственных объектах, а также приведены основные показатели, используемые для количественной оценки уровня энергоэффективности. Рассмотрены методические основы двух принципиально
разных подходов к оценке и контролю эффективности использования ТЭР. Описаны общие характеристики технической энергетической системы, энергетические системы и потоки, виды энергетических
балансов и особенности их составления, а также суммарный обобщенный КПД технологической системы. Приведены общая характеристика систем электроснабжения, сведения о электрических параметрах
электроэнергетических систем. Рассмотрены вопросы определения потерь электрической энергии в
электрических сетях, а также предложены мероприятия по их снижению, рассмотрены вопросы компенсации реактивной мощности. Рассмотрены общая характеристика топливоиспользующего оборудования, эффективность использования энергии по ходу преобразования и передачи, потери тепла и методики расчета потерь, характеристики систем отопления, вентиляции, горячего водоснабжения зданий;
описаны методики расчета тепловых нагрузок; а также рассмотрены экологические аспекты. Приведены
особенности установки и применения средств учета электроэнергии в условиях различных моделей
энергорынка Украины. Рассмотрены схемы построения АСКУЭ на базе импульсных и цифровых измерительных каналов. Приведена рекомендованная структура АСКУЭ объекта учета в условиях перехода
к рынку двусторонних договоров и балансирующему рынку (РДДБР) и определена функциональность
каждого из ее структурных компонент. Рассмотрены схемы поставки электрической энергии конечным
потребителям в условиях различных моделей энергорынка Украины. Определены требования к функциональности АСКУЭ в РДДБР. Рассмотрены прикладные организационно-технические и экономические
вопросы энергоменеджмента. Приведены источники и схемы финансирования энергосберегающих
проектов. Описаны назначение и особенности составления бизнес-плана энергосберегающего проекта, а
также рассмотрена методология анализа инновационного энергосберегающего проекта для банковсктого
финансирования.
Для специалистов, занимающихся разработкой и внедрением систем энергетического менеджмента на предприятиях ДТЕК ЭНЕРГО, а также для аспирантов и студентов электротехнических и
теплотехнических специальностей.
ISBN 978-966-8777-08-0
© ИЭЭ НТУУ «КПИ», 2014
ПРЕДИСЛОВИЕ
Особенности политики энергосбережения в начале ХХІ ст.
Степень экономического развития мирового хозяйства можно охарактеризовать системой технологических укладов. В частности, выделяют
следующую градацию технологических укладов: I – уровень ручных
технологий (с помощью орудия труда ); II – уровень первых технических
устройств; III – уровень машинных технологий; IV – уровень материально-механизированных технологий; V – уровень машинно-компьютерных
и информационных технологий; VI – уровень конвергентных технологий,
нано-, био-, информационно-коммуникационных технологий, новых
материалов и источников энергии.
В зависимости от уровня технологического уклада, на котором
находятся основные отрасли экономики страны, формируются различные
требования к реализации политики энергосбережения и энергоэффективности. Если в Украине на сегодня наиболее распространенными
все еще являются третий и четвертый технологические уклады, то и требования к реализации политики энергоэффективности другие по сравнению с отдельными странами ЕС и США, где уже начинают доминировать
секторы с экономикой VI технологического уклада.
Выделяются две модели перспективного развития энергетического
сектора в XXI в.:
– модель «Энергоэффективность+» (до 2020 г.): доминирование
централизованной энергетики, развитие когенерации/тригенерации, развитие рассредоточенной генерации; экономически оправданы инновации,
развитие моделей интеллектуальной энергетики в отдельных территориальных/производственных кластерах;
– модель «Новая парадигма» (после 2020 г.): масштабный переход к
интеллектуальной энергетической системе; широкое внедрение технологий Smart Grid; трансконтинентальная интеграция энергетических систем,
внедрение прорывных технологий (технологий «чистой/зеленой» энергетики), либерализация рынков.
На сегодня проблема повышения эффективности функционирования энергетической структуры нашего государства требует
комплексной модернизации всех ее составляющих. Повышение энергетической эффективности энергетического сектора может осуществляться
как по отдельным технологиям (технологическая модернизация),
пообъектно (объектная модернизация), так и системы в целом (системная
модернизация). Политика повышения энергетической эффективности в
Украине формируется, в первую очередь, согласно следующим документам: Энергетическая стратегия Украины на период до 2030 года (одобрена
распоряжением Кабинета Министров Украины от 15 марта 2006 г. № 145р.); Государственная целевая экономическая программа энергоэффективности и развития сферы производства энергоносителей из возобновляемых источников энергии и альтернативных видов топлива на 2010–2015
годы (утверждена постановлением Кабинета Министров Украины от
3
1 марта 2010 г. № 243); проекты Национального плана действий по
энергоэффективности Украины (Директива 2006/32/ЕС, согласно этому
плану Украина к 2020 году должна достичь 9 % планового энергосбережения среднего конечного внутреннего потребления) и Национального
плана действий по возобновляемой энергетике к 2020 году (Директива
2009/28/ЕС, главная цель плана – установление доли энергоносителей,
полученных из возобновляемых источников энергии в конечном потреблении в 2020 году, не менее 11%).
В ХХІ веке решить проблему повышения эффективного использования энергоносителей возможно исключительно путем внедрения
новейших энергоэффективных технологий и оборудования, организации
системы энергоменеджмента, которые бы отвечали современным потребностям и требованиям. Имеющийся в Украине потенциал повышения
энергоэффективности (до 40 % суммарного потребления энергоресурсов)
необходимо рассматривать как перспективный рынок сбыта энергосберегающей, энергоэффективной техники и технологий, который должен дать
импульс развитию отечественных технологий в сфере энергосбережения и
энергоэфективности. Наличие существенного потенциала энергосбережения в украинской экономике – шанс для модернизационного и инновационного развития нашей страны.
Мировой опыт свидетельствует, что только там состоялось быстрое
достижение международной конкурентоспособности государства, где во
главу угла государственной политики ставились энергоэффективность и
повышение уровня интеллектуализации энергетических систем. Курс на
энергоэффективность указывает перспективные направления для развития
инноваций, расширяет возможности предпринимательской деятельности в
области энергосбережения и энергоэффективности, стимулирует спрос на
энергосберегающие продукты и технологии.
Рассмотрим особенности эволюции государственного управления в
сфере энергоэффективности:
1. Государственный комитет Украины по энергосбережению
(Госкомэнергосбережения). Создан 26 июля 1995 г. Указом Президента
Украины № 666/95. Цель создания Госкомэнергосбережения – обеспечение проведения единой государственной политики в сфере энергосбережения, повышения эффективности работы, рационального использования
и экономного расходования ТЭР и реализации Закона Украины «О энергосбережении».
Указом Президента Украины от 20 апреля 2005 г. № 678/2005 Государственный комитет Украины по энергосбережению был ликвидирован,
а его функции возложено на Министерство топлива и энергетики Украины.
2. Национальное агентство Украины по вопросам обеспечения
эффективного использования энергетических ресурсов (НАЭР). Создано
31 декабря 2005 г. Указом Президента Украины № 1900. Задача НАЭР:
проведение единой государственной политики в сфере эффективного
использования энергетических ресурсов и энергосбережения, обеспечение
увеличения доли альтернативных видов топлива в балансе спроса и пред-
4
ложения энергоносителей, создание государственной системы мониторинга производства, потребления, экспорта и импорта энергоносителей,
усовершенствование системы учета и контроля за потреблением энергетических ресурсов, обеспечение функционирования единой системы
нормирования удельных расходов энергетических ресурсов в общественном производстве.
НАЭР ликвидировано согласно распоряжению Кабинета Министров Украины от 10 декабря 2010 г. № 2219-р.
3. Государственное агентство по энергоэффективности и энергосбережению Украины (Госэнергоэффективность). Создано 9 декабря
2010 г. Указом Президента Украины № 1085/2010. Задача комитета
Госэнергоэффективность: реализация государственной политики в сфере
эффективного использования ТЭР, энергосбережения, возобновляемых
источников энергии и альтернативных видов топлива, осуществление
государственного контроля в сфере эффективного использования ТЭР,
обеспечение увеличения доли возобновляемых источников энергии и
альтернативных видов топлива в энергетическом балансе Украины.
В нормативно-правовых актах разных стран предложены следующие определения понятия «энергетическая эффективность»:
1. В Законе Украины «О энергосбережении»:
− энергосбережение – деятельность (организационная, научная,
практическая, информационная), направленная на рациональное использование и экономное расходование первичной и преобразованной энергии
и природных энергетических ресурсов в национальном хозяйстве, которая
реализуется с использованием технических, экономических и правовых
методов;
− энергоэффективные продукция, технология, оборудование –
продукция или метод, средство ее производства, обеспечивающие рациональное использование ТЭР по сравнению с другими вариантами использования или производства продукции одинакового потребительского
уровня или с аналогичными технико-экономическими показателями;
− энергоэффективность – характеристика оборудования, технологии, производства или систем в целом, показывающая степень использования энергии на единицу конечного продукта.
2. В департаменте энергетики (США): энергетическая эффективность не может быть выражена единственным показателем, поэтому
существует много подходов к ее определению или толкование ее как
понятия:
– энергоэффективность – необходимый уровень затрат энергетических ресурсов для достижения определенного уровня благополучия
(например, экономического, социального, стандартов жизни человека,
состояния окружающей среды и т.д.);
– энергоэффективность – показатель, обратный энергоемкости;
– энергоэффективность – комплексный набор показателей, определение которых зависит от системы, для которой он определяется, а главным является наблюдение за динамикой этих показателей и их постоянного улучшения за счет всех экономически обоснованных мер (совершен-
5
ствование современных технологий, а также, что очень важно, замена
существующих технологий использования ТЭР на принципиально
новые).
3. Согласно «Сообщению о плане действий по повышению энергоэффективности» (Еврокомиссия) энергоэффективность – снижение
потребления энергии без снижения использования энергии производством
и оборудованием, то есть имеется в виду рациональное использование
энергоресурсов и альтернативных источников энергии и уменьшения
общей потребности в энергоресурсах по отдельным направлениям.
4. В России (ГОСТ Р 51387-99 «Энергосбережение. Нормативнометодическое обеспечение»):
− показатель энергетической эффективности – абсолютная, удельная
или относительная величина потребления или потери энергетических
ресурсов для продукции любого назначения или технологического
процесса;
− энергетическая эффективность – характеристика, отражающая отношение полезного эффекта от использования энергетических ресурсов к
затратам энергетических ресурсов, производимых с целью получения
такого эффекта, применительно к продукции, технологического процесса,
юридического лица, индивидуального предпринимателя.
5. В Беларусии (Закон РБ «О энергосбережении»): показатель
энергоэффективности – научно обоснованная абсолютная или удельная
величина потребления ТЭР (с учетом их нормативных потерь) на производство единицы продукции (работы, услуги) любого назначения,
установленная нормативными документами.
6. Комиссия ООН по устойчивому развитию (2006 г.): энергоэффективность открывает исключительно благоприятные возможности и
имеет многочисленные плюсы, включая повышение конкуренции в
промышленности, укрепление энергобезопасности, а также значительное
и эффективное с точки зрения затрат снижение объема выбросов в
атмосферу двуокиси углерода и других парниковых газов. Существуют
широкие возможности для повышения энергоэффективности в домашних
хозяйствах, в транспортном секторе и промышленности, включая надлежащие меры в секторе энергетики, путем изменения моделей потребления
и производства, поведения и образа жизни людей.
В ведущих странах мира сегодня уже формируется энергоэффективное общество. Стало общепризнанным, что энергоэффективное общество – это общество, способное успешно решать задачи эффективного
обеспечения энергоресурсами социально-экономического развития страны при стимулирующем воздействии энергетического фактора на уровень
ориентиров этого развития и на оптимизацию энергетических затрат.
Критерием энергоэффективности общества должен быть получаемый
результат по отношению к затратам энергии и затратам на энергию,
понимая под результатом как производство ВВП, так и достижения высокого качества жизни (быта, труда, отдыха и т.п.).
Энергоэффективность сама по себе становится важнейшим ресурсом и гарантом формирования необходимого потенциала для дальнейше-
6
го развития государства и общества. Энергоэффективность – это не только
энергосбережение, но и оптимизация соотношения эффекта (полезности,
качества, стоимости, количества производимых продуктов, качества жизни, социального комфорта) и энергетических затрат, которых требует
производимое благо.
Необходимость активизации государственного курса на энергоэффективность в Украине обусловлена следующими факторами:
− перспектива дальнейшего роста внутренних цен на энергоносители;
− необходимость повышения конкурентоспособности украинской
экономики в условиях роста тарифов и продолжающийся рост в цене
конечной продукции доли расходов на приобретение энергии;
− рост тарифов оказывает мощное дестабилизирующее влияние на
социально-политическую сферу (снижение энергопотребления за счет
энергосбережения может рассматриваться как фактор, компенсирующий
рост цены на энергоресурсы);
− угроза критического влияния дефицита энергоресурсов (энергосбережение рассматривается как один из наиболее приоритетных и действенных механизмов преодоления критического влияния дефицита
энергоресурсов);
− Украина выступает как привлекательный рынок сбыта технологий
и оборудования в сфере энергосбережения (рынок энергосберегающих
технологий в мире уже сложился).
Энергоэффективность рассматривается как индикатор и ресурс
инновационного развития. В ХХІ веке решить проблему повышения
эффективного использования ТЭР возможно исключительно путем внедрения новейших энергоэффективных технологий и оборудования, отвечающих потребностям и требованиям. Заявленная приоритетность политики энергосбережения в Украине длительное время не была подкреплена
эффективной формой и механизмами взаимодействия власти, бизнеса и
научного потенциала в вопросах внедрения инновационных энергосберегающих технологий. На современном этапе развития государства одним
из основных препятствий масштабной реализации политики энергоэффективности является отсутствие у основных агентов необходимости и
мотивации относительно разработки и внедрения энергоэффективных
инновационных технологий.
Итак, энергоэффективность можно рассматривать как макроэкономический показатель, который является величиной, обратной от энергоемкости ВВП, характеризующий конкурентоспособность страны и выступает одновременно как определяющий фактор и индикатор инновационного развития страны.
Повышение энергоэффективности – ключевая задача модернизации
и инновационного развития национальной экономики Украины.
Особое значение на сегодня приобретают сочетание инновационной стратегии и стратегии энергоэффективности, необходимость инновационного обновления как средства конкуренции и выживания в рыночных
условиях на национальном и мировом уровнях. Управление предприяти-
7
ем/организацией в контексте инновационной модели экономики должно
быть направлено на обеспечение его развития через использование соответствующих инновационных механизмов. Внедрение инновационной
стратегии, а также стратегии энергосбережения и энергоэффективности
имеет синергетический эффект, положительно влияет на уровень производства, а также приводит к снижению затрат и повышению качества, что,
в свою очередь, ведет к повышению конкурентоспособности продукции,
предприятия и компании в целом.
На современном этапе в странах ЕС энергоэффективность достигается в основном не за счет внедрения новых энергосберегающих технологий, а за счет изменений в методах и способах управления. При этом энергоэффективность рассматривается как использование энергетических
ресурсов с использованием такого оборудования и технологий, которые
при существующем уровне развития техники и соблюдения требований к
охране окружающей среды обеспечивают максимальную конкурентоспособность и устойчивость развития компании.
Необходимо также отметить разработанный в ЕС и утвержденный
19 октября 2013 г. «План действий по энергоэффективности стран ЕС».
Приоритетные мероприятия из 75 ключевых мероприятий:
1) внедрение новых стандартов энергоэффективности для различных потребительских товаров, в частности котлов, копировальной и телевизионной техники, осветительных приборов и т.д. (введен в действие с
2007 г.);
2) введение новых энергетических стандартов для жилых помещений и содействие сооружению помещений с низкими энергетическими
затратами, так называемых «пассивных домов» (2008–2009 гг.);
3) повышение эффективности производства и распределения
электроэнергии (2007–2008 гг.);
4) создание законодательной базы для обеспечения сокращения к
2012 г. вредных выбросов для автомобиля до 120 г/км (с 2007 г.);
5) активизация процесса финансирования банками инвестиционных проектов по повышению энергоэффективности, разработанных для
малого и среднего бизнеса и энергосервисных компаний (с 2007–2008 гг.);
6) повышение уровня эффективности потребления энергоресурсов
в странах, присоединившихся к ЕС;
7) применение налоговых инструментов, согласованных с подготовкой Зеленой книги по косвенному налогообложению в 2007 г.;
8) проведение соответствующих информационных и образовательных кампаний;
9) повышение энергоэффективности на городских территориях
путем выполнения «Наказа для мэров», в котором собраны лучшие
практики в этой сфере;
10) подписание международных соглашений для стимулирования
энергоэффективности в международном масштабе.
В 2007 году европейское правительство приняло следующие цели
на 2020 год:
− сокращение выбросов CO2 на 20 % относительно уровня 1990 года;
8
− 20 % энергопотребления ЕС должны обеспечиваться за счет
во-зобновляемых источников энергии;
− снижение потребления первичных энергоресурсов на 20 %, в
основном за счет мероприятий по энергоэффективности.
План действий по энергоэффективности – сокращение потребления
первичных энергоресурсов в Европе за счет повышения энергоэффективности.
Состоявшийся 22 мая 2013 года саммит Европейского совета (второй в истории ЕС саммит, посвященный вопросам энергетики) на политическом уровне констатировал изменение приоритетов энергетической
политики ЕС: вместо «устойчивой энергии» на первый план выходит
«конкурентоспособная энергия».
Основным пунктом повестки дня саммита был вопрос о высоких
ценах на энергоносители и их влиянии на конкурентоспособность экономики ЕС.
В 2012 году цена на газ в Европе была в четыре раза выше, чем в
США, а цена на электроэнергию – в два раза выше. Это заставляет задуматься как о конкурентоспособности промышленности ЕС на глобальных
рынках, особенно в свете проекта создания зоны свободной торговли
между ЕС и США, так и о социальной справедливости, поскольку
гражданам с низкими доходами все сложнее платить по коммунальным
счетам.
Кратко охарактеризуем особенности инновационной стратегии и
стратегии энергоэффективности в Украине.
Курс на энергоэффективность указывает перспективные направления для развития инноваций, расширяет возможности предпринимательской деятельности в области энергосбережения и энергоэффективности,
стимулирует спрос на энергосберегающие продукты и технологии.
Принципы инновационной политики, необходимые для раскрутки
маховика генерирования и коммерциализации инноваций:
1. Государственная политика по повышению энергоэффективности
как шанс для развития инноваций.
Государственный «курс на энергоэффективность» сможет создать
мультипликативный эффект для всей экономики Украины, в том числе и
для придания ей мощного инновационного импульса. Он открывает для
нашей страны уникальные возможности для того, чтобы быстрее пройти
путь от модернизации к инновационному прорыву в сфере энергосбережения.
2. Необходимость формирования, поддержания и развития особой
инновационно-предпринимательской среды:
– получение молодыми специалистами практического опыта, в том
числе на этапе коммерциализации результатов разработок и исследований, необходимого для дальнейшей самостоятельной работы на рынке;
– стимулирование и поддержка предпринимательской активности в
инновационной сфере среди украинской молодежи, работающей в сфере
науки;
9
– формирование на ограниченной территории «критической массы»
молодых талантов, создание атмосферы творческой свободы.
3. Модернизация как ключ к развитию инновационной активности:
– не должна преследоваться цель получения инноваций ради инноваций; главный критерий успеха – коммерческая эффективность;
– необходимо в предельно сжатые сроки пройти тот путь, который
прошли страны Запада в политике повышения энергоэффективности;
– успешно реализованные на практике проекты создают прочный
базис для дальнейших революционных технологических изменений.
Необходимо учитывать, что политика повышения энергетической
эффективности страны, региона, предприятия (организации) формируется
на узловом пересечении энергетической, экологической и экономической
политик Европейского Сообщества.
На сегодня можно выделить следующие направления повышения
энергоэффективности в Украине:
− обеспечение системности в национальной экономической политике, промышленной, региональной (местной) и политике энергоэффективности;
− создание благоприятных условий для бизнеса, включая область
энергетических ресурсов;
− учет интересов всех сторон при принятии решений в промышленной и энергетической политике;
− активизация практики планирования, в том числе энергетического, не ущемленного разъединением отдельных вопросов по ведомствам;
− распространение культуры энергосберегающего образа жизни и
бизнеса, информации о возможностях и технологиях, обучения;
− обеспечение достаточной и достоверной информации об энергопотреблении на различных уровнях для принятия необходимых решений;
− обеспечение большей доступности финансовых ресурсов для модернизации и повышения энергоэффективности, в том числе посредством
развития энергосервисной деятельности.
Обеспечение системности в национальной экономической политике, промышленной и политике энергоэффективности:
− создание экономических моделей, стимулирующих ресурсоснабжающие компании к проведению модернизации, наращиванию производительности труда и энергоэффективности, с минимальным повышением
тарифов;
− увеличение государственной роли в промышленности с целью
формирования промышленной политики с увязкой отраслевых задач, а
также и с учетом инновационных, инвестиционных, региональных и других целей, планирование развития отдельных (под) отраслей путем разработки дорожных карт в рамках государственно-частного партнерства;
− создание стратегии импортозамещения в части технологий, оборудования и материалов, необходимых для энергоэффективной модернизации. Стимулирование отечественных разработок энергоэффективного
оборудования, а также создание механизма их коммерциализации для
бизнеса и бюджетной сферы;
10
− увязка энергетической политики и политики энергоэффективности (потребности в энергии по регионам с резервами экономии и
альтернативной энергетики, необходима и новая генерация). Увязка стратегий (подпрограмм) развития традиционной энергетики и генерации, а
также подпрограммы энергоэффективности в Энергетической стратегии,
Государственных программах, в том числе в части балансирования объемов сэкономленных энергоресурсов и снижение потребностей в новой
генерации;
− использование возможностей лучших практик, в частности
стимулирование внедрения системы энергоменеджмента с учетом требований ISO 50001:2011 на промышленных предприятиях;
− улучшение взаимодействия между уровнями управления и органами власти;
− применение критериев энергоэффективности в промышленности
при выделении субсидий на софинансирование региональных (местных)
программ повышения энергоэффективности.
Составляющие процесса повышения энергетической эффективности предприятия (организации):
− достижение реального улучшения энергетической эффективности
предприятий и организаций должно основываться не только на технических решениях, но и на более совершенном управлении;
− признание важности энергии как одного из видов ресурсов, который требует такого же менеджмента, как любой другой дорогой ресурс, а
не как накладных расходов предприятия, является «Главным первым
шагом» к улучшению энергетической и экологической эффективности и
снижению затрат;
− энергетический менеджмент является финансовым инструментом,
который может обеспечить предприятиям экономию средств за счет проведения грамотной энергетической политики по использованию энергоресурсов.
Основные правила энергоэффективности:
− учет потребленной энергии, выпущенной продукции и предоставленных услуг;
− умение выбирать оптимальный тариф, определять оптимальные
графики энергопотребления и лимиты энергии на единицу продукции;
− устранение расточительного использования ТЭР; контроль
выполнения графиков энергопотребления и лимитов;
− управление энергопотреблением основных и вспомогательных
производств.
Дорожная карта создания комплексной системы управления
энергоэффективностью:
− энергетические обследования, разработка и актуализация энергетического баланса, выявления и корректировки потенциалов и приоритетов;
− модернизация систем коммерческого и технического учета энергии;
− обучение и повышение квалификации персонала;
11
− разработка и введение в практику стандарта предприятия (организации) – «Управление энергоэффективностью»;
− освоение программно-аппаратных комплексов планирования,
прогнозирования, мониторинга и управления энергоэффективностью;
− введение в практику опережающей модернизации производства,
трансфера лучших доступных энергоэффективных технологий.
Барьеры на пути повышения энергоэффективности:
− недостаточное осознание значимости энергоэффективности;
− недостаток статистических данных и низкий уровень осведомленности;
− «размытость» или противоречивость стимулов;
− внешние экологические факторы;
− методология установления тарифов;
− высокие транзакционные издержки;
− отсутствие конкуренции.
Факторы (природа) барьеров: ценовые и финансовые, связанные со
структурой и организацией экономики и рынка, институциональные,
социальные, культурные, поведенческие. Появление таких барьеров на
пути повышения энергоэффективности обусловлена тем, что экономика
Украины характеризуется низкой конкурентоспособностью, энергозатратностью и высокой материалоемкостью, износом основных средств,
экспортной ориентацией и зависимостью от мировой конъюнктуры на
внешних рынках.
Последнее исследование потенциала Украины в сфере энергоэффективности и использования возобновляемых источников энергии
было представлено 8 ноября 2013 г. Секретариатом Энергетической Хартии. Согласно данным Секретариата Энергетической Хартии потенциал
энергосбережения в Украине составляет 27 млн. т н.э., или 25 % конечного потребления всех энергоресурсов.
В своем исследовании Секретариат Энергетической Хартии рекомендует улучшить институциональную базу в сфере энергоэффективности, придерживаться высоких стандартов управления при разработке
политики в сфере энергетики и энергоэффективности, либерализовать
энергетический рынок, создать инвестиционно привлекательные условия
для потенциальных инвесторов и обеспечить единообразную конкурентную среду как для производителей, так и для поставщиков.
Пути реализации имеющегося потенциала энергосбережения в
Украине представим в соответствии с положениями Государственной
целевой экономической программы энергоэффективности и развития
сферы производства энергоносителей из возобновляемых источников
энергии и альтернативных видов топлива на 2010–2015 годы (дополнения
утверждены постановлением Кабинета Министров Украины от 1 марта
2013 г. № 243).
Целью Программы являются: создание условий для приближения
энергоемкости ВВП Украины к уровню развитых стран и стандартов
Европейского Союза; снижение уровня энергоемкости валового внутреннего продукта в течение срока действия Программы на 20 % по сравне-
12
нию с 2008 годом (ежегодно на 3,3 %); повышение эффективности
использования ТЭР и усиление конкурентоспособности национальной
экономики; оптимизация структуры энергетического баланса государства,
в котором доля энергоносителей, полученных из возобновляемых источников энергии и альтернативных видов топлива, составит в 2015 году не
менее 10 %, путем уменьшения доли импортированных ископаемых
органических видов энергоресурсов, в частности, природного газа, и
замещение их альтернативными видами энергоресурсов, в том числе
вторичными, при условии надлежащего финансирования Программы.
Планировалось, что выполнение Государственной целевой экономической программы энергоэффективности и развития сферы производства энергоносителей из возобновляемых источников энергии и альтернативных видов топлива на 2010–2015 годы позволит создать условия для
снижения уровня энергоемкости ВВП, оптимизации структуры энергетического баланса государства путем увеличения объема использования
возобновляемых источников энергии и альтернативных видов топлива,
вторичных энергоресурсов, внедрить действенный механизм реализации
государственной политики в сфере энергоэффективности, возобновляемых источников энергии и альтернативных видов топлива.
Проблему предполагается решить путем:
внедрения новейших технологий производства и потребления
энергетических ресурсов, когенерационных технологий, а также технологий, предусматривающих использование тепловых насосов, электрического теплоаккумуляционного обогрева и горячего водоснабжения;
использования энергии солнца и геотермальной энергии;
добычи и использования газа (метана) угольных месторождений
и сланцевого газа как альтернативных видов топлива;
производства и использования биотоплива;
развития ветроэнергетики, малой гидро- и биоэнергетики;
модернизации газотранспортной системы, систем тепло- и водоснабжения, тепловых электростанций и теплоэлектроцентралей;
осуществления мер по уменьшению объема потребления
энергоресурсов учреждениями, которые содержатся за счет средств
государственного бюджета;
снижения уровня загрязнения окружающей природной среды;
законодательного урегулирования вопросов по снижению уровня энергоемкости ВВП и оптимизации структуры энергетического баланса государства, адаптации национального законодательства в сфере
энергоэффективности, энергосбережения и альтернативной энергетики к
законодательству Европейского Союза;
создания благоприятных условий для привлечения отечественных и иностранных инвестиций в сферу энергоэффективности и энергосбережения с целью оптимизации структуры энергетического баланса
государства, уменьшения объема выбросов загрязняющих веществ;
формирования государственной системы мониторинга и
контроля за эффективным использованием ТЭР, производством энерго-
13
носителей из возобновляемых источников энергии и альтернативных
видов топлива, выполнением настоящей Программы, отраслевых и региональных программ энергоэффективности, повышением уровня достоверности статистической информации относительно показателей энергопотребления;
проведения структурной перестройки предприятий, направленной на снижение материало- и энергоемкости производства;
усовершенствования механизма финансирования мероприятий,
которые нуждаются в государственной поддержке и направлены на снижение уровня энергоемкости ВВП;
увеличения объема использования альтернативных источников
энергии и вторичных энергетических ресурсов, уменьшения объема
выбросов загрязняющих веществ;
активизации международного сотрудничества в рамках реализации стратегии энергетической безопасности государства;
популяризации среди широких слоев населения через средства
массовой информации эффективного и экономного потребления ТЭР,
включения соответствующих вопросов в программы учебных заведений,
создания региональных центров информирования общественности.
Основными задачами Программы являются:
− совершенствование законодательства и системы стандартизации в
сфере энергоэффективности, возобновляемых источников энергии и
альтернативных видов топлива;
− разработка технических заданий и стандартов в сфере энергоэффективности, возобновляемых источников энергии и альтернативных
видов топлива;
− адаптация национального законодательства в сфере энергоэффективности, возобновляемых источников энергии и альтернативных видов
топлива к законодательству Европейского Союза;
− уменьшение объема технологических затрат и непроизводственных потерь энергоресурсов в результате модернизации оборудования,
внедрения современных энергоэффективных технологий, совершенствование системы государственного управления и популяризации энергоэффективности;
− обновление, модернизация энергозатратного технологического
оборудования промышленных предприятий;
− проведение санации жилых домов, объектов социальной сферы и
зданий учреждений, которые полностью содержатся за счет средств
государственного бюджета, в том числе разработка проектно-сметной
документации;
− проведение санации объектов социальной сферы, которые полностью содержатся за счет средств местных бюджетов;
− разработка типовых проектов по модернизации и замене котлов с
переводом их на альтернативные виды топлива, установка тепловых
насосов, внедрение технологий электрического теплоаккумуляционного
обогрева и горячего водоснабжения на объектах коммунальной формы
14
собственности и социальной сферы, внедрение когенерационных технологий с использованием альтернативных видов топлива в сфере коммунальной теплоэнергетики;
− стимулирование промышленных предприятий к проведению
модернизации котельных, внедрение энергоэффективного оборудования,
технологий, материалов и проведение соответствующих работ путем
компенсации части стоимости проектов;
− проведение модернизации и замены котлов с переводом их на
альтернативные виды топлива, реализации проектов по внедрению технологий использования тепловых насосов, электрического теплоаккумуляционного обогрева и горячего водоснабжения на объектах коммунальной
формы собственности и социальной сферы и внедрение когенерационных
технологий с использованием альтернативных видов топлива в сфере
коммунальной теплоэнергетики;
− проведение модернизации газотранспортной системы, оборудования тепловых электростанций, теплоэлектроцентралей;
− строительство и реконструкция электрических сетей, строительство пристанционных узлов, подстанций и электрических сетей для присоединения объектов, производящих электроэнергию из возобновляемых
источников энергии;
− строительство и реконструкция локальных сетей, пристанционных узлов и подстанций для присоединения объектов, производящих
электроэнергию из возобновляемых источников;
− оснащение субъектов хозяйствования в сфере производства
тепловой энергии коммунальной формы собственности приборами учета
фактического отпуска тепловой энергии и оборудования жилых домов
домовыми приборами ее учета;
− стимулирование населения к внедрению энергоэффективного
оборудования, технологий, материалов и проведению соответствующих
работ путем компенсации процентов в определенном размере за пользование кредитами, полученными заемщиками в финансовых учреждениях;
− осуществление мероприятий, направленных на формирование в
обществе сознательного отношения к необходимости повышения
энергоэффективности, развития и использования возобновляемых источников энергии и альтернативных видов топлива;
− оптимизация структуры энергетического баланса государства, в
частности замещение традиционных видов энергоресурсов другими
видами, в том числе полученными из возобновляемых источников
энергии и альтернативных видов топлива, а также вторичными энергетическими ресурсами;
− строительство электрогенерирующих мощностей на основе
использования энергии ветра; реализация проектов по строительству
солнечных установок для производства электро- и тепловой энергии,
установок для производства биодизеля и топливного биоэтанола, синтетического топлива;
− восстановление малой гидроэнергетики и строительство новых
мощностей;
15
− реализация проектов по строительству установок, работающих на
твердом биотопливе и биогазе, для производства тепловой и электрической энергии;
− реализация пилотных проектов по строительству установок для
генерации электроэнергии с использованием энергии биомассы, строительства геотермальных тепловых электростанций с использованием
попутного газа;
− разработка технико-экономического обоснования и проекта
строительства типовой современной мини-ТЭЦ, работающей на биомассе
и других альтернативных видах топлива;
− внедрение технологий использования промышленного газа, а
также низконапорного газа, добытого из месторождений нефти и газа, для
производства тепловой и электрической энергии;
− реализация проектов по переработке торфа и изготовлению
торфобрикетов, фрезерного торфа;
− научно-технического обеспечение выполнения Программы, в том
числе научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ в
сфере производства энергоносителей из возобновляемых источников
энергии и альтернативных видов топлива;
− создание системы мониторинга производства энергоносителей из
возобновляемых источников энергии и альтернативных видов топлива в
соответствии с мероприятиями Программы;
− проведение исследований потенциала регионов по размещению
объектов возобновляемой энергетики;
− проведение исследований текущего состояния малых гидроэлектростанций;
− проведение исследований ветропотенциала, в частности определение приоритетных районов расположения ветровых электростанций и
установки измерительного оборудования.
Санация жилых домов, объектов социальной сферы и зданий
учреждений, которые полностью содержатся за счет средств государственного бюджета, является комплексом технических мероприятий,
направленных на их восстановление и приведение их теплотехнических
характеристик в соответствие с современными требованиями, нормами и
стандартами, уменьшение потерь энергоресурсов и воды, а также улучшение условий пребывания работников.
К работам по санации относятся: термоизоляция наружных стен
здания, подвала и фундамента; модернизация кровли с возможным
установлением на ней солнечных коллекторов; модернизация тепловых,
водопроводных, канализационных, вентиляционных и электрических
сетей здания, перевода ее на электротеплоаккумуляционный обогрев;
замена радиаторов отопления, установка приборов учета энергоресурсов и
воды, введение многотарифного учета электроэнергии; строительство или
модернизация котельной в здании; обустройство или ремонт тепловых
пунктов; установление стеклопакетов, балконных блоков и входных
дверей.
16
К энергоэффективному оборудованию, технологиям, материалам,
которые внедряются с применением механизма компенсации процентов в
определенном размере за пользование кредитами, полученными заемщиками в финансовых учреждениях и соответствующих работ, относятся:
для одноквартирных домов: газовые котлы с автоматической
подачей природного газа, включая стоимость их установки, электрические
котлы, включая стоимость их установки; котлы, работающие на альтернативных видах топлива, включая стоимость их установки; тепловые
насосы, включая стоимость их установки; солнечные коллекторы для
производства тепловой энергии и подогрева воды, включая стоимость их
установки; солнечные панели для производства электроэнергии, включая
стоимость их установки; радиаторы отопления с терморегуляторами, приборы учета газа и воды, включая стоимость их установки; стеклопакеты,
балконные блоки и входные двери, включая стоимость их установки;
работы по термоизоляции наружных стен здания, подвала и фундамента;
работы по модернизации тепловых, водопроводных, канализационных,
вентиляционных и электрических сетей в доме;
для квартир в многоквартирных домах: радиаторы отопления с
терморегуляторами, включая стоимость их установки; приборы учета
горячей воды с контролем температуры, включая стоимость их установки;
приборы учета газа и холодной воды, включая стоимость их установки;
стеклопакеты, балконные блоки и входные двери, включая стоимость их
установки; работы по термоизоляции наружных стен многоквартирного
дома.
Выполнение Программы должно было позволить:
снизить уровень энергоемкости ВВП на 20 % по сравнению с
2008 годом;
оптимизировать структуру энергетического баланса государства,
в котором доля энергоносителей, полученных из возобновляемых источников энергии и альтернативных видов топлива, составит в 2015 году не
менее 10 %;
повысить уровень энергетической безопасности государства и
конкурентоспособности национальной экономики;
уменьшить зависимость Украины от импортированных энергоносителей, объем потребления органического топлива, техногенное
воздействие на окружающую среду и повысить уровень экологической
безопасности систем теплоснабжения;
создать новые рабочие места;
усовершенствовать механизм государственного управления и
регулирования в сфере энергоэффективности, энергосбережения и
альтернативной энергетики, оптимизировать структуру и объем энергопотребления;
уменьшить объем производственных расходов на 10 %,
непроизводственных потерь энергоносителей – на 25 % уровня соответствующих показателей, которые действовали на момент принятия
Программы;
17
ликвидировать перекрестное субсидирование при цено- и тарифообразовании;
частично решить проблему выплаты задолженности по оплате
потребленных энергоресурсов;
создать условия для привлечения финансовых ресурсов, необходимых для обновления и модернизации производственных фондов;
повысить экономическую и энергетическую эффективность, а
также уровень надежности энергетического оборудования тепловых
электростанций, теплоэлектроцентралей;
оптимизировать структуру энергетического баланса государства,
в частности обеспечить уменьшение доли природного газа и нефтепродуктов, угля и торфа, замещение их другими видами энергетических
ресурсов, прежде всего полученными из альтернативных источников
энергии, и вторичными энергетическими ресурсами.
В результате выполнения Программы объем замещения природного
газа в энергетическом балансе
государства должен составлять начиная с
2016 года не менее 15 млрд. м3, а нефтепродуктов – 1 млн. т:
− повысить уровень тепловой энергии для населения и уменьшить
объем использования природного газа для производства тепловой
энергии, необходимой для отопления жилого фонда, на 60 %, зданий
бюджетных учреждений – на 35 %;
− уменьшить на 50 % объем расходов государственного бюджета на
финансирование предоставления коммунальных услуг по энергообеспечению бюджетным учреждениям;
− обеспечить уменьшение на 25 % потребления импортируемого
природного газа;
− уменьшить объем капитальных вложений в проведение замены
теплоэнергетического оборудования на предприятиях коммунальной
энергетики, промышленности и нефтегазового комплекса;
− снизить на 20 % уровень энергоемкости работ по транспортировке, хранению и распределению газа по сравнению с 2008 годом, повысить
надежность и энергетическую эффективность транзита природного газа
по магистральным газопроводам;
− уменьшить на 15–20 % объем использования природных ресурсов
(воды, полезных ископаемых, атмосферного воздуха и др.) за счет уменьшения объема потребления ТЭР;
− обеспечить уменьшение на 15–20 % объема выбросов загрязняющих веществ;
− повысить уровень предоставления коммунальных услуг для всех
слоев населения с одновременным снижением тарифов на такие услуги;
− снизить уровень социального напряжения из-за уменьшения аварийных остановок тепловых электростанций и энергораспределительных сетей.
Системным инструментом повышения энергоэффективности является энергетический менеджмент – это самостоятельный вид профессиональной деятельности, направленный в ходе любой хозяйственной деятельности
18
предприятия (организации), действующего в рыночных условиях, на
достижение снижения затрат путем повышения энергоэффективности.
Менеджмент энергосбережения – система управления, направленная на обеспечение рационального использования потребителями ТЭР.
Опыт европейских стран свидетельствует – внедрение политики
энергоэффективности требует изменений на уровне управленческих
решений путем внедрения систем энергетического менеджмента в соответствии со стандартом ISO 50001 «Системы энергетического менеджмента – требования и руководство по применению» [20].
Предыдущие ISO 50001 – национальные стандарты:
− США: ANSI/MSE 2000:2008 A Management System for Energy
(Система энергоменеджмента);
− США: ANSI/IEEE 739:1995 Recommended practice for energy management in industrial and commercial facilities (Рекомендуемая практика для
энергоменеджмента на промышленных и коммерческих предприятиях);
− Дания: DS 2403:2001 Energy Management – Specifications (Энергоменеджмент – Спецификации);
− Дания: DS/INF 136:2001 Energy Management – Guidance on Energy
Management (Энергоменеджмент – Руководство);
− Швеция: SS 627750:2003 Energy Management Systems – Specification (Системы энергоменеджмента – Спецификация);
− Ирландия: I.S. 393:2005 Energy Management Systems – Specification
with Guidance for Use (Системы энергоменеджмента – Спецификация с
Руководством по использованию);
− Южная Корея: KS A 4000:2007 Energy Management System;
− Китай: GB/T 23331:2009 Management System for Energy – Requirements (Система энергоменеджмента – Требования);
− ЮАР: SANS 879:2009 Energy Management – Specifications
(Энергоменеджмент – Спецификации).
Этапы разработки стандарта ISO 50001:
− весна 2008 г. – США инициировано создание Технического комитета ISO/ТК 242 Energy Management, секретариат которого возглавил
Американский Национальный Институт Стандартов (ANSI) и Бразильская
Ассоциация технических норм (ABNT);
− сентябрь 2008 г. – 1-е пленарное заседание в Вашингтоне: делегаты из 25 стран мира, а также представители Организации ООН по
промышленному развитию (UNIDO), представлен 1-й Рабочий проект
(Working Draft, WD1);
− март 2009 г. – 2-е пленарное заседание в Рио-де-Жанейро: 73 делегата из 19 стран мира, на 21 стр. текста 2-го Рабочего проекта (WD2)
объем предлагаемых поправок составил свыше 150 страниц;
− ноябрь 2009 г. – 3-е пленарное заседание в Лондоне: рекордное
число комментариев – 754. Из них порядка 200 носили редакционный
характер, 150 – общий характер, более 400 – технические замечания;
− октябрь 2010 г. – 4-е пленарное заседание в Пекине: из более чем
40 стран, принявших участие в голосовании, пять европейских стран
(Франция, Великобритания, Германия, Италия и Испания) проголосовали
19
«против» представленного проекта ISO/DIS 50001, что замедлило работу
над текстом;
− с марта по май 2011 г. – окончательное голосование по финальному проекту ISO/FDIS 50001: ни одного голоса не было подано «против» и
лишь две страны воздержались;
− июнь 2011 г. – официальная публикация стандарта ISO 50001;
− ноябрь 2011 г. – 5-е пленарное заседание в Вашингтоне: принятие
решения о разработке новых стандартов ISO серии 50000 в области
энергоменеджмента.
Новая концепция энергетического менеджмента в соответствии с
положениями стандарта ISO 50001 стимулирует появление и развитие
метрологического обеспечения и нормативно-методической подготовки
контроля, учета, анализа эффективности использования энергоресурсов;
приводит как к существенному расширению прав, так и повышению
ответственности энергетических служб предприятия, резко усиливая их
влияние на эффективность использования всех видов энергоресурсов
предприятием.
В Украине в сфере энергетического менеджмента действуют
следующие стандарты:
– ДСТУ 4472:2005 «Энергосбережение. Системы энергетического
менеджмента. Общие требования»;
– ДСТУ 4715:2007 «Энергосбережение. Системы энергетического
менеджмента промышленных предприятий. Состав и содержание работ
на стадиях разработки и внедрения»;
– ДСТУ 5077:2008 «Энергосбережение. Системы энергетического
менеджмента промышленных предприятий. Проверка и контроль эффективности функционирования».
Положения этих стандартов в современных условиях уже устарели.
Они сдерживают эффективную реализацию новой концепции энергетического менеджмента по стандарту ISO 50001.
На сегодня в Украине крайне важна разработка стандарта ДСТУ
ISO 50001: «Энергосбережение. Системы энергоменеджмента. Требования и руководство к использованию». Целью работы над таким стандартом является разработка национального стандарта, идентичного (модифицированного) стандарту ISO 50001: «Энергосбережение. Системы
энергоменеджмента. Требования и руководство к использованию»
согласно требованиям стандарта ДСТУ 1.7:2001 «Национальная стандартизация. Правила и методы принятия и применения международных и
региональных стандартов».
Необходима дальнейшая гармонизация нормативной базы Украины
с международными стандартами для создания системы национальных
стандартов в сфере энергоменеджмента, которые бы отражали современные представления о энергоменеджменте и опыте передовых стран.
Современный стандарт ISO 50001 – это общепризнанная основа
обеспечения интеграции энергетической эффективности в практику
управления.
20
Многонациональные и национальные компании получили доступ к
одному согласованному стандарту для внедрения системы энергосбережения в рамках всей компании, включающему логическую и последовательную методику определения и реализации улучшений в сфере
энергосбережения и энергоэффективности.
Стандарт ISO 50001 предназначен:
− для помощи предприятиям в более эффективном использовании
существующих энергоемких активов;
− обеспечения прозрачности и упрощения информирования о
рациональном использовании ТЭР;
− содействия внедрению лучшей практики управления энергетикой
и стимулирования рационального использования энергии;
− помощи при оценке объектов и приоритетности внедрения новых
энергосберегающих технологий;
− создания условий для повышения энергоэффективности в цепи
поставок материально-технических ценностей;
− совершенствования энергетического менеджмента в проектах по
сокращению выбросов парниковых газов;
− интеграции с другими системами управления организации, такими как экологические системы и системы менеджмента охраны труда.
Новый стандарт ISO 50001 создает основы:
− для интеграции вопросов энергосбережения и энергоэффективности в общую концепцию менеджмента организации и с другими системами управления;
− обеспечения более эффективного использования ТЭР;
− улучшения документирования и отчетности, измерения, сравнительного анализа;
− уменьшения негативного воздействия на окружающую среду;
− внедрения передовой практики энергоменеджмента и принципов
энергоэффективного поведения;
− оценки и назначения приоритетов при внедрении новых
энергоэффективных технологий, техники, материалов и конструкций;
− стимулирования энергоэффективности на всей цепи поставок.
Основные экономические выгоды от внедрения СЭнМ на предприятии согласно стандарту ISO 50001:
− деятельность в сфере энергосбережения начинает соответствовать
основным целям руководства предприятия;
− систематически снижаются производственные и эксплуатационные расходы, теряется меньше энергии и ресурсов, уменьшаются затраты,
связанные с воздействием предприятия на окружающую среду;
− получение дополнительной прибыли, связанной с энергосберегающими аспектами деятельности предприятия;
− повышается конкурентоспособность предприятия на внутреннем
и внешнем рынках;
− банки с большей готовностью инвестируют средства в предприятия с
хорошо функционирующей системой энергетического менеджмента;
21
ния;
− создается более благоприятный имидж предприятия среди населе-
− предприятие получает дополнительные возможности быть
признанным на международном уровне и мировом рынке.
Стандарт ISO 50001 является универсальным, поскольку использует подход «один размер, пригодный для всех» (one-size-fits-all).
На сегодня в области повышения энергоэффективности Украины
важно разработать «Дорожную карта создания комплексной системы
управления энергоэффективностью». Опыт европейских стран свидетельствует, что внедрение политики энергоэффективности требует изменений
на уровне управленческих решений путем внедрения систем энергетического менеджмента в соответствии со стандартом ISO 50001 «Системы
энергетического менеджмента: требования и руководство по применению».
Далее рассмотрим более подробно содержание предлагаемой книги.
В предисловии, авторы которого Денисюк С.П. и Горбунов О.В.,
описаны особенности политики энергосбережения в начале ХХІ ст.
Глава первая – автор Денисюк С.П. – посвящена общим положениям разработки и внедрения систем энергетического менеджмента (СЭнМ),
сформулирована общая характеристика СЭнМ согласно международному
стандарту ISO 50001:2011 «Системы энергетического менеджмента:
требования и руководство по применению», определены основные экономические выгоды от внедрения энергоменеджмента и описана модель
СЭнМ на основе цикла непрерывного улучшения «Планируй-ВыполняйКонтролируй-Улучшай» (PDCA). Достаточно подробно рассмотрены
этапы создания СЭнМ на предприятии, структура и основные составляющие системы энергоменеджмента предприятия, порядок разработки
документации СЭнМ, руководства по энергоменеджменту с описанием
элементов стандарта ISO 50001, документированных процедур, записей,
положений о подразделениях, должностных и рабочих инструкций,
управление персоналом при реализации СЭнМ, мотивация персонала на
повышение энергетической эффективности, а также основные обязанности энергоменеджеров.
Во второй главе, подготовленной Находовым В.Ф., Прокопенком
В.В., Бориченко Е.В. и Шовкалюк М.М., рассмотрены вопросы законодательного обеспечения правового регулирования сферы энергосбережения,
инструменты государственного управления, основные нормативные
документы, регламентирующие вопросы технического и технологического энергосбережения; нормативные показатели энергоэффективности.
Рассмотрены структура и основные положения Закона Украины «О энергосбережении».
В этой главе также проанализированы особенности энергетических
обследований промышленных предприятий. Показано, что главной целью
энергетического аудита является поиск возможностей энергосбережения и
помощи субъектам хозяйствования в определении направлений эффективного энергоиспользования. Описаны основные этапы энергетического
аудита производственной системы, приведена оценка потенциала энерго-
22
сбережения, дана методика разработки мероприятий по энергосбережению. Определены общие подходы к формированию приборного обеспечения энергоаудита, показаны примеры инструментального энергетического обследования (теплотехнические и электрические измерения). Приведены требования к объему, составу, точности средств измерения и
обработки результатов. Приведены структура, объем и порядок представления результатов энергетического обследования. Показано, что отчет по
энергетическому аудиту является документом, в котором отражены
результаты обследования объекта. Порядок и полнота изложения должны
соответствовать договоренностям между заказчиком и исполнителем. В
заключение даны сведения об энергетическом паспорте предприятия и
программном обеспечении энергетического обследования.
В подразделе «Методологические основы контроля эффективности
использования энергетических ресурсов» обоснованы важность и необходимость контроля эффективности энергоиспользования для практического решения задач энергосбережения на производственно-хозяйственных
объектах, а также приведены основные показатели, используемые для
количественной оценки уровня энергоэффективности. Кроме того, в
подразделе рассмотрены методические основы двух принципиально разных подходов к оценке и контролю эффективности использования ТЭР.
В процессе рассмотрения действующего в Украине подхода, основанного на нормировании удельных расходов ТЭР, определены сущность
и задачи нормирования энергопотребления в промышленности, приведена
классификация норм удельного расхода топлива и энергии, состав
соответствующих норм, а также особенности выбора единиц измерения
продукции, используемых при установлении норм на различных предприятиях. Изложены методические основы расчета различных видов норм
для технологических и производственно-хозяйственных объектов, а также
методология контроля и анализа выполнения установленных норм удельного расхода топлива и энергии.
При рассмотрении применяемого в зарубежной практике подхода,
базирующегося на построении и использовании систем контроля и планирования энергопотребления (систем КиП), приведены назначение и
функции, выполняемые такими системами, методические основы их
построения и функционирования, в частности, методология установления
«стандартов» энергопотребления для технологических объектов, а также
контроля выполнения установленных «стандартов».
В третьей главе, авторы которой Дешко В.И., Шовкалюк М.М. и
Закладной О.А., описаны общие характеристики технической энергетической системы, энергетические системы и потоки, виды энергетических
балансов и особенности их составления (на практических примерах), а
также суммарный обобщенный КПД технологической системы. Кроме
этого рассмотрены вопросы составления и анализа основных видов
энергобалансов, которые направлены на решение следующих задач: оценку фактического состояния и эффективности энергоиспользования на
предприятии, выявление причин возникновения и определение потерь
энергоресурсов и энергоносителей; выявление и оценку резервов
23
экономии топлива и энергии, а также разработку плана мероприятий,
получение исходной информации для совершенствования технологических процессов с целью снижения энергетических затрат. Приведены
необходимые формулы для оценки потребления электроэнергии по видам
оборудования, подразделений, участкам.
В четвертой главе – авторы Прокопенко В.В. и Закладной О.А. –
приведены общая характеристика систем электроснабжения, включающая
основные термины и определения, классификацию электроприемников и
электрических сетей, особенности электроснабжения промышленных
предприятий, сведения о электрических параметрах электроэнергетических систем.
Дана характеристика показателям качества электроэнергии, а также
их влияния на энергоэффективность и надежность работы основных
электроприемников. Показано, что отклонения показателей качества
электроэнергии от нормируемых значений ухудшают условия эксплуатации электрооборудования энергоснабжающих организаций и потребителей электроэнергии, могут привести к значительным убыткам как в промышленности, так и в бытовом секторе, обуславливают технологический
и электромагнитный ущербы.
Приведена классификация энергетических потерь, рассмотрены
вопросы определения потерь электрической энергии в электрических
сетях, а также предложены мероприятия по их снижению, детально
рассмотрены вопросы компенсации реактивной мощности. С целью определения причин неэффективного использования электроэнергии рассмотрены факторы, влияющие на энергетическую эффективность промышленных установок, в частности: качество напряжения питания; режим
работы; условия эксплуатации; качество изготовления, технического
обслуживания и ремонтов; качество активных и конструкционных материалов; соответствие применения выполнению.
Рассмотрены вопросы потерь мощности в электроприводе и приведены основные пути реализации энергосбережения средствами промышленного электропривода. Рассмотрены примеры экономии электроэнергии
технологическими установками и механизмами профильных предприятий
(подъемные, вентиляторные, водоотливные, компрессорные, конвейерные
установки), сделан акцент на современных технологиях повышения
энергоэффективности, а именно на использовании частотнорегулируемого электропривода и средств диагностики энергоэффективности и технического состояния электромеханических систем.
В пятой главе книги, написанной Дешком В.И. и Шовкалюк М.М.,
даны общая характеристика топливоиспользующего оборудования,
эффективность использования энергии по ходу преобразования и передачи, потери тепла и методики расчета потерь, характеристики систем
отопления, вентиляции, горячего водоснабжения зданий, описаны методики расчета тепловых нагрузок, а также рассмотрены экологические
аспекты.
Шестая глава, подготовленная Коцарем О.В., посвящена правильному выбору структуры автоматизированной системы контроля, учета и
24
управления энергоиспользованием (АСКУЭ), который предопределяет ее
функциональность и существенно влияет на эффективность ее применения. В главе рассмотрены учет электрической энергии и принципы
построения АСКУЭ как основного инструмента коммерческого учета
электрической энергии и управления режимами электропотребления в
энергорынке Украины. Приведены особенности установки и применения
средств учета электроэнергии в условиях различных моделей энергорынка
Украины. Рассмотрены схемы построения АСКУЭ на базе импульсных и
цифровых измерительных каналов. Приведена рекомендованная структура АСКУЭ объекта учета в условиях перехода к рынку двусторонних
договоров и балансирующему рынку (РДДБР) и определена функциональность каждого из ее структурных компонент. Рассмотрены схемы
поставки электрической энергии конечным потребителям в условиях
различных моделей энергорынка Украины. Определены требования к
функциональности АСКУЭ в РДДБР.
В седьмой главе – автор Бориченко Е.В. – рассмотрены прикладные
организационно-технические и экономические вопросы энергоменеджмента. В этой главе описан системный подход к управлению энергохозяйством предприятия, отмечено, что осуществление реального повышения энергетической эффективности должно основываться не только на
технических решениях, но и на более совершенном управлении. Системный подход применительно к энергохозяйству предприятий и организаций предполагает следующее: установление конкретных задач, решение
которых гарантируется материальными, трудовыми, финансовыми ресурсами и необходимой информацией; выполнение задач, направленных на
достижение не только цели управления энергохозяйством, но и общей
цели – повышения эффективности предприятия и эффективности энергоснабжения; выявление и изучение связей и отношений между отдельными
подразделениями, а также поиск оптимальных решений с помощью
экономико-математических методов и современных технических средств
по сбору и переработке информации.
Рассмотрены общие вопросы управления энергосбережением на
предприятии, определено, что энергетический менеджмент можно
рассматривать как один из инструментов общего менеджмента с набором
средств управления потреблением энергии и затратами на ее потребление,
сформулированы этапы реализации и основные особенности энергосберегающих проектов. Автором определено, что достаточно эффективным
способом внедрения энергосберегающих технологий является проектный
подход. Применение метода управления проектами предполагает объединение комплекса мероприятий по повышению энергетической эффективности в отдельный проект. С целью выбора энергосберегающих проектов
достаточно детально рассмотрены методы оценки их эффективности.
Приведены источники и схемы финансирования энергосберегающих
проектов. Описаны назначение и особенности составления бизнес-плана
энергосберегающего проекта, а также рассмотрена методология анализа
инновационного энергосберегающего проекта для банковсктого финансирования.
25
ГЛАВА 1
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ О РАЗРАБОТКЕ И ВНЕДРЕНИИ
СИСТЕМ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО МЕНЕДЖМЕНТА
1.1. Общая характеристика систем энергетического менеджмента согласно стандарту ISO 50001
Повышение уровня энергоэффективности промышленного предприятия является задачей первостепенной важности, обусловленной
требованиями
модернизации
экономики,
ускорением
научнотехнического прогресса, требованиями социально-экономического развития, необходимостью улучшения состояния окружающей среды. Реализация политики энергоэффективности достигается за счет снижения энергоемкости промышленной продукции, увеличения использования возобновляемых источников энергии и энергосбережения.
Энергосбережение должно достигаться, прежде всего, за счет
усовершенствования технологии производства, создания и внедрения
энергосберегающего оборудования, рационального использования ТЭР.
Кроме этого, большая экономия энергоресурсов может быть получена за
счет применения новых методов управления энергетическим хозяйством
промышленных предприятий и организаций.
Достижение значимого эффекта от энергосбережения возможно
при условии реализации не только технических решений, но и применения более совершенного механизма управления энергосбережением –
системы энергетического менеджмента (СЭнМ) [1, 2, 12–20].
Современная концепция энергетического менеджмента стимулирует появление и развитие метрологического обеспечения и нормативнометодической подготовки контроля, учета, анализа эффективности
использования энергоресурсов, приводит как к существенному расширению прав, так и повышению ответственности энергетических служб
предприятия, резко усиливая их влияние на эффективность использования
всех видов энергоресурсов предприятием.
Однако, как свидетельствует практика, несмотря на значительные
выгоды, которые можно получить от внедрения СЭнМ, значительного
продвижения деятельность по внедрению СЭнМ в Украине не получила.
Это связано с тем, что на пути внедрения СЭнМ возникает множество
разнообразных барьеров, среди которых следующие [15–18]:
нормативно-правовая несогласованность статуса энергоменеджера и службы энергетического менеджмента;
отсутствие политики энергосбережения;
финансовая неготовность предприятия к внедрению СЭнМ;
отсутствие системы стимулирования персонала предприятия;
недостаточная поддержка со стороны руководства;
26
необходимость реорганизации структуры предприятия на стадии
внедрения СЭнМ;
недопонимание руководством важности энергосбережения;
недостаточная информированность персонала о внедрении СЭнМ;
отсутствие на предприятии достаточно необходимых средств
учета энергопотребления.
Основные экономические выгоды от внедрения СЭнМ на предприятии представлены на рис. 1.1.
ЧТО ДАЕТ ВНЕДРЕНИЕ ЭНЕРГОМЕНЕДЖМЕНТА?
Результаты внедрения системы энергоменеджмента
Организационный
эффект
− эффективное управление
энергопотреблением;
− улучшение
производственного цикла;
− повышение общей управляемости компании и оптимизации
всех
бизнеспроцессов
Финансовый эффект
Репутационный эффект
− улучшение финансовых
показателей компании за
счет прямой экономии всех
видов энергоресурсов;
− имиджевая привлекательность компании, реализующей политику энергоэффективности производства в
глазах
бизнес-партнеров,
населения и органов власти;
− сокращение
издержек,
выявление и устранение
непроизводственных расходов;
− повышение финансовой
прозрачности компании;
− репутация компании как
успешной в повышении
своей энергоэффективности
− гарантии инвестирования
в энергосберегающие
проекты
Повышение управляемости компании
Оптимизация издержек
компании
Поддержание имиджа и
репутации компании
Обеспечение инвестиционной привлекательности и рост стоимости компании
Рис. 1.1. Основные экономические выгоды от внедрения СЭнМ
Однако необходимо учитывать и то обстоятельство, что формирование и развитие СЭнМ на предприятиях может вызывать затраты,
связанные со следующим:
необходимостью консультаций у внешних экспертов;
дополнительным образованием специалистов;
созданием отдела энергоменеджмента (введением новой должности энергоменеджера);
27
разработкой и ведением дополнительной внутренней документации; созданием дополнительных средств энергетического мониторинга;
разработкой, демонстрацией и распространением разнообразных
информационных материалов о достигнутых результатах деятельности
предприятий в области энергетического менеджмента и др.
Деятельность в области энергетического менеджмента должна
осуществляться предприятиями, исходя из следующих принципов [3–5]:
приоритетности управления энергосбережением;
«прозрачности» информации о результатах энергосбережения
(доступности показателей результативности энергосберегающей деятельности предприятия для всех заинтересованных сторон);
широкого охвата (вовлечения в деятельность по энергоменеджменту работников всех уровней и должностей с четким определением их
подчиненности и ответственности);
предотвращения воздействия на окружающую среду;
постоянного улучшения результатов энергосберегающей
деятельности и совершенствования СЭнМ;
интеграции СЭнМ с общей системой менеджмента предприятия;
добровольности деятельности в области энергетического
менеджмента;
независимости аудита СЭнМ.
Предприятие, которое построило и наладило работу качественной
СЭнМ, получает уникальную возможность улучшить производственный
цикл, своевременно проводить наиболее эффективные мероприятия по
энергосбережению, постоянно получать отдачу от этих мероприятий в
виде финансовой прибыли [3–10].
В 2014 г. Международной организацией по стандартизации ISO
запланировано издание новых стандартов, имеющих отношение к СЭнМ
(новых стандартов из серии ISО 5000Х):
− ISO/DIS 50002 Энергоаудиты;
− ISO/CD 50003 Оценка соответствия – Требования для органов,
выполняющих аудит и сертификацию СЭнМ;
− ISO/CD 50004 Системы энергоменеджмента – Руководство по
внедрению, поддержанию в рабочем состоянии и улучшению СЭнМ;
− ISO/PWI 50005 Системы энергоменеджмента – Модульное внедрение СЭнМ с использованием методов оценки уровня энергоэффективности;
− ISO/CD 50006 Энергобазовая линия и индикаторы энергоэффективности – Общие принципы и Руководство;
− ISO/CD 50015 Измерение и верификация организационного уровня энергоэффективности – Общие принципы и руководящие указания;
− ISO/AWI 5000Х Руководящие указания для пользователей по
оценке и улучшению энергосервисов.
Главной целью энергоменеджмента является сокращение затрат
предприятия на производство продукции за счет снижения расходов на
топливно-энергетические и другие ресурсы. При этом энергоменеджмент
28
должен представлять собой эффективно (т.е. результативно) и стабильно
работающую систему, что обеспечивает решение главной цели.
Для достижения главной цели энергоменеджмента необходимо
решение следующих задач:
создание целостной картины потребления энергетических и других
ресурсов на предприятии в целом и по отдельным его подразделениям;
создание целостной картины производства энергетических и других ресурсов.
создание системы учета и контроля за потреблением ТЭР;
проведение регулярного анализа эффективности потребления
ТЭР;
разработка и внедрение энергосберегающих мероприятий (ЭСМ).
Обобщение существующего практического опыта разрешает выделить ряд принципиальных расхождений между традиционным управлением энергоиспользованием и энергетическим менеджментом, которые
определяют новизну, преимущества и особенности последнего (табл. 1.1).
Таблица 1.1
Результаты сравнения традиционного управления энергоиспользованием и энергетического менеджмента
№
п/п
Традиционное управление
энергоиспользованием
1
1
2
Обязательная деятельность, обусловленная требованиями законодательства
(государственного
энергетического контроля)
2
Отсутствие на предприятии четко
сформулированных, взаимозависимых и документированных
энергосберегающей
политики,
целей и задач. Практическое отсутствие целей, связанных с процессами
последовательного
улучшения
Преимущество внешних нормативов по энергопотреблению
3
4
Планирование экономии энергоресурсов по отдельным подразделениям, как правило, экономически неэффективно для предприятия
Энергетический менеджмент
3
Инициативная и добровольная в
своей основе деятельность, обусловленная решениями руководства
предприятия и в большинстве случаев является дополняющей к требованиям законодательства
В основе энергоменеджмента лежат
четко сформулированные, взаимозависимые и документированные
политика, цели и задачи
Преимущество внутренних, самостоятельно установленных предприятием нормативов по энергопотреблению
Менеджмент,
непосредственно
взаимосвязанный с возможностью
получения значительных прямых и
главным образом косвенных экономических эффектов (например, при
инвестициях в производство)
29
Продолжение табл. 1.1
1
5
6
7
8
9
10
2
В основном осуществляется ответственными
специалистами.
Руководство предприятия и персонал в целом, как правило, не
принимают активного участия
Осуществляется строго в рамках
должностных обязанностей и
инструкций
Организация деятельности практически не меняется и не совершенствуется во времени
Приоритет для отдельных высокозатратных мероприятий и действий
Практическая доступность планов
и результатов деятельности для
большинства внешних заинтересованных лиц и сторон
Пренебрежение отрицательными
результатами деятельности. Боязнь и замалчивание негативних
результатов
11
Отсутствие любой внешней независимой оценки (энергоаудита)
организации деятельности и
достигнутых результатов
12
Относительная легкость имитации и фальсификации эффективной деятельности в области формального энергетического управления
3
Важный результат возможно получить только при условии активного
сознательного участия руководства
предприятия и персонала в целом
В значительной мере определяется
инициативой и личной заинтересованностью энергоменеджера и персонала в результатах деятельности
Деятельность систематически корректируется, дополняется и усовершенствуется из года в год
Приоритет для многочисленных
беззатратных и малозатратных
мероприятий и действий
Постоянная активная демонстрация
планов и результатов деятельности
всем заинтересованным лицам и
сторонам
Ценность отрицательных результатов. Открытая демонстрация
отдельных отрицательных результатов деятельности наравне с положительными результатами
Энергоаудит (оценка организации
деятельности и достигнутых результатов третьей стороной) является
неотъемлемой составной частью
любой СЭнМ
Практическая нецелесообразность
имитации и фальсификации эффективной деятельности в области
энергетического менеджмента
Чтобы свести к минимуму объективно существующие недостатки в
управлении энергоиспользованием, следует принять специальные меры
по обеспечению организационного, информационного и методического
единства в выполнении всех работ в этой области. При этом следует учитывать специфику регулирования отношений в энергетике, вызванную
объективными условиями функционирования отрасли.
Цель внедрения стандарта ISO 50001:2011 заключается в том,
чтобы обеспечить предприятия структурированным и всеобъемлющим
руководством по оптимизации процесса потребления энергетических
ресурсов и системным управлением данным процессом.
Стандарт ISO 50001:2011 – это система энергоменеджмента, являющаяся фундаментальной базой для создания эффективного и современного энергетического менеджмента на промышленных, торговых и других
30
предприятиях и организациях. Предприятия, внедрившие СЭнМ по стандарту ISO 50001, получают объективную возможность сократить издержки на потребление энергетических ресурсов и снизить выбросы углекислого газа в окружающую среду, а также дает огромное количество
преимуществ пользователям.
Стандарт ISO 50001 предназначен как для самостоятельного применения, так и для его применения в составе других систем управления
качеством, воздействием на окружающую среду, безопасными условиями
труда, социальной ответственностью.
Основная роль в реализации эффективного энергоменджмента
отводится руководству предприятия. Его задача – сформулировать и принять энергетическую политику предприятия и поддерживать СЭнМ в
работоспособном и самосовершенствующемся состоянии.
Политика энергосбережения предприятия должна [20]:
определять основные задачи в сфере энергопользования и
доступные предприятию границы применения СЭнМ;
включать в себя требования по энергоэффективности и энергосбережению;
предусматривать обязательства по правовому и информационному обеспечению эффективного энергопользования;
обеспечивать возможность внесения корректив и пересмотра задач.
Предприятие должно иметь сформулированные и задокументированные цели, задачи и планы действий на определенные периоды. Цели и
задачи должны быть контролируемы и, как правило, иметь количественное отражение относительно базового периода.
При определении целей и задач для энергоменеджмента должны
учитываться условия ведения бизнеса предприятия.
Планы мероприятий по эффективному энергоиспользованию
должны быть комплексными и исполняться при следующих условиях:
определения ответственных лиц по каждому мероприятию;
установления конкретных сроков и количественных заданий по
исполнению каждой индивидуальной цели и задачи;
к плану должны быть приложены методики определения показателей энергоэффективности.
В значительной степени успешность внедрения СЭнМ на предприятии зависит от отношения руководства предприятия к данному аспекту.
От проявленного внимания и инициативы зависит, будет ли проведен
дальнейший курс на реформы на предприятии или же все закончится
оформлением энергетического паспорта.
В ISO 50001, как и во всех стандартах систем менеджмента, роль
высшего руководства (топ-менеджмента) имеет очень большое значение.
Топ-менеджмент организации должен взять на себя обязательства по
выполнению требований соответствующего стандарта и законодательства, непрерывному улучшению эффективности СЭнМ посредством [8]:
− определения энергополитики;
31
− идентификации области и границ, в рамках которых внедрена и
функционирует СЭнМ;
− определения необходимых критериев и методов, чтобы гарантировать эффективность, функционирование процессов и контроль над ними;
− учета всех факторов, влияющих на потребление энергии, при долгосрочном планировании, если это применимо;
− доведения до сведения всех заинтересованных лиц внутри и вне
организации важности энергоменеджмента;
− установления энергоцелей и гарантирования их достижения;
− выделения необходимых ресурсов; проведения анализа системы
со стороны руководства.
Система энергетического менеджмента, как органическая часть
предприятия, должна разрабатываться, исходя из ее назначения, целевой
ориентации и условий функционирования, а не формироваться эволюционным путем из службы главного энергетика (механика) с помощью отдельных частных нововведений. Внедрение СЭнМ на предприятии, а
также совершенствование всех ее показателей деятельности, функциональной и организационной структур, технологий управления и других
должно проводиться поэтапно и базироваться на единой системной основе – проекте внедрения СЭнМ.
Последовательность разработки и внедрения СЭнМ на предприятии
включает ряд характерных этапов, выполнение которых является обязательным для эффективного функционирования СЭнМ. Среди них [1, 2]:
1) разработка политики энергосбережения предприятия;
2) разработка программы энергосбережения предприятия;
3) разработка программы (проекта) внедрения СЭнМ;
4) формирование службы энергоменеджмента;
5) внедрение комплекса энергетического мониторинга;
6) создание комплекса внутренних стандартов, регламентирующих
функционирование СЭнМ;
7) разработка программ мотивации, информирования и обучения
персонала в сфере энергосбережения;
8) обучение персонала в сфере энергосбережения;
9) проведение аудита СЭнМ;
10) проведение сертификации СЭнМ.
При этом не следует рассматривать процесс внедрения СЭнМ на
предприятии как разовое действие, заканчивающееся решением определенной совокупности задач. Это последовательный, постоянно действующий процесс оптимизации всех сторон деятельности как управляемой,
так и управляющей системы в сфере повышения уровня эффективности
энергоиспользования. Для эффективного выполнения этих работ в первую
очередь необходимо добиться поддержки со стороны высшего административно-управленческого персонала (руководства) предприятия.
Эффективное выполнение комплекса работ по разработке и внедрению СЭнМ на предприятии невозможно без наличия соответствующего
организационного, технического, программного, информационного,
лингвистического, математического, ресурсного и правового обеспечения.
32
При этом для достижения цели функционирования СЭнМ и решения
поставленных перед ней задач, необходимо проводить периодическое
регулирование ее состояния. Регулирование может проводиться как за
счет внешних (законодательство и нормативно-технические документы,
инспекция, экспертиза, внешний аудит), так и за счет внутренних (внутренние нормативно-технические документы, контроль со стороны руководства, внутренний аудит, корректирующие действия) инструментариев.
Стандарт ISO 50001 основан на основе цикла непрерывного улучшения «Планируй-Выполняй-Контролируй-Улучшай» (Plan-Do-CheckAct) и включает энергоменеджмент в ежедневную практическую деятельность организаций. Цель этого международного стандарта – дать организациям возможность создания систем и процессов, необходимых для
улучшения энергетических параметров, в том числе энергетической
эффективности и интенсивности.
Правило цикла «Планируй-Выполняй-Контролируй-Улучшай»
устанавливает условие для постоянного совершенствования процессов
или систем. Эта модель является динамической – результаты одного
цикла служат основой для еще лучших результатов следующего цикла.
Далее, приведем краткое описание каждому шагу цикла «Планируй-Выполняй-Контролируй-Улучшай» энергоменеджмента [2]:
1. Планируй – установление целей энергосбережения, определение
стратегии и мер, распределение ответственности, обеспечение необходимыми ресурсами, подготовка плана действий.
2. Выполняй – установление структуры менеджмента для поддержки постоянных процессов, осуществление мер по улучшению (например,
эффективные технологии/процедуры).
3. Контролируй – проверка степени достижения поставленных
целей и эффективности СЭнМ, рассмотрение новых идей, возникающих
при внутренних аудитах и, если необходимо, консультации с внешними
аудиторами.
4. Улучшай – стратегическая оптимизация при рассмотрении
текущих данных по энергетике, результатов аудита и новой информации,
оценивание степени прогресса с учетом текущих характеристик рынка
энергоресурсов, постановка новых целей.
Схематично цикл «Планируй-Выполняй-Контролируй-Улучшай»
показан на рис. 1.2.
Стандарт ISO 50001 основан на методике, разработанной
Министерством энергетики США совместно с Министерством по охране
окружающей среды США [3]. Ниже представлены шаги этой методики:
Шаг 1: Принять обязательства.
Первый элемент успешного управления энергопотреблением,
независимо от размера и типа организации – это принятие обязательств.
Предприятие должно взять на себя обязательство выделить персонал и
средства для достижения непрерывного улучшения производственного
цикла, в том числе за счет улучшения показателей использования энергии
на единицу производимой продукции.
33
Рис. 1.2. Модель системы энергетического менеджмента
(цикл PDCA)
Создание СЭнМ начинается с осознания еѐ необходимости и
закрепления этого понимания документально.
Для этого необходимо:
1. Назначить ответственного за энергоменеджмент (например,
заместителя руководителя предприятия), который устанавливает цели,
отслеживает прогресс и координирует деятельность рабочей группы по
энергосбережению.
2. Создать рабочую группу по энергоэффективности из специалистов ключевых подразделений организации.
3. Разработать программу по энергосбережению на предприятии,
которая определяет:
− энергетическую политику предприятия: цели энергосбережения и
задачи на каждом этапе;
− принципы распределения обязанностей и ответственности за проведение работ по энергосбережению.
Шаг 2: Оценить эффективность использования энергии.
Для оценки необходимо:
1. Собрать исходные данные и определить «точку отсчета» для
оценки последующего прогресса, достигнутого вследствие внедрения
СЭнМ на предприятии.
34
2. Провести сравнительный анализ использования энергии на
предприятиях-конкурентах и определить приоритетные этапы производственного цикла, которые требуют совершенствования.
3. Проанализировать характер и тенденции использования энергии
на предприятии.
4. Провести техническую оценку и аудит для определения эффективности работы оборудования, процессов и систем производственного
цикла.
5. Подготовить на основе результатов аудита подробный отчет о
мерах, которые могут быть приняты для сокращения энергопотребления
(от корректирования операций производственного цикла до замены
оборудования).
Оценка эффективности использования энергии поможет:
понять каким образом используется энергия на вашем предприятии (сколько энергии расходуется на каждом этапе производственного
цикла, каким подразделением и на производство какого продукта);
подсчитать объем расходов, связанных с оплатой энергии в общих
производственных затратах;
выявить наиболее и наименее энергоэффективные этапы производства и обозначить приоритеты для дальнейшего совершенствования
производственного цикла;
создать основу для принятия решений по совершенствованию
производственного цикла.
Шаг 3: Установить цели.
Установка четких целей, направленных на получение количественных и качественных результатов, имеет важнейшее значение для разработки эффективной стратегии по совершенствованию производства и
извлечению финансовой выгоды.
Рабочая группа по энергоэффективности во главе с руководителем
энергоменеджмента несет ответственность за разработку и достижение
поставленных целей.
Для разработки целей необходимо:
− обозначить рамки, в т.ч. необходимые организационные ресурсы
и сроки;
− определить реально достижимый потенциал энергосбережения на
предприятии (в т.ч. учитывая имеющиеся в наличии ресурсы и успешный
опыт других предприятий).
Шаг 4: Разработать план действий.
После установки целей предприятие должно перейти к разработке
плана действий.
Общие рекомендации по разработке плана действий:
1. Согласовать список мер, необходимых для модернизации производства (см. шаг 2).
2. Определить целевые показатели для каждого объекта, подразделения, производственного процесса для отслеживания прогресса в достижении общей цели предприятия (обозначенной на шаге 3).
35
3. Установить сроки выполнения плана: начало и завершение
работ, этапы и ожидаемые промежуточные результаты.
4. Создать систему контроля, чтобы отслеживать ход действий и
оценивать прогресс.
5. Распределить роли и функции: обозначить круг вовлеченных
сотрудников и внешних специалистов и их обязанности.
6. Обеспечить финансирование: определить требуемые ресурсы и
составить смету расходов по каждому пункту плана действий. Затраты
энергоменеджмента состоят из текущих расходов (оплата труда и обучение персонала, премиальные за лучшие результаты по энергосбережению
и т.д.) и расходов на энергоэффективные мероприятия.
Шаг 5: Выполнить план.
Важным фактором для успешного осуществления плана действий
является поддержка со стороны задействованных ключевых людей. Необходимо:
1. Проинформировать сотрудников предприятия об энергетической программе.
2. Создать потенциал для реализации плана действий – содействовать повышению квалификации сотрудников, обеспечить доступ к
информации и передовому опыту.
3. Мотивировать персонал предприятия, в частности, создать
стимулы и систему поощрения сотрудников для повышения энергетической эффективности на предприятии.
4. Отслеживать и контролировать выполнение плана с помощью
системы мониторинга, разработанной в рамках шага 4.
Шаг 6: Оценить результаты.
Оценка результатов позволяет своевременно определять и вносить
необходимые коррективы в план действий и является основой СЭнМ.
Оценка прогресса основывается на анализе потока информации о потреблении энергоресурсов. От достоверности, полноты, оперативности и
формы представления этой информации зависит жизнеспособность всей
СЭнМ.
Такая информация позволит:
− оценить эффективность проводимых мероприятий;
− внести коррективы и разработать дополнительные мероприятия
по энергосбережению;
− подсчитать и распределить сэкономленные средства.
Шаг 7: Оценить прогресс.
Признавая достижения предприятия, укрепляется имидж и создается надѐжная репутация, что является конкурентным преимуществом и
делает предприятие более привлекательным для деловых партнеров,
клиентов и работников. Также немаловажным является поощрение
усилий отдельных департаментов предприятия и работников, которые
добились наиболее высоких результатов энергосбережения. Система
поощрения позволяет укрепить мотивацию персонала и получить
наибольшую отдачу от приложенных усилий по энергосбережению.
36
Обобщенный алгоритм создания СЭнМ состоит из следующих этапов (шагов) [5, 6]:
− разработка и согласование энергетической политики предприятия;
− анализ существующей на предприятии СЭнМ и выявление несоответствий и недостатков;
− разработка стандарта предприятия по СЭнМ;
− разработка документации для управления энергоэффективностью
на предприятии и выстраивание бизнес-процессов;
− назначение энергоменеджера;
− обучение персонала;
− налаживание процесса мониторинга за использованием ТЭР;
− разработка комплексной программы энергосбережения на предприятии;
− разработка системы мотивации персонала за эффективное использование ТЭР.
Этапы внедрения СЭнМ и соответсвующие им основные мероприятия:
1. Подготовительный этап внедрения СЭнМ: подготовка бизнесплана; гарантирование ответственности руководства за внедрение СЭнМ;
утверждение группы сотрудников, ответственных за внедрение СЭнМ;
понимание роли документов и записей, основ построения СЭнМ.
2. Энергопланирование: сбор энергоданных; поддержание записей
и анализ энергоданных; формулировка энергетической базовой линии и
определение индикаторов энергоэффективности (ИЭ); идентификация
законодательных и иных требований; определение существенных способов использования энергии и возможностей в части повышения уровня
энергоэффективности; определение приоритетов возможностей увеличения уровня энергоэффективности и энергоцелей; определение энергозадач; разработка планов действий в области СЭнМ.
3. Проверка выполнения требований шагов 1 и 2. Запуск СЭнМ:
проверка статуса выполнения результатов шагов 1–2, достаточного выделения ресурсов; идентификация возникших проблем; проверка внутренних каналов информирования.
4. Менеджмент текущего состояния СЭнМ: менеджмент и контроль
информации; установление операционного контроля; гарантирование
компетенции персонала; гарантирование информирования персонала;
установление спецификаций закупок; включение энергетических требований в процедуры закупок; включение энергетических требований в
проектирование; внутреннее информирование; решение о внешнем
информировании.
5. Проверка СЭнМ: мониторинг, измерения и анализ ключевых
характеристик; поверки измерительного оборудования; оценка законодательных и иных требований; планирование и проведение внутренних
аудитов; анализ КД и ПД; поиск свидетельств корректного функционирования СЭнМ.
37
6. Поддержание и совершенствование СЭнМ: сбор информации для
анализа со стороны руководства; проведение анализа со стороны руководства; гарантирование непрерывного совершенствования.
1.2. Организационная структура СЭнМ. Основные обязанности
энергоменеджеров
1.2.1. Анализ данных о существующем положении и возможностях реализации энергосберегающей политики
1.2.1.1. Общая характеристика предприятия
Общая характеристика предприятия включает такие составляющие:
− структура предприятия;
− описание схем энергоснабжения предприятия;
− описание схем энергоиспользования предприятия;
− анализ выполнения технико-экономических показателей за два–
пять последних лет;
− объемы потребления ТЭР по отдельным цехам и производствам.
Далее целесообразно привести характеристику энергетических
потоков:
− средства мониторинга выработки и потребления ТЭР;
− средства учета потребления ТЭР;
− организация коммерческого учета электрической энергии;
− система автоматизированного контроля и учета использования
ТЭР.
За результатами анализа делается вывод об уровне энергопотребления и энергоэффективности. Например, возможен следующий вывод:
обследование предприятия и анализ поцесса энергоиспользования свидетельствуют о том, что хотя в последнее время на предприятии были установлены новые счетчики активной и реактивной мощностей, их количество и место расположения недостаточны для полноценной оценки и
анализа ситуации на предприятии. В связи с чем рекомендуется установить дополнительные счетчики активной и реактивной энергии, а также
мазутомеры, которые в большей степени позволят оценить реальный
уровень потребления ТЭР. Основные измерения для коммерческого и
технического учета потребления ТЭР и мониторинга текущего состояния
технологического процесса на предприятии реализованы и используется
АСУ ТП.
1.2.1.2. Характеристика структуры системы управления энергоиспользованием, имеющейся на предприятии
Предполагается проведение анализа информационных потоков об
использовании ТЭР на предприятии. Данные по функциям управления
энергоиспользованием возложенны на персонал предприятия в действующей организационной структуре [20].
38
Пример функций отдельных должностных лиц:
1. Заместитель главного инженера по эксплуатации должен:
− организовывать разработку и реализацию планов внедрения
новой техники и технологий, проводить организационно-технические мероприятия, научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы;
− в соответствии с утвержденными бизнес-планами организации
на средне- и долгосрочную перспективу руководить разработкой мероприятий по реконструкции и модернизации организации, бережному
использованию природных ресурсов;
− организовывать обучение и повышение квалификации рабочих и
специалистов и обеспечивать постоянное совершенствование подготовки
персонала.
2. Начальник производственно-технического отдела:
− проводить систематический анализ технико-экономических показателей работы предприятия, устанавливать причины их отклонения от
оптимальных и разрабатывать мероприятия по устранению этих причин;
− организовывать разработку и обобщение мероприятий по
снижению потерь электроэнергии, по экономии топлива и электроэнергии
на собственные нужды, контроль выполнения этих мероприятий;
− организовывать учѐт расхода топлива, воды, электрической и
тепловой энергии;
− проводить анализ показателей экономичности работы оборудования, расхода топлива;
− проводить анализ эффективности режимно-наладочных работ.
3. Руководитель режимной группы должен:
− организовывать и проводить порученные ему работы по разработке и внедрению режимов работы теплосилового оборудования,
эксплуатационно-наладочным испытаниям котлов, турбин, теплосети и
вспомогательного оборудования;
− проводить контроль величины утечек пара, конденсата и воды, а
также давать рекомендации по их устранению;
− организовывать и проводить систематическое повышение
квалификации путѐм изучения новых достижений науки и техники в
области эксплуатации, проведения испытаний и наладки теплосилового
оборудования;
− организовывать поверки средств измерений и приборов режимной группы;
− обеспечивать режимную группу нормативно-технической документацией.
4. Руководитель учетной группы:
− организовывать учет выработки и отпуска тепловой и электрической энергии;
− контролировать учет топлива, химически очищенной воды в
соответствии с требованиями;
− проводить объективный анализ технико-экономических показателей для оценки состояния оборудования станции, режимов его работы,
39
соответствия нормируемых и фактических показателей, эффективности
проведения организационно-технических мероприятий;
− определять пути сокращения нерационального расхода топлива
методом расчета нормативных удельных расходов топлива;
− проводить своевременное информирование руководства об
отклонениях учитываемых параметров основного и вспомогательного
оборудования;
− своевременно предоставлять годовые, квартальные и ежемесячные формы отчетов.
5. Руководитель учетной группы/инженер учетной группы:
− проводить ежемесячный учет выработки электроэнергии, отпуска электроэнергии потребителям, расхода электроэнергии на собственные
и хозяйственные нужды;
− проводить ежемесячный учет выработки и отпуска тепловой
энергии;
− проводить ежемесячный учет движения топлива.
6. Заместитель начальника отдела материально-технического снабжения:
− организовывать обеспечение всеми необходимыми для его
производственной деятельности материально-техническими ресурсами
(сырьем, материалами, топливом, инструментом, запасными частями,
спецодеждой и др.).
7. Инженер учетной группы:
− проводить систематический анализ технико-экономических
показателей;
− проводить ежедневный учет выработки и отпуска тепловой
энергии;
− проводить ежедневное оформление сводных данных по техникоэкономическим показателям в формах, определенных руководством станции;
− заполнять бланк (таблицу) технико-экономических показателей
предприятия.
8. Инженер по распределению и контролю за режимом потребления
электроэнергии:
− составлять ежесуточные и ежемесячные балансы электроэнергии;
− проводить систематический анализ отпуска электроэнергии
потребителям для обеспечения оптимальной и экономичной работы оборудования;
− осуществлять постоянный учѐт и контроль за режимом отпуска,
распределения и потребления электроэнергии;
− принимать участие в разработке мероприятий по снижению
потерь электроэнергии, электроэнергии на собственные нужды.
9. Организатор производственного обучения:
− организовывать проведение подготовки, переподготовки и
повышения квалификации работников на предприятии;
40
− своевременно составлять в установленных видах отчетность по
подготовке кадров и повышению квалификации персонала;
− оптимизировать процесс планирования и организации проведения профессионального обучения персонала;
− проводить систематический анализ специализированных управленческих действий по развитию кадрового персонала по итогам проведения деловой оценки, аттестации и проверки знаний персонала;
− организовывать работу с резервом кадров и совершенствовать
работу по планированию карьеры специалистов;
− создавать систему работы с молодыми специалистами.
Кроме указанных выше должностных обязанностей, в должностные
обязанности заместителя главного инженера по эксплуатации входит:
− определять техническую политику и направления технического
развития организации в условиях рыночной экономики, пути реконструкции и технического перевооружения действующего производства,
уровень специализации и диверсификации производства на перспективу с
целью обеспечения способности к действию, мобильности и прибыльности;
− осуществлять руководство деятельностью соответствующих
структурных подразделений;
− направлять и координировать работу подразделения, решать
административные вопросы в пределах своей компетенции; исполнять
свои обязанности под общим руководством первого руководителя организации и во взаимодействии с руководителями других подразделений и
служб;
− обеспечивать эффективность проектных решений, своевременную
и качественную подготовку производства, техническую эксплуатацию,
ремонт и модернизацию оборудования, достижение высокого качества
продукции;
− осуществлять контроль за соблюдением проектной, конструкторской и технологической дисциплины, правил и норм по охране труда,
технике безопасности, производственной санитарии и пожарной безопасности, требований природоохранных, санитарных органов, а также органов, осуществляющих технический надзор;
− обеспечивать своевременную подготовку технической документации
(чертежей, спецификаций, технических условий, технологических карт);
− заключать с научно-исследовательскими, проектными (конструкторскими и технологическими) организациями и высшими учебными
заведениями договоры на разработку новой техники и технологии производства, проектов реконструкции организации, ее подразделений, обновления и модернизации оборудования, комплексной механизации и
автоматизации производственных процессов, автоматизированных систем
управления производством, осуществлять контроль за их разработкой,
организовывать рассмотрение и внедрение проектов технического
перевооружения, разработанных сторонними организациями, составление
заявок на приобретение оборудования на условиях лизинга;
41
− координировать работу по вопросам патентно-изобретательской
деятельности, унификации, стандартизации и сертификации продукции,
аттестации и рационализации рабочих мест, метрологического обеспечения, механоэнергетического обслуживания производства;
− принимать меры по совершенствованию организации производства, труда и управления на основе внедрения новейших технических и
телекоммуникационных средств выполнения инженерных и управленческих работ;
− организовывать проведение научных исследований и экспериментов, испытаний новой техники и технологии, а также работу в области
научно-технической информации, рационализации и изобретательства,
распространения передового производственного опыта;
− проводить работу по защите приоритета внедренных научнотехнических решений, подготовке материалов на их патентование, получение лицензий и прав на интеллектуальную собственность;
− руководить деятельностью технических служб организации,
контролировать результаты их работы, состояние трудовой и производственной дисциплины в подчиненных подразделениях.
1.2.1.3. Оценка текущего состояния энергоменеджмента
Для оценки текущего состояния энергоменеджмента на предприятии, в ходе проведенного обследования, заполняется матрица энергоменеджмента и первичный чек-лист, которые приведены в табл. 1.2 и А.1
(приложение А) соответственно. Матрица энергоменеджмента определяет
существующий на предприятии уровень энергоменеджмента. Всего установлено пять уровней (4, 3, 2, 1, 0). Каждая колонка матрицы рассматривает один из шести организационных аспектов: политику, организацию,
мотивацию, информационные системы, маркетинг и инвестирование.
Горизонтальные ряды (уровни) от 0 до 4 представляют собой всѐ более
совершенные подходы к решению этих вопросов. Результаты изучения
организационной структуры показали, что на предприятии уже заложены
предпосылки для внедрения и эффективного функционирования СЭнМ.
Интегральные показатели приведены в табл. 1.3. Первичный чек-лист
приведен в Приложении А.
42
Таблица 1.2
Матрица энергоменеджмента
Уровень
1
Энергетическая
политика
2
Организация
3
Мотивация
4
Информационные
системы
5
4
Энергетическая
политика, план
действий и регулярные обзоры
находят понимание у высшего
руководства как
часть общей стратегии
Энергоменеджмент полностью
интегрирован в
структуру
менеджмента.
Делегирование
ответственности
за энергопотребление
Официальные и
неофициальные
каналы взаимодействия регулярно используются энергоменеджером и
персоналом
энергослужб на
всех уровнях
Всеобъемлющая
система устанавливает цели, следит за
потреблением,
устанавливает нарушения, количественно определяет экономию и
регистрирует бюджетные расходы
3
Официальная
энергетическая
политика, но нет
заинтересованности со стороны высшего
руководства
Энергоменеджер контролируется комитетом по энергетике, представляющим всех
потребителей,
возглавляемым
членом управляющего совета
Комитет по
энергетике используется как
основной канал
наряду с прямыми контактами с главными
потребителями
Отчѐты по целевому мониторингу
для всех подразделений, основанные
на непосредственных измерениях,
также как и информация о экономии
энергоресурсов
Маркетинг
6
Маркетинг
показателей
энергоэффективности и
работы
энергоменеджмента как
внутри предприятия, так и
за его пределами
Программа
повышения
осознания для
персонала и
регулярные
рекламные
компании
Инвестиции
7
Уклон в сторону экологически чистых
схем с детальной оценкой
инвестирования во все
варианты
нового строительства и
модернизации
Те же самые
критерии
окупаемости,
что и применяемые для
всех других
вложений
43
44
Продолжение табл. 1.2
1
2
3
2
Не принята официально энергетическая политика,
разработанная
энергоменеджером
или старшим менеджером подразделения
Энергоменеджер
отчитывается
специальному
комитету о структуре управления и
его полномочия
неясны.
1
Не зафиксирован в
письменном виде
набор рекомендаций
0
Нет определѐнной
политики
Энергоменеджмент возложен
как одна из задач
на кого-либо с
ограниченными
возможностями
или влиянием
Энергоменеджмент или любое
формальное делегирование ответственности за
энергопотреблением отсутствует
4
Связь с основными потребителями
через социальный
комитет, возглавляемый
старшим менеджером
подразделения
Неофициальные контакты
между инженерами и отдельными
потребителями
Нет контактов
с потребителями
5
Отчѐты по целевому мониторингу
для всех подразделений, основанные
на показаниях коммерческих счѐтчиков. Энергетические показатели
могут использоваться в разработке
бюджета
Отчѐты по затратам
основаны на счетах.
Инженер собирает
отчеты для внутреннего использования в техническом отделе
Нет информационной системы. Нет
учѐта энергопотребления
6
7
Обучение
некоторых
специально
выделенных
сотрудников
Инвестиции
только по
критерию
малого срока
окупаемости
Неофициальные контакты
используются
для пропаганды энергосбережения
Внедрение
только малозатратных
мероприятий
Не пропагандируется энергосбережение
Нет вложений
в повышение
энергоэффективности
Интегральные показатели теста
Оценка
22–24
Отлично
19–21
Хорошо
13–18
Посредственно
7–12
Плохо
0–6
Очень
плохо
Состояние
Энергетический менеджмент
имеет высший приоритет на
предприятии. Необходимо продолжать роботу, не забывая
правило: самоуспокоенность
опасна
Энергетический менеджмент
интересует предприятие в целом, однако руководство относит управление энергетикой
скорее к техническим вопросам,
чем к общему менеджменту
Энергетический менеджмент
носит непоследовательный
характер. Руководство полагает,
что управление энергией – инженерно-техническая задача.
Потенциал энергоменеджмента
используется слабо
Имеются элементы энергетического энергоменеджера, реализуемые, вероятно, в различных
группах, занятых в основном
эксплуатацией оборудования.
Возможности энергоменеджмента используются слабо
Энергетический менеджмент
отсутствует или находится в
зачаточном состоянии. Предприятие несет потери от неэффективного использования
энергии – возможно, 20 % и
более от ее стоимости.
Таблица 1.3
Рекомендации
Нужно интересоваться передовыми достижениями в энергосберегающих технологиях и
управлении энергопотреблением, а также внедрять их в
свою практику
Необходимо пересмотреть
базовые аспекты организации,
включить эффективное управление энергопотреблением в
приоритетные направления по
контролю затрат; совершенствовать структуру и процедуру энергоменеджмента
Основная задача – поднять
престиж энергоменеджера,
внедрить в практику все аспекты целевого мониторинга,
повысив тем самым отдачу от
его работы
Необходимо выявить основные препятствия, мешающие
развитию системы энергоменеджмента, и устранить их.
Требуются существенные
усилия по интеграции энергоменеджмента в структуру
управления предприятием
Необходимо планомерно
налаживать систему управления энергопотреблением во
всех ее аспектах: техническом
оснащении, создании структуры и процедуры, обучения
персонала
Например, за результатами анализа матрицы энергоменеджмента
получен интегральный показатель теста, равный 10. Это позволяет сделать вывод, что на предприятии имеются элементы энергетического
энергоменеджера, реализуемые, вероятно, в различных группах, занятых в
основном эксплуатацией оборудования, а возможности энергоменеджмента используются слабо. Поэтому рекомендуется выявить основные
препятствия, мешающие развитию системы энергоменеджмента, и устранить их. Требуются существенные усилия по интеграции энергоменеджмента в структуру управления предприятием. Как первоочередное
45
руководство можно использовать, чтобы реализовать шаги, прописанные
в матрице энергетического менеджмента.
1.3. Уровни и базовые показатели энергоэффективности предприятия
1.3.1. Создание СЭнМ на предприятии – подготовительный
этап и энергопланирование
Подготовительный этап создания СЭнМ на предприятии. Создание СЭнМ на предприятии начинается с процесса инициирования построения СЭнМ.
Руководству предприятия необходимо осознать необходимость
внедрения СЭнМ, в частности, введение в штатное расписание службы
энергоменеджмента. Необходимым является привлечение дополнительных сотрудников, а не расширение круга обязанностей имеющихся
сотрудников, которые и так загружены.
Как пример, укажем, что по штатному расписанию заместитель
главного инженера предприятия в большинстве случаев должен выполнять большой объем работ, связанных с выполнения мероприятий по
пресечению выявленных нарушений правил техники безопасности,
противопожарных и других правил деятельности, создающих угрозу
предприятию, его работникам.
Анализ существующей организационной структуры и персонала
многих предприятий показывает ряд негативных моментов, а именно:
− малочисленность служб и нежелание заниматься решением задач
по управлению энергоиспользованием ввиду необходимости решения
текущих задач, связанных с поддержанием работоспособности энергооборудования и сетей;
− отсутствие достаточного количества квалифицированных специалистов, которые могли бы эффективно решать поставленные задачи;
− отсутствие
достаточного
финансового,
материальнотехнического, информационного и аналитического обеспечения, включая
средства организации учета и контроля использования энергоресурсов.
Не способствует этому и существующая на многих предприятиях
линейно-функциональная структура управления, в которой отсутствует
механизм, способный координировать выполнение сложных, комплексных работ. По этой причине при разработке СЭнМ практически не
принимают участия другие функциональные службы предприятия,
помощь которых, как показывает опыт, необходима на всех стадиях
разработки и реализации программ энергосбережения.
Сложившаяся ситуация не позволяет энергослужбам самостоятельно, комплексно и научно обоснованно решать задачи, связанные с организацией работ по управлению энергоиспользованием.
Подготовка бизнес-плана выполнения работ. Выполнение работ по
разработке и внедрение СЭнМ на предприятии требуют привлечения
немалого количества материальных и человеческих ресурсов. Поэтому
46
для правильного расчета их количества и распределения необходимо
разработать бизнес-план выполнения работ по внедрению СЭнМ на предприятии. В бизнес-план необходимо включить мероприятия внедрения
СЭнМ на предприятии, объемы финансирования, распределение денежных потоков, количество и распределение привлеченных кадров и др. На
сегодня на международных инвестиционно-финансовых рынках выработаны определенные стандар-ты и методики подготовки бизнес-планов,
технико-экономических обоснований и инвестиционных меморандумов.
Приведем примерное содержание бизнес-плана по внедрению
СЭнМ для предприятия.
Общая структура бизнес-плана должна иметь следующие пункты:
1. Резюме.
2. Идея (сущность) предлагаемого проекта, которая включает:
− общие исходные данные и условия;
− описание СЭнМ предприятия;
− оценку опыта внедрения СЭнМ на других предприятиях;
− критерии оценки работы СЭнМ на предприятии;
− описание взаимодействия подразделений предприятия в рамках
СЭнМ;
− внешние контакты и обмен опытом внедрения и работы СЭнМ с
другими предприятиями;
− сравнения внедряемой СЭнМ с системами энергоменеджмента
предприятий, занимающихся подобной деятельностью.
3. Программа энергосбережения на предприятии и план еѐ реализации:
− описание потенциала энергосбережения предприятия;
− возможности энергосбережения на предприятии;
− перечень первоочередных проектов по энергосбережению.
4. План разработки и внедрения СЭнМ, который должен включать:
− план разработки СЭнМ предприятия (с планом-графиком выполнения работ);
− план внедрения СЭнМ на предприятии (с планом-графиком
выполнения работ);
− материальные факторы разработки и внедрения СЭнМ на предприятии.
5. Организационный план, включающий:
− организационную структуру предприятия;
− сведения о разработчике СЭнМ;
− описание внешней среды (вышестоящие и контролирующие организации);
− трудовые ресурсы предприятия;
− распределение обязанностей разработчика и сотрудников предприятия по разработке и внедрению СЭнМ на предприятии;
− сведения о членах руководящего состава предприятия.
5. Финансовый план, который включает:
− план расходов и предполагаемой экономии;
− план денежных поступлений и выплат;
47
− график реализации;
− стратегию финансирования (источники поступления средств и их
использование);
− оценку риска и страхование.
6. Приложение.
Энергопланирование – сбор и оценка входных данных (применительно к первоначальной стадии энергоанализа). Предполагается анализ
прошлого и настоящего использования и потребления энергоресурсов.
Подготовительный этап для создания СЭнМ предприятия заключается в получении данных о прошлом и настоящем использовании и
потреблении ТЭР на предприятии.
При энергопланировании нужно выделить соответствующие переменные, влияющие на значительное использование и потребление ТЭР.
Для предприятия такими переменными являются: производственная
программа и деловая активность.
Объемы производства продукции на предприятии значительно влияют
на потребление энергоресурсов, поскольку основная часть потребленных
энергоресурсов идет на технологические процессы. Далее выполняется
анализ тарифов на энергоресурсы на протяжении двух-пяти лет.
Энергопланирование – определение уровня энергоэффективности.
Выполняется анализ энергоэффективности. Например, делается вывод,
что предприятие имеет низкий уровень энергоэффективности. Об этом
свидетельствует высокое потребление мазута, угля и электроэнергии на
технологические процессы, а также высокое значение удельных норм
потребления топлива и электроэнергии на производство основных видов
продукции. Большая часть вспомогательного оборудования также отработала свой парковый ресурс. Основное и вспомогательное оборудование
цехов имеет низкие показатели и требует значительных дополнительных
затрат для поддержания его в работоспособном состоянии.
Идентификация законодательных, нормативных и других требований. Предприятие должно идентифицировать, внедрить и иметь доступ
к применимым в его деятельности законодательным и другим требованиям, которые предприятие обязуется выполнить в отношении использования и потребления ТЭР. Предприятие должно определить, каким образом эти
требования применимы к его режиму использования и потребления ТЭР,
обеспечить рассмотрение необходимых законодательных и других требований, которые предприятие обязалось выполнять при разработке, внедрении и
поддержании функционирования СЭнМ.
Законодательные и другие обязательные для организации требования должны анализироваться через определенные интервалы времени.
Разработка энергополитики и доведение ее до сведения всех заинтересованных сторон. Высшее руководство предприятия должно разработать, внедрить и поддерживать энергетическую политику в организации. Энергетическая политика должна демонстрировать приверженность
организации к улучшению использования ТЭР.
48
тика:
Для предприятия следует обеспечить, чтобы энергетическая поли-
– соответствовала характеру и масштабам предприятия, а также
влиянию используемой энергии;
– включала в себя обязательства по постоянному повышению
энергетической эффективности;
– включала в себя обязательства по обеспечению доступности
информации и всех необходимых ресурсов для достижения поставленных
целей и задач;
– включала обязательства по всем правовым и другим требованиям
в области энергосбережения, принятым на себя предприятием;
– обеспечивала основу для разработки и пересмотра энергетических
целей и задач;
– документировалась, комментировалась и была понятной в рамках
предприятия;
– регулярно пересматривалась и обновлялась по мере необходимости.
Энергопланирование – энергоанализ. Сбор и анализ информации об
использовании энергии в технологических процессах проводится для
определения возможности повышения уровня энергоэффективности
предприятия. При энергоанализе необходимо провести оценку прошлого
и текущего использования энергии.
Идентификация области значительного (существенного) энергопотребления. Для предприятия необходимо произвести идентификацию
установок, оборудования, процессов, систем и персонала, существенным
образом влияющих на использование ТЭР.
Выполняется оценка состояния основного и вспомогательного оборудования в процентных соотношениях, критериями оценки могут быть
внешний осмотр оборудования, а также полученные данные на местах.
Состояние оборудования представляется в таблице по цехам или технологиям в процентном соотношении по показателям «хорошее», «удовлетворительное», «неудовлетворительное», «аварийное».
При необходимости проводится более детальное энергетическое
обследование, которое в полной мере сможет дать энергосберегающий
эффект и в свою очередь приведет не только к снижению потребления
энергоресурсов, но и выбросов парниковых газов в атмосферу.
Оценивается возможная экономия различных видов ТЭР при осуществлении максимально возможной и экономически целесообразной
модернизации при замене всего оборудования, которое находится в неудовлетворительном состоянии.
Например, согласно динамике потребления электроэнергии оно
является более устойчивым и плавным по сравнению с потреблением
тепловой энергии. Основные потери электроэнергии происходят из-за
устаревшего и неоптимизированного оборудования, зачастую его аварийного состояния. Далее, определяется потенциал энергосбережения по
типам оборудования, для которых определено их состояние по цехам
согласно показателям «хорошее», «удовлетворительное», «неудовлетво-
49
рительное» в процентном отношении. В результате определяется потенциал энергосбережения (в процентах). Например, возможная экономия
может в среднем составить порядка 20 % при осуществлении максимально возможной и экономически целесообразной модернизации или при
замене всего оборудования, которое находится в неудовлетворительном
состоянии.
Оценка составляющих потенциала энергосбережения. Исходя
из имеющихся данных, выполняется оценка составляющих потенциала
энергосбережения.
Под потенциалом обычно подразумевают возможности, резервы,
которые могут быть реализованы во времени. Например, проводя анализ и
осуществляя оценку экономического потенциала предприятия, наряду с
количественной и качественной характеристикой ресурсов, необходимо
учитывать возможность эффективного их использования. Экономия
ресурса, в свою очередь, характеризует потенциал ресурсосбережения,
являющийся составной частью экономического потенциала. Названные
предпосылки позволяют сформулировать понятие «потенциала энергосбережения».
Потенциал энергосбережения – это резерв сокращения потребления
энергии за счет реализации энергоэффективных проектов и мероприятий,
в том числе направленных на вовлечение в хозяйственный оборот возобновляемых источников энергии, путем реализации экономических,
организационных, правовых, производственных и научно-технических
мер для повышения энергетической эффективности субъекта хозяйствования (в данном случае промышленного предприятия) при условии экологичности производства. С точки зрения существующих ограничений
различают технологический, экономический и рыночный потенциалы.
Технологический потенциал энергосбережения представляет собой
нереализованные возможности по снижению удельного расхода и потерь
энергии вследствие прогнозируемых изменений технологической структуры производства.
Экономический потенциал энергосбережения характеризует нереализованные возможности предприятий по производству энергоэффективного оборудования и потребителей по применению этого оборудования и
энергоэффективных технологий.
Рыночный потенциал энергосбережения во многом связан с рыночной ситуацией, сложившейся к моменту принятия управленческих решений по реализации энергоэффективных мероприятий.
В свою очередь, в рыночный потенциал некоторые авторы включают информационно и финансово обеспеченный потенциалы, опирающиеся на технико-экономические расчеты реализации инвестиционных
проектов в области энергосбережения. Потенциал энергосбережения
может также подразделяться по видам энергоресурсов, этапам движения и
преобразования энергоресурсов, направлениям энергосбережения, отраслям экономики, территориальному признаку. Можно рассматривать
структуру потенциала энергосбережения в зависимости от классификации
энергоэффективных проектов по определенным признакам, например,
50
нацеленность на продуктивность существующих технологий и совершенствование энергетического хозяйства. При этом под энергосберегающей
технологией понимаются структура и последовательность взаимодействия правовых, организационных, производственных, научнотехнических и экономических мер, обеспечивающих эффективное
использование энергетических ресурсов и вовлечение в хозяйственный
оборот возобновляемых, альтернативных и вторичных источников
энергии.
Методы, используемые для освоения потенциала энергосбережения
в целях экономии расхода ТЭР на единицу полезного эффекта, согласно
новому варианту инвестиционного проекта могут, например, реализоваться через систему правовых, технических, организационных и производственных мер, который представляется к внедрению в виде программы
энергосбережения.
Управление потенциалом энергосбережения – это результат реализации системы методов, способов, моделей, направленных на эффективное его освоение. Процесс этого освоения определяется как процесс
энергосбережения. Потенциал энергосбережения, как ожидаемый результат (в процентах) снижения затрат от выполнения запланированных
энергосберегающих мероприятий, может выражаться в возможном
снижении энергоемкости продукции, уровне повышения эффективности
использования ТЭР, затрат на ТЭР, а также возможном снижении топливно-энергетической составляющей затрат в себестоимости продукции.
В различных источниках потенциал энергосбережения отождествляется с «потенциалом повышения эффективности использования ТЭР»;
«потенциалом энергоэффективности».
Выделяются прямые и обратные (инверсные) показатели энергетической эффективности. Прямые отражают рост эффективности, инверсные формулируются в терминах затрат энергоресурсов на единицу полученного положительного эффекта. Под энергоэффективностью производства следует понимать результативность производства, соотношение
результатов производственной деятельности и затраченных на их достижение экономически, технически и технологически обоснованных
объемов энергетических ресурсов в условиях энергосберегающей и экологически приемлемой интенсификации промышленного производства.
Сущность процесса повышения энергоэффективности производства
состоит в снижении удельных расходов энергоносителей на производство
продукции, в рационализации режимов энергоиспользования, изменении
структуры энергопотребления, повышения экологической эффективности
производства.
В условиях научно-технического прогресса и интенсификации
производства ресурс повышения энергоэффективности становится возобновляемым: появляются новые технологии в производстве продукции,
меняется отношение к реализации мероприятий по повышению энергетической эффективности использования энергии всех видов. Реализация
технического потенциала происходит медленнее, чем экономического и
рыночного. Однако использование первого во многом определяет эффек-
51
тивность промышленного производства, конкурентоспособность выпускаемой продукции и устойчивое развитие предприятия.
Потенциал энергосбережения на предприятии имеется всегда.
Другое дело, какую часть этого потенциала экономически выгодно реализовывать. Снижение энергопотребления до минимально возможного на
сегодняшний день уровня связано с существенными затратами, которые
могут быть экономически нецелесообразны для предприятия. Задача
экономической целесообразности решается на предприятии при определении инвестиционной политики путем совместного рассмотрения всех
инвестиционных проектов вместе с проектами энергосбережения.
Получение и обоснование точной величины фактического энергетического баланса объекта и точной структуры этого баланса позволяют
определить структуру и величину потенциала энергосбережения, разницы
между возможным энергетически эффективным состоянием предприятия
и фактическим (задача не менее сложная. Необходимо, чтобы потенциал
энергосбережения был структурирован по видам потребляющих энергию
элементов, а также по факторам, которые формируют потенциал энергосбережения внутри самих элементов).
Целесообразно выделить следующие составляющие потенциала
энергосбережения:
– потенциал от реализации первоочередных мероприятий;
– потенциал от реализации возможностей энергосбережения;
– общий потенциал энергосбережения.
Идентификация и ранжирование возможностей для улучшения
уровня энергоэффективности. Улучшение уровня энергоэффективности
можно обеспечить в рамках Программы энергосбережения (далее – Программа).
Мероприятия Программы разделяются на организационные (недающие прямую экономию энергетических ресурсов, но необходимые для
создания организационной структуры управления Программой, обучения
работников предприятия, внедрения экономических стимулов к энергосбережению и повышению энергетической эффективности и практической реализации программных мероприятий) и технические, требующие капитальных вложений.
При этом организационные мероприятия необходимо проводить на
первом этапе реализации Программы. Меры организационного характера
предусматривают нормативно-правовое и финансовое обеспечение, а
также создание структур для достижения цели программ.
Меры технического (технологического) характера – предполагают
модернизацию или замену существующего энергоемкого оборудования,
внедрение новейших энергоэффективных и энергосберегающих технологий, повышение энергоэффективности производства единицы продукции,
выполнение работ, оказание услуг, уменьшение потерь ТЭР, экономию
бюджетных средств. Меры структурного характера в сфере производства –
предполагают коренные изменения в структуре производства.
Разработка и технико-экономическая оценка первоочередных и
перспективных мероприятий по энергосбережению могут выполняться с
52
привлечением алгоритма оценки эффективности реализации мероприятия
по энергосбережению, включая следующие последовательности шагов:
1. Анализ текущего состояния (оборудования, технологии);
2. Техническая сущность мероприятия по энергосбережению;
3. Расчет экономии ТЭР от внедрения мероприятия;
4. Калькуляция финансовых затрат на реализацию мероприятия;
5. Определение технико-экономических показателей проекта;
6. Оценка экономической эффективности проекта.
Анализ затрат жизненного цикла (ЖЦ) предполагает расчет показателей:
Показатель
Чистая приведенная стоимость
(NPV, грн.)
Отношение экономии к инвестициям (SIR)
Внутренняя норма прибыли (IRR)
Формула
= Полная стоимость экономии –
Полная стоимость инвестиций ЖЦ
= Полная стоимость экономии /
Полная стоимость инвестиций ЖЦ
= Банковская учетная ставка, при
которой SIR = 1,0, или NPV = 0
Срок окупаемости определяется как отношение чистых начальных
инвестиций к ежегодной экономии. В зависимости от конкретного мероприятия эти шаги имеют разный уровень детализации.
Среди возможностей для улучшения уровня энергоэффективности
предприятия можно выделить следующие:
− совершенствование энергопотребляющего оборудования, в том
числе за счет реконструкции промышленных агрегатов;
− снижение потерь энергоносителей;
− обеспечение предприятий оптимальными системами управления
энергосбережением и системами учета энергопотребления;
− автоматизация систем электроосвещения, замена систем освещения на более эффективные;
− совершенствование учета и контроля за расходом энергоресурсов
и воды в сочетании с внедрением системы стимулирования энергосбережения;
− использование современных систем отопления, вентиляции и
кондиционирования;
− внешнее и внутреннее утепление стен;
− установка частотных преобразователей и устройств плавного пуска на электродвигателях большой мощности;
− модернизация или замена систем отопления в административных
зданиях;
− уменьшение потребления электроэнергии электропотребляющим
оборудованием по средствам ремонта и замены оборудования, установки
дополнительного оборудования и др.;
− обучение персонала в области энергоэффективности;
53
− повышение эффективности производства тепловой энергии на
основе внедрения строгого контроля за основными процессами сжигания
топлива и использование энергетических приборов с высоким КПД;
− модернизация систем регулирования энергопотребления, установка систем дистанционного контроля;
− соблюдение режимов работы оборудования, использующего
топливо;
− своевременное проведение режимно-наладочных работ;
− соблюдение нормативов удельных расходов ТЭР.
Энергопланирование – определение базовой линии, индикаторов
энергоэффективности, энергоцелей и задач. Установление энергетической базовой линии. Энергетический базис – количественная ссылка для
основы сравнения энергоэффективности. Изменения энергоэффективности должны измеряться именно относительно энергобазиса.
Базовую линию устанавливают на уровне всех энергетических и
производственных показателей выбранного базового года, например 2013.
Такими показателями могут быть: производство тепловой энергии,
потребление угля и мазута, потребление электрической энергии, удельные
расходы топлива на производство тепловой энергии, удельные расходы
электроэнергии на производство тепловой энергии и т.д.
Определение индикаторов (показателей) энергоэффективности.
Показатели энергоэффективности используются для сравнения количества потребленных ТЭР в различные периоды времени. Индикаторы
энергоэффективности облегчают проведение мониторинга энергопотребления, особенно в местах повышенного потребления ТЭР, указанных в
энергетическом профиле.
Например, возможен такой индикатор энергоэффективности, как
удельная норма расхода ТЭР, который определяется помесячно для
выбранного года.
Определение энергоцелей, задач и их корреляция с индикаторами.
Энергоцели – достижение конкретных результатов энергоэффективности
в соответствии с политикой. Энергозадачи – подробная детализация
целей.
Для предприятия можно выделить следующие энергоцели (примерный перечень):
− снижение удельного расхода условного топлива на выработку
продукции до проектного значения;
− повышение энергоэффективности цехов предприятия;
− уменьшение затрат электроэнергии;
− уменьшение потребления электрической энергии энергоемкого
оборудования;
− модернизация систем внутреннего и внешнего освещения с целью
экономии электроэнергии;
− уменьшение затрат ТЭР за счет человеческого фактора;
− уменьшение выбросов парниковых газов за счет внедрения
энергосберегающих мероприятий;
− усовершенствование системы учета ТЭР на предприятии;
54
− обучение персонала предприятия в области энергоэффективности.
Энергозадачи предприятия (примерный перечень):
− проведение режимно-наладочных работ;
− замена изношенных насосов и конвейеров на современные аналогичной производительности (и/или замена изношенных узлов дробильного оборудования);
− установка частотных преобразователей на энергоемкое электрооборудование, так как пусковые токи достигают огромных значений;
− замена двигателей с низким КПД на современные;
− замена насосного оборудования на современное;
− установка дополнительных средств учета потребления ТЭР;
− установка систем автоматизированного контроля и учета использования ТЭР;
− замена ламп ДРЛ на светодиодные с аналогичным световым
потоком;
− проведение регулярных семинаров, курсов повышения квалификация в области энергоэффективности;
− проведение просветительской деятельности среди работников
предприятия по теме экономного и рационального использования ТЭР.
Организация деятельности, улучшение коммуникаций, обеспечение
ресурсов. Основой для организации деятельности сотрудников предприятия в области энергоэффективности являются энергетическая политика
предприятия, а также производные от неѐ энергоцели и энергозадачи.
Реализация энергоцелей и энергозадач требует максимальной слаженности действий между сотрудниками всех подразделений предприятия.
Поэтому от высшего руководства предприятия и руководителей подразделений требуется обеспечить максимум возможностей для беспрепятственного обмена информацией, получения консультаций по различным
вопросам и т.д. Важным фактором является предоставление для работы
специалистов рабочих мест, производственных и других площадей,
оборудования, которые находятся в ведении подразделений. Реализация
энергоцелей и энергозадач требует выделения значительного количества
материальных ресурсов; решения относительно объемов финансирования
принимаются высшим руководством предприятия. Успех достижения
энергоцелей и решения энергозадач во многом зависит от уровня профессионализма кадров, поэтому для реализации этого необходимо привлекать
квалифицированных и опытных сотрудников. Необходимо также постоянно повышать уровень квалификации работников с помощью различных
обучающих курсов и программ.
1.4. Создание СЭнМ на предприятии. Реализация цикла PDCA
1.4.1. Документирование СЭнМ
Для результативного функционирования предприятие должно
идентифицировать многочисленные взаимосвязанные виды деятельности
и управлять ими. Любая деятельность предприятия, в которой использу-
55
ются ресурсы для преобразования входов в выходы, может рассматриваться как процесс. Входами одного процесса обычно являются выходы
других процессов. Систематическая идентификация и менеджмент
применяемых предприятием процессов, обеспечение их взаимодействия
могут рассматриваться как процессный подход. Преимущество процессного подхода состоит в непрерывном управлении как на стыке отдельных
процессов в рамках системы, так и при их комбинации и взаимодействии.
При документировании СЭнМ предприятие может определить
любое число и состав документов, необходимых для демонстрации
результативного планирования, функционирования, управления и постоянного улучшения системы энергоменеджмента и ее процессов.
Характер и степень документирования СЭнМ зависят от особенностей организации. Документирование может охватывать всю деятельность
предприятия или отдельные его аспекты. Например, требования, устанавливаемые в документации, зависят от вида и характера продукции и
процессов, условий контракта, установленных законодательных и обязательных требований и т.п.
Классификация документации СЭнМ может быть построена на основе структуры процессов организации, структуры внедряемого стандарта
ІSO 50001 или их комбинации. Предприятие может использовать другие
виды классификаций в соответствии со своими потребностями.
Структура взаимодействия документов CЭМ может быть иерархической. Подобная структура способствует внедрению, поддержанию в
рабочем состоянии и лучшему пониманию персоналом требований к
документации СЭнМ.
Пирамида документации СЭнМ показана на рис. 1.3.
Рис. 1.3. Документация системы энергоменеджмента
56
Разработка энергоруководства. Энергоруководство предназначено
для обращения к нему со стороны лиц, участвующих во внедрении и
последующем функционировании системы энергоменеджмента.
В энергоруководство должны входить следующие положения и
направления [18, 20]:
– область и границы применения СЭнМ;
– организационная структура СЭнМ;
– элементы и управленческие процедуры СЭнМ;
– схема управления СЭнМ;
– положение о энергетической комиссии;
– основные направления деятельности службы энергоменеджера;
– положение о службе энергоменеджмента;
– квалификационная характеристика энергоменеджера;
– принципы сбора информации об энергопотреблении, ее обработке, систематизации и анализа для принятия управленческих решений,
направленных на повышение уровня энергоэффективности;
– положение Программы энергосбережения, в т.ч. организационные
и технические мероприятия;
– система управления выполнением Программы энергосбережения;
– система мотивации персонала;
– тренинги СЭнМ.
Разработка положений о СЭнМ предприятия с выделением ключевых индикаторов качества управления по циклу PDCA. Для обеспечения
функционирования на предприятии службы энергоменеджмента необходимо разработать Положение о службе энергоменеджмента.
Положение о службе энергоменеджмента является нормативным
документом предприятия и определяет задачи, функции, структуру службы энергоменеджмента, полномочия и ответственность сотрудников
службы энергоменеджмента, взаимодействия с другими подразделами
предприятия и внешними организациями. Оно утверждается приказом
руководителя предприятия или подразделения, в который структурно
входит служба энергоменеджмента (в большинстве случаев главным
инженером предприятия). Изменения существенного характера вносятся в
Положение на основе распоряжения или приказа руководителя предприятия.
Структура службы энергоменеджера, ее состав и численность определяются фактическими потребностями СЭнМ для выполнения требований политики энергосбережения и утверждаются руководством предприятия. Численность и состав службы энергоменеджера зависит от таких
факторов [15]:
– стоимости потребленных ТЭР;
– уровня технической оснащенности предприятия;
– потенциала энергосбережения;
– экономического эффекта от функционирования СЭнМ;
– размера территории предприятия и количества зданий;
– численности работников предприятия.
57
Количество необходимого персонала службы энергоменеджмента в
процессе работы может изменяться. По примерным подсчетам предприятие должно иметь, как минимум, одного постоянного энергоменеджера
при стоимости потребленных ТЭР около 1 млн. у.е. за год. При большей
стоимости потребленных ТЭР численность персонала приблизительно
определяется из табл. 1.4.
Таблица 1.4
Рекомендации относительно определения численности персонала службы энергоменеджера
№
п/п
Численность персонала службы
энергоменеджмента
Стоимость потребленных за год ТЭР,
млн. у.е.
1
2
1
3+ дополнительно 1 на каждые 2
млн.у.е. потребленных ТЭР
10+ дополнительно 1 на каждые 4
млн.у.е. потребленных ТЭР
1–3
3–10
3
>10
Численность и состав службы энергоменеджера должны быть
достаточными для выполнения всех задач службы энергоменеджера в
сфере энергосбережения. Например, на предприятии эта должность должна предусматривать полную ставку на два или три текущих года. По
окончанию этого срока рабочее время энергоменеджера может быть
сокращено приблизительно к 500 часам на год. В зависимости от объемов
и особенностей задач службы энергоменеджеров в ее состав могут входить специалисты разных специальностей: по энергосбережению; по
технологиям; по нормативно-правовым вопросам и т.д.
Разработка типовых должностных инструкций работников
службы энергоменеджмента с выделением ключевых индикаторов
качества управления по циклу PDCA. Для создания на предприятии службы энергоменеджмента необходимо разработать типовые должностные
инструкции работников службы энергоменеджмента. Эти инструкции
являются нормативными документами предприятия и определяют задачи,
функции, полномочия и ответственность сотрудников службы энергоменеджера.
Процедура внутренних аудитов СЭнМ. Для функционирования СЭнМ
на предприятии должны регулярно проводиться внутренние аудиты, которые
включают в себя систематический обзор СЭнМ на предприятии. Внутренние
аудиты – важные мероприятия для постоянного улучшения.
При подготовке к проведению внутреннего аудита рекомендуется
уяснить, из чего он будет состоять. Например, не следует в качестве цели
внутреннего аудита ставить:
1. Расчѐт затрат и результатов от предпринятых мер.
2. Расчѐт экономической эффективности будущих проектов.
58
3. Анализ технических аспектов приобретѐнного оборудования в
соответствии с планом действий.
Целью внутреннего аудита является дальнейшее улучшение функциональности СЭнМ, программ в области энергетики, целей и задач и т.д.,
а также помощь в разработке новых мер по оптимизации энергоменеджмента. Аудит – это систематический элемент внутреннего контроля
СЭнМ, и поэтому важный инструмент постоянного улучшения.
Внутренний аудит необходимо проводить не реже одного раза в
год. Он может проводиться либо сотрудниками предприятия, у которых
есть необходимые навыки и знания о СЭнМ, знания стандарта ISO 50001
и анализируемых аспектов, но которые при этом имеют косвенное отношение к управлению СЭнМ, либо можно пригласить внешнего аудитора и
попросить его выполнить задачу по проведению внутреннего аудита. В
таком случае рекомендуется приглашать того же аудитора, который проводит сертификацию и, таким образом, сэкономить усилия и денежные
затраты. В любом случае аудитор должен быть в достаточной степени
квалифицированным, опытным, беспристрастным и независимым в
осуществлении оценки данной области предприятия.
После того, как предприятие определилось, кто будет аудитором,
следует внимательно распланировать проведение аудита. Во-первых,
определиться с тем, какие источники информации будут использоваться.
Такими источниками могут быть люди, документы или уже имеющиеся
отчѐты по энергетике. Хорошим решением будет собрать важные данные
до начала самого аудита. Это поможет сэкономить время, деньги и дает
хорошую возможность осуществить более глубокий причинный анализ.
Вовремя нужно проинформировать задействованных людей и собрать
вспомогательную информацию до начала проведения аудита СЭнМ предприятия.
Необходимо подготовить чек-листы (перечни контрольных вопросов) для проведения аудита. При аудите необходимо отмечать тип используемых источников, место и время проведения аудита, а также имена
ответственных сотрудников предприятия.
В начале аудита нужно объяснить цель внутреннего аудита всем
сотрудникам предприятия, имеющим непосредственное отношение к тем
элементам СЭнМ, которые будут аудитироваться. Важно понимать, что
аудит – это не оценка индивидуального исполнения работниками их
обязанностей, а оценка эффективности функционирования системы.
При проведении внутреннего аудита аудитор должен [16]:
1. Определить текущее энергопотребление;
2. Оценить эффективность СЭнМ, а также ее процессов и подсистем;
3. Сравнить результаты с целями и задачами в области энергетики;
4. Подготовить информацию для бенчмаркинга;
5. Проанализировать проблемы и определить их источники и
слабые места;
6. Определить возможности для постоянного улучшения.
59
После проведения внутреннего аудита составляется отчѐт, в котором прописаны все данные по энергопотреблению и где должно содержаться описание всех предстоящих действий, мониторинга и результатов
измерения, а также описание ответственности сотрудников. Содержание
отчета охватывает не только вопросы улучшения СЭнМ, но также и непосредственно вопросы энергоэффективности. В отчете сравниваются
результаты деятельности с планами и задачами, описанными в программе
действия энергоменеджмента, и определяется насколько улучшились
показатели по энергопотреблению и энергоэффективности.
Если корректирующие мероприятия не выполнены в установленный срок либо оказались нерезультативными и необходимы дополнительные действия или дополнительное время, то осуществляются
действия в соответствии с «Процедурой по несоответствиям, корректирующим и предупреждающим действиям».
Процедуры управления документами. Для эффективного функционирования СЭнМ на предприятии необходимо формирование информационного обеспечения СЭнМ. Для этого необходима информация, характеризующая [18]:
− входные и выходные параметры, отображающие объем, состав,
свойства взаимодействия и направления материально-энергетических
потоков;
− организационные условия функционирования объектов (потребителей ТЭР) и подсистем энергохозяйства предприятия;
− режимно-технологические параметры отдельных процессов производства тепловой энергии, происходящих на объектах энергохозяйства;
− технико-экономические параметры, отражающие результаты
энергохозяйственной деятельности на разных уровнях иерархической
структуры управления предприятия.
В текущем времени эта информация может быть рассеяна по многочисленным производственным подразделениям и функциональным
отделам, находиться в различных отчетных и рабочих документах, а часть
информации вообще может отсутствовать по различным причинам.
Следовательно, для повышения эффективности функционирования СЭнМ
необходимо принять специальные меры по созданию информационного
обеспечения СЭнМ.
В принципе задачи сбора и передачи данных в СЭнМ могут быть
возложены на автоматизированную систему контроля и учета энергопотребления. В большинстве современных автоматизированных систем
контроля и учета энергопотребления реализуются лишь задачи учета и
визуализации данных, составления отчетов. Однако для проведения
комплексного анализа всех сторон деятельности подразделений и служб
по управлению эффективностью энергоиспользования, как этапа выработки управляющих воздействий, отсутствие информации о принимаемых решениях и о ходе их реализации в производстве не дает возможности объективно оценить эффективность функционирования отдельных
элементов и всей СЭнМ в целом. Для формирования исходного множе-
60
ства элементов используются как знания и опыт персонала предприятия,
так и различная документальная информация. Сюда можно отнести [16]:
− проектную документацию на энергохозяйство предприятия;
− энергетический паспорт предприятия, а также энергетические
паспорта отдельных потребителей ТЭР;
− финансово-экономические показатели предприятия;
− формы государственной статистической отчетности, а также
отчетную документацию по коммерческому и техническому учету расхода ТЭР;
− режимные типовые суточные графики электрической (тепловой)
нагрузки и графики потребления ТЭР (за месяц, квартал, год);
− эксплуатационную документацию на энергопотребляющее оборудование (паспорта, формуляры, спецификации, технологические регламенты, режимные карты и т.п.);
− документацию по проведенным ремонтным, наладочным и испытательным работам энергопотребляющего оборудования;
− годовые программы энергосбережения (планы организационнотехнических мероприятий по экономии ТЭР) и отчеты по их выполнению;
− отчеты по проведенным энергоаудитам;
− перспективные программы и проекты реструктуризации предприятия или модернизации отдельных его подразделений;
− результаты опроса и анкетирования руководства и персонала
предприятия.
Должен быть обеспечен контроль за достаточностью и полнотой
документации, актуализироваться ее состояние и применение:
− достаточность документов до начала работы;
− периодическая актуализация документации и внесение необходимых изменений;
− проверка наличия необходимых документов в службах и
подразделениях, где проходят процессы, связанные с внедрением СЭнМ;
− проверка простоты и четкости передачи изложения информации
в документах;
− распространение документов других организаций, которые полезно использовать для СЭнМ;
− изъятие из использования устаревших и неактуальных документов (например, устаревшая документация – контролируемый документ,
утративший свою силу, но оставленный на рабочем месте для каких-либо
целей идентифицируется штампом «Отменен» или «Устаревшая версия»).
Характеристика документооборота внешней документации по
СЭнМ предприятия представлена в табл. 1.5.
Так как объем информации, необходимой для использования в
процессе формирования информационного обеспечения СЭнМ, является
довольно существенным, возникает необходимость в определении оптимальной длительности хранения информации.
В настоящее время широкое развитие получило применение таких
информационных технологий, как базы данных – Data Base (DB), аналитическая обработка данных в режиме реального времени – On-line
61
Analytical Processing (OLAP), интеллектуальный анализ данных – Data
Mining (DM), хранение данных – Data Ware House (DWH), системы
поддержки принятия решений – Electronic Performance Support System
(EPSS) и др. Это позволяет накапливать большие объемы информации,
сортировать ее и быстро находить необходимую информацию, не затрачивая на это много времени и человеческих ресурсов. Кроме того, использование указанных выше информационных технологий позволяет сэкономить производственные площади (помещения), необходимые для выделения под хранение больших объемов документальной информации.
Управление поставками ТЭР. Для предприятия основными видами
ТЭР являются мазут, пар и электрическая энергия. Поэтому предприятие
должно смотреть за тем, чтобы эти виды ТЭР поставлялись для предприятия
по минимальной цене и равномерно во времени. Также необходимо, чтобы
все поставляемые энергоресурсы отвечали всем регламентам качества.
Управление проектами по энергосбережению. Для того, чтобы
достичь максимально возможного потенциала по энергосбережению на
предприятии, необходимо управлять проектами по энергосбережению.
Необходимо расставить приоритеты над мерами, которые вы определили
в плане действий, и по ним составить подробный рабочий план.
На различные мероприятия следует назначить ответственных лиц и
определить для них временные рамки, для исполнения рабочего плана
следует предусматривать необходимые ресурсы. Цели и задачи в области
энергетики будут достигнуты, если будут обеспечены достаточные обоснованные финансовые и технические ресурсы. Энергоменеджер должен
систематически записывать сведения о достигнутых результатах мероприятий, чтобы легче осуществлялась реализация целей и задач, и чтобы
можно было провести анализ экономической эффективности предпринятых мер. Индикаторами успеха служат: снижение расходов и сокращение
объема вредных выбросов в окружающую среду, а также позитивная
оценка со стороны СМИ или положительные отзывы сотрудников.
Необходимо поддерживать в рабочем состоянии регистр выполненных мер и результирующих (достижимых) потенциалов по энергосбережению.
Разработка процедуры анализа СЭнМ со стороны руководства.
Анализ и оценка состояния СЭнМ являются необходимым условием процесса совершенствования данной системы, так как способствуют улучшению
ее характеристик [16]. Их итогом является составление для руководства
предприятия отчета о результатах и возможностях дальнейшего развития
деятельности предприятия в области энергетического менеджмента.
По результатам рассмотрения данного отчета главным инженером
предприятия готовится заключение, служащее основанием для последующего пересмотра, корректировки и дополнения политики, целей и задач
предприятия в области энергосбережения, объектов энергетического
менеджмента, приоритетных аспектов энергосберегающей деятельности,
организации деятельности, оценки и использования ее результатов, а также разработки программы энергетического менеджмента на следующий
планируемый период.
62
Документооборот внешней документации по СЭнМ на предприятии
Вид внешнего
документа
Законодательные и нормативные акты высших,
местных органов государственной власти и управления
Кто
предоставляет
Кто рассматривает
Где
регистрируется
Органы власти
Директор
Организации,
имеющие лицензию на выпуск
данной литературы
Журнал
входящей
документации,
общий перечень
документов
Руководители
заинтересованных
подразделений
Общий
перечень
документов
Проектно-сметная документация, предоставляемая исполнителями
Акты, предписания внешних заинтересованных
сторон
Документы партнерских
организаций по исполнению договорных обязательств
Исполнителями,
согласно договора
Начальник ПТО
Внешние организации на официальном бланке
Партнерская
организация на
официальном
бланке
Директор, главный
инженер, инженерэколог
Справочно-методическая
литература
Книготоргующие
организации
Руководители
заинтересованных
подразделений
Входящая корреспонденция
Отправитель
Адресат – если известен; директор – если
не обозначен адресат
Нормативно-техническая
документация: СТ Украины, ГОСТы, СНиП и т.д.
Директор, начальник
ПТО
Журнал
регистрации в
техническом
архиве ПСГ
Журнал
входящей
документации
Журнал
входящей
документации
Общий
перечень
документов
Журнал
входящей
документации
Кто
пользуется
Таблица 1.5
Ответственный за
хранение
По решению
директора
Архивариус
Заинтересованные
сотрудники
Руководитель
подразделения, где
используется
документ
Руководители
подразделений
Инженер ПСГ
Руководители
подразделений
Архивариус
Руководители
подразделений
Представитель
руководства
Руководители
заинтересованных
подразделений
Согласно
резолюции
Руководители
заинтересованных
подразделений
Исполнитель
63
Аналитический обзор СЭнМ, выполняемый периодически главным
инженером предприятия, гарантирует постоянное совершенствование
данной системы. Главный инженер, получая необходимую информацию
при обзоре целей и задач предприятия в области энергосбережения,
анализе результатов аудитов СЭнМ, оценке ее эффективности, а также
оценке актуальности политики энергосбережения по отношению к внешним условиям функционирования предприятия, выявляет возможности
для повышения эффективности деятельности предприятия в области
энергетического менеджмента.
Процесс постоянного совершенствования СЭнМ на предприятии
формируется из следующих элементов:
− выявления областей возможного улучшения СЭнМ;
− составления и осуществления планов корректирующих мероприятий;
− проверки эффективности реализованных корректирующих мероприятий;
− документального оформления любых изменений в процедурах в
результате совершенствования СЭнМ.
Предполагается, что постоянное совершенствование СЭнМ предприятия должно привести к повышению эффективности энергосберегающей деятельности предприятия в целом.
Разработка системы морального и материального стимулирования.
Премирование за рациональное и эффективное использование энергоресурсов производится при условии, если в целом по предприятию есть экономия
от снижения затрат, издержек предприятия на энергоресурсы.
Вознаграждение за рациональное и эффективное использование
энергоресурсов сотрудники должны получать даже если не получают
премию по результатам производственной деятельности.
Составными элементами системы стимулирования сотрудников
предприятия в области энергетического менеджмента являются [15]:
− использование форм материального поощрения и наказания по
отношению к сотрудникам предприятия, обязанным соблюдать требования в области энергосбережения;
− формирование системы оплаты труда работников службы энергетического менеджмента;
− поддержка рационализаторского движения в области энергосберегающей деятельности;
− применение форм морального поощрения и наказания.
Регламент взаимодействия служб в рамках СЭнМ. Примерный
алгоритм взаимодействия служб в рамках СЭнМ на предприятии показан
на рис. 1.4 [15, 16].
Взаимодействие с другими подразделениями предприятия по
вопросам, которые непосредственно не связаны с энергосбережением,
служба энергоменеджмента осуществляет в соответствии с приказами и
(или) распоряжениями руководства предприятия.
64
Рис. 1.4. Взаимодействие служб в рамках СЭнМ предприятия
Корректировка иной документации, относящейся к области
применения СЭнМ (закупки, измерения, поддержание связей, проектирование, обучение и т.д.). При внедрении СЭнМ на предприятии необходимо внести изменения в документацию предприятия, связанную с использованием ТЭР, обучением персонала, поддерживанием связей между
подразделами предприятия. Изменения и дополнения необходимо внести
также в должностные инструкции главного инженера, главного энергетика, начальника ПТО, начальника ПЭО, начальников цехов и участников.
Интеграция СЭнМ с иными системами менеджмента. Стандарт
ISO 50001 разработан таким образом, что его можно интегрировать в
другие системы менеджмента компании, особенно в системы менеджмента качества и охраны окружающей среды. В основу стандарта ISO 50001
так же, как и в основу стандартов ISO 9001 и ISO 14001 (EMAS), положен
цикл «Планируй–Выполняй–Контролируй–Улучшай» (цикл PDCA),
65
который используется другими стандартами системы ISO. Именно поэтому столь разные системы менеджмента могут быть легко взаимно
интегрированы или же предприятие может просто доработать существующую систему менеджмента в соответствии с требованиями ISO 50001.
Если предприятие уже внедрило систему менеджмента, то ему
легче внедрить дополнительную систему. С точки зрения эффективности
лучше проводить интеграцию этих систем, чем организовывать их параллельную работу.
Предприятие, осуществившее интеграцию СЭнМ с ранее внедренной системой менеджмента, получит выгоду за счѐт сокращения численности сотрудников, а также экономии временных и финансовых ресурсов.
Для того чтобы успешно осуществить такую интеграцию, предприятие
должно создать у себя порядок успешного взаимодействия по вопросам
энергии, безопасности, качества и охраны окружающей среды. Это
специфическая задача, поскольку обычно при совмещении различных зон
ответственности возникают проблемы. В некоторых случаях какие-либо
должности могут быть изменены, а некоторые вовсе упразднены. Лучше,
если вначале один руководитель будет отвечать за все системы менеджмента предприятия. В дальнейшем слаженность работы может быть
обеспечена, если всеми внедренными системами менеджмента будет
управлять высшее руководство, при том, что специалисты различных
отделов будут отвечать за технические аспекты этих систем.
При объединении СЭнМ с системами качества и охраны окружающей среды, а также автоматизированными системами управления множество требований к интеграции регламентируется стандартами серий
ISO9000, ISO 14000 (рис. 1.5).
Рис. 1.5. Процесс интеграции СЭнМ на базе стандарта ISO 50001
с другими системами менеджмента предприятия
66
1.4.2. Внедрение СЭнМ
Разработка механизмов оптимизации процессов, связанных с
потреблением энергии. Первоначальным этапом является разработка
службой энергоменеджмента предприятия оптимизации процессов,
связанных с потреблением энергии. Это может быть оптимизация системы учета, усовершенствование топливо- и электропотребляющего оборудования предприятия, усовершенствование коммуникаций и передачи
информации между подразделениями предприятия.
Задачи и функции подразделений относительно внедрения СЭнМ.
На предприятии следует определить отдельных лиц, которые будут нести
ответственность за обеспечение планирования, выполнения, управления
действиями, необходимыми согласно системе энергоменеджмента, а
также контроля за их развитием.
Основные обязанности и полномочия, связанные с деятельностью в
области СЭнМ, можно распределять между сотрудниками предприятия
таким образом, как это указано в табл. 1.6. В целях повышения ответственности сотрудников предприятия при решении проблем в области
энергетического менеджмента необходимо все перечисленные в таблице
функции включать в их должностные инструкции.
Тип и структура коммуникаций. На предприятии должен быть
установлен порядок обеспечения и обмена информацией в ходе реализации мероприятий системы энергоменеджмента. Должен быть обеспечен
внутренний обмен информацией между подразделениями предприятия и
работниками, а также внешний обмен по вопросам применения необходимых технических и организационных решений.
Служба энергоменеджмента в своей работе должна взаимодействовать с такими подразделениями и отделами предприятия: службой главного энергетика, главным инженером, производственно-техническим
отделом, планово-экономическим отделом, отделом материальнотехнического снабжения, а также с энергоучастками предприятия.
Организация коммуникаций служит основой формирования СЭнМ
на предприятии. В любой системе менеджмента могут существовать формальные и неформальные коммуникации. Формальными являются такие
коммуникации, которые заранее обсуждались в регламентах, описаниях
процедур, должностных инструкциях.
Различают следующие основные типы коммуникаций в СЭнМ [1]:
административные («линии власти»); финансовые; информационные
коммуникации.
Административные коммуникации отображают взаимоподчиненность субъектов в системе энергетического менеджмента. Служба
энергоменеджера предприятия, как основной субъект в СЭнМ, может
иметь разные типы подчинений.
Финансовые коммуникации показывают, какие субъекты в СЭнМ
экономически взаимозависимые между собой при осуществлении деятельности в области энергосбережения. Такие коммуникации также отображают последовательность принятия финансовых решений при реализации
67
программы энергосбережения и поиска инвестиций для реализации
программы энергосбережения. Основными субъектами финансовых взаимоотношений предприятия являются бухгалтерия, руководство предприятия, служба энергоменеджера, планово-экономический отдел.
Информационные коммуникации в СЭнМ показывают взаимосвязи, которые возникают при обмене информацией, связанной с деятельностью в области энергосбережения. Это может быть обмен информацией,
которая должна обязательно предоставляться службе энергоменеджмента
или руководству предприятия (формальные коммуникации), а может быть
обмен информацией на неформальной основе в зависимости от конкретной ситуации. Служба энергоменеджмента предприятия информационно
связана с такими подразделениями, как отделы главного энергетика и
главного механика предприятия, производственно-техническим отделом и
др. Обмен информацией может быть односторонний и двусторонний.
Для энергетического менеджмента характерно активное использование неформальных коммуникаций в процессе практической реализации
деятельности и достижение поставленных целей и задач в области энергосбережения.
Для более оперативной и продуктивной реализации намеченной
деятельности предприятия в области энергетического менеджмента должна быть создана эффективная система информационного обеспечения,
объединяющая внутренние и внешние каналы связей завода. Данная
система будет способствовать распространению своевременной и необходимой информации о реализации программы энергосбережения по всем
уровням управления предприятием, тем самым обеспечивая осведомленность руководства по вопросам энергетического менеджмента, а также
связь подразделений, занятых решением проблем энергосбережения.
По возможности необходимо обеспечить несколько путей распространения информации:
− по официальным каналам, то есть через начальника производственно-технического отдела, главного энергетика, начальников тепловых
станций и др.;
− через публикацию информации во внутренних изданиях предприятия;
− путем регулярных докладов на организуемых совещаниях;
− через пополнение библиотечного фонда печатными изданиями,
позволяющими следить за прогрессом в области энергетического
менеджмента, передовым опытом других предприятий;
− посредством организации автоматизированной системы управления информацией о реализации программы энергосбережения, созданной
на базе компьютерных технологий.
Осведомленность, обучение и компетентность. Предприятие
должно обеспечить, чтобы каждый работник, работающий для предприятия или по его поручению, имеющий отношение к режимам значительного использования энергии, был компетентен на основе соответствующего
образования, обучения и подготовки, навыков или опыта.
68
Таблица 1.6
Основные обязанности и полномочия персонала предприятия,
связанные с деятельностью в области энергетического менеджмента
№
п/п
1
Категории
сотрудников
предприятия
2
1
Высшее
руководство
2
Сотрудники
службы
энергетического
менеджмента
Выполняемые функции в области энергетического
менеджмента
3
− Общее руководство деятельностью в области энергетического менеджмента;
− принятие, утверждение, корректировка и совершенствование политики энергосбережения;
− выделение ресурсов, необходимых для формирования и развития системы энергетического менеджмента;
− периодический анализ эффективности СЭнМ;
− регулярный пересмотр политики, целей, задач в
области энергосбережения и СЭнМ в целом по достигнутым результатам
− Разработка политики, целей и задач энергосбережения предприятия и согласование их с руководством
предприятия;
− проведение (при необходимости – совместно с консультантами) оценки текущего состояния энергосбережения на предприятии;
− определение приоритетных аспектов деятельности
предприятия в области энергосбережения;
− разработка системы внутренних показателей, отражающих результаты деятельности предприятия в области энергетического менеджмента, анализ их изменения;
− развитие системы производственного энергетического мониторинга; организация периодических аудитов
СЭнМ (выбор и приглашение консультантов, анализ и
использование результатов);
− разработка и ведение необходимой внутренней документации, обеспечивающей эффективное функционирование СЭнМ;
− информирование руководителей производственных
подразделений относительно вопросов в области энергетического менеджмента и анализ сведений, получаемых
от них;
− разработка и согласование с руководством предприятия системы стимулирования персонала для вовлечения
всех сотрудников в деятельность в области энергетического менеджмента;
− организация внешних и внутренних коммуникаций;
− открытая демонстрация и практическое использование результатов деятельности в области энергетического
менеджмента, в том числе с использованием сетей
INTERNET и др.
69
Продолжение табл. 1.6
1
3
2
Руководитель
СЭнМ
4
Руководители,
начальники
подразделений
5
Персонал
предприятия в
целом
3
− Участие в организации системы производственного
энергетического мониторинга на предприятии;
− участие в оценке текущего состояния энергосбережения на предприятии;
− участие в оценке соответствия деятельности предприятия законодательным и иным требованиям в области
энергосбережения;
− участие в аудитах СЭнМ;
− участие в определении приоритетных аспектов деятельности предприятия в области энергосбережения;
− участие в разработке внутренних показателей, отражающих результаты деятельности предприятия в
области энергетического менеджмента, и в анализе их
изменения;
− участие в разработке процедур, обеспечивающих
функционирование СЭнМ;
− участие в разработке программы энергетического
менеджмента
− Обеспечение последовательного вовлечения сотрудников подразделения в деятельность по энергетическому
менеджменту;
− участие в разработке программы энергетического
менеджмента;
− обеспечение выполнения персоналом подразделения
действий, определенных в программе энергетического
менеджмента, и мониторинга осуществляемой деятельности;
− разработка и обеспечение выполнения корректирующих действий при несоответствии деятельности поставленным целям и задачам в области энергетического
менеджмента;
− обеспечение документирования порядка выполнения
действий в СЭнМ и получаемых результатов в соответствии с рекомендациями энергоменеджера;
− информирование персонала подразделения в отношении вопросов в области энергетического менеджмента и
анализ сведений, получаемых от сотрудников подразделения
− Участие в выполнении мероприятий и действий
программы энергетического менеджмента в соответствии с основными производственными обязанностями;
− инициативное участие в разработке и реализации
беззатратных и малозатратных мероприятий по рациональному использованию ТЭР, снижению потерь,
предотвращению воздействия на окружающую среду,
повышению безопасности
Руководство предприятия должно определить потребности в обучении и подготовке персонала, связанные с управлением своими режимами
70
значительного использования энергии и функционированием системы
энергетического менеджмента. Руководство предприятия должно организовать проведение обучения и подготовки персонала или принять другие
меры для удовлетворения этих потребностей.
При этом необходимо вести и обеспечить сохранность соответствующих записей. Предприятие должно обеспечить, чтобы каждый
работник, работающий для него или по его поручению, осознавал:
− важность соответствия энергетической политике, процедурам и
требованиям СЭнМ;
− свои функциональные обязанности и ответственность за достижение соответствия требованиям СЭнМ;
− преимущества, связанные с улучшением энергетической результативности;
− влияние (фактическое или потенциальное) своих действий в
отношении использования и потребления энергии, и о том, как его
деятельность способствует общему вкладу в достижение энергетических
целей и задач, а также возможные последствия отклонения от установленных процедур.
Оценка соответствия, несоответствия, корректирующие и
предупреждающие действия. В отношении фактических и потенциальных несоответствий руководство предприятия должно осуществлять
коррекции, применять корректирующие и предупреждающие действия,
включая следующее:
− анализ несоответствий или потенциальных несоответствий;
− определение причин несоответствий или потенциальных несоответствий;
− оценка необходимости принятия мер, направленных на исключение появления или повторного возникновения несоответствий;
− определение и внедрение необходимых мероприятий;
− поддержание в рабочем состоянии записей о корректирующих и
предупреждающих действиях;
− анализ эффективности предпринятых корректирующих или
предупреждающих действий.
Корректирующие и предупреждающие действия должны быть
соразмерны масштабу выявленных и потенциальных проблем и последствий, касающихся энергетической результативности. Предприятие
должно обеспечить внесение любых необходимых изменений, касающихся системы энергетического менеджмента.
Получение и действия с мероприятиями по повышению энергоэффективности. Служба энергоменеджмента предприятия должна разработать и согласовать с руководством предприятия план мероприятий по
повышению энергоэффективности.
Планы мероприятий по эффективному энергопользованию должны
быть комплексными и исполняться при следующих условиях:
– должны быть определены ответственные лица по каждому
мероприятию;
71
– должны быть установлены конкретные сроки и количественные
задания по исполнению каждой индивидуальной цели и задачи;
– к плану должны быть приложены методики определения показателей энергоэффективности.
Планирование и сопоставительный анализ, план-график внедрения
СЭнМ. Необходимо также первоначально провести энергопланирование и
сопоставительный анализ прошлого и настоящего использования и
потребления ТЭР.
План-график внедрения СЭнМ включает следующие этапы:
1. Формирование оргструктуры СЭнМ; назначение представителя
руководства, ответственного за энергоэффективность; формирование
команды по разработке СЭнМ; утверждение мероприятий в виде приказа
по предприятию.
2. Анализ существующей СЭнМ предприятия.
3. Обучение руководителей предприятия и производственных
подразделений требованиям ISO 50001.
4. Обучение членов команды по разработке и внедрению СЭнМ
требованиям ISO 50001 и методологии создания СЭнМ.
5. Проведение и документирование энергоанализа предприятия.
6. Разработка плана мероприятий по повышению энергоэффективности существующей СЭнМ.
7. Адаптация существующих документов, определение перечня
необходимых дополнительных документов первого/приоритетного и
второго списка; составление план-графика разработки документированных процедур; подготовка заданий.
Введение в действие разработанной документации СЭнМ, интеграция СЭнМ в общую систему управления предприятия. Необходимо
ввести в действие разработанную документацию СЭнМ, среди которой, в
первую очередь, энергополитика предприятия, общие положения о СЭнМ
предприятия, должностная инструкция начальника СЭнМ и должностная
инструкция энергоменеджера предприятия.
При создании СЭнМ возникают вопросы, связанные с функциональной, информационной, организационной и технической интеграцией
ее с отдельными частями общей системы управления предприятия [2–5].
Функциональная интеграция заключается в согласованности принимаемых решений (задач) по объектам, уровням и временным циклам
управления. Она реализуется путем построения функциональной структуры системы с выделением уровней управления, функциональных подсистем принятия решений, управляющих и информационно-контрольных
воздействий для всех объектов управления, устанавливаемых в соответствии со структурой энергопотребления. Степень функциональной
интеграции определяется уровнем единства целей, а также согласованности действующих в системе показателей и критериев управления.
Информационная интеграция обеспечивается построением системы
взаимосвязанных показателей, согласованных по описываемым объектам,
временным периодам актуальности их значений и технологии обработки.
Информационная интеграция направлена на исключение дублирования
72
данных и параллельного формирования одних и тех же данных в различных подсистемах и способствует созданию наиболее экономичной
технологии их обработки. Реализация информационной интеграции
осуществляется путем создания распределенной базы данных, структура
которой определяется связями между показателями.
Организационная интеграция заключается в рациональном разделении функций между средствами вычислительной техники и персоналом, а также распределения прав, обязанностей и ответственности при
решении задач управления энергоиспользованием между персоналом
управления на всех уровнях иерархии. Она направлена на создание оптимальной (рациональной) технологии управления энергоиспользованием в
масштабах всего предприятия. Организационная интеграция обеспечивается взаимосвязанной и согласованной регламентацией функций и задач,
выполняемых структурными подразделениями и должностными лицами.
Техническая интеграция заключается в создании единого комплекса совместных технических средств, включая устройства ввода-вывода,
обработки информации и необходимые средства сопряжения. Техническая интеграция направлена на обеспечение непрерывности процессов
управления энергоиспользованием и сокращения времени на подготовку и
обработку данных путем использования возможностей всего комплекса
технических средств и создание на этой основе гибкой и эффективной
технологии сбора и обработки данных.
Опытная эксплуатация результатов внедрения СЭнМ. Внедренная
СЭнМ, прежде чем полноценно заработать, должна пройти испытание и
опытную эксплуатацию. Система энергоменеджмента должна внедряться
итерационным методом, т.е. постепенно в несколько этапов, делая после
каждого этапа определенные выводы, которые послужат основой для
улучшения СЭнМ на предприятии. Эти процессы необходимо проводить
потому, что на первых порах практического внедрения могут возникнуть
много скрытых непредвиденных ранее недостатков, которые необходимо
исправлять. Также могут корректироваться многие моменты относительно выделения и распределения материальных и человеческих ресурсов.
Примером этого могут быть изменения в объемах финансирования, количестве сотрудников службы энергоменеджмента и т.д. Важным фактором
могут быть корректировка должностных обязанностей сотрудников службы энергоменеджмента, изменения в постановке энергоцелей и энергозадач.
Контроль критических точек и улучшение СЭнМ. Согласно ISO
50001 важным аспектом энергоменеджмента является процесс постоянного улучшения. Для того чтобы быть уверенными в успехе СЭнМ на
предприятии, нужно постоянно контролировать достигаются ли
поставленные цели, решаются ли поставленные задачи и оптимально ли
функционирует СЭнМ.
В случае необходимости предпринимаются корректирующие
действия.
При регулярном контроле функционирования системы необходимо
рассматривать следующие аспекты:
73
1. Мониторинг и измерения. Если проводить регулярные сравнения
ожидаемого и действительного уровней энергопотребления, можно быстро выявлять неэффективное потребление энергии. Кроме того, это
позволяет анализировать энергопотребление и определять в какой степени
решаются поставленные задачи и достигаются цели. Необходимо в
письменном виде зафиксировать следующие аспекты: каким образом
измеряется энергопотребление; цель измерений (включая интервалы
измерений, а также данные об измерительных приборах); ответственные
сотрудники и их задачи; каким образом определяется ожидаемый уровень
энергопотребления.
2. Контроль соответствия юридическим обязательствам. На предприятии должны регулярно отслеживать соблюдение юридических обязательств. При этом необходимо составлять письменный отчѐт.
3. Несоответствия, корректирующие и предупреждающие действия.
Если требования к СЭнМ, прописанные в стандарте ISO 50001, не выполняются, то необходимо предпринимать корректирующие действия.
4. Планирование и структуризация записей. Необходимо вести
записи деятельности предприятия в отношении энергетики. Реализацию
целей и задач в области энергетики, программ в отношении энергетики и
планов действий основывайте на этих записях. Записи должны быть
структурированными, четкими и удобными в использовании и они должны отражать характеристики соответствующих процессов, деятельности и
сведения об исполнителях.
5. Внутренние аудиты. На предприятии должны регулярно проводить внутренние аудиты, которые включают в себя систематический
обзор СЭнМ предприятия. Внутренние аудиты – важные мероприятия для
постоянного улучшения.
6. Контроль со стороны высшего руководства. Высшее руководство
предприятия должно регулярно осуществлять обзоры СЭнМ, чтобы
оценивать соответствие и эффективность проводимой Политики в области
энергетики, цели и задачи, показатели, а также общее состояние энергоменеджмента предприятия.
Обзор системы со стороны высшего руководства – это не только
оценка статуса СЭнМ, но и важный инструмент для определения возможности улучшения энергоэффективности предприятия.
Текущий мониторинг результатов внедрения СЭнМ. Предприятию
следует организовать и в последующем поддерживать развитие системы
текущего мониторинга деятельности в области энергетического менеджмента, призванной стать механизмом обратной связи, позволяющим
корректировать действия и мероприятия в соответствии с поставленными
целями, задачами и принятой программой предприятия в области энергосбережения. Данная система предполагает также проведение оценки
деятельности предприятия на соответствие законодательным и иным
требованиям в области энергосбережения.
На предприятии должно быть налажено соответствующее техническое обслуживание оборудования, в частности, обеспечена точность
данных по калибровке приборов и контрольных устройств, а также
74
компьютеров и программного обеспечения. Записи, фиксирующие
результаты процесса мониторинга, должны храниться в соответствии с
порядком, принятым на предприятии.
Процесс подбора контролируемых показателей деятельности предприятия в области энергосбережения должен идти непрерывно. Сами
показатели должны быть объективными, удобными, поддающимися проверке и, конечно, соответствующими принятой политике энергосбережения.
В случае выявления согласно данным текущего мониторинга
несоответствия фактических результатов деятельности выработанным
ранее целям и задачам предприятия в области энергосбережения, а также
законодательным и иным требованиям в области энергосбережения,
предусматриваются разработка и реализация необходимых корректирующих и/или превентивных мероприятий. Одновременно предприятием
вносятся (при обязательной документальной фиксации) определенные
изменения в разработанные ранее и официально принятые процедуры.
На предприятии устанавливается порядок распределения обязанностей и полномочий по выяснению и устранению причин несоответствия,
принятия мер по энергосбережению, определению сроков осуществления
превентивных и корректирующих мероприятий.
Далее формируется вторичный чек-лист (приложение А).
1.4.3. Создание СЭнМ на предприятии – заключительная
оценка
Проведение внутреннего аудита СЭнМ на соответствие требованиям стандарта ISO 50001. После внедрения СЭнМ на предприятии,
руководство должно проводить внутренние аудиты через запланированные интервалы времени и установить уровень выполнения поставленных
задач СЭнМ, например:
− соответствие запланированным мероприятиям в области энергетического менеджмента, включая требования настоящего стандарта;
− соответствие установленным целям и задачам в области энергетики;
− результативное внедрение, поддержка в рабочем состоянии и
улучшение энергетической результативности.
Программа аудитов планируется с учетом статуса и важности процессов и участков, подлежащих аудиту, а также результатов предыдущих
аудитов. Выбор аудиторов и проведение аудитов обеспечивают объективность и беспристрастность процесса аудита. Записи о результатах аудита
должны поддерживаться в рабочем состоянии и докладываться высшему
руководству.
Устранение выявленных несоответствий. В отношении фактических и потенциальных несоответствий руководство предприятия должно
осуществлять коррекции и применять корректирующие и предупреждающие действия. Корректирующие и предупреждающие действия должны
быть соразмерны масштабу выявленных и потенциальных проблем и
последствий, касающихся энергетической результативности.
75
Руководство должно обеспечить внесение необходимых изменений,
касающихся СЭнМ. Оценка и внешний обмен информацией. Основным
критерием оценки работы СЭнМ на предприятии является постепенная
реализация потенциала энергосбережения предприятия, что сопровождается постепенным уменьшением значений индикаторов энергоэффективности. После реализации потенциала энергосбережения, значения индикаторов энергоэффективности должны удерживаться на определенном
приемлемом для предприятия уровне. При этом сотрудниками службы
энергоменеджмента должен производиться поиск новых возможностей
энергосбережения на предприятии. Нужно отметить, что следствием
уменьшения значений индикаторов энергоэффективности является
уменьшение удельных выбросов парниковых газов, что является важным
фактором для улучшения экологической ситуации в регионе, где находится предприятие.
Результатами работы внедренной и эффективно работающей СЭнМ
предприятие должно делиться с другими организациями посредством
общения специалистов и обмена опытом. Это должно служить пропагандой и стимулом для рационального расхода ТЭР предприятиями и населением. Можно включить информацию о СЭнМ в ежегодный отчет или в
отчѐт о социально-ответственном развитии. Рекомендуется организовать
группы по выполнению поставленных задач, обсуждать с ними средства
связи (например, газеты, профессиональные журналы, события, веб-сайт
компании и т.д.) и разрабатывать соответствующие маркетинговые стратегии.
Сертификация СЭнМ в соответствии с требованием стандарта
ISO 50001. Заключительным этапом внедрения СЭнМ на предприятии
является еѐ сертификация. Обобщенная схема прохождения предприятием процесса формальной сертификации своей СЭнМ включает ряд
необходимых последовательных процедур:
− подача официальной заявки на сертификацию (после информационного собеседования с представителями выбранной сертифицирующей организации);
− заключение контракта (договора) на предварительную оценку
функционирующей СЭнМ на предприятии (рассмотрение пакета
документов, содержащих информацию о действующей СЭнМ предприятия с возможной последующей проверкой на месте);
− представление предприятием (заявителем) пакета необходимой
информации о действующей СЭнМ в сертифицирующую организацию
(состав пакета определяется сертифицирующей организацией);
− предварительная оценка сертифицирующей организацией
СЭнМ предприятия и обсуждение ее результатов с заявителем;
− оценка сертифицирующей организацией объема работ по сертификации и заключение контракта (договора) на проведение процесса
сертификации;
− разработка сертифицирующей организацией, доведение до
сведения заявителя и согласование с ним плана и программы сертифика-
76
ционного аудита (ревизии), состава аудиторской группы и другой необходимой информации;
− проведение аудита (ревизии) СЭнМ предприятия;
− разработка программы и проведение дополнительного аудита
СЭнМ (в том случае, когда заявителю дается определенный срок для
устранения выявленных несоответствий);
− подготовка и передача заявителю заключительного отчета по
аудиту (ревизии) СЭнМ с заключением сертифицирующей организации о
соответствии (несоответствии) системы требованиям конкретного
стандарта;
− представление сертифицирующей организацией необходимых
документов (отчета об аудите, заключения и др.) в соответствующий
орган по сертификации, принимающий решение о выдаче (отказе в выдаче) сертификата соответствия;
− выдача (отказ в выдаче) предприятию сертификата соответствия
его СЭнМ положениям определенного стандарта;
− проведение периодического надзора со стороны сертифицирующей организации за соответствием функционирующей СЭнМ предприятия нормативным требованиям.
Представленная последовательность действий по сертификации в
отдельных случаях может быть скорректирована сертифицирующей
организацией, исходя из установленных ею правил и процедур реализации механизма сертификации. В том случае, когда соответствие СЭнМ
предприятия требованиям стандарта не подтверждается (при отрицательном заключении сертифицирующей организации после аудита или мотивированном отказе сертифицирующего органа в выдаче сертификата
соответствия) предприятию дается определенный срок для устранения
выявленных крупных отклонений и назначается повторный аудит с
заключением нового контракта (договора).
Для подтверждения постоянного улучшения системы менеджмента,
сертифицирующий орган проводит ежегодные аудиты. Таким образом,
функционирование системы периодически оценивается и улучшается и,
если необходимо, оптимизируется. В таком случае несоответствия могут
быть выявлены на ранних стадиях, и вовремя предприняты корректирующие действия.
Благодаря регулярному проведению инспекционных аудитов,
можно ресертифицировать свою систему менеджмента.
Охарактеризуем особенности процесса постоянного улучшения в
стандарте ISO 50001 на основе цикла PDCA.
Менеджмент текущего состояния СЭнМ.
Анализ организационных особенностей и коммуникаций. Общее
состояние СЭнМ и результаты работы руководителя отдела энергоменеджмента на предприятии контролируется руководством предприятия в
лице главного инженера. Результаты работы сотрудников отдела энергоменеджмента, ход проведения внутренних аудитов, а также внедрения
энергосберегающих мероприятий контролируются руководителем отдела
энергоменеджмента.
77
Менеджмент и контроль информации. Сотрудники подразделений
предприятия обязаны предоставлять информацию, необходимую для
работы отдела энергоменеджмента. Конкретный список документации и
подразделений, которые еѐ должны предоставлять, приведены в должностных инструкциях руководителя и сотрудников отдела энергоменеджмента, а также общих положениях системы энергоменеджмента.
Установление операционного контроля. Руководитель и сотрудники отдела энергоменеджмента предприятия обязаны следить за показателями энергоэффективности работы оборудования и оперативно реагировать на снижение этих показателей, исправлять сложившуюся ситуацию в
кратчайшие сроки. Также сотрудники отдела энергоменеджмента не
должны отклоняться по срокам и качеству выполнения поставленных им
задач.
Гарантирование компетенции персонала. Сотрудники отдела
энергоменеджмента должны иметь профильное высшее техническое
образование, а также регулярно проходить курсы повышения квалификации. Также сотрудники отдела энергоменеджмента должны в совершенстве знать структуру предприятия, технологию производства, строение и
принципы работы энергетических установок, приборов учета энергоресурсов, уметь рассчитывать энергетический, экономический и экологический эффекты от внедрения энергосберегающих мероприятий, разбираться в процедуре внутренних аудитов.
Персонал других подразделений предприятия также должен знать
основные принципы системы энергоменеджмента и основные задачи,
возложенные на отдел энергоменеджмента.
Гарантирование информирования персонала. Персонал отдела
энергоменеджмента должен быть первоочередно информирован о
изменениях в структуре СЭнМ, отделе СЭнМ, других решениях руководства предприятия, касающихся работы отдела. Персонал других подразделений должен быть также информирован по мере надобности о результатах работы, изменениях и других аспектах деятельности отдела
энергетического менеджмента.
Установление спецификаций закупок; включение энергетических
требований в процедуры закупок. Одним из критериев закупок нового
оборудования на предприятия должно быть одобрение сотрудниками
отдела энергоменеджмента, которое подкрепляется подписью руководителя отдела энергетического менеджмента в соответствующих документах, а также экспертным заключением. Сотрудники отдела энергетического менеджмента составляют список требований к закупаемому оборудованию, которые входят в общий список требований, проверяют энергетические характеристики закупаемого оборудования, на основании этого
составляется экспертное заключение.
Деятельность по закупке дает возможность улучшить энергетическую результативность путем использования более эффективной
продукции и услуг, а также для работы с цепочкой поставок и влияния на
энергетическую деятельность внутри цепочки поставок.
78
Применимость спецификаций (технических требований) по закупке
в области энергетики может различаться в зависимости от рынка. Спецификации, касающихся энергетических закупок, могут включать элементы,
связанные с качеством, пригодностью, структурой стоимости энергии, ее
влиянием на окружающую среду, а также возобновляемые источники
энергии.
Когда это целесообразно, организация может использовать спецификацию, предоставленную поставщиком.
Включение энергетических требований в проектирование. Сотрудники отдела энергоменеджмента должны иметь право вносить предложения в технические задания на проекты по строительству и реконструкции
с точки зрения энергоэффективности, также вносить предложения по
правкам существующих положений, если они, по их мнению, не будут
способствовать рациональному использованию энергоресурсов.
Внутреннее информирование. Сотрудники отдела энергоменеджмента должны регулярно, по запросу, предоставлять информацию
представителям других подразделений предприятия, необходимую для их
работы.
В соответствии с требованиями ISO 50001 внутренние обсуждения
и информирование являются обязательными и имеют тесное отношение к
информированию персонала о СЭнМ. Внешнее обсуждение СЭнМ не
является обязательным; однако оно помогает формированию положительного мнения общественности и компании и позитивно сказывается на
корпоративном имидже.
Эффективное внутреннее информирование является важным условием для успешного выполнения вашей СЭнМ. Регулярно информируя
своих сотрудников о СЭнМ, вы повышаете их мотивацию активно
участвовать в этой программе.
Для того чтобы постоянно улучшать СЭнМ, важно не только
информировать своих сотрудников о важности энергоменеджмента, но и
создавать корпоративную культуру, позволяющую сотрудникам
предприятия вносить свои предложения по улучшению, которая будет
мотивировать персонал на всех уровнях.
Все комментарии и предложения по улучшению должны рассматриваться, и на каждый из них должны даваться ответы.
Согласно ISO 50001 должна распространяться информация о
следующих аспектах СЭнМ:
− политика в области энергетики, цели и задачи в области энергетики;
− возможность каждого из сотрудников вносить свой вклад в
энергоменеджмент;
− данные по энергосбережению и тенденции компании относительно использования энергии;
− соответствие юридическим и иным требованиям;
− возможности для улучшения системы;
− финансовые и экологические преимущества энергоменеджмента;
− контактное лицо для получения детальной информации.
79
Кроме обсуждения общих вопросов энергоменеджмента с персоналом, важно проводить регулярные обсуждения важных актуальных
аспектов функционирования СЭнМ. Необходимо интегрировать результаты измерений и энергетические показатели с аспектами функционирования системы. Таким образом, все результаты работы СЭнМ будут регулярно обсуждаться всеми сотрудниками вплоть до высшего руководства.
Решение о внешнем информировании. Решение о внешнем информировании о результатах внедрения, работы и другой информации о
СЭнМ на предприятии принимает руководство предприятия в лице
директора или главного инженера.
Внешнее обсуждение деятельности предприятия по энергоэффективности является очень важным. При проведении внешнего информирования, во-первых, нужно назначить на это сотрудника, во-вторых, выяснить,
какая информация будет обсуждаться и какое СМИ будет привлечено для
этого. Необходимо четко и внятно информировать о проводимых мероприятиях и наблюдающихся улучшениях благодаря применению ISO 50001.
Проверка СЭнМ
Мониторинг, измерения и анализ ключевых характеристик.
Организация должна обеспечить через запланированные интервалы
времени проведение мониторинга, измерения и анализа ключевых характеристик своих операций, которые определяют энергетическую результативность. Как минимум, ключевые характеристики должны включать:
− режимы значительного использования энергии и другие выходные данные энергетического анализа;
− соответствующие параметры, относящиеся к режимам значительного использования энергии;
− показатели энергетической результативности;
− эффективность планов мероприятий в достижении поставленных
целей и задач;
− оценку фактического потребления в сравнении с ожидаемым
потреблением энергии.
Результаты процесса мониторинга и измерения ключевых характеристик должны регистрироваться в виде соответствующих записей. В
качестве основы системы энергоменеджмента можно применить положительно зарекомендовавший себя во всем мире метод целевого энергетического мониторинга (ЦЭМ), который разработан и широко применяется на
крупных промышленных предприятиях Западной Европы и США в
качестве одной из частей общей структуры управления предприятием.
Согласно оценкам Британского агентства по энергоэффективности, внедрение ЦЭМ снижает текущие затраты на энергоресурсы в денежном
выражении на 10–20 % без дополнительных расходов на модернизацию
технологии. Чаще всего внедрение ЦЭМ рекомендуется в качестве
первоочередного мероприятия в комплексной программе по повышению
энергоэффективности.
Метод ЦЭМ требует четкой организационной структуры, ответственной за его функционирование. Ядром такой структуры выступает
80
чаще всего отдел энергетического менеджмента, а периферийными
звеньями – центры энергетического учета.
Общие принципы построения ЦЭМ таковы. Предприятие разбивается на отдельные центры энергетического учета (ЦЭУ). Приведем
примеры отдельных центров учета:
− крупные энергопотребители (печи, котлы, технологические линии
и установки);
− подразделения предприятия (цехи, отделения, участки);
− отдельно стоящие здания;
− системы (отопления, вентиляции, кондиционирования; подготовки сжатого воздуха, освещения);
− предприятие в целом.
Деление предприятия на отдельные ЦЭУ может проводиться
различными способами, однако от правильности организации этого этапа
зависит общая эффективность работы ЦЭМ. Слишком большое количество ЦЭУ сделает систему ЦЭМ громоздкой и малооперативной, а
чрезмерное укрупнение ЦЭУ приведет к большой погрешности в оценке
параметров энергопотребления. Каждый из выделенных ЦЭУ является
обособленным потребителем, основной характеристикой которого служит
количество потребленного энергоресурса данного вида за учетный
период. Эти сведения регулярно собираются со всех ЦЭУ в конце каждого
учетного периода и поступают в отдел энергоменеджмента.
Однако данных по энергопотреблению еще недостаточно для
проведения анализа энергоэффективности. В дополнение по каждому
ЦЭУ собираются данные по факторам, влияющим на энергопотребление.
Такими факторами могут быть:
1) объем произведенной продукции или услуг в физическом выражении (для таких ЦЭУ, как производственные линии, цехи, отдельные
предприятия);
2) выход вторичного энергоресурса (для котельных, компрессорных, насосных);
3) количество градусо-дней (для систем отопления, вентиляции,
кондиционирования).
Поверки измерительного оборудования. Для адекватной оценки
потребления энергоресурсов необходимы средства измерения, работающие в соответствии со своими первоначально заложенным производителями характеристиками. Поверка средств измерения позволяет отслеживать соответствие характеристик работы прибора заводским характеристикам. Периодичность поверки средств измерения устанавливается
нормативными актами.
Оценка выполнения законодательных и иных требований. Применимыми к деятельности предприятия законодательными требованиями могут
быть международные, национальные, региональные требования или требования на местах производственной деятельности, которые применяются для
области применения системы энергетического менеджмента в отношении
энергии. Примеры законодательных требований могут включать государственный регламент или закон, обязывающий экономить энергию.
81
Планирование и проведение внутренних аудитов. Внутренние
аудиты системы энергетического менеджмента предприятия могут
выполняться персоналом самой организации или внешними лицами,
выбранными организацией и работающими по ее поручению. В любом
случае лица, проводящие аудит, должны быть компетентны, беспристрастны и объективны. В небольших организациях независимость аудитора может подтверждаться отсутствием ответственности аудитора за
проверяемую деятельность.
В случае, если предприятие желает объединить проведение аудитов
системы энергетического менеджмента с другими внутренними аудитами,
цель и область каждого из них следует четко определить.
Анализ конструкторской и проектной документации. Руководство
предприятия должно рассматривать возможности, связанные с улучшением энергетической результативности, и управление рабочими операциями
при проектировании новых, модифицированных и реконструированных
сооружений, оборудования, систем и процессов, которые могут оказывать
значительное влияние на энергетическую результативность.
Результаты, относящиеся к оценке энергетической результативности, где это целесообразно, следует объединить с действиями по описанию технических требований, проектированию и обеспечению необходимыми средствами соответствующего проекта (проектов). Результаты
деятельности по проектированию должны регистрироваться в виде
соответствующих записей.
Поиск свидетельств корректного функционирования СЭнМ. В
отношении фактических и потенциальных несоответствий предприятие
должно осуществлять коррекции, применять корректирующие и предупреждающие действия, включая следующее:
− анализ несоответствий или потенциальных несоответствий;
− определение причин несоответствий или потенциальных несоответствий;
− оценку необходимости принятия мер, направленных на исключение появления или повторного возникновения несоответствий;
− определение и внедрение необходимых мероприятий;
− поддержание в рабочем состоянии записей о корректирующих и
предупреждающих действиях;
− анализ эффективности предпринятых корректирующих или
предупреждающих действий.
Корректирующие и предупреждающие действия должны быть
соразмерны масштабу выявленных и потенциальных проблем и последствий, касающихся энергетической результативности.
Руководство предприятия должно обеспечить внесение любых
необходимых изменений, касающихся системы энергетического менеджмента.
Особенности поддержания и совершенствования СЭнМ
Актуализация энергоанализа, осуществление внутренних энергоаудитов. Предприятие должно разработать, осуществлять на постоянной основе и вести записи, касающиеся энергетического анализа. Методо-
82
логия и критерии, используемые для разработки энергетического анализа,
должны быть задокументированы. Для разработки энергетического анализа необходимо [8]:
− анализировать использование и потребление энергии, основанные
на измерении и других данных, то есть идентифицировать имеющиеся
источники энергии и проводить оценку использования и потребления
энергии в настоящий момент и за прошедшие периоды времени;
− на основе анализа использования и потребления энергии идентифицировать области значительного использования энергии;
− идентифицировать здания, оборудование, системы, процессы и
персонал, работающий для организации или по ее поручению, которые
существенно влияют на использование и потребление энергии;
− определять текущую энергетическую результативность функционирования зданий, оборудования, систем и процессов, связанных с идентифицированными режимами значительного использования энергии;
− оценивать будущее использование и потребление энергии.
Энергетический анализ должен осуществляться через определенные интервалы времени в целях обеспечения своевременной актуализации, а также в случае существенных изменений, касающихся зданий, оборудования, систем или процессов.
Ежегодная актуализация энергосберегающих программ. Программы энергосбережения предприятия должны периодически пересматриваться и корректироваться по следующим причинам: совершенствование
энергосберегающих технологий и появление разнообразных новинок, не
всегда можно спрогнозировать состояние установленного на предприятии
оборудования, появление новых идей и возможностей энергосбережения
на предприятии.
Сбор информации для анализа со стороны руководства. Высшее
руководство предприятия должно анализировать систему энергетического
менеджмента через запланированные интервалы времени в целях обеспечения ее постоянной пригодности, достаточности и эффективности.
Записи результатов анализа со стороны руководства должны поддерживаться в рабочем состоянии.
Входные данные для анализа со стороны руководства должны
содержать следующую информацию [8]:
– действия, вытекающие из предыдущих анализов со стороны руководства; анализ энергетической политики; анализ энергетической результативности и связанных с ними показателей энергетической результативности;
– результаты оценки соответствия законодательным требованиям с
учетом их развития и изменения, а также другим требованиям, которые
организация обязалась выполнять;
– степень достижения поставленных целей и выполнения задач в
области энергетики;
– результаты аудитов системы энергетического менеджмента;
– состояние выполнения предупреждающих и корректирующих
действий;
83
– планируемая энергетическая результативность для последующего
периода;
– рекомендации по улучшению.
Проведение анализа со стороны руководства (аналитический обзор
СЭнМ руководством предприятия). Выходные данные анализа СЭнМ со
стороны руководства должны включать в себя все решения и действия,
относящиеся к изменениям результативности энергетической деятельности организации, энергетической политики, показателей энергетической
результативности, целей, задач или других элементов системы энергетического менеджмента в соответствии с обязательствами организации относительно постоянного улучшения, а также к изменениям, касающимся
выделения и распределения ресурсов.
Гарантирование непрерывного совершенствования. Гарантирование высшим руководством непрерывного совершенствования СЭнМ на
предприятии должно быть внесено в энергетическую политику и другие
нормативные документы, использующиеся на предприятии.
Контроль и улучшение. Высшее руководство предприятия должно
предоставлять свидетельства своих обязательств по содействию развития
и обеспечению функционирования СЭнМ и постоянному улучшению ее
эффективности посредством [8]:
− разработки, внедрения и поддержания в актуальном состоянии
энергетической политики; назначения представителя руководства и
создания группы по энергетическому менеджменту;
− определения области применения и границ, относящихся к системе энергетического менеджмента;
− доведения до сведения персонала предприятия важности и значения энергетического менеджмента;
− обеспечения ресурсами, необходимыми для разработки, внедрения, поддержания в рабочем состоянии и улучшения системы энергетического менеджмента и результативности энергетической деятельности;
− обеспечения разработки целей и задач в области энергетики;
− обеспечения соответствия показателей энергетической результативности предприятия поставленным целям и задачам в области энергетики;
− обеспечения долгосрочного планирования энергетической результативности;
− обеспечения измерения и регистрации результатов через определенные интервалы времени;
− проведения анализов со стороны руководства.
1.5 .Руководство по СЭнМ предприятия
1.5.1. Структура и схема управления
Область и границы применения СЭнМ. Стандарт ISO 50001 предлагает предприятию самому «определить и документально подтвердить
масштабы и границы своей системы энергоменеджмента». Однако в практике создания СЭнМ в развитых странах обычно вводятся определенные
84
ограничения: в сферу СЭнМ включаются только те объекты (системы) и
субъекты (лица), которые существенно влияют на энергопотребление и
соответственно на энергоэффективность организации.
Такой подход значительно упрощает структуру СЭнМ, удешевляет
процессы ее создания и функционирования без особого ущерба для ее
эффективности. Из системы управления удаляются несущественные
элементы (уменьшается число необходимых узлов учета и каналов передачи информации, снижается количество документов и соответствующих
потоков документооборота, в том числе отчетов и др.). Конечно, не
исключаются предложения по повышению энергоэффективности, исходящие от какого-либо лица, не включенного в структуру СЭнМ. Но для
объектов и субъектов, включенных в сферу СЭнМ, это является предметом каждодневной работы, обязанностей и ответственности.
Дискуссии по вопросу границ действия СЭнМ обычно возникают в
начале работы, но по мере создания элементов СЭнМ большинство
специалистов предприятия принимают предложение о необходимости
выделения такой сферы в общей структуре предприятия.
Границами применения СЭнМ будет всѐ предприятие, т.е. все цехи,
подразделения и участки предприятия (станции, ремонтные участки, УКЦ
и др.). Областью применения СЭнМ являются все параметры, влияющие
на энергетическую результативность, которые предприятие может отслеживать посредством мониторинга и на которые она в состоянии повлиять.
Организационная структура СЭнМ. Создание организационной
структуры СЭнМ рекомендуется начинать после принятия энергетической политики посредством формирования и организации работы энергетической комиссии предприятия, введения должностей энергоменеджеров
и создания локальных производственных групп по энергоменеджменту.
Если на предприятии сложились так называемые линейные вертикально
ориентированные структуры управления производственными объектами
со слабыми горизонтальными связями, то для усиления координации действий по горизонтали как раз и нужны такие структуры, как энергетические комиссии.
Энергоменеджеры предприятия подчиняются начальнику отдела
энергетического менеджмента, который в свою очередь подчиняется
главному инженеру предприятия. На начальном этапе организационная
структура СЭнМ для предприятия, например, может выглядеть следующим образом:
энергетическая комиссия предприятия;
энергоменеджеры (начальник и два подчиненных);
локальные энергогруппы под руководством начальников цехов
(тепловых станций).
Элементы и управленческие процедуры СЭнМ. Основным исполнительным элементом СЭнМ на предприятии является отдел энергоменеджмента, сотрудники которого обеспечивают выполнение большинства
задач, обеспечивающих функционирование СЭнМ на предприятии. Руководящим элементом СЭнМ предприятия является энергетическая комиссия в составе директора, главного инженера и начальника отдела энерго-
85
менеджмента (если требуется, другими сотрудниками предприятия из
руководящего состава).
Основными функциями отдела энергоменеджмента на предприятии
являются: контроль за потреблением ТЭР подразделениями и по всему
предприятию, контроль значений индикаторов энергоэффективности и их
постепенное уменьшение, проведение внутренних энергоаудитов с целью
выявления новых возможностей энергосбережения, разработка и внедрение энергосберегающих мероприятий, обучение персонала и просветительская деятельность в области энергоэффективности.
Управленческими процедурами СЭнМ являются система стимулирования и ответственности персонала в области рационального использования энергоресурсов, курирование разработки и реализации проектов по
энергосбережению, курирование внутренних аудитов, если для этого привлекаются другие организации, участие сотрудников отдела энергоменеджмента в принятии решений по инвестированию проектов по энергосбережению и др.
Схема управления СЭнМ. Энергетической комиссией принимаются
решения о внедрении проектов по энергосбережению, инвестированию
данных проектов, привлечению других организаций для проведения внутренних энергоаудитов, моральном и материальном стимулировании или
наказании сотрудников предприятия в области энергоэффективности и др.
Энергетическая комиссия также анализирует данные по результатам
работы системы энергоменеджмента в целом по предприятию и принимает решения по возможным изменениям и улучшениям. Основным исполнительным элементом в СЭнМ предприятия является отдел энергоменеджмента. Начальник отдела энергоменеджмента руководит отделом и
несет полную ответственность за результаты его работы, подчиняется
главному инженеру предприятия.
Положение о энергетической комиссии. Энергетическая комиссия
предприятия − специальный коллегиальный орган управления энергоменеджментом [8]. Ее основная задача – решение сложных вопросов управления потреблением энергоресурсов с использованием поддержки высшего руководства предприятия (главного инженера предприятия).
Поддержка высшего руководства должна выражаться не только в
виде поощрения персонала и стимулирования, но и официально, через
орган, объединяющий разные отделы, службы и подразделения, все
старшие менеджеры которого обязуются принять на себя обязательства, а
также обязать своих сотрудников работать в соответствии с лучшей
практикой энергоменеджмента. Без этой поддержки со стороны высшего
руководства энергетический менеджмент останется на низком уровне.
Возглавлять энергетические комиссии (комитеты) на предприятии
должны руководители, обладающие достаточными полномочиями в области управления предприятия в целом.
Персональный состав энергетической комиссии устанавливается
приказом директора предприятия. Обычно в нее включаются руководители или заместители руководителей служб и отделов, а также руководители самых энергоемких производственных подразделений предприятия
86
(например, начальники тепловых станций), которые участвуют в создании
СЭнМ и обеспечивают ее функционирование.
Председатель энергетической комиссии является представителем
высшего руководства (главный инженер предприятия) и главным ответственным лицом на предприятии за проведение в жизнь энергетической
политики предприятия.
По результатам проверки комиссия должна определять объемы
рационального и нерационального использования энергоресурсов на
основании действующих нормативных документов по учету затрат ТЭР.
Основные направления деятельности и компетенции. Основные
направления деятельности энергетического менеджмента предприятия
заключаются в следующем [6]:
– участие в составлении карты потребления энергии на предприятии;
– сбор данных по потреблению ТЭР с использованием счетчиков и
контрольно-измерительной аппаратуры;
– составление плана установки дополнительных счетчиков и
контрольно-измерительной аппаратуры;
– сбор данных по потокам сырья, ТЭР (угля и мазута) и готовой
продукции (тепловой энергии);
– расчет ключевых данных по повышению эффективности использования энергии в целом и по отдельным производствам;
– определение, локализация и внедрение мер по экономии энергии,
не требующих инвестиций или с минимальными инвестициями;
– локализация, оценка и определение приоритетности мер по экономии энергии, требующих более крупных инвестиций;
– участие в составлении схемы остановок оборудования и вариантов энергообеспечения для случаев аварийного прекращения энергоснабжения;
– информирование персонала предприятия о деятельности по
энергетическому менеджменту и предпринимаемых мерах, направленных
на экономию энергии;
– внедрение новых технологий на существующих и новых энергоносителях для повышения энергоэффективности производства;
– участие в разработке бизнес-планов и производственной стратегии предприятия наравне с другими руководителями.
Пример основных направлений деятельности службы энергоменеджмента показан в табл. 1.7.
Положение о СЭнМ предприятия. Положение о службе энергоменеджмента предприятия должно содержать [24]:
− цели и задачи службы энергоменеджмента и ее подчиненность;
− бюджет службы энергоменеджмента, в том числе систему поощрения сотрудников предприятия в экономии энергоресурсов;
− основные положения контракта с главным энергоменеджером и
его заместителями;
− распределение полномочий между цехами и службами предприятия с одной стороны и службой энергоменеджмента – с другой.
87
Ниже представлена характеристика «Основных положений системы энергоменеджмента» для предприятия.
Общие положения. Отдел энергоменеджмента (далее ОЭМ) является самостоятельным структурным подразделением предприятия. ОЭМ
находится в прямом подчинении главного инженера предприятия. Операционное руководство деятельностью отдела энергоменеджмента
осуществляет начальник отдела, который назначается на должность и
освобождается от занимаемой должности директором предприятия.
Работники отдела ОЭМ назначаются на должности и освобождаются от
занимаемых должностей директором предприятия. Все работники отдела
энергоменеджмента осуществляют свою деятельность в соответствии с
должностными инструкциями, разработанными на основе настоящего
Положения, определяющими функции, обязанности, права и ответственность каждого работника. В своей деятельности ОЭМ руководствуется
действующими процедурами, инструкциями, законодательными актами,
нормами, приказами и распоряжениями корпорации, правилами внутреннего трудового распорядка.
Целями деятельности отдела энергоменеджмента являются: поддержание в рабочем состоянии системы энергоменеджмента по требованию ISO 50001; обеспечение предприятия структурированным и всеобъемлющим руководством по оптимизации процесса потребления энергетических ресурсов и системным управлением данным процессом.
Основными задачами деятельности отдела являются: анализ и
оценка существующей системы энергоменеджмента для определения
областей для улучшения, установление целей улучшения, поиск возможных решений, оценивание и выбор решений, выполнение выбранных
решений, оценка результатов выполнения достигнутых целей; непрерывное улучшение показателей энергоэффективности работы предприятия;
постоянное обучение персонала в области энергоэффективности; внедрение современных энергосберегающих и энергоэффективных технологий;
сокращение воздействия на окружающую среду в результате внедрения
современных энергосберегающих и энергоэффективных технологий.
В состав отдела входят начальник и специалисты отдела. Штатная
численность работников отдела соответствует утвержденному в установленном порядке штатному расписанию с указанием количества должностей и профессий, категорий персонала и размера оплаты труда.
На отдел возложены следующие функции и обязанности:
− проведение внутренних энергетических аудитов на предприятии;
− разработка, экономический расчет и выполнения мероприятий по
повышению эффективности использования ТЭР;
− внедрение в производство современного энергоэффективного
оборудования, дополнительных средств учета;
− проведение обучений персонала энергетической службы в области энергоэффективности;
− доводить до сведения эколога и главного технического руководителя по ОТ информацию о любых изменениях, которые могут повлиять на
идентифицированные экологические аспекты, опасности и риски;
88
Основные направления деятельности службы энергоменеджмента
Направление
деятельности
1
Энергоаудит
Внешний
Внутренний
Энергосбережение
Снижение энергоемкости
Этапы/мероприятия
2
Подготовка к проведению обязательного энергоаудита
Проведение обязательного
энергоаудита
Получение энеропаспорта, проведение его экспертизы и регистрация
Подбор и обучение специалистов по
энергоаудиту
Создание системы постоянного внутреннего энергоаудита
Разработка мероприятий, комплексных программ, инвестиционных
проектов по энергосбережению
Оценка фактического эффекта от
энергосбережения
Разработка системы мотивации по
энергосбережению
Ретроспективный расчет и анализ
энергоемкости за несколько последних лет (по месяцам)
Проведение ежемесячного расчета и
анализа энергоемкости (предприятие/подразделение)
Определение целевого показателя по
ежегодному снижению энергоемкости
Сроки
реализации
(ориентировочные)
3
1 кв.
2–3 кв.
4 кв.
1–6 кв.
7–8 кв.
Постоянно
Постоянно
Таблица 1.7
Эффект от реализации
4
Соблюдение требований Закона Украины «О
энергосбережении», получение объективных
данных о состоянии энергохозяйства предприятия, разработка инвестиционных программ и
мероприятий по энергосбережению
Устранение «узких» мест, выявленных внешним энергоаудитом. Постоянный мониторинг
состояния энергохозяйства предприятия и
эффективности использования энергоресурсов.
Разработка инвестиционных программ и мероприятий по энергосбережению. Поддержание
энергопаспорта в актуальном состоянии
Создание «копилки идей» по энергосбережению. Обоснование и внедрение наиболее перспективных мероприятий. Реальное снижение
энергозатрат предприятия
3–6 кв.
1 кв.
Постоянно,
начиная
с 2 кв.
Постоянно,
начиная
с 2 кв.
Реальное снижение энергозатрат в целом по
предприятию. Определение потенциала энергосбережения. Проведение анализа влияния изменения технологии, оборудования, загрузки
производственных мощностей и т.д. на уровни
энергоемкости
89
90
Продолжение табл. 1.7
1
Учет
Планирование
Работа на ОРЭ
2
Разработка мероприятий по оптимизации величины энергоемкости
Бенчмаркинг родственных предприятий
Введение единых стандартов учета
ТЭР на предприятии (Положение по
учету, методики и т.д.)
Разработка и утверждение схем учета
и распределения энергоресурсов по
подразделениям предприятия
Разработка программ автоматизации
энергоучета
Развитие и актуализация «Мониторинга энергоресурсов»
Формализация и автоматизация процесса подготовки отчетов о потреблении энергоресурсов подразделениями
предприятия
Введение единых стандартов планирования ТЭР на предприятии (Положение, методики и т.д.)
Создание единой системы планирования и нормирования ТЭР
Автоматизация процесса расчета
энергобалансов
Разработка системы почасового планирования электропотребления
Разработка системы почасового учета
электропотребления (оперативный/
коммерческий)
Разработка системы регулирования
почасового электропотребления
Разработка системы мотивации на
сокращение отклонений от базовых
значений
3
Постоянно,
начиная с 2 кв.
Постоянно,
начиная с 2 кв.
2–3 кв.
2–3 кв.
3–4 кв.
4
Приведение учета энергоресурсов в соответствие с требованиями НТД РК. Предупреждение потенциальных замечаний аудиторов.
Исключение влияния «человеческого» фактора
на учет и распределение энергоресурсов по
подразделениям
1–2 кв.
4 кв.
2– 3 кв.
Формализация и оптимизация процесса планирования ТЭР
4 кв.
4 кв.
1 кв.
1 кв.
2 кв.
3–4 кв.
Сокращение оплаты за электроэнергию
− определение результативности и пригодности системы энергоменеджмента.
Обязанности по безопасности и охране труда. Персонал отдела
энергоменеджмента обязан соблюдать правила внутреннего трудового
распорядка, должен знать перечень (реестр) опасностей предприятия,
степень риска этих опасностей (опасные и вредные производственные
факторы, воздействующие на работника), неукоснительно соблюдать
правила техники безопасности на рабочем месте, в помещениях и на территории предприятия.
Персонал отдела энергоменеджмента должен знать перечень
(реестр) экологических аспектов предприятия, воздействие их на окружающую среду. Выполнять мероприятия по улучшению экологического
состояния на производстве.
Работники отдела энергоменеджмента несут ответственность:
− за некачественное выполнение обязанностей, возложенных на
него настоящей должностной инструкцией;
− несоблюдение трудовой дисциплины;
− несоблюдение требований безопасности и охраны труда, экологической безопасности;
− за контроль и обеспечение выполнения подчиненным персоналом
требований нормативных документов;
− обеспечение сохранности нормативных документов, имущества,
инвентаря, оборудования, используемых в процессе работы;
− за последствия принятых им решений, связанных с деятельностью
предприятия, а также выходящих за пределы его полномочий, установленных законодательством Украины, Положением о предприятии, должностной инструкцией, другими нормативными актами.
Взаимоотношения и связи подразделения. Отдел поддерживает
связи и ведет деловой обмен информацией со всеми структурными
подразделениями, отделами и службами предприятия по всем возникающим в процессе работы вопросам. Взаимоотношения и связи отдела
энергоменеджмента с конкретными структурными подразделениями,
отделами и службами предприятия определены функциями и правами,
установленными Положением, должностными инструкциями работников.
Взаимозаменяемость руководителей разного уровня, специалистов, служащих и рабочих отдела устанавливается их должностными инструкциями.
Квалификационная характеристика энергоменеджера. Для того
чтобы успешно работать в области энергетического менеджмента, специалист должен обладать: инженерным образованием; опытом управления
производством и рабочими группами; опытом руководства проектами;
организаторскими способностями; способностью убеждать и понимать
мотивацию поступков людей.
Кроме того, ему необходимо:
− отслеживать решения местных властей, касающиеся данного производства, экологии, потребления энергии и т.д.;
− знать компании-производители энергетических услуг и оборудования;
− знать технологию производства, торговые и сбытовые организации;
91
− хорошо понимать концепцию энергетического менеджмента и
энергетической эффективности;
− обладать экономическими знаниями, знать принципы формирования бюджета предприятия и методы разработки бизнес-планов в области
энергетической эффективности.
Энергетический менеджер обязан следить за изменениями в
области энергетической политики и сопутствующих аспектах, например,
нового законодательства по налогообложению, субсидий, технологического
присоединения, защиты окружающей среды и т.д. СЭнМ предприятия
должна соблюдать требования действующего законодательства и других
нормативно-правовых документов, а также правил энергоменеджмента.
Первое правило энергоменеджмента: нельзя думать об инвестициях в высокие технологии, пока не исчерпаются все возможности рационального использования топливно-энергетических и других ресурсов и
уменьшения расходов на них посредством мер правильного ведения
хозяйства и контроля со стороны руководства.
Реализация именно организационных мероприятий, которые
зачастую беззатратны и малозатратны, является предпосылкой успеха
программы энергоресурсосбережения и, следовательно, снижения себестоимости производства.
Второе правило: энергоменеджер обязан анализировать (подвергать сомнению) целесообразность всех без исключения действий персонала предприятия, связанных с использованием энергоресурсов.
Третье правило: инвестировать следует именно те проекты, которые имеют лучшие экономические показатели (период окупаемости или
внутреннюю норму рентабельности).
Четвертое правило: при привлечении инвестиций (внешних или
внутренних) следует принимать к реализации только те проекты, экономические показатели которых превосходят другие возможные варианты
вложения средств с учетом возможных рисков.
Пятое правило: СЭнМ должна быть построена по так называемому
«горизонтальному» принципу построения и функционирования производства, основанному на балансе прав и обязанностей отдельных подразделений и минимизации уровней их подотчетности и подчиненности. При
этом отдельным подразделениям (цехам, бригадам) ставятся конкретные
задачи (увеличение объемов производства продукции и ее качества, а
также сроки достижения плановых показателей). Одновременно предоставляются также широкие полномочия для реализации этих задач
(вплоть до определения количественного и качественного состава исполнителей и размера их заработка в пределах установленного для подразделения фонда оплаты труда).
Пример расписания работы службы энергоменеджмента предприятия приведены в табл. 1.8 [8].
Система реализации энергосберегающих мероприятий. В программы энергосбережения предприятия должны входить организационные
мероприятия [9–11, 17]: создание и введение системы стимулирования
энергосбережения; повышение осведомленности персонала по вопросам
92
энергоэффективности; маркетинговые мероприятия; проведение энергоаудита; отключение неиспользуемого оборудования и др.
В программу должны входить также технические мероприятия:
а) малозатратные мероприятия (например, совершенствование
(оптимизация) режимов работы технологических, энергетических и
вспомогательных установок; установка компенсирующих устройств в
электроустановках);
б) мероприятия, требующие значительных затрат (перевод работы
установок на другие виды энергии или энергоносители; модернизация или
реконструкция технологических и энергетических установок; внедрение
новых производств и технологий; реконструкция систем энергоснабжения
установок или предприятия; повышение качества потребляемых энергоресурсов и др.);
в) устройство или модернизация систем коммерческого и технического контроля и учета энергоресурсов, а также продукции, на выработку
которой они расходуются.
Отдельно должны выделяться финансовые мероприятия: совершенствование структуры потребляемых ТЭР; оптимизация договорных отношений с поставщиками и потребителями ТЭР и др.
Система мотивации персонала. Премирование за рациональное и
эффективное использование энергоресурсов производится при условии,
если в целом по предприятию есть экономия от снижения затрат, издержек предприятия на энергоресурсы.
Таблица 1.8
Расписание работы службы энергоменеджмента предприятия
Вид деятельности
Начало работы
Получение необходимой информации у диспетчера предприятия
Совещание (селекторное) с работниками службы энергоменеджмента предприятия
Подготовка информации для руководства предприятия к
утреннему селекторному совещанию
Решение текущих вопросов с руководителями цехов и
служб предприятия
Утреннее селекторное совещание предприятия
Планирование работы и выдача текущих задач сотрудникам службы энергоменеджмента
Работа по заданиям руководства предприятия, выполнения
текущих обязанностей и задач в соответствии с годовым
планом службы энергоменеджмента. Обед.
Окончание работы
Участие в совещаниях и других мероприятиях, проводимых
на предприятии
Время
8.00
8.00 – 8.15
8.20 – 8.40
8.40 – 9.00
9.00 – 9.30
9.30 – 10.10
10.10 – 10.30
10.30 – 17.00
17.00
Согласно
распоряжениям
руководства
93
Вознаграждение за рациональное и эффективное использование
энергоресурсов сотрудники получат даже если не получают премию по
результатам производственной деятельности.
Размер вознаграждения за рациональное и эффективное использование энергоресурсов зависит только от суммы сэкономленных ТЭР и не
имеет «потолка».
Сотрудники получат фиксированный процент от суммы сэкономленных ТЭР, которая выплачивается ежеквартально.
Размер премиального фонда за рациональное и эффективное
использование ресурсов составляет определенный процент от суммы
премиального фонда за экономический эффект от факторов, подконтрольных менеджменту предприятия, и распределяется по службам пропорционально экономическому эффекту.
Для предприятия можно выделить следующие способы нематериального стимулирования:
− награждение грамотой за успехи в энергосбережении;
− объявление благодарности перед коллективом сотрудников предприятия за особые успехи в энергосбережении;
− размещение фотографий сотрудников предприятия, награжденных за особые успехи в энергосбережении на корпоративном сайте и на
Доске Почета;
− публикация статей о сотрудниках предприятия, награжденных за
особые успехи в энергосбережении (с фотографиями) в корпоративных
СМИ;
− проведение конкурса «Лучший энергосберегающий цех» с вручением по результатам конкурса грамот и призов как руководителям подразделений-победителей, так и сотрудникам, внесшим наиболее ощутимый вклад в энергосбережение цеха в данный период;
− проведение конкурса «Самый бережливый сотрудник» с вручением по результатам конкурса грамот и призов;
− внесение сотрудников предприятия, награжденных за особые
успехи в энергосбережении в кадровый управленческий резерв с возможностью профессионального и карьерного роста;
− информирование коллектива об успехах в энергосбережении.
Тренинги по СЭнМ. Рекомендации по проведению консультаций
(тренинга) по вопросам энергоаудита и энергоменеджмента приведены
далее:
1. Консультирование по энергетическому аудиту и энергоменеджменту выполняют по следующим программам:
− энергетический аудит;
− определение удельного энергопотребления;
− экономическое обоснование энергосберегающих мероприятий;
− бизнес-планирование в сфере энергоресурсосбережения;
− вступление в энергоменеджмент;
− создание службы энергоменеджмента с одновременным проведением самоэнергоаудита;
94
2. Программа предоставления консультаций по энергетическому
аудиту содержит:
− положение о порядке организации энергетических обследований;
− рекомендации по заключению контракта с энергоаудиторскими
фирмами;
3. Программа по экономическому обоснованию энергосберегающих мероприятий включает современную методологию ведения экономических расчетов и примеры ее использования;
4. Программа по вступлению в энергоменеджмент содержит:
− цели и задачи службы энергоменеджмента;
− правила энергоменеджмента;
− место службы энергоменеджмента в организационной структуре
предприятия;
− особенности контракта энергоменеджера с руководством предприятия;
− ориентировочную структуру службы энергоменеджмента;
− необходимые предпосылки для создания службы энергоменеджмента;
− методологию создания службы энергоменеджмента;
− типичное «Положение о службе энергоменеджмента предприятия»;
− задача подразделения по энергосбережению в составе органов
исполнительной власти в центре и в регионах;
− пример создания службы энергоменеджмента;
5. Программа создания службы энергоменеджмента с одновременным проведением внутреннего энергоаудита содержит:
− порядок проведения работ;
− отличие энергоаудита от внутреннего энергоаудита;
− порядок разработки беззатратных (организационных) энергосберегающих мероприятий;
− типовые формы для получения первичной информации;
− требования к программному обеспечению энергоменеджмента.
Выводы
Оценка состояния дел «До» и «После» внедрения СЭнМ приведена
в табл. 1.9.
Современная СЭнМ имеет следующие преимущества:
− концентрирует основное внимание на управлении;
− имеет системный подход;
− помогает определить и сконцентрироваться на наиболее
существеных энергоаспектах;
− помогает определить и уделить особое внимание персоналу,
наиболее сущетвенному с точки зрения энергопотребления;
− фокусируется на данных и численных методах;
− достигается интегрированный подход;
− достигается преемственность при смене персонала;
95
− непрерывность усовершенствований.
Таблица 1.9
Оценка состояния дел «До» и «После» внедрения СЭнМ
До внедрения СЭнМ
После внедрения СЭнМ
Решение вопросов энергосбережения на основе технических мероприятий и документов узконаправленного действия
Отсутствие четкого документирования наилучших практик и обмена опытом
Избирательный
(несистемный)
подход, основанный лишь на собственном опыте и счѐте отдельных
аспектов
Ответственность за энергосбережение сосредоточена лишь на
уровне руководителей линейных
подразделений
Труднопроверяемый (неаудируемый) процесс энергосбережения с
не всегда объективными результатами проверки
Введение широкого управленческого подхода на основе организационных мероприятий
Возможность тиражирования документированных «наилучших практик» внутри и вне организации
Системный и комплексный подход
ко всем аспектам и факторам, влияющим на энергосбережение
Вовлечение персонала и высшего
руководства (энергополитика + периодический анализ с его стороны)
Аудируемый и сертифицируемый
процесс с объективными и непредвзятыми результатами проверки,
которые могут быть продемонстрированы любой стороне
Процесс создания СЭнМ на предприятии должен включать: подготовку кадров, организацию структуры службы энергоменеджмента, формирование и утверждение политики и программы энергосбережения;
организацию постоянного контроля за энергопотреблением и эффективностью использования ТЭР, организацию системы стимулирования
энергосбережения и рационального использования ТЭР.
96
Список использованной литературы
1. Бернер М.С. Зарубежный опыт мотивации энергосбережения /
М.С. Бернер, А.В. Лоскутов, Д.Б. Понаровкин, А.Н. Тарасова // ЭСКО. –
2008. – № 6.
2. Бернер М.С. Зарубежный опыт мотивации энергосбережения /
М.С. Бернер, А.В. Лоскутов, Д.Б. Понаровкин, А.Н. Тарасова // Энергосбережение. – 2008. – № 3. – С. 44–48.
3. ГОСТ Р ИСО/ТО 19011:2002. Руководящие указания по проведению аудитов систем менеджмента качества и/или систем менеджмента
окружающей среды.
4. ГОСТ Р ИСО/ТО 10013–2007. Менеджмент организации. Руководство по документированию системы менеджмента качества.
5. Еремеева Г.А. Опыт ООО «ГЦЭ–Энерго» по разработке и внедрению Системы энергоменеджмента (стандарт ISO 50001) на промышленных предприятиях»: В кн.: «Повышение эффективности энергетического хозяйства предприятий горно-металлургического комплекса», 2010.
6. Организация энергосбережения (энергоменеджмент). Решения
ЗСМК – НК МК–НТ МК – ЕВРАЗ: уч. пособ. // Под ред. В.В. Кондратьева. – М.: ИНФРА, 2010. – 108 с.
7. Пашик Ю.А. СТБ 1777-2009. Системы управления энергопотреблением / Ю.А. Пашик, А.В. Петрусевич // Das Management. – 2009. – № 1
(11-12). – С. 101–103.
8. Пособие по курсу «Основы целевого энергетического мониторинга». – М.: ЭНИЗАН, АСЭнМ, 1997 – 38 с.
9. Синицын С.А. Организация системы энергоменеджмента на
предприятии / С.А. Синицын, В.И. Бабич // Энергобезопасность и энергосбережение. – 2009. – № 6.
10. Справочный документ по наилучшим доступным технологиям
обеспечения энергоэффективности. – Женева: Европейское бюро по комплексному предотвращению и контролю загрязнений (КПКЗ), 2009. – 489
с.
11. Справочный документ по наилучшим доступным технологиям
обеспечения энергоэффективности (ISBN 978-5-902194-37-8). – 2012. –
520 с.
12. Стандарт ЕС – EN 16001: 2009, Система энергоменеджмента. –
Требования с руководством по использованию.
13. Стандарт США – ANSI/MSE 2000:2005, Система энергоменеджмента.
14. Стандарт Ю. Кореи – KSA 4000:2007, Система энергоменеджмента.
15. Сюсюкин А.И. Концепция создания системы рационального потребления и энергосбережения на предприятии / А.И. Сюсюкин, В.Г. Тарасовский // Электрика. – 2009. – № 6. – С.33–39.
16. Хохлявин С.А. Стандарт ISO 50001: системный подход к энергоменеджменту / С.А. Хохлявин // ЭнергоАудит. – 2009. – № 3 (11). – С. 39.
97
17. Хохлявин С.А. Внедрение системы энергоменеджмента (ISO
50001): ключевые шаги / С.А. Хохлявин, Т.Л. Сакаева, Н.Г. Локтеев //
ЭнергоАудит. – 2010. – № 3 (15). – С. 36–41.
18. Хохлявин С.А. ISO 50001 – глобальный стандарт в области
энергоменеджмента / С.А. Хохлявин, С.В. Хоробрых, А.А. Воробьев, Д.В.
Скляров // ЭнергоАудит. – 2010. – № 2 (14). – С. 36–38.
19. Benchmarking & Evaluation. http://www.bmkcop.com/.
20. Системы энергетического менеджмента. Требования и руководство по применению : ГОСТ Р ИСО 50001:2011 – ГОСТ Р ИСО
50001:2011. – М. : Стандартинформ, 2012. – 60 с.
Основные сокращения в главе 1
ИЭ
СЭнМ
ТЭР
ЦЭМ
ЦЭУ
98
– индикаторы энергоэффективности
– система энергетического менеджмента
– топливно-энергетические ресурсы
– целевой энергетический мониторинг
– центр энергетического учета
ГЛАВА 2
НОРМАТИВНО-ПРАВОВАЯ И МЕТОДОЛОГИЧЕСКАЯ
БАЗА ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ
2.1. Законодательное обеспечение правового регулирования
энергосбережения
Основной задачей законодательства в сфере эффективного энергоиспользования является создание благоприятных условий для его эффективного использования, избегая непосредственное вмешательство в
хозяйственную деятельность субъектов хозяйствования. Для реализации
этой задачи, прежде всего, необходима согласованная действенная и
прозрачная система законодательства в сфере энергоэффективности.
Такая система должна содержать правовые нормы, предусматривающие
адекватное сочетание инструментов государственного регулирования и
поощрения субъектов хозяйствования и населения к эффективному
использованию топливно-энергетических ресурсов (ТЭР).
Инструменты государственного управления энергосбережением:
тарифы, цены;
налоговые и таможенные льготы;
льготное кредитование;
экспертиза по энергосбережению;
лицензирование;
стандарты, нормативно-правовые документы;
государственное регулирование деятельности естественных
монополий;
государственный энергонадзор.
Государственная политика по энергосбережению и энергоэффективности в Украине направлена на создание условий, которые позволят
обеспечить постоянно растущие общественные потребности в ТЭР и рост
валового внутреннего продукта (ВВП) при минимальных их расходах. В
основу этой политики заложены законы Украины, указы Президента
Украины, постановления и распоряжения КМУ, а также другие нормативно-правовые акты (рис. 2.1).
Законодательство в сфере эффективного использования энергии
было основано принятием Закона Украины «О энергосбережении» по
стимулированию рационального использования ТЭР [1].
На сегодня действуют в Украине более 50 национальных стандартов, отнесенных к группе «Энергосбережение». В частности, в соответствии с Директивой Совета ЕС 92/75/ЕЕС разработаны национальные
стандарты по энергетической маркировке. С целью внедрения системы
эффективного управления использования ТЭР на промышленных предприятиях Украины разрабатываются национальные стандарты по внедре-
99
нию системы энергетического менеджмента (СЭнМ), энергетического
аудита и сертификации промышленных предприятий.
Рис. 2.1. Структура государственного управления энергосбережением
Закон Украины «О энергосбережении» (от 01.07.1994 №74/94-ВР).
Закон [1] определяет правовые, экономические, социальные и экологические основы энергосбережения для всех предприятий, объединений и
организаций, расположенных на территории Украины, а также для граждан. Законом определены основные термины в сфере энергосбережения, а
именно: энергосбережение, энергоэффективная продукция, энергоэффективный проект, вторичные энергетические ресурсы (ВЭР), нетрадиционные и возобновляемые источники и др.
Основные статьи Закона Украины «О энергосбережении», которые
определяют управление энергоресурсами:
Статья 3. Основные принципы государственной политики энергосбережения.
Статья 7. Образование и воспитание в сфере энергосбережения.
Статья 11. Экономические меры обеспечения энергосбережения.
Статья 14. Направления использования фондов энергосбережения.
Статья 20. Нормы и нормативы расходов ТЭР.
Раздел III. Государственная експертиза по энергосбережению и
энергоаудит.
Раздел IV. Международные отношения в сфере энергосбережения.
100
Рис. 2.2. Уровни управления в сфере энергосбережения
Далее рассмотрим другие нормативные и законодательные документы, которые определяют политику энергосбережения.
Закон Украины «О теплоснабжении» (от 02.06.2005 № 2633-IV).
Закон [2] регулирует отношения, возникающие в связи с производством,
транспортировкой, снабжением и использованием тепловой энергии,
государственным надзором за режимами потребления тепловой энергии,
безопасной эксплуатацией теплоэнергетического оборудования и
безопасным выполнением работ на объектах в сфере теплоснабжения
субъектами деятельности независимо от форм собственности.
Закон Украины «О электроэнергетике» (от 16.10.1997 №575/97ВР). Закон [3] определяет правовые, экономические и организационные
основы деятельности в электроэнергетике и регулирует отношения,
связанные с производством, передачей, снабжением и использованием
энергии, обеспечением энергобезопасности Украины, конкуренцией и
защитой прав потребителей и работников отрасли.
На рис. 2.3 схематически представлено становление национальной
нормативной базы в сфере энергоменеджмента.
101
Рис. 2.3. Становление национальной нормативной базы в
сфере энергоменеджмента
В Украине дейстувет большая база нормативних документов относительно энергосбережения [8–13], энергетического аудита [7, 14],
альтернативных и нетрадиционных источников энергии [4–6, 15]. Для
разных отраслей промышленности разработаны методики расчета нормативных показателей потребления энергии и топлива [16–20].
Стандарт ISO 50001 предназначен для создания СЭнМ, а также
для сертификации таких систем. На основе стандарта появляются инструменты для оценки, анализа и верификации результатов управленческой
деятельности в области энергопотребления. Стандарт ISO 50001:2011 в
значительной степени совпадает с европейским стандартом EN
16001:2009, принятым в большинстве стран Европы. ISO 50001 по сравнению с EN 16001 содержит дополнительные требования, которые касаются следующих аспектов: назначение представителя руководства по
энергоменеджменту, идентификация энергетических характеристик организации, наличие плана деятельности организации в области управления
энергоресурсавми, наличие процедур закупки оборудования и энергоресурсов. В ближайшей перспективе ISO 50001:2011 заменит EN
16001:2009, а также североамериканский стандарт ANSI MSE 2000:2008.
Структура требований ISO 50001:2011 аналогична структуре требований
ISO 14001:2004, а также ISO 18001:2007. Таким образом, возникает возможность создания интегрированной системы менеджмента, поскольку
применимы общие процедуры проведения внутренних аудитов, анализа
со стороны руководства, корректирующих и предупреждающих действий,
управления документами и записями и т.п. Суть внедрения и поддержания этих требований стандартов в том, что исходя из собственных возможностей, потребностей и целей организация сама определяет конкретные планы действий и процедуры. Требования стандартов сформулированы как предписывающие то, что должно быть сделано, но не определяющие конкретного плана действий.
Функционирование и роль службы энергоменеджмента в соответствии с ISO 50001:2011, как указывалось в главе 1, приведены на рис. 2.4 и
2.5.
102
Рис. 2.4. Роль службы энергетического менеджмента
Рис. 2.5. Функционирование системы энергоменеджмента
Основная идея внедрения ISO 50001:2011 состоит в том, что внедряется не программа мероприятий, а СЭнМ с механизмами проведения
мониторинга, анализа, корректирующих действий, что перекликается с
основными положениями Закона Украины «О энергосбережении».
103
2.2. Нормативные документы, регламентирующие энергопотребление ТЭР на предприятии
Нормативно-правовые акты Украины классифицируют:
по юридической силе: законы и подзаконные акты, заключающие компетентными органами в соответствии с законами, не должны им
противоречить;
по содержанию;
объему и характеру действия: акты общего действия и ограниченного действия;
по субъектам, которые их выдают: общие (указы Президента,
постановления КМУ и т.д.), местные, ведомственные (приказы, инструкции), внутриорганизационные.
Нормативный документ (НД) – документ, устанавливающий правила, общие принципы или характеристики разного вида деятельности или
ее результатов.
Нормативно-правовая документация рассматривается на нескольких уровнях:
1) международные: ISO и другие;
2) межгосударственные, действующие в Украине;
3) национальные нормативно-технические ДБН, ДСТУ и др.;
4) отраслевые НАПБ, НПАОП, ДСТУ-П. и др.;
5) ведомственные нормативы, стандарты предприятий, технические
условия.
Организационно-методические документы:
охватывают документы в сферах: стандартизации, нормирования, сертификации;
регламентируют деятельность: инженерные изыскания, проектирование, производство, эксплуатация, надзор;
имеют различный характер действия: обязателен, справочный,
рекомендован.
Нормативные документы охватывают любую деятельность: инженерные изыскания, проектирование, сдачу в эксплуатацию, контроль,
проверки (надзор). Перечень основных НД, регламентирующих вопросы
энергосбережения, приведен ниже.
Определение терминов нормативных документов.
Руководство, свод правил (правила) – практические методы
проектирования, изготовления, монтажа, эксплуатации или утилизации
оборудования, конструкций, изделий.
Методика – НД о преподавании методов, способов проведения
измерений и расчетов.
Методические указания – НД о порядке (содержания и последовательности) работ и операции; регламентация проведения мероприятий.
Номенклатура – НД, в котором подается систематизированный
перечень видов (типов, марок) изделий, документов и других с их характеристикой.
104
Нормы – НД, который устанавливает значения технологических
параметров, технико-экономических показателей, затрат (запаса, отходов)
материалов, допустимого содержания компонентов вещества, параметров
промсанитарии и др.
Типовая инструкция – НД, в котором установлены требования,
соблюдение которых необходимо при эксплуатации, ремонта однотипных
энергоустановок (систем, сооружений).
Типичная характеристика – НД, в котором установлены показатели серийной установки при различных нагрузках.
Типовая технологическая карта – НД, в котором описаны организации труда, технологии выполнения работы, состав бригад, требования
по технике безопасности, перечень необходимых защитных средств,
материалов, инструментов для выполнения работ.
Типовая технологическая схема – НД, в котором приведено описание или изображение определенного технологического процесса/объекта
в обобщенных чертах.
Типовое положение – образец оформления положения о конкретном
объекте (производственный коллектив или отдельное должностное лицо) с
преподаванием правового статуса объекта (субъекта) и регламентированием его деятельности, включая производственные взаимоотношения.
Реестр документов промышленного предприятия для анализа показателей энергоэффективности:
формы статистической отчетности предприятия (формы 1-ТЕП,
4-МТП, 6-ТП, 11-МТП, 23-Н Минстата Украины);
энергетический паспорт предприятия;
нормы удельных расходов топлива, тепловой и электрической
энергии на производство продукции;
проектная документация на системы энергетического обеспечения предприятия и на отдельных потребителей ТЭР;
техническая и эксплуатационная документация на оборудование, которое потребляет ТЭР: паспорта, формуляры, инструкции, спецификации, технологические регламенты, режимные карты, кабельные
журналы и т.п.;
техническая документация по расчетному и техническому учету
расхода ТЭР;
графики нагрузки потребления ТЭР;
акты по контролю электрической мощности;
предписания инспекции по энергосбережению;
отчеты предыдущих энергетических аудитов;
перспективные программы и проекты реструктуризации или модернизации предприятия и пр.
Нормативные показатели энергоэффективности. Основные
термины согласно проекту Закона Украины «О эффективном использовании ТЭР» (редакция 20.08.12 г. на замену Закона Украины «О энергосбережении»:
105
показатель энергоэффективности – абсолютная или удельная
величина расходов ТЭР, установленная национальными стандартами
(техническими регламентами, паспортными данными оборудования);
сертификат по энергоэффективности – выданный центральным
органом исполнительной власти по вопросам реализации государственной
политики … . Документ, подтверждающий данные, содержащиеся в заявлении о достижении субъектами хозяйствования экономии энергоносителей в результате осуществления мероприятий по эффективному использованию ТЭР.
Можно выделить три основные группы показателей (индикаторов)
реализации энергосбережения:
нормируемые показатели энергетической эффективности
продукции, которые вносятся в государственные стандарты, технические
паспорта продукции, техническую и конструкторскую документацию и
используются при сертификации, экспертизе и энергетических обследованиях);
показатели энергетической эффективности производственных
процессов, которые вносятся в стандарты и энергопаспорта предприятий и
используются в ходе осуществления государственного надзора за эффективным использованием ТЭР и проведения энергообследований органами
государственного надзора;
показатели (индикаторы) реализации энергосбережения (отражаются в статотчетности, нормативных правовых и программнометодических документах, контроль – структурами государственного
управления и надзора).
В ДСТУ 4714:2007 «Топливно-энергетические балансы промышленных предприятий» в приложении Б приведены рекомендации относительно определения основных энергоэкономических показателей
промышленных предприятий.
Перечень действующих в Украине национальных стандартов в
сфере энергосбережения приведен в приложении Б.
2.3. Особенности энергетических обследований промышленных
предприятий
Энергетическим аудитом (энергоаудитом) будем называть обследование предприятий, организаций и отдельных производств по их инициативе с целью определения возможностей экономии потребляемой энергии
и помощи предприятию в осуществлении экономии на практике путем
внедрения механизмов энергетической эффективности, а также с целью
внедрения на предприятии СЭнМ [21].
Предметом энергетического аудита является система обследования
потребления топлива и энергии, анализа и выдачи рекомендаций по
эффективному использованию энергоресурсов.
106
Главной целью энергетического аудита является поиск возможностей энергосбережения и помощи субъектам хозяйствования в определении направлений эффективного энергоиспользования.
Объектом энергетического аудита может быть любое предприятие,
энергетическая установка, здание, агрегат, вырабатывающий, преобразующий, передающий или потребляющий энергию.
Назначением энергетического аудита является решение следующих
задач:
– составление карты использования объектом ТЭР;
– разработка организационных и технических мероприятий,
направленных на снижение потерь энергии;
– определение потенциала энергосбережения;
– финансовая оценка энергосберегающих мероприятий.
Энергетический аудит проводится энергосервисными компаниями
или независимыми экспертами (энергоаудиторами), которые уполномочены субъектами хозяйствования на его проведение.
Энергоаудитором может быть гражданин Украины, который получил профессиональную подготовку и имеет соответствующий документ.
Эффективность и полнота энергетического обследования зависят от
квалификации и опыта энергоаудитора.
Философия энергоаудита основывается на следующих основных
посылках:
– энергоаудиторы должны не фиксировать ошибки, а обнаруживать факты;
– результаты, предоставляемые заказчику – это, прежде всего,
отчет об энергетическом аудите, в котором определяются конкретные
пути повышения эффективности использования ТЭР [21].
2.3.1. Основные этапы энергетического аудита
I этап. Получение информации об объекте энергоаудита.
Сбор первичных данных о потреблении топлива, воды и электроэнергии за предыдущий и текущий годы. Это дает возможность судить о
направлениях в использовании топлива и энергии, определить тенденции
в использовании ТЭР, что является базой для определения техникоэкономических показателей по объекту в целом.
Анализ структуры энергопотребления.
Это позволяет определить структуру энергоиспользования по
объекту. Анализ структуры позволяет сформулировать стратегию энергоиспользования на перспективу.
Анализ структуры затрат на энергию.
Анализ долевых затрат различных видов энергии в общих затратах
позволяет наметить предварительное направление энергетического аудита,
обратив внимание на виды энергии с наибольшими долевыми затратами.
Определение расхода энергоносителей на единицу выпускаемой
продукции по предприятию и отдельным подразделениям.
107
Это позволяет оценить удельный расход энергии на единицу
выпускаемой продукции основного и вспомогательных производств по
сравнению с аналогичными передовыми производствами, оценить долю
стоимости энергоносителей в себестоимости продукции.
II этап. Изучение топливно-энергетических потоков по объекту в
целом и по отдельным подразделениям.
Изучение схемы технологического производства основного и
процессов.
В состав схемы входят исходная сырьевая база, последовательность
отдельных технологических операций, их взаимосвязь для получения
основной и вспомогательной продукции. Схема необходима для последующего учета на каждом уровне энергетических ресурсов и дальнейшей
оценки правильности принятых технологических операций.
Составление схемы потребления энергетических ресурсов объектом.
На технологическую схему наносятся места потребления и передачи на разные уровни схемы различных ТЭР.
Составление карты использования энергетических ресурсов.
Карта использования энергетических ресурсов представляет собой
нанесение на план объекта в соответствующем масштабе потребление
различных видов энергии по отдельным подразделениям. Позволяет оценить транспортные потоки разных видов энергии и оценить наиболее
энергоемкие подразделения.
Составление баланса предприятия по отдельным видам энергоресурсов.
Баланс по отдельным энергоресурсам объекта позволяет в целом
оценить эффективность использования различных энергоносителей,
акцентировать внимание на отдельных потребителях энергии для углубленного их изучения.
Составление топливно-энергетического баланса (ТЭБ) предприятия.
ТЭБ объекта является основой для оценки правильности выбора
энергоносителей, прогнозной оценки потребления энергоносителей.
Выявление наиболее энергоемких потребителей и сбор данных по
ним.
Определение наиболее энергоемких потребителей объекта, для
которых устанавливаются как исходные данные каталожного характера,
схемы энергоиспользования, а так же определяются с помощью соответствующих измерений режимные параметры их работы для последующей
оценки эффективности использования энергоносителей.
Определение удельных норм потребления энергии по отдельным
потребителям.
Удельные нормы потребления энергии по отдельным потребителям
и объекту в целом дают возможность сравнить с аналогичными нормами
высокопроизводительных производств и выявить отдельных потребителей с низкими нормами для дальнейшего обследования.
108
Составление энергетического баланса по отдельным энергоемким
потребителям.
Энергетический баланс по отдельным энергоемким потребителям
позволяет оценить эффективность использования при различных видах
энергии, выявить участки нерационального использования энергии, наметить пути экономии энергии.
ІІІ этап. Анализ эффективности использования топливноэнергетических ресурсов объектом.
Анализ эффективности использования отдельных технологических процессов.
На основании анализа дается заключение в правильности принятых
в условиях действующего объекта отдельных технологических решений
или о замене некоторых из них на более прогрессивные, при этом определяются затраты на изменение технологии и дается заключение о целесообразности инвестиций.
Анализ эффективности использования ТЭР подразделениями объекта.
На основании анализа дается заключение о целесообразности
использования того или иного энергоносителя на различных уровнях
технологического процесса в подразделениях объекта, в случае замены
энергоносителя дается соответствующее технико-экономическое обоснование. Особое внимание должно быть уделено также вопросам транспортирования энергоносителей в условиях объекта. Это касается в первую
очередь сети теплоснабжения и пневматической. Также должно быть уделено внимание специфическим вопросам, например, обоснования использования того или иного вида тарифа на электроэнергию в условиях объекта.
Анализ энергоиспользования отдельными потребителями.
Подраздел является наиболее объемным, и большинство организаций, проводящих энергетический аудит, ограничиваются лишь рассмотрением данного вопроса, при этом рассмотрение ведется не всесторонне, а
при ограниченном времени энергоаудита принимаются к рассмотрению
лишь те потребители энергии, которые дают явно видимый эффект.
Определение технологически допустимых потерь топлива и энергии.
Определение приоритетов для углубленного энергетического
аудита.
На отдельных объектах имеют место специфические энергопотребители, эффективность работы которых сложно определить без дополнительного энергетического аудита. Дополнительный энергетический аудит
включает специальные обследования с использованием специфического
измерительного оборудования или проведения научных исследований.
Что касается специфических энергопотребителей, то к ним можно отнести
холодильные, компрессорные установки, электрические печи нагрева и
др. Исследовательские разработки проводятся при решении специфических вопросов, отмеченных в договоре на энергетический аудит.
109
IV этап. Углубленный энергетический аудит отдельных технологических процессов и энергопотребителей.
Проведение дополнительных замеров промежуточных параметров
и определения рабочих режимов.
Выявление эффективности работы потребителей.
Решение специфических вопросов по договоренности с руководством.
V этап. Подведение итогов энергетического аудита.
Разработка энергосберегающих мероприятий.
Технико-экономический анализ эффективности внедрения мероприятий.
Сравнительный анализ полученных результатов.
Выбор новых приоритетов и постановки задач на дальнейшее
снижение энергоемкости продукции и потребления энергоресурсов.
Составление отчета по энергетическому аудиту.
Существует множество факторов, определяющих важность и целесообразность проведения энергетического обследования, объясняющих,
почему энергопользователю следует доверять его результатам. Особенно
важным аспектом при проведении энергоаудита является дополнительная
выгода от того, что исследование проводится квалифицированным специалистом, а не случайным работником компании. Чаще всего большим
доверием у руководителей пользуются рекомендации профессионального
консультанта, а не советы персонала.
Энергопользователь получает отчѐт по энергоаудиту и может самостоятельно решать следующие проблемы:
– определить, как потребляется энергия внутри объекта, и сформулировать приоритеты по перечню энергосберегающих рекомендаций;
– сравнить энергопотребление на данном объекте с величинами
потребления энергии на других аналогичных объектах, определяя, таким
образом, объект как «плохой» или «хороший» потребитель энергии;
– показать необходимость инвестиций для приобретения и освоения
нового более экономичного оборудования;
– обосновать предложенный проект, который не был бы утверждѐн
без поддержки внешнего консультанта [21].
2.3.2. Производственная система как объект энергоаудита
Произвольную производственную систему можно разбить на три
основные составляющие (см. рис. 2.6):
– собственно система, будь-то компрессор, насос, электрический
двигатель или генератор;
– система распределения, преобразования и передачи – трубопроводы, ремни и т.д.;
– нагрузка, т.е. тот элемент, ради которого работает все остальное.
110
Таким последним может быть некий технологический процесс, где
используется тепло, произведенное системой, или это может быть вентилятор, вращаемый электрическим двигателем через систему передач.
потери
W1
Подсистема
выработки
энергии (котел,
компрессор,
насос и т.д.)
потери
W2
Подсистема
распределения,
преобразования
и передачи
энергии
потери
W3
Нагрузка
Рис. 2.6. Элементы производственной системы
На рис. 2.6 изображены основные элементы (или компоненты) всей
системы или установки. Методика определения возможностей экономии
энергии, особенно экономии энергии, не требующей затрат или требующей минимальных затрат, заключается в оценке нагрузки или потерь в
нагрузке с последующей оценкой сети распределения. Внесение технических изменений непосредственно в саму систему часто требует более
значительных инвестиций.
Потери энергии происходят во всех компонентах системы, однако
стоимость устранения этих потерь из различных элементов системы, как
правило, очень сильно различается.
Рассуждая о возможностях энергоснабжения, необходимо подходить к таким системам комплексно. И очень мудро начать рассмотрение
не сначала (замена электродвигателя или компрессора обойдется недешево), а с конца: как правило, самые дешевые возможности экономии
кроются именно в нагрузке.
Например, не стоит менять пусть и не самый современный, но
работающий компрессор холодильной камеры, если он обслуживает
холодильную камеру с многочисленными утечками холодного воздуха из
нее. Сначала нужно устранить эти утечки (это практически ничего не
будет стоить, и поэтому финансовая эффективность такой операции будет
огромной). Затем нужно устранить потери из системы передачи, и только
после того, как это будет сделано, можно будет рассмотреть возможности
устранения недостатков системы или замены ее новой.
Перед началом работ по повышению эффективности использования
энергии на отдельных установках и производственных системах перечислим наиболее типичные из них [21]:
– котлы;
111
– сушильное оборудование;
– оборудование для подачи тепла, технологические линии;
– отопление помещений и водоснабжение;
– резка, измельчение материалов;
– плавка;
– отливка;
– холодильные установки;
– сжатый воздух;
– вентиляция;
– освещение;
– насосы;
– другое оборудование с электроприводом.
Основное внимание должно быть уделено наиболее энергоемким
производственным системам, которые, как правило, характеризуются
следующими показателями:
– высокими или низкими температурами (по сравнению с температурой окружающего воздуха);
– интенсивностью производства;
– высоким уровнем потребления воды, пара, сжатого воздуха и т.д.
Обычно экономия энергии непосредственно связана с ответами на
следующие вопросы:
− Оправдана ли нагрузка данной установки? (Примеры: насос
работает круглый год, а его работа реально требуется только в течение 8 ч
в день; небрежное отношение пользователя системы; неудовлетворительная работа или отсутствие управляющего оборудования).
− Можно ли обеспечить нагрузку путем использования другой
системы? (Примеры: древесная пыль транспортируется на большое
расстояние с помощью сжатого воздуха.) Можно продумать использование механического транспорта (например, шнекового конвейера) как
альтернативный вариант. Пневмоинструмент может быть заменен на
инструмент с электроприводом. Что в данном случае больше подходит:
конвективный или лучистый теплообмен, водяное или испарительное
охлаждение и т.д.).
− Можно ли снизить нагрузку? (Примеры: потери тепла можно
уменьшить путем улучшения изоляции и уменьшения потока вентилирующего воздуха. Нагрузку компрессора можно уменьшить используя
пневмоинструмент, который не имеет утечек воздуха, сократив время
работы с этим инструментом; небрежное отношение пользователя,
неудовлетворительная работа и отсутствие устройств автоматического
управления, улучшение теплоизоляции, оптимизация аэродинамики и т.д.).
− Существуют ли потери в сети? (Утечки сжатого воздуха в
системах, потери тепла через поверхности разогретых трубопроводов,
потери на газопроводах, снижение давления в трубопроводах из-за утечек).
− Существуют ли потери при передаче? (Неудовлетворительное
состояние ременных передач, неудовлетворительное состояние или
отсутствие смазки).
112
− Насколько мощность производительной системы отвечает
нагрузке? (Работа систем большой мощности при малой нагрузке характеризуется низкой эффективностью; мощность системы была рассчитана
на другую нагрузку; и с другой стороны, если мощность системы слишком мала, то это снижает срок эксплуатации системы и может быть
источником опасности).
− Насколько хорошо система обслуживается? (Запыленные фильтры, грязная поверхность теплообменников значительно снижают эффективность работы системы).
− Каков уровень подготовки персонала, инженеров, руководства
цехом и всем предприятием?
− Контролируется ли работа вспомогательного оборудования?
(При отключении котла или холодильной установки по причине нулевой
нагрузки вспомогательные насосы и вентиляторы иногда могут быть также отключены).
− Возможна ли рекуперация тепла для этой системы или тепла,
вырабатываемого данной системой? (Использование тепла компрессоров
и холодильных установок для систем горячего водоснабжения).
Путем тщательного анализа всех перечисленных выше аспектов для
каждой установки и системы можно добиться хороших результатов по
экономии энергии, даже если некоторые из них кажутся на первый взгляд
неэффективными.
2.3.3. Оценка потенциала энергосбережения и разработка мероприятий по энергосбережению
Методология ведения энергоаудита зависит от той информации,
которую стремится получить и за которую желает платить клиент, а также
от состава используемого в ходе обследования контрольноизмерительного оборудования. С одной стороны, энергоаудит может быть
простым обзором энергопотребления, основанным на данных счѐтчиков
предприятия. С другой стороны, энергоаудит может быть комплексным и
трудоемким процессом по определению и идентификации всех направлений расходования энергии и предусматривать установку нового постоянного измерительного оборудования, тестирование и измерение в течение
длительного периода времени, и в результате детальной проверки выдаст
детальные рекомендации. Естественно, последний тип аудита будет
значительно дороже, чем первый.
Профессиональный энергетический аудитор должен иметь возможность провести обследование предприятия, выпускающего любую
продукцию. Это означает, что методика проведения аудита не должна
зависеть ни от вида выпускаемой предприятием продукции, ни от применяемой технологии. Не должна она также зависеть от формы организации
обследуемого предприятия.
Методика проведения аудита должна основываться на определенном стандартном (типовом) алгоритме, который, во-первых, обеспечит
как можно более эффективную работу самого аудитора (не надо «изобре-
113
тать велосипед» – что, как и в какой последовательности обследовать,
надо просто быстро выполнять пункты стандартной программы), а вовторых, поскольку программа стандартная, обеспечить возможность столь
же эффективного подключения других аудиторов на определенных
(стандартных) этапах работы.
Практически все энергоаудиты можно разделить на следующие
типы: простой энергоаудит (обход), предварительный энергоаудит (местный, упрощенный, мини-аудит), комплексный энергоаудит (детальный,
макси-аудит) [21].
Существует множество способов проведения энергоаудита, и выбор
одного из них зависит от следующих факторов:
– квалификация энергоаудитора;
– имеющиеся измерители (стационарные и переносные);
– понимание, чего требует и за что желает платить клиент.
Простой энергоаудит влечет за собой меньше всего затрат и позволяет определить общие возможности для энергосбережения. В ходе аудита проводится визуальное обследование объекта для определения потенциалов энергосбережения за счет оптимизации эксплуатации и работы
оборудования, так же происходит сбор информации для определения
потребности проведения более детального анализа.
Таким образом, простой энергоаудит обеспечивает общее представление об объекте энергоаудита; делает общие выводы о потреблении
энергии; позволяет подготовить коммерческое предложение для проведения более детального анализа.
Для проведения предварительного аудита необходимо использование измерительных средств и оборудования для тестирования с целью
дать количественную оценку потребителей энергии и потерь, а также
определить экономический эффект от внедрения энергосберегающих
мероприятий.
Составив несколько первых отчѐтов по энергоаудиту, энергоаудитор будет сознавать актуальность и важность рекомендаций по экономии
энергии, таких, например, как использование светильников с низким
потреблением энергии, улучшенный тепловой контроль и изоляция.
После этого аудитор может без труда исследовать другие аналогичные
объекты и определить возможности для применения тех технологий энергосбережения, которые он уже с успехом использовал. Этот технический
приѐм часто используется компаниями, продающими энергосберегающее
оборудование, для нахождения рынков сбыта. Кроме того, приѐм может
использоваться «внутренними» энергоменеджерами компании, в которой
все объекты имеют аналогичные энергетические проблемы. Например,
энергоменеджер компании, владеющей сетью гостиниц, мог бы определить перечень энергосберегающих мероприятий, которые можно применить ко всем гостиницам сети.
Этот метод рекомендуется также применять профессиональным
консультантам по энергетическим вопросам.
Таким образом, предварительный энергоаудит обеспечивает базовое энергетическое обследование; дает карту распределения энергии;
114
уделяет особое внимание стандартным мерам по экономии энергии;
позволяет определить экономический эффект от внедрения энергосберегающих мероприятий.
Комплексный энергоаудит идет на один шаг дальше, чем предварительный энергоаудит. Здесь проводится оценка того, сколько энергии
расходуется в каждом процессе, таком как освещение, технологические
нужды и т.д. Необходимо проведение анализа модели, например компьютерное моделирование, для выявления тенденций энергопотребления и
разработки прогнозов на год вперед, учитывающих различные переменные (погодные условия и т.д.).
Этот метод основан на подсчѐте количества использованной
энергии и сравнении этой величины с промышленными нормативами и
теоретическим энергопотреблением. Метод помогает выявить потенциальную экономию энергии. Первым делом следует подсчитать количество
энергии, потреблѐнной всеми основными видами оборудования и сравнить данную величину с общим энергопотреблением на предприятии.
Проделав эту работу, аудитор выявляет пути экономии энергии, основанные на модернизации оборудования, новом техническом обслуживании и
режиме эксплуатации, реструктуризации потребления энергии на объекте
(децентрализованное электроснабжение, использование альтернативных
процессов производства, комбинированная выработка тепловой и электрической энергии (когенерация) и др.). Данная методология позволяет провести
высококачественный энергоаудит, основанный на научном подходе, исследовании и измерении различных параметров, а также на опыте эксперта.
Таким образом, комплексный энергоаудит обеспечивает детальное
энергетическое обследование; для точного определения энергопотребления использует такие приѐмы, как регрессионный анализ и энергетический баланс; рассматривает широкий круг возможностей энергосбережения, включая структурные изменения, такие как когенерация, децентрализация или использование альтернативных источников топлива.
В реальной жизни чаще встречается сочетание первого и второго
методов проведения энергетического обследования. Такой подход подразумевает использование сложных аудиторских приѐмов, но, вместо
поиска широкого круга возможностей по экономии энергии, он фокусируется на небольшом количестве технологий энергосбережения. Третий
метод ориентирован на создание автоматизированного рабочего места
энергоменеджера.
Все объекты, на которых проводится энергоаудит, должны иметь
измерительное оборудование, пусть это лишь коммерческие счетчики
предприятия. Некоторые предприятия могут иметь обширную сеть
дополнительных счетчиков, и всегда есть возможность использовать
временное переносное измерительное оборудование. Портативные аудиторские комплекты, способы, которыми могут осуществляться измерения
при аудиторской проверке, а также полная характеристика измерительного оборудования энергосервисной компании будут рассмотрены далее.
В коммерческих отношениях для энергоаудитора очень важно дать
клиенту то, что он хочет, но не больше того, за что он желает заплатить.
115
Вдобавок к общему объѐму требуемой клиентом информации, аудитор
также должен учитывать то, каким образом эта информация должна быть
представлена.
Осуществляя энергоаудит, аудитор всегда должен помнить о том,
что требует клиент и об имеющихся ресурсах (время и деньги). Эти
моменты окажут влияние на следующее [21]:
– детальность энергоаудита;
– количество используемых измерителей;
– акцент на определѐнном оборудовании или на мерах по энергосбережению;
– деление энергии по центрам проведения проверки;
– виды используемых показателей работы;
– метод расчѐта энергопотребления.
Описание рекомендаций по энергосбережению – действия, которые
должны быть сделаны, новые процедуры, установка нового оборудования.
Оценка энергосбережения – расчет энергии и средств, которые
будут сэкономлены.
Эффект от экономии энергии – как рекомендация влияет на показатели работы объекта, а именно: на показатели эффективности в условиях сокращения подачи энергии, расходы по ремонту оборудования, на
необходимые изменения технологии производства.
Вычисление стоимости проекта – расчет общей стоимости мероприятий по внедрению рекомендаций по энергосбережению относительно
стоимости оборудования, рабочей силы, потерь производства.
Жизнеспособность проекта – определение, насколько жизнеспособно внедрение рекомендаций по энергосбережению при данных
ограничениях, а именно: при необходимых остановках производства,
чувствительности цен на топливо, жизнеспособности капитала.
Выявление менее очевидных мер по энергосбережению – важно
учитывать, что перечисленные рекомендации по экономии энергии – это
не только очевидные перестройки, например, модернизация энергетического оборудования. Должно быть уделено внимание менее очевидным
возможностям достижения энергетической эффективности. Примерами
менее очевидных возможностей энергосбережения является изменение
систем энергоснабжения, а именно применение когенерации или использования отходов в качестве топлива или изменение методов производства
для использования дешевых энергетических ресурсов.
Возможности энергосбережения можно разбить по категориям
применения или с альтернативными решениями одной и той же энергетической проблемы. Распространенным является разделение рекомендаций
энергосбережения по их стоимости [21].
Беззатратные рекомендации:
– экономное использование имеющихся ресурсов;
– надлежащее техническое обслуживание;
– закупка топлива из дешевого источника.
Малозатратные рекомендации:
– установление эффективного оборудования;
116
– установление новых (автономных) устройств управления;
– улучшение теплоизоляции цехов;
– обучение персонала;
– контроль и оперативное планирование энергопотребления.
Высокозатратные рекомендации:
– замена большинства энергетических установок;
– установление комплексных систем управления;
– когенерация;
– рекуперация теплоты.
Каждая рекомендация по энергосбережению должна быть описана
по следующим пунктам:
Необходимые изменения:
– модификация завода и зданий;
– замена оборудования;
– модернизация оборудования/систем управления/изоляции;
– техническое обслуживание оборудования;
– новая процедура управления.
Как эти меры помогут сэкономить энергию (и/или средства):
– сокращение потерь;
– сокращение лишних операций;
– повышение эффективности использования энергии;
– применение дешевых энергетических ресурсов.
Финансовые затраты и выгоды:
– капитальные затраты;
– амортизация оборудования предприятия;
– расходы на техническое обслуживание;
– энергетические затраты;
– анализ эффективности финансовых расходов.
2.3.4. Требования к аудиту в соответствии со стандартом ISO
50001
В соответствии со стандартом ISO 50001 необходимо оценивать не
только техническую сторону энергосбережения, но и чисто управленческие стороны, а также менеджмент предприятия. Результатом проведенного энергоаудита является отчет, определяющий степень соответствия
организации международным требованиям к энергоменеджменту по стандарту ISO 50001.
Для проведения анализа энергоэффективности на предприятие
должны приехать эксперты. Это энергетическое обследование проводится
в соответствии со следующим порядком проведения работ:
– предварительный выезд экспертов на место с целью анализа
документации и получения данных об энергообъектах организации;
– первичная обработка и систематизация данных;
– проведение комплексной аналитики и определение основных
направлений энергосбережения;
117
– проведение обследования и осмотр предприятия на месте силами экспертов;
– проведение измерений на месте портативным измерительным
оборудованием;
– предоставление аналитики и отчета c выводами.
Результатом работы по этому виду энергоаудита будет являться
отчет в формате .pdf, в котором будут приведены возможные мероприятия
по энергосбережению, их ранжирование по следующим параметрам:
– комплексность/сложность;
– сроки окупаемости.
Отчет предоставляет возможность клиенту выбирать для начала
самые простые и малозатратные с точки зрения реализации мероприятия с
коротким сроком окупаемости, а также планировать остальные мероприятия на более длительный период времени.
Требования к энергетическому аудитору включают три составляющие: квалификация, виды деятельности и профессиональные знания.
Под квалификацией понимается:
– образование (хорошая теоретическая подготовка на уровне инженера);
– подготовка в области аудита;
– практический опыт в области энергосбережения;
– должен быть скорее специалистом широкого профиля, чем узким
специалистом;
– коммуникабельность (умение работать с руководством предприятия и с инженерно-техническими работниками);
– умение составлять отчѐты.
Под видами деятельности понимается:
– сбор ключевых данных по потреблению энергии;
– создание карты потребления энергии;
– составление перечня возможной экономии;
– оценка сроков окупаемости;
– реализация программ энергосбережения;
– внедрение СЭнМ на предприятии.
Под профессиональными знаниями понимается:
знание принципа работы энергопроизводящих установок:
– котлов;
– оборудования центрального отопления;
– местных теплоэлекроцентралей;
принципа работы энергопотребляющих установок:
– холодильные установки;
– компрессорные станции;
– вентиляционные системы;
– системы освещения;
– насосы;
– электропривод;
сущности технологических процессов:
– сушка;
118
–
–
–
–
–
–
–
плавка;
литьѐ;
термообработка, обжиг изделий;
подача тепла для производственных нужд;
система отопления;
водоснабжение и водоподготовка;
резка (дробление) материалов.
2.3.5. Инструментальный энергоаудит (теплотехнические и
электрические измерения)
Для определения параметров потребленной электроэнергии могут
применяться следующие типы измерительных приборов:
– амперметры, вольтметры, фазометры, ваттметры, варметры и др.;
– счетчики электроэнергии.
Существует много типов комплексных приборов, которые позволяют осуществлять измерения и регистрацию тока, напряжения, активной и
реактивной мощностей и т.д. Необходимо помнить о существовании такого
инструмента, как автоматизированные системы учета электроэнергии.
Хотя проведение измерений электроэнергии может на первый
взгляд показаться легким делом, возможность сделать ошибку в подсчетах очень большие. Все параметры режима электросистем базируются на
двух определяющих измерениях – измерений тока и электрического
напряжения (рис. 2.7). Многие производители разработали приборы для
проведения одного или двух типов этих измерений. Известным методом
измерения электрического тока является измерение с помощью трансформатора тока (ТТ).
Трансформаторы тока выполняют в тороидальных конфигурациях.
Тороид обычно является более экономичным по сравнению с ТТ в форме
расщепленных сердечников, но требует кратковременного отключения
нагрузки в течение времени его подключения. Для ТТ в форме расщепленных сердечников нужно отсоединять нагрузку. Оба типа ТТ работают
с погрешностью более одного процента. Измерительные трансформаторы
напряжения (ТН) служат для преобразования измеряемого напряжения к
величине близкой к 100 В.
Для контроля горячей воды, которая имеет высокую температуру
(или горячей воды, которая имеет низкую температуру), рекомендуется
использовать теплосчетчик (рис. 2.8). Измерение только одной переменной – расхода, температуры подводимой воды или перепада температур –
может рассматриваться в тех случаях, когда другие переменные остаются
постоянными и полный объем измерений не может быть оправданным.
Надежные данные особенно важны при измерении производительности котельной или в случае импорта или экспорта услуг.
119
Рис. 2.7. Схема измерения электрических параметров
Тепломеры обеспечивают прямое измерение количества энергии,
которая переносится потоком. Для бытовых и офисных помещений носителем обычно выступает горячая вода, которая используется для отопления помещений. Однако на промышленных предприятиях возможно
использование горячих масел или жидкостей для переноса тепла на одном
конце температурного диапазона и охлажденной воды или рассола
вторичного хладагента на другом конце этого диапазона.
120
Рис. 2.8. Система сбора информации и измерения тепловой энергии
2.3.6. Структура, объем и порядок представления результатов
энергетического обследования
Отчет по энергетическому аудиту является документом, в котором
отражены результаты обследования объекта. Порядок и полнота изложения должны соответствовать договоренностям между заказчиком и
исполнителем.
Типичный отчет по энергоаудиту состоит из пяти основных разделов [21].
Вводный раздел:
– короткая экспертиза;
– перечень рекомендаций;
– управление производством и энергоменеджмент.
Описание промышленного предприятия и зданий:
– существующие здания, установки и оборудование;
– режим работы оборудования;
– оценка эффективности производства.
121
Проведение энергоаудита:
– измерения потребления энергии;
– анализ информации;
– комментарии по количеству и стоимости потребленной энергии.
Рекомендации по энергосбережению:
– описание предложенных рекомендаций;
– объяснение того, как предлагаемые действия могут сэкономить
энергию;
– технико-экономическое обоснование предложенных рекомендаций.
Выводы:
– обобщенный анализ рекомендаций по энергосбережению;
– прогноз дальнейших шагов.
Представим методику оформления содержательной части отчета.
Относительно рекомендаций по вступительному и завершающему
разделам, то они сводятся к следующему.
Цель вступительного раздела – информировать читателя о подготовке и ходе исследований на объекте, а также об ожидаемых результатах.
Введение должно описывать методику проведения аудита и параметры отчета, а именно выявить особенности энергопотребления.
Введение, как правило, содержит следующие пункты:
– подготовка отчета по энергоаудиту (отчет формируется
компанией/консорциумом, которые готовят отчет, или проводят проверку
на объекте);
– короткая экспертиза и обоснование энергоаудита (является ли
данный энергоаудит одним из нескольких проектов для различных
подразделений компании, есть ли он частью новой кампании энергоменеджмента);
– цель энергоаудита (выявить потенциальные возможности
энергосбережения);
– параметры отчета (имеет ли отчет намерения подчеркнуть
особые аспекты энергопотребления или исключить некоторые из них,
поскольку они являются частью отдельного исследования);
– методы проведения проверки (использование измерителей,
визуальное исследование оборудования, анализ энергетических данных,
полученных в течение определенного времени).
Выводы из энергоменеджмента объясняют ситуацию прошлых
периодов, выявленную энергоаудитом, и определяют важные пункты,
касающиеся использования энергии. Заключение должно указывать рекомендованное направление действий, направленных на улучшение эффективности использования энергии на объекте, а также показывать выгоды,
к которым может привести экономия. Кроме этого, данный раздел должен
быть написан ясно и кратко, без чрезмерного употребления технической
лексики.
Заключение по энергоменеджменту обычно охватывает следующие
моменты:
122
– существующее положение дел на исследуемом объекте
(использование энергии – как слабое, удовлетворительное, хорошее
энергопотребление в сравнении с другими объектами);
– основные пункты исследования энергопотребления (высокий/
низкий уровень использования энергии);
– обоснование необходимых изменений (рекомендуемое направление деятельности, альтернативные действия);
– прогнозируемый результат (получение экономических выгод в
будущем при условии, что рекомендации будут реализованы).
Пункты, содержащиеся в разделе выводов, сфокусированы на
действиях, предпринятых энергоаудитором в ходе работ. Поэтому выводы содержат данные об исследовании объекта и источники получения
необходимой информации. Вывод показывает общий потенциал энергосбережения и приводит обоснованные аргументы в пользу одних рекомендаций по сравнению с другими. Наконец, выводы обосновывают
необходимость дальнейших исследований и/или действий, которые должны быть выполнены объектом и указывают общую рассчитанную выгоду
от этих действий.
Раздел выводов обычно охватывает следующие моменты:
– решения и выводы энергоаудита (разделение энергии на различные категории, выявленные несоответствия (например, с «Правилами
технической эксплуатации электроустановок потребителей») или
нерациональное энергопотребление, сравнение энергопотребления на
объекте с другими аналогичными объектами);
– вывод из рекомендаций по энергосбережению (стоимость и
выгоды от реализации беззатратних, высоко- и низкозатратных рекомендаций, альтернативные возможности энергосбережения);
– рекомендуемые действия и прогноз (рекомендации, по которым
могут внедряться энергосберегающие мероприятия, прогнозы последствий принятия мер по энергосбережению на объекте);
– следующий шаг (дальнейшие необходимые детальные исследования, работа, которую необходимо выполнить самой компании, проведение тендера и т.д.).
2.3.7. Технические средства для проведения энергетических
обследований
Энергосервисной компании при проведении энергетического
обследования объекта, а также для разработки мероприятий по энергосбережению довольно часто приходится проводить измерения, выбирая и
применяя для этого необходимые методы и средства (рис. 2.9).
Чаще всего проводятся измерения:
– расхода жидкости, пара, газа и потребления тепловой энергии;
– количества и качества электрической энергии;
– значений параметров технологических процессов, таких как
температуры, уровня освещенности, уровня жидкости, скорости воздуха,
состава отработавших газов, влажности и т.д.;
123
– продолжительности и времени работы оборудования, систем
освещения, момента возникновения определенных событий и др.
Рис. 2.9. Матрица измерений при энергоаудите
Для выполнения таких работ существует много средств, которые
условно можно разделить на следующие группы:
– мобильные передвижные устройства, выполняющие непосредственные измерения необходимых параметров;
– стационарные автоматизированные системы: коммерческого и
технического учета энергопотребления, управления технологическими
процессами (направленные исключительно на технологию производства),
управления режимами энергопотребления (направленные на оптимизацию энергопотребления без ухудшения качества производства);
– косвенные средства, которые позволяют определить значения
необходимых параметров в случае их недоступности для измерения через
другие параметры.
124
Рассмотрим основные термины и определения.
Диапазон измерений прибора может быть обозначен как эффективный или полный диапазон измерений. Этот параметр определяет границы
измерений, в которых данный измеритальный прибор способен работать с
указанными погрешностями и достоверным отображением результатов.
Например, если какой-то измерительный прибор способен измерять
расход потока в пределах от минимального уровня 1,25 кг/с до максимального уровня 12,5 кг/с, то полный диапазон или диапазон измерений
равен 10:1.
Обычно для расходомеров, например турбинных, в паспортах приводятся несколько значений расходов:
– Qmax – наибольший расход, при котором счетчик может работать
кратковременно, например, не более часа в сутки, сохраняя при этом
метрологические характеристики;
– Qном – номинальный расход – обычно равен половине наибольшего, при этом счетчик может работать непрерывно в течение срока службы;
– Qmin – наименьший расход, при котором и выше которого погрешность нормируется классом точности, а ниже погрешность не нормируется.
Погрешность характеризует качество измерительного прибора и
«достоверность» его показаний.
Производители аппаратуры могут представлять погрешность своих
измерительных приборов одним из двух следующих способов:
– относительная погрешность прибора в процентах. Если измеритель имеет погрешность ± 4 % от действительной расхода потока и дает
показания 6,75 кг/с, то настоящий расход потока будет находиться в
пределах от 6,48 до 7,02 кг/с;
– приведенная погрешность прибора как процент от отклонения
полной шкалы прибора. Если измеритель имеет погрешность ± 4 % и
максимальный расход потока, который способен измерять данный
прибор, составляет 12,5 кг/с, тогда при фиксированном расходе потока
6,75 кг/с истинное значение находится в диапазоне от 6,25 до 7,25 кг/с, то
есть 6,75 ± 4 % от 12,5.
Измерительные приборы характеризуются классом точности –
обобщенной характеристикой средства измерений.
Основной погрешностью средства измерений называется его
погрешность при использовании в нормальных условиях.
Дополнительная погрешность – погрешность средства измерений,
возникающая дополнительно при его применении в условиях отклонения
хотя бы одной из величин, вызывающих определенное влияние, от
нормального значения.
Пользователи должны выяснить, какой из указанных видов погрешностей использован для конкретного измерительного прибора, поскольку это существенно влияет на интерпретацию показаний расходомера.
Под отображением результатов измерительного прибора понимают его способность давать одинаковые показания для идентичных
125
расходов потока, измеряемого при двух или нескольких последовательных измерениях.
Косвенные измерения. Иногда дешевле измерять, например,
потребление воды вместо потребления топлива, которое затрачено на
нагрев воды (при хранении приемлемой точности получаемых результатов). Такая ситуация может возникнуть, если будет невозможно оправдать
проведение измерений расхода пара на основе экономической оценки и
ожидаемых выгод. Это справедливо иногда в тех случаях, когда затраты
на энергию на объекте малые или когда требования к диапазону измерений такие, что система измерения расхода пара становится очень дорогой.
Топливные расходомеры (например, расходомеры для нефтепродуктов, газовые счетчики, счетчики электроэнергии) дешевле, чем
измерители энергии на последующих этапах ее преобразования, например
паромеры. В некоторых случаях потребление энергии можно оценить на
основании дешевых измерителей продолжительности работы оборудования (например, потребление электроэнергии воздушным компрессором).
2.3.8. Программное обеспечение энергетического обследования
Для определения энергетической эффективности деятельности
предприятия, а также оценки энергосберегающего потенциала необходимо проведение энергетического обследования (www.patriot-nrg.ua,
www.esouz.ru).
Для оценки потенциала энергосбережения необходимо:
– определить нормативное потребление энергоносителей и воды;
– осуществить сбор данных характеризующих фактические объемы
потребления энергоносителей и воды;
– провести сравнительный анализ данных нормативного и фактического потребления энергоносителей и воды.
Оценка потенциала энергосбережения подразделяется на следующие этапы:
– осуществляется сбор и обобщение сведения об объекте энергопотребления (перечне отапливаемых зданий и их геометрические характеристики, перечень технологического оборудования и режим его эксплуатации, подсобные энергопотребляющие объекты и т. д.). Значение этого
этапа очень велико, некорректное или неполное предоставление первичных данных может значительно исказить итоговый результат;
– проводится расчет нормативного энергопотребления объектом за
отчетный период или же за отчетный год;
– производится сбор данных о фактическом потреблении энергоносителей и воды, полученных за отчетный период или отчетный год;
– для каждого вида энергоносителя и воды сравнивается величина
фактического расхода с нормативным расходом, полученным за анализируемый период. Разность между указанными расходами характеризует
потенциал экономии для каждого вида энергоносителя и воды.
126
2.3.9. Энергетический паспорт предприятия
Энергетическое обследование проводится с целью получения
объективных данных об объеме используемых энергоресурсов, определения показателей и потенциала повышения энергоэффективности. Энергетическое обследование может проводиться в отношении продукции,
технологического процесса или услуг. Деятельность по проведению
энергетического обследования вправе осуществлять только лица, являющиеся членами саморегулируемых организаций в области энергетического обследования.
Энергетическое обследование проводится в добровольном порядке
(за исключением случаев с участием государства или муниципального
образования, организаций, осуществляющих регулируемые виды
деятельности, организаций, осуществляющих производство или транспортировку энергоресурсов, или их добычу в качестве природных ископаемых, и т.д.).
По результатам энергетического обследования проводившее его
лицо составляет энергетический паспорт (www.ligazakon.ua, www.patriotnrg.ua, www.energypassport.com.ua) и передает его лицу, заказавшему
проведение энергетического обследования. Паспорт, составленный по
результатам энергетического обследования, подлежит передаче лицом,
его составившим, собственникам объекта или лицу, ответственному за его
содержание.
2.4. Методологические основы контроля эффективности использования энергетических ресурсов
2.4.1. Энергосбережение и проблема контроля эффективности
энергоиспользования
Одной из наиболее актуальных, жизненно важных проблем практически для всех стран Восточной Европы, в том числе и для стран СНГ
является обеспечение рационального, эффективного использования ТЭР,
то есть решение задач энергосбережения во всех отраслях и сферах национальной экономики. В экономически развитых странах мира, в частности
в Западной Европе, этим вопросам уделяется большое внимание.
Решение задач энергосбережения требует немалых денежных
расходов, а также значительных затрат времени на создание и широкое
внедрение альтернативных источников энергии, энергосберегающего
оборудования и технологий. Однако в этой связи не менее важно обратить
внимание также на ряд «сопутствующих» проблем, без решения которых
достижение заметных практических результатов в сфере энергосбережения может оказаться просто невозможным. Наличие неразрешенных
«сопутствующих» проблем, а также их влияние на результаты энергосбережения можно проиллюстрировать на примере Украины.
Из многочисленных публикаций известно, что интегральный показатель энергетической эффективности экономики – энергоемкость ВВП в
127
Украине на протяжении многих десятилетий в три – пять раз превышает
значения аналогичного показателя, достигнутые в экономически развитых
странах мира. В Украине имеется огромный потенциал энергосбережения,
который по оценкам специалистов составляет 42…48 % от общего объема
ТЭР, ежегодно потреблявшихся в конце 90-х годов ХХ ст. Использование
этого потенциала позволило бы практически полностью снять проблему
внешней энергетической зависимости Украины. Низкая эффективность
энергоиспользования существенно снижает конкурентоспособность
отечественных товаро-производителей на внешних рынках, а также отрицательно сказывается на всей экономике Украины [22-25]. Таким образом,
необходимость практического решения задач энергосбережения в
Украине ни у кого не вызывает сомнения, по крайней мере, на протяжении последних 15 лет. Необходимость эта давно осознавалась и на всех
уровнях государственного управления. Об этом, в частности, свидетельствуют такие факты, как принятие в 1995 году Закона Украины
«О энергосбережении», создание Государственного комитета и Государственной инспекции по энергосбережению, разработка Комплексной
государственной программы по энергосбережению и Государственной
программы поддержки нетрадиционных и возобновляемых источников
энергии, формирование многочисленных региональных и отраслевых
программ энергосбережения.
Начиная с 1995 года в Украине были созданы различные нормативно-правовые и методические документы в сфере энергосбережения. В
стране имеются многочисленные собственные научно-исследовательские
и опытно-конструкторские разработки в области создания энергосберегающего оборудования и технологий, разработки энергосберегающих
мероприятий, внедрение которых позволило бы существенно повысить
эффективность использования ТЭР во многих отраслях отечественной
экономики. Еще не утерян значительный теоретический и практический
опыт в этой сфере, накопленный в бывшем СССР. Достаточно хорошо
известен в Украине также и современный зарубежный опыт решения
задач энергосбережения.
Тем не менее нельзя сказать, что в стране за последние 15 лет были
достигнуты значительные практические результаты в этой сфере. Напротив, начиная с 1990 года в Украине происходило значительное повышение
энергоемкости ВВП (более чем на 40 %), пик которого приходился на
1995–1996 годы. Только в 1997–1999 годах этот показатель несколько
стабилизировался и даже наметилась некоторая тенденция к его снижению (в 2000 году было зафиксировано снижение энергоемкости ВВП
на 6 %). Очевидно, что считать такое повышение эффективности энергоиспользования сколько-нибудь существенным нельзя [24, 25].
Причины такого состояния дел были самыми разными и многочисленными. Однако одну из них, без сомнения, следует считать основной.
Это – недостаточный уровень экономической заинтересованности
потребителей ТЭР во внедрении энергосберегающего оборудования,
мероприятий и технологий, а также недостаточная заинтересованность
как государства, так и других потенциальных инвесторов во вложении
128
средств в энергосбережение (хотя в экономически развитых странах мира
эта деятельность считается хорошим бизнесом).
Следствием этой причины явилось практическое отсутствие денежных средств, необходимых на внедрение энергосберегающего оборудования, мероприятий и технологий, что было и есть одним из наиболее
серьезных препятствий для достижения в Украине заметных результатов в
этой сфере. С одной стороны, на предприятиях, в учреждениях и организациях, где непосредственно есть необходимость и реальные возможности
энергосбережения, как правило, «не находится» собственных средств на
эти цели. С другой стороны, финансирование энергосбережения со стороны государственного бюджета, как и привлечение для этих целей заемных
средств, также является крайне недостаточным для достижения значительных результатов.
Существенно усложняет сложившуюся ситуацию несовершенство
украинского законодательства, которое, в частности, не позволяет привлекать для целей энергосбережения средства, полученные в результате
экономии затрат на ТЭР, достигнутой за счет уже внедренных энергосберегающих мероприятий.
В Украине в свое время было разработано значительное количество
предложений относительно возможных и вполне реальных путей экономического стимулирования энергосбережения. К ним, в частности, следует отнести [25]:
− широкое применение принятого в 2000 году Положения о материальном стимулировании коллективов и отдельных работников предприятий, организаций и учреждений за экономию ТЭР в общественном
производстве;
− применение экономических санкций за нерациональное использование ТЭР (соответствующее Постановление Кабинета Министров
Украины было принято еще в 1998 году);
− стимулирование рационального использования ТЭР путем
осуществления государственного регулирования цен и тарифов на топливо и энергию;
− внедрение системы оплаты труда на предприятиях – поставщиках топлива, энергии и воды с учетом экономии ТЕР;
− внедрение льготного (50 %) налогообложения дополнительной
прибыли предприятий, полученной в результате осуществления энергосберегающих проектов;
− создание субъектами хозяйственной деятельности специальных
фондов энергосбережения, в которых должны аккумулироваться средства,
полученные в результате внедрения энергосберегающих проектов;
− создание условий для использования средств фондов энергосбережения на финансирование новых энергосберегающих проектов, на
возвращение кредитных ресурсов, привлеченных на эти проекты, на
материальное стимулирование повышения эффективности использования
ТЭР и т.п.
Использование этих предложений позволило бы в значительной
степени решить задачу экономического стимулирования повышения
129
эффективности использования ТЭР в Украине, а также существенно
улучшить состояние дел с финансированием энергосберегающих проектов.
Однако большинство этих предложений не было законодательно закреплено, немногочисленные же принятые документы по разным причинам
вплоть до сегодняшнего дня практически используются крайне редко.
Таким образом, в Украине в сфере энергосбережения сложилась
своеобразная ситуация. С одной стороны, на всех уровнях управления
государством, экономикой ни у кого не вызывает сомнений необходимость и экономическая целесообразность решения задач энергосбережения.
Однако, с другой стороны, разработка и широкое внедрение энергосберегающего оборудования, мероприятий, технологий до сих пор не находят
необходимой государственной поддержки: ни финансовой, ни законодательной. Очевидно, что такая ситуация ни в коей мере не способствует
достижению значительных практических результатов в этой области.
Основой успешного решения проблемы повышения энергетической
эффективности национальной экономики должны стать формирование и
последовательная практическая реализация государственной политики
энергосбережения. Кроме того, для достижения требуемых результатов в
сфере энергосбережения необходимо систематическое управление этими
процессами, прежде всего, на государственном, региональном и отраслевом уровнях. Очевидно, что в условиях рыночной экономики государственное управление энергосбережением должно осуществляться исключительно экономическими методами.
Управление эффективностью использования ТЭР должно
осуществляться не только соответствующими государственными органами, но также и самими потребителями топлива и энергии (предприятиями,
учреждениями, организациями). Только при выполнении этого условия
можно ожидать, что в стране постепенно начнется столь необходимый
процесс целенаправленного повышения эффективности энергоиспользования. Без систематического контроля и управления энергосбережением
как со стороны государства, так и со стороны потребителей ТЭР, напрасно
надеяться на достижение желаемого результата в этой сфере [26].
Как уже было сказано, для создания действенной системы управления энергосбережением на всех уровнях хозяйствования предстоит
решить многочисленные вопросы экономического, организационного и
законодательного характера.
Однако среди множества нерешенных проблем в этой области особого внимания сейчас требует еще один принципиальный вопрос, без
решения которого не могут быть созданы и не могут корректно применяться ни административные, ни экономические механизмы управления
энергосбережением.
Речь идет о необходимости решения задачи объективной количественной оценки, контроля и анализа уровня эффективности использования ТЭР как для технологического и энергетического оборудования
(отдельных машин, установок, агрегатов, технологических процессов), так
и для производственно-хозяйственных объектов (предприятий, организаций, их подразделений, отраслей экономики, регионов государства).
130
Задача эта впервые возникла еще в 30-е годы ХХ ст. в бывшем
СССР. Вплоть до середины 80-х годов ее решению (в том числе и в Украине) уделялось достаточно большое внимание. Специалистами в этой
области в свое время были предложены различные подходы и пути решения данной задачи, которые в той или иной степени соответствовали
актуальным на тот период целям и методам управления эффективностью
использования ТЭР.
За последние 20 лет в Украине произошли коренные изменения во
всех сферах общественной жизни, экономики. Изменились формы
собственности, характер взаимоотношений между субъектами производственно-хозяйственной деятельности и государством и т.п. Очевидно, что
в связи с этими изменениями давно назрел вполне закономерный вопрос:
необходимо ли вообще решать задачу оценки, контроля и анализа эффективности использования топлива и энергии в условиях современных
рыночных отношений в Украине? Или в рыночных условиях вполне
достаточно того, что потребители своевременно, в полном объеме платят
за израсходованные ими энергоресурсы и контролировать эффективность
использования этих ресурсов не надо?
Мнения по данному вопросу как среди отечественных, так и зарубежных специалистов зачастую встречаются диаметрально противоположные. На наш взгляд, государство обязательно должно контролировать
эффективность использования ТЭР во всех отраслях и сферах общественного производства, не зависимо от цели и объема потребления энергоресурсов, форм собственности или каких-либо иных соображений. В
подтверждение этого мнения можно привести целый ряд аргументов.
Прежде всего, необходимо понимать, что обществу просто не
может быть безразлично, с какой целью, для чего потребляются энергоресурсы. И если потребление топлива или энергии в каком-либо направлении с точки зрения общества нерационально, неэффективно, то простое
возмещение их стоимости по сегодняшним ценам и тарифам едва ли можно
считать достаточной компенсацией. Ведь очевидно, что, в силу ограниченности энергоресурсов, не только следующим поколениям, но и нынешнему
обществу уже в самом ближайшем будущем придется платить гораздо
большую цену за использование того же топлива или энергии.
Кроме того, известно, что для решения практических задач энергосбережения на любом конкретном объекте (на предприятии, в его структурных подразделениях, в технологических процессах или на отдельных
агрегатах), прежде всего, необходимо провести энергетический аудит.
При этом одной из целей энергоаудита является получение ответа на
вопрос, насколько эффективно или неэффективно используются на
данном объекте ТЭР. Очевидно, что ответ на этот вопрос нужно получить
количественный и как можно более объективный.
От ответа на данный вопрос существенно зависит, будет ли вообще
технически возможным и экономически целесообразным решение задач
энергосбережения на том или ином объекте. Только ответ на данный
вопрос позволяет оценить существующий на объекте потенциал энергосбережения, определить, какие направления и конкретные проекты
131
энергосбережения являются для него приоритетными. Планирование
энергосбережения на уровне предприятий, организаций, учреждений
непременно должно базироваться на объективной количественной оценке
и анализе эффективности использования топлива и энергии на соответствующих объектах.
Аналогичные рассуждения вполне уместны и для более высоких
уровней управления экономикой (государственного, регионального,
отраслевого). И на этих уровнях также было бы весьма целесообразным
решать вопросы планирования энергосбережения (в том числе и стратегического) на основе оценки и анализа объективных количественных
показателей эффективности энергоиспользования.
Оценка и анализ таких показателей, в частности, для регионов и
отраслей общественного производства позволили бы определить их
реальный потенциал энергосбережения. На этой основе могли бы быть
определены приоритетные регионы государства и отрасли экономики, для
которых в первую очередь необходимо разрабатывать и внедрять энергосберегающие проекты. Это, в свою очередь, дало бы возможность систематизировать процесс формирования и выполнения государственных,
региональных и отраслевых программ энергосбережения, позволило бы
сделать более рациональным и обоснованным распределение средств на
их финансирование.
Таким образом, определение и анализ объективных количественных показателей эффективности использования ТЭР на всех уровнях
управления экономикой являются необходимым условием выработки
оптимальной стратегии энергосбережения в Украине.
Кроме того, на государственном или региональном уровне оценка и
анализ эффективности энергоиспользования обязательно должны осуществляться также с целью создания соответствующих нормативноправовых и экономических условий, способствующих реализации
государственной политики в сфере энергосбережения. В частности,
объективная оценка количественных показателей эффективности использования ТЭР крайне необходима для создания и корректного использования современных (прежде всего, экономических) механизмов управления
энергосбережением. Действительно, возможно ли, например, правильное
применение Положения о материальном стимулировании за экономию
ТЭР или корректное применение экономических санкций за нерациональное использование ТЭР, если количественные критерии оценки эффективности (или неэффективности) энергоиспользования не установлены
вообще или определены недостаточно объективно?
Очевидно, что в процессе выполнения программ энергосбережения
(государственных, региональных, отраслевых и т.д.) не менее важно
периодически убеждаться в том, что эффективность использования
топлива или энергии в результате реализации тех или иных энергосберегающих проектов на соответствующих объектах действительно повысилась, что запланированное энергосбережение действительно систематически достигается [25].
132
Именно по этой причине, как уже отмечалось выше, решение задач
энергосбережения требует постоянного (в том числе и оперативного)
управления как на государственном, региональном или отраслевом
уровне, так и на уровне предприятий, их подразделений и даже отдельных
энергоемких технологических процессов или установок. Неотъемлемой
частью процесса управления является выполнение функции контроля, в
данном случае – контроля эффективности использования ТЭР. Осуществление же такого контроля обязательно предполагает необходимость
определения как фактических показателей эффективности энергоиспользования на соответствующих объектах, так и их «эталонных» или «нормативных» значений [26].
Приведенные выше рассуждения позволяют сделать вывод, что
одним из необходимых условий достижения заметных практических
результатов энергосбережения в Украине является решение задачи
объективной количественной оценки, контроля и анализа уровня
эффективности использования топлива и энергии для различных технологических и производственно-хозяйственных объектов. Только на основе
корректного решения этой задачи на всех уровнях управления
общественным производством могут успешно выполняться, в частности,
такие функции управления энергосбережением:
− обеспечение систематического контроля (в том числе и оперативного) эффективности использования ТЭР в государстве, в регионах, в
отдельных отраслях экономики, на конкретных предприятиях, в организациях и учреждениях;
− создание и правильное применение системы экономического
стимулирования эффективного использования ТЭР, внедрения энергосберегающего оборудования, технологий и мероприятий;
− корректное применение штрафных санкций за нерациональное,
расточительное использование ТЭР;
− определение потенциала энергосбережения, экономической
целесообразности и приоритетности осуществления энергосберегающих
проектов на конкретных предприятиях, в отраслях общественного производства, в регионах государства;
− создание и функционирование действенного механизма привлечения инвестиций в сферу энергосбережения;
− осуществление мониторинга реально достигнутого энергосбережения и обеспечение возврата инвестированных средств [26].
Следовательно, корректное решение задачи количественной
оценки, контроля и анализа эффективности использования ТЭР является
объективно необходимой основой успешного решения практически всех
вопросов, возникающих в процессе управления энергосбережением. То
есть для обеспечения систематического и целенаправленного повышения
энергетической эффективности отечественной экономики задачу оценки и
контроля эффективности использования топлива и энергии необходимо
решать и в современных рыночных условиях на всех уровнях управления
общественным производством, независимо от форм собственности и т.п.
133
Как уже отмечалось, данная проблема и раньше решалась в Украине на протяжении многих десятков лет. Опыт прошлых десятилетий
убедительно свидетельствует, что количественная оценка, контроль и
анализ эффективности энергоиспользования далеко не всегда осуществлялись достаточно корректно и объективно. Однако на сегодняшний день
нельзя считать, что данная проблема решается в Украине, по крайней
мере, удовлетворительно.
2.4.2. Существующие показатели и подходы к определению
уровня энергоэффективности
Несмотря на разнообразие видов ТЭР, потребителей топлива и
энергии (машин, агрегатов, установок, технологических процессов и т.п.),
производственно-хозяйственных объектов, для которых необходимо
определять и контролировать уровень эффективности использования ТЭР,
круг показателей энергоэффективности и подходов к их расчету достаточно ограничен.
Теоретически можно сказать, что существуют только две основные
разновидности показателей эффективности энергоиспользования, которые
широко известны и практически используются [26]:
− показатели типа коэффициента полезного действия (КПД);
− показатели удельного расхода топлива или энергии.
Реальный круг известных и возможных для применения подходов и
методов оценки и контроля эффективности использования ТЭР несколько
шире. В частности, существуют менее известные в Украине подходы к
контролю энергоэффективности, базирующиеся на использовании не
удельных, а абсолютных (непосредственно регистрируемых приборами
учета) показателей расхода топлива или энергии. К таким подходам можно отнести, например, способ контроля эффективности энергоиспользования, который основан на построении так называемых систем контроля и
планирования энергопотребления (КиП) [27].
Кроме того, определенный практический интерес представляет
собой подход к контролю эффективности использования топлива и
энергии, базирующийся на определении и анализе их прямых потерь,
имеющих место на том или ином объекте (в технологических и энергетических установках, в сетях и т.п.).
Контроль энергоэффективности на основе показателей типа
КПД. Показатели энергоэффективности этого типа наиболее известны и
широко распространены. К этой группе показателей, в частности, относят
собственно КПД различных машин, агрегатов, установок, технологических процессов, а также коэффициент удельных потерь энергии в оборудовании или в энергетических сетях [28].
КПД какой-либо технологической или энергетической установки
представляет собой отношение полезной мощности или энергии (Епол.) к
подведенной к этой установке мощности или энергии (Еподв.):
КПД = Епол/Еподв.
134
(2.1)
Подобным же образом определяется другой показатель этой группы
– коэффициент удельных потерь энергии в агрегате, установке, технологическом процессе или в сети. С той лишь разницей, что этот показатель
определяется как отношение потерянной мощности или энергии (Епот.) к
подведенной мощности или энергии. Таким образом, сумма коэффициента удельных потерь энергии в агрегате или сети и соответствующего
показателя КПД равна единице (или 100%).
Показатели КПД первоначально применялись в термодинамике для
оценки энергетической эффективности различных тепловых машин. При
этом проблем с вычислением значений этого показателя в этом случае
практически не возникало, поскольку для таких машин экспериментальным или расчетным путем достаточно просто может быть определена как
подведенная, так и полезная энергия.
Со временем этот простой, но информативный показатель начали
применять также для оценки энергетической эффективности других,
более сложных энергетических установок – парогенераторов, паровых и
газовых турбин, генераторов электрической энергии различного типа и
назначения. Однако для таких установок при расчете КПД, как правило,
уже возникают определенные трудности, связанные, как минимум, с
проблемами соизмерения различных видов энергии.
Необходимо понимать, что абсолютные значения КПД сами по себе
еще не позволяют ответить на вопрос, насколько эффективно или не
эффективно используется топливо или энергия той или иной установкой.
Эти показатели характеризуют определенный достигнутый уровень
эффективности энергоиспользования в данной установке, но не дают
представления о том, насколько высок или низок этот уровень энергоэффективности, есть ли возможность для его дальнейшего повышения. Для
получения ответа на эти вопросы показатели КПД надо сравнивать с
некоторыми их «эталонными» значениями.
В теплотехнике, термодинамике давно и достаточно успешно
используют в качестве такого эталона различные термодинамические
циклы (Карно, Ренкина, Отто и др.), т.е. некоторые идеализированные
аналоги реальных тепловых машин и установок [28]. В этом случае
степень энергетического совершенства реальных установок или процессов
определяется относительным значением КПД, которое определяется
таким образом:
КПД относительный = КПД реальный / КПД идеальный.
(2.2)
Принимая во внимание простоту и универсальность показателей
типа КПД, неоднократно делались попытки применить их для оценки
энергетической эффективности технологических процессов, установок,
агрегатов различного производственного назначения. Однако эти попытки, как правило, оказывались неудачными.
Проблема состоит в том, что для технологических объектов лишено
смысла соотношение «полезная энергия/подведенная энергия», поскольку
конечным результатом их функционирования является не энергия или
135
работа, а определенная продукция. Для таких установок, агрегатов или
процессов очень сложно (а зачастую просто невозможно) определить
полезную энергию, затраченную на выпуск продукции, или выразить
объем ее производства в единицах энергии. Поэтому для технологических
объектов при определении их КПД некоторые ученые рекомендуют
вместо полезной энергии использовать минимально необходимый ее
расход (Еmin) на производство продукции. Однако расчет величины Еmin
также представляет собой весьма сложную задачу. Ее решение тоже
связано с необходимостью нахождения для определенного реального
технологического объекта или процесса некоторого идеализированного
его аналога, расход энергии которым в дальнейшем рассматривается как
минимально необходимый. Найти же такой идеализированный аналог для
большинства технологических объектов просто не возможно.
Таким образом, показатели эффективности энергоиспользования
типа КПД в большинстве своем имеют практическое значение и более или
менее успешно применяются для отдельных энергетических установок и
сетей. Для технологических же объектов (установок, агрегатов, процессов) показатели энергоэффективности типа КПД имеют в основном теоретическое значение и практически применяются крайне редко. Что касается
производственно-хозяйственных объектов (предприятий, организаций,
учреждений, их подразделений), то для них показатели типа КПД вообще
лишены смысла и не могут применяться для контроля эффективности
энергоиспользования. Очевидно, что для регионов Украины или отраслей
промышленности по тем же причинам невозможно применение показателей типа КПД для контроля эффективности использования ТЭР.
Контроль эффективности использования топлива и энергии на
основе показателей их удельного расхода. Для технологических
процессов, машин, агрегатов, установок чаще всего бывает крайне сложно
или даже практически невозможно определить величину полезной мощности или полезного расхода энергии, а также ее потерь. Тем более это
абсолютно невозможно для производственно-хозяйственных объектов.
С другой стороны, для любого технологического или хозяйственного объекта достаточно просто может быть организован учет таких «входящих» и «исходящих» показателей их функционирования, как подведенная мощность и энергия (Рподв.; Еподв.), объем выпущенной продукции или
выполненной работы (Q), или производительность соответствующего
объекта (А).
Поэтому в реальных производственных условиях эффективность
использования ТЭР значительно чаще оценивают с помощью показателей
удельного расхода топлива или энергии. Показатели энергоэффективности этого типа, пожалуй, наиболее широко известны в производственнохозяйственной сфере и в течение многих десятилетий активно используются как в отечественной, так и в зарубежной практике.
Величина удельного расхода (d) топлива или энергии определяется как
d = Eподв./Q = Pподв./A.
136
(2.3)
По своему содержанию показатели удельного расхода топлива или
энергии являются своеобразными обратными величинами по отношению
к КПД [29, 30].
В процессах передачи и преобразования параметров одного и того
же вида энергии «входящие» и «выходящие» величины измеряются в одинаковых единицах. Поэтому для таких процессов показатели удельного
расхода энергии, как и КПД, также являются безразмерными величинами.
Для генерирующих установок «продукцией» также является
энергия. Но в таких установках, как правило, происходит преобразование
одного вида энергии в другой. Поэтому для генерирующего оборудования, как и для энергопотребляющих технологических установок и процессов, показатели удельного расхода топлива и энергии являются размерными величинами.
Таким образом, показатели удельного расхода ТЭР, в принципе,
также определяются достаточно просто, даже проще, чем показатели
эффективности энергоиспользования типа КПД, поскольку составляющие
для расчета удельного расхода, как правило, могут быть получены на
основании данных учета потребления энергоресурсов и производства
продукции (выполнения работы) на соответствующем объекте. Определенные трудности, однако, возникают для производств, имеющих сложную технологию и выпускающих большое количество видов или сортов
продукции, а также при определении отраслевых или региональных показателей удельного расхода ТЭР. Эти трудности связаны с выбором единиц
измерения выпускаемой продукции, на которые следует устанавливать
показатели удельного расхода топлива и энергии.
Так же, как и для показателей типа КПД, необходимо принимать во
внимание, что показатели удельного расхода ТЭР сами по себе не позволяют судить, насколько высоким или низким является уровень эффективности энергоиспользования, достигнутый на том или ином технологическом или производственно-хозяйственном объекте. Для этого нужен некоторый дополнительный показатель, своеобразный «эталон», с которым
можно было бы сравнивать фактический удельный расход топлива или
энергии. Однако в отличие от КПД, показатели удельного расхода
энергии не имеют даже идеального значения, с которым их можно было
бы сравнивать.
Для оценки и контроля эффективности использования ТЭР, кроме
их фактических удельных расходов, необходимо устанавливать дополнительные показатели – так называемые нормы удельного расхода топлива и
энергии [29, 30].
Процесс определения таких норм, называемый нормированием или
нормализацией энергопотребления, достаточно сложен и трудоемок.
Однако в случае использования показателей удельного расхода ТЭР,
установление таких норм является принципиально важным этапом
контроля энергоэффективности.
137
2.4.3. Основы нормализации энергопотребления
Под нормализацией расхода энергии понимается процесс установления плановой величины ее расхода на единицу продукции или выполнения единицы работы (т.е. установление плановой величины удельного
расхода энергии).
Значение нормализации энергопотребления в промышленности
очень велико. Во-первых, определяя научно обоснованные нормы удельного расхода энергии, мы создаем базу для расчета потребности в энергии
различных производственных объектов: предприятий, их подразделений,
отдельных агрегатов и технологических процессов. С другой стороны,
нормы удельного расхода энергии позволяют объективно оценивать
эффективность энергоиспользования в условиях изменяющего объема и
ассортимента продукции, выпускаемой отдельными агрегатами, цехами
или предприятиями.
Таким образом, целью нормализации потребления энергии в промышленности являются [29, 30]:
− обеспечение рационального и экономного расхода энергии в
производстве;
− установление исходных величин для планирования энергопотребления.
При этом основной задачей нормализации энергопотребления (т.е.
способом достижения поставленных целей) являются разработка и
использование в производстве технически и экономически обоснованных,
прогрессивных норм удельного расхода энергии.
Под нормой удельного расхода энергии понимается объективно
необходимая величина ее потребления на производство единицы продукции или выполнение единицы работы установленного качества в конкретных, прогрессивных условиях производства. Иными словами, норма
удельного расхода энергии является максимально допустимой величиной
потребления энергии в данных условиях производства [31, 32].
Нормализация энергопотребления органически связана с совершенствованием как производства, так и самого энергохозяйства предприятия.
Вместе с тем установление норм удельного расхода энергии основано
также на энергетическом учете, контроле и анализе энергоиспользования
и образует совместно с ними комплексную систему планомерно и
систематически проводимых работ, обеспечивающих эффективное
использование энергоресурсов. Схематически такая система работ
представлена на рис. 2.10. Впервые подобная система была разработана в
1933 году и тогда же практически внедрена на тепловых электростанциях
бывшей энергосистемы Ленэнерго. Эта система вполне оправдала себя и
была широко распространена на электростанциях других энергосистем [29].
Однако разработка и внедрение подобной системы для энергохозяйства промышленных предприятий встречает значительные
трудности. Это связано, прежде всего, с многообразием технологических
процессов, разнотипностью оборудования и разнообразием режимов его
работы, с обилием технологических, организационных и других внутрен-
138
них и внешних факторов, влияющих на удельные расходы энергии, с
недостатками энергетического учета на предприятиях и др.
Рис. 2.10. Комплексная схема работ по учету, контролю, анализу и
нормализации энергоиспользования
Виды норм удельного расхода энергии и требования к ним.
Классификация норм удельного расхода энергии осуществляется по трем
основным признакам [31, 32]:
− степени агрегации;
− составу расходов энергии;
− периоду действия норм.
В зависимости от степени агрегации (укрупнения, объединения)
нормы расхода энергии подразделяются на индивидуальные и групповые
нормы. Традиционно этот принцип классификации предусматривал два
уровня агрегации расходов энергии, которые отождествлялись с уровнями
планирования: индивидуальные нормы устанавливались на уровне
промышленных предприятий, их подразделений, отдельных мощных
агрегатов, а групповые – на более высоких уровнях планирования
(производственное объединение, отрасль промышленности и др.). Однако
практика решения задач нормализации энергопотребления показала, что
деление норм расхода энергии в зависимости от уровня планирования
нельзя считать удачным, и выработала иной принцип деления норм – в
зависимости от объекта их формирования. При таком подходе индивидуальные нормы расхода энергии формируются по технологическим объектам, а групповые – по хозяйственным.
Индивидуальной нормой называется норма расхода энергии на
производство единицы продукции (работы), которая устанавливается по
типам или отдельным энергопотребляющим агрегатам, установкам,
машинам, технологическим процессам применительно к определенным
условиям производства.
139
Групповой нормой называется норма расхода энергии, которая
устанавливается по хозяйственным объектам различных уровней планирования на производство единицы одноименной продукции (работы) в
планируемых условиях производства.
Состав технологических объектов формирования норм расхода
энергии не установлен и должен определяться в каждом конкретном
случае отдельно. Следует также сказать, что задача установления индивидуальных норм удельного расхода энергии по ряду причин является
наиболее сложной во всем процессе нормализации энергопотребления.
Проще всего индивидуальные нормы расхода энергии определяются в
конкретных условиях производства. Однако, зачастую, возникает потребность иметь технически обоснованные нормы по типам агрегатов на более
высоких уровнях планирования. В связи с этим в отдельных случаях
разрабатываются индивидуальные отраслевые нормы, формируемые для
средних по отрасли условий производства.
Состав хозяйственных объектов однозначно определен типовыми
схемами управления экономикой. При этом по каждому хозяйственному
объекту любого уровня планирования групповая норма включает расходы
энергии, связанные с производством данной продукции (работы), группой
технологических объектов, что и определяет ее название.
В зависимости от состава расходов энергии нормы подразделяются
на технологические и общепроизводственные.
Технологической называется норма расхода энергии, которая учитывает затраты и потери энергии, связанные с осуществлением основных
или вспомогательных технологических процессов производства данного
вида продукции или работы.
Общепроизводственной называется норма расхода энергии, которая
учитывает не только затраты энергии на технологические процессы, но
также расход энергии на вспомогательные нужды производства, и потери
энергии в процессах ее преобразования, передачи и распределения, отнесенные на производство данной продукции или работы.
Таким образом, индивидуальные нормы удельного расхода энергии
по своей природе являются технологическими, а групповые могут быть
как технологическими, так и общепроизводственными.
Как индивидуальные, так и групповые нормы удельного расхода
энергии (соответственно и технологические, и общепроизводственные)
могут быть дифференцированными или укрупненными. Дифференцированные нормы относятся к отдельным видам продукции, ее сортам или
типоразмерам. Укрупненные нормы устанавливаются в виде осредненных
величин по группам продукции различного сорта или типоразмера.
В зависимости от того, к какой продукции они относятся (к продукции цеха или готовой продукции предприятия) и какие расходы энергии в
себя включают, как технологические, так и общепроизводственные нормы
(и дифференцированные, и укрупненные) подразделяются на цеховые и
заводские.
Достаточно очевидно, что поскольку общепроизводственные нормы включают расходы и потери энергии, в той или иной степени условно
140
отнесенные на производство данной продукции, они не могут иметь столь
высокую научную обоснованность, как технологические нормы.
В зависимости от периода действия нормы расхода энергии принято подразделять на годовые и квартальные. Период действия норм
расхода энергии в один год связан с традиционным периодом планирования, применяемым на всех уровнях управления экономикой. Расход
энергии у потребителей существенно зависит от климатических условий,
которые изменяются в течение года. Поэтому определяются также нормы
удельного расхода энергии, период действия которых составляет один
квартал. Однако на предприятиях могут устанавливаться нормы удельного расхода энергии и на более короткие периоды времени (например, на
месяц), могут применяться также нормы удельного расхода энергии,
период действия которых не связан с определенными плановыми или
календарными периодами времени. Такие нормы устанавливаются с
целью оперативного управления энергопотреблением.
Приведенная выше классификация норм удельного расхода энергии
для большей наглядности может быть представлена в виде схемы, показанной на рис. 2.11.
Рис. 2.11. Виды норм удельного расхода энергии
141
Несмотря на разнообразие видов норм расхода энергии, ко всем без
исключения нормам предъявляются практически одинаковые требования.
Основные из этих требований гласят, что нормы удельного расхода энергии должны [31, 32]:
− быть технически и экономически обоснованными;
− разрабатываться на единой методической основе для всех уровней планирования и по всей номенклатуре производимой продукции,
видов работ, выполняемых в той или иной отрасли;
− учитывать конкретные условия производства, достижения
научно-технического прогресса, а также планы организационнотехнических мероприятий, направленных на повышение эффективности
использования энергии;
− систематически пересматриваться с учетом изменения техники,
технологии и организации производства, технического состояния технологического и энергетического оборудования и других факторов, влияющих на потребление энергии;
− способствовать максимальной мобилизации внутренних резервов экономии энергии и повышению эффективности ее использования.
Состав норм удельного расхода энергии. Под составом норм
понимают перечень статей расхода энергии, которые необходимо учитывать при формировании норм удельного расхода энергии на производство
данной продукции или выполнение работы [31, 32].
При установлении норм энергопотребления нужно точно знать,
какие расходы энергии следует включать в их состав, а какие не следует.
В связи с этим, прежде всего, необходимо помнить, что нормализации
подлежат все виды расхода энергии, не зависимо от объема ее потребления и источников энергоснабжения. Кроме того, не менее важно обеспечить, чтобы состав норм расхода энергии устанавливался на единой методической основе и отражал действительную энергоемкость производства
(что уже было указано в требованиях к нормам удельного расхода
энергии, перечисленных выше). Поэтому, несмотря на «индивидуальный»
подход к решению задачи нормализации энергопотребления на каждом
отдельном предприятии, нужно отдавать себе отчет, что произвольное
изменение состава норм удельного расхода энергии в процессе их установления недопустимо, т.к. это приводит к искажению объективной
оценки эффективности энергоиспользования на предприятии и тем самым
не позволяет принять правильные решения по ее повышению.
Состав норм расхода энергии специфичен для разных отраслей
промышленности. Поэтому состав норм должен регламентироваться,
прежде всего, отраслевыми методиками и инструкциями по нормализации
энергопотребления. Тем не менее существуют определенные межотраслевые правила, на основе которых может быть установлен укрупненный
состав норм удельного расхода энергии, соответствующий любой отрасли
промышленности [33].
Состав технологических норм удельного расхода энергии (цеховых
или заводских) может быть представлен в виде следующей формулы:
142
dТ
н
WТ.П. WПУСК.Т. WПОТ.Т.
Q
,
(2.4)
где d Тн – технологическая норма удельного расхода энергии (цеховая или
заводская); WТ.П. – расход энергии на основные и вспомогательные технологические процессы производства продукции или работы (соответственно по цеху или предприятию в целом); WПУСК.Т. – расход энергии на
поддержание энергоиспользующих агрегатов в горячем резерве, на их
разогрев и пуск после плановых текущих ремонтов и холодных простоев;
WПОТ.Т. – технически неизбежные потери энергии в технологической и
энергетической частях энергоиспользующих агрегатов; Q – объем выпуска продукции (соответственно по цеху или предприятию в целом).
В свою очередь, состав общепроизводственных цеховых норм расхода энергии можно представить зависимостью
d О.Ц.
н
WТ. WВСП.Ц. WПОТ.Ц.
QЦ
,
(2.5)
н
где d О.Ц.
– общепроизводственная цеховая норма удельного расхода энергии; WТ. – расходы энергии, входящие в состав цеховой технологической
нормы; WВСП.Ц. – расход энергии на вспомогательные нужды цеха (на отопление, освещение, вентиляцию, на внутрицеховой транспорт, цеховые
ремонтные
мастерские,
хозяйственно-бытовые
и
санитарногигиенические нужды цеха); WПОТ.Ц. – технически неизбежные потери
энергии во внутрицеховых сетях и преобразователях; QЦ – объем выпуска
продукции по цеху.
Состав общепроизводственных заводских норм удельного расхода
энергии может быть представлен в виде следующей формулы:
d О.З.
н
WО.Ц. WОБЩ.З. WПОТ.З.
QЗ
,
(2.6)
н
где d О.З.
– общепроизводственная заводская норма удельного расхода
энергии; WО.Ц. – расходы энергии, входящие в состав общепроизводственных цеховых норм; WОБЩ.З. – расход энергии на вспомогательные нужды
предприятия (на производство сжатого воздуха, холода, кислорода, азота
и др.; на водоснабжение, производственные нужды вспомогательных и
143
обслуживающих подразделений, ремонтных, инструментальных цехов,
заводских лабораторий, складов, административных зданий, включая их
освещение, отопление и вентиляцию, на внутризаводской транспорт,
наружное освещение территории и др.); WПОТ.З. – технически неизбежные
потери энергии в заводских сетях и преобразователях (до цеховых пунктов учета); QЗ – объем выпуска продукции по предприятию.
При решении задачи нормализации энергопотребления нужно учитывать, что на промышленных предприятиях, кроме норм расхода
энергии на производство продукции, необходимо устанавливать также
нормы удельного расхода энергии отдельно на отопление, освещение,
вентиляцию, производство сжатого воздуха, кислорода, подачу воды и
другие вспомогательные нужды производства.
При определении норм расхода энергии необходимо помнить также, что в их состав не включаются затраты энергии, вызванные отступлением от принятой технологии производства, от установленных режимов
работы оборудования, связанные с несоблюдением требования к качеству
сырья и материалов, и прочие варианты нерационального расхода энергии. В нормы не включаются также расходы энергии на строительство и
капитальный ремонт зданий и сооружений, на монтаж, пуск и наладку
нового технологического оборудования, на научно-исследовательские и
экспериментальные работы, а также отпуск энергии сторонним потребителям (поселкам, столовым, клубам, детским дошкольным учреждениям и
т.п.). Кроме того, если предприятие, помимо основной продукции, выпускает полуфабрикаты для реализации другим организациям или товары
народного потребления, расход энергии на их производство также не
включается в нормы расхода энергии на производство основной
продукции или работы. Затрата энергии на каждую из этих потребностей
должна быть нормализована отдельно.
Таким образом, на любом промышленном предприятии для всесторонней и полной оценки эффективности потребления энергии необходимо
установить нормы удельного ее расхода не только на выпуск основной
продукции, но также и на вспомогательные нужды производства, на капитальное строительство и ремонт зданий, сооружений, на производство
полуфабрикатов для реализации, товаров народного потребления и т.п.
Иными словами, требуемый уровень эффективности энергоиспользования
должен быть установлен практически по всем видам производственнохозяйственной деятельности предприятия. Естественно, что проведение
такого огромного объема работ по нормализации энергопотребления
связано с определенными методическими трудностями, а также с
большими затратами времени и труда работников энергетической и
других служб предприятия.
Выбор единиц для расчета и нормализации удельного расхода
энергии. Выбор единицы измерения произведенной продукции или работы является очень важным вопросом при определении и нормализации
удельного энергопотребления. От правильности выбора этих единиц во
144
многом зависит возможность контроля выполнения норм удельного
расхода энергии, а также анализа эффективности энергоиспользования.
Определяя единицу измерения удельного энергопотребления, необходимо учитывать следующие рекомендации [33]. Показатель выпуска
продукции, по отношению к которому устанавливается норма удельного
расхода энергии, должен соответствовать единицам измерения, используемым при планировании и учете объемов производства продукции. Он
должен быть достаточно простым (т.е. просто вычисляться), но в то же
время наиболее точно отражать энергоемкость продукции.
При выборе единицы для расчета удельного расхода энергии предпочтение следует отдавать натуральным показателям выпуска продукции,
поскольку на практике, как правило, наблюдается некоторая более или
менее устойчивая зависимость между объемом продукции в натуральном
измерении и затратами энергии на ее производство. Таким образом, дифференцированные нормы удельного расхода энергии следует определять
только по отношению к натуральным показателям выпуска продукции.
Для установления индивидуальных норм расхода энергии такое требование вполне выполнимо. Значительно сложнее дело обстоит с групповыми
нормами удельного расхода энергии.
В отраслях промышленности, выпускающих однородную продукцию при небольшом количестве технологических операций, учет выпуска
продукции в натуральном измерении на всех уровнях планирования не
вызывает затруднений (например, на предприятиях горнорудной или
электрометаллургической промышленности). Здесь групповые нормы
удельного расхода энергии также легко могут быть определены на единицу конечной продукции в натуральном измерении (например, на тонну
угля, руды, алюминия и т.п.).
Не вызывает значительных затруднений отнесение расходов энергии к готовой продукции в натуральном измерении и на предприятиях,
выпускающих несколько видов продукции при небольшом числе технологических операций (производство чугуна, стали, цветных металлов,
нефтепродуктов, цемента, бумаги, а также на предприятиях текстильной и
частично пищевой промышленности). На таких предприятиях, а также в
производствах, выпускающих однородную продукцию, но различных
сортов или типоразмеров, целесообразно использовать так называемые
приведенные (условные) единицы измерения выпуска продукции, которые выражаются в натуральном измерении, но приведены по энергоемкости к какому-либо одному ее сорту или типоразмеру (например, условная
пара обуви или условная банка консервов).
В некоторых случаях расход энергии бывает целесообразно относить не к единице готовой продукции, а к единице исходного сырья или
материала (например, к тонне перерабатываемой руды, нефти или металла). Иногда более целесообразным оказывается отнесение расходов
энергии к весу основного сырья или материала, входящего в состав
готовой продукции (например, к весу меди в кабельной продукции).
В производствах, выпускающих продукцию широкого и неустойчивого ассортимента, при большом разнообразии технологических опера-
145
ций (предприятия машиностроения, приборостроения, легкой промышленности и др.), применение натуральных единиц продукции при расчете
и нормализации удельного расхода энергии, как правило, вызывает большие затруднения. Поэтому в машиностроительных отраслях промышленности, в строительстве, ремонтных и экспериментальных производствах, а
также на уровне производственных объединений, министерств и
ведомств, когда практически невозможно выбрать единый измеритель
продукции в натуральных или условных единицах, нормы удельного
расхода энергии устанавливаются на единицу продукции, выраженную в
стоимостном измерении. При этом на таких предприятиях для энергоемких процессов (литье, ковка, термообработка, электросварка, производство сжатого воздуха, водоснабжение и др.) одновременно должны
устанавливаться нормы удельного расхода энергии на производство соответствующей единицы продукции (работы) в натуральном выражении.
Практика нормализации энергопотребления свидетельствует, что
нормы расхода энергоресурсов, отнесенные к выпуску продукции в
стоимостном измерении, имеют гораздо более низкую обоснованность по
сравнению с нормами, установленными по отношению к натуральным
показателям производства, и зачастую не способствуют решению задач
энергосбережения. Поэтому нормы удельного расхода энергии, установленные на единицу продукции в стоимостном выражении, следует
использовать в крайнем случае. Однако даже такое приближенное решение задачи нормализации энергопотребления лучше, чем полное его
отсутствие.
2.4.4. Нормализация удельных расходов энергии технологическими объектами
Алгоритм установления дифференцированных индивидуальных норм удельного расхода энергии. Нормализация энергопотребления технологических объектов имеет ряд особенностей, прежде всего, в
зависимости от режима работы энергоиспользующих агрегатов. Индивидуальные нормы удельного расхода энергии устанавливаются на единицу
натуральной продукции на основе нормализации режимов работы оборудования, построения, анализа и нормализации энергетических балансов, а
также на основе построения в необходимых случаях нормализованных
энергетических характеристик агрегатов.
Расход энергии на выполнение технологических операций состоит
из следующего:
− расхода энергии стационарного режима, включающего полезную составляющую и потери энергии стационарного режима (потери
холостого хода и нагрузочные потери);
− дополнительных пусковых расходов и потерь энергии нестационарного режима, связанных с остановками, простоями и пусками оборудования.
Соответственно и индивидуальная норма удельного расхода энергии
состоит из тех же двух составляющих. Первая из них определяется норма-
146
лизованным энергетическим балансом или нормализованной энергетической характеристикой агрегата, а вторая нормализуется отдельно.
Процесс установлений дифференцированных индивидуальных
норм удельного расхода энергии можно представить в виде следующего
алгоритма [33]:
1. Анализируется структура полученных фактических энергобалансов агрегата (технологической операции). Производится оценка расхода
энергии стационарного режима (полезной составляющей, безвозвратных
потерь энергии по их элементам, возможных к использованию вторичных
энергоресурсов). Выявляются факторы, влияющие на величину каждой
статьи энергобаланса (производительность агрегата, технологические и
энергетические параметры операции, вид и качество сырья или обрабатываемого материала, длительность вспомогательного времени – для оборудования циклического действия и др.).
2. Устанавливается функциональная зависимость между элементами энергобаланса агрегата (операции) и показателями, характеризующими
действие каждого из установленных факторов.
3. На основе оценки потерь энергии и плана организационнотехнических мероприятий по совершенствованию производственного
процесса и экономии энергии нормализуются на технически обоснованном, прогрессивном уровне производительность агрегата, технологические и энергетические параметры операции, элементы вспомогательного времени (для оборудования циклического действия) и др.
4. Соответственно принятым нормализованным значениям параметров технологической операции корректируются статьи фактического
энергобаланса, как правило, для максимальной производительности
агрегата. На этой основе формируется нормализованный энергобаланс, а
по нему устанавливается первая из составляющих норм удельного расхода энергии – составляющая стационарного режима работы оборудования.
5. Если предполагается возможность работы агрегата с переменной
нагрузкой, то на основе получения ряда нормализованных энергобалансов, установленных для различной производительности агрегата,
строятся нормализованные характеристики его подведенной мощности и
удельного расхода энергии. В этом случае первая составляющая нормы
устанавливается по нормализованной характеристике удельного расхода
для средней производительности, заданной программой выпуска продукции на соответствующий период времени.
6. Для установления второй составляющей нормы удельного расхода энергии анализируется величина дополнительных пусковых расходов и потерь энергии нестационарного процесса за один цикл остановки,
простоя и пуска агрегата, на основе оценки возможного снижения этих
расходов и потерь устанавливают их нормализованные значения (нормы)
для различной длительности простоя оборудования.
7. Устанавливается график работы агрегата в сменном, суточном и
месячном разрезах. На этой основе определяется нормализованное число
циклов остановки, простоя и пуска агрегата в данном календарном перио-
147
де времени (раздельно по циклам с различной длительностью простоя
оборудования).
8. По нормам дополнительных расходов и потерь энергии на один
цикл остановки, простоя и пуска агрегата (п. 6 алгоритма) рассчитываются
суммарные нормализованные пусковые расходы и потери энергии нестационарного режима работы оборудования, относя которые к суммарному
выпуску продукции за соответствующий период времени, определяют их
удельную величину – вторую составляющую нормы удельного расхода
энергии агрегата.
9. Полная норма удельного расхода энергии агрегата на данную
технологическую операцию определяется сложением обеих ее составляющих, установленных согласно п. 4 и 8 алгоритма.
Установление укрупненных индивидуальных норм удельного
расхода энергии. По каждому агрегату может быть установлено столько
дифференцированных индивидуальных норм удельного расхода энергии,
сколько сортов или типоразмеров продукции он выпускает. Поэтому при
обширной номенклатуре и неустойчивом ассортименте выпускаемой продукции пользоваться большим количеством дифференцированных норм
становится неудобно. В таких случаях для оценки и анализа эффективности
энергопотребления агрегата целесообразно применять укрупненные нормы
удельного расхода энергии. Такие нормы могут устанавливаться [33]:
− на единицу приведенной продукции;
− по группам продукции различной энергоемкости.
Для установления укрупненных норм удельного расхода энергии на
единицу приведенной продукции нужно выявить такие показатели, которые однозначно характеризовали бы энергоемкость каждого сорта или
типоразмера продукции (такие показатели носят название показателей
ассортимента). При этом удельный расход энергии по каждому сорту
продукции должен находиться в прямой или обратно пропорциональной
зависимости от численного значения принятого показателя ассортимента.
Иногда этому условию могут удовлетворять показатели, используемые
непосредственно для учета производства продукции (например, номер
пряжи в текстильном производстве). В других случаях показатели ассортимента продукции могут быть установлены на основе технологических
параметров (например, средний вес поковок в кузнечном производстве
или средний вес меди в 1 км кабеля в кабельном производстве). Аналогичные, вполне пригодные для указанных целей, показатели ассортимента
могут быть установлены по многим видам продукции в химической, бумажной, пищевой и других отраслях промышленности.
Условие прямо пропорциональной зависимости удельного расхода
энергии от численных значений выбранного показателя ассортимента
продукции выражается следующим равенством:
d 01
S1
148
d 02
S2
...
d 0n
Sn
const d 0пр ,
(2.7)
где d ,..., d – среднекалендарный удельный расход энергии на единицу
каждого сорта или типоразмера продукции; S1,…,Sn – числовые значения
показателя ассортимента продукции; d – удельный расход энергии на
единицу наименее энергоемкого сорта или типоразмера продукции.
Условие обратно пропорциональной зависимости удельного расхода энергии от значений принятого показателя ассортимента выражается
таким образом:
01
0n
0 пр
d 01 S1 d 02 S2 ... d0n Sn const d0пр .
(2.8)
При использовании для нормализации энергопотребления соответствующего показателя ассортимента общий объем выпуска продукции
агрегатом выражают в единицах, приведенных к наименее энергоемкому
ее сорту или типоразмеру. Тогда для оценки и анализа эффективности
использования энергии агрегатом достаточно иметь только одну укрупненную норму удельного расхода энергии на единицу наименее энергоемкого сорта продукции. При этом объем выпускаемой агрегатом продукции всех сортов или типоразмеров определяется в приведенных единицах,
которые вычисляются как произведение или частное от деления количества продукции каждого сорта в натуральном измерении на значения принятого показателя ассортимента (соответственно при прямо пропорциональной или обратно пропорциональной зависимости между удельным
расходом энергии и значениями показателя ассортимента продукции).
Укрупненные индивидуальные нормы удельного расхода энергии
по группам продукции различной энергоемкости устанавливают в тех
случаях, когда не удается подобрать соответствующий показатель ассортимента, который удовлетворял бы условиям (2.7) или (2.8). При
использовании данного способа определения укрупненных индивидуальных норм удельного расхода энергии вся номенклатура выпускаемой
агрегатом продукции разбивается на несколько интервалов по энергоемкости. Для каждого интервала (т.е. группы видов или сортов продукции)
устанавливается среднее значение удельного расхода энергии. Это дает
возможность определить величину средневзвешенного удельного расхода
энергии на единицу общего выпуска агрегатом продукции всех видов или
сортов.
При этом удельный расход энергии взвешивается не по выпуску
каждого сорта или типоразмера продукции отдельно, а по выпуску установленных для агрегата групп продукции:
d 0ср а1 d 01 а2 d 02 ... аn d 0n
,
(2.9)
где d ,..., d – средние удельные расходы энергии, установленные для
каждой группы видов или сортов продукции; а1,...,аn – удельный вес
01
0n
149
выпуска продукции каждой из групп, сортов или типоразмеров продукции
в общей производственной программе агрегата.
При использовании данного метода установления укрупненных индивидуальных норм удельного расхода энергии важное значение имеет
правильная разбивка всей номенклатуры продукции агрегата на группы
(интервалы) по энергоемкости. Установление числа групп и разбивка продукции на группы осуществляются на основе:
− анализа изменения фактического ассортимента продукции агрегата за достаточно продолжительный период времени (полгода, год);
− оценки максимальной погрешности, которая может иметь место
для наибольшей из групп видов или сортов продукции при укрупненном
расчете средневзвешенного удельного расхода энергии.
При этом следует помнить, что уменьшение числа групп продукции
позволяет упростить последующие расчеты, но увеличивает погрешность,
вызываемую осреднением удельных расходов энергии в пределах каждой
группы.
2.4.5. Нормализация удельных расходов энергии на хозяйственных объектах
Особенности нормализации удельных расходов энергии на
вспомогательные нужды производства. Как было сказано раньше, при
установлении групповых норм удельного расхода энергии возникает
необходимость в определении нормализованных расходов энергии не
только по основным, но и вспомогательным процессам производства.
Расходы энергии на вспомогательные нужды по отдельным агрегатам или технологическим процессам, при возможности их выделения из
общецеховых расходов энергии, целесообразно включать в состав соответствующих индивидуальных норм (например, расход энергии по
вспомогательным механизмам прокатного стана включают в состав индивидуальной нормы удельного расхода энергии по стану).
Если затраты энергии на вспомогательные нужды производства
нельзя отнести непосредственно к работе тех или иных агрегатов, то их
следует нормализовать таким же образом, как и расход энергии по основным технологическим агрегатам (за исключением расхода энергии на
освещение, отопление и вентиляцию). В этом случае по каждому вспомогательному механизму или аппарату должен быть составлен и нормализован отдельный энергетический баланс (или энергетическая характеристика), на основании которого устанавливается норма удельного расхода
энергии по данному вспомогательному процессу. При этом определение
нормальных удельных расходов энергии по вспомогательным агрегатам
может основываться либо на непосредственных замерах потребляемой
мощности, либо на расчетах, производимых согласно данным о номинальной мощности агрегатов, коэффициенте их загрузки по мощности и
продолжительности работы за соответствующий период времени.
Определение нормализованной потребности в энергии на освещение, отопление и вентиляцию производится по соответствующим
150
санитарным нормам с учетом площади и объема помещения, а также
необходимых условий производства и тепловых характеристик здания.
Причем нормы удельного расхода энергии на освещение и отопление
устанавливаются отдельно для каждого из месяцев года, т.к. они существенно зависят от сезона.
Определение нормализованной величины потерь энергии в сетях
следует основывать на соответствующих технических расчетах, выполняемых с учетом запланированных мероприятий по снижению этих потерь.
В тех случаях, когда предприятие или его подразделение выпускает
неоднородную продукцию, расходы энергии на вспомогательные нужды
производства необходимо распределять между отдельными видами
(сортами) продукции. Такое распределение может быть осуществлено
пропорционально:
− энергоемкости каждого из видов продукции (т.е. групповым дифференцированным технологическим нормам удельного расхода энергии);
− времени работы основного оборудования в машино-часах,
затрачиваемому на выпуск различных видов (сортов) продукции;
− затратам рабочего времени на выпуск продукции каждого вида
или сорта;
− удельному весу выпуска продукции каждого вида в общем объеме произведенной продукции.
Распределение расходов энергии на вспомогательные нужды
производства между всеми видами (сортами) продукции, выпускаемой
данным хозяйственным объектом, представляет собой достаточно сложную задачу и всегда носит в той или иной степени условный характер.
Поэтому зачастую указанные расходы энергии не относят на отдельные
виды продукции, а учитывают самостоятельными статьями в энергобалансе цеха или предприятия. Такой подход не только позволяет упростить
решение задачи нормализации удельного расхода энергии по хозяйственным объектам, но способствует также усилению контроля над расходом
энергии на вспомогательные нужды производства и за величиной потерь
энергии в цеховых или заводских сетях [33].
Пооперационный метод расчета групповых норм удельного
расхода энергии. Этот метод является основным при определении дифференцированных групповых норм удельного расхода энергии (т.е. норм,
устанавливаемых отдельно по каждому виду выпускаемой цехом или
предприятием продукции). При использовании данного метода расчет
норм осуществляется путем построения групповой (суммарной) нормализованной энергетической характеристики цеха или предприятия, относящейся к процессу производства того или иного вида продукции. Таким
образом, сущность пооперационного метода определения групповых
норм удельного расхода энергии заключается в сложении индивидуальных энергетических характеристик отдельных агрегатов или технологических операций [30, 33].
Суммарные энергетические характеристики хозяйственных объектов могут быть отнесены к различным периодам времени (часу, смене,
суткам, месяцу и т.п.). В общем виде основные суммарные энергетические
151
характеристики процесса производства некоторого вида продукции могут
быть представлены следующими уравнениями:
Wгр Wгр.пост d ч.гр Аo ;
d гр
Wгp.пост
Ао
d ч.гр .
(2.10)
(2.11)
– суммарный расход энергии по данному хозяйственному объекту (за час, смену, сутки и т.д.); d гр – суммарный удельный расход энергии
на единицу готовой продукции данного вида; Wгр.пост – суммарные постогде Wгр
янные расходы энергии по процессу производства данного вида продукции; d ч.гр – суммарные переменные расходы энергии по данному процессу, отнесенные на единицу соответствующей продукции (суммарный
частичный удельный расход энергии); Аo –среднекалендарная производительность по процессу выпуска данного вида продукции.
В формулах (2.10) и (2.11) суммарные постоянные расходы энергии
по процессу производства некоторого вида (сорта) продукции Wгр.пост .
включают:
− расходы холостого хода по непрерывным технологическим
операциям с переменными режимами нагрузки оборудования;
− пусковые расходы по технологическим операциям;
− расходы энергии на вспомогательные нужды по процессу и
потери энергии в сетях.
Нормализованные значения расходов холостого хода по непрерывным операциям с переменной производительностью оборудования
устанавливаются на основании нормализованных индивидуальных
энергетических характеристик агрегатов. При этом указанные расходы
энергии рассчитываются как произведение мощности холостого хода
соответствующего агрегата на продолжительность непрерывной его
работы в данном календарном отрезке времени.
Пусковые расходы по операциям определяются как произведение
нормализованного пускового расхода энергии агрегата, установленного на
один цикл его остановки, простоя и пуска, на число пусков оборудования
в данном календарном периоде (согласно установленному графику его
работы). Расчет пусковых расходов энергии необходим только по технологическим операциям, для которых указанные расходы энергии имеют
значительную величину (печи, холодильные, сушильные установки и
т.п.). По операциям с небольшими пусковыми расходами энергии последние отдельно не рассчитываются, а входят непосредственно в соответствующие индивидуальные нормы удельного расхода энергии по этим
операциям.
152
Расходы энергии на вспомогательные нужды производства и потери в сетях целесообразно учитывать в составе дифференцированных
групповых норм удельного расхода энергии только при выпуске однородной продукции. В данном случае эти расходы и потери энергии могут
быть полностью отнесены на соответствующий вид продукции. При
выпуске цехом или предприятием разнородной продукции расходы
энергии на вспомогательные нужды и потери в сетях учитываются в
укрупненных групповых нормах, устанавливаемых на единицу приведенной продукции, или по группам продукции разной энергоемкости. В этом
случае указанные расходы и потери энергии могут учитываться также в
виде самостоятельных статей энергобаланса цеха или предприятия и
нормализоваться отдельно.
Суммарные переменные расходы энергии по процессу d ч.гр . (2.11),
отнесенные к единице готовой продукции (иначе говоря, частичный
удельный расход энергий по хозяйственному объекту), включают:
− частичные удельные расходы энергии по непрерывным технологическим операциям с переменной нагрузкой оборудования;
− полные удельные расходы энергии по технологическим операциям с прерывистыми режимами работы агрегатов.
При расчете групповых норм удельного расхода энергии необходимо обратить внимание еще на одну особенность. Индивидуальная
норма частичного или полного удельного расхода энергии по каждой
отдельной операции устанавливается на единицу соответствующего
полуфабриката (т.е. на единицу некоторого промежуточного продукта или
объема работы). Групповой частичный или полный удельный расход
энергии по всему процессу производства устанавливается на единицу
конечной готовой продукции. Поэтому при суммировании удельных расходов энергии по отдельным технологическим операциям необходимо
предварительно привести их к единице измерения готовой продукции
производственного процесса, это осуществляется с помощью специальных коэффициентов приведения. Последние представляют собой «удельные расходы» промежуточной продукции или работы по отдельным
технологическим операциям на единицу готовой продукции по всему
производственному процессу.
Таким образом, пооперационный метод нормализации групповых
удельных расходов энергии в чистом виде может применяться лишь для
тех сравнительно несложных производств, где можно все основные технологические операции охватить дифференцированными индивидуальными
нормами удельного расхода энергии. К таким производствам относятся
предприятия, выпускающие один или несколько видов несложной
продукции при небольшом числе операций производственного процесса
(например, производство черных и цветных металлов, горнодобывающее
производство, производство бумаги, часть отраслей химической промышленности и др.).
В более сложных производствах даже с однородной, но многосортной продукцией, со значительным количеством операций производст-
153
венного процесса, применение пооперационного метода в чистом виде
становится затруднительным. В таких случаях приходится применять
различные приближенные методы расчета групповых норм удельного
расхода энергии.
2.4.6. Приближенные методы определения групповых норм
удельного расхода энергии
Приближенные методы нормализации энергопотребления хозяйственных объектов можно разделить на следующие группы [30, 33]:
− методы, при использовании которых упрощение достигается
путем группирования технологических операций и видов продукции по
интервалам энергоемкости, с последующим расчетом средних величин
удельного расхода энергии по группам операций и группам продукции;
− смешанные приемы, при использовании которых упрощение
достигается путем разделения процесса на энергоемкие и неэнергоемкие
операции, с последующим установлением для энергоемких операций
дифференцированных индивидуальных норм удельного расхода энергии
и установлением укрупненных норм по группе неэнергоемких операций;
− расчетно-статистические методы, базирующиеся на использовании отчетных данных о групповом расходе энергии и групповом выпуске
продукции.
Смешанный прием установления групповых норм удельного
расхода энергии. Часто приходится сталкиваться с производственными
процессами, которые включают большое количество неэнергоемких операций и одну или несколько операций, которые в основном определяют
энергопотребление данного хозяйственного объекта. В этих условиях
основное внимание при установлении групповых норм удельного расхода
энергии, естественно, должно уделяться энергоемким технологическим
операциям. Для этих операций на экспериментальной или расчетной
основе строятся нормализованные дифференцированные индивидуальные
энергетические характеристики (отдельно для каждого из видов или сортов выпускаемой продукции).
По остальной массе неэнергоемких операций можно ограничиться
построением групповых энергетических характеристик по данным об их
суммарном потреблении энергии и о суммарном выпуске продукции (без
разделения ее по видам или сортам). При этом групповые энергетические
характеристики хозяйственного объекта строятся пооперационным методом на основе полученных индивидуальных характеристик энергоемких
операций и групповой энергетической характеристики неэнергоемких
технологических процессов.
Расчетно-статистический метод установления групповых норм
удельного расхода энергии. При невозможности организации необходимых испытаний оборудования и измерения расходов энергии по отдельным операциям, а также когда расчетный метод получения энергетических характеристик не дает достоверных результатов, приходится прибегать в качестве временной меры к статистическим методам нормализации
154
энергопотребления хозяйственных объектов. Как уже было сказано, этот
метод базируется на использовании имеющихся отчетных данных о
фактическом расходе энергии, выпуске продукции, расходе сырья и материалов, а также о значениях других параметров производственного процесса.
Сущность расчетно-статистического метода заключается в исследовании динамики изменения во времени показателей производственного
процесса и их взаимосвязи. Такой анализ, выполненный с использованием
методов теории вероятностей и математической статистики, позволяет
выявить эмпирическую зависимость между энергопотреблением хозяйственного объекта и важнейшими параметрами производственного процесса.
Построение групповых энергетических характеристик по отчетностатистическим данным, в частности, может быть осуществлено с использованием методов регрессионного анализа. При этом необходимо установить уравнение множественной регрессии (т.е. уравнение групповой
энергетической характеристики), которое в общем виде может быть записано в виде следующей зависимости:
Wгр f ( X 1 , X 2 ,..., X n ),
(2.12)
где Wгр
– общее энергопотребление по хозяйственному объекту;
X 1 , X 2 ,..., X n – значения параметров производственного процесса, влияющих на энергопотребление.
Построенная таким образом групповая энергетическая характеристика отражает средний уровень эффективности энергоиспользования,
фактически достигнутый на данном хозяйственной объекте. Она не может
быть применена непосредственно для установления групповых норм
удельного расхода энергии. Постепенная нормализация такой энергетической характеристики может быть достигнута путем корректировки параметров производственного процесса (технических, технологических,
энергетических, организационных), направленной на снижение расходов
и потерь энергии на данном хозяйственном объекте. Для осуществления
соответствующей корректировки, как правило, необходимы проведение
энергетического обследования объекта (предприятия, цеха и т.д.), а также
организация выборочного испытания оборудования.
Полученные в результате такой корректировки групповые энергетические характеристики, хоть и отражают более прогрессивный уровень
энергопотребления, чем фактически достигнутый, тем не менее не являются нормализованными (такие энергетические характеристики по аналогии с энергобалансами могут быть названы рационализированными).
Поэтому их применение следует ограничить лишь целями планирования
энергопотребления по данному хозяйственному объекту, а также сравнительного анализа изменения во времени эффективности использования
энергии в производстве.
155
2.4.7. Анализ выполнения установленных норм удельного расхода энергии
Анализ выполнения установленных норм удельного энергопотребления на промышленных предприятиях целесообразно проводить ежемесячно. Это связано с периодичностью планирования и учета выпуска продукции, энергопотребления и других параметров производственного процесса.
Такой анализ основан на сопоставлении фактических и плановых
результатов энергоиспользования как по технологическим объектам
(отдельным агрегатам, установкам, технологическим процессам), так и по
хозяйственным объектам (по предприятию в целом и по его
производственным подразделениям). При этом величина расхождения
между указанными результатами энергопотребления с целью предварительного анализа причин возникновения сложившейся ситуации должна
быть разделена на две составляющие: зависящую и независящую от
действия персонала соответствующего объекта [30, 33].
Для проведения анализа выполнения установленных норм удельного энергопотребления по соответствующему объекту необходимо знать:
− сколько продукции за данный месяц должно было быть выпущено по плану (Апл);
− какие коррективы были внесены в план производства продукции
в связи с объективными, независящими от действий персонала данного
объекта изменениями условий производства (Апл.скор);
− сколько фактически было выпущено продукции (Аф) и потреблено энергии (Wф) за данный период времени.
Фактический удельный расход энергии по объекту за соответствующий месяц определяется соотношением:
dф
Wф
Aф
.
(2.13)
По семейству нормализованных энергетических характеристик
данного технологического или хозяйственного объекта необходимо
определить значение плановой нормы удельного расхода энергии (dпл), а
также норму удельного расхода энергии, называемую нормальным удельным расходом (dнорм), которая соответствует фактическому объему
выпуска продукции и изменениям производственных условий, произошедшим по объективным, независящим от действий персонала причинам
(рис. 2.12).
Уровень эффективности использования энергии на данном объекте
можно оценить, сравнивая между собой величину фактического (dф) и
нормального (dнорм) удельного расхода энергии. При этом очевидно, что
эффективному энергопотреблению должно соответствовать соотношение
dф dнорм. Однако на основании такой оценки еще рано делать окончательные выводы. Для этого необходимо проанализировать также основные причины полученных результатов энергоиспользования по объекту.
156
Рис. 2.12. Анализ эффективности использования энергии на
производственном объекте
Умножив значения удельного расхода энергии dпл и dнорм, установленные по нормализованным энергетическим характеристикам (рис. 2.12)
на фактический объем выпуска продукции Аф, можно определить соответственно скорректированную плановую величину энергопотребления
(Wпл.скор) и нормальную величину расхода энергии (Wнорм) по данному
объекту:
Wпл.скор dпл Аф ;
Wнорм d норм Аф .
(2.14)
(2.15)
Тогда общую экономию энергии, имевшую место на данном объекте за соответствующий период (или перерасход энергии), можно вычислить по формуле
W Wпл.скор Wф .
(2.16)
При этом экономия энергии, возникшая по причинам, не зависящим
от действий персонала объекта (или перерасход энергии по тем же причинам), определяется выражением
Wнезав Wпл.скор Wнорм ,
(2.17)
157
а экономия энергии, связанная с причинами, зависящими от персонала
данного объекта (или перерасход энергии по этим причинам), рассчитывается по формуле
Wзав Wнорм Wф .
(2.18)
Если нормы удельного расхода энергии были установлены не дифференцированно по всем видам продукции, выпускаемой данным объектом, а укрупненно (т.е. на единицу приведенной или обобщенной
продукции), подобный расчет необходимо выполнять не только в случае
изменения количества производимой продукции, но также и при изменении ее ассортимента, качества или размера материалов, используемых
для ее изготовления, и т.п.
Анализ результатов энергоиспользования в этих случаях также
осуществляется на основании нормализованных энергетических характеристик соответствующего объекта.
2.4.8. Контроль эффективности использования ТЭР на основе
построения систем контроля и планирования энергопотребления
В течение нескольких последних десятилетий в ряде стран Западной Европы для решения задач управления эффективностью энергоиспользования активно применяется подход, принципиально отличающийся от нормирования удельных расходов топлива и энергии, основанный на построении так называемых систем контроля и планирования
энергопотребления (КиП), известных в зарубежной практике под названием Monitoring and Targeting Systems [27, 34-40].
В соответствии с этим подходом предприятие или организация на
базе разветвленного технического учета создает системы КиП энергопотребления, которые позволяют не только оперативно контролировать
эффективность использования топлива и энергии, но и столь же
оперативно управлять эффективностью энергоиспользования на объекте.
Очевидно, что наиболее реально контролировать эффективность
использования ТЭР может только эксплуатационный персонал предприятия (организации). Исходя из этих соображений, в зарубежной практике
системы КиП энергопотребления строят исключительно для локальных
технологических объектов (для отдельных установок, машин, агрегатов,
технологических линий или процессов и т.п.). По этой причине на любом
производственно-хозяйственном объекте, как правило, создают достаточно большое количество систем КиП. Кроме того, выбор именно таких
локальных объектов для построения систем КиП энергопотребления
оправдан также необходимостью соблюдения условия, чтобы соответствующие объекты имели единый учет расхода топлива или энергии, а
также управлялись, по возможности, минимальным числом операторов.
Очевидно также, что на каком-либо технологическом объекте необходимо создавать столько отдельных, независимых систем КиП энергопотребления, сколько видов топлива и энергии на нем используется.
158
Методология построения традиционных систем КиП универсальна,
что позволяет использовать их для оперативного контроля эффективности
использования любого вида топлива или энергии. Однако при этом необходимо понимать, что система КиП сама по себе не является энергосберегающим мероприятием, то есть не обеспечивает энергосбережения на
соответствующем объекте, а лишь создает условия для поддержания
эффективности использования ТЭР на заданном уровне и периодическое
целенаправленное повышение этого уровня [27, 38, 40].
Множество таких систем КиП, созданных на производственнохозяйственных объектах ряда стран Западной Европы, в частности, в
Великобритании, явились логическим развитием многолетней практики
периодического проведения на этих объектах энергетических аудитов,
результаты которых представляют собой своего рода «моментальную
фотографию» постоянно изменяющейся ситуации в сфере потребления
топлива и энергии.
С этой точки зрения построение и использование систем КиП энергопотребления принято рассматривать как «динамический энергоаудит»,
осуществляемый практически непрерывно на объекте управления. Однако
при этом следует заметить, что системы КиП не являются альтернативой
проведения энергетических аудитов, а лишь необходимым и весьма
полезным дополнением к ним.
Функционирование системы КиП энергопотребления на любом
объекте можно представить в виде определенной последовательности
действий, которая отражает алгоритм контроля эффективности энергоиспользования. При этом основными функциями, которые выполняет
любая система КиП, являются [27, 34-36]:
1. Учет потребления топлива или энергии на соответствующем
объекте.
2. Учет результатов энергопотребления (количества произведенной продукции или выполненной работы), а также условий функционирования объекта контроля (основных параметров технологического процесса, параметров внешних, в том числе климатических условий и т.п.).
3. Определение плановых переменных, то есть некоторого «нормативного» уровня потребления топлива или энергии, который устанавливается для соответствующего объекта контроля в виде так называемых
«стандартов» энергопотребления.
4. Контроль и анализ выполнения установленных «стандартов»
энергопотребления (то есть контроль эффективности использования того
или иного вида ТЭР).
5. Планирование и реализация мероприятий, направленных на
поддержание установленного для данного объекта уровня энергоэффективности или на периодическое повышение этого уровня.
Система КиП способна выполнять такие функции, как оперативный
контроль и анализ достигнутого уровня эффективности использования
топлива или энергии на некотором объекте, оперативное прогнозирование
и планирование объемов их потребления на соответствующую перспективу, постепенная нормализация (то есть повышение эффективности)
159
энергоиспользования, а также косвенный контроль технического состояния
оборудования, правильности ведения технологических процессов и др.
В основу построения таких систем положено определение зависимости объема потребления топлива или энергии на каком-либо объекте от
ряда показателей (факторов), которые оказывают существенное влияние
на процессы энергопотребления. Поэтому создание системы КиП энергопотребления на каком-либо технологическом объекте начинается со сбора
фактических данных о расходе топлива или энергии, о результатах соответствующих технологических процессов и условиях их протекания
(например, объем выпущенной продукции или выполненной работы,
продолжительность работы оборудования, основные параметры технологического процесса, внешних условий и т.п.).
Для того чтобы определить, какие показатели, кроме расхода энергии и объема выпуска продукции, надо принимать во внимание при
построении традиционных систем КиП, в зарубежной практике рекомендуется выяснить заранее, учет каких параметров технологического
процесса, внешних условий систематически осуществляется на данном
объекте, и по возможности, не увеличивать их состав.
В практике зарубежных стран оперативный контроль эффективности использования топлива или энергии в системах КиП, как правило,
осуществляется еженедельно. Сбор исходных данных для построения
такой системы на любом объекте осуществляется как минимум в течение
5…10 недель [40].
Собранные исходные данные в дальнейшем анализируются. Такой
анализ осуществляется в двух аспектах. Прежде всего, анализируется
динамика изменения во времени объемов потребления топлива или энергии на объекте. В зарубежной практике с этой целью по имеющимся
исходным данным принято строить график изменения во времени расхода
соответствующего ТЭР и визуально оценивать степень равномерности его
потребления.
Если энергопотребление на рассматриваемом объекте имеет явно
выраженный неравномерный характер, то дополнительно необходимо
проанализировать, какие именно производственные или технологические
показатели и насколько сильно влияют на изменение расхода топлива или
энергии на объекте. С этой целью в практике зарубежных стран определяют и анализируют значения коэффициентов парной корреляции между
потреблением топлива или энергии и соответствующими параметрами,
влияющими на него.
На основании выполненного таким образом анализа имеющихся
исходных данных необходимо сделать очередной шаг построения системы КиП энергопотребления – определить плановые переменные, то есть
некоторый «нормативный» уровень потребления топлива или энергии на
объекте. С этой целью для данного объекта устанавливается соответствующий «стандарт» энергопотребления.
Такой «стандарт» необходимо иметь, чтобы в дальнейшем в
процессе контроля энергоэффективности сравнивать с ним фактические
значения расхода топлива или энергии. При этом «стандарт» энерго-
160
потребления должен представлять собой некоторый максимально реалистичный прогноз «нормативного» уровня расхода того или иного вида
ТЭР, который необходимо и возможно достичь на рассматриваемом объекте [27, 38].
Необходимо обратить внимание еще на одну особенность систем
КиП: контроль эффективности использования топлива или энергии в
таких системах в отличие, например, от системы нормирования их
удельных расходов осуществляется непосредственно на основании
фактических объемов потребления ТЭР, получаемых с помощью соответствующих приборов учета.
«Стандарт» энергопотребления в системе КиП представляет собой
некоторую математическую модель расхода соответствующего вида
топлива или энергии в зависимости от значений, существенно влияющих
на него производственных и технологических параметров. Как правило, в
традиционных системах КиП «стандарты» энергопотребления ( Wст ) могут
устанавливаться в виде [40]:
− константы: Wст const;
− однофакторного линейного уравнения регрессии: Wст c0 c1 X ;
− многофакторного линейного уравнения регрессии: Wст c0
c1 X 1
cn X n ;
− одно- или многофакторного нелинейного уравнения регрессии.
Как показывает опыт зарубежных стран, в 99 % случаев построения
традиционных систем КиП потребления топлива или энергии «стандарты» энергопотребления устанавливаются первых трех из приведенных
выше типов.
«Стандарт» энергопотребления может быть установлен только в
виде константы, если ни один из имеющихся производственных и технологических параметров существенно не влияет на расход топлива или
энергии на объекте. Если же на потребление соответствующего вида ТЭР
существенное влияние оказывает один или несколько из имеющихся
параметров, то «стандарт» устанавливают в виде уравнения одно- или
многофакторной, как правило, линейной регрессии. При этом в традиционных методиках построения систем КиП при установлении «стандартов»
не рекомендуется использовать более трех параметров, существенно
влияющих на энергопотребление рассматриваемого объекта.
Методика построения соответствующих уравнений регрессии,
используемая в зарубежной практике, основана на применении метода
наименьших квадратов (метода Гаусса), а также других методов регрессионного анализа, которые хорошо известны отечественным специалистам и
не требуют отдельного описания.
Таким образом, «стандарт» энергопотребления, устанавливаемый в
какой-либо системе КиП, представляет собой некоторую «норму» абсолютного, а не удельного расхода топлива или энергии. Такая «норма» не
является «идеальной», то есть минимально необходимой для данного
161
объекта, как норма удельного расхода энергии в традиционном ее понимании. Тем не менее «стандарт» энергопотребления, как правило, является достаточно хорошо обоснованным, поскольку он вполне соответствует
данному объекту и конкретным условиям его функционирования
(параметрам технологического процесса, внешних условий и т.п.). То есть
«стандарт» энергопотребления достаточно хорошо отражает уровень
эффективности использования топлива или энергии, реально достигнутый
на рассматриваемом объекте.
«Стандарт» энергопотребления в системе КиП устанавливается не в
виде конкретного числового значения, как это обычно делается при
установлении норм удельного расхода энергии, а как уже было сказано,
представляет собой некоторую математическую модель расхода энергии,
своего рода «энергетическую характеристику» объекта, для которого он
установлен. «Стандарт» энергопотребления является не только вполне
обоснованной «нормой» потребления топлива или энергии на данном
объекте, но также и достаточно гибким эталоном эффективного использования соответствующего энергетического ресурса, учитывающим
возможные изменения объемов продукции, параметров технологического
процесса, а также внешних (в том числе и климатических) условий производства.
После того, как «стандарт» энергопотребления установлен в аналитическом и, по возможности, функциональном (например, графическом)
виде, можно считать, что построение системы КиП на рассматриваемом
объекте завершено и данная система может быть применена для оперативного контроля эффективности использования топлива или энергии на
данном объекте.
Однако, как показывает практика, традиционные системы КиП в
большинстве случаев нецелесообразно, да и невозможно успешно применять непосредственно для контроля эффективности использования топлива или энергии на каком-либо объекте. Такие системы чаще всего представляют собой действенный «инструмент» для оперативного контроля
результатов внедрения тех или иных мероприятий по энергосбережению.
Это означает, что прежде чем система КиП начнет функционировать, необходимо не только установить соответствующий «стандарт»
энергопотребления, но также наметить и реализовать на данном объекте
какое-либо энергосберегающее мероприятие. Только в этом случае
эксплуатационному персоналу объекта может быть поставлена в достаточной степени обоснованная задача постоянно обеспечивать такое
использование топлива или энергии, чтобы фактические объемы их
потребления не превышали установленного «стандарта». Очевидно, что
при этом эксплуатационному персоналу вменяется также в обязанность
систематический сбор статистических данных о работе объекта, необходимых для нормального функционирования на нем системы КиП.
Периодический контроль эффективности использования топлива
или энергии на каком-либо объекте, а точнее, как было сказано, контроль
результатов внедрения на нем соответствующего энергосберегающего
162
мероприятия, в традиционных системах КиП может осуществляться поразному [39, 40].
В простейшем случае, когда «стандарт» энергопотребления
установлен в виде константы или в форме однофакторной (линейной или
нелинейной) регрессионной зависимости, контроль выполнения этого
«стандарта» может осуществляться графически, то есть непосредственно с
помощью его графика. При этом на соответствующий график «стандарта»
потребления топлива или энергии на объекте еженедельно наносят значения фактического расхода топлива или энергии. Очевидно, нахождение
фактических значений энергопотребления ниже линии установленного
«стандарта» свидетельствует о его выполнении, а также о том, что на данном объекте в течение соответствующего периода контроля достигнуто
определенное энергосбережение (то есть внедренное на объекте энергосберегающее мероприятие действительно принесло ожидаемый результат).
Появление же фактических значений энергопотребления, находящихся выше линии «стандарта», свидетельствует о том, что за соответствующий период времени (неделю) установленный «стандарт» выполнен
не был, то есть запланированное энергосбережение на объекте достигнуто
не было.
Однако при установлении на каком-либо объекте более сложных
«стандартов» энергопотребления, представляющих собой линейные или
нелинейные многофакторные уравнения регрессии, графический способ
контроля эффективности энергоиспользования уже невозможен. В таком
случае с целью контроля достигнутых результатов энергосбережения в
традиционных системах КиП используется специальных график, который
в зарубежной практике называют графиком CUSUM (графиком кумулятивной суммы). Этот график представляет тенденцию изменения во
времени (накопления) результатов энергосбережения, фактически достигаемых (или не достигаемых) на рассматриваемом объекте [39, 40].
Построение графика CUSUM основано на постепенном определении и накоплении отклонений («дисперсии»), которые возникают между
фактическими и полученными на основании соответствующего «стандарта» объемами потребления топлива или энергии на рассматриваемом
объекте. При этом величина «дисперсии» фактической величины потребления топлива или энергии относительно установленного для данного
объекта «стандарта» энергопотребления для некоторого i-го шага
(периода) контроля определяется таким образом:
Wi Wфакт i Wпр i ,
(2.19)
где Wфактi – фактический объем потребления энергии за данный период;
Wпрi – ожидаемая величина энергопотребления на тот же период, определяемая на основании установленного «стандарта».
163
Для определения значения кумулятивной суммы «дисперсий»
фактического расхода топлива или энергии Wi на некотором k-м шаге
контроля выполнения установленного «стандарта» энергопотребления
необходимо вычислить величину:
k
Wk
W
i
W k 1 Wk ,
(2.20)
i 1
где Wk – суммарное отклонение фактических объемов потребления
топлива или энергии от их «стандартных» значений, полученное в течение
прошедших k периодов контроля; Wi – «дисперсия» фактического расхода топлива или энергии на i-м шаге контроля; W k 1 – суммарное
отклонение фактического потребления энергии от «стандартного», полученное в течение прошедших k-1 периодов контроля; Wk – отклонение
фактического расхода топлива или энергии от их «стандартного» значения на последнем k-м шаге контроля.
Таким образом, график кумулятивной суммы представляет собой
некоторую ломаную линию, координаты точек перегиба которой соответствуют вычисленным значениям W k (2.20).
При этом контроль результатов внедрения какого-либо энергосберегающего мероприятия с использованием графика CUSUM также
осуществляется визуально, на основании анализа общей тенденции изменения во времени величины кумулятивной суммы.
Отрицательное значение «дисперсии» фактического расхода топлива или энергии на очередном (например, k-м) шаге контроля свидетельствует о том, что установленный «стандарт» энергопотребления выполнен, а также о том, что на данном объекте в течение соответствующего
периода контроля достигнуто определенное энергосбережение (то есть
внедренное на объекте энергосберегающее мероприятие действительно
принесло ожидаемый результат). Очевидно, что при таком положительном результате контроля вмешательства энергоменеджера в работу
контролируемого объекта не требуется, и в системе КиП может осуществляться очередной шаг контроля энергоэффективности.
Появление же положительного значения «дисперсии» энергопотребления на каком-либо шаге контроля свидетельствует о том, что за
соответствующий период времени установленный «стандарт» выполнен
не был, то есть запланированное энергосбережение на объекте не было
достигнуто. При таком отрицательном результате контроля обязательно
необходимо вмешательство в работу рассматриваемого объекта энергоменеджера, задачей которого является выявление и устранение причины
невыполнения установленного «стандарта» энергопотребления. Как показывает практика, основными причинами могут быть человеческий фактор
164
(то есть невыполнение кем-либо из сотрудников своих обязанностей,
связанных с реализацией энергосберегающего мероприятия на данном
объекте), появление некоторых «временных» объективных причин,
приведших к невыполнению «стандарта» энергопотребления или к
уменьшению объема планируемого энергосбережения (например,
изменение качества сырья или материалов, параметров технологического
процесса или внешних условий производства).
Следует помнить, что одной из причин невыполнения установленного «стандарта» энергопотребления может быть также несовершенство
самого «стандарта», который, начиная с некоторого момента, может не
учитывать стабильных объективных изменений, произошедших на
контролируемом объекте. То есть одним из возможных действий энергоменеджера в случае появления отрицательного результата контроля
энергоэффективности может быть корректировка «стандарта» потребления топлива или энергии, установленного для данного объекта.
Однако необходимость пересмотра установленного «стандарта»
энергопотребления в системе КиП периодически возникает также и при
положительных результатах контроля энергоэффективности. Целью
корректировки «стандарта» расхода топлива или энергии в этом случае
является периодическое целенаправленное повышение эффективности их
использования на рассматриваемом объекте.
Периодический пересмотр установленного «стандарта» энергопотребления возможен и целесообразен при условии, что на рассматриваемом объекте в течение достаточно длительного времени наблюдается
стабильное энергосбережение, т.е. реализованное на данном объекте
мероприятие по энергосбережению систематически приносит ожидаемый
результат. При этом график кумулятивной суммы имеет устойчивую
тенденцию к убыванию.
В этом случае установленный ранее «стандарт» энергопотребления
пересматривается (т.е. устанавливается заново) с учетом фактических
объемов расхода топлива или энергии, достигнутых на объекте в результате внедрения соответствующего энергосберегающего мероприятия.
После этого на данном объекте выявляется и реализуется очередное мероприятие по энергосбережению, и процесс контроля результатов ее
внедрения осуществляется уже по отношению к новому «стандарту»
энергопотребления.
Таким образом, в системе КиП обеспечиваются поддержание на
заданном уровне эффективности использования топлива или энергии на
рассматриваемом объекте, а также постепенное повышение этого уровня.
По аналогии с нормированием удельных расходов ТЭР такой процесс
можно назвать постепенной «нормализацией» энергопотребления.
Приведенная в данном подразделе методология построения и
функционирования систем КиП энергопотребления в определенном
смысле может быть названа традиционной, так как на ней основаны
многочисленные системы КиП, в течение достаточно длительного времени используемые в ряде стран Западной Европы, в частности, в Великобритании.
165
Такие системы зарекомендовали себя в зарубежной практике как
действенный «инструмент» оперативного контроля эффективности
использования топлива или энергии, как указывалось выше, на локальных
технологических объектах.
Зарубежный опыт построения и использования систем КиП энергопотребления на хозяйственных объектах подтверждает, что с практической точки зрения такие системы, несомненно, представляют значительный интерес для отечественных специалистов в области энергосбережения как одно из возможных направлений развития методов контроля
эффективности использования ТЭР.
Методология создания и использования таких систем привлекает,
прежде всего, простотой и незначительными затратами времени на
осуществление контроля энергоэффективности, что позволяет оперативно
решать данную задачу. Причем период контроля эффективности использования топлива или энергии на каком-либо объекте с помощью систем
КиП может быть очень коротким, например, равным длительности одной
рабочей смены или даже одному часу.
Однако в теоретическом, методологическом отношении методики
построения и использования систем КиП, традиционно применяемые в
зарубежных странах, имеют целый ряд существенных недостатков, упрощений, нерешенных вопросов, которые не позволяют «механически»
использовать их в условиях Украины или других стран СНГ для контроля
эффективности энергоиспользования.
2.4.9. Оценка эффективности использования ТЭР на основе
определения их прямых потерь в оборудовании и сетях
Оценка эффективности энергоиспользования на основе определения прямых потерь топлива и энергии в оборудовании и сетях применяется, в частности, работниками Государственной инспекции Украины по
энергосбережению в процессе проведения плановых проверок на
предприятиях, в организациях и учреждениях.
Этот подход более точно можно назвать способом оценки «уровня
неэффективности» энергоиспользования. Он базируется на том, что любого оборудования, а также для энергетических сетей, как правило, заранее
можно определить в каких именно их элементах имеют место технически
неизбежные потери топлива или энергии. При этом расчетноаналитическим или экспериментальным методом с использованием
официально утвержденных методик определяется, какую допустимую
(нормативную) величину могут иметь эти неизбежные потери ТЭР в тех
или иных элементах оборудования и сетей.
Путем соответствующих измерений и расчетов, выполняемых
также на основании утвержденных методик, определяется фактическая
величина потерь топлива и энергии в оборудовании и сетях. В результате
сравнения фактических потерь с нормативными делается вывод относительно эффективности (а точнее, относительно уровня неэффективности)
использования ТЭР на предприятии, в организации или учреждении.
166
Такой подход не может дать достаточно полного представления об
уровне эффективности энергоиспользования на рассматриваемом объекте,
поскольку речь идет об определении и анализе только одной составляющей энергетических балансов оборудования или процессов – прямых
потерь топлива или энергии. При этом вне поля зрения остается эффективность полезного расхода ТЭР. Кроме того, на основании действующих
методик, как правило, определяются и анализируются потери топлива и
энергии в процессах производства, преобразования, передачи и распределения энергии (в котельно-печном оборудовании, в других энергогенерирующих установках, в тепловых и электрических сетях и т.п.).
Фактически неохваченным остается почти все технологическое оборудование предприятия.
Однако с практической точки зрения такой подход к оценке и
контролю эффективности энергоиспользования на уровне отдельных
агрегатов, технологических процессов, предприятий, организаций, их
подразделений представляет определенный интерес. К тому же оценка
энергоэффективности на основе определения прямых потерь топлива и
энергии в оборудовании и сетях на сегодняшний день является, пожалуй,
единственным практически применяемым способом оперативной оценки
уровня эффективности (или неэффективности) использования ТЭР в
общественном производстве.
167
Список использованной литературы
1. Закон України «Про енергозбереження» : Відомості Верховної
Ради України (ВВР), 1994, № 30, ст.283, із змінами від 24.05.2012, ВВР,
2013, № 16, ст.138.
2. Закон України «Про теплопостачання» : Відомості Верховної
Ради України (ВВР), 2005, № 28, ст.373., із змінами від 16.10.2012, ВВР,
2013, № 48, ст. 682.
3. Закон України «Про електроенергетику» : Відомості Верховної
Ради України (ВВР), 1998, № 1, ст.1, із змінами від 05.07.2012, ВВР, 2013,
№ 28, ст.301.
4. Закон України «Про альтернативні джерела енергії» : Відомості
Верховної Ради України (ВВР), 2003, № 24, ст.155, із змінами, внесеними
згідно із Законом № 601-VI (601-17) від 25.09.2008, ВВР, 2009, № 13,
ст.155.
5. Закон України «Про альтернативні види палива» : Відомості
Верховної Ради України (ВВР), 2000, № 12, ст. 94, із змінами № 4970-VI
(4970-17) від 19.06.2012, ВВР, 2013, № 19-20, ст.177.
6. Закон Украины «О комбинированном производстве тепловой и
электрической энергии (когенерации) и использовании сбросного потенциала» : Відомості Верховної Ради України (ВВР), 2005, № 20, ст.278, із
змінами № 3610-VI (3610-17) від 07.07.2011, ВВР, 2012, № 7, ст.53.
7. Проект Закона України «Про діяльність у сфері енергетичного
аудиту».
8. ДСТУ 4472:2005 «Енергозбереження. Системи енергоменеджменту. Загальні вимоги».
9. ДСТУ 4715:2007 «Енергозбереження. Системи енергетичного
менеджмента промислових підприємств. Склад і зміст робіт на стадії
розробки та впровадження».
10. ДСТУ 5077:2008 «Енергозбереження. Системи енергетичного
менеджменту промислових підприємств. Перевірка та контроль ефективності функціонування».
11. ДСТУ 3755-98 «Енергозбереження. Номенклатура показників
енергоефективності та порядок їх внесення у нормативну документацію».
12. ДСТУ 3401-96 «Енергозбереження. Методи та засоби
вимірювання теплових величин. Загальні положення».
13. ДСТУ 3682-98 (ГОСТ 30583-98) «Енергозбереження. Повна
енергоємність продукції робіт та послуг. Методи визначення».
14. СОУ 10.1.00174094.001-2004 «Энергобаланс угольных предприятий. Аудит энергопотребления. Инструкция» НИИГМ им. М.М.
Федорова, 2004.
15. Энергетическое право Украины. Краткое руководство. Традиционные источники энергии. Альтернативная энергетика. – К. : Arzinger,
2009. – 69 с.
16. РД 34.20.548-93. Методические указания по расчету предельного потребления электроэнергии и максимума потребляемой мощности.
– Стандарт РФ.
168
17. РД 153-34.1-09.205-2001. Нормы расхода тепла на мазутные
хозяйства тепловых электростанций.– Стандарт РФ.
18. РД 153-34.1-09.206-2001. Нормы расхода электроэнергии и
теплоты на размораживание твердого топлива разгрузке. – Стандарт РФ.
19. РД 153-34.0-09.154-99. Положение о нормировании расхода
топлива на электростанциях. – Стандарт РФ.
20. Типовой алгоритм расчета технико-экономических показателей конденсационных энергоблоков мощностью 300, 500, 800 и 1200 МВт
– 276 с.
21. Прокопенко В.В. Енергетичний аудит з прикладами та
ілюстраціями: Навч. посіб. / В.В. Прокопенко, О.М. Закладний, П.В.
Кульбачний. – К. : Освіта України, 2009. – 438 с.
22. Ковалко М.П. Енергозбереження – пріоритетний напрямок
державної політики України / М.П. Ковалко, С.П. Денисюк. – К. : УЕЗ,
1998. – 506 с.
23. Шульга Ю.І. Досвід державного управління енергозбереженням в Україні / Ю.І. Шульга // Енергоефективність – 2002 : Міжнар. наук.техн. конф., 29–30 жовтня 2002 р. : Тези доп. – К., 2002. – С.13–20.
24. Жовтянський В.А. Результативність енергозбереження в
Україні / В.А. Жовтянський, М.М. Кулик, Б.А. Костюковський // Енергоефективність – 2002 : Міжнар. наук.-техн. конф., 29–30 жовтня 2002 р. :
Тези доп. – К., 2002. – С.94–95.
25. Находов В.Ф. Энергосбережение и проблема контроля эффективности энергоиспользования / В.Ф. Находов // «Промислова електроенергетика та електротехніка». Промелектро : Інформ. зб. – 2007. – № 1.–
С. 34–42.
26. Праховник А.В. Контроль ефективності енерговикористання –
ключова проблема управління енергозбереженням / А.В. Праховник, В.Ф.
Находов, О.В. Бориченко // Энергосбережение, энергетика, энергоаудит. –
2009. – №8(66). – С. 41–54.
27. Праховник А.В. Контроль і нормалізація енергоспоживання /
А.В. Праховник, Г.Р. Трапп // Управління енерговикористанням : Зб.доп. –
К.: Альянс за збереження енергії, 2001.– С.387–398.
28. Степанов В.С. Система показателей для оценки эффективности
использования энергии / В.С. Степанов, Т.Б. Степанова // Промышленная
энергетика. – 2000. – №1. – С. 2–5.
29. Гофман И.В. Организация и планирование энергохозяйства
промышленных предприятий / И.В. Гофман, Г.Л. Госпитальник. – М.–Л.:
Госэнергоиздат, 1954. – 440 с.
30. Гофман И.В. Нормирование потребления энергии и энергетические балансы промышленных предприятий / И.В. Гофман. – М.–Л.:
Энергия, 1966. – 319 с.
31. Постанова Кабінету Міністрів України «Загальне положення
про порядок нормування питомих витрат паливно-енергетичних ресурсів
у суспільному виробництві» від 15.07.1997 р. № 786 (Зі змінами та доповненнями, внесеними постановою Кабміну від 08.11.2006 р. № 1571)
169
[Електронний ресурс]. – Офіційний веб-сайт Верховної Ради України. – Режим доступу : http://zakon.rada.gov.ua/cgi-bin/laws/main.cgi?nreg=786-97-%EF.
32. Наказ Державного комітету з енергозбереження «Про затвердження Основних положень з нормування питомих витрат паливноенергетичних ресурсів у суспільному виробництві» від 22.10.2002р. №112
(із змінами, внесеними згідно з наказом НАЕР від 15.06.2007р. № 92) [Електронний ресурс]. – Офіційний веб-сайт Верховної Ради України. – Режим
доступу : http://zakon.rada.gov.ua/cgi-bin/laws/main.cgi?nreg=z0878-02.
33. Находов В.Ф. Экономико-организационные основы энергосбережения / В.Ф.Находов. – К.: Энергетический центр ЕС в Киеве, 1995. –
150 с.
34. Pooley John. Quick Start Guide to Energy Monitoring & Targeting
(M&T) [Електронний ресурс] / John Pooley // Effective Energy Management
Guide. – 2005. – Режим доступу : http://www.oursouthwest.com/SusBus/
susbus9/m&tguide.pdf.
35. Computer Based Monitoring And Targeting On A Hot Rolling Mill
// Energy Effiiciency Enquiries Bureau, ETSU, Harwell, Oxfordshire, 0X11.
Best Practice Programme. – 1992. – 26 p.
36. Waste avoidance methods / Energy Effiiciency Office. Best Practice
Programme. Fuel Efficiency Booklet 13. Crown copyright. – 1995. – 18 p.
37. Monitoring and Targeting in large companies // Energy Effiiciency
Enquiries Bureau, ETSU, Harwell, Oxfordshire, 0X11. Good Practice Guide
112. – 1998. – 45p.
38. Jones Phil. Getting started with Monitoring & Targeting (M&T) /
Phil Jones // Fundamental Series. – 2004. – №7. – P. 29–32.
39. Энергетический менеджмент / [А.В. Праховник, А.И. Соловей,
В.В. Прокопенко и др.] – К.: ІЕЕ НТУУ «КПИ», 2001. – 472 с.: ил.
40. Материалы проекта «Усиление действий по подготовке энергоменеджеров в Украине» по программе TACIS № EUK 9701. – К. : ІЕЕ
НТУУ «КПІ», 1999. – 156 с.
Основные сокращения в главе 2
ВВП
ВЭР
КиП
КПД
НД
СЭнМ
ТН
ТТ
ТЭБ
ТЭР
ТЭЦ
170
– валовый внутренний продукт
– вторичные энергетические ресурсы
– контроль и планирование
– коэффициент полезного действия
– нормативный документ
– система энергетического менеджмента
– трансформатор напряжения
– трансформатор тока
– топливно-энергетический баланс
– топливно-энергетические ресурсы
– теплоэлектроцентраль
ГЛАВА 3
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И ПОТОКИ;
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ БАЛАНСЫ
3.1. Общая характеристика энергетических систем и потоков
Энергетическая система (рис. 3.1) – в общем смысле cовокупность
энергетических ресурсов всех видов, а также методов и средств для их
получения, преобразования, распределения и использования, которые
обеспечивают снабжение потребителей всеми видами энергии. В нее входят следующие системы: электроэнергетическая, нефте- и газоснабжения,
угольной промышленности, ядерной энергетики и другие. Обычно все эти
системы объединяются в масштабах страны в единую энергетическую
систему, в масштабах нескольких районов – в объединѐнные энергосистемы. Объединение отдельных энергоснабжающих систем в единую
систему, обусловленное прежде всего взаимозаменяемостью различных
видов энергии и энергоресурсов, также называют межотраслевым
топливно-энергетическим комплексом.
Часто под энергосистемой в более узком смысле понимают совокупность источников тепловой и электрической энергии, магистральных и
распределительных сетей, а также потребителей энергии, соединѐнных
между собой и связанных общностью режимов в непрерывном процессе
производства, преобразования, передачи и распределения электрической и
тепловой энергии, что позволяет осуществлять централизованное управление такой системой. Снабжение потребителей электроэнергией производится от электростанций, которые могут находиться вблизи потребителей или могут быть удалены от них на значительные расстояния. В обоих
случаях передача электроэнергии осуществляется по линиям электропередачи. В случае удалѐнности потребителей от электростанции передачу
приходится осуществлять на повышенном напряжении, а между ними
сооружать повышающие и понижающие подстанции. Через эти подстанции с помощью электрических линий электростанции связывают друг с
другом для параллельной работы на общую нагрузку, также через тепловые пункты с помощью теплопроводов, только на гораздо меньших
расстояниях связывают между собой ТЭЦ и котельные. Совокупность
всех этих элементов называют энергосистемой. При таком объединении
возникают существенные технико-экономические преимущества:
− существенное снижение стоимости электро- и теплоэнергии;
− повышение надѐжности электро- и теплоснабжения потребителей;
− повышение экономичности работы различных типов электростанций;
− снижение необходимой резервной мощности электростанций.
171
Рис. 3.1. Иерархическая структура энергетической системы
К системам энергоснабжения (СЭС) предъявляются следующие
основные требования [1]:
− надѐжность системы и бесперебойность энергоснабжения
потребителей;
− качество энергии на вводе к потребителю;
− безопасность обслуживания;
− унификация (модульность, стандартизация);
− экономичность, включает в себя такие понятия, как энергоэффективность и энергосбережение;
− экологичность;
− эргономичность.
172
Систему энергснабжения можно описать при помощи модели входтрансформация-выход. Простейшим методом термодинамического анализа является энергетический метод, основанный на первом законе термодинамики. Этот метод позволяет оценить потери энергии в технологической системе и в ее отдельных элементах, а также выявить элементы
системы, процессы в которых протекают с наибольшими потерями. Этот
метод позволяет рассматривать каждый элемент технологического
процесса как самостоятельную термодинамическую систему с ее входящими и выходящими энергетическими потоками. Для наглядного анализа
степени энергетического несовершенства агрегатов, входящих в технологический процесс, используются энергетические диаграммы, составленные на основе баланса потоков энергии в каждом агрегате.
Эффективность работы любого агрегата системы характеризуется
коэффициентом полезного действия (КПД) как отношение энергосодержания выходящего потока к энергосодержанию входящего энергетического потока [2, 3]:
Qвых
.
Qвх
(3.1)
Рассмотрим технологическую схему, состоящую из трех последовательно включенных элементов с 1 , 2 и 3 соответственно (см.
рис. 3.2).
Qвх
ε1
Q1
ε2
Q2
ε3
Qвых
Рис. 3.2. Технологическая схема
В этой схеме каждый последующий элемент цепи использует
энергетический поток, полученный впереди стоящим элементом.
Запишем уравнения преобразования энергии для этих элементов:
Q1 1Qвх , Q2 2Q1 , Qвых 3 Q2 .
(3.2)
Подставляя последовательно первое уравнение во второе, а второе в
третье, получаем
Qвых 321Qвх .
(3.3)
Разделив правую и левую части на Qвх , получим суммарный КПД
схемы:
173
n
321 i .
(3.4)
i 1
Таким образом, суммарный КПД технологической системы будет
тем выше, чем будут выше КПД всех элементов цепи, т.е. будут сведены
до минимума потоки потерь энергии каждого агрегата системы. Суммарный КПД системы всегда остается ниже самого низкого КПД элемента
системы. Поэтому выявление слабых звеньев отдельных элементов
системы является важным в анализе эффективности работы технологической системы в целом.
Суммарный обобщенный КПД технологической системы представляется произведением всех КПД последовательно включенных в технологическую цепь элементов.
Если КПД парогенератора представить в виде пг Qпо / Qхт , паропровода – пп Qтр / Qпо , а турбины – тр W / Qтр , то обобщенный КПД
паросиловой установки (ПСУ) будет равен
псу пгпптр
Qпо Qтр W
W
.
Qхт Qпо Qтр Qхт
(3.5)
Рассмотрим теперь вариант технологической схемы, состоящей из
трех параллельно соединенных элементов (см. рис. 3.3). В этом случае все
элементы системы получают энергию из одного энергетического ресурса
и после преобразования выработанный поток направляют в единый
энергетический поток. В данной схеме входящий энергетический поток
разделяется на три отдельные составляющие Qвх1 , Qвх2 , Qвх3 , поступающие к соответствующим элементам системы.
Величины этих составляющих характеризуются энергетическими
долями:
причем ai 1.
a1 Qвх1 Qвх , a2 Qвх2 Qвх , a3 Qвх3 Qвх ,
Запишем для каждого элемента системы уравнение преобразования
энергии:
Qвых1 1Qвх1 1a1Qвх ;
Qвых2 2Qвх2 2 a2Qвх ;
Qвых3 3Qвх3 3 a3Qвх .
174
(3.6)
Qвх1
Qвх
Qвх2
Qвх3
ε1
ε2
ε3
Qвых1
Qвых2
Qвых
Qвых3
Рис. 3.3. Технологическая схема из трех параллельно
соединенных элементов
Учитывая, что все выходящие потоки сливаются в один суммарный
выходящий поток, получаем
Qвых Qвых1 Qвых2 Qвых3 ;
(3.7)
Qвых a11Qвх a22Qвх a33Qвх Qвх a11 a22 a33 . (3.8)
Разделив обе части уравнения на Qвх , получим
n
a11 a22 a33 aii ,
(3.9)
i 1
где
Qвых
– суммарный КПД технологической схемы.
Qвх
В этом случае обобщенный КПД системы представляет собой сумму произведений КПД отдельных элементов схемы на свою энергетическую долю. Согласно полученному выражению, КПД системы по
абсолютному значению не оказывается ниже самого низкого элементного
КПД. Более того, КПД системы может сохранять достаточно высокие
свои значения, если энергетическую долю самого слабого элемента сводить к нулю. На этой основе можно поддерживать высокий КПД системы,
снижая загрузку слабых элементов и нагружая более сильные.
Рассмотрим технологическую схему, состоящую из двух элементов
(см. рис. 3.4), каждый из которых использует часть общего энергетического потока с последующим превращением в другие отличные друг от друга
энергетические потоки.
Аналогично параллельной схеме включения элементов обобщенный КПД системы имеет вид
175
n
a11 a22 aii ,
(3.10)
i 1
где a1 Qвх1 Qвх ; a2 Qвх2 Qвх – доли потребления отдельными элементами общего энергетического ресурса.
Qвх
ε1
ε2
Qвых1
Qвых2
Рис. 3.4. Технологическая схема с превращением
в различные энергетические потоки
Существенным недостатком этого метода является то, что в нем не
учитывается ценность различных видов энергии, т.е. их практическая
пригодность, что неверно с точки зрения второго закона термодинамики.
3.2. Виды энергетических балансов
Энергетический баланс является важной характеристикой состояния энергетического хозяйства предприятия и отражает полное количественное соответствие между суммой подведенной энергии (приходной
частью), с одной стороны, и суммой полезной энергии и потерь (расходной частью), с другой.
Возможны различные уровни составления энергетических балансов, начиная от энергобаланса страны, ее региона, переходя на уровень
промышленного предприятия, его подразделения, технологической
линии, установки, аппарата.
Составление и анализ энергобалансов направлены на решение
следующих основных задач [4]:
− оценку фактического состояния и эффективности энергоиспользования на предприятии;
− выявление причин возникновения и определение потерь энергоресурсов и энергоносителей;
− выявление и оценку резервов экономии топлива и энергии и
разработку плана мероприятий, направленных на снижение их потерь;
− улучшение режимов работы технологического и энергетического оборудования;
− определение рациональных размеров энергопотребления в
производственных процессах и установках;
176
− совершенствование методики нормирования и разработку норм
расхода топлива и энергии на производство продукции;
− определение требований к организации и совершенствованию
системы учета и контроля расхода энергоресурсов и энергоносителей;
− получение исходной информации для решения вопросов создания нового оборудования и совершенствование технологических процессов с целью снижения энергетических затрат;
− оптимизацию структуры энергетического баланса предприятия в
результате выбора оптимальных направлений, способов и размеров
использования подведенных и вторичных энергоресурсов;
− совершенствование системы стимулирования экономии топлива
и энергии.
В соответствии с [4] энергетические балансы в промышленности
могут быть классифицированы по таким признакам:
− периодам времени, на которые составляется баланс;
− объектам составления балансов;
− направлениям использования энергоресурсов;
− видам энергоресурсов и энергоносителей, которые учитываются
в балансе;
− уровню рациональности энергоиспользования.
По периоду времени, на который они составляются, энергетические
балансы могут быть проектными, плановыми и отчетными (фактическими) (см. рис. 3.5).
а
б
Рис. 3.5. Пример графического представления энергетического баланса
предприятия: а – фактический, б – перспективный, с учетом изменений в
технологии и внедрения энергосберегающих мероприятий
Проектные энергобалансы составляются во время создания проекта
строительства или реконструкции промышленных предприятий и являются основанием для разработки схем их энергоснабжения.
177
Плановые энергобалансы разрабатываются на основании прогрессивных норм расходов топлива и энергии и подразделяются, в свою
очередь, на текущие и перспективные. Текущие балансы составляются на
период до одного года с делением по кварталам, месяцам и еще меньшим
интервалам времени. Перспективные энергобалансы могут быть среднесрочными (разрабатываются на пять лет с делением по годам) и долгосрочными, которые составляются на более отдаленные периоды времени
(10-15 и больше лет).
Плановые балансы могут иметь прогнозный характер. Они отображают ожидаемые или запланированные объемы выпуска продукции,
технологию, технику и организацию производства с учетом их динамики.
Разработка плановых энергобалансов необходима для определения
потребности промышленных объектов во всех видах топлива и энергии на
соответствующую перспективу, оценки пропускной способности энергосетей предприятия и необходимой мощности собственных силовых агрегатов, а также для установления других источников обеспечения производства необходимыми энергетическими ресурсами [4].
Отчетные энергобалансы составляются на основании испытаний
оборудования, замеров и учета фактических расходов и потерь энергии за
соответствующий прошедший период времени. Отчетные энергобалансы
используются для контроля и анализа фактических расходов топлива и
энергии, разработки мероприятий по экономии топливных ресурсов и
снижению их расходов в производстве, а также во время составления
плановых балансов.
Для отображения целевых направлений потребления ТЭР составляются балансы топлива и энергии, которые используются на энергетические, силовые, технологические нужды, на освещение, отопление и вентиляцию, на хозяйственно-бытовые, непроизводственные нужды предприятия и т.д.
В зависимости от объектов, для которых составляется баланс,
различают энергетические балансы отдельных агрегатов и установок,
групп потребителей, отдельных технологических процессов, участка,
цеха, предприятия. В приложении В рассмотрены более детально примеры составленных энергобалансов паросилових установок (ПСУ), теплообменных аппаратов и котельного агрегата.
Энергобалансы отдельных агрегатов (электропечей, компрессоров,
генерирующих, энергопреобразовательных установок) и производственных процессов являются основой для составления балансов участка, цеха,
производства и предприятия в целом, а также составляются с целью более
глубокого анализа эффективности энергопотребления в производстве,
установления рационального режима работы энергетического оборудования, для разработки прогрессивных норм удельных расходов энергии на
единицу продукции, которая производится соответствующим агрегатом.
На основании таких норм осуществляется техническое и экономическое
обоснование планирования потребления топлива и энергии на предприятии [5].
178
Энергобалансы предприятия, отдельных его подразделений (производств, цехов, участков) и групп потребителей энергии составляются для
организации контроля и анализа использования топлива и энергии
соответствующими объектами, а также с целью планирования их энергопотребления и энергоснабжения.
В зависимости от видов энергоресурсов и энергоносителей, которые учитываются во время составления балансов, различают частичные и
сводные энергобалансы (см. рис. 3.6 и 3.7).
Частичные балансы составляются для отдельных видов топлива,
энергии и энергоносителей. При этом существуют следующте разновидности частичных балансов: топливные (для разных видов и марок топлива); электрические (для разных видов напряжения и частот тока); тепловые (для пара разных параметров и горячей воды); холода (для разных
видов и параметров хладоагентов); сжатых газов (для разных их видов,
параметров и агрегатных состояний); энергоносителей (для разных их
видов и параметров); мощности генерирующих установок (для разных
видов энергетической нагрузки).
Рис. 3.6. Энергетический баланс потребляемой тепловой энергии
Каждый из видов частичных балансов складывается в соответствующих единицах измерения.
Частичные энергетические балансы составляются с целью установления удельного веса потребления соответствующих видов топлива и
энергии на выполнение отдельных технологических процессов или в
соответствующих подразделениях предприятия, а также для определения
уровня эффективности использования в производстве энергетических
ресурсов. Такие энергобалансы дают возможность выяснить, какие технологические процессы на предприятии являются наиболее энергоемкими,
обнаружить резервы и спланировать мероприятия по экономии отдельных
179
видов топлива и энергии. Частичные энергобалансы являются также
основой для составления сводных балансов предприятия. Балансы
энергоносителей представляют собой часть материального баланса
предприятия и составляются в единицах веса или объема. В приходной
части таких балансов отмечают все материальные компоненты, которые
подводятся к соответствующему процессу, а в расходной – все материальные компоненты, которые получаются в результате этого процесса. При
этом в балансе учитываются только те материальные компоненты, которые играют роль носителей тепла или энергии.
а
б
Рис. 3.7. Баланс потребления энергии:
а – по направлениям, б – по подразделениям
К энергоносителям, для каждого вида и параметров которых
составляют отдельные балансы, относятся: природное топливо разных
видов (уголь, кокс, нефтепродукты, торф, сланец, природные газы и т. д.);
высокотемпературные газы и воздух; пар разных параметров; горячая
вода и конденсат; холодильные растворы и охлажденный воздух; сжатый
воздух; вода под давлением; кислород.
Балансы энергоносителей могут быть совмещены с соответствующими энергобалансами. При этом в балансах энергоносителей кроме их
веса или объема приводятся данные об энергоемкости единицы каждого
из них.
С целью установления величины и графиков энергетической
нагрузки предприятия складываются балансы мощности. Они отображают режимы работы отдельных энергоустановок и их участие в обеспечении общей энергетической нагрузки.
Сводный энергетический баланс предприятия представляет собой
совокупность взаимосвязанных частичных балансов, касающихся потребления в производстве отдельных видов топлива и энергии или использования соответствующих энергоносителей. Такой баланс составляется в
единицах теплоты и отображает структуру энергетических ресурсов,
180
которые используются на предприятии, общую потребность в этих ресурсах и источники ее обеспечения. Сводный баланс дает возможность также
установить уровень эффективности энергоиспользования на предприятии.
Согласно работе [4], по уровню рациональности использования
энергоресурсов балансы можно разделить на фактические, нормализованные, рациональные и оптимальные.
Фактические энергобалансы отображают существующее состояние
использования топлива и энергии со всеми оправданными и неоправданными их потерями при реально достигнутых значениях удельной затраты
энергетических ресурсов в производстве.
Нормализованные энергобалансы разрабатываются на основе
фактических балансов с учетом прогрессивных норм и нормативов потерь
и полезного потребления топлива и энергии. Такие энергобалансы
отображают потенциально возможный уровень эффективности энергоиспользования, относительно которого выявляются резервы и планируются
мероприятия по экономии энергетических ресурсов.
Рациональные энергетические балансы промышленных объектов
составляются на основании их фактических балансов с учетом проведения
всех реально возможных в данных условиях производства мероприятий
по снижению удельных расходов потерь энергетических ресурсов.
Главной задачей разработки оптимального энергетического баланса
является установление варианта энергоснабжения предприятия, при котором производство продукции будет осуществляться с минимальными
потерями.
Составление оптимального баланса дает возможность наиболее
рационально решить основные вопросы организации энергоснабжения
промышленного объекта:
− выбор видов топлива и энергии для отдельных технологических
процессов с учетом их технических и экономических показателей;
− выбор типа энергогенерирующих установок и оптимальных
режимов их совместной работы;
− выбор энергетических ресурсов для отдельных типов генерирующих установок.
По форме составления энергобалансы разделяют таким образом:
− синтетические, показывающие распределение подведенных и
произведенных энергоносителей внутри предприятия или отдельных его
элементов (см. рис. 3.8);
− аналитические, определяющие глубину и характер использования энергоносителей и составляемые с разделением общего расхода
энергоносителя на полезный расход (полезная энергия) и потери энергии
(см. рис 3.9).
Технические и энергетические характеристики технологических
процессов и установок являются основой для разработки аналитических
топливно-энергетических балансов (ТЭБ) и должны содержать необходимые отчетные данные для оценок эффективности использования энергоносителей, в том числе:
181
Рис. 3.8. Энергобаланс предприятия на этапах производства,
транспортировки и потребления энергии
Рис. 3.9. Энергобаланс ТЭС
− материальные потоки (материальный баланс);
− расходы и параметры сырья, топлива и энергии (см. рис. 3.10),
отходов, сбросов и выбросов;
− конструктивные особенности установок (габаритные размеры,
изоляция, наличие установок по утилизации инертных отходов, сбросов и
182
выбросов, по утилизации вторичных энергоресурсов, наличие контрольно-измерительных приборов и автоматики и т. п.);
− режимы работы оборудования (периодичность использования,
продолжительность нахождения в «горячем резерве» и т. п.).
Рис. 3.10. Потребление топлива на предприятии
Технические и энергетические характеристики выявляют для
наиболее энергоемкого энергоиспользующего оборудования. В отраслях
должны быть разработаны перечни энергоемкого оборудования, состав
показателей, подлежащих учету, методики их обсчета с целью оценки
фактических КПД установок [2, 7].
При составлении ТЭБ различные виды ТЭР приводят к одному
количественному измерению. При этом процедуру приведения к единообразию производят следующим образом:
− по физическому эквиваленту энергии, заключенной в ТЭР, т. е. в
соответствии с первым законом термодинамики;
− относительной работоспособности (эксергии), т.е. в соответствии со вторым законом термодинамики;
− количеству полезной энергии, которая может быть получена из
конкретных ТЭР в теоретическом плане для заданных условий с учетом
стадии энергетического потока.
При составлении частных ТЭБ количественное измерение ТЭР
проводят в гигакалориях (Гкал), мегаватт-часах (МВт·ч) и тоннах условного топлива (т.у.т.).
Особенности составления энергетических балансов. Для построения формулы энергетического баланса необходимо количественно
определить выявленные составляющие баланса. Известны следующие
основные методы решения указанной задачи [6]:
экспериментальный (опытный);
расчетно-аналитический;
комбинированный.
183
При выборе того или иного способа необходимо учитывать ряд
факторов. С одной стороны, приходится считаться с имеющимися техническими средствами, возможностью проводить опыты, с точностью существующих расчетных формул и нормативов, с достоверностью, точностью
и полнотой имеющихся технических характеристик оборудования, а
также данных энергетического и технологического учета и др. С другой
стороны, необходимо учитывать сложность структуры энергобаланса, вид
полезно используемой энергии, степень постоянства внешних условий
работы установки, тип производства и др. Многообразие этих условий
делает неправильной и нецелесообразной жесткую регламентацию применения того или иного способа для каждого конкретного случая получения энергобаланса. Рассмотрим основные преимущества и недостатки
перечисленных методов.
Наиболее точно энергобалансы оборудования могут быть получены
экспериментальным (опытным) путем на основе его испытаний. В
процессе испытания оборудования с помощью лабораторных приборов
производятся измерения подведенной к нему мощности, а также параметров основного и всех ответвленных энергопотоков. При этом производительность (нагрузка) исследуемой установки поддерживается постоянной
на некотором заданном уровне. Такие испытания проводятся при
нескольких значениях производительности. В результате получаем ряд
энергобалансов, относящихся к различной нагрузке исследуемой
установки. Необходимая точность измерения мощности, особенно для
теплоэнергетического оборудования, может быть получена лишь при
достаточной длительности каждого опыта, поскольку состояние исследуемого объекта должно быть равновесным и режим процесса должен быть
установившимся. Поэтому получить значительное количество экспериментальных точек удается редко [4, 6].
Для достижения достоверных результатов при использовании
экспериментального способа получения энергобалансов необходимо
соблюдать определенные правила проведения эксперимента. В частности,
испытания должны быть полными, т.е. охватывать не только основное
оборудование, но и вспомогательные механизмы. Кроме того, с целью
получения энергобалансов, соответствующих прогрессивным условиям
эксплуатации установки, необходимо обеспечить при испытаниях поддержание прогрессивных: технологических параметров и нормальных
параметров подведенной энергии, а также нормальное техническое состояние исследуемого объекта и качественное его эксплуатационное обслуживание.
После окончания эксперимента характеристики подведенной
мощности или потерь строятся по полученным опытным данным и, как
правило, сглаживаются (т.е. строится не ломаная линия, а некоторая
монотонная кривая). Характеристики удельных показателей строятся
также по точкам, но не по вычисленным для каждого отдельного режима
работы установки (отдельного энергобаланса) значениям этих показателей, а по их значениям, соответствующим ординатам сглаженной исход-
184
ной характеристики. Несоблюдение этого правила может привести к
несовпадению исходных и производных характеристик; что недопустимо.
Как было сказано, экспериментальный способ получения энергобалансов является наиболее точным. Однако его использование требует наличия соответствующего персонала и необходимой измерительной аппаратуры, возможности выведения из работы установки на время ее испытаний,
проведения соответствующих подготовительных работ и др. Поэтому
возможности практического применения этого метода ограничены.
При использовании расчетно-аналитического метода полезная
составляющая расхода энергии и ее потери по всем направлениям определяются расчетным путем на основании физико-химических и эмпирических зависимостей. Однако в целях контроля и обеспечения большей
точности результатов желательно и в этом случае определять хотя бы
отдельные элементы потерь путем проведения измерений с помощью
имеющихся приборов энергетического учета (например, таким образом
может быть выполнено измерение потерь холостого хода оборудования).
Расчетно-аналитический способ позволяет получать энергобалансы
агрегатов для любых значений технологических параметров и любой
производительности установки, что весьма полезно для анализа и нормализации удельных расходов энергии. При этом можно построить не
сглаженные, а точные энергетические характеристики оборудования.
Данный способ получения энергобалансов с технической и организационной точек зрения гораздо проще экспериментального. Его применение может быть ограничено лишь отсутствием необходимых физикохимических или эмпирических зависимостей между интересующими нас
параметрами, или несоответствием этих зависимостей конкретным видам
оборудования или условиям его работы.
Комбинированный способ получения энергобалансов является
наиболее универсальным и доступным. Он представляет собой сочетание
экспериментального и расчетно-аналитического способов. При использовании данного метода полезная составляющая расхода энергии определяется расчетным путем, а потери энергии – экспериментальным и расчетным способом с последующим их анализом и увязкой в энергобалансе
установки. Наиболее часто на практике при проведении энергетических
аудитов может быть применен именно комбинированный способ получения энергобалансов. Однако необходимо помнить, что в результате
использования одновременно двух разных по точности способов определения полезного расхода и потерь энергии в полученных энергобалансах
возможны значительные неувязки (т.е. баланс энергии в полном смысле
этого слова может отсутствовать).
Также необходимо отметить, что даже при использовании одного
способа составления баланса часто при подстановке найденных величин
составляющих в формулу баланса, строгого равенства не получается. В
этом случае необходимо продолжить теоретическое рассмотрение объекта
с целью определения ранее не учтенных статей расхода энергии и процесс
построения формулы баланса повторяется до тех пор, пока не будет получено строгое равенство статей прихода и расхода энергии. Только в этом
185
случае этап построения баланса можно считать завершенным и переходить к рассмотрению фактического состояния объекта.
Анализируя фактическое состояние использования объектом
потребляемой энергии, можно выделитъ основные области, где появляются участки неэффективного использования энергии и дополнительные
потери. На основании анализа вырабатываются рекомендации по уменьшению выявленных потерь, что позволяет провести экономические
оценки, которые ведут к полностью обоснованным инвестиционным
решениям [6].
Анализ ТЭБ установок, технологических процессов и предприятия
в целом проводят с целью качественной и количественной оценки состояния энергетического хозяйства и энергоиспользования в следующих
направлениях:
− исследование структуры поступления и потребления ТЭР на
предприятии;
− определение показателей эффективности использования ТЭР;
− расчет обобщенных и конкретных показателей состояния
энергетического хозяйства промышленного предприятия;
− исследование влияния качества ТЭР на их рациональное использование;
− решение задач оптимизации структуры ТЭБ промышленного
предприятия.
При проведении анализа все элементы предприятия или элементы,
подлежащие обследованию, распределяют на группы процессов и установок, однородных по виду используемых ТЭР или сходных по методике
анализа энергоиспользования.
Исходя из анализа структуры приходной и расходной частей ТЭБ,
определяют специфику энергопотребления на промышленном предприятии, выявляют различие в уровнях энергопотребления и эффективности
энергоиспользования по сравнению с аналогичными предприятиями. В
результате исследования аналитических ТЭБ определяют фактическое
состояние энергоиспользования в отдельных элементах предприятия и на
предприятии в целом.
Анализ использования ТЭР заключается в сравнении фактических
показателей энергоиспользования с нормативными, фактическими за
прошлый год, перспективными, аналогичными на других предприятиях и
т.п. При этом необходимым условием сравнения показателей является
обеспечение условий их сопоставимости.
В ходе анализа энергоиспользования на промышленном предприятии также определяют и сопоставляют с аналогичными данными
однородных предприятий обобщенные показатели, в т.ч.: энергоемкость
продукции; электроемкость продукции; теплоемкость продукции и др.
При таком подходе их также следует рассматривать как показатели
энергоэффективности.
Анализ ТЭБ базируется на достоверной исходной информации,
необходимой для решения отдельных задач оптимизации структуры ТЭБ
предприятия, касающихся вопросов возможности замены в технологиче-
186
ских процессах и установках одного энергоносителя другим, использования в качестве замещающего энергоносителя вторичных энергетических
ресурсов, имеющихся на анализируемом предприятии и вне его.
В результате составления и анализа ТЭБ формулируют конкретные
предложения по направлениям экономии топлива, тепловой и электрической энергии на промышленном предприятии с установлением количественных показателей резервов экономии. В соответствии с выбранными
направлениями намечают конкретные мероприятия по экономии топлива
и энергии, совершенствованию структуры ТЭБ.
3.3. Энергетический баланс предприятия (производство, распределение, потребление электрической и тепловой энергии)
3.3.1 Энергетический баланс предприятия (производство, распределение, потребление тепловой энергии)
При составлении ТЭБ по уровню использования ТЭР необходимо
придерживаться следующей классификации потерь топлива, электрической и тепловой энергии [6, 8]:
а) по области возникновения потерь на стадиях энергетического
потока ТЭР;
б) по физическому признаку и характеру:
− потери тепловой энергии в окружающую среду с уходящими
газами, технологической продукцией, технологическими отходами (включая унос материалов), сбросами и выбросами, химическим и физическим
недожогом, охлаждающей водой и т. п.;
− потери электроэнергии (с учетом КПД) в трансформаторах, дросселях, токопроводах, электродах, линиях электропередач, энергоустановках;
− потери тепловой энергии и топлива через неплотности (в
конструкциях оборудования);
− гидравлические потери напора (энергоносителей) при дросселировании, потери на трение при движении жидкости (пара, газа) по трубопроводам с учетом местных сопротивлений последних;
− механические потери энергии на трение подвижных частей
машин и механизмов;
в) по причинам возникновения:
− вследствие конструктивных недостатков;
− в результате не оптимально выбранного технологического
режима работы;
− в результате неправильной эксплуатации агрегатов;
− в результате брака продукции и т.п.;
− по другим (идентифицируемым и документируемым) причинам.
К первичной информации по разработке и анализу ТЭБ промышленного предприятия относят [9]:
− общие сведения о предприятии, в том числе общие данные по
использованию ТЭР для производства продукции;
187
− проектные и отчетные (фактические) данные по энергоиспользованию;
− технические и энергетические характеристики процессов и
установок;
− технико-экономические характеристики энергоносителей.
В качестве проектных и отчетных (фактических) данных по энергоиспользованию принимают:
− проектную документацию (паспорт предприятия, энергетический паспорт промышленного потребителя ТЭР, техникоэкономическое обоснование и пр.);
− действующие формы статистической отчетности,
Для составления экономико-математической модели ТЭБ промышленного предприятия необходимо иметь следующее:
− план производства различных видов продукции;
− данные по возможным технологиям производства видов продукции;
− технико-экономические показатели по каждому технологическому
способу;
− данные о возможных ресурсах различных видов топлива и энергии, которые могут быть использованы для производства продукции.
При применении на промышленных предприятиях в качестве
теплоносителя водяного пара важную роль в оценке использования энергии играют пароконденсатные балансы. Их задачей является определение
пароконденсатных условий потребления и транспорта пара, что даѐт
возможность составить чѐткую и полную картину использования пара и
возвращения конденсата на предприятие. Следовательно, составление
пароконденсатного баланса промышленного предприятия является обязательным при контроле и наладке его системы пароснабжения.
Приходная часть энергобаланса QПР (потребление энергии)
может содержать: получение топлива QТ , электрической QЭЭ и тепловой
QТЭ энергии со стороны и энергию, выработанную установками, утилизирующими энергию вторичных энергоресурсов (ВЭР), QВЭР [10].
Топливо, потребляемое предприятием, может иметь две составляющие: QТТ топливо, используемое на технологию, и QТ топливо,
используемое на производство тепловой и электрической энергии.
Тогда на энергообеспечение предприятия потребуется
QПР = QТТ + QТ + QЭЭ + QТЭ + QВЭР .
(3.11)
На всех этапах движения энергии (получение, производство, преобразование, распределение) существуют нерациональные расходы (потери)
энергии QП .
С учетом затрат энергии на собственные нужды в собственном
источнике и потерь ее потребление энергии составит
188
+ QТЭ
QСН + QВЭР QП ,
QП = QТТ + QЭЭ + QТЭ + QЭЭ
(3.12)
и QЭЭ
тепловая и электрическая энергия, выработанные собственгде QТЭ
ным источником; QСН затраты энергии на собственные нужды источника.
Баланс использованной на предприятии энергии (рис. 3.11) может
быть записан с учетом направлений ее использования.
QП = QИСП = QТ + QОВК + QГВС + QСТ + QПР ,
(3.13)
где QТ , QОВК , QГВС суммарные затраты энергии на технологию, отопление, вентиляцию, кондиционирование, горячее водоснабжение; QСТ
отпуск энергии на сторону; QПР прочие затраты энергии.
Указанные выше составляющие энергобаланса для предприятия
составляют суммы затрат энергии по цехам (производствам, участкам и
т.п.) и учитывают как полезно использованную (условно полезную)
энергию, так и потери энергии (нормативные и сверхнормативные).
В качестве дополнительного источника энергии для предприятия
могут служить ВЭР QВЭР . Из рис. 3.11 следует, что ВЭР могут образовываться из всех составляющих использования энергии.
Направление использования ВЭР зависит от величины, структуры и
режимa энергопотребления предприятия, а также от вида, параметров и
количества образующихся ВЭР и в каждом конкретном случае должно
выбираться на основе разработки оптимального ТЭБ предприятия или
промышленного узла с учетом обеспечения наибольшей экономической
эффективности [10].
В зависимости от видов и параметров ВЭР используют по четырем
основным направлениям:
− горючее (топливное) непосредственное использование горючих ВЭР в качестве котельно-печного топлива в энергогенерирующих или
топливоиспользующих установках;
− тепловое использование энергоносителей, вырабатываемых за
счет ВЭР в утилизационных установках или получаемых непосредственно
как ВЭР, для обеспечения потребности в теплоэнергии. К этому направлению относится также получение искусственного холода за счет ВЭР в
абсорбционных холодильных установках;
− силовое использование ВЭР избыточного давления с преобразованием энергоносителя для получения электроэнергии в газовых или
паровых турбоагрегатах или использование их для привода отдельных
агрегатов и установок.
− комбинированное преобразование потенциала ВЭР для выработки в утилизационных установках (утилизационных ТЭЦ) по теплофикационному циклу электро- и теплоэнергии.
189
Производство
энергии
Получение топлива и
энергии со стороны
Преобразование
энергии
Распределение
энергии
Потери
энергии
Потребление
энергии
Использование
ВЭР
Использование
энергии
Отопление,
вентиляция,
кондиционирование
Расчетнонормативное
энергопотребление
Горячее
водоснабжение
РасчетноНормативные нормативное
потери
энергопотребление
Сверхнормативные
потери
Прочие расходы
Отпуск на сторону
Нормативные
потери
Сверхнормативные
потери
Технологическая
нагрузка
Теоретический
расход
Условно
Сопутствующий
расход
Вторичные
энергетические
ресурсы (ВЭР)
Потери при
передаче и
трансформации
тепла
полезный
расход
Потери
Эксплуатационные
и режимные потери
Рис. 3.11. Принципиальная схема потоков топлива и
тепловой энергии на предприятии
190
Изложенное может быть проиллюстрировано схемой на рис. 3.12.
Вторичные энергоресурсы могут использоваться для удовлетворения потребности в энергии непосредственно, без изменения вида энергоносителя либо с изменением его путем выработки теплоэнергии (пар,
горячая вода), искусственного холода или электроэнергии в утилизационных установках [10].
Использование ВЭР позволяет сократить потребление топлива. При
существующем уровне цен на энергоресурсы затраты на создание установок по использованию ВЭР в два-три раза меньше затрат на добычу эквивалентного по энергетическому потенциалу топлива. Тенденции развития
топливно-энергетического комплекса предполагают повышение значимости и экономической эффективности использования ВЭР.
Использование ВЭР, как правило, дает возможность экономить и
другие виды ресурсов (сырья, воды, электроэнергии, вспомогательных
материалов).
Непременным условием внедрения установок по утилизации ВЭР
является наличие у потребителей низкопотенциальной теплоты или
других видов энергии.
Источник образования ВЭР
Виды ВЭР
Горючие
Тепловые
Избыточное давление
Направления использования
Топливное
Тепловое
Комбинированное
Электроэнергетическое
Выработка энергии за счет ВЭР
Холода
Теплоэнергии
Электроэнергии
Использование энергоносителей, полученных за счет ВЭР
Рис. 3.12. Этапы использования ВЭР
191
Низкопотенциальная теплота, получаемая в утилизационных установках, может быть использована в системах водяного или воздушного
отопления. ВЭР можно также использовать для предварительного подогрева питательной воды в котельных. ВЭР высокого и среднего потенциала целесообразно использовать в качестве греющего теплоносителя в
генераторах абсорбционно-холодильных машин для получения холода.
Перспективное планирование использования ВЭР и внедрение утилизационных установок должно быть обосновано технико-экономическими расчетами и мерами материального стимулирования энергосбережения [10].
Принципиальная схема использования энергетических ресурсов в
агрегатах-источниках ВЭР и распределения энергетических потоков при
их утилизации показана на рис. 3.13. Такая схема применима как к одному
агрегату, так и к совокупности агрегатов (установок) – источников ВЭР.
Для характеристики вторичных энергоресурсов, пригодных для непосредственного использования без преобразования энергоносителя, применяются следующие показатели: выход ВЭР, фактическое использование
ВЭР, резерв утилизации, возможная и фактическая экономия топлива за
счет ВЭР, коэффициент утилизации ВЭР.
Для характеристики вторичных энергоресурсов, используемых с
преобразованием энергоносителя в утилизационной установке, применяются следующие показатели: выход ВЭР; возможная выработка энергии
за счет ВЭР – фактическая выработка и фактическое использование энергии, полученной за счет ВЭР; коэффициент использования произведенной
энергии; резерв утилизации; возможная и фактическая экономия топлива
за счет ВЭР; коэффициент утилизации ВЭР. Коэффициент утилизации
ВЭР характеризуется отношением фактической или планируемой (для
перспективы) экономии топлива за счет ВЭР к возможной [10].
3.3.2 Энергетический баланс предприятия (производство, распределение, потребление электрической энергии)
При проведении энергетических аудитов для определения составляющих баланса чаще всего используют комбинированный метод. Обычно на предприятии отсутствует достаточный объем информации, необходимой для определения всех составляющих баланса. В этом случае
приходится использовать справочную литературу, выполнять ориентировочные аналитические расчеты, привлекать узкопрофильных специалистов или, что наиболее часто встречается, лично проводить измерения
необходимых величин.
В случае наличия на предприятии протоколов плановых ревизий
или информации, снятой с автоматизированной системы контроля за
состоянием объекта, анализ фактического состояния использования энергии на объекте и определение составляющих ее фактического баланса
можно выполнять с помощью этой документации. При отсутствии
необходимой информации энергоаудитор должен выполнить измерение
величин, необходимых для получения фактической «фотографии»
распределения общего потока энергии внутри обследуемого объекта.
192
Первичная энергия
Рециркуляция
Регенерация
Поступление энергии
Возможное
сокращение
выхода ВЭР
за счет
кинетической
оптимизации
технологических
процессов
Полезная
энергия
Потери
Выход ВЭР
ВЭР, пригодные к
непосредственному
использованию
ррециркуляци
я
Установки –
источники ВЭР
Энергетические
отходы
ВЭР, требующие
утилизационных
установок
Неизбежные
потери
Возможная
установка
утилизаторов
Возможная
выработка
энергии
Неизбежные
потери
Резерв
утилизации
Действующие
утилизационные
установки
Фактические
потери
Потери
выработки
Фактическое
использование
ВЭР
Фактическая
выработка
Потребитель
Экономия топлива
Рис. 3.13. Принципиальная схема использования
энергоресурсов при утилизации ВЭР
193
Энергоаудитор должен иметь соответствующий опыт определения
методики измерения выявленных параметров и набор технических
средств для проведения необходимых измерений.
Очевидно, что для большей части видов энергобалансов их составляющие следует представлять в единых единицах измерения (предпочтительно в тоннах условного топлива) за рассматриваемый промежуток
времени.
Ориентировочный баланс энергопотребления шахты:
– электроэнергия – 80-82 %;
– уголь – 2-3 %;
– вода – 7-8 %;
– метан – 8-9 %.
Наибольшими потребителями электроэнергии на шахтах являются:
– главные вентиляционные установки – около 20 % (на шахтах крутого падения компрессорные установки – до 60 %);
– магистральные конвейеры – 12-15 %;
– подъемные установки – 10-15 %;
– оборудование добывающих и подготовительных участков – по 810 %.
В работе [11] приведена структура электропотребления (в процентах), которая имеет следующий вид:
– добывающие участки – 5,26 %;
– подготовительные участки – 1,29 %;
– подземный транспорт – 5,6 %;
– кондиционирование воздуха – 10,88 %;
– водоотлив – 14,28 %;
– подъем – 13,32 %;
– вентиляция – 17,13 %;
– технологический комплекс поверхности – 3,75 %;
– производство сжатого воздуха – 2,46 %;
– другие электропотребители – 20,58 %;
– освещение – 0,69 %;
– потери электроэнергии – 4,76 %.
В теплый период года потребление электроэнергии снижается на
10-15 % в сравнении с холодным периодом.
Баланс электроэнергии при углеобогащении:
– гравитационные процессы обогащения (отсадка, промывка в
моечных желобах и др.) – 11,6-13,4 %;
– обезвоживание продуктов обогащения – 13-15,5 %;
– флотация – 17,4-23 %;
– сушка продуктов обогащения – 11,5-13,2 %;
– водно-шламовое хозяйство – 14,5-18,4 %;
– углеподготовка, вспомогательные цеха – 6,9 %;
– освещение – 4-5,2 %.
194
Оценка потребления электроэнергии по видам оборудования,
подразделений, участкам
Угледобывающий комбайн. При заданной мощности пласта m,
ширине захвата исполняющих органов комбайна b и сопротивления угля
резанию A затраты электроэнергии на выемку угля комбайном зависят от
типа оборудования и рабочей скорости подачи, а удельные затраты
электроэнергии на выемку угля угольным комбайном определяются по
формуле:
W
k Pн А
,
60 v p b m ec
(3.14)
где k =1,05–1,15 – коэффициент, который учитывает затраты электроэнергии на пуск и вспомогательные операции; Pн – среднечасовая мощность потребления электроэнергии комбайном, отнесенная к зажимам
двигателя, кВт; v p – рабочая скорость подачи комбайна; ec – КПД сети
питания; – объемная масса угля в массиве, т/м3 [1].
Технологические затраты электроэнергии подъемной установкой:
W 2,95 kд A H / ,
(3.15)
где kд – коэффициент, который учитывает дополнительные затраты
электроэнергии на подъем и спуск людей, материалов и оборудования;
ω – коэффициент сопротивления движению; ε – КПД подъемной машины; А – общее количество груза, т; Н – высота подъема, км; α – фактический множитель скорости движения α=νmaxTп/Lств ; νmax – максимальная
скорость движения, м/с; Тп – продолжительность одного подъема, с; Lств –
длина ствола, м.
Скребковые конвейеры. Шахтные скребковые конвейеры применяют для транспортирования угля от угольного комбайна и вдоль очистительного штрека к перегрузочным устройствам. Основным недостатком
скребковых конвейеров являются высокие удельные затраты электроэнергии на траспорт.
Затраты электроэнергии при конвейерном транспортировании зависят от массы груза, который транспортируется, и продолжительности
работы конвейера, а также конструктивных его особенностей и характеристик.
Для ленточного конвейера затраты электроэнергии в киловаттчасах определяются по формуле
Wc 0,013 Lr f (C vn tn 0, 28 Q (1 Sin( f ))) ;
(3.16)
для скребкового конвейера – по формуле
195
Wc Lr (C vn tn 0,34 Q (1 2tg )) 10 2 ,
(3.17)
где L – длина конвейера, м; Lr=L·cosβ – горизонтальная длина конвейера,
м; f – коэффициент сопротивления движения, приравнивается к 0,02-0,12 в
зависимости от условий эксплуатации; C – вес одного метра частей конвейера, который двигается, кг/м; vn – скорость движения ленты и скребка,
м/с; tp – время работы конвейера за расчетный период, г; Q – вес перевезенного за время работы груза, т; β – угол установки конвейера, градус [1].
Расчет расхода электроэнергии на перекачивании жидкости насосом. Мощность электродвигателя насоса определяется по формуле
P
kзQH
,
102 3600 н пер
(3.18)
где k з – коэффициент запаса мощности электродвигателя (при Q<100
м3/ч, k з =1,2–1,3; при Q>100 м3/ч, k з =1,1–1,15); Q – производительность
насоса, м3/ч; Н – полный напор с учетом высоты всасывания, м. вод. ст.;
– плотность жидкости, кг/м3 (плотность воды =1000 кг/м3); н – КПД
насоса; пер – КПД передачи определяется из табл. 3.1
Зависимость КПД передачи от типа
№
п/п
1
2
3
4
Тип передачи
Насадка на вал электродвигателя
Ременная
Муфтовая
Редукторная
Таблица 3.1
Значение КПД
1,0
0,94-0,98
0,97-0,99
0,88-0,96
Удельный расход электроэнергии для любого режима работы насоса равен
dН
0,00272H
дн
,
(3.19)
где H – действительный напор, развиваемый насосом при данном режиме
работы, м. вод. ст.; – КПД электродвигателя; – КПД насоса.
Расчет расхода электроэнергии на выработку сжатого воздуха.
Удельный расход электроэнергии на выработку 1000 м3 сжатого воздуха
по компрессорной установке составит
196
d d пр d охл ,
(3.20)
Удельный расход электроэнергии на привод компрессора определяется таким образом:
d пр
0, 00272 Lиз аn
издпер
,
(3.21)
где Lиз – работа изотермического сжатия, кгм; ап – поправочный коэффициент на средние значения температуры и барометрического давления
воздуха во всасывающем патрубке; из – изотермический КПД компрессора, определяемый по данным испытаний компрессора; д – КПД
электродвигателя; пер – КПД передачи.
Работа изотермического сжатия компрессора определяется по формуле
Lиз =23000P11lg( P2 / P1 ),
(3.22)
где Р1 – абсолютное давление всасывания (определяется по 3манометру,
атм); ν1 – начальный всасываемый объем воздуха, равный 1 м ; Р2 – абсолютное давление сжатия, атм.
Поправочный коэффициент аn определяется по формуле
аn 1, 205 / д ,
(3.23)
где д – удельный вес всасываемого воздуха в действительных условиях,
кг/м3:
д
0, 465Вср
273 tср
,
(3.24)
где Вср – среднее барометрическое давление во всасывающем патрубке,
мм рт. ст.; tср – средняя температура всасываемого воздуха для периода
нормирования, °С.
В практических условиях на найденную исходную величину удельного расхода электроэнергии необходимо вносить ряд поправок. Эти
поправки должны учитываться следующими коэффициентами:
а) коэффициентом, учитывающим износ компрессора. Для новых
компрессоров он равен 1,0; для старых машин поршневого и ротационного типов не ниже 1,1; для турбокомпрессоров не ниже 1,05;
б) коэффициентом, учитывающим конечное давление сжатия;
197
в) поправочным коэффициентом, учитывающим степень загрузки
компрессора, принимаемым по табл. 3.2.
Степенью загрузки компрессора называется отношение количества
воздуха, подаваемого компрессором в единицу времени к его паспортной
производительности за это время. Степень загрузки компрессора должна
быть не ниже 90 %.
Таблица 3.2
Поправочные коэффициенты, учитывающие степень
загрузки компрессора
Типы
компрессоров
Поршневые с регулированием путем подключения дополнительных вредных пространств
Поршневые с регулированием на холостой
ход и ротационные
компрессоры
Турбокомпрессоры с
дроссельным регулированием
Поправочный коэффициент при загрузке, %
100 90
80
70
60
50
40
30
1,0
1,03
1,04
1,08
1,12
1,16
1,22
1,0
1,03
1,08
1,11
1,16
1,23
1,32
1,0
1,05
1,09
1,15
1,15
1,31
Удельный расход электроэнергии на охлаждение компрессора
определяется по формуле
d охл
0, 00272HQв
днпер
,
(3.25)
где Н – напор воды, включая и высоту всасывания, м. вод. ст.; Qв – часовой расход воды, л/ч (количество воды, идущей на охлаждение, замеряется счетчиком); н – КПД насоса (принимается по паспортным данным);
д – КПД электродвигателя насоса; пер – КПД передачи от электродвигателя к насосу (см. табл. 3.1) [1].
Для компрессоров
производительностью до 10 м3/мин расход воды
3
равен 4,5–5 л на 1 м всасываемого
воздуха; для компрессоров производительностью свыше 10 м3/мин – 3,5-4,5 л на 1 м3 всасываемого воздуха.
Расчет расхода электроэнергии электросварочными установками.
Расход электроэнергии на сварку в общем виде определяются по формуле
W св
198
jUT
Pxx ( T ) ,
1000
(3.26)
где U – напряжение сварочной дуги, принимаемое по технологическому
режиму, В; j – сила тока (определяется замером или по технологическому режиму), А; T – время горения дуги, ч; – КПД источника питания
дуги (определяется по паспортным данным); Рх.х – мощность холостого
хода источника питания дуги (определяется опытным путем. При сварке
на переменном токе расход электроэнергии на холостой ход незначителен
и им можно пренебречь), кВт; τ – полное время работы источника дуги
(определяется расчетом), ч.
Время горения дуги для наплавки 1 кг металла определяется по
формуле
T
1000
,
jkн
(3.27)
где kн – коэффициент наплавки, представляющий собой количество
металла в граммах, наплавляемого за 1 ч горения дуги при j =1 А (при
электросварке на переменном токе электродами с толстым покрытием
kн = 6-18 г/(А. ч), при автоматической электросварке под флюсом
kн = 11-24 г/(А. ч)).
Список использованной литературы
1. Некрасов А.С., Синяк Ю.В. Управление энергетикой предприятия, – М. : Энергия, 1979.
2. ГОСТ Р 51749-2001 «Энергосбережение. Энергопотребляющее
оборудование общепромышленного применения. Виды. Типы. Группы.
Показатели энергетической эффективности. Идентификация»
3. ГОСТ Р 51541-99 «Энергосбережение. Энергетическая эффективность. Состав показателей. Общие положення».
4. ДСТУ 2804-94 «Энергобаланс промышленного предприятия.
Общие положения. Термины и определения».
5. ДСТУ 3176-96 (ГОСТ 30341-96) «Энергосбережение. Методы
определения балансов энергопотребления горных предприятий».
6. ДСТУ 4714-2007 «Энергосбережение. Топливно-энергетические
балансы промышленных предприятий. Методика построения и анализа».
7. ГОСТ Р 51379-99 «Энергосбережение. Энергетический паспорт промышленного потребителя топливно-энергетических ресурсов.
Основные положения. Типовые формы».
8. Энергосбережение. Топливно-энергетический баланс промышленного предприятия. / Стандарт РФ. – М.: ИПК «Издательство стандартов», 2008.
9. ГОСТ 27322-87 «Энергобаланс промышленного предприятия.
Общие положення».
10. Практичний посібник з енергозбереження для об’єктів промисловості, будівництва та житлово-комунального господарства України /
199
Праховник А.В., Прокопенко В.В., Дешко В.І. та ін. — Луганськ, Вид-во
«Місячне сяйво», 2010. — 696 с.
11. ДСТУ 30356-96 «Методы определения норм затрат электроэнергии горными предприятиями».
Основные сокращения в главе 3
ВЭР
КПД
ПСУ
СЭС
ТЭБ
ТЭР
200
– вторичные энергетические ресурсы
– коэффициент полезного действия
– паросиловая установка
– системы энергоснабжения
– топливно-энергетический баланс
– топливно-энергетические ресурсы
ГЛАВА 4
ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ. ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ И
ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТЬ
4.1. Общая характеристика систем электроснабжения. Качество
электроэнергии; электромагнитная совместимость
Определения и общие положения. Системой электроснабжения
называют совокупность взаимосвязанных электроустановок, предназначенных для обеспечения потребителей электрической энергией. Согласно
работе [1], где изложены термины и определения энергетики и электрификации, потребители – это предприятия, организации, территориально
обособленные цехи, строительные площадки, квартиры, у которых
приемники электроэнергии присоединены и используют электроэнергию.
Согласно правилам устройства электроустановок потребителем электроэнергии называется электроприемник или их группа, объединенные технологическим процессом и размещающиеся на определенной территории.
Приемником электроэнергии называют устройство (аппарат, агрегат, механизм), в котором происходит преобразование электрической
энергии в другой вид энергии для ее использования. По технологическому
назначению приемники электроэнергии классифицируются по виду энергии, в который данный электроприемник преобразует электроэнергию, а
именно: электродвигатели приводов машин и механизмов, электротермические, электрохимические и электросиловые установки, установки
электроосвещения, установки электростатического и электромагнитного
поля и др [1].
Электроустановками называют совокупность машин, аппаратов,
линий и вспомогательного оборудования, предназначенных для производства, преобразования, передачи, накопления, распределения электроэнергии и преобразования ее в другие виды энергии. Электроустановка –
комплекс взаимосвязанного оборудования и сооружений. Примеры
электроустановок: электрическая подстанция, линия электропередачи,
распределительная подстанция, конденсаторная батарея и др.
По технологическому назначению приемники электроэнергии классифицируются в зависимости от вида энергии, в который данный приемник преобразует электрическую энергию: электродвигатели приводов
машин и механизмов; электротермические установки; электрохимические
установки; установки электроосвещения; установки электростатического
и электромагнитного поля, электрофильтры; устройства искровой обработки, контроля и испытания изделий (рентгеновские аппараты, установки ультразвука и т.п.). Электроприемники характеризуются номинальными параметрами: напряжением, током, мощностью и др. Совокупность
электроприемников производственных установок цеха, корпуса, предприятия, присоединенных с помощью электрических сетей к общему пункту
электропитания, называется электропотребителем.
201
Электрические сети подразделяют по следующим признакам.
1. Напряжение сети. Сети могут быть напряжением до 1 кВ –
низковольтными или низкого напряжения (НН) и выше 1 кВ – высоковольтными или высокого напряжения (ВН).
2. Род тока. Сети могут быть постоянного и переменного тока.
Электрические сети выполняются в основном по системе трехфазного
переменного тока, что является наиболее целесообразным, поскольку при
этом может производиться трансформация электроэнергии. При большом
числе однофазных приемников от трехфазных сетей осуществляются
однофазные ответвления.
3. Назначение. По характеру потребителей и от назначения территории, на которой они находятся, различают: сети в городах, сети
промышленных предприятий, сети электрического транспорта, сети в
сельской местности. Кроме того, существуют районные сети, предназначенные для соединения крупных электрических станций и подстанций на
напряжении выше 35 кВ; сети межсистемных связей, предназначенные
для соединения крупных электроэнергетических систем на напряжении
330, 500 и 750 кВ. Кроме того, применяют понятия: питающие и распределительные сети.
4. Конструктивное выполнение сетей. Линии могут быть воздушными, кабельными и токопроводами. Подстанции могут быть открытыми
и закрытыми.
Особенности электроснабжения промышленных предприятий.
Энергетика как жизнеобеспечивающая отрасль промышленности обладает рядом особенностей, выделяющих ее из других отраслей промышленности.
Первая особенность энергетики – производство электроэнергии, ее
транспортировка, распределение и потребление осуществляются практически в один и тот же момент времени, т.е. имеется баланс.
Вторая особенность – это относительная быстрота протекания
переходных процессов в ней. Волновые процессы совершаются в тысячные доли секунды. Это процессы, связанные с короткими замыканиями,
включениями и отключениями, изменениями нагрузки, нарушениями
устойчивости в системе.
Третья особенность – обеспечение электроэнергией всех отраслей,
отличающихся технологией производства, способами преобразования
электроэнергии в другие виды энергии, многообразием электроприемников.
Основные требования к системам электроснабжения. Рационально выполненная современная система электроснабжения должна удовлетворять техническим и экономическим требованиям, а именно [1]:
− обеспечение безопасности работ как для электротехнического
персонала, так и для не электротехнического;
− надежность электроснабжения;
− качество электроэнергии, удовлетворяющее требованиям [2];
− экономичность;
202
− возможность частых перестроек технологии производства и развития предприятия;
− отсутствие существенного вредного влияния на окружающую
среду.
Электрические параметры электроэнергетических систем. При
анализе работы сети различают параметры элементов сети и параметры ее
режимов.
Параметрами элементов электрической сети являются сопротивления и проводимости, коэффициенты трансформации. К параметрам сети
также относят электродвижущую силу источников и задающие токи
(мощности) нагрузок. К параметрам режима относятся: значения частоты,
токов в ветвях, напряжений в узлах, фазовых углов, полной, активной и
реактивной мощностей электропередачи, а также значения, характеризующие несимметрию трехфазной системы напряжений или токов и
несинусоидальность изменения напряжения и токов в течение периода
основной частоты.
Под режимом сети понимается ее электрическое состояние.
Рассмотрим возможные режимы работы электрических систем.
При работе в нормальном установившемся режиме значения основных параметров (частоты и напряжения) равны номинальным или находятся в пределах допустимых отклонений от них, значения токов не
превышают допустимых по условиям нагревания величин. Нагрузки
изменяются медленно, что обеспечивает возможность плавного регулирования работы электростанций и сетей и удержание основных параметров в
пределах допустимых норм.
Отметим, что нормальным считается режим и при включении, и
отключении мощных линий или трансформаторов, а также для резкопеременных (ударных) нагрузок. В этих случаях после завершения переходного процесса, который продолжается доли секунды, вновь наступает
установившийся нормальный режим, когда значения параметров в
контрольных точках системы оказываются в допустимых пределах.
В переходном неустановившемся режиме система переходит из
установившегося нормального состояния в другое установившееся с резко
изменившимися параметрами. Этот режим считается аварийным и наступает при внезапных изменениях в схеме и резких изменениях генераторных и потребляемых мощностей. В частности, это имеет место при
авариях на станциях или сетях, например, при коротких замыканиях и
последующем отключении поврежденных элементов сети, резком падении давления пара или напоров воды и т.д. Во время аварийного переходного режима параметры режима системы в некоторых ее контрольных
точках могут резко отклоняться от нормированных значений.
Послеаварийный установившийся режим наступает после локализации аварии в системе. Этот режим чаще всего отличается от нормального, так как в результате аварии один или несколько элементов системы
(генератор, трансформатор, линия) будут выведены из работы. При послеаварийных режимах может возникнуть так называемый дефицит мощно-
203
сти, когда мощность генераторов в оставшейся в работе части системы
меньше мощности потребителей.
Параметры послеаварийного (форсированного) режима могут в той
или иной степени отличаться от допустимых значений. Если значения
этих параметров во всех контрольных точках системы являются допустимыми, то исход аварии считается благополучным. В противном случае
исход аварии неблагополучен и диспетчерская служба системы принимает немедленные меры к тому, чтобы привести параметры послеаварийного режима в соответствие с допустимыми [1].
Качество электроэнергии, электромагнитная совместимость.
Электрическая энергия как товар используется во всех сферах жизнедеятельности человека, обладает совокупностью специфических свойств и
непосредственно участвует при создании других видов продукции, влияя
на их качество. Понятие качества электрической энергии (КЭ) отличается
от понятия качества других видов продукции. Каждый электроприемник
предназначен для работы при определенных параметрах электрической
энергии: номинальных частоте, напряжении, токе и т.п., поэтому для нормальной его работы должно быть обеспечено требуемое КЭ. Таким образом, качество электрической энергии определяется совокупностью ее
характеристик, при которых электроприемники (ЭП) могут нормально
работать и выполнять заложенные в них функции.
Качество энергии на месте производства не гарантирует ее качества
на месте потребления. КЭ до и после включения ЭП в точке его присоединения к электрической сети может быть различно. КЭ характеризуют
также термином «электромагнитная совместимость». Под электромагнитной совместимостью понимают способность ЭП нормально функционировать в его электромагнитной среде (в электрической сети, к которой он
присоединен), не создавая недопустимых электромагнитных помех для
других ЭП, функционирующих в той же среде.
Электромагнитная совместимость технических средств – способность технических средств одновременно функционировать в реальных условиях эксплуатации с требуемым качеством при воздействии на
них непреднамеренных электромагнитных помех и не создавать недопустимых электромагнитных помех другим техническим средствам.
Проблема электромагнитной совместимости промышленных ЭП с
питающей сетью остро возникла в связи с широким использованием
мощных вентильных преобразователей, дуговых сталеплавильных печей,
сварочных установок, которые при всей своей экономичности и технологической эффективности оказывают отрицательное влияние на КЭ.
Бытовые ЭП, как и промышленные, также должны иметь электромагнитную совместимость с другими ЭП, включенными в общую
электросеть, не снижать эффективность их работы и не ухудшать показатели качества элетроэнергии (ПКЭ).
В промышленном оборудовании основным источником помех
являются процессы переключения в электрических цепях, связанные с
очень быстрым изменением токов и напряжений, что, в свою очередь,
ведѐт к появлению электромагнитных помех, которые могут быть перио-
204
дическими или случайными. Воздействие этих помех может носить как
кондуктивный (в виде наводки на токи или напряжения в проводниках),
так и излучательный (под влиянием переменного электромагнитного
поля) характер.
Качество энергии в промышленности оценивается по техникоэкономическим показателям, которые учитывают ущерб вследствие порчи
материалов и оборудования, расстройства технологического процесса,
ухудшения качества выпускаемой продукции, снижения производительности труда – так называемый технологический ущерб. Кроме того,
существует и электромагнитный ущерб от некачественной электроэнергии, который характеризуется увеличением потерь электроэнергии, выходом из строя электротехнического оборудования, нарушением работы
автоматики, телемеханики, связи, электронной техники и т.д.
Качество энергии тесно связано с надежностью электроснабжения,
поскольку нормальным режимом электроснабжения потребителей является такой режим, при котором потребители получают электроэнергию
бесперебойно, в количестве, заранее согласованном с энергоснабжающей
организацией, и нормированного качества.
В Украине с 1 января 2000 года введен в действие ГОСТ 13109-97
«Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения
общего назначения» (далее ГОСТ), устанавливающий показатели и нормы
качества электроэнергии в электрических сетях систем электроснабжения
общего назначения переменного трех- и однофазного тока частотой 50 Гц
в точках, к которым присоединяются электрические сети, находящиеся в
собственности различных потребителей электрической энергии, или
приемники электрической энергии (точки общего присоединения).
Показатели качества электрической энергии. Стандартом устанавливаются следующие ПКЭ [2]:
− установившееся отклонение напряжения Uy;
− размах изменения напряжения Uf ;
− доза фликера PT;
− коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения ku;
− коэффициент n-й гармонической составляющей напряжения ku(n);
− коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности k2u;
− коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности k0u;
− отклонение частоты ∆f;
− длительность провала напряжения ∆tn;
− импульсное напряжение Uимп;
− коэффициент временного перенапряжения kперU.
Для характеристики перечисленных выше показателей стандартом
установлены численные нормально и предельно допустимые значения
ПКЭ или нормы.
В стандарте указаны вероятные виновники ухудшения КЭ. Отклонение частоты регулируется питающей энергосистемой и зависит только
от нее. Отдельные ЭП на промышленных предприятиях (а тем более в
205
быту) не могут оказать влияния на этот показатель, так как мощность их
несоизмеримо мала по сравнению с суммарной мощностью генераторов
электростанций энергосистемы [2].
Колебания, несимметрия и несинусоидальность напряжения вызываются в основном работой отдельных мощных ЭП на промышленных
предприятиях, и только величина этих ПКЭ зависит от мощности питающей энергосистемы в рассматриваемой точке подключения потребителя.
Отклонения напряжения зависят как от уровня напряжения, которое подается энергосистемой на промышленные предприятия, так и от работы
отдельных промышленных ЭП, особенно с большим потреблением реактивной мощности. Вопросы КЭ следует рассматривать в непосредственной связи с вопросами компенсации реактивной мощности. Длительность
провала напряжения, импульсное напряжение, коэффициент временного
перенапряжения обуславливаются режимами работы энергосистемы.
Характеристика ПКЭ
Отклонение напряжения. Отклонения напряжения от номинальных
значений происходят из-за суточных, сезонных и технологических
изменений электрической нагрузки потребителей; изменения мощности
компенсирующих устройств; регулирования напряжения генераторами
электростанций и на подстанциях энергосистем; изменения схемы и
параметров электрических сетей.
Отклонение напряжения определяется разностью между действующим U и номинальным Uном значениями напряжения, В:
U = U – Uном,
(4.1)
или в процентах
U
U U ном
100 ,
U ном
(4.2)
Установившееся отклонение напряжения Uу равно, % :
U y
U y U ном
U ном
100 ,
(4.3)
где Uу – установившееся (действующее) значение напряжения за интервал
усреднения [2].
В электрических сетях однофазного тока действующее значение
напряжения определяется как значение напряжения основной частоты U(1)
без учета высших гармонических составляющих напряжения, а в электрических сетях трехфазного тока – как действующее значение напряжения
прямой последовательности основной частоты U1(1).
Стандартом нормируются отклонения напряжения на выводах
приемников электрической энергии. Нормально и предельно допустимые
206
значения установившегося отклонения напряжения равны соответственно
+ 5 и + 10 % от номинального значения напряжения и в точках общего
присоединения потребителей электрической энергии должны быть установлены в договорах энергоснабжения для часов минимума и максимума
нагрузок в энергосистеме с учетом необходимости выполнения норм
стандарта на выводах приемников электрической энергии в соответствии
с нормативными документами.
Колебания напряжения. Колебания напряжения вызываются
резким изменением нагрузки на рассматриваемом участке электрической
сети, например, включением асинхронного двигателя (АД) с большой
кратностью пускового тока, технологическими установками с быстропеременным режимом работы, сопровождающимися толчками активной и
реактивной мощности – такими, как привод реверсивных прокатных
станов, дуговые сталеплавильные печи, сварочные аппараты и т.п.
Несинусоидальность напряжения. В процессе выработки преобразования, распределения и потребления электроэнергии имеют место
искажения формы синусоидальных токов и напряжений. Источниками
искажений являются синхронные генераторы электростанций, силовые
трансформаторы, работающие при повышенных значениях магнитной
индукции в сердечнике (при повышенном напряжении на их выводах),
преобразовательные устройства переменного тока в постоянный и ЭП с
нелинейными вольт-амперными характеристиками (или нелинейные
нагрузки).
Искажения, создаваемые синхронными генераторами и силовыми
трансформаторами, не значительны и не оказывают существенного влияния на систему электроснабжения и работу ЭП. Главной причиной искажений являются вентильные преобразователи, электродуговые сталеплавильные и рудно-термические печи, установки дуговой и контактной
сварки, преобразователи частоты, индукционные печи, ряд электронных
технических средств (телевизионные приемники, ПЭВМ), газоразрядные
лампы и другие. ЭП электроэнергии и газоразрядные лампы, которые
создают при своей работе невысокий уровень гармонических искажений –
на выходе, но общее количество таких ЭП велико.
Из курса математики известно, что любую несинусоидальную
функцию f t с периодом 2 , удовлетворяющую условию Дирихле,
можно представить в виде суммы постоянной величины и бесконечного
ряда синусоидальных величин с кратными частотами. Такие синусоидальные составляющие называются гармоническими или гармониками.
Синусоидальная составляющая, период которой равен периоду несинусоидальной периодической величины, называется основной или первой
гармоникой. Остальные составляющие синусоиды с частотами со второй
n-ю называют высшими гармониками.
Несинусоидальность напряжения характеризуется следующими показателями:
− коэффициентом искажения синусоидальности кривой напряжения;
− коэффициентом n-й гармонической составляющей напряжения.
207
Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения kU
определяется по выражению, %
N
U
n2
kU
2
(n)
100 ,
U (1)
(4.4)
где U (n ) – действующее значение n-й гармонической составляющей
напряжения, В; n – порядок гармонической составляющей напряжения;
N – порядок последней из учитываемых гармонических составляющих
напряжения, стандартом устанавливается N=40; U(n) – действующее
значение напряжения основной частоты, В.
Допускается определять kU по выражению, %
N
kU
U
n2
2
( n)
U ном
100 ,
(4.5)
где Uном – номинальное напряжение сети, В.
Коэффициент n-й гармонической составляющей напряжения равен, %
kU ( n )
U (n)
U (1)
100 .
(4.6)
Допускается вычислять kU ( n ) по выражению, %
kU ( n )
U (n)
U ном
100 .
(4.7)
Для вычисления kU необходимо определить уровень напряжения
отдельных гармоник, генерируемых нелинейной нагрузкой.
Фазное напряжение гармоники в расчетной точке сети находят из
выражения
U( n ) I ( n ) nUнлUном / Sk ,
(4.8)
где I ( n ) – действующее значение фазного тока n-й гармоники; Uнл –
напряжение нелинейной нагрузки (если расчетная точка совпадает с
точкой присоединения нелинейной нагрузки, то Uнл = Uном); Uном – номи-
208
нальное напряжение сети; S k – мощность короткого замыкания в точке
присоединения нелинейной нагрузки [2].
Для расчета U(n) необходимо предварительно определить ток соответствующей гармоники, который зависит не только от электрических
параметров, но и от вида нелинейной нагрузки.
Нормально и предельно допустимые значения kU в точке общего
присоединения к электрическим сетям с разным номинальным напряжением приведены в [2].
Несимметрия напряжения. Наиболее распространенными источниками несимметрии напряжений в трехфазных системах электроснабжения являются такие потребители электроэнергии, симметричное многофазное исполнение которых или невозможно, или нецелесообразно по
технико-экономическим соображениям. К таким установкам относятся
индукционные и дуговые электрические печи, тяговые нагрузки железных
дорог, выполненные на переменном токе, электросварочные агрегаты,
специальные однофазные нагрузки, осветительные установки.
Несимметричные режимы напряжений в электрических сетях
имеют место также в аварийных ситуациях – при обрыве фазы или
несимметричных коротких замыканиях.
Несимметрия напряжений характеризуется наличием в трехфазной
электрической сети напряжений обратной или нулевой последовательности, значительно меньших по величине соответствующих составляющих
напряжения прямой (основной) последовательности.
Несимметрия напряжений характеризуется следующими показателями:
− коэффициентом несимметрии напряжений по обратной последовательности;
− коэффициентом несимметрии напряжений по нулевой последовательности.
Коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности равен, %
k2U
U 21
U11
100 ,
(4.9)
где U 21 – действующее значение напряжения обратной последовательности основной частоты трехфазной системы напряжений, В; U11 –
действующее значение напряжения прямой последовательности основной
частоты, В [2].
Допускается вычислять k2U по выражению, %
k2U
U 21
U ном.мф
100 ,
(4.10)
209
где U ном.мф – номинальное значение межфазного напряжения сети, В.
Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности равен, %
k0U
3U 01
U 0(1)
100 ,
(4.11)
где U 01 – действующее значение напряжения нулевой последовательности основной частоты трехфазной системы напряжений, В.
Допускается вычислять k0U по формуле, %
k0U
U 01
U ном.мф
100 .
(4.12)
Измерение коэффициента несимметрии напряжений по нулевой
последовательности проводят в четырехпроводной сети.
Нормально и предельно допустимые значения коэффициента
несимметрии напряжений по обратной последовательности в точке общего присоединения к электрическим сетям равны 2,0 и 4,0 %.
Нормированные значения коэффициента несимметрии напряжений
по нулевой последовательности в точке общего присоединения к четырехпроводным электрическим сетям с номинальным напряжением 0,38 кВ
также равны 2,0 и 4,0 %.
Отклонения частоты. Отклонение частоты – разность между
действительным и номинальным значениями частоты, Гц
∆f = f – fном ,
(4.13)
или в процентах
f
f f ном
100 .
f ном
(4.14)
Стандартом устанавливаются нормально и предельно допустимые
значения отклонения частоты, равные ± 0,2 Гц и ±0,4 Гц соответственно.
Влияние качества электроэнергии на работу электроприемников.
Отклонения ПКЭ от нормируемых значений ухудшают условия эксплуатации электрооборудования энергоснабжающих организаций и потребителей электроэнергии, могут привести к значительным убыткам как в
промышленности, так и в бытовом секторе, обуславливают, как уже
отмечалось, технологический и электромагнитный ущербы.
210
Влияние отклонений напряжения. Отклонения напряжения оказывают значительное влияние на работу АД, являющихся наиболее распространенными приемниками электроэнергии в промышленности.
При изменении напряжения изменяется механическая характеристика АД – зависимость его вращающего момента М от скольжения s или частоты вращения. С достаточной точностью можно считать,
что вращающий момент двигателя пропорционален квадрату напряжения
на его выводах. При снижении напряжения уменьшается вращающий
момент и частота вращения ротора двигателя, так как увеличиваются его
скольжение (от значения sн до s1). Снижение частоты вращения зависит
также от закона изменения момента сопротивления Мс и от загрузки двигателя. Зависимость частоты вращения ротора двигателя от напряжения
можно выразить следующим образом:
U2
n nc 1 k3 ном
sном ,
2
U
(4.14)
где nc – синхронная частота вращения; k3 – коэффициент загрузки двигателя; Uном и sном – номинальные значения напряжения и скольжения соответственно [3].
Из формулы (4.14) видно, что при малых загрузках двигателя частота вращения ротора будет больше номинальной частоты вращения (при
номинальной загрузке двигателя). В таких случаях понижения напряжения не приводят к уменьшению производительности технологического
оборудования, так как снижения частоты вращения двигателей ниже
номинальной не происходит.
Для двигателей, работающих с полной нагрузкой, понижение
напряжения приводит к уменьшению частоты вращения. Если производительность механизмов зависит от частоты вращения двигателя, то на выводах таких двигателей рекомендуется поддерживать напряжение не ниже
номинального. При значительном снижении напряжения на выводах двигателей, работающих с полной нагрузкой, момент сопротивления механизма может превысить вращающий момент, что приведет к «опрокидыванию» двигателя, т.е. к его остановке. Во избежание повреждений двигатель необходимо отключить от сети.
Снижение напряжения ухудшает и условия пуска двигателя, так как
при этом уменьшается его пусковой момент. Практический интерес представляет зависимость потребляемой двигателем активной и реактивной
мощностей от напряжения на его выводах.
В случае снижения напряжения на зажимах двигателя реактивная
мощность намагничивания уменьшается (на 2–3 % при снижении напряжения на 1 %), при той же потребляемой мощности увеличивается ток
двигателя (можно считать, что при δU=10 % ток двигателя возрастет на
10 % от Iном,, что вызывает перегрев изоляции).
211
Если двигатель длительно работает при пониженном напряжении,
то из-за ускоренного износа изоляции срок службы двигателя уменьшается. Приближенно срок службы изоляции Т можно определить по формуле
T
Tном
,
T
(4.15)
где Тном – срок службы изоляции двигателя при номинальном напряжении
и номинальной нагрузке; R – коэффициент, зависящий от значения и знака
отклонения напряжения δUy , а также от коэффициента загрузки двигателя
k3 и равный
− R (47 U 2 7,55 U 1)k32 при –0,2 < δUy < 0;
2
− R = k 3 при 0,2 > δUy > 0.
Поэтому с точки зрения нагрева двигателя более опасны в рассматриваемых пределах отрицательные отклонения напряжения. Снижение
напряжения приводит также к заметному росту реактивной мощности,
теряемой в реактивных сопротивлениях рассеяния линий, трансформаторов и АД.
Повышение напряжения на выводах двигателя приводит к увеличению потребляемой ими реактивной мощности. При этом удельное
потребление реактивной мощности растет с уменьшением коэффициента
загрузки двигателя. В среднем на каждый процент повышения напряжения потребляемая реактивная мощность увеличивается на 3 % и более (в
основном за счет увеличения тока холостого хода двигателя), что, в свою
очередь, приводит к увеличению потерь активной мощности в элементах
электрической сети [3].
Лампы накаливания характеризуются номинальными параметрами:
потребляемой мощностью Рном, световым потоком Fном, световой отдачей
εном (равной отношению излучаемого лампой светового потока к ее мощности) и средним номинальным сроком службы Tном. Эти показатели в
значительной мере зависят от напряжения на выводах ламп накаливания.
При отклонениях напряжения δU=±10% эти характеристики приближенно можно описать следующими эмпирическими формулами:
1,53
U
P
Po.e
;
Pном U ном
3,67
U
F
Fo.e
;
Fном U ном
2,14
U
o.e
.
ном U ном
Со снижением напряжения наиболее заметно падает световой
поток. При повышении напряжения сверх номинального увеличиваются
212
световой поток F, мощность лампы Р и световая отдача ε, но резко снижается срок службы ламп и в результате они быстро перегорают. При этом
имеет место и перерасход электроэнергии.
Изменения напряжения приводят к соответствующим изменениям
светового потока и освещенности, что, в конечном итоге, оказывает влияние на производительность труда и утомляемость человека.
Люминесцентные лампы менее чувствительны к отклонениям
напряжения. При повышении напряжения потребляемая мощность и
световой поток увеличиваются, а при снижении – уменьшаются, но не в
такой степени, как у ламп накаливания. При пониженном напряжении
условия зажигания люминесцентных ламп ухудшаются, поэтому срок их
службы, определяемый распылением оксидного покрытия электродов,
сокращается как при отрицательных, так и при положительных отклонениях напряжения.
При отклонениях напряжения δU=±10% срок службы люминесцентных ламп в среднем снижается на 20-25 %. Существенным
недостатком люминесцентных ламп является потребление ими реактивной мощности, которая растет с увеличением подводимого к ним напряжения.
Отклонения напряжения отрицательно влияют на качество работы
и срок службы бытовой электронной техники (радиоприемники, телевизоры, телефонно-телеграфная связь, компьютерная техника).
Вентильные преобразователи обычно имеют систему автоматического регулирования постоянного тока путем фазового управления. При
повышении напряжения в сети угол регулирования автоматически увеличивается, а при понижении напряжения уменьшается. Повышение напряжения на 1 % приводит к увеличению потребления реактивной мощности
преобразователем примерно на 1-1,4 %, что приводит к ухудшению коэффициента мощности. В то же время другие показатели вентильных преобразователей с повышением напряжения улучшаются, и поэтому выгодно
повышать напряжение на их выводах в пределах допустимых значений.
Электрические печи чувствительны к отклонениям напряжения,
Понижение напряжения электродуговых печей, например, на 7 % приводит к удлинению процесса плавки стали в 1,5 раза. Повышение напряжения выше 1,05Uном приводит к перерасходу электроэнергии.
Отклонения напряжения отрицательно влияют на работу электросварочных машин: например, для машин точечной сварки при δU=±15%
получается 100 %-ный брак продукции.
Влияние колебаний напряжения. К числу ЭП чрезвычайно чувствительных к колебаниям напряжения относятся осветительные приборы,
особенно лампы накаливания и электронная техника.
Стандартом определяется воздействие колебаний напряжения на
осветительные установки, влияющие на зрение человека. Мигание источников освещения (фликер-эффект) вызывает неприятный психологический эффект, утомление зрения и организма в целом. Это ведет к снижению производительности труда, а в ряде случаев и к травматизму.
213
Наиболее сильное воздействие на глаз человека оказывают мигания
с частотой 3-10 Гц, поэтому допустимые колебания напряжения в этом
диапазоне минимальны – менее 0,5 %.
При одинаковых колебаниях напряжения отрицательное влияние
ламп накаливания проявляется в значительно большей мере, чем газоразрядных ламп. Колебания напряжения более 10 % могут привести к погасанию газоразрядных ламп. Зажигание их в зависимости от типа ламп
происходит через несколько секунд и даже минут.
Колебания напряжения нарушают нормальную работу и уменьшают срок службы электронной аппаратуры: радиоприемников, телевизоров,
телефонно-телеграфной связи, компьютерной техники, рентгеновских
установок, радиостанций, телевизионных станций и т.п.
При значительных колебаниях напряжения (более 15 %) могут быть
нарушены условия нормальной работы электродвигателей, возможно
отпадание контактов магнитных пускателей с соответствующим отключением работающих двигателей.
Колебания напряжения с размахом 10-15 % могут привести к выходу
из строя батарей конденсаторов, а также вентильных преобразователей [3].
Влияние колебаний напряжения на отдельные приемники электроэнергии изучены еще недостаточно. Это затрудняет техникоэкономический анализ при проектировании и эксплуатации систем
электроснабжения с резко переменными нагрузками.
Влияние несимметрии напряжений. Несимметрия напряжений, как
уже отмечалось, вызывается чаще всего наличием несимметричной
нагрузки. Несимметричные токи нагрузки, протекающие по элементам
системы электроснабжения, вызывают в них несимметричные падения
напряжения. Вследствие этого на выводах ЭП появляется несимметричная система напряжений. Отклонения напряжения у ЭП перегруженной
фазы могут превысить нормально допустимые значения, в то время как
отклонения напряжения у ЭП других фаз будут находиться в нормируемых пределах. Кроме ухудшения режима напряжения у ЭП при несимметричном режиме существенно ухудшаются условия работы как самих
ЭП, так и всех элементов сети, снижается надежность работы электрооборудования и системы электроснабжения в целом.
Качественно отличается действие несимметричного режима по
сравнению с симметричным для таких распространенных трехфазных ЭП,
как АД. Особое значение для них имеет напряжение обратной последовательности. Сопротивление обратной последовательности электродвигателей примерно равно сопротивлению заторможенного двигателя и, следовательно, в 5–8 раз меньше сопротивления прямой последовательности.
Поэтому даже небольшая несимметрия напряжений (k0U≈1%) вызывает
значительные токи обратной последовательности. Токи обратной последовательности накладываются на токи прямой последовательности и
вызывают дополнительный нагрев статора и ротора (особенно массивных
частей ротора), что приводит к ускоренному старению изоляции и уменьшению располагаемой мощности двигателя (уменьшению КПД двигателя).
Так, срок службы полностью загруженного АД, работающего при несим-
214
метрии напряжения 4 %, сокращается в 2 раза. При несимметрии напряжения 5 % располагаемая мощность двигателя уменьшается на 5–10 %.
При несимметрии напряжений сети в синхронных машинах наряду с
возникновением дополнительных потерь активной мощности и нагревом
статора и ротора могут возникнуть опасные вибрации в результате появления знакопеременных вращающих моментов и тангенциальных сил,
пульсирующих с двойной частотой сети. При значительной несимметрии
вибрация может оказаться опасной, а в особенности при недостаточной
прочности и наличии дефектов сварных соединений. При несимметрии
токов, не превышающей 30 %, опасные перенапряжения в элементах
конструкций, как правило, не возникают.
Правила технической эксплуатации электрических сетей и станций
указывают, что длительная работа генераторов и синхронных компенсаторов при неравных токах фаз допускается, если разница токов не превышает 10 % номинального тока статора для турбогенераторов и 20 % для
гидрогенераторов. При этом токи в фазах не должны превышать номинальных значений. Если эти условия не выполняются, то необходимо
принимать специальные меры по уменьшению несимметрии.
В случае наличия токов обратной и нулевой последовательностей
увеличиваются суммарные токи в отдельных фазах элементов сети, что
приводит к увеличению потерь активной мощности и может быть недопустимо с точки зрения нагрева. Токи нулевой последовательности протекают постоянно через заземлители. При этом дополнительно высушивается и увеличивается сопротивление заземляющих устройств. Это может
быть недопустимым с точки зрения работы релейной защиты, а также
из-за усиления воздействия на низкочастотные установки связи и
устройства железнодорожной блокировки.
Несимметрия напряжения значительно ухудшает режимы работы
многофазных вентильных выпрямителей: значительно увеличивается
пульсация выпрямленного напряжения, ухудшаются условия работы
системы импульсно-фазового управления тиристорных преобразователей.
Конденсаторные установки при несимметрии напряжений неравномерно загружаются реактивной мощностью по фазам, что делает
невозможным полное использование установленной конденсаторной
мощности. Кроме того, конденсаторные установки в этом случае усиливают уже существующую несимметрию, так как выдача реактивной
мощности в сеть в фазе с наименьшим напряжением будет меньше, чем в
остальных фазах (пропорционально квадрату напряжения на конденсаторной установке).
Несимметрия напряжений значительно влияет и на однофазные ЭП,
если фазные напряжения неравны, то, например, лампы накаливания,
подключенные к фазе с более высоким напряжением, имеют больший
световой поток, но значительно меньший срок службы по сравнению с
лампами, подключенными к фазе с меньшим напряжением. Несимметрия
напряжений усложняет работу релейной защиты, ведет к ошибкам при
работе счетчиков электроэнергии и т.д.
215
Влияние несинусоидальности напряжения. ЭП с нелинейными
вольт-амперными характеристиками потребляют из сети несинусоидальные токи при подведении к их зажимам синусоидального напряжения.
Токи высших гармоник, проходя по элементам сети, создают падения
напряжения в сопротивлениях этих элементов и, накладываясь на основную синусоиду напряжения, приводят к искажениям формы кривой
напряжения в узлах электрической сети. В связи с этим ЭП с нелинейной
вольт-амперной характеристикой часто называют источниками высших
гармоник.
Наиболее серьезные нарушения КЭ в электрической сети имеют
место при работе мощных управляемых вентильных преобразователей.
При этом порядок высших гармонических составляющих тока и напряжения в сети определяется по формуле
п = т k +1,
(4.16)
где т – число фаз выпрямления; k – последовательный ряд натуральных
чисел (0,1,2...).
В зависимости от схемы выпрямления вентильные преобразователи
генерируют в сеть следующие гармоники тока: при шестифазной схеме –
до 19-го порядка; при 12-фазной – до 25-го порядка включительно.
Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения в
сетях с электродуговыми сталеплавильными и руднотермическими печами определяется в основном 2-, 3-, 4-, 5-, 7-й гармониками.
Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения
установок дуговой и контактной сварки определяется в основном 5-, 7-,
11-, 13-й гармониками.
Токи 3 и 5-й гармоник газоразрядных ламп составляют 10 и 3 % от
тока 1-й гармоники. Эти токи совпадают по фазе в соответствующих линейных проводах сети и, складываясь в нулевом проводе сети 380/220 В,
обусловливают ток в нем, почти равный току в фазном проводе. Остальными гармониками для газоразрядных ламп можно пренебречь. В целом
несинусоидальные режимы обладают теми же недостатками, что и
несимметричные.
Высшие гармоники тока и напряжения вызывают дополнительные
потери активной мощности во всех элементах системы электроснабжения:
в линиях электропередачи, трансформаторах, электрических машинах,
статических конденсаторах, так как сопротивления этих элементов
зависят от частоты.
Так, например, емкостное сопротивление конденсаторов, устанавливаемых в целях компенсации реактивной мощности, с повышением
частоты подводимого напряжения уменьшается. Поэтому, если в напряжении питающей сети есть высшие гармоники, то сопротивление конденсаторов на этих гармониках оказывается значительно ниже, чем на частоте 50 Гц. Из-за этого в конденсаторах, предназначенных для компенсации
реактивной мощности, даже небольшие напряжения высших гармоник
могут вызвать значительные токи гармоник. На предприятиях с большим
216
удельным весом нелинейных нагрузок батареи конденсаторов работают
плохо. Они или отключаются защитой от перегрузки по току, или за короткий срок выходят из строя из-за вспучивания банок (или ускоренного
старения изоляции). Известны случаи, когда на предприятиях с развитой
кабельной сетью напряжением 6–10 кВ батареи конденсаторов оказываются в режиме резонанса токов (или близких к этому режиму) на частоте
какой-либо из гармоник, что приводит к опасной перегрузке их по току [3].
Высшие гармоники вызывают: паразитные поля и электромагнитные моменты в синхронных и асинхронных двигателях, которые ухудшают механические характеристики и КПД машины. В результате необратимых физико-химических процессов, протекающих под воздействием
полей высших гармоник, а также повышенного нагрева токоведущих
частей, наблюдаются:
− ускоренное старение изоляции электрических машин, трансформаторов, кабелей;
− ухудшение коэффициента мощности ЭП;
− ухудшение или нарушение работы устройств автоматики,
телемеханики, компьютерной техники и других устройств с элементами
электроники;
− погрешности измерений индукционных счетчиков электроэнергии, которые приводят к неполному учету потребляемой электроэнергии;
− нарушение работы самих вентильных преобразователей при
высоком уровне высших гармонических составляющих.
Наличие высших гармоник неблагоприятно сказывается на работе
не только электрооборудования потребителей, но и электронных устройствах в энергосистемах. Для некоторых установок (система импульснофазового управления вентильными преобразователями, комплектные
устройства автоматики и др.) допустимые значения отдельных гармоник
тока (напряжения) указываются изготовителем в паспорте изделия.
Кривая напряжения, подводимого к ЭП, не должна содержать высших гармоник в установившемся режиме работы электросети. Следует
подчеркнуть, что в условиях работы ЭП, несинусоидальность напряжения
проявляется совместно с действиями других влияющих факторов, и поэтому необходимо рассматривать всю совокупность факторов совместно.
Влияние отклонения частоты. Жесткие требования стандарта к
отклонениям частоты питающего напряжения обусловлены значительным
влиянием частоты на режимы работы электрооборудования, ход технологических процессов производства и, как следствие, техникоэкономические показатели работы промышленных предприятий.
Электромагнитная составляющая ущерба обусловлена увеличением
потерь активной мощности в электрических сетях и ростом потребления
активной и реактивной мощностей. Известно, что снижение частоты на
1 % увеличивает потери в электрических сетях на 2 %.
Технологическая составляющая ущерба вызвана в основном недовыпуском промышленными предприятиями своей продукции и стоимостью дополнительного времени работы предприятия для выполнения
217
задания. Согласно экспертным оценкам значение технологического
ущерба на порядок выше электромагнитного.
Анализ работы предприятий с непрерывным циклом производства
показал, что большинство основных технологических линий оборудовано
механизмами с постоянным и вентиляторным моментами сопротивлений,
а их приводами служат АД. Частота вращения роторов двигателей
пропорциональна изменению частоты сети, а производительность технологических линий зависит от частоты вращения двигателя.
Степень влияния частоты на производительность ряда механизмов
может быть выражена через потребляемую ими активную мощность:
P af n ,
(4.17)
где a – коэффициент пропорциональности, зависящий от типа механизма;
f – частота сети; п – показатель степени.
В зависимости от значений показателя степени n, ЭП можно разбить на следующие группы:
1. Механизмы с постоянным моментом сопротивления – поршневые насосы, компрессоры, металлорежущие станки и др.; для них n = 1;
2. Механизмы с вентиляторным моментом сопротивления – насосы, вентиляторы, дымососы и др.; для них n = 3; на ТЭС, КЭС, АЭС
обычно это двигатели насосов питательной воды, циркуляционных насосов, дымовых вентиляторов, маслонасосов и т. д.;
3. Механизмы, для которых n=3,5-4 – центробежные насосы, работающие с большим статическим напором (противодавлением), например,
питательные насосы котельных.
ЭП 2-й и 3-й групп, наиболее подверженные влиянию частоты,
имеют регулировочные возможности, благодаря которым потребляемая
ими мощность из сети остается практически неизменной.
Наиболее чувствительны к понижению частоты двигатели
собственных нужд электростанций. Снижение частоты приводит к
уменьшению их производительности, что сопровождается снижением
располагаемой мощности генераторов и дальнейшим дефицитом активной мощности и снижением частоты (имеет место лавина частоты).
Такие ЭП, как лампы накаливания, печи сопротивления, дуговые
электрические печи на изменение частоты практически не реагируют.
Отклонения частоты отрицательно влияют на работу электронной
техники: отклонение частоты более +0,1 Гц приводит к яркостным и
геометрическим фоновым искажениям телевизионного изображения,
изменения частоты от 49,9 до 49,5 Гц влечет за собой почти четырехкратное увеличение допустимого размаха телевизионного сигнала к фоновой
помехе. Изменение частоты до 49,5 Гц требует существенного ужесточения требований к отношению сигнал/фоновая помеха во всех звеньях
телевизионного тракта – от оборудования аппаратно-студийного комплекса до телевизионного приемника, выполнение которых сопряжено со
значительными материальными затратами.
218
Кроме этого, пониженная частота в электрической сети влияет и на
срок службы оборудования, содержащего элементы со сталью (электродвигатели, трансформаторы, реакторы со стальным магнитопроводом), за
счет увеличения тока намагничивания в таких аппаратах и дополнительного нагрева стальных сердечников.
Для предотвращения общесистемных аварий, вызванных снижением частоты, предусматриваются специальные устройства с автоматической частотной разгрузки (АЧР), отключающие часть менее ответственных потребителей. После ликвидации дефицита мощности, например
после включения резервных источников, специальные устройства частотного автоматического повторного включения (ЧАПВ) включают отключенных потребителей и нормальная работа системы восстанавливается.
Поддержание нормальной частоты, соответствующей требованиям
стандарта, является технической, а не научной задачей, основной путь
решения которой – ввод генерирующих мощностей с целью создания
резервов мощности в сетях энергоснабжающих организаций.
Влияние электромагнитных помех. В системах электроснабжения
общего назначения широко применяются электронные и микроэлектронные системы управления, микропроцессоры и ЭВМ, что привело к снижению уровня помехоустойчивости систем управления ЭП и резкому
возрастанию количества их отказов. Основной причиной отказов является
воздействие электромагнитных переходных помех, возникающих при
электромагнитных переходных процессах как в сетях энергосистем, так и
в городских, и промышленных электрических сетях. Длительность протекания переходных процессов составляет от нескольких периодов тока
промышленной частоты до нескольких секунд, а эффективная полоса
частот помех может достигать десятков мегагерц.
Характеристикой электромагнитных переходных помех являются
провалы и импульсы напряжения, кратковременные перенапряжения. Для
этих ПКЭ стандарт не устанавливает допустимых численных значений,
однако рассматривает эти помехи в рамках проблемы электромагнитной
совместимости.
Электромагнитные переходные помехи, сопровождающиеся провалами напряжения, возникают в основном при однофазных коротких
замыканиях воздушных линий вследствие перекрытия изоляции. Эти
повреждения либо самоликвидируются, либо устраняются при кратковременном отключении с последующим автоматическим повторным
включением (АПВ). Кроме того, причиной возникновения провалов
напряжения являются межфазные замыкания, возникающие в результате
атмосферных явлений, а также отключения питающих линий и конденсаторов. Количество провалов напряжения с глубиной до 20 % достигает в
распределительных сетях 55–60 %, Свыше 60 % остановов механизмов
приходится на провалы напряжения с глубиной более 20 %.
Причиной возникновения электромагнитных переходных помех в
системах электроснабжения общего назначения могут быть перенапряжения, возникающие при однофазных замыканиях на землю, при коммутациях батарей конденсаторов и резонансных фильтров, при отключении
219
ненагруженных кабельных линий и трансформаторов, при одновременной
коммутации контактов выключателей и другой коммутационной аппаратуры, при неполнофазных режимах работы электрической сети вследствие различных причин, приводящих к феррорезонансным явлениям.
Восприимчивость электронного оборудования и ЭВМ к перенапряжениям
зависит как от АЧВ ЭП, так и от АЧВ электромагнитных помех.
Увеличение мощности энергосистем и количества воздушных
линий, применяемых для повышения надежности электроснабжения
промышленных предприятий, приводит к снижению надежности функционирования сложных электронных систем управления и возрастанию
числа отказов помехочувствительных ЭП.
Как уже отмечалось, при значениях всех ПКЭ по напряжению,
отличных от нормируемых, происходит ускоренное старение изоляции
электрооборудования, в результате возрастает интенсивность потоков
отказов с течением времени. Так, при несинусоидальности кривой напряжения сети даже при резонансной настройке дугогасящих аппаратов,
через место замыкания на землю проходит ток высших гармоник, и может
произойти прожигание кабеля в месте первого повреждения. В этом случае возможно возникновение, как показывает опыт эксплуатации, одновременно двух и более аварий из-за перенапряжений.
При низком КЭ имеет место взаимозависимость отказов элементов,
например, когда отрицательное влияние нелинейных, несимметричных и
ударных нагрузок скомпенсировано с помощью соответствующих
корректирующих устройств при отключении того или иного устройства.
Так, выход из строя быстродействующего статического компенсатора
вызывает появление несимметрии, колебаний и гармоник напряжения,
которые ранее компенсировались, что, в свою очередь, чревато возникновением ложных срабатываний релейных защит, аварийным выходом из
строя некоторых видов электрооборудования и другими аналогичными
отрицательными последствиями. Сбои в каналах передачи информации
по силовым цепям при наличии гармоник приводят к подаче неправильных команд на управление коммутационной аппаратурой. Таким образом,
КЭ существенно влияет на надѐжность электроснабжения, поскольку
аварийность в сетях с низким КЭ выше, чем в случае, когда ПКЭ находятся в допустимых пределах.
4.2. Электрические потери на всех этапах использования электрической энергии. Способы, методы и средства снижения (устранения) потерь
Классификация энергетических потерь. Для выполнения полезной
работы, на которую направлена деятельность рассматриваемого объекта,
как правило, необходимы неоднократные преобразования одного вида
энергии в другой. Но при преобразовании и распределении энергии неизбежно возникают ее потери в элементах средств, осуществляющих эти
преобразования. Под потерями энергии мы будем понимать те получаемые при преобразовании виды энергии, которые невозможно использо-
220
вать для выполнения полезной работы. Помимо «неизбежных» потерь, в
рабочем цикле производства также могут возникать «дополнительные»
потери, обусловленные техническим состоянием агрегатов, эксплуатацией
их в неоптимальных режимах работы и др.
Энергетические потери могут быть квалифицированы следующим
образом:
по возможности и целесообразности устранения:
− полные потери энергии;
− потери энергии, устранение которых в данных условиях
технически возможно;
− потери энергии, устранение которых в данных условиях
экономически целесообразно;
по месту возникновения на потери:
− при добыче;
− хранении;
− транспортировке;
− переработке;
− преобразовании;
− использовании;
по физическому признаку и характеру:
− потери тепла (с уходящими газами, с технологической продукцией, технологическими отходами, с выносом материалов в окружающую среду, с химическим и механическим недожогом, с охлаждающей
водой и т.д.);
− потери электроэнергии (в трансформаторах, дросселях, шинопроводах, электродах, в линиях электропередач, токоприемниках и т.д.);
− потери энергии с утечками через неплотности, от усушки и
утруски и т.д.;
− гидравлические потери (при дросселировании, на трение при
движении жидкости, пара и газа по трубопроводам, а также в местных
сопротивлениях);
− механические потери на трение и др.
по причинам возникновения вследствии:
− конструктивных недостатков;
− неправильного выбора технологического режима работы;
− неправильной эксплуатации агрегата;
− низкого качества изготовления, ремонтных работ;
− брака продукции и др.
Потери электроэнергии в электрических сетях. Нагрузка промышленного предприятия изменяется на протяжении дня, месяца, года, поэтому происходит беспрерывное изменение активной и реактивной мощностей. При этом изменяется коэффициент мощности.
В среднем потери в электросетях (включая трансформаторы)
составляют 4–7 % от общего потребления электроэнергии предприятием.
Они зависят от целого ряда факторов:
− величины нагрузки предприятия;
221
− конфигурации и разветвленности общезаводских и внутрицеховых сетей, их сечения и длины;
− режима работы трансформаторов;
− значения средневзвешенного коэффициента мощности предприятия;
− мощности и места установки компенсирующих устройств.
Потери электроэнергии в электрических сетях промышленных
предприятий Wм состоят из потерь электроэнергии в цеховых Wц и
общезаводских Wз сетях, трансформаторах WТ , установленных как на
главной, так и на цеховых подстанциях промышленного предприятия.
Эти потери представляют
Wм Wц Wз WТ .
(4.18)
Для определения потерь энергии в цеховых и общезаводских сетях
в киловатт-часах может быть использовано следующее выражение:
2
Wм 3 I max
R max 103 ,
(4.19)
где I max – максимальный ток нагрузки, А; R – активное сопротивление
провода линии или жилы кабеля, Ом; max – время максимальных потерь
находится по справочным кривым, ч.
Упрощенно, но с достаточной точностью, потери электроэнергии
Wм на участке сети можно рассчитать, используя данные учета электроэнергии, переданной определенной линией по выражению:
Wм
2
Pсер
R
2
U 2 cos сер
k 2f t 103 ,
(4.20)
Wa
– средняя фактическая активная мощность линии за отрезок
t
времени t , кВт; t – продолжительность работы линии за рассмотренный
период времени, ч; Wa – показания счетчика активной энергии за рассмотренный период времени t , кВт·ч; R – сопротивление кабеля, Ом; U –
напряжение в начале линии, кВ; cos сер – средневзвешенный коэффициент мощности за время t ; k f – коэффициент формы, принимаемый в
среднем равным 1,05...1…1,1.
Расчет потерь мощности в трансформаторах. Потери активной и
реактивной мощностей в трансформаторах и автотрансформаторах разделяются на потери в стали и потери в меди (нагрузочные потери). Потери в
стали – это потери в проводимостях трансформаторов. Они зависят от
где Pсер
222
приложенного напряжения. Нагрузочные потери – это потери в сопротивлениях трансформаторов. Они зависят от тока нагрузки.
Потери активной мощности в стали трансформаторов – это потери
на перемагничивание и вихревые токи. Определяются потерями холостого
хода трансформатора Pх , которые приводятся в его паспортных данных.
Потери реактивной мощности в стали определяются по току холостого хода трансформатора, значение которого в процентах приводится в
его паспортных данных:
Qст Qх
Iх
Sном .
100
(4.21)
Потери мощности в обмотках трансформатора можно определить
двумя путями: по параметрам схемы замещения; по паспортным данным
трансформатора.
Потери мощности по параметрам схемы замещения определяются
по тем же формулам, что и для линий электропередач (ЛЭП):
S2
Rт ;
U2
S2
Qмд 2 X т ,
U
Pмд
(4.22)
(4.23)
где S – мощность нагрузки; U – линейное напряжение на вторичной стороне трансформатора.
Для трехобмоточного трансформатора или автотрансформатора
потери в меди определяются как сумма потерь мощности каждой из обмоток. Получим выражения для определения потерь мощности по паспортным данным двухобмоточного трансформатора.
Потери короткого замыкания, приведенные в паспортных данных,
определены при номинальном токе трансформатора:
2
Pк 3 I ном
Rт
2
Sном
Rт .
2
U ном
(4.24)
При любой другой нагрузке потери в меди трансформатора равны
Pмд 3 I 2 Rт
S2
Rт .
2
U ном
(4.25)
Разделив выражение (4.24) на (4.25), получим
223
S2
Pк
ном .
Pмд
S
(4.26)
Откуда найдем Pмд :
Pмд Pк (
S
Sном
) 2.
(4.27)
Если в выражение для расчета Qмд подставить выражение для
определения реактивного сопротивления трансформатора, то можно получить
Qмд
2
Uк S 2
S2
S 2 U к U ном
X
.
т
2
2
100 Sном 100 Sном
U ном
U ном
(4.28)
Таким образом, полные потери мощности в двухобмоточном
трансформаторе равны:
Pт Pх Pк (
S
)2;
Sном
U
S2
Qт Qх к
.
100 Sном
(4.29)
(4.30)
Если на подстанции с суммарной нагрузкой S работает параллельно
n одинаковых трансформаторов, то их эквивалентные сопротивления в n
раз меньше, а проводимости в n раз больше. Тогда
1
S 2
Pт n Pх Pк (
) ;
n
Sном
1 U
S2
Qт n Qх к
.
n 100 Sном
(4.31)
(4.32)
Для n параллельно работающих одинаковых трехобмоточных
трансформаторов (автотрансформаторов) потери мощности рассчитываются по формулам
S
S
S
1
Pт n Pх [Pкв ( в ) 2 Pкс ( с ) 2 Pкн ( н ) 2 ]; (4.33)
n
Sном
Sном
Sном
224
Qт n Qх
1
(U кв Sв2 U кс Sс2 U кн Sн2 ),
100 n Sном
(4.34)
где Sв, Sс, Sн – соответственно мощности, проходящие через обмотки высшего, среднего и низшего напряжений трансформатора.
Расчет потерь электроэнергии. При передаче электроэнергии
часть ее расходуется на нагрев, создание электромагнитных полей и другие эффекты. Этот расход принято называть потерями. В электроэнергетике термин «потери» имеет специфическое значение. Если в других производствах потери связаны с браком продукции, то потери электроэнергии –
это технологический расход на ее передачу.
Величина потерь электроэнергии зависит от характера изменения
нагрузки в рассматриваемый период времени. Например, в ЛЭП, работающей с неизменной нагрузкой, потери электроэнергии за время t рассчитываются следующим образом:
W P t ,
где P суммарные потери активной мощности в сопротивлении и проводимости ЛЭП.
Если нагрузка меняется, то потери электроэнергии можно рассчитать различными способами. В зависимости от используемой математической модели методы делятся на две группы:
− детерминированные;
− вероятностно-статистические.
Наиболее точным из детерминированных методов является метод
расчета потерь электроэнергии по графику нагрузок для каждого потребителя.
Предположим, что нагрузка потребителя на протяжении года менялась по графику, показанному на рис. 4.1. Тогда
8760
W 3 R
0
8760
I t2 dt R
0
8760
8760
St2
Pt 2
Qt2
dt
R
(
dt
dt ).
2
2
2
Ut
0 Ut
0 Ut
I
Imax
t
0
8760 ч
Рис. 4.1. График нагрузки потребителя
225
Потери активной электроэнергии пропорциональны площади квадратичного годового графика нагрузки.
Так как напряжение на шинах ЭП меняется незначительно, то его
значение можно считать неизменным. Заменяя интеграл суммой площадей прямоугольников с шагом Δti, получаем
W
(4.35)
R
U2
n
S
i 1
2
i
ti
R
U2
n
(P
i 1
i
2
Qi2 ) ti .
Потери электроэнергии в трансформаторах при заданном графике
нагрузки в случае использования его паспортных данных рассчитываются
по следующим формулам:
– для двухобмоточных
1
S 2
Wт [n Pх Pк (
) ] ti ;
n
Sном
– для трехобмоточных трансформаторов (автотрансформаторов)
S
S
S
1
Wт {n Pх [Pкв ( в ) 2 Pкс ( с ) 2 Pкн ( н ) 2 ]} ti .
n
Sном
Sном
Sном
Достоинство метода – высокая точность расчета. Недостаток –
большое количество вычислений.
Графики нагрузок не всегда известны. В этом случае потери
электроэнергии можно вычислить другим детерминированным методом –
через τм. Он основан на двух допущениях:
– максимальные потери в электрической сети наблюдаются в период максимума нагрузки в энергосистеме (утренний максимум с 9 до 11 ч;
вечерний – с 17 до 21 ч);
– графики активной и реактивной мощностей подобны, т.е. график
реактивной мощности пересчитан из графика активной мощности.
Время максимальных потерь τм – это время, в течение которого при
работе потребителя с максимальной нагрузкой из сети потребляется такое
же количество электроэнергии, как и при работе по реальному графику
нагрузки. Исходя из определения, запишем:
W
R
U2
n
(P
i 1
i
2
Qi2 ) ti
R
2
2
( Pmax
а Qmax
р ),
U2
где а , р соответственно время максимальных потерь для активной и
реактивной нагрузок.
На практике эти значения усредняют и заменяют общим τм. Тогда
226
W
R 2
Smax м .
U2
(4.36)
Для типовых графиков нагрузки величина τм определяется по известной величине Tм:
м (0,124
Tм 2
) 8760.
10000
(4.37)
В соответствии с этим методом потери электроэнергии в элементах
сети рассчитываются по следующим формулам:
– в линии электропередач
W Pmax м ;
– в двухобмоточных трансформаторах
1
S 2
Wт n Pх 8760 Pк (
) м ;
n
Sном
– в трехобмоточных трансформаторах (автотрансформаторах)
S
S
S
1
Wт n Pх 8760 [Pкв ( в ) 2 мв Pкс ( с ) 2 мс Pкн ( н ) 2 мн ].
n
Sном
Sном
Sном
Величина τмв рассчитывается по формуле (4.37) по величине Tмв,
значение которой определяется как средневзвешенное:
n
Tср
P
max i
i 1
n
Tм i
Pmax i
.
i 1
Мероприятия по снижению потерь мощности. Потери мощности и
электроэнергии достигают значительных величин и являются одним из
основных фактов, влияющих на экономичность сетей.
Большая часть потерь электроэнергии (60–70 %) приходится на сети напряжением 6–10 кВ. Поэтому перечисленные далее мероприятия
относятся к сетям этих напряжений и к ЭП:
− применение более высокой ступени напряжения (10 вместо 6 кВ);
227
− повышение уровня напряжения в сети путем применения
устройств регулирования напряжения;
− регулирование потоков активной и реактивной мощностей в
отдельных звеньях сети;
− применение рациональных схем питания потребителей, которые
позволяют осуществлять более экономичную загрузку ЛЭП и трансформаторов;
− рационализация энергохозяйств предприятий – улучшение cosφ,
правильный выбор мощности и загрузка электродвигателей;
− разработка целесообразной конфигурации и выбор сечений
кабелей и проводов, исходя из принципа оптимальности;
− применение глубоких вводов высокого напряжения на предприятиях большой мощности (на напряжении 110 и 35 кВ);
− повышение коэффициента мощности установок (один из главных факторов снижения потерь электроэнергии в электрических сетях);
− применение шинопроводов вместо кабельных и других линий;
− реконструкция сетей 0,4...10 кВ при наличии перегрузок отдельных их участков.
Компенсация реактивной мощности. Компенсация реактивной
мощности является составной частью комплекса организационнотехнических мероприятий по регулированию режимов электропотребления
и ограничению максимумов нагрузки на промышленных предприятиях.
В случае однофазных нагрузок реактивная мощность определяется
как произведение действующих значений приложенного напряжения и
первой гармоники потребляемого тока I 1 на синус угла смещения
между ними:
Q U I (1) sin P tg ,
(4.38)
где tg Q P – коэффициент реактивной мощности; P U I1 cos –
активная мощность нагрузки; cos – коэффициент мощности.
В случае трехфазных нагрузок реактивная мощность определяется
как алгебраическая сумма фазных реактивных мощностей
Q Q1 Q2 Q3 .
Реактивная мощность характеризуется знаком (положительным для
отстающего тока 0 , отрицательным для опережающего тока 0 ) и
удовлетворяет условию баланса во всей цепи. Единица измерения реактивной мощности – вар (вольт-ампер реактивный).
Уровень реактивной мощности Qk , которая компенсируется, определяется как разность реактивных мощностей нагрузки предприятия Qп и
мощности, указанной в договоре с энергосистемой на электроснабжение
предприятия Qе :
228
Qk Qп Qе P tgn tgе .
Электродвигатели, флюоресцентные лампы, индукционные печи,
сварочные аппараты для дуговой сварки на переменном токе или сварки
контактным сопротивлением потребляют как активную мощность, так и
значительную реактивную.
Потребность в реактивной мощности обычно превышает возможности ее покрытия генераторами на электростанциях, поскольку большая
часть промышленных нагрузок – это потребители реактивной мощности.
Основными потребителями реактивной мощности на предприятиях
являются:
– АД (45-65 %);
– электропечные установки (8 %);
– вентильные преобразователи (10 %);
– трансформаторы (20-25 %).
Практически все ПКЭ по напряжению зависят от объемов потребления реактивной мощности промышленными нагрузками.
Снижение потребления реактивной мощности, т.е. увеличение
коэффициента мощности позволяет:
− снизить действующее значение потребляемого тока и уменьшить сечение передающих элементов сети;
− уменьшить полную мощность и снизить установленную мощность трансформаторов, а также их количество;
− сократить потери активной мощности и уменьшить мощность
генераторов на электростанциях.
В табл. 4.1 приведены данные, которые иллюстрируют, как изменения cos отражаются на потерях электроэнергии.
Таблица 4.1
Влияние коэффициента мощности на потери электрической энергии
Предыдущий cos
Новый cos
Снижение тока, %
Снижение потерь
электроэнергии, %
0,5
0,8
37,5
61
0,5
0,9
44,5
69
0,6 0,6 0,7 0,7
0,8 0,9 0,8 0,9
25
33 12,5 22
43,5 55,5 23 39,5
0,8
0,9
11
21
Типичные возможности энергосбережения по снижению перетоков
реактивной мощности:
1. Повышение загрузки технологических агрегатов по мощности:
− увеличение загрузки АД (увеличение рабочего тока АД повышает коэффициент мощности);
− переключение обмоток недогруженных АД с треугольника на
звезду снижает мощность двигателя в 3 раза, и это целесообразно в случае
загрузки до 40 %;
229
− мощность трансформаторов должна выбираться близкой к необходимой нагрузке.
2. Повышение загрузки технологических агрегатов по времени, в
том числе применения ограничителей холостого хода АД и сварочных
агрегатов.
3. Замена АД синхронными.
4. Замена, перестановка и отключения малозагруженных технологических агрегатов, например трансформаторов, загруженных менее чем
на 30 % номинальной мощности.
Технические средства компенсации реактивной мощности выбираются после тщательного технико-экономического анализа в связи с высокой их стоимостью и сложностью. Естественно, компенсация реактивной
мощности должна осуществляться до экономически оправданного уровня.
Во время разработки мероприятий по снижению реактивной мощности сначала необходимо снизить реактивность потребителей и только
потом рассматривать технические способы ее компенсации.
Примеры технических средств компенсации реактивной мощности:
вращающиеся компенсаторы (синхронные двигатели (СД) облегченной конструкции без нагрузки на валу);
комплектные конденсаторные батареи;
статические компенсаторы (например, управляемые реакторы
или конденсаторы);
тиристорные источники реактивной мощности.
Наибольший экономический эффект достигается при размещении
средств компенсации в непосредственной близости от электроприемника.
Индивидуальная компенсация наиболее эффективная в мощных
электроприемниках, но она сопровождается отключением компенсирующего устройства с отключением потребителя.
Снижение потерь электроэнергии в системе электроснабжения за
счет повышения коэффициента мощности определяется по формуле
W kq Pсер T tg1 tg2 ,
(4.39)
где k q – экономический эквивалент реактивной энергии, который ориентировочно может быть принят равным:
при питании через три трансформации – 0,12;
при питании через две трансформации – 0,08;
при питании через одну трансформацию – 0,05;
при питании генераторным напряжением – 0,02;
Pсер T – потребление электрической энергии за расчетный период Т,
кВт·ч; tg1 , tg2 – определяются по значениям коэффициента мощности
до и после его повышения.
Предполагается, что потребление активной энергии осталось на
предыдущем уровне.
230
Как самостоятельная возможность энергосбережения в системе
электроснабжения может применяться отключение силовых трансформаторов в нерабочее время.
Это мероприятие уменьшает потери электроэнергии в трансформаторах из-за отсутствия потерь холостого хода, а также повышает среднее
значение коэффициента мощности благодаря уменьшению потребления
реактивной энергии.
Общее уменьшение потерь электроэнергии может быть рассчитано
по следующей приближенной формуле:
W
S t
5kq 0,5 ,
100
(4.40)
где S – номинальная мощность трансформаторов, которые отключаются,
кВА; k q – экономический эквивалент реактивной мощности; t – продолжительность отключения трансформатора, в часах.
Числа 5 и 0,5 – усредненные значения соответственно тока холостого хода и потерь холостого хода трансформатора в процентах от номинального тока и мощности трансформатора. Для точного расчета эти цифры должны быть взяты из паспорта трансформатора.
Использование СД как компенсатора реактивной мощности. Работа системы электроснабжения характеризуется потреблением ЭП реактивной мощности. Это вызывает:
− дополнительные потери энергии в системе;
− снижение уровня напряжения и необходимость иметь повышенную пропускную способность подстанций и распределительных сетей,
что снижает экономичность работы системы.
В связи с этим необходимо производить компенсацию реактивной
мощности. Одним из эффективных способов компенсации является
использование СД, которая за счет регулирования тока возбуждения
может осуществлять генерацию реактивной мощности в электрическую
сеть. В этом случае СД работает с опережающим cos [4].
Возможность работы СД в качестве источника (компенсатора)
реактивной мощности иллюстрируют V – образные характеристики
(рис. 4.2), которые представляют собой зависимости тока статора двигателя I1 и его cos от тока возбуждения Iв при UФ = const, f1 = const и P1=const.
Зависимости тока I1(Iв) имеют минимум, которому соответствует максимум коэффициента мощности cos=1, что объясняется с помощью
векторной диаграммы СД (рис. 4.3).
При небольших токах возбуждения ток статора I1 отстает от напряжения UФ на угол , что соответствует работе СД с отстающим cos и
потреблению им реактивной мощности из питающей сети. Активная
составляющая полного тока I1а=I1 cos совпадает по направлению с вектором напряжения сети Uф, а реактивная составляющая I1р отстает от него на
90°, что и определяет потребление реактивной мощности.
231
I, cosφ
1,0
I1
Iн
0,75
I1, (IВ)
Pн
Pн
I1р
Px
I1
I1а
cosφ=1
Uф
cosφ=IВ
0,5
Px
0,25
IВн
I1р
I1
IВ
Рис. 4.2. V – образные
характеристики
Рис. 4.3. Векторная диаграмма
СД
Пусть СД работает при постоянной нагрузке и потребляет из сети
активную мощность
Р1 = 3 UФ I1 cos = 3 UФ I1а.
Из выражения следует, что при P1 = const и ток I1а = const. Поэтому
при увеличении тока возбуждения СД конец вектора полного тока I1 будет
перемещаться вверх по штриховой вертикальной линии, что означает
уменьшение реактивной составляющей тока. При некотором токе возбужения, близком к номинальному, реактивная составляющая тока равна
нулю, т.е. ток статора будет равен активной составляющей I1а. Этому
режиму и будет соответствовать точка минимума кривых токов I1(Iв) и
максимально возможное значение cos =1.
При дальнейшем увеличении тока возбуждения (перевозбуждение
СД) вновь появится реактивная составляющая тока I'1р, но уже опережающая напряжение сети на 90°. Ток статора I'1 также будет опережать
напряжение сети и СД будет работать с опережающим cos, отдавая реактивную энергию в питающую сеть.
На рис. 4.2 показаны зависимости при двух уровнях нагрузки –
номинальной (Рн) и при холостом ходе (Рх). Область характеристик справа
от штрих-пунктирной линии cos=1 соответствует работе СД с опережающим cos, а слева – с отстающим. Из рис. 4.2 видно, что с ростом мощности нагрузки область генерации реактивной мощности (опережающего
cos) смещается в сторону больших токов возбуждения. Таким образом,
если СД работает с переменной нагрузкой на валу, то для полного использования его компенсирующих свойств требуется соответствующее изме-
232
нение его тока возбуждения, что ведет к увеличению габаритной мощности двигателя.
Отношение полной (габаритной) мощности к активной
S
P
P2 Q2
Q
1 .
P
P
2
(4.41)
Пусть требуемая реактивная опережающая мощность составляет
40 % активной мощности, т.е. Q/P=0,4. Расчет по формуле (4.41) показывает, что при этом отношение S/P составит 1,08, т.е. генерирование
указанной реактивной мощности потребует увеличения габаритной мощности только на 8 %.
Отдаваемая или потребляемая реактивная мощность СД
Q = 3 Uф I1 sin.
Более удобное выражение можно получить из векторных диаграмм.
Для явнополюсного двигателя
E cos
cos 2 sin 2
Q 3U ф
Uф
X
Xq
d
X d
,
где X d и X q – индуктивные сопротивления СД соответственно по продольной и поперечной осям.
Для неявнополюсного X d = X q = X 1
Q
3U ф
X1
E cos U .
ф
Приведенные выражения подтверждают, что с увеличением тока
возбуждения и тем самым электродвижущей силы, растет генерируемая
двигателем реактивная мощность, значение которой при этом зависит от
нагрузки, определяющей угол нагрузки .
Анализ факторов, влияющих на энергетическую эффективность
промышленных установок. Эксплуатация промышленного оборудования
имеет такие особенности: техническое состояние и надежность их работы
оказывают критическое влияние на уровень производственных рисков
(простой оборудования и т.п.); оборудование используется не в номинальных режимах работы; физическая изношенность – 60-90 % и неэффективность технологического оборудования; высокий уровень повреждаемости
(поддержание трудоспособности обеспечивается за счет ремонтов); затраты на техническое обслуживание и ремонт составляют значительную
часть от общей структуры затрат; высокая стоимость нового оборудова-
233
ния, продолжительные сроки пусконаладочных работ; завышенная установленная мощность оборудования. Эти обстоятельства приводят к снижению эффективности электромеханического преобразования энергии и КПД.
Опыт эксплуатации промышленных установок указывает на то, что
их энергоэффективность зависит от разнообразных факторов. Среди них
наибольшее влияние имеют такие: качество напряжения питания; режим
работы; условия эксплуатации; качество изготовления, технического
обслуживания и ремонтов; качество активных и конструкционных материалов; соответствие применения выполнению.
Качество электроэнергии регламентируется стандартами: Межгосударственный стандарт на электроэнергию ГОСТ 13109-97 «Нормы
качества электрической энергии в системах электроснабжения общего
назначения»; Европейский стандарт EN50006; публикации МЭК 100-2-1,
МЭК 1000-2-2 в части уровней электромагнитной совместимости в системах электроснабжения и методов измерения электромагнитных помех.
Отклонение, несимметрия и несинусоидальность напряжения,
отклонение частоты – наиболее значимые факторы снижения уровня
энергоэффективности промышленного оборудования.
Отклонение напряжения сети изменяет момент АД, а также реактивную мощность. Для обеспечения продолжительной безотказной работы двигателя напряжение питания не должно быть больше на 10 % и
меньше на 5 % от номинального.
Несимметрия напряжения вызывает значительные токи обратной
последовательности, которые повышают потери и уменьшают момент и
мощность двигателя, поэтому он не может работать в таких условиях с
номинальной нагрузкой на валу вследствие чрезмерного перегрева.
Несинусоидальность напряжения приводит к росту сопротивления
обмоток токам высших гармоник, что вызывает в двигателе существенные
потери активной мощности и повышенный нагрев.
Работа электромеханической системы (ЭМС) в условиях некачественной электроэнергии приводит к снижению уровня энергоэффективности и трудоспособности оборудования. Так, при отклонениях показателей качества электроэнергии, которые превышают нормированные стандартами значения, нормальная работа оборудования либо вообще невозможна, либо может быть обеспечена лишь в случае значительного
уменьшения нагрузки. Снижение энергоэффективности ЭМС имеет место
даже в случае, когда ПКЭ изменяются в пределах допустимых стандартами значений [4, 5].
Возможны два варианта решения проблемы, а именно: работа со
сниженными значениями КПД, коэффициентом мощности и потребностью в частых ремонтах и замене оборудования или использование
современных методов регулирования КЭ с применением новейших силовых электронных компонентов.
Характер нагрузки двигателя зависит от механизма, который он
приводит в движение. Двигатели могут работать с постоянной нагрузкой
или иметь сменный характер работы. Один и тот же механизм в зависимо-
234
сти от технологических условий работы может работать с разными графиками электрической нагрузки.
АД разрабатывается для работы с нагрузкой 75-100 % от номинальной мощности. Для указанного диапазона нагрузок КПД близок к номинальному.
ЭМС с АД имеет удовлетворительные значения КПД и коэффициента мощности при условии работы в номинальном режиме. Из-за недочетов эксплуатации коэффициент загрузки многих установок не превышает 0,5. Например, ЭП насосов коммунального водоснабжения загружены на 20-30 % от установленной мощности. Тем временем в странах
Западной Европы средняя загрузка ЭП превышает 0,6.
Работа ЭМС с АД в недогруженном режиме приводит к значительным потерям, снижению КПД и коэффициента мощности. Устанавливается неэффективный баланс составляющих мощности (с повышенным
уровнем реактивной), что увеличивает потери в сетях. На некоторых
предприятиях фактические удельные реактивные нагрузки достигают
величины 1,4–1,6 квар/кВт, что почти вдвое превышает их номинальные
удельные реактивные нагрузки. В АД основную часть баланса реактивной
мощности представляет мощность холостого хода, которая может составлять до 60 % реактивной мощности двигателя при условии 100 % загрузки.
Повышение КПД АД даже на 2–3 % довольно актуально, поскольку
инвестиции в повышения КПД быстро окупаются за счет снижения
эксплуатационных затрат из-за уменьшения потребления электроэнергии.
В среднем стоимость реализации возможности энергосбережения относительно повышения КПД на 1 % составляет приблизительно 10 % стоимости самого двигателя.
Энергоэффективность и техническое состояние АД также зависят
от условий его эксплуатации. К ним относятся температура окружающей
среды, влажность, давление, вибрации, удары и т.п. Как следствие, у
двигателей возможны разрушения отдельных элементов, нарушение
контактов, замыкания проводов с поврежденной изоляцией, самоотвинчивание болтов и т.п.
Техническое состояние АД определяется прежде всего дефектами
изоляции. Уязвимость межвитковой изоляции обусловлена вхождением ее
в механическую систему, которая состоит из разнородных элементов:
меди проводников и полимерных изоляционных материалов. Деформации
от изменения температуры, электродинамических усилий, вибрации
обмотки приводят к образованию дефектов.
Повышенный износ изоляции, обусловленный нарушением режима
эксплуатации АД, является распространенным явлением. Основными
факторами влияния являются тепловые дефекты изоляции и действие
химически активных сред, пыли и влажности.
АД могут иметь энергетические и технические характеристики,
которые в худшую сторону отличаются от паспортных данных вследствие
использования некачественных материалов и выборочного контроля качества двигателей, значительных допусков на их технические параметры.
235
Важным фактором влияния на уровень энергоэффективности АД
является качество его обслуживания и ремонта. Проведение ремонтов
после отказа двигателя, вынужденная замена его деталей и элементов
экономически не оправданы из-за значительных затрат. По технологическим показателям качество ремонта не отвечает уровню технологии их
производства.
Характеристики отремонтированных АД существенным образом
отличаются от только что выпущенных производителем из-за того, что в
результате эксплуатации и ремонта изменяются характеристики
конструкционных материалов. Происходят насыщение стали и рост тока
намагничивания, который становится несинусоидальным, поскольку
содержит кроме первой также нечѐтные гармоники 5-, 7-, 11-, ... порядков.
Уменьшение во время ремонта АД количества витков на 10 % приводит к
резкому повышению плотности магнитного потока в стали статора, и ток
холостого хода увеличивается до 25 %, а КПД и коэффициент мощности
снижаются.
Для выявления возможностей повышения уровня энергоэффективности ЭМС с АД и снижения затрат на эксплуатацию следует осуществлять анализ стоимости ее жизненного цикла по составным частям затрат.
Стоимость жизненного цикла – это сумма всех затрат на приобретение, монтаж, эксплуатацию, электроэнергию, обслуживание, потери от
простоев, утилизацию. Основные статьи затрат: приобретение, обслуживание, электроэнергия. Из-за высокой стоимости утилизации значительное внимание в расчете LCC отводится ресурсу оборудования.
Анализ стоимости жизненного цикла является инструментом
энергетического менеджмента и позволяет повысить уровень энергоэффективности ЭМС с АД, уменьшить величину затрат, найти наиболее
эффективное решение.
Потери мощности в промышленном электроприводе. Потери
мощности в электрической машине делятся на постоянные и переменные:
P K V .
Постоянные потери мощности не зависят от тока двигателя
(нагрузки) и включают в себя потери:
в стали kс ;
механические от трения в подшипниках и вентиляционные kм;
от тока возбуждения kв.
Потери в стали зависят от амплитуды и частоты изменения потока:
2
f Ф
kс kсн
,
f н Фн
(4.42)
где kсн – потери при номинальной скорости; 1, 2 1,5 – показатель,
зависящий от марки электротехнической стали [4, 5].
236
Механические потери определяются угловой скоростью двигателей:
n
kм kмн ,
н
(4.43)
где n=1–2.
Потери от тока возбуждения для двигателя постоянного тока (ДПТ)
независимого возбуждения имеет вид
kв I в2 rв .
(4.44)
В АД нет специальной обмотки возбуждения, предназначенной для
создания магнитного потока. Поток АД создаѐтся реактивной составляющей тока статора I , называемой током намагничивания. Поэтому потери
АД от тока намагничивания составляют
kв 3I 2 r1 ,
(4.45)
где r1 – активное сопротивление обмотки статора.
Постоянные потери в АД состоят из механических kм, потерь в
стали статора kс1 и ротора kс2, а также потерь в меди обмотки статора от
намагничивающего тока I :
k kм kc1 kc2 3I 2 r1 .
(4.46)
Переменные потери определяются потерями в меди обмоток двигателей при протекании по ним изменяющегося тока нагрузки. Для ДПТ
2
2
I
I
V I rя I r Vн ,
Iн
Iн
2
2
н я
(4.47)
где Vн I н2 rя – номинальные переменные потери.
Для АД переменные потери состоят из потерь в обмотках статора и
ротора за вычетом потерь от тока намагничивания:
r
V V1 V2 3I12 r1 3( I 2' )2 r2' 3( I 2' )2 r2' 12 ,
(4.48)
237
где V1 и V2 – потери в меди статора и ротора; I 2' и r2' – ток и сопротивление ротора, приведенные к обмотке статора;
Тогда
I 2
.
I1
2
2
I'
r I '
V 3( I ) r2' 12 '2 Vн '2 ,
н I 2н
I 2н
'
2
2н
r
Vн 3( I 2н' ) 2 r2' 12
н
I
н 2н 0,85 0,95.
I1н
где
–
номинальные
переменные
(4.49)
потери;
Для СД переменные потери мощности
2
2
I
I
V 3I r 3I r 1 Vн 1 .
Iн
Iн
2
1 1
2
1н 1
(4.50)
Если обозначить кратность тока двигателей через Х, то переменные
потери мощности для различных двигателей V Vн X 2 .
Полные потери мощности в электромеханическом преобразователе
P K Vн X 2 Vн a X 2 ,
(4.51)
K
– коэффициент потерь (для двигателей нормального исполнеVн
ния в зависимости от мощности и скорости a 0,5 2 ).
где a
Потери мощности в номинальном режиме (Х=1) определяются по
паспортным данным:
Pн Pн
1 н
н
.
(4.52)
Постоянные потери мощности
K Pн Vн .
Анализ энергоиспользования двигателя как электромеханического
преобразователя энергии показывает, что уровень потерь энергии в нем
238
зависит как от режима энергопотребления, так и от качества подводимой к
нему энергии. Потери мощности в электрической машине равны
= kм+kс+kв+V.
(4.53)
Кроме первой эти потери можно отнести к классу «греющих»
потерь, определяющих тепловой режим электрической машины. Так как
ток якоря зависит от статического момента и магнитного потока, то для
каждой статической нагрузки имеется ток возбуждения, при котором
суммарные потери минимальны [4, 5].
Однако поиск минимума суммарных потерь приводит к перераспределению потерь по активным частям электрической машины, в
результате чего некоторые из них оказываются в большем температурном
поле, чем без оптимизации, что сказывается на работоспособности двигателя. Особенно это ощутимо для машин, прошедших ремонт с частичной
либо полной заменой обмотки якоря.
Ремонтные работы, предремонтная подготовка и эксплуатация приводят к тому, что результирующая индукция после каждого из ремонтов
снижается. При этом наблюдается рост составляющих потерь, вызванных
вихревыми токами. Установлено, что каждый последующий ремонт увеличивает потери в стали на 5–13 %. Возрастающие потери в основном
сосредотачиваются в местах локальных или распределенных дефектов в
верхней части зубцов. Это приводит к резкому увеличению тепловой
напряженности и быстрому нарушению изоляции.
В электрических машинах переменного тока причина увеличения
потерь остается без изменений, а на их перераспределение в значительной
степени влияют как изменение характеристик электротехнической стали,
так и режим питающего напряжения. При этом установлено, что ремонт
АД массовых серий приводит к уменьшению их надежности.
В высоковольтных электрических машинах в случае наличия неисправности удаляется часть секций обмотки статора, в результате чего двигатель изменяет свой режим работы, являясь при этом уже несимметричным по конструкции. Как установлено, некачественность питающего
напряжения, несимметрия кострукции являются первопричинами вибрации обмотки и других частей двигателя. Вибрации приводят к преждевременному износу и механической части, в частности, подшипников.
Потери энергии за время работы двигателя с постоянной нагрузкой
определяются произведением мощности потерь на время работы:
W P tр .
При работе двигателя с циклической нагрузкой потери энергии
tц
n
W P t dt P t ,
ii
i 1
0
(4.54)
239
где Pi , ti – потери мощности и время работы при нагрузке X i
число значений нагрузки на отдельных участках;
n
t
i
Ii
;n–
Iн
tц – время цикла.
i=1
Пути реализации энергосбережения средствами промышленного
электропривода. Первый путь относится к простейшему неуправляемому
самому массовому электроприводу и заключается в совершенствовании
процедуры выбора двигателя для конкретной технологической установки
с целью соблюдения номинального теплового режима двигателя при
эксплуатации [4].
Постановка задачи очевидна – двигатель заниженной мощности
быстро выходит из строя, а двигатель завышенной мощности преобразовывает энергию неэффективно, т.е. с высокими удельными потерями в
самом двигателе (низкий КПД) и в подводящих линиях (низкий cos).
Решение задачи не всегда элементарно, допускаются частые ошибки, а т.к.
простейших электроприводов миллионы, то возможен большой ущерб. В
случаях, когда нагрузка неизменна, ошибки вызваны лишь низкой квалификацией разработчиков (двигатель выбирали по диаметру вала). Когда
нагрузка меняется, выбор оказывается значительно сложнее, что ещѐ
усугубляется недостаточностью исходной информации, паспортных и
каталожных данных.
В основе взаимоотношений между энергоснабжающей организацией и предприятием находятся устанавливаемые с учетом тех или иных
факторов тарифы на электроэнергию. Несовершенство тарифа очевидно,
так как он не учитывает качество потребляемой энергии и влияние этого
параметра на характеристики электрооборудования.
Минимальные затраты энергии возможны при разной степени аварийности электрооборудования, представляющей собой достаточно
сложную функциональную зависимость от состояния оборудования,
уровня его обслуживания, состояния энергетического хозяйства в целом,
включая и характеристики электроэнергии. Общие затраты включают не
только плату за электроэнергию, преобразованную тем или иным способом в полезный продукт, но и расходы на ремонт и обслуживание
электрооборудования. По этой причине целесообразнее рассматривать
показатель, который равен сумме непосредственных платежей за электроэнергию и затрат на восстановление электрооборудования:
С = С1 + С2,
где С1 – затраты на электроэнергию, определенные по трехставочному
или зонному тарифу; С2 – стоимость ремонтов, восстановления электрооборудования.
Последний показатель достаточно высок и в основном показывает
состояние энергохозяйства: при удовлетворительном – затраты на ремонт
240
минимальны, при неудовлетворительном – сравнимы с платежами по
основным статьям.
Известно, что в отдельных подотраслях промышленности аварийность электродвигателей колеблется от 20 до 60–70 % в год, причем указанные показатели отличаются даже в случае однотипных предприятий
или производств. Характерно, что при общем спаде производства количество аварийных выходов машин не уменьшается, а растет.
С учетом недогрузки электрических машин в нормальном технологическом режиме на 20–25 % и снижении производительности в 2,5–3
раза, затраты на ремонт двигателей (при наработке на отказ 4000 ч) вплотную приближаются к стоимости электроэнергии, которую потребил бы
двигатель за время эксплуатации между двумя ремонтами при условии,
что цена 1 кВтч находится на уровне 0,13-0,15 грн. С учетом транспортных и иных расходов, связанных с аварийным выходом двигателей из
строя, удельные затраты на ремонт приближаются к соответствующему
показателю для новых заводских машин.
Второй путь повышения экономичности массового нерегулируемого электропривода – переход на энергосберегающие двигатели и двигатели улучшенной конструкции, специально предназначенные для работы с
регулируемым электроприводом [4].
В энергосберегающих двигателях за счет увеличения массы активных материалов (железа и меди) повышены номинальные значения КПД и
cos . Энергосберегающие двигатели используются, например, в США, и
дают эффект при постоянной нагрузке. Целесообразность применения
энергосберегающих двигателей должна оцениваться с учетом дополнительных затрат, поскольку небольшое (до 5 %) повышение номинальных
КПД и cos достигается за счет увеличения массы железа на 30–35 %,
меди на 20–25 %, алюминия на 10–15 %.
Ориентировочные зависимости КПД и cos от номинальной
мощности для обычных и энергосберегающих двигателей фирмы «Гоулд»
приведены на рис. 4.4.
Ожидается изменение методик проектирования двигателей, отвечающих их применению в составе именно регулируемого электропривода.
Прежде всего, это касается АД, для которого отказ от традиционных
требований фиксированных амплитуды и частоты питающей сети, прямого включения в питающую сеть, обеспечения заданной перегрузочной
способности приводит к существенному изменению конструкции и
резкому улучшению характеристик. Можно отметить выпуск серии АД,
спроектированных фирмой Siemens для общепромышленных электроприводов. Изменяется методика проектирования и других типов двигателей,
расширяется их номенклатура. По-видимому, следует ожидать резкого,
взрывного улучшения характеристик по-новому спроектированных двигателей для регулируемого электропривода, и соответствующую корректировку требований к системам управления. Так, прогнозируются рост
частоты питания двигателей в регулируемом электроприводе до 500 –
1000 Гц и выше и снижение индуктивностей обмоток.
241
,
cos
cos
Pн, кВт
Энергосберегающие
Обычные
Рис. 4.4. Зависимости КПД и cos от номинальной мощности
Наблюдается рост выпуска электропривода с СД с возбуждением от
постоянных магнитов (так называемый бесконтактный вентильный двигатель (ВД) постоянного тока). Эти двигатели имеют наилучшие массогабаритные показатели, Среди других типов двигателей выделим индукторный двигатель (Switch Reluctance Motor), который разработан и активно
предлагается в последние годы. Как утверждают разработчики, его характеристики улучшены, что в комбинации с упрощенным силовым преобразователем позволяет надеяться на его массовое применение.
Перспективным является также синхронно-реактивный двигатель,
который по прогнозам обладает массогабаритными показателями, лежащими в промежутке между соответствующими рекордными значениями
СД и АД, а по энергетической эффективности, возможно, превосходит их,
причем при более низкой стоимости. Реактивные вентильные двигатели
упрощают схемы коммутаторов и якорных обмоток. При оптимизации
угла опережения инвертора можно добиться увеличения момента и КПД
привода. Существует оптимальный угол опережения в зависимости от
частоты вращения. Увеличение КПД достигается также за счет соответствующего укорачивания шага обмотки.
На рис. 4.5 изображены максимальные мощности электрических
машин (1 – синхронных со сверхпроводящей обмоткой и с пуском по
схеме ВД; 2 – синхронных с асинхронным пуском; 3 – постоянного тока).
Для наилучшего использования СД традиционной конструкции
необходимо уменьшить сверхпереходные реактивные сопротивления (за
счет открытых пазов статора, увеличения воздушного зазора, демпферной
242
обмотки на роторе и др.) и реакцию якоря (за счет увеличения воздушного
зазора и выбора коэффициента полюсного перекрытия).
Третий путь заключается в устранении промежуточных передач [4].
P, МВт
1
100
2
10
3
1
10
100
1000
n,об/мин
Рис. 4.5. Максимальные мощности электрических машин
Суть проблемы заключается в том, что электрическая энергия
доступна на фиксированной частоте (50 Гц), а механическая требуется в
широком спектре частот (скоростей). Методы, разработанные много лет
назад для решения этой проблемы, используют дорогостоящие системы
генератор-двигатель или механические регуляторы.
В состав обобщенной схемы электропривода входят преобразователь или механический регулятор (коробка скоростей, муфта скольжения),
муфта, редуктор и рабочий орган, являющийся частью рабочей машины
(рис. 4.6).
Муфта 1
Преобразователь
Двигатель
Регулятор
Муфта 2
Редуктор
Рабочий
механизм
Рис. 4.6. Обобщенная схема электропривода
Ориентировочные значения КПД элементов привода составляют:
преобразователь – п 0,5 0,95 (меньшие значения для малых
скоростей вращения, большие для более высоких скоростей);
двигатель – д 0,75 0,95 (меньшие значения для микромашин, большие – для машин повышенной мощности);
243
механический регулятор – рег 0,9 0,95 ;
муфта – м 0,99 ;
редуктор – р 0,95 ;
рабочий механизм – рм 0,95 (для приводного барабана ленточного конвейера).
Коэффициент полезного действия системы электропривода
пдмi ррм ,
(4.55)
где i – количество соединительных муфт.
Подстановка в формулу (4.55) усредненных значений КПД для
привода с электродвигателем мощностью 10–100 кВт дает значение КПД
в диапазоне 0,65 0,75 . При этом в среднем от 7 до 10 % мощности
теряется в механических передачах. Таким образом, устранение механических передач приводит к существенному повышению КПД системы (на
7–10 %), что является одной из основных тенденций развития электропривода, а в перспективе – совмещения электродвигателя и рабочего органа.
По способу передачи механической энергии от вала двигателя к рабочему механизму электропривод делят на три группы:
групповой (рис. 4.7, а), в котором несколько рабочих машин
приводятся в движение через передачи одним двигателем (привод зерноуборочного комбайна);
одиночный (рис. 4.7, б), в котором каждый механизм приводится
в движение одним двигателем;
многодвигательный (рис. 4.7, в), в котором отдельный механизм
приводится в движение несколькими двигателями (приводной барабан
конвейера, барабан подъемной машины, привод поворота мощного экскаватора).
РМ 1
РМ
Д1
Д
РМ
РМ 2
аа
Д
Д1
б б
вв
Рис. 4.7. Виды электропривода по способу передачи механической
энергии от вала двигателя к рабочему механизму
Внедрение одиночного привода помимо снижения в несколько раз
энергоемкости производства за счет устранения множества промежуточ-
244
ных передач и лучшего использования установленной мощности привода,
позволило многократно повысить надежность выполнения технологических процессов, кроме того, снизить производственный травматизм,
обусловленный наличием большого количества открытых механических
передач. Также улучшились условия труда за счет устранения звуковых
эффектов, связанных с работой большого количества ременных и цепных
передач, разнообразных муфт, вращающихся валов длиной до 20 м, зубчатых и червячных передач и т.д.
Для сообщения движения рабочему механизму необходимо приложить некоторый момент при определѐнной скорости. При этом мощность
на валу составит
P M .
На рис. 4.8 показано распределение энергии в однодвигательном
односкоростном приводе.
сеть
переменного
тока
рабочий
механизм
М
эл. мощность
эл. мощность
момент скорости
потери
Рис. 4.8. Распределение энергии в однодвигательном
односкоростном приводе
Условия меняются, если регулировать скорость рассматриваемого
оборудования, используя редуктор фрикционного типа (муфта, ремень,
гидравлическое сопряжение и т.д.). В этом случае момент на валу двигателя и рабочего механизма одинаковый, но скорости разные (рис. 4.9).
Таким образом, разность мощностей превращается в теплофрикционную
передачу:
M д M рм M д рм P.
Другой пример показан на рис. 4.10. В качестве привода насоса
используется двигатель с постоянной скоростью. Поток жидкости контролируется закрытием и открытием клапана. Кроме случая, когда клапан
полностью открыт, энергия теряется в клапане и насосе. Таким образом,
регулирование дросселированием неэффективно.
245
момент
50 Гц
сеть
переменного
тока
М
момент скорости (р. м.)
момент
скорости (дв)
эл. мощность
рабочий
механизм
редуктор
потери
потери
Рис. 4.9. Распределение энергии, если момент на валу двигателя и
рабочего механизма одинаковый, но скорости разные
клапан
управления
потоком
жидкость
50 Гц
сеть
переменного
тока
М
эл. мощность
потери
насос
мощность
на валу
потери
мощность
жидкости
мощность
жидкости
потери
Рис. 4.10. Распределение энергии, если в приводе насоса
используется двигатель с постоянной скоростью
Практически нет потерь в случае, когда управление осуществляется
при помощи механических передач (рис. 4.11), т.к. передача преобразует и
момент, и скорость. Их произведение остаѐтся постоянным. При хорошем
обслуживании, передачи имеют очень малое трение. Таким образом,
мощности на входе и выходе привода практически равны. Однако постоянно переключаемые передачи непригодны для приводов с большой
мощностью, они дорогостоящие и нуждаются в частом обслуживании.
Стационарные многоуровневые коробки передач, хотя и пригодны для
мощных приводов, имеют все упомянутые выше недостатки.
При выборе перспективных вариантов систем электроприводов
следует учитывать возможность использования многодвигательного электропривода, который в настоящее время получил широкое распространение в промышленности.
246
50 Гц
сеть
переменного
тока
многоскоростная
передача
М
эл. мощность
потери
мощность
на валу
потери
рабочий
механизм
мощность
рабочего
механизма
Рис. 4.11. Распределение энергии, если управление осуществляется при
помощи механических передач
Его использование обусловлено следующими причинами:
отсутствием приводного двигателя, редуктора или другой механической передачи требуемой мощности;
желанием повысить быстродействие привода за счет снижения
суммарного момента инерции приводных двигателей;
необходимостью обеспечения повышенной надѐжности приводных устройств путѐм завышения установленной мощности привода, т.е.
создания резерва на случай выхода из строя одного или нескольких двигателей;
желанием создания более современных машин и механизмов
(например, ленточных конвейеров с двумя и более приводными барабанами, установок с промежуточными приводами и др.);
необходимостью экономии электроэнергии в механизмах с
большим диапазоном изменения нагрузки (более чем в 1,5 2 раза).
Применение многодвигательного привода в сложных технологических установках зачастую позволяет значительно упростить и удешевить
их за счет устранения сложных и дорогих механических передач между
различными исполнительными органами. При этом появляются также
возможности повышения производительности, экономичности и улучшения других эксплуатационных характеристик.
Четвертый путь заключается в экономии электроэнергии рабочими
установками и механизмами за счет повышения эффективности выполнения технологического процесса [4].
Промышленные предприятия требуют повышения эффективности
работы технологических установок и механизмов, особенно угольные
шахты, которые являются крупными потребителями электрической энергии со сложным электроэнергетическим хозяйством. Установленная
мощность отдельных ЭП шахт составляет десятки тысяч киловатт при
годовом потреблении электроэнергии в десятки и даже сотни миллионов
247
киловатт–часов, единичная же мощность отдельных машин достигает
нескольких тысяч киловатт.
Структура электропотребления шахты, приведенная на рис. 4.12,
зависит от многих факторов, основными из которых являются глубина
шахты, водообильность, производительность и т.д. [6]. Здесь: 1 – добычные участки – 5,26 %; 2 – подготовительные участки – 1,29 %; 3 – подземный транспорт – 5,60 %; 4 – кондиционирование воздуха – 10,88 %; 5 –
водоотлив – 14,28 %; 6 – подъем – 13,32 %; 7 – вентиляция 17,13 %; 8 –
технологический комплекс поверхности – 3,75 %; 9 – выработка сжатого
воздуха – 2,46 %; 10 – прочие электроприемники – 20,58 %; 11 – освещение – 0,69 %; 12 – потери электроэнергии – 4,76 %.
6
7
8
5
4
9
10
3
2
1 12
11
Рис. 4.12. Типичная структура расходной части баланса
потребления электроэнергии шахты
Экономия электроэнергии установками и механизмами за счет
повышения эффективности выполнения технологического процесса
включает в себя следующие основные мероприятия:
согласование режимов работы установки при изменении нагрузки;
повышение КПД установки;
регулирование производительности установки;
выполнение оптимальной циклограммы и упорядочение графика нагрузок;
обеспечение нормированной загрузки (для подъемных машин,
конвейеров и т.д.);
контроль состояния технологической установки;
применение совершенных видов электропривода;
организационные мероприятия.
Особенности добычи угля требуют увеличения электропотребления
отдельных ЭП. Так, для водообильных шахт требуется установка 10, а в
некоторых случаях и больше количества насосов. Для шахт крутого паде-
248
ния требуется разветвленная сеть сжатого воздуха с компрессорным
хозяйством в десятки тысяч киловатт. В глубоких шахтах требуется
увеличение мощности подъѐмной машины до 10 МВт. В таких условиях
экономия электроэнергии в отдельных потребителях и шахты в целом
может представлять значительную величину, что в конечном итоге
скажется на снижении себестоимости добытого угля.
Пятый путь заключается в выборе рациональных режимов работы и
эксплуатации электропривода. Сюда входят [4, 5]:
выбор рационального способа и диапазона регулирования скорости электропривода в зависимости от технологических условий работы
машин и механизмов;
выбор рационального способа регулирования скорости в зависимости от характера изменения нагрузки;
повышение загрузки рабочих машин;
исключение режима холостого хода;
снижение напряжения на зажимах двигателя;
минимизация тока и потерь энергии АД при изменении нагрузки;
оптимизация динамических режимов;
использование СД как компенсатора реактивной мощности;
использование аккумуляторов энергии.
Необходимость изучения технологического режима рабочей машины является основой для возможного комплекса мер, обеспечивающих
эффективность энергосбережения. При этом речь может идти как о регулировании скорости технологического агрегата, так и о его управляемости. Под термином «управляемость» понимается возможность изменения
параметров технологического режима за счет иных методов воздействия,
в том числе и самых простых – периодических пусков и остановок.
Рассматривая, например, электропривод турбомеханизмов, можно
отметить, что возможны три принципиально различных способа регулирования технологического параметра:
аэродинамическим путем, заключающимся в воздействии на
характеристики проточной части (дросселированием или установкой угла
атаки лопастей направляющего аппарата). Способ связан с существенным
снижением КПД;
изменением скорости вращения путем применения регулируемого электропривода. Это обеспечивает практически неизменный высокий КПД при существенном увеличении капитальных затрат;
путем включения и отключения нескольких агрегатов в случае,
если работает группа электроприводов.
Третий вариант регулирования имеет ограничения – по числу
пусков нерегулируемых электроприводов из-за опасности выхода из строя
электрических машин, с одной стороны, и по числу пусков для технологического механизма ввиду экстремальных технологических нагрузок в
пускаемом агрегате при прямом неуправляемом пуске, с другой. Анализ
показывает, что при плавном управляемом пуске практически выполняются два приведенных условия. Применительно к приводам переменного
249
тока как вариант схемы управляемого пуска может служить схема с тиристорным регулятором напряжения (ТРН) в цепи статора. Стоимость таких
устройств примерно в пять раз ниже стоимости систем частотнорегулируемого электропривода. В отдельных случаях применение пусковых систем повышает время наработки на отказ СД в несколько раз,
рабочих колес центробежного насоса на 15–75 % и др.
Иногда пуски двигателей затрудняются из-за высокой концентрации рабочего тела в рабочей части турбомеханизма (руда в мельнице,
заклинивание колес насосов и т.п.). В таких условиях даже при полном
напряжении питания пусковой момент двигателя может быть меньше
момента трогания механизма и обычная схема ТРН для пуска таких
технологических машин не дает требуемого положительного результата.
В этом случае оправдан перевод ТРН в режим преобразователя частоты,
т.е. применения так называемого квазичастотного управления. Это мероприятие дает положительный результат, так как позволяет осуществить
предпусковую прокрутку агрегата при частотах 0–0,7 Гц. Применение
пусковых устройств позволяет решить две связанные друг с другом задачи: обеспечить реальное энергосбережение средствами электропривода и
сохранить работоспособность механического и электромеханического
оборудования.
Снижение производительности машин и установок приводит к
снижению ресурса работоспособности по целому числу факторов, так или
иначе связанных с ростом числа пусков электрических двигателей (в том
числе и регулируемых электроприводов). При этом необходимо учитывать следующее:
в условиях существенного снижения производительности агрегатов и процессов, отсутствия возможности использования регулируемого
электропривода из-за его дороговизны, существенным резервом экономии
электроэнергии являются периодические отключения энергоемких потребителей. При этом необходимо использовать специализированное энергосберегающее оборудование – пусковые системы, обеспечивающие как
непосредственную экономию энергоресурсов, так и работоспособность
электрических машин;
насыщенность парка электрическими машинами, бывшими в
ремонте, заведомо определяет достаточно высокие расходы на ремонт
электрооборудования. При этом высокая аварийность электрических
машин определяется не столько низким качеством ремонта, сколько изменением характеристик конструкционных материалов (прежде всего
электротехнической стали), ведущих к перераспределению потерь в двигателе и изменению теплового баланса и снижению реальной нагрузочной
способности;
отклонения напряжения питания, в виду отсутствия средств его
эффективного регулирования, приводят к росту потребляемой реактивной
мощности АД, снижению ее генерирования синхронными машинами,
увеличению потерь в стали, повышению аварийности двигателя;
любые формы некачественного питающего напряжения, некачественности потребления энергии потребителем из-за изменения его
250
внутренних характеристик приводят не только к увеличению потерь, но и
появлению переменных составляющих электромагнитного момента двигателя. Знакопеременные составляющие момента являются причиной
высокочастотных вибраций всех элементов конструкции, преждевременного старения изоляции и повышения аварийности электрооборудования.
Как правило, необходимость регулирования скорости или момента
электроприводов производственных механизмов диктуется требованиями
технологического процесса. Например, понижение скорости лифта необходимо для точного позиционирования кабины перед остановкой. Однако
существует ряд механизмов непрерывного транспорта для перемещения
твердых, жидких и газообразных продуктов (конвейеры, вентиляторы,
насосы) с нерегулируемым асинхронным электроприводом, который
приводит в движение рабочие органы с постоянной скоростью независимо от загрузки механизмов. При неполной нагрузке работа с постоянной
скоростью характеризуется повышенным удельным расходом электроэнергии по сравнению с номинальным режимом.
Снижение скорости механизмов непрерывного транспорта при
недогрузке позволяет выполнить необходимую работу с меньшим удельным расходом электроэнергии. В этом случае экономический эффект
появляется также за счет улучшения эксплуатационных характеристик
технологического оборудования. Так, при снижении скорости уменьшается износ тянущего органа транспортера, увеличивается срок службы
трубопроводов за счет снижения давления и т.д. Эффект в сфере технологии
часто оказывается существенно выше, чем за счет экономии электроэнергии.
С другой стороны, выдвигается необоснованное желание использовать плавно регулируемые системы привода с большим диапазоном регулирования для этих установок. В то же время достаточно большой диапазон регулирования производительности для механизмов с вентиляторным
характером нагрузки можно получить при диапазоне изменения скорости,
не превышающим 20 %.
В качестве другого примера можно привести лифты в невысоких
зданиях (до 16–24 этажа), когда вместо дорогой, сложной и менее надежной плавно регулируемой системы можно обойтись использованием
двухскоростного АД с короткозамкнутым ротором и повышенным пусковым моментом.
Такой привод позволяет в несколько раз снизить рабочую скорость
кабины перед остановкой, что уменьшает износ тормозного устройства и
увеличивает саму точность остановки. пуск двухскоростных двигателей –
прямой на высокую скорость. Торможение производится переключением
напряжения на обмотку малой скорости. При этом двигатель переходит в
режим генераторного торможения, и частота его вращения снижается в
3–4 раза. Остановка двигателя осуществляется отключением от сети
обмотки малой скорости и наложением механического тормоза.
Следующее направление энергосбережения относится к основным
потребителям электрической энергии – электроприводам с нерегулируемыми АД и заключается в создании специальных схемных решений,
обеспечивающих минимизацию вредного влияния на энергетические
251
показатели при отклонении нагрузки от номинальной. Специальные регуляторы электрической энергии (регуляторы напряжения), включаемые
между сетью и статором двигателя, кроме функций энергосбережения
выполняют и другие (управляют режимами пуска и торможения, регулируют скорость и момент, осуществляют защиту, диагностику и т.д.), т.е.
повышают технический уровень привода, увеличивают его надежность.
При работе АД имеет место недоиспользование установленной
мощности или необоснованное завышение их мощности, а также недогрузка. При этом снижаются КПД и коэффициент мощности АД. Регулирование напряжения на статоре АД при постоянной частоте обеспечивает
наиболее экономичный режим его работы при изменении нагрузки. При
этом минимизируются потребляемый АД ток и тем самым потери
электроэнергии в нем.
Регулирование напряжения АД в функции тока снижает потери
электроэнергии до 5 %, что при широком применении асинхронного
электропривода позволяет получить большой экономический эффект.
Проблема аккумуляторов энергии для систем электропривода является достаточно важной. Накопители энергии с различными физическими
принципами ее аккумуляции перспективны прежде всего для транспортных систем. Определена перспектива в применении накопителей –
компенсаторов в электроприводах с резкопеременной нагрузкой как
регулируемых, так и нерегулируемых. Новая элементная база и, прежде
всего, малогабаритные емкостные накопители делают реальными предпосылки к созданию принципиально новых комплектных устройств для
современного электропривода – накопительно-компенсирующих
устройств с соответствующими системами управления.
Шестой путь заключается в выборе рационального типа электропривода для конкретной технологической установки и переходе от
нерегулируемого электропривода к регулируемому. Он предполагает
выполнение следующих операций [4, 5]:
анализ технологического процесса, условий эксплуатации и, в
результате, разработка технических требований к электроприводу;
выбор перспективных вариантов систем электроприводов, их
технико-экономическое сравнение и выбор рационального типа электропривода;
расчет системы электропривода, в том числе установленной
мощности и разработка системы управления;
разработка конструкторской документации.
Совершенствование технологических процессов и автоматизация
производства связаны с применением регулируемого электропривода.
Применение регулируемого электропривода способствует решению задач
по обеспечению оптимальных режимов работы механизмов, снижению
себестоимости и повышению качества выпускаемой продукции, роста
производительности труда, повышению эффективности использования
энергии, надежности и срока службы оборудования.
252
Следует упомянуть, что АД с изменяемым сопротивлением в цепи
ротора (рис. 4.13) и ДПТ независимого возбуждения с регулируемым реостатом (рис. 4.14) управляются увеличением потерь.
сеть
переменного
тока
рабочий
механизм
М
мощность на валу
эл. мощность
потери
Рис. 4.13. Распределение энергии в случае АД
с изменяемым сопротивлением в цепи ротора
С точки зрения энергосбережения наиболее эффективны регулируемые электроприводы переменного тока, особенно для турбомеханизмов
(вентиляторов, компрессоров, насосов), подъемных машин, станков с
частотно-преобразовательными устрйствами и др. Экономия электроэнергии может составлять до 50 %.
сеть
постоянного
тока
ОВ
реостат
М
рабочий
механизм
мощность на валу
эл. мощность
потери
потери
Рис. 4.14. Распределение энергии в случае двигателя постоянного тока
независимого возбуждения с регулируемым реостатом
Целый ряд промышленных механизмов (подъемно-транспортные
механизмы, механизмы транспортно-складских и робототехнических
систем, лифты и т.д.) работает с частыми включениями, требуя реализации пускотормозных режимов. Использование для управления такими
253
механизмами относительно недорогих систем ТРН-АД позволяет
осуществлять режимы плавного (мягкого) пуска и торможения за счет
формирования необходимого временного закона изменения напряжения
первой гармоники при пуске или значения постоянного напряжения при
динамическом торможении. Это обеспечивает существенное снижение
пусковых токов, уменьшение энергопотребления на 3–6 % (в зависимости
от мощности двигателя и интенсивности работы), а также решение ряда
технологических задач (ограничение механических ударов в кинематических передачах, снижение ускорений и рывков, увеличение надежности
и срока службы оборудования).
Если по совокупности требований для управления механизмом
целесообразно использовать частотно-регулируемый электропривод, то
реализация режимов частотного пуска и торможения позволяет снизить
потери энергии в переходных режимах в несколько раз по сравнению с
неуправляемыми переходными процессами. В этом случае функциональная схема выглядит как показано на рис. 4.15. В противоположность из
рис. 4.8 видно, что двигатель переменного тока питается электроэнергией
с изменяемой частотой от преобразователя частоты (ПЧ). Так как скорость
двигателя будет соответствовать частоте электрического тока сети, то
регулируя частоту на выходе преобразователя, получим изменение скорости двигателя. Потери энергии, которые наблюдались на рис. 4.9, 4.10;
4.13 и 4.14 сведены к нулю.
Весьма перспективны вентильные двигатели с постоянными магнитами. Новым путем энергосбережения становится перевод двигателей на
модульную конструкцию и оптимизацию режимов их работы на базе
микроконтроллеров, что позволит в 3–5 раз снизить потери энергии, в 2–3
раза уменьшить массу двигателей.
преобразованная
частота
50 Гц
сеть
переменного
тока
М
ПЧ
эл. мощность
эл. мощность
потери
рабочий
механизм
мощность на валу
потери
Рис. 4.15. Функциональная схема частотно-регулируемого привода
При переходе от нерегулируемого электропривода к регулируемому следует помнить следующее:
254
экономия энергии часто достигается не за счет собственно привода, а за счет того процесса, который привод обслуживает. При этом
экономия может во много раз превосходить собственное потребление
электропривода;
для получения полезного энергетического эффекта часто необходимо регулирование в очень небольших пределах при ограниченных
требованиях к качеству регулирования. Так, лишь незначительное регулирование скорости насоса, подающего горячую воду в здание, обеспечивает существенную экономию дорогой горячей воды. Такой подход позволяет вместо дорогостоящих и сложных преобразователей частоты
использовать значительно дешевые и надѐжные регуляторы напряжения,
подводимого к обмоткам статоров АД;
в настоящее время наметилась тенденция замены регулируемого
привода постоянного тока на привод переменного тока. На сегодняшний
день доля регулируемого привода переменного тока мала, однако она
постоянно растет.
В областях промышленного использования приводов постоянного
тока появился спрос на более надежные бесколлекторные машины, при
эксплуатации которых требуется меньше затрат. Назрела также необходимость в применении бесконтактных приводов переменного тока, обеспечивающих повышение КПД и энергетических показателей установки,
еѐ производительность и надежность. В таких крупных машинах, как
шахтные стационарные установки, для экономичного регулирования
производительности необходим бесконтактный привод.
В подъѐмных установках повышение КПД, надѐжности, ресурса
работоспособности и уменьшение эксплуатационных затрат невозможны
без замены привода постоянного тока на безредукторный бесколлекторный привод переменного тока с аналогичными регулировочными
свойствами.
Экономическая целесообразность использования СД на мощных
конвейерах и технологические требования обуславливают необходимость
применения бесколлекторного или бесконтактного регулируемого привода переменного тока с СД.
Сложившиеся традиции применения СД для мощных турбомеханизмов с целью поддержания высоких общешахтных энергетических
показателей при минимальных затратах и требования регулирования
производительности изменением частоты вращения рабочего колеса
свидетельствуют об актуальности использования регулируемого бесколлекторного привода переменного тока с СД.
Одним из наиболее перспективных и универсальных типов
электроприводов с СД является бесколлекторный или бесконтактный ВД,
в котором регулирование скорости и момента осуществляется подводимым напряжением, током возбуждения и углом опережения включения
вентилей при самоуправлении по частоте питания. Он обладает регулировочными качествами машин постоянного тока и надѐжностью систем
переменного тока.
255
Для широкого внедрения регулируемого электропривода необходимо решить множество задач, в том числе следующие:
разработать специальные СД для применения их в системе ВД (в
том числе индукторные);
разработать специальные АД с короткозамкнутым ротором для
применения их в системах частотно-регулируемого электропривода;
уменьшить влияние вентильных преобразователей на сеть;
создать преобразователи, форма тока и напряжения которых
приближалась бы к синусоидальной.
Существенное снижение энергопотребления за счет широкого применения регулируемого электропривода в настоящее время трудно реализуемо в виду ограниченных возможностей капиталовложений с целью
реконструкции электроприводов. Необходимо использовать рациональный подход, сочетающий возможности регулируемого и нерегулируемого, например, управляемого по пуску, обеспечивающего эффект,
достаточно близкий к наиболее совершенным приводам. Следует учитывать и уровень обслуживания электрооборудования, которое, как правило,
не соответсвует стандартам, присущим регулируемым приводам с
высокими техническими характеристиками. В этой связи для получения
экономической эффективности при минимальных затратах необходимо
разработать следующие системы и мероприятия:
системы облегченного пуска СД электроприводов, обеспечивающие экономию электроэнергии до 10–15 % и повышение технической
надежности СД в 2–3 раза;
системы плавного запуска группы мощных СД турбокомпрессоров, насосов, вентиляторов по схеме ТРН-СД, обеспечивающие повышение надежности электрических машин, турбомеханизмов и снижение
платы за электроэнергию до 20 %;
устройства и системы для управления уровнем питающего
напряжения, обеспечивающие существенное снижение энергозатрат и
повышение работоспособности электрооборудования;
формирование технологической загрузки электродвигателей в
соответствии с сертификационными параметрами, получаемыми в ходе
послеремонтных испытаний или при эксплуатации;
использование систем диагностики электроприводов, базирующихся на энергетических критериях, обеспечивающих определение
распределения потерь и сертификацию двигателей после их ремонта на
специализированных предприятиях;
формирование графиков нагрузки установок с мощными электроприводами, технологическими емкостями и др.
Для приводов механизмов, требующих плавного пуска и незначительного (до 10 %) диапазона регулирования скорости (насосы, вентиляторы, компрессоры, конвейеры и др.) применяют тиристорные регуляторы напряжения. Харьковский завод электромонтажных изделий изготовил
и внедрил несколько таких систем в высоковольтном исполнении (6 кВ)
для привода механизмов с вентиляторным характером нагрузки. На Запо-
256
рожском электроаппаратном заводе налажен выпуск низковольтных регуляторов напряжения для управления двигателями мощностью до 100 кВт.
Анализ режимов работы регулируемого и нерегулируемого электроприводов указывает на неоднозначность понятия эффективной работы
приводов переменного тока в области частот вращения, близких к номинальной. Очевидно, что здесь имеется определенный диапазон скоростей,
где применение нерегулируемого электропривода более рационально. Это
объясняется тем, что любая схема регулируемого электропривода кроме
потерь энергии, идущих на ее преобразование, приводит к дополнительным потерям в самом двигателе и вредно влияет на питающую сеть и
другие устройства и системы. Под понятием «вредно» понимают прежде
всего дополнительные потери, электромагнитную несовместимость и
преждевременный износ электроизоляционных материалов.
Очевидна необходимость создания систем, которые обеспечивали
бы контроль зоны экономической работы (н - 1 н +2), а также
значения скоростей вг и нг, при которых работа привода неэффективна
из-за технических и иных ограничений, с одной стороны, и опасна при
превышении допустимой скорости, с другой (рис. 4.16).
Седьмой путь заключается в улучшении КЭ средствами силовой
преобразовательной техники регулируемого электропривода [4, 5].
Регулируемый электропривод при работе оказывает неблагоприятное воздействие на сеть электроснабжения, что выражается в снижении
коэффициента мощности на входе преобразователя, колебаниях напряжения в сети и искажении синусоидальной формы напряжения.
1
Мс()
вг
н
нг
0
2
М
Рис. 4.16. Режимы работы регулируемого
и нерегулируемого электроприводов
Снижение коэффициента мощности увеличивает реактивную мощность системы электроснабжения, что приводит к дополнительным потерям напряжения и энергии и требует увеличения пропускной способности
ее элементов.
В электрических сетях предприятия с современным оборудованием
вентильные преобразователи находят все более широкое применение,
удельный вес нелинейных нагрузок непрерывно возрастает. В этих усло-
257
виях уровень высших гармоник в кривых напряжения сети нередко достигает 10–15%.
Несинусоидальность напряжения и тока обусловливает дополнительные потери и нагрев, а также ускоренное старение изоляции электродвигателей, трансформаторов и, кроме того, отрицательно сказывается на
функционировании различных видов электрооборудования. Специфическое воздействие на различные виды электрооборудования, системы
релейной защиты, автоматики, телемеханики и связи проявляется дифференцированно и зависит от амплитудного спектра напряжения (тока),
параметров электрических сетей и других факторов. В общем случае
отсутствует зависимость между энергией гармонической помехи и степенью воздействия ее на электрическую сеть. Это обстоятельство обусловило широкое применение показателя, характеризующего искажение кривой
напряжения сети на зажимах электроприемников, называемого коэффициентом несинусоидальности напряжения, %
l
kнс
U
n2
Uн
2
n
100,
(4.56)
где Un и Uн – напряжение n-й гармоники и номинальное напряжение сети.
Согласно [2] допустимое значение kнс ограничивается 5 % с интегральной вероятностью 95 % за время измерений, указанное в стандарте.
Номер последней из учитываемых гармоник не приведен. Он может быть
определен в конкретных случаях исходя из общепринятого в электротехнике 5 %-ного уровня значимости результатов. Не учитываются в расчете
kнс гармоники, пренебрежение которыми приводит к дополнительной
погрешности более 5 %.
В стандарте не указываются допустимые значения kнс, значения
отдельных гармоник напряжения и тока в узлах сети; нет также указаний
относительно характера частотной характеристики сети. Требования
согласно [2] относятся к электрическим сетям общего назначения, поэтому в некоторых случаях может быть допущено kнс>5 %. Например, на
шинах преобразователей прокатных станов допустимую несинусоидальность напряжения определяют исходя из условий нормальной работы
преобразователей при отсутствии на их шинах других нагрузок.
Последнее обстоятельство послужило причиной ограничений
несинусоидальности напряжения на более высоких ступенях напряжения,
содержащихся в стандартах некоторых стран. Так, в Швеции для сетей
0,25—0,43 кВ допустимые значения kнс соответствуют 4 %, для сетей 3,324 кВ – 3 %, 36 – 72 кВ – 2 %, выше 84 кВ – 1 %. В Японии для сетей 11 –
66 кВ и более – соответственно 2 и 1 %. В Европейском стандарте EN
50.006 допустимые значения гармоник напряжения задаются на зажимах
эталонных сопротивлений, что равносильно нормированию гармоник тока.
Ограничение гармоник тока, генерируемых отдельными нелинейными нагрузками или проникающих из распределительных сетей в сети
258
энергосистемы, в наибольшей мере способствует уменьшению влияния
гармонических помех на другие электроприемники и электрические сети.
Так, во Франции и Германии эти токи ограничиваются 5 % действующего
значения всех высших гармоник тока, генерируемого нелинейными
нагрузками цеха или предприятия. В публикации 555-2 МЭК предусмотрено ограничение гармоник тока, создаваемых бытовыми электроприборами в низковольтной системе электроснабжения.
Создание и освоение промышленностью высокоэффективных
силовых электронных приборов типа IGBT, GТО и других позволило
существенно расширить функции силовых электронных устройств,
используемых для регулирования КЭ. Решение этих задач стало особенно
актуальным в связи с реализацией программ энергосбережения. За
последние годы в промышленных странах внедрены стандарты с жесткими требованиями к КЭ.
Традиционно для регулирования КЭ использовались тиристорные
стабилизаторы, компенсаторы реактивной мощности и пассивные
фильтры. Новая элементная база силовой электроники позволяет создавать преобразователи переменного/постоянного тока, работающие в
четырех квадрантах комплексной плоскости на стороне переменного тока
с импульсной модуляцией на повышенных частотах (этот термин соответствует новому стандарту МЭК 60030551). Это позволяет управлять
потоками электроэнергии в любом направлении по заданному закону.
На рис. 4.17 представлен принцип работы четырехквадрантного
преобразователя (напряжение имеет синусоидальную форму, а ток –
трапециевидную, при этом фазовый сдвиг соответствует квадранту
плоскости на векторной диаграмме).
Выпрямительный режим
U
I
I
IV
I
0
III
I
II
I
Инверторный режим
Рис. 4.17. Принцип работы четырехквадрантного преобразователя
При подключении накопителей энергии к преобразователю со
стороны постоянного тока становится возможным осуществлять обмен
реактивной мощностью, включающей мощность высших гармоник между
259
сетью переменного тока и накопителем. Такая схема лежит в основе большинства современных методов регулирования качества электроэнергии.
При колебаниях напряжения, особенно в маломощных (небольшие
токи короткого замыкания) электросистемах, существует проблема их
компенсации, поскольку в этом случае требуются высокоскоростные
устройства компенсации реактивной мощности.
В этом случае эффективное решение проблемы может быть осуществлено с помощью нового поколения статических тиристорных компенсаторов – СТК-лайт, разработанных компанией «Асеа Браун Боверн»
(АВВ).
Технология компенсаторов СТК-лайт использует в принципе ту же
технологию преобразования сетевого напряжения, которая уже многие
годы применяется в электродвигательных установках. Причиной того, что
данная технология не была внедрена в устройства компенсации реактивной мощности ранее, являлся факт отсутствия управляющих полупроводниковых устройств большой мощности.
4.3. Инновационные технологии повышения энергоэффективности использования электрической энергии
Подъемные установки. Пути экономии электроэнергии в подъѐмных установках: выполнение оптимальной диаграммы скорости; обеспечение нормированной загрузки подъѐмных сосудов; ликвидация или
сокращение работы на холостом ходу; контроль состояния подъѐмных
сосудов; применение совершенных видов электропривода; специфические
способы, обусловленные типом электропривода [4, 5].
Оптимальной диаграммой скорости с точки зрения расхода
электроэнергии будет та, где множитель скорости принимает наименьшее
значение:
(4.57)
Vmax Vmax Tп
,
Vcp
Hп
где Vmax, Vср – максимальная и средняя скорости движения подъѐмного
сосуда, м/с ; Hп – высота подъѐма, м; Тп – время подъѐма сосуда, с.
Оптимальную диаграмму скорости можно получить увеличением
ускорения при запуске и замедления при торможении (в последнем случае
это целесообразно при двигательном замедлении или свободном выбеге),
а также при увеличении в допустимых пределах максимальной скорости
подъема.
Выполнение оптимальной диаграммы скорости обеспечивается
полной автоматизацией управления, в результате чего повышается как
производительность установки, так и обеспечивается работа с минимальным расходом электроэнергии.
260
Для проверки соответствия фактической диаграммы скорости
оптимальной необходимо не реже одного раза в полугодие производить
замеры графика скорости с последующей коррекцией при отклонении
параметров в схеме управления установкой.
При недогрузке скипов и вагонеток при выдаче горной массы,
неполной загрузке клетей при спуске – подъѐме людей нерациональный
расход электроэнергии составит
ΔW = Wцnнр,
где Wц = Wсут/nф – расход электроэнергии за один цикл подъѐма, кВтч;
Wсут – суточное потребление электроэнергии подъѐмной установки (определяется по показаниям счетчика активной энергии),кВт.ч; nф – фактическое число подъѐмов за сутки; nнр= nф – nрац – нерациональное число циклов за расчѐтный период времени Т (дн); nрац
Aф
Qноpм
– рациональное чис-
ло циклов за расчѐтный период при нормированной загрузке подъѐмного
сосуда; Аф – фактическое количество выданной горной массы за расчетный период, т; Qнорм – нормированная грузоподъѐмность подъѐмного
сосуда.
Работа на холостом ходу связана с увеличением нерациональных
циклов и дополнительным расходом электроэнергии. Для еѐ устранения
необходимо иметь график работы подъѐмной установки и строго его
соблюдать.
В результате налипания горной массы на внутреннюю поверхность
скипа снижается его фактическая ѐмкость и, как следствие, снижается
общая производительность подъѐма, что влечѐт дополнительный расход
электроэнергии. Контроль за состоянием скипов должен производиться не
реже одного раза в месяц.
Недостатком реостатных систем управления работой подъѐма являются значительные потери энергии при пуске и торможении. Частотноуправляемые, ТП–Д системы и другие обладают высокими регулировочными свойствами и имеют лучшие технико-экономические показатели, в
том числе при меньшем расходе электрической энергии.
При двухдвигательном электроприводе при ремонтных и профилактических работах, а также в начальный момент ускорения или
торможения возможно использовать один двигатель.
Вентиляторные установки. Суммарная установленная мощность
приводных двигателей вентиляторов, компрессоров, насосов составляет
около 20 % от мощности всех электростанций СНГ; при этом только
вентиляторы потребляют около 10 % от всей энергии, вырабатываемой в
содружестве.
Обследования Криворожского бассейна показали, что большинство
вентиляторных установок шахт имеют КПД значительно ниже нормы
(0,6, а в некоторых 0,3…0,4). Только 22 % вентиляторов работают в зоне
экономичного использования. Фактически удельный расход мощности в
261
1,5…2 раза превышает допустимую величину, а общая стоимость перерасхода электроэнергии приводами главных вентиляторов составляет
четвертую часть расхода электроэнергии всеми установками за год.
Это объясняется тем, что большинство вентиляторов эксплуатируется вне зоны экономичной работы, т.е. режим работы вентиляторов не
соответствует параметрам вентиляционных сетей (несоответствие фактических значений эквивалентных отверстий вентиляционных направлений
шахт их проектным значениям; наличие больших подсосов воздуха с
поверхности через зону обрушения и надшахтные сооружения; оборудование вентиляторов нерегулируемым приводом и т.д.) [5].
Причиной низких энергетических показателей вентиляторов являются:
переменное аэродинамическое сопротивление сети в процессе
разработки шахтного поля. Вентилятор выбирается на максимальные
значения производительности и давления, которые достигаются только
через несколько лет работы. Поэтому вентилятор длительное время работает в режимах, отличных от расчѐтного;
отличие реальных величин параметров вентиляции (количество
метана, протяженность и сечение выработок, утечки воздуха и др.) от
расчетных приводит к тому, что фактический режим работы вентилятора
значительно отличается от расчетного;
изменение величины естественной тяги по времени года, а иногда
и в течение суток в зависимости от температуры воздуха на поверхности;
изменение метановыделения, которое зависит от атмосферных,
горно-геологических факторов и приводит или к простоям в случае повышения допустимой концентрации, или к перерасходу электроэнергии.
Экспериментально установлено, что колебания депрессии между
февралем и сентябрем на некоторых шахтах составляет 20 мм. вод. ст. при
изменении расхода воздуха более чем на 12 %. Особенно велики колебания естественной тяги в районах с низкоконтинентальным климатом, где
естественная тяга имеет переменное направление в разное время года, а
иногда и суток.
Пути экономии электроэнергии в вентиляторных установках:
согласование режима работы вентилятора с характеристикой вентиляционной сети, повышение КПД вентиляционной сети, повышение эксплуатационного КПД вентиляторных установок; регулирование производительности вентиляторных установок.
Рабочая точка вентилятора определяется как рабочая точка пересечения напорной характеристики вентилятора с характеристикой вентиляционной сети. Она должна лежать на устойчивой части характеристики
вентилятора и быть по возможности ближе к точке, соответствующей
максимальному КПД вентилятора. Если имеет место неэффективная
работа вентилятора, то рабочую точку можно переместить в зону экономической работы как с помощью изменения рабочих параметров вентилятора, так и изменения характеристики вентиляционной сети. Определение
рабочей точки вентилятора при уточненной характеристике вентиляционной сети должно производиться не реже одного раза в полугодие.
262
Повышение КПД вентиляционной сети обеспечивается за счѐт
снижения подсосов (утечек) воздуха через надшахтное здание и каналы
вентилятора и снижения сопротивления (депрессии) вентиляционной сети
[5]. Для снижения подсосов воздуха через надшахтное здание необходимо
отштукатурить стены, заделать щели, оборудовать окна двойными рамами, а также упорядочить работу шлюзовых и разгрузочных устройств.
Клетевые подъѐмы должны быть оборудованы специальными воздушными клапанами. Для уменьшения подсосов воздуха в вентиляционных
каналах необходимо уплотнять ляды, обеспечив тщательную подгонку
уплотняющей резины к раме и надежное крепление последней к бетону
каналов; оборудовать смотровые колодцы и входы в канал двойными
плотно прилегающими лядами с прокладкой из мягкой резины.
Для определения изменяющегося состояния вентиляционной сети
шахты необходимо периодически производить депрессивные съѐмки
вентиляционных сетей, что даѐт общую картину распределения общешахтной депрессии, на которой можно выделить участки резкого увеличения аэродинамических сопротивлений.
Применительно к этим участкам и ко всей вентиляционной сети
проводятся мероприятия по снижению сопротивления протяженных
участков и местных сопротивлений:
увеличение площади поперечного сечения вентиляционных
выработок путем их перекрепления;
улучшение аэродинамических свойств выработок за счѐт их
затяжек, обшивки, штукатурки стен, сглаживания углов при изгибах
выработок, установка обтекателей на расстрелах и т.п.;
снижение местных сопротивлений путем уборки вагонеток и
оборудования из выработок, уборки завалов и др.
Мощность, потребляемая из сети двигателем вентиляторной установки, определяется выражением, кВт
P
HQ 103
вд
.
Так, если в шахту подается Q = 200 м3 /с свежего воздуха при
εв=0,65, εд=0,85 и за счет реконструкции вентиляционной сети снижается
общешахтная депрессия на 400 Па (раскрепление
500 м вентиляционного
штрека с увеличением сечения с 4 м2 до 6 м2, удаление со штрека двух
вагонеток с инертной пылью, сглаживание угла поворота струи воздуха),
то получается годовая экономия (за Тв = 8760 ч работы вентилятора):
ΔW=400∙200∙8760∙10-3/(0,65∙0,85)≈1270 тыс.кВтч/год.
Повышение эксплуатационного КПД вентиляторных установок
достигается:
263
сом;
устранением работ осевого вентилятора с перевернутым коле-
обеспечением нормативных зазоров рабочего колеса;
наличием обтекателя перед входом рабочего колеса осевого вентилятора;
обеспечением нормативных параметров диффузора на выходе
осевого вентилятора;
точной установкой лопаток направляющего аппарата;
эксплуатационными изменениями параметров рабочих колес
слабозагруженных двухступенчатых осевых вентиляторов;
повышением активной загрузки двигателя вентилятора.
Регулирование производительности вентиляторных установок
может осуществляться аэродинамическими способами и изменением
частоты вращения рабочего колеса вентилятора с помощью регулируемого электропривода.
Водоотливные установки. Пути экономии электроэнергии в водоотливных установках: повышение КПД насосов и трубопроводов; регулирование производительности водоотливной установки; упорядочение графика нагрузок водоотливной установки; организационные мероприятия.
Повышение КПД насосов обеспечивается за счѐт тщательной
балансировки рабочих колес, регулярной замены уплотнителей, обеспечения рабочей точки насоса в зоне максимальных значений КПД.
Повышение КПД трубопровода может быть за счѐт:
− увеличения сечения труб по всей длине и на отдельных участках;
− включения на параллельную работу резервного нагнетательного
става;
− сокращения длины трубопровода, замены наклонных участков
вертикальными;
− регулярной очистки трубопровода;
− ликвидации в трубопроводе излишней арматуры и ненужных
поворотов или снижения их сопротивления сглаживанием острых углов;
− использования арматуры с меньшими значениями коэффициента местного сопротивления (например, замены в приемных устройствах на
всасывающих трубопроводах тарельчатых клапанов на шаровые).
Расход электроэнергии по насосной установке в год определяется
выражением, кВт∙ч/год
W
0, 00272HQT
нстрд
,
(4.58)
где T – число часов работы насоса в год, ч/год; εтр – КПД трубопровода.
При изменении значений величин, входящих в формулу (4.58), подсчитывается расход энергии по базовому варианту и с учѐтом внедрения
энергосберегающих мероприятий разница расходов энергии даст экономию электроэнергии.
264
Регулирование производительности насосной установки при
использовании центробежных насосов в настоящее время практически не
используется, так как одновременно меняется напор и подача. Поэтому
регулирование возможно лишь в небольшом диапазоне для отработки
рабочей точки с максимальным КПД.
Это может быть осуществлено за счет:
− дросселирования на стороне нагнетательного трубопровода;
− использования различного вида муфт;
− использования регулируемого электропривода.
− путем изменения времени включения насосной установки на период минимальной подземной нагрузки можно уменьшить потерю энергии в стволовом кабеле. Указанное мероприятие, возможно, будет связано
с увеличением водосборника водоотливной установки, однако последнее
может иметь дополнительный эффект за счет внепикового электропотребления насосами.
Организационные мероприятия включают в себя:
− устранение утечек в трубопроводе;
− использование напора трубопровода для орошения (отпадает
необходимость в насосах орошения);
− регулярную чистку водосборника (улучшается работа приемного устройства насосной установки и насоса);
− предупреждение проникновения воды в шахту;
− правильную эксплуатацию электродвигателей насосов.
Компрессорные установки. Пути экономии электроэнергии в компрессорных установках: периодический контроль КПД компрессоров;
применение резонансного наддува поршневых компрессоров; снижение
сверхнормативных утечек сжатого воздуха и потерь давления в пневмосетях шахт; согласование режимов работы компрессорной станции с режимом потребляемого сжатого воздуха; замена пневмооборудования на
электрооборудование; использование регулируемого электропривода [5].
Чтобы не происходило снижение КПД компрессоров, необходимо
осуществлять мероприятия по повышению эффективности их работы, а
именно:
контроль сопротивления воздухозаборного устройства;
регулярную очистку фильтров;
регулировку прижимных пружин клапанов;
применение высококачественной смазки трущихся частей и
строго регламентированную еѐ подачу в цилиндры;
поддержание в исправном состоянии регуляторов производительности и обеспечение их четкой работы;
контроль интенсивности охлаждения компрессоров.
Температура сжатого воздуха на выходе из промежуточного холодильника не должна превышать температуру охлаждающей воды на входе
не более чем на 5–10 ˚С.
Применение резонансной длины всасывающих трубопроводов
поршневых компрессоров сокращает удельный расход электроэнергии на
265
3–5 % при одновременном повышении производительности на 5–8 %.
Резонансная длина (м) определяется выражением L=5160/n (n – скорость
вращения коленчатого вала компрессора, об/мин).
В соответствии с требованием «ПТЭ угольных и сланцевых шахт»,
утечки сжатого воздуха не должны превышать 20 %. Для соблюдения
этого требования необходимо:
вести систематический контроль за утечками сжатого воздуха;
заменять резинотканевые воздухопроводы на типовые гибкие с
металлопленкой и унифицированной пневмоаппаратурой;
не допускать установку толстостенных труб вместо тонкостенных, увеличивать диаметр труб на отдельных участках;
устанавливать необходимое количество водоотделителей;
использовать передвижные компрессоры для подачи небольшого количества сжатого воздуха удаленным потребителям;
при возможности использовать теплоизоляцию трубопровода;
исключить нерациональный расход сжатого воздуха.
Мощность электродвигателя компрессора определяется выражением, кВт
P
1380 p1Qк н
изд
д
lg
p2
,
p1
(4.59)
где из – изотермический КПД компрессора; н – плотность воздуха при
273 °К и давлении 0,1 МПа, кг/м3; д – плотность всасываемого воздуха
при действительных условиях, кг/м3; р1 – начальное давление всасываемого воздуха, 3МПа; р2 – давление сжатого воздуха, МПа; Qк – подача компрессора, м /с.
Снижение давления вырабатываемого сжатого воздуха на 1 %
уменьшает расход электроэнергии приблизительно на 0,5 %. График
работы компрессорной станции должен быть согласован с графиком
потребления сжатого воздуха, что сокращает избыточную выработку сжатого воздуха и дополнительные потери.
При возможности замены пневматической энергии на электрическую
отдельных потребителей имеет место 7–10 кратная экономия энергии.
Конвейерные установки. Пути экономии электроэнергии на конвейерном транспорте: повышение средней загрузки конвейеров до номинального значения; исключение дополнительной работы конвейеров
вхолостую; исключение нерационального использования скребковых
конвейеров; поддержание высокого технического состояния конвейера;
применение регулируемого электропривода.
Расход электроэнергии одним конвейером за расчѐтный период
времени определяется следующим выражением:
− для ленточного конвейера
266
sin
,
Wл 0, 013L СлVл tр 0, 28Qр 1
(4.60)
− для скребкового
Wc 0,01Lг СсVс tр 0,34Qр 1 2tg ,
(4.61)
где L – длина конвейера, м; если принимается груз из выемочных участков, его длина определяется исходя из его длины на начало планируемого
периода Lп ± половина продвигания линии забоя Lз за расчѐтный период
работы при удлинении (укорачивании) конвейера L=Lп ± Lз / 2; β – угол
установки конвейера, град.; Lг = Lcosβ – горизонтальная длина конвейера,
м; δ – коэффициент сопротивления движению: для стационарных
конвейеров δ = (0,02…0,03); для конвейеров установленных в пределах
выемочных участков δ = (0,04…0,06); для конвейеров, работающих в особо тяжелых условиях δ = (0,08…0,12); Сл, Сс – погонная масса движущихся частей конвейера, кг/м, величина табличная в зависимости от типа
конвейера; tр – время работы конвейера за расчетный период, ч; Vл, Vс –
скорость соответственно ленты и цепи конвейера, м/с; Qр – расчетная масса
груза, перевозимого конвейером за время работы tр, т.
Для определения нерационального расхода электроэнергии при
работе конвейеров вхолостую используется только первое слагаемое
указанных выражений, и вместо tр подставляется время tх холостого хода
конвейера за расчетный период.
С целью увеличения загрузки конвейера до номинальных значений
следует за конвейером, принимающим уголь (породу), устанавливать
бункер или другую усредняющую емкость, из которой осуществляется
загрузка последовательно работающих конвейеров с номинальной загрузкой. Следует регулярно следить за состоянием бункеров и усредняющих
емкостей,
за работой загрузочных устройств; при бункерах емкостью
1000 м3 и выше использовать датчики верхнего и нижнего уровней,
сблокированные со схемой автоматизации конвейерной линии.
В некоторых случаях имеет место нерациональное использование
скребковых конвейеров, которые можно заменить ленточными. Экономический эффект этого мероприятия, а также использование бункеров
можно рассчитать, используя приведенные аналитические выражения
расхода энергии конвейерами.
Для поддержания высокого технического состояния конвейеров,
влияющего на электропотребление, следует:
периодически производить смазку механических узлов в соответствии с картой смазки завода-изготовителя;
не допускать заштыбовки конвейера и концевых станций;
не допускать эксплуатацию конвейера при чрезмерном износе
отдельных узлов;
в ленточных конвейерах систематически проверять состояние
устройств для очистки ленты и барабанов;
267
в скребковых конвейерах поддерживать в нормальном состоянии замковые соединения и стыки секций регулированием натяжения
скребковой цепи в заданных пределах;
своевременно производить планово предупредительный ремонт.
Современные технологии повышения энергоэффективности на
профильных предприятиях, в т.ч. с малыми затратами. На данное время
одной из важнейших проблем повышения конкурентоспособности отечественного производителя на мировом рынке является снижение энергетической составляющей в структуре себестоимости продукции. Стоимость
электроэнергии, которую потребляет промышленное оборудование (ПО)
за год, может более чем в 5 раз превысить его собственную. За жизненный
цикл ПО (10–20 лет) энергетическая составляющая затрат в десятки раз
превысит издержки, связанные с капитальными затратами и затратами на
техническое обслуживание.
Многолетняя эксплуатация, которая сопровождается многочисленными ремонтами, приводит к тому, что на предприятиях используют ПО,
реальные энергетические показатели которых значительно ниже, чем
задекларированные производителем.
При условии правильной эксплуатации современное ПО имеет
довольно высокие энергетические показатели и уровень надежности.
Эксплуатация ПО, которое находится в неудовлетворительном техническом состоянии, приводит к росту финансовых затрат (до 10 %), обусловленных ростом электропотребления (при такой же полезной мощности)
вследствие увеличения потерь в узлах агрегата. И вдобавок имеет место
физическое старение конструкционных материалов, которое выражается в
росте потерь в стали и меди, снижении нагрузочной способности. Происходит некачественное преобразование энергии, которое сопровождается
дополнительным нагревом и вибрацией, увеличением потребляемой
реактивной мощности.
В проектировании технологического процесса во время выбора ПО
обычно не уделяется внимание его энергоэффективности на протяжении
всего срока службы. Но должны рассматриваться не просто режим
нагрузки ПО, и не только его рабочие характеристики и энергоэффективность на данный момент, следует оценивать его экономичность за весь
срок службы. Энергоэффективность ПО на данное время оценивается
апериодически, например, во время проведения энергетического аудита.
Поэтому актуальной задачей является непрерывный постоянный контроль
экономичности потребления электроэнергии ПО.
Эффективность энергосберегающих мероприятий на предприятии в
значительной мере определяется энергоэффективностью электропривода
(основного потребителя электроэнергии), но его энергоэффективность
остается низкой.
Отдельным мероприятием энергосбережения может стать использование средств функционального диагностирования энергетической
эффективности, стоимость которых незначительна по сравнению с затратами на реализацию проектов энергосбережения. Основные затраты на
разработку таких средств приходятся не на создание их аппаратной части,
268
а на методическое и программное обеспечения. Поэтому актуальна задача
широкого внедрения средств диагностирования энергетической эффективности, которые позволят в значительной степени решить проблему
энергосбережения на промышленных предприятиях.
Одним из механизмов внедрения энергосбережения в жизнь является энергетический менеджмент. До сих пор в энергетическом менеджменте детализированное управление рациональным использованием энергии
не распространялось на конкретного технологического потребителя, его
режимы работы. В первую очередь рассматривалось предприятие в целом
или определенная технологическая линия. Контроль конкретного оборудования, например, ЭМС, не был постоянным и беспрерывным и происходил по факту, а не в реальном времени, когда неэффективное потребление электроэнергии имело место значительный промежуток времени.
В последнее время энергетический менеджмент приобретает новые
характеристики, а именно, он стал распространяться на конечного потребителя. Это является новым стандартом в методологии энергетического
менеджмента – вводятся высокая степень детализации, функциональное
диагностирование и мониторинг энергетической эффективности ПО и
соответственно оперативное реагирование на ухудшение энергоэффективности.
Отсутствие анализа связей между процессами преобразования
энергии и их следствиями является значительным недостатком существующих средств диагностирования. Это не позволяет определить совокупность причин, которые приводят к изменению параметров энергоэффективности, развитию неисправностей и аварий. Есть необходимость
упрощения процедуры диагностирования и применения новых технических решений и научных подходов к решению данной проблемы.
Применение инструментария функционального диагностирования
энергетической эффективности позволит осуществлять предупредительное обслуживание ПО. Для повышения энергоэффективности, ресурса и надежности оборудования, сокращения затрат на ремонт и простой
необходимо переходить от регламентированных по времени профилактических и ремонтно-восстановительных работ к обслуживанию «по фактическому состоянию».
Также следует учитывать тенденцию к переходу от отдельных
приборов диагностирования и мониторинга к мобильным компьютеризированным комплексам, которые позволяют получить полную качественную и количественную информацию о процессах, которые происходят в
ПО, и их параметрах.
Парк электрических машин на предприятиях составляют ранее
ремонтированные агрегаты. Характеристики таких машин существенным
образом отличаются от тех, которые только что выпущены заводомизготовителем из-за того, что в результате эксплуатации, предремонтной
подготовки и в ходе ремонта изменяются характеристики конструкционных материалов и, прежде всего, электротехнической стали. Этот процесс
сопровождается снижением магнитной индукции. Наблюдаются насыщение стали и рост тока намагничивания. Характерно, что ток намагничива-
269
ния становится несинусоидальным, так как содержит кроме первой также
нечѐтные гармоники 5-, 7-, 11- ... порядков.
Уменьшение во время ремонта АД количества витков на 10 %
приводит к резкому повышению плотности магнитного потока в стали
статора, и ток холостого хода увеличивается приблизительно на 25 %,
КПД и коэффициент мощности снижаются.
Можно выделить два пути диагностирования и обслуживания
электрооборудования.
Обслуживание «по регламенту» (тестовое диагностирование, визуальное наблюдение) – система планово-предупредительных ремонтов и
испытаний. Обслуживание оборудования выполняется на основании
анализа показаний контрольно-измерительных приборов во время периодического регламентного обслуживания и по результатам испытаний
после проведения плановых и внеплановых ремонтов ПО.
Характерные особенности концепции: относительно большие сроки
между испытаниями и ремонтами не разрешают обнаружить повреждения
на ранней стадии их возникновения; не меньше 50 % обслуживаний и
ремонтов выполняются без фактической необходимости; для контроля
технического состояния необходимо вывести агрегат из работы, а также
разобрать его полностью или частично; для большинства агрегатов не
уменьшается частота выхода из строя; надежность работы после обслуживания с разборкой и заменой деталей часто снижается; не обоснованная
фактическим состоянием ПО замена узлов и деталей с большим остаточным ресурсом; значительное количество дефектов, вызванное низким
качеством работ по обслуживанию.
При обслуживании по регламенту, как правило, основными параметрами, которые проверяются в ЭМС, являются температура обмоток и
подшипникового узла, сопротивление изоляции, зазор в подшипниках.
Энергоэффективность ПО не определяется.
Обслуживание «по фактическому состоянию» (функциональное
диагностирование, мониторинг). Технология обслуживания по фактическому состоянию основывается на подходе к управлению надежностью
оборудования и заключается в том, что обслуживание и ремонт должны
выполняться в зависимости от реального текущего состояния ПО, контролируемого в процессе эксплуатации без разборок и ревизий. Обслуживание должно проводиться только в том случае и в том месте, где это
действительно необходимо.
Характерные особенности концепции: предприятие имеет объективные данные о реальном текущем состоянии оборудования; не нарушается нормальная работа из-за необоснованного вмешательства человека,
мониторинг состояния проводится в рабочем режиме; снижается уровень
«внезапных» поломок оборудования и остановок производства; технически достоверно определяются необходимые сроки и объемы ремонтных и
наладочных работ; затраты на техническое обслуживание снижаются в
сравнении с обслуживанием «по регламенту», в т.ч. через приобретение
запасных частей по мере их необходимости и сокращение запасов на
складе; повышается уровень надежности и долговечности ПО (по
270
экспертным оценкам – до 2 раз), а также сокращаются на 30 % объемы
работ, которые проводит электротехническая служба предприятия.
Сложность требований к методам и средствам обслуживания по
фактическому состоянию обусловило отсутствие таких систем на отечественных предприятиях, тогда как, например, в Японии системы функционального диагностирования установлены на 30–40 % оборудования.
Анализ существующих методов диагностирования показывает, что
в данное время контроль технического состояния преимущественно происходит во время проведения плановых регламентных работ и ремонтов.
Это не позволяет найти дефекты, которые зарождаются, и предотвратить
повреждение ПО вплоть до возникновения аварийной ситуации.
Перспективными являются энергетические методы диагностирования. В качестве диагностических параметров могут использоваться температура частей ПО (обмотки, стали), сила тока, напряжение (напряжение
нулевой и обратной последовательностей). Технология строится на
измерении величин сигналов в контрольных точках и сравнение их с
пороговыми значениями.
Применение метода спектрально-токового анализа для диагностирования технического состояния ЭМС, основанного на анализе спектра
полученного сигнала с помощью быстрого преобразования Фурье,
позволяет с высокой достоверностью определить техническое состояние
ЭМС, особенно механические повреждения. Исследование гармонического состава тока ЭМС в разных режимах и имитация повреждений показали, что каждому из них отвечает индивидуальная совокупность гармонических составляющих тока с определенными значениями параметров
отдельных гармоник, что позволяет использовать их для идентификации
технического состояния. Интересным также является тот факт, что
изменение токовых характеристик практически идентично изменению
виброскорости неисправных узлов.
Близкими по функциональному построению к системам диагностирования и мониторинга являются АСКУЭ. Однако, владея развитыми
функциями измерения и обработки данных, они, с одной стороны, не
удовлетворяют потребности анализа полученной информации об энергетических процессах, а с другой стороны, совсем не предназначены для
диагностирования энергоэффективности ПО, поскольку не имеют
функции математического моделирования.
Авторская концепция развития методов диагностирования заключается в том, чтобы в технологию обслуживания по фактическому состоянию включить контроль энергетической эффективности средствами
функционального диагностирования, что позволит определять энергетическое и техническое состояние ПО в реальном времени. Предлагается
использование процедуры функционального диагностирования, математический аппарат которой объединяет методы анализа мгновенных
значений токов, напряжений, температуры окружающей среды, а также
позволяет контролировать энергетическое и техническое состояние ПО,
прогнозировать его остаточный ресурс, с методом спектрально-токового
271
анализа, который предоставляет возможность заблаговременного выявления механических повреждений.
Предложенный подход предусматривает наличие информации о
токах и напряжениях ПО, температуре окружающей среды в форме их
дискретных значений на некотором интервале времени, полученных от
измерительных устройств. С помощью мониторинга напряжения определяются его несимметрия, наличие высших гармонических составляющих,
отклонение напряжения и импульсов перенапряжений, т.е. тех факторов,
которые оказывают непосредственное влияние на срок службы и
энергоэффективность работы. Расчет параметров по математическим
моделям; выявление отклонений диагностических параметров от установленных паспортных и регламентных значений; определение технического,
энергетического и теплового состояния; защита оборудования; прогнозирование предаварийных ситуаций являются главными этапами функционального диагностирования энергетической эффективности ПО.
Современное развитие технических средств позволяет решить задачу на программно-аппаратном уровне с помощью ЭВМ. Она содержит
энергетические модели ЭМС, которые учитывают составляющие: сеть,
двигатель и технологический механизм в плоскостях потребления
энергии, ее использование. Основные затраты на создание таких систем
приходятся не на аппаратную часть, а на разработку алгоритмического и
программного обеспечения.
В практическом смысле средства функционального диагностирования энергетической эффективности ПО позволяют снизить энергопотребление, увеличить ресурс, повысить безотказность и определить сроки и
виды следующего ремонта.
Проблема энергоэффективности и эксплуатационной надежности
ПО является системной и не поддается решению частными мероприятиями в виде применения отдельных технических средств. Необходим
комплексный подход с использованием методов функционального
диагностирования.
Недостатком многих публикаций по данной тематике является
изолированное освещение вопросов энергетической эффективности и
надежности, т.е. диагностирования энергетического и технического
состояния ПО. Но энергетическая эффективность напрямую связана с его
техническим состоянием и наоборот. Известно, что работоспособное ПО
может быть неисправным, т.е. находиться в состоянии скрытого отказа,
который может наступить задолго до отработки нормативного ресурса.
Так, например, неравномерность воздушного зазора АД ЭМС нарушается
вследствие деформации стали, изгиба вала или смещения подшипниковых
щитов и приводит к возникновению гармонических полей, вследствие
чего увеличиваются потери в стали и меди, что снижает КПД и cosφ.
Итак, при наличии некоторых технических повреждений, которые
не приводят к выходу ПО из строя, показатели его энергоиспользования и
энергопотребления могут иметь низкие значения. Поэтому показатели
энергоэффективности КПД и cosφ могут служить еще и критерием технического состояния ЭМС, ведь двигатель с техническими проблемами
272
работает с низкими показателями энергоэффективности. В свою очередь
такой показатель технического состояния, как относительный износ,
может характеризовать эффективность преобразования энергии.
В результате многих факторов, в частности таких, как работа ПО с
низкой загрузкой, недостаточное техническое обслуживание, нерациональное управление технологическим процессом, случайных факторов –
реальное потребление энергии всегда будет отличаться от планируемого.
Контроль и оценка указанных расхождений между идеальным и фактическим потреблением энергии и являются главной задачей диагностирования энергоэффективности ПО. Сам собой контроль не сэкономит энергию, но с его помощью можно определить, где и когда следует принять
меры для устранения неэффективного ее использования.
В этом смысле стратегическая цель диагностического контроля
энергоэффективности ПО – на основе определения его состояния обеспечить максимальное использование фактического ресурса с минимальным
потреблением энергии и предупреждением аварийных отказов. Тактической (главной) задачей диагностирования ПО (соответственно ГОСТ
20911-89) являются: контроль его технического, энергетического и теплового состояния; поиск места и определение причины отказа; прогнозирование работоспособности.
Поскольку основной целью энергетического менеджмента является
достижение высокой энергоэффективности производства, а основной
задачей – обеспечение наиболее эффективного режима работы и состава
оборудования, то решение указанных задач в значительной мере зависит
не только от состояния объекта, но и от принципов функционирования
средств диагностирования энергоэффективности.
Таким образом, диагностирование энергетической эффективности
ПО объединяет задачи технического диагностирования с задачами энергетического менеджмента (беспрерывного аудита потребления электроэнергии). Средства функционального диагностирования энергетической
эффективности ПО фактически являются инструментом энергетического
менеджера в его деятельности по эффективному и целенаправленному
использованию энергоресурсов. Такой подход разрешает оценивать
состояние ПО на всех этапах его жизненного цикла от введения в
эксплуатацию и до списания.
Энергосберегающие аспекты и примеры использования частотнорегулируемого электропривода. Знание типа механических характеристик
необходимо для оценки возможностей частотно-регулируемого электропривода при энергосбережении. Из механической характеристики зависимость мощности может быть рассчитана с помощью известной формулы P = M . Также можно оценить требуемую энергию, используя выражение
W
1
д
M Tраб .
273
Для предварительной оценки КПД следует принимать равным
80-85 %, если задействованы двигатели мощностью менее чем 7,5 кВт, и
90-95 % для частотно-регулируемого электропривода и двигателей мощностью 75 кВт и более [4, 5].
Рассмотрим два примера, чтобы показать экономию энергии, полученную при применении частотно-регулируемого электропривода.
Первый пример – подъѐмный кран, где традиционное управление заменено частотно-регулируемым электроприводом. Во втором примере центробежный насос с дроссельным управлением будет заменен насосом с
регулируемой скоростью с помощью установки частотно-регулируемого
электропривода.
%
момент,
мощность,
экономия
100
Р, управление в цепи ротора АД
P, ЧРП, ВД
50
Р экономии; экономия %
0
50
100
%
Рис. 4.18. Функциональные зависимости, отображающие
процесс энергосбережения в подъѐмном кране
На рис. 4.18 показаны функциональные зависимости, отображающие процесс энергосбережения в подъѐмном кране. Разность между
электрической и механической мощностью составляют потери. Эти потери могут проявляться в редукторе, действие которого основано на трении,
гидравлической муфте, индукционной муфте или в реостате. Напротив,
требуемая электрическая мощность при использовании частотнорегулируемого электропривода практически пропорциональна мощности
на валу двигателя. Разность между двумя кривыми мощности, умноженная
на время на каждом уровне скорости и просуммированная за всѐ время
работы, это и будет значение энергии, которая может быть сэкономлена.
Кривые на рис. 4.19 описывают работу насоса, обычно используемого при орошении и в других случаях, когда необходимо перекачивание
воды. На рисунке представлено несколько кривых. Это зависимости момента от количества перекачиваемой жидкости (в кубических метрах за
минуту) для насоса, работающего при постоянной скорости и регулировании потока с помощью дросселя, и требуемой мощности насоса. Также
показана требуемая мощность при регулируемой скорости и полностью
открытом дросселе. Суммарная экономия энергии является разностью
274
между требуемой мощностью при постоянной скорости и при еѐ регулировании. Эта разность показана в процентах от энергии, используемой при
регулировании с помощью дросселя.
момент,
мощность,
экономия
%
М, дросселирование
Р, дросселирование
150
Р, управление
скоростью
%, экономия
100
81
68
55.5
50
Р, экономия
12.5
0
50
100
объѐм,
скорость
%
Рис. 4.19. Кривые зависимости момента от количества
перекачиваемой жидкости при работе насоса
На рис. 4.20, а представлены механические характеристики вентилятора с использованием регулирования дросселированием. Показана
зависимость внутреннего давления вентилятора от объѐма перекачиваемого воздуха при постоянной скорости. Также показаны две характеристики системы, на которую работает данный вентилятор. Одна характеристика для открытого дросселя, когда вентилятор подаѐт максимально возможное количество воздуха, вторая показывает системную кривую, когда
дроссель закрыт, соответствующую 70 % подаваемого воздуха. Рабочие
точки – пересечения системных кривых с характеристикой насоса.
Заметим, что хотя объѐм передаваемого воздуха меньше, когда дроссель
закрыт, давление внутри вентилятора увеличивается. Также показана
требуемая мощность привода, которая достаточно постоянна в рассматриваемом диапазоне.
При использовании частотно-регулируемого электропривода,
дроссель всегда полностью открыт (если он вообще есть). Есть только
одна системная кривая, но две характеристики вентилятора, как показано
на рис. 4.20, б. Рабочие точки – пересечения системной кривой с характеристиками вентилятора. В этом случае, однако, внутреннее давление
вентилятора низкое при малой скорости, так как воздух может беспрепят-
275
ственно перемещаться. Следовательно, необходимая потребляемая
мощность вентилятора уменьшается с уменьшением потока воздуха.
Зависимость мощности от объѐма воздуха также показана на рис. 4.20, в.
давление
% мощность
давление
% мощность
давление
мощность
200
150
% мощность
давление:
скорость
100 %
давление: 200
заслонка
открыта
давление:
заслонка
закрыта
150
200
давление:
скорость
70 %
– дрос
сели
рова
ние,
– пост.
скор
ость
положение
лопаток
мощность
100
100
90
заслонка
открыта
66
49
50
ЧРП
34
объѐм
70
50
а
100
%
объѐм 11
70
50
б
100
%
объѐм
50
100
%
в
Рис. 4.20. Механические характеристики вентилятора
Рис. 4.20, в показывает требуемую мощность вентилятора, использующего три технологии регулирования потока воздуха, а именно:
дросселированием, положением лопаток турбины и с использованием
частотно-регулируемого электропривода. Видно, что привод с регулированием положения лопаток требует меньших затрат мощности, чем при
регулировании дросселированием. Однако он всѐ же использует большую
мощность, чем привод с частотным регулированием скорости.
На рис. 4.21 представлены механические характеристики вентилятора: а – дроссель открыт, 100% объѐм; б – дроссель закрыт, 70 % объѐм;
в – дроссель открыт, 70 % скорости, 70 % объѐм. Давление, умноженное
на объем потока – это мощность. Таким образом, площадь заштрихованной зоны на рис. 4.21 пропорциональна требуемой мощности. Но это правильно только отчасти. Особенностью работы турбомеханизмов является
то, что потребляемая мощность вентилятора может значительно
изменяеться в зависимости от его рабочей точки. Табл. 4.2 доказывает это
положение (о.е. даны по отношению к варианту 4.21, а).
276
%
давление
вентилятор
%
давление
площадь =
= 70209 =
= 14630
209
200
200 площадь =
= 100100 =
= 10000
%
давление
вентилятор
вентилятор
200
площадь =
= 7049 =
= 3430
система
150
150
100
100
100
50
50
49
система
объѐм
100
50
%
аа
150
система
объѐм
объѐм
50 70
100
50 70
%
бб
100
%
вв
Рис. 4.21. Механические характеристики вентилятора
Из табл. 4.2 можно заключить, что если в случае рис. 4.21, а связь
между площадью давление-объѐм и действительной мощностью достаточно ясна, то в случае, показанном на рис. 4.21, б, это не так. Если, как в
случае рис. 4.21, б, площадь будет использована как основа для выбора
приводного двигателя, то мощность будет завышена. Причина несоответствия лежит в значительном изменении КПД вентилятора.
Таблица 4.2
Зависимость потребляемой мощности вентилятора
от его рабочей точки
Рисунок
4.21, а
4.21, б
4.21, в
10000
14630
3430
Соответствующая мощность
100
102
32
Площадь, о. е.
1,0
1,46
0,34
Мощность, о. е.
КПД вентилятора
1,0
56
1,02
79
0,32
56
Площадь
но
Приведенные примеры показывают принципы, на которых основаэнергосбережение при использовании частотно-регулируемого
277
электропривода. Важно знать, что каждый привод требует отдельного
анализа и что сбережение энергии при помощи частотно-регулируемого
электропривода возрастает, когда привод работает на низких скоростях
длительное время.
Пример использования частотно-регулируемого электропривода.
Управление потоком жидкости и газа. АД обычно используются для
привода вентиляторов и насосов для транспортировки потоков жидкостей
и газов. Они находят применение во всех областях коммерческой и
промышленной деятельности. Примерами могут служить вентиляторы,
поддувала, вентиляторы паровых котлов, насосы для перекачивания
вязких жидкостей и вентиляторы питателей котлов. Обычно эти двигатели
работают при всех нагрузках с постоянной скоростью. Управление потоком осуществляется с использованием механических дросселей, клапанов
и вентилей.
поток
воздуха
двигатель
вентилятор
полный поток
выход
поток
воздуха
двигатель
вентилятор
выход
частичный поток
Рис. 4.22. Пример управления потоком с использованием
механических дросселей, клапанов и вентилей
Типичный пример показан на рис. 4.22, где двигатель переменного
тока приводит в движение вентилятор охлаждения. Двигатель рассчитан
по критерию максимальной нагрузки, когда перекачиваемый воздух
удовлетворяет максимальным технологическим требованиям. Если
процесс требует меньшее количество воздуха, его поток уменьшают
подстройкой выходных дросселей, ограничивающих поток. Однако при
ограничении потока воздуха потребляемая мощность двигателя остаѐтся
близкой к еѐ номинальному значению, хотя поток по требованиям технологии гораздо меньше максимального его значения. Таким образом, при
регулировании потока механические дроссели и клапаны рассеивают
энергию, потребляемую двигателем с постоянной скоростью.
Важной характеристикой вентиляторов и насосов является то, что
поток пропорционален скорости вентилятора или насоса. Это свойство
было применено разработчиками в прошлом для конструирования ременных или редукторных передач, используемых двигателем с постоянной
скоростью. Сегодня поток может быть изменѐн путем регулирования скорости вращения двигателя насоса или вентилятора, как показано на
рис. 4.23.
278
поток
воздуха
ток при частоте 50 Гц
ПЧ
двигатель вентил ятор
частичный поток
выход
Рис. 4.23. Пример регулирования скорости
вращения двигателя вентилятора
При низких скоростях с уменьшенным потоком потребление мощности является лишь малой долей номинальной мощности. Энергия, рассеиваемая традиционными элементами регулирования при достижении
малых потоков, может быть сэкономлена уменьшением скорости вращения
вентилятора или насоса. С использованием частотно-регулируемого привода скорость вращения вентилятора или насоса может регулироваться для
удовлетворения требований процесса без рассеивания энергии (рис. 4.19).
Если вентилятор или насос работают на малой скорости большую
часть рабочего цикла, то применение частотно-регулируемого привода
даст ощутимый экономический эффект.
Некоторые турбомеханизмы, работающие при нагрузке, близкой к
номинальной, могут использоваться вместе с частотно-регулируемым
приводом, хотя это и не приведѐт к существенному сбережению энергии.
Такие режимы, как управляемый разгон и торможение, особенно когда
речь идѐт о вентиляторах и насосах с большой инерцией, делают частотное управление оправданным.
Необходимо также принять во внимание ограничения момента и
скорости, которые должны быть предприняты при использовании частотно-регулируемого привода в турбомеханизмах. При нагрузках с большой
инерцией нужно позаботиться об ограничении работы на кривой моментаскорости подальше от области срыва момента. Также должна быть принята во внимание совместимость отдельных видов частотно-регулируемого
привода для поддержания работы на низких скоростях (ниже 20 % от
максимальной скорости).
Перемещение материалов. Машины для перемещения материалов
используются для погрузочных, разгрузочных и транспортных операций.
Примерами могут служить конвейеры, подъѐмные краны, автопогрузчики, элеваторы. Эти установки требуют специальных приводов для обеспечения требований безопасности, защищѐнности и портативности. Часто
используются двигатели постоянного тока для удовлетворения требований регулирования скорости и большого момента.
На рис. 4.24 показан электропогрузчик. Здесь из-за требований
большого момента при низкой скорости используется привод постоянного
тока с сериесной обмоткой. У такого двигателя мягкая статическая харак-
279
теристика, чем обеспечивается максимальный момент при больших
нагрузках. Скорость может регулироваться с помощью реостата, установленного последовательно с двигателем. Этот двигатель для мобильности
хорошо совместим с электрическими батареями, от которых он питается.
Однако существует несколько недостатков, включая техническое обслуживание коллектора, чувствительность к влаге и грязи, низкую эффективность. Коллекторный двигатель постоянного тока требует частых осмотров и технического обслуживания, что увеличивает время простоев.
ДПТ с
сериесной
обмоткой
аккумуляторы
+
+
Рис. 4.24. Графическое изображение электропогрузчика
АД могут широко использоваться в механизмах для перемещения
материалов. При этом не требуется техобслуживание коллектора, нет
электромеханических контакторов и коммутационных аппаратов и нет
рассеивания энергии в добавочных сопротивлениях. Так же для мобильного оборудования АД имеет меньший вес по сравнению с ДПТ той же
мощности. Момент может регулироваться одновременным изменением
напряжения и частоты для точного управления скоростью.
Рассмотрим применение частотно-регулируемого электропривода
на примере электропогрузчика (рис. 4.25). Здесь мы видим, что инвертор
используется для преобразования энергии постоянного тока батарей в
энергию переменного тока изменяемого напряжения и изменяемой частоты. На трѐхфазном выходе инвертора момент постепенно увеличивается
во время пуска АД и остаѐтся постоянным для разгона. Когда достигается
требуемая мощность, частота на выходе инвертора увеличивается для
достижения высокой скорости.
Скорость двигателя может быть быстро снижена с помощью торможения в генераторном режиме, что является важной характеристикой
для приводов мобильного оборудования. Рекуперативное торможение в
частотно-регулируемом приводе достигается уменьшением частоты
инвертора до такой степени, чтобы соответствующая ей синхронная
280
скорость была ниже, чем скорость двигателя. Это заставляет двигатель
работать в генераторном режиме и превращать механическую энергию
движения в электрическую, которая подаѐтся обратно на батареи.
пост.
ток
АД
И
+
аккумуляторы
Рис. 4.25. Применение частотно-регулируемого
электропривода на примере электропогрузчика
Частотно-регулируемый привод с широтно-импульсной модуляцией наиболее хорошо соответствует этому назначению, так как в нѐм нет
линии переменного тока, по которой бы происходила отдача реактивной
энергии в сеть. Кроме того, нет дополнительных инверторных цепей,
выпрямительных цепей и сколько-нибудь значительной фильтрации. Это
делает конструкцию частотно-регулируемого привода предельно простой.
Использование частотно-регулируемого привода в перевозке материалов даѐт в результате улучшенное исполнение при повышенной
эффективности. При этом уменьшаются издержки на обслуживание и,
благодаря рекуперации, требуются меньшие батареи для мобильных
установок по сравнению с приводом постоянного тока.
Модернизация станочной обработки на производстве. В некоторых станках используются двигатели с постоянной скоростью вращения.
Представителями такого оборудования могут быть токарные станки,
режущие станки, электропилы, ленточно-шлифовальные станки. Процессы обработки требуют определѐнного диапазона рабочих скоростей в
зависимости от типа обрабатываемого материала. Регулирование скорости
осуществляется посредством ременной передачи или редуктора.
Если требуется более точное управление скоростью, может применяться векторный метод. Он позволяет контролировать скорость в пределах ±1 %. При добавлении тахогенератора возможно увеличить точность
до ±0,1 %.
На рис. 4.26 показан токарный станок с двигателем переменного
тока с постоянной скоростью вращения. Регулирование скорости осу-
281
ществляется с помощью ступенчатой ременной передачи. Перемещение
приводного ремня с одного колеса на другое позволяет изменять передаточное число передачи. Наибольшее колесо на валу двигателя соответствует наименьшему колесу на валу шпинделя, и наоборот, для поддержания натяжения ремня.
ток при
частоте 50 Гц
ступенчатая
ременная
передача
АД
Рис. 4.26. Токарный станок с двигателем переменного
тока с постоянной скоростью вращения
Хотя такое устройство является простым и энергетически эффективным, скорости при этом фиксированы и ограничены числом ступеней
ременной передачи или редуктора. Кроме того, переключение ступеней
скорости обременительно и занимает некоторое время. Обычно это делается с отключением оборудования от сети.
С целью сохранения длительного срока службы инструментов и
высокого качества продукта, необходимо поддерживать постоянную скорость резака и постоянный режущий момент. Это, в свою очередь, означает, что должна поддерживаться постоянная мощность, в то время как скорость подстраивается под диаметр, изменяющийся в ходе процесса. В
случае фрезеровки скорость должна изменяться в соответствии с диаметром обрабатывающего инструмента и толщины снимаемого слоя.
АД
ток при
частоте 50 Гц
ПЧ
Рис. 4.27. Пример применения частотно-регулируемого
привода в станочном оборудовании
Частотно-регулируемые приводы хорошо приспособлены для применения в станочной обработке, потому что они позволяют изменять скорость с большой точностью и на продолжительный промежуток времени.
282
Рис. 4.27 иллюстрирует этот пример. Частотно-регулируемый привод
нормально работает в диапазоне частот от 50 до 100 Гц. Это гарантирует
длительный срок службы инструментов и лучшее качество продукта в
дополнение к гибкости и достигается без применения ремней или редукторов. Более того частотно-регулируемые приводы легко совместимы с
программируемыми контроллерами, мини- и микрокомпьютерами для
автоматизации и для внедрения цифровых систем.
Управление уровнями потоков масс. Потоки масс находят своѐ
применение в угольных дворах, химических заводах и т.д. Применяется
такое оборудование, как фидеры, винтовые насосы, ковшевые подъѐмники. Традиционно используется двигатель переменного тока с постоянной
скоростью вращения с каким-либо типом механического регулятора
скорости. Собственная скорость механизма должна быть такой, чтобы
следующая ступень потока, такая как конвейер, получала непрерывное и
равное количество материала.
Обратной связью для потока в этой ситуации является в основном
задержка времени. Масса выходного конвейера примерно пропорциональна массе потока. Однако существует большой усредняющий эффект
благодаря длине конвейера. Таким образом, выходной конвейер должен
быть как можно более коротким для уменьшения усредняющего эффекта.
Действие регулятора скорости должно быть замедлено для согласования
ошибок обратной связи и недопущения поломки регулятора. При этих
условиях установка более стабильна без какой-либо компенсации скольжения. Такая система имеет меньшую тенденцию к «опрокидыванию»
из-за ошибок в потоке масс.
вращающаяся
пластина
колѐса с
регулируемым
зазором
конвейер
V - ремень
АД
Рис. 4.28. Конструкция фидера
На рис. 4.28 показан фидер в виде вращающейся пластины с традиционным управлением. Двигатель переменного тока с постоянной скоростью вращения приводит фидер посредством ременной передачи с
регулируемым зазором барабанов. Перемещением пары ближе/дальше,
одновременно перемещая другую пару дальше/ближе, можно изменять
передаточное число. Передача разработана с таким расчѐтом, чтобы под-
283
держивать постоянным натяжение V-ремня. Конструкция с ременной
передачей такого типа, хотя и позволяет регулировать скорость бесступенчато, требует существенного механического обслуживания.
Использование систем частотно-регулируемого привода в
конструкциях для перемещения масс позволяет регулировать скорость без
использования устройств для механического управления скоростью.
вращающаяся
пластина
конвейер
АД
50 Гц
ПЧ
Рис. 4.29. Конструкция фидера с частотно-регулируемым
приводом с низкоскоростным АД
На рис. 4.29 показана та же конструкция, но с частотнорегулируемым приводом с низкоскоростным АД, напрямую сопряжѐнным с валом пластины фидера. Уровень подачи может регулироваться
путѐм подбора скорости двигателя. Процесс обладает большей эффективностью благодаря исключению потерь трения в ременной передаче. В
дополнение, система менее подвержена перегрузкам или недогрузкам.
Также исключается частое обслуживание ременной передачи описанной
выше конструкции.
Список использованной литературы
1. Конюхова Е.А. Электроснабжение объектов: Учеб. пособие для
студ. учреждений сред. проф. образования. – М. : Из-во «Мастерство»,
2002. – 320 с.
2. ГОСТ 13109–97. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии
в системах электроснабжения общего назначения. – М. : Из-во стандартов,
1999.
3. Суднова В.В. Качество электрической энергии. – М. : ЗАО
«Энергосервис», 2000. – 36 с.
4. Енергозбереження засобами промислового електропривода:
Навч. посіб. / О.М. Закладний, А.В. Праховник, О.І. Соловей – К : Кондор,
2005. – 408 с.
5. Електропривод: Навч. посібник / О.М. Закладний, В.В. Прокопенко, О.О. Закладний. – К. : Освіта України, 2009. – 351 с.
6. ГОСТ 30356-96. Методы определения норм расхода электроэнергии горными предприятиями.
284
Основные сокращения в главе 4
АД
АЧР
ВД
ВН
ДПТ
КПД
КЭ
ЛЭП
НН
ПКЭ
ПО
ПЧ
СД
ТРН
ЧАПВ
ЭМС
ЭП
– асинхронный двигатель
– автоматическая частотная разгрузка
– вентильный двигатель
– высокое напряжение
– двигатель постоянного тока
– коэффициент полезного действия
– качество электроэнергии
– линии электропередачи
– низкое напряжение
– показатели качества электроэнергии
– промышленное оборудование
– преобразователь частоты
– синхронный двигатель
– тиристорный регулятор напряжения
– частотное автоматическое повторное включение
– электромеханическая система
– электроприемник
285
ГЛАВА 5
ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ. ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ И
ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТЬ
5.1. Общая характеристика теплоэнергетического оборудования
5.1.1. Эффективность использования энергии
Эффективность использования энергии по ходу преобразования и
передачи (показатель использования топлива) постепенно снижается и
составляет
i n
i 1
i
1доб тр к ТС ТП РС исп ,
(5.1)
где і – коэффициент эффективности соответственно: доб – в процессе
первичной переработки топлива (газа); тр – транспорта газа; к – котлов;
ТС – тепловых сетей; ТП – теплопунктов; РС – распределительных
сетей; исп – использования теплоты у потребителей.
На рис. 5.1 графически показан анализ использования топлива.
Рис 5.1. Эффективность использования топлива:
1 – системы централизованного теплоснабжения, 2 – умеренно
централизованные; 3 – децентрализованные, 4 – автономные;
доб – добыча (первичная переработка) топлива; тр – транспортирование топлива (газа); котл – котлы на источнике теплоты; сети – тепло-
286
вые сети; ТП – теплопункты; РС – распределительные сети; исп – использование теплоты у потребителей
Как видим, наибольший резерв экономии находится у потребителей, а также в магистральных и распределительных сетях. Экономия 1 % у
потребителя эквивалентна экономии 3,2 % добываемого природного газа.
Поэтому мероприятия по энергосбережению целесообразно проводить с
конца цепи преобразования и подачи энергии.
Согласно Закону Украины «О теплоснабжении» основными
направлениями развития систем теплоснабжения являются:
− планирование теплоснабжения, разработка и реализация схем
теплоснабжения населенных пунктов Украины на основе оптимального
сочетания централизованных и децентрализованных систем теплоснабжения;
− внедрение когенерационных установок, в том числе на базе
действующих отопительных котельных;
− использование нетрадиционных и возобновляемых источников
энергии, в том числе энергии солнца, ветра, биогаза, геотермальных вод,
отходов производства;
− внедрение высокоэффективного теплоэнергетического оборудования и материалов во вновь создаваемых и действующих системах
теплоснабжения, в частности, котлов с повышенным коэффициентом
полезного действия, утилизаторов тепла уходящих газов, малогабаритных
теплообменных аппаратов, унифицированных блочных горелочных
устройств с автоматикой, приборов диспетчерского контроля и управления технологическими процессами и т.д.
В число типичных объектов, подлежащих усовершенствованию в
целях сокращения расходов на энергопотребление промышленных предприятий, входят: локальное производство электро- и тепловой энергии, в
том числе комбинированное; рекуперация тепла, отводимого в некоторых
техпроцессах; усовершенствование систем отвода и распределения пара,
сжатого воздуха и электроснабжения; модернизация или замена котлового
оборудования; применение абсорбционных охладителей; отказ от
электроотопления в пользу местного отопления; улучшение техпроцессов,
включая внедрение АСУТП; использование регулируемых электроприводов;
повышение качества энергоменеджмента, внедрение тепловых насосов.
5.1.2 Использование тепловых насосов
Тепловой насос (ТН) – это экологически чистая компактная
установка, позволяющая получать теплоту для отопления и горячего
водоснабжения за счет преобразования низкопотенциальной теплоты в
энергию более высокого температурного потенциала. По сути, ТН – это холодильная машина, но наоборот. Принцип действия изображен на рис. 5.2.
287
Рис. 5.2. Принцип действия ТН
Теплота отбирается от низкопотенциального источника (q2), поглощается легкокипящим рабочим телом (например, фреоном) в испарителе
(1). Здесь рабочая жидкость превращается из жидкого состояния в пар.
Компрессор (2) с электроприводом (3) сжимает пары рабочего тела, через
которые давление и температура повышается. Теплота от сжатых паров
передается потребителю теплоты в теплообменнике (4), при этом само
рабочее тело, отдавая теплоту (q1) потребителям, конденсируется при
высоком давлении. Затем давление рабочего тела в дросселе (5) снижается
до величины, при которой происходит его испарение. Цикл повторяется.
Эффективность ТН определяют с помощью следующих показателей:
1. Наиболее часто используют коэффициент преобразования –
отношение полезной тепловой энергии, получаемой на выходе из ТН, к
энергии, которая расходуется на сжатие хладагента:
Qп / L .
2. Соотношение полезной производительности – отношение полезной энергии на выходе из установки к энергии, которая подведена:
СКП Qпол / Qподв .
Эта величина дает возможность подсчитать стоимость тепловой
энергии, произведенной ТН, с учетом стоимости энергии, подведенной к
установке и всех потерь энергии в ней.
3. Коэффициент использования топлива – отношение полезной
энергии на выходе из установки с количеством энергии, которая содержится в первичном топливе:
k Qп / Qтоп .
288
Для того чтобы ТН мог отбирать энергию от окружающей среды
при относительно низкой температуре, к нему необходимо подвести
электроэнергию. Обычно при теплонасосном отоплении нужно в несколько раз меньше энергии, чем при прямом преобразовании электроэнергии в
тепловую. Но такое сравнение не совсем корректно, так как электроэнергия производится на электростанциях с очень низким КПД, поэтому более
правильным является оценка эффективности ТН по первичной энергии
топлива, затраченной на единицу потребляемой теплоты. То есть при
использовании ТН можно получить полезной теплоты больше, чем
содержится в затраченном на ее производство топливе, но не намного (не
в несколько раз, а на несколько десятков процентов больше), что в отдельных
случаях может обеспечить значительный экономический эффект.
Возможные области применения ТН на промышленных предприятиях – для утилизации теплоты технологических сбросов, для охлаждения
непрерывно работающего оборудования, для утилизации теплоты удаляемого воздуха.
В Украине введен стандарт по проектированию систем отопления
зданий ТН, разработанный в соответствии с нормами ЕС [11].
5.1.3 Утилизация тепла, удаляемого из шахты
Использовать теплоту шахтных выработок, выносимую на поверхность в процессе их вентиляции, – привлекательно, но и трудновыполнимо. Привлекательно, поскольку приводит к снижению себестоимости
добываемого угля, а проблематично, потому что выносимый из горного
массива воздух имеет сравнительно небольшую температуру, а его объем
очень велик. Утилизировать тепло, выносимое из шахт, можно двумя
путями. В первом случае в качестве теплоносителя применяют воду с
температурой 15–20 °С, при выходе на поверхность по теплоизолированному трубопроводу ее температура составляет 65–70 °С. Ее можно
использовать в технологических целях либо в системе отопления.
Расчеты показывают, что для ежесуточного выноса 150 млн. ккал
теплоты, нужно подавать в шахту 125 м3 воды в час. Это затратно и хлопотно, но проекты шахтного строительства в настоящий момент очень
востребованы. Эффективность внедрения тепловых насосов 15–30 % от
общего количества затраченной энергии. Этот способ аккумуляции
сбросного тепла шахтного воздуха и воды снижает на 5–20 % энергоемкость обогрева шахты зимой.
В шахтах можно использовать три источника тепла: сбросную воду,
вытяжной воздух и терриконы.
В общем случае схема практической реализации проекта выглядит
следующим образом. Расстояние между шахтными стволами может составлять от 100 до 3000 м. Между ними на поверхности монтируются
коллекторы тепловых насосов. Для этого теплообменники либо погружаются в пробуренные для этих целей вертикальные скважины, либо укладываются на глубине от 1,5 до 3 м. Источниками тепла служат вода, воздух и отвальные породы. В любой шахте есть система отвода сбросной
289
воды. Поскольку она очень загрязнена, то непосредственно использовать
ее для отвода и утилизации тепла затратно – это требует дополнительных
вложений в фильтрующее оборудование. Кроме того, ее тепло низкопотенциально. Поэтому энергию шахтной воды можно использовать, отбирая ее с помощью тепловых насосов. Так как шахтная котельная не
используется в теплое время года, достигается снижение энергозатрат в
2–4 раза. Важное преимущество – экологичность.
Теплота вытяжного воздуха из шахты также может утилизироватся
с помощью теплового насоса для нагрева приточного воздуха, подаваемого в шахту. Расчеты показывают, что при расходе воздуха 1 200 000 м3/ч,
имеющего температуру 15 °С и скорость около 3 м/с, теплопроизводительность составит около 4 тыс. кВт.
Отвальная порода, извлекаемая из забоя, также может служить источником энергии. Даже в том случае, если температура грунта террикона
достигает всего 25 °С, с помощью тепловых насосов можно осуществить
перенос тепловой энергии на более высокий уровень от 50 до 80 °С. Если
использовать полученное тепло для отопления, потребление газа снизится
на 30 %, а температура терриконов и выделение ими сероводорода
уменьшится. В зависимости от кислотности почвы грунтовые коллекторы
могут служить от 25 до 75 лет.
ния
5.1.4. Общая характеристика теплоэнергетического оборудова-
Большая часть тепловой и электрической энергии производится на
тепловых электростанциях (ТЭС) и в централизованных котельных установках. Остальная тепловая энергия производится в автономных источниках теплоты, ядерных, геотермальных, солнечных источниках, а также в
установках утилизации теплоты вторичных энергетических ресурсов
(котлы-утилизаторы, теплоутилизационные теплообменники).
Существует несколько способов получения электрической и тепловой энергии на ТЭС. Согласно этим способам энергетические установки
электростанций делятся на несколько основных типов: паро- и газотурбинные установки; установки парогазового цикла; атомные установки.
Котельные. Котельная – сооружение, в котором производится
нагрев теплоносителя для разных нужд. Они используются при централизованном тепло- и пароснабжении или при местном снабжении, если эта
котельная локального значения. Котельная – комплекс технологически
связанных теплових энергоустановок, расположенных в обособленных
производственных зданиях, встроенных, пристроенных или надстроенных
помещениях с котлами, водонагревателями (в т.ч. нетрадиционного способа получения энергии) и вспомогательным оборудованием для выработки теплоты [7].
Классификация котельных:
− по типу расположения: отдельно стоящие, крышные, встроенные, пристроенные к зданиям другого назначения, блочно-модульного
исполнения;
290
− по типу используемого топлива: газовые, жидкотопливные (мазут, дизель, масло), твердотопливные (дрова, кокс, бурый и каменный
уголь, брикеты), комбинированные;
− по типу устанавливаемых котлов: паровые, водогрейные, смешанные;
− по назначению тепловой нагрузки: отопительные (отопление,
вентиляция, горячее водоснабжение), производственные (пар, горячая
вода для технологических потребителей), смешанные (обеспечение отопительной и производственной функций);
− по категории надежности отпуска тепла: 1 категории – не допускается перерыв в подаче расчетного количества теплоты; 2 категории –
допускается снижение отпуска тепла на период ремонта, но не более 54 ч,
3 категория – все остальные потребители.
Централизованные и децентрализованные энергосистемы имеют
свои преимущества и недостатки. Сочетание их экономических и экологических преимуществ с учѐтом соотношения мощностей этих систем –
современное направление развития энергетики.
Для выработки и принятия обоснованных технических и управленческих решений по энергоэффективности энергоѐмкие процессы и установки должны быть оснащены развитыми высокоинтеллек-туальными
системами энергомониторинга и средствами регулирования.
Автономные источники теплоснабжения, когенерационные установки, ГТУ, ПТУ, ПГУ. Автономные источники теплоснабжения – это
источники тепловой энергии, которые не связаны с центральными системами теплоснабжения. Эти источники не подсоединены к внешним тепловым сетям и часто не являются полностью автономными, поскольку
связанные с централизованными системами поставки топлива (в основном
газовой), электроэнергии и воды. Они обслуживают отдельный дом, группу домов, а иногда и небольшой населенный пункт.
К автономным источникам теплоснабжения относят котельные
установки небольшой производительности, газопоршневые агрегаты и
газотурбинные установки небольшой мощности. Газопоршневые агрегаты
и мини-ТЭЦ на основе паро- и газотурбинных установок (ГТУ-ТЭЦ)
являются автономными источниками как тепловой, так и электрической
энергии, т.е. когенерационными источниками [1].
В качестве основного топлива для газопоршневых агрегатов применяется природный газ с метановым числом не менее 75. Допускается
применение сопутствующего, промышленного газов, а также биогаза. В
последние годы в Украине внедрен ряд когенерационных установок с
различным типом надстройки общей мощностью 250 МВт.
Капитальные вложения в оборудование когенерационных установок выше, чем необходимые вложения в оборудование автономных
источников теплоты (см. табл. 5.1), но значительно меньше, чем на строительство объектов большой мощности: парогазовые установки – 700–800
долл./кВт·ч, угольные – 1500 долл./кВт·ч, ядерные – до 2000 долл./кВт·ч.
291
Таблица 5.1
Капитальные затраты на системы теплоснабжения [17]
Тип основного оборудования,
элемент системы
Капитальные
затраты, у.е./кВт
Централизованные системы:
− котельные и РТС мощностью до 100 МВт (без
45–60
тепловых сетей и местных систем);
− мини-ТЭЦ (газо-, паротурбинные) в расчете на
200/450
суммарную мощность (электрическая + тепловая),
без стоимости теплосетей и местных систем*;
− тепловые сети, двухтрубные (с учетом стоимо40–50
сти ИТР);
− местные системы отопления и горячего водо25/50
снабжения (без стоимости систем дымоудаления)*
Когенерационные установки (газовый дизель) единичной мощности агрегата до 1200 кВт (без стои350–480
мости тепловых сетей, местных систем и систем
дымоудаления)
Автономные котельные: кровельные, придомовые,
встроенные и блочные (без стоимости местных
35–45/60–70
систем отопления и горячего водоснабжения,
систем дымоудаления и зданий котельной)*
Поквартирные системы многоэтажных зданий с
учетом стоимости оборудования узлов учета
30/65
расхода тепла и газа (без стоимости системы
дымоудаления)*
* В числителе: при использовании отечественного оборудования; в
знаменателе: при использовании импортного оборудования.
Когенерационные источники энергии. ГТУ и ПТУ имеют большую
единичную мощность (от 1,25 МВт), и поэтому редко применяются как
местные источники теплоснабжения. На ГТУ ТЭЦ продукты сгорания
после расширения в турбине подаются в утилизационный теплообменник
(УТ), в котором подогревается вода, или в котел-утилизатор (КУ), в котором происходит превращение воды в пар. Полученная горячая вода или
пар используется в системе теплоснабжения для обеспечения теплового
потребителя (ТС).
На рис. 5.3 показана схема ГТУ ТЭЦ с УТ. Сжатый в компрессоре
воздух подается вместе с топливом в камеру сгорания. Продукты сгорания
вращают ротор турбины, который соединен с ротором электрического
генератора. На выходе
из турбины температура продуктов сгорания
составляет около 500 оС, и их теплота используется для подогрева воды в
УТ. Насосы Н1 и Н2 обеспечивают циркуляцию воды в контурах теплообменника и потребителя теплоты, а вентили В1 и В2 позволяют регули-
292
ровать расход воды через эти контуры. Единичная мощность газопоршневых агрегатов бывает существенно ниже, чем в газотурбинных установках, а их электрический КПД заметно выше и достигает 40 %. В таких
агрегатах тепловая энергия производится за счет утилизации теплоты
дымовых газов и теплоты охлаждения блока цилиндров и масла. Это делает систему выработки тепла сложной в изготовлении и обслуживании.
Доля произведенной тепловой энергии составляет до 50 % от теплоты,
полученной при сжигании топлива.
Рис. 5.3. Схема отопительной ГТУ ТЭЦ:
К – компрессор; КЗ – камера сгорания; Т – турбина; Г – генератор; ТУ –
утилизационный теплообменник; ТС – тепловой потребитель;
Н1, Н2 – насосы; В1, В2 – вентили
При проектировании когенерационных установок главной задачей
является выработка электрической энергии, а выработанная при этом теплота играет второстепенную роль. В таком случае во время отопительного
сезона возникает дефицит тепла, который нужно заполнять из дополнительных источников. Чаще всего это вопрос решается путем установления
пиковых котельных.
Паротурбинные энергетические установки. Наиболее распространенным способом получения электроэнергии является использование
кинетической энергии водяного пара высоких параметров (температуры и
давления). Пар, вращая лопатки паровой турбины, соединенной в единый
блок с электрическим генератором, выполняет механическую работу.
Энергетическая установка такого типа называется парогенераторной
установкой. Вода, являющаяся рабочим телом установки, движется в ней
по замкнутому контуру, т.е. циклически. Меняя свое агрегатное состояние, она превращается в пар и снова конденсируется. Термодинамический
цикл такой установки называется цикл Ренкина. Схема простейшей паротурбинной установки изображена на рис. 5.4.
293
Рис. 5.4. Схема простейшей паротурбинной ТЭС:
КА – котельный агрегат; Т – турбина; К – конденсатор;
КН – конденсаторный насос; ПБ – питательный бак; Г – генератор
Рассмотрим работу такой установки. Вода подается конденсатным
насосом (КН) в питательный бак (ПБ), в котором хранится определенный
ее запас, необходимый для длительной работы станции. Далее, питательный насос (ПН) подает воду в котельный агрегат (КА), в котором происходит ее испарение. Для того чтобы выпарить воду, в котельном агрегате
необходимо сжечь топливо. Топливом могут быть каменный уголь, мазут,
природный газ, а также другие виды топлива. Для того чтобы повысить
температуру пара в котельном агрегате, его дополнительно подогревают в
пароперегревателе. Сжатый пар подается в паровую турбину (Т) и, вращая
ее ротор, совершает механическую работу. При этом пар расширяется, а
его температура и давление уменьшаются. После турбины пар попадает в
конденсатор (К) – теплообменный аппарат, по трубкам которого циркулирует холодная вода. Там пар охлаждается, конденсируется и вновь
превращается в воду. Электрический генератор (Г) преобразует механическую энергию ротора турбины в электрическую, которая направляется
потребителю по электрическим сетям.
Электрическая станция, на которой работает такая установка, называется конденсационной (КЭС), поскольку весь отработанный в турбине
пар направляется в конденсатор. Тепловую энергию такая электростанция
производит. Вопреки этому, тепловые станции, которые производят одновременно тепловую и электрическую энергию, называют ТЭЦ. Одновременную выработку тепловой и электрической энергии на ТЭЦ называют
процессом теплофикации.
Эффективность работы тепловой электрической станции характеризуется КПД. Абсолютный КПД КЭС представляет собой отношение
произведенной на электростанции электроэнергии к количеству тепла,
потраченного на ее выработку.
Газотурбинные энергетические установки. В ГТУ рабочим телом
являются продукты сгорания газообразного топлива. Продукты сгорания
сначала сжимаются и нагреваются, а затем их кинетическая энергия
294
превращается в механическую энергию вала газовой турбины. Схема ГТУ
показана на рис. 5.5.
Рис. 5.5. Принципиальная схема ГТУ:
К – компрессор; КС – камера сгорания; Т – турбина; Г – генератор;
1 – воздух из окружающей среды; 2 – воздух из компресора;
3 – газы из камеры сгорания; 4 – газы из турбины
Основными элементами газотурбинной установки являются компрессор (К), камера сгорания (КС) и газовая турбина (Т) с электрическим
генератором. Газовая турбина, компрессор и генератор закреплены на
одном валу. Воздух из атмосферы поступает в компрессор (К). Сжатый в
компрессоре воздух вместе с топливом подается в камеру сгорания (КС).
Продукты сгорания с высокой температурой и давлением поступают в
газовую турбину (Т) и вращают ее вал. Механическая энергия, которая
при этом производится, частично расходуется на сжатие воздуха в компрессоре, а частично – на выработку электрической энергии в генераторе
(Г). Отработанные продукты сгорания выбрасываются в атмосферу.
Теплоту продуктов сгорания можно использовать в ГТУ для выработки
тепловой энергии.
Парогазовые энергетические установки. Наиболее эффективными
установками для выработки электрической и тепловой энергии на ТЭС
являются парогазовые энергетические установки (ПГУ). Установки такого
типа включают объединенные между собой паро- и газотурбинные установки. Существует несколько способов объединения ПТУ и ГТУ в единую установку.
Наиболее распространенными и экономичными на сегодняшний
день являются ПГУ с КУ и двумя контурами давления. КПД таких установок для выработки электроэнергии достигает 50–55 %. Схема такой
установки показана на рис. 5.6.
Продукты сгорания из ГТУ подаются в КУ и теплота от них
используется для выработки пара, который вращает паровую турбину. В
установках такого типа мощность ГТУ существенно выше мощности
ПТУ.
295
Рис. 5.6. Схема ПГУ с КУ:
К – компрессор; КС – камера сгорания; ГТ – газовая турбина;
Г – генератор; КУ – котел-утилизатор; ПТ – паровая турбина;
К – конденсатор; Н – насос
Другой способ работы ПГУ заключается в том, что продукты сгорания ГТУ подаются в котел, в котором сжигается твердое или жидкое
топливо. Такой способ применяется для повышения эффективности существующих блоков паротурбинных электростанций путем их надстройки
газовыми турбинами, то есть расширения электростанции за счет установки предвключенных газовых турбин высоких параметров – КПД
установок такого типа составляет 46–48 %. В этом случае ПТУ имеет
большую мощность, чем газотурбинная.
Тепловая энергетика Украины требует широкого внедрения маневренных источников энергии типа ПГУ с внутрицикловой газификацией
угля, которые должны работать в комбинированном режиме с энергосистемой. Их целесообразно сооружать в промышленных регионах в
центрах возникновения неравномерностей электрических загрузок.
Эффект для энергосистем заключается в снижении расхода топлива, для
потребителя – в снижении оплаты за электроэнергию. Для энергосистем
Украины необходимая мощность маневренных ПГУ составляет около
4000 МВт.
Классификация теплообменных аппаратов. Теплоносители. Теплообменными аппаратами (теплообменниками) называют устройства, предназначенные для обмена тепловой энергией между греющей и обогреваемой рабочими средами. Рабочие среды в теплообменниках принято называть теплоносителями. Тепловые процессы, происходящие в теплообменных аппаратах, могут быть самыми разнообразными: нагрев, охлаждение,
испарение, конденсация, плавление и т.д.
Классификация теплообменных аппаратов:
− по назначению: подогреватели, конденсаторы, охладители,
испарители, пароперегреватели и т.д.;
− по принципу действия: поверхностные и смешивающие.
296
В аппаратах поверхностного типа теплоносители разграничены
твердыми стенками, частично или полностью участвующими в процессе
теплообмена между ними. Поверхностью нагрева теплообменника называют часть поверхности этих стенок, через которую передается тепловая
энергия. Смешивающими называют такие теплообменники, у которых
тепло- и массообмен происходят при непосредственном контакте и смешении теплоносителей. Смешивающие теплообменники называют также
контактными.
Поверхностные теплообменные аппараты (ТОА) делятся на два типа:
− рекуперативные, у которых теплообмен между теплоносителями
происходит через разделительную стенку;
− регенеративные, у которых два или больше теплоносителей попеременно соприкасаются с одной и той же поверхностью нагрева. Во
время соприкосновения поверхность нагрева сначала аккумулирует тепловую энергию, забирая ее от нагретой среды, а затем отдает другому
теплоносителю.
В качестве теплоносителей в зависимости от назначения производственных процессов могут применяться самые разнообразные газообразные, жидкие и твердые вещества.
Теплоносители должны обладать следующими качествами:
− иметь достаточно большую теплоту парообразования, плотность
и теплоемкость, малую вязкость;
− иметь необходимую термостойкость и не оказывать неблагоприятного воздействия на материалы аппаратуры (неагрессивные, химически
стойкие, без шламов);
− доступность.
Существуют рекомендации общего характера, которыми можно
руководствоваться при выборе конструкции теплообменника, и схемы
движения в нем теплоносителей:
− при высоком давлении теплоносителей предпочтительнее трубчатые ТОА; в этом случае в трубное пространство желательно направить
теплоноситель с более высоким давлением, поскольку из-за малого
диаметра трубы могут выдержать большее давление, чем корпус;
− коррозионный теплоноситель в трубчатых теплообменниках
целесообразно направлять по трубам, так как в этом случае при коррозионном изнашивании не требуется замена корпуса теплообменника;
− при использовании коррозионных теплоносителей предпочтительнее ТОА из полимерных материалов, например фторопласта и его
сополимеров, обладающих уникальной коррозионной стойкостью;
− если один из теплоносителей загрязнен или дает отложения, то
целесообразно направлять его с той стороны теплообмена, которая более
доступна для очистки (в змеевиковых ТОА это наружная поверхность
труб, в кожухотрубчатых – внутренняя);
− для улучшения теплообмена не всегда требуется увеличение скорости теплоносителя (так, например, при конденсации паров для улучшения теплообмена необходимо обеспечить хороший отвод конденсата с
297
теплообменной поверхности, для чего следует подобрать аппарат соответствующей конструкции).
КПД, эксергетический КПД. Эффективность работы любого агрегата системы характеризуется КПД как отношение полезной усвоенной
энергии выходящего потока Q2 к затратам энергии входящего потока Q1 :
Q2
.
Q1
Более детально тема КПД энергетических систем рассмотрена в
главе 3.
Эксергия – это энергия, которая при участии окружающей среды
может быть преобразована в любую другую форму энергии; а анергия –
это энергия, которая не может быть преобразована в эксергию .
Объектом эксергетического анализа являются технические системы, которые имеют специфические особенности. Во-первых, в системе
существенное место должны занимать энергетические преобразования,
характеризующиеся энтропией, отличной от нуля. Вторая важная особенность технических систем, которая определяет целесообразность использования термодинамического анализа, заключается в том, что деятельность этих систем происходит в условиях взаимодействия с равновесной
окружающей средой, параметры которой (температура, давление и состав)
не зависят от действий системы. Вместе с тем эти параметры влияют на
характеристики системы, и абстрагироваться от них при анализе, как правило, невозможно; рассматривается, по существу, большая система,
включающая и рассматриваемую систему, и окружающую среду. Такой
подход в наибольшей степени отвечает большинству задач инженерной
практики.
Основными задачами эксергетического анализа являются:
− оценка всех энергоресурсов и энергоносителей, в т.ч. и вторичных, в пределах одного технологического процесса, цеха, предприятия,
отрасли;
− определение степени термодинамического совершенства технических систем, установок, аппаратов по проектным и эксплуатационным
данным;
− определение на всех этапах преобразования и использования
энергии потерь эксергии во всех элементах систем и установок;
− термодинамическая оптимизация систем, установок и их элементов.
Метод потоков эксергии. Любую энергетическую установку можно представить в виде «термодинамического ящика», ограниченного
контрольной поверхностью (см. рис. 5.7).
298
Рис. 5.7. Метод потоков эксергии
Основа эксергетического баланса любой теплоэнергетической
установки – равенство
n
Ехвых Ехвх Пі ,
і 0
где Ехвх , Ехвых – входящий и исходящий поток эксергии;
n
П
і 0
і
– сум-
марные эксергетические потери.
Эксергетические потери, вызванные любым необратимым процессом, равны произведению абсолютной температуры окружающей среды
на прирост энтропии системы:
n
n
і 0
і 0
Пі Т о sі .
Это выражение характеризует необратимость реального процесса.
Оценка эффективности энерготехнологических процессов проводится методом эксергетических балансов, отражающих равенство подведенной и отведенной эксергии и ее потерь.
Эксергетический КПД, %:
εэкс = (Епол/Езатр) 100 = (Езатр – Епот)/Езатр·100,
где Епол – полезно усвоенная эксергия; Езатр – затраченная эксергия; Епот –
потери эксергии.
При сопоставлении эксергетического КПД с тепловым для некоторых энерготехнологических агрегатов – эксергетический КПД в 1,5–2 раза
меньше (например, для парогенератора εэкс = 46 %, εтепл = 90 %). Такие
относительно низкие эксергетические КПД обусловлены значительными
потерями при передаче тепла от топлива и теплообменом. Эксергетический
анализ позволяет выявить пути повышения эффективности процессов.
299
5.2. Учет экологического фактора
Влияние источников теплоснабжения на окружающую среду определяется тепловыми потерями в атмосферу и водную среду и выбросами в
атмосферу загрязняющих веществ из дымовых труб. Одной из важных
проблем, связанных с эксплуатацией источников теплоты, является
проблема загрязнения атмосферного воздуха оксидами азота,
сажей,
оксидом углерода. При концентрации оксидов азота 15 мг/м3 у3 человека
начинается раздражение глаз, а при концентрации 200–300 мг/м даже при
кратковременном воздействии может вызвать отек легких. Сажа может
вызвать силикоз и рак. Приняты предельно допустимые концентрации
(ПДК) для различных токсических веществ. Выброс определяется видом
топлива, способом его сжигания и типом горелочных устройств. Наиболее
экологически чистым топливом является природный газ.
Показатель эмиссии, г/ГДж, характеризует массовое количество
загрязняющего вещества, отнесенное к единице энергии, которая удаляется при сгорании топлива. При расчетах используют обобщенные и специфические показатели эмиссии.
Валовый выброс i-го загрязняющего вещества Мі, т/год, поступающего в атмосферу с дымовыми газами котельных, определяется как сумма
валовых выбросов этого вещества от всех котлов, установленных в котельной.
Определение валовых выбросов загрязняющих веществ [20]:
М і М і (kі Вгод Qнр ) 106 ,
(5.2)
где kі – показатель эмисии і–го вредного выброса; Вгод – годовой раход
топлива энергетической установки, т/год; Qнр – нижняя рабочая теплота
сгорания топлива, МДж/кг.
Для проведения конкретных расчетов выбросов загрязняющих
веществ исходные данные необходимо привести к соответствующим единицам измерения и нормальным условиям, а также к стандартному
содержанию кислорода.
Пример 1.
Для топлива природный газ низшая рабочая теплота сгорания топлива часто задана в ккал/нм3 или в МДж/нм3. Для пересчета необходимо
пользоваться соотношением:
1 МДж/м3 =4,18710–3ккал/м3;
1 МДж/кг =1 (МДж/м3)/, где – плотность природного газа.
Тогда Qнр =7970 ккал/м3=7970·4,187·10-3=33,37 МДж/м3=33,37/0,723=46,15
МДж/кг.
Расчет показателей эмиссии. Показатель эмиссии, г/ГДж, характеризует массовое количество загрязняющего вещества, отнесенное к еди-
300
нице энергии, которая удаляется при сгорании топлива [20]. При расчетах
используют обобщенные и специфические показатели эмиссии. В случае
предварительной оценки воздействия на окружающую среду на стадиях
размещения энергетических объектов для упорядочения промышленной
застройки используются обобщенные показатели с учетом мер по снижению выбросов (первичных режимно-технологических и вторичных,
например газоочистной установки).
Специфический показатель – удельная величина выброса для
конкретной энергетической установки с учетом индивидуальных характеристик топлива, конкретных характеристик процесса сжигания и мер по
снижению выбросов загрязняющего вещества.
Нормативная методика ГКД 34.02.305–2002 предназначена для
энергетических установок большой мощности, поэтому для расчета
экологических характеристик котельных мощностью до 50 МВт целесообразно использовать другой подход. Для конкретных расчетов показателя эмиссии оксидов азота с использованием специфического показателя
эмиссии учитываются паспортные экологические характеристики оборудования, которые достигнуты в результате испытаний энергетических
установок.
Пересчет экологических характеристик котлов. Экологические
характеристики котлов заводы–производители
могут предоставлять в
процентах к объему, в ppm, мг/м3, мг/(кВт·ч) и др. Для правильного проведения расчетов валовых выбросов необходимо привести величины в
соответствующие единицы измерения. При получении данных по экологическим характеристикам котлов необходимо выяснять, при каких условиях они были получены (=?, O2=?).
Пересчет значения измеренной концентрации в показатель эмиссии
(г/ГДж) для конкретного источника выбросов определяется по формуле
kі
Cі Vд.г.
Qpн
,
(5.3)
где Vд.г. – удельный объем сухих дымовых газов, приведенный к нормальным условиям и стандартного содержания кислорода при О2=0 %, Vд.г.
=11,68 м3/кг; Qнр – низшая рабочая теплота сгорания топлива, МДж/кг;
Cі – экологическая характеристика или концентрация, измеренная в
результате режимных испытаний, мг/м3, приведенная к нормальным условиям (коэффициент избытка воздуха =1) и стандартному содержанию
кислорода (О2 = 0 %).
Если экологические характеристики источников теплоты приведены при избыточном содержании кислорода (например, О2 = 3 %), используют коэффициент пересчета:
Сі 1 Сі h Cі
21
.
21 O2
(5.4)
301
Образование оксида углерода СО является результатом неполного
сгорания органического топлива, с уменьшением мощности энергетической установки концентрация СО в дымовых газах растет. Основным
методом определения выбросов оксида углерода является измерение его
концентрации, формула пересчета аналогичная.
Для определения выбросов оксидов азота и углерода используются
специфические показатели эмиссии, определяемые путем пересчета фирменных (заводских) экологических характеристик (удельных выбросов) в
соответствующие показатели эмиссии, г/ГДж:
1000
,
3600
1000
,
bСО
3600
k NOx bNOx
(5.5)
kСО
(5.6)
где bNOx , bСО – соответственно удельный выброс оксида азота и оксида
углерода в продуктах сгорания при α=1 по данным завода-изготовителя
котла или режимных испытаний, мг/(кВт·ч), зависит от конструктивных
особенностей котла и горелочных устройств. Если удельные выбросы
приведены при О2>0 % (т.е.
21
1 ), необходимо использовать
21 О2
коэффициент пересчета h.
Пример 2
Экологические характеристики котлов, предоставленные фирмойпроизводителем оборудования, равны при О2 = 3 %: 3
− концентрация оксидов азота СNОx=160 мг/м 3;
− концентрация оксида углерода ССО=20 мг/м .
При стандартных условиях (О2=0%) концентрации выбросов равны:
21
21
160
186,67 мг / м3 ; .
21 O2
21 3
21
21
ССО h CСО
20
23,33мг / м3 .
21 O2
21 3
СNOх 1 СNOx h CNOx
ССО 1
Если экологические характеристики приведены в мг/м3 (концентрации загрязняющих веществ), расчет показателя эмиссии оксидов азота и
углерода проводят с учетом коэффициента пересчета h по формуле (5.4), в
случае, что замеры проводились при О2>0 % (т.е. 1 ).
Если экологические характеристики приведены в мг/(кВт·ч)
(удельные выбросы загрязняющих веществ), расчет показателя эмиссии
оксидов азота и углерода проводят по формулам (5.5) и (5.6) соответственно, с учетом коэффициента пересчета h при О2>0%.
302
Если данные экологических характеристик приведены в процентах
к объему или в ppm, расчет показателя эмиссии проводят3 по формуле
(5.4), перед этим концентрация загрязняющих веществ, мг/м , рассчитывается следующим образом:
С
М
V h ,
22, 4
(5.7)
где М – молярная масса, МСО= 28 кг/кмоль, МNO2 =46 кг/кмоль; V – объемная концентрация вещества, ррm; h – коэффициент
пересчета.
Соотношения единиц (табл. 5.2): 1% = 104 ppm, 1 ppm = 10-4 %.
Для упрощения расчетов (при α=1):
− СО: 1 ppm отвечает 1,25 мг/м3;3
− NO2: 1 ppm отвечает 2,05 мг/м .
Таблица 5.2
Соотношения единиц при расчетах выбросов [20]
Ед.изм.
мг/(кВт·ч)
г/(кВт·ч)
г/ГДж
кг/ГДж
г/Гкал
мг/(кВт·ч)
г/(кВт·ч)
г/ГДж
кг/ГДж
г/Гкал
10
1
3
3,6·10
3,6
3
0,86·10
0,27
3
0,27·10
1
3
10
0,24
0,27·10
0,27
3
10
1
3
0,24·10
1,163
3
1,163·10
4,189
3
4,189·10
1
1
3
10
3,6
3600
0,86
3
3
Пример 3
Концентрации СО в продуктах сгорания приведены в процентах и
равны 0,005% (при О2=6%, т.е. h
21
1, 4 ). Qнр=46,15 МДж/кг.
21 6
Решение
Концентрация СО равна:
С=1,4=0,005104=50 ррm,
что отвечает:
501,25=62,5 мг/м3.
С 1 С 1,4 h 62,5
Коэффициент эмиссии
kСО
21
87,5мг/м3 .
21 6
87,5 11, 68
22,15 г/ГДж .
46,15
303
5.3. Тепловые и материальные потери на всех переделах
использования тепловой энергии и топлива. Способы, методы и средства снижения (устранения) потерь
5.3.1. Топливо и топливопотребляющее
Топливно-энергетические ресурсы
оборудование.
Топливом называется горюче вещество, используемое в качестве
источника получения теплоты в энергетических, промышленных и отопительных установках. В зависимости от типа реакций, в результате которых
выделяется теплота из топлива, различают органическое и ядерное топливо. В органическом топливе теплота выделяется в результате химической
реакции окисления его горючих частей при участии кислорода, а в ядерном – в результате распада деления ядер тяжелых элементов (урана, плутония и т.д.).
Классификация органического топлива приведена в табл. 5.3.
Таблица 5.3
Классификация органического топлива по агрегатному состоянию
Топливо
Твердое
Жидкое
Газообразное
Природное
Дрова, торф, бурый
и каменный уголь,
антрацит, горючие
сланцы
Нефть
Природный газ
керосин, Газ нефтяной, кокДревесный уголь, Мазут,
бензин,
соляро- совый, генераторполукокс, кокс,
Искусственное угольные
вое
масло,
га- ный, доменный, газ
и торфя- зойль, печное
подземной газофиные брикеты
топливо
кации
Твердое и жидкое топливо состоит из горючих (углерода С, водорода Н, летучей серы Sл) и негорючих (азота N и кислорода О) элементов и
балласта (золы А, влаги W).
Элементарный состав твердого и жидкого топлива дается в процентах к массе 1 кг топлива. При этом различают рабочую, сухую, горючую и
органическую массу топлива:
304
C р H р S р N р Oр Aр W р 100% ;
(5.8)
C с H с S с N с Oс Aс 100% ;
(5.9)
C г H г S г N г Oг 100% .
(5.10)
В формулах (5.8) – (5.10) содержание элементов дано в процентах
на 1 кг топлива. Рабочая масса – это масса и состав, в котором топливо
поступает к потребителю и подвергается сжиганию.
Состав рабочей, сухой, горючей обозначается соответственно индексами «р», «с», «г». Коэффициенты пересчета состава топлива из одной
массы в другую приведены в табл. 5.4.
Таблица 5.4
Коэффициенты пересчета состава топлива
Заданная масса
топлива
Рабочая
Горючая
Сухая
Рабочая
Горючая
Сухая
1
100/[100 – (Aр + Wр)] 100/(100 – Wр)
1
[100 – (Aр + Wр)]/100
(100 – Aс)/100
1
(100 – Wр) / 100
100/ (100 – Aс)
При изменении доли одного из компонентов от D (%) до D (%)
пересчет нового состава Ei (%) массы топлива по исходному Ei (%)
производится по формуле [18]
Ei Ei
100 D
.
100 D
(5.11)
Средний состав смеси твердого или жидкого топлив, заданного
массовыми долями, определяется по уравнению
р
Eсм
g1 E1р 1 g1 E2р ,
(5.12)
где массовая доля g1 одного из топлив в смеси находится по формуле
g1
G1
,
G1 G2
(5.13)
где G1 и G2 – масса топлива, входящего в смесь, кг.
Газообразное топливо состоит из горючих ( CO , H 2 , CH 4 , Cm H n )
и негорючих ( N 2 , O2 , CO2 ) газов и небольшого количества водяного
пара ( H 2O ). Состав газообразного топлива выражается объемными долями отдельных газовых составляющих, %:
CO H 2 CH 4 Cm H n N2 O2 CO2 H 2O 100% . (5.14)
305
Теплота сгорания твердого топлива. Теплотой сгорания топлива
называют количество теплоты в3 кДж, выделяемой при полном сгорании
1 кг твердого (жидкого) или 1 м газообразного топлива. Поскольку количество выделяемой теплоты зависит от конечного состояния продуктов
сгорания, в частности от того, в каком агрегатном состоянии находится
влага (в виде пара или воды), различают высшую Qв (кДж/кг) и низшую
Qн (кДж/кг) теплоту сгорания топлива.
Различие между ними состоит в том, что высшая теплота сгорания
топлива учитывает теплоту, которая выделяется при конденсации водяных паров (влага в продуктах сгорания находится в виде воды), а низшая
эту теплоту не учитывает. Величины высшей и низшей теплоты сгорания
рабочей, горючей и сухой массы твердого (жидкого) топлива связаны
выражениями [18]
Qвр Qнр 225H р 25W р ;
(5.15)
Qвг Qнг 225H г ;
(5.16)
Qвс Qнс 225H с ,
(5.17)
где вторая и третья составляющие правой части уравнения (5.15) соответствуют количеству теплоты, затраченной на испарение воды, образующейся при горении водорода H р , кДж/кг, и влаги в количестве W р ,
содержащейся в топливе. При отсутствии опытных данных приближенное
р
значение Qн для твердого (жидкого) топлива может быть определено по
формуле, предложенной Д.И. Менделеевым:
Qнр 338C р 1025H р 108,5 Oр S р 25W р ,
(5.18)
где C р , H р , O р , S р , W р – содержание соответственно углерода, водорода, кислорода, серы, влаги в рабочей массе топлива, %.
р
Пересчет Qн с горючей массы на рабочую и обратно:
Qнр Qнг
Qнг
100 Aр W р
100
р
Qн 25W р
100 Aр W р
с сухой массы на рабочую и обратно:
306
25W р ,
100 ;
(5.19)
100 W р
25W р ;
100
Qнр 25W р
с
Qн
100 ;
100 W р
Qнр Qнс
(5.20)
при изменении влажности с W1р до W2р и неизменной зольности:
р
Qн2
Q
р
н1
25W1р 100 W2р
100 W
р
1
25W2р ;
(5.21)
при изменении зольности с A1р до A2р и неизменной влажности:
р
н2
Q
Q
р
н1
25W1р 100 A2р
100 A
р
1
25W2р .
(5.22)
Теплота сгорания газообразного топлива. Для газообразного топлива низшая теплота сгорания подсчитывается по составу газа и теплоте
сгорания отдельных его горючих составляющих:
Qнр 0,01 CO QCO H 2 QH2 H 2 S QH2 S Cm H n QCm Hn , (5.23)
где CO , H 2 , H 2 S , Cm H n – объемное содержание в топливе компонентов, %; QCO , QH 2 , QH 2 S , QCm H n – теплота сгорания газов, кДж/м3.
Теплота сгорания отдельных газов, кДж/м3:
QCO
QH 2
QH 2 S
QCH 4
QC2 H6
QC3 H8
QC4 H10
QC5 H12
QC6 H6
12640
10800
23650
35839
63765
91272
118695
146119
140300
Высшая теплота сгорания газообразного топлива имеет вид
n
Qвр Qнр 4,83 H 2 2CH 4 Cm H n H 2 S .
2
(5.24)
В практических условиях параметры для отдельных элементов,
входящих в cостав рабочего топлива, находят путем химического анализа,
а величину теплоты сгорания – методом калориметрирования, для чего
производят так называемый отбор пробы топлива.
307
5.3.2. Основное и вспомогательное оборудование котельных
систем теплоснабжения
Котельные могут быть использованы как самостоятельный источник энергии, а также для покрытия пиковых тепловых нагрузок в теплофикационных системах. Котельные установки можно разделить на два
основных типа: водогрейные и паровые. В водогрейной котельной установке (см. рис. 5.8) обратная вода из тепловой сети и вода подпитки, которая прошла предварительный подогрев, химводоподготовки и деаэрации,
нагревается в котле. Предварительный подогрев осуществляется сетевой
водой, часть которой забирается для этого на выходе из котла. Принципиальная схема паровой котельной представлена на рис. 5.9. Котельная производит не только пар, но и горячую воду. Вода поступает в тепловую
сеть от пароводяного подогревателя, в котором пар после котла подогревает обратную воду из теплосети. Сырая вода перед подачей в котел
проходит предварительный подогрев, химводоподготовку и деаэрацию.
Рис. 5.8. Принципиальная схема водогрейной котельной [17]:
1 – сетевой насос; 2 – водогрейный котел; 3 – циркуляционный насос;
4 – подогреватель химически очищенной воды; 5 – подогреватель сырой
воды; 6 – вакуумный деаэратор; 7 – подпиточный насос; 8 – насос сырой
воды; 9 – химводоподготовка; 10 – охладитель пара; 11– водоструйный
эжектор; 12 – расходный бак ежектора; 13 – эжекционный насос.
308
Рис. 5.9. Принципиальная тепловая схема паровой котельной [17]:
1 – паровой котел низкого давления; 2 – пароводяной подогреватель сетевой воды; 3 – охладитель конденсата; 4 – деаэратор питательной воды
котла; 5 – питательный насос; 6 – сетевой насос; 7 – деаэратор подпиточной воды; 8 – подогреватель химически очищенной воды; 9 – подпиточной насос; 10 – сборный бак конденсата; 11 – конденсатный насос; 12 –
насос сырой воды; 13 – сепаратор продувочной воды; 14 – охладитель
продувочной воды; 15– пароводяной подогреватель сырой воды; 16 –
химводоподготовка; 17 – насос химически очищенной воды.
5.3.3. Регламенты, техническое обслуживание и ремонт
Регламент – совокупность регулирующих правил, – ограничивает
режим труда, технологии выполнения проектирования, ремонтных работ
и т.п., например, на шахтах, в карьерах, скважинах, на заводах. Регламент
ремонта заключается научно-исследовательскими организациями или
организациями-разработчиками новых методов ремонта и ремонтными
организациями, а утверждается добывающими предприятиями или
акционерным обществом. Соблюдение регламента способствует повышению эффективности и безопасности выполнения работ.
Основными задачами технического обслуживания (ТО) и ремонта
являются:
− контроль технического состояния установок;
− проверка соответствия установок и их параметров проекту и
требованиям технической документации;
− ликвидация последствий воздействия на установки неблагоприятных климатических, производственных иных условий;
− выявление и устранение причин ложных срабатываний установок;
309
− определение предельного состояния, при которых дальнейшая
эксплуатация установок становится невозможной или нецелесообразной;
− анализ и обобщение информации относительно надежности
обородуования при эксплуатации;
− разработка мероприятий по совершенствованию форм и методов
ТО и ремонта установок.
Организация и порядок проведения работ по ТО и текущему
ремонту включают:
− проведение плановых профилактических осмотров, работ,
проверку работоспособности установок;
− устранение неисправностей в объеме текущего ремонта.
Техническое обслуживание и планово-предупредительный ремонт
должны проводиться по определенному графику. Эти работы должны
выполняться специально обученным обслуживающим персоналом или
специализированной организацией, имеющей допуск.
5.3.4. Тепловые сети. Потери теплоты и методики расчета
потерь
Тепловая сеть – совокупность устройств (включая центральные
тепловые пункты, насосные станции), предназначенных для передачи
тепловой энергии, теплоносителя от источников тепловой энергии до
теплопотребляющих установок.
Классификация систем теплоснабжения представлена на рис. 5.10.
Тепловые сети являются наименее надежным элементом систем
теплоснабжения, в Украине средний срок их службы составляет 25 лет.
По данным Министерства регионального строительства, архитектуры и
жилищно-комунального хозяйства Украины масштабы выхода из строя
теплосетей приобретают массовый характер: на каждые 100 км ежегодно
регистрируются 70 повреждений. Обслуживание сводится исключительно
к текущему ремонту, а расходы на капремонт могут превысить затраты на
новое капитальное строительство. Уровень изношенности магистральных
сетей – 70 %, устаревшая техническая оснащенность (качество металла,
тепловая изоляция, арматура, конструкции и прокладка) приводят к большим потерям при транспортировке.
Далее, представим различные методики расчета тепловых потерь
при транспортировке тепловой энергии [6, 15]. Примеры расчета тепловых потерь при разных исходных данных рассмотрены в приложении Д.
Расчет тепловых потерь
Расчет теплопотерь теплопроводами при надземной прокладке.
Задачами теплового расчета являются: определение потерь тепла через
трубопровод и изоляцию в окружающую среду, расчет падения температуры теплоносителя при движении его по теплопроводу и определение
экономически наивыгоднейшей толщины изоляции. Методика расчета
теплопотерь зависит от условий прокладки теплопроводов.
310
Системы теплоснабжения
Централизованные
Умеренноцентрализованные
Децентрализованные
Автономные
Мощность источника более 20 МВт
Мощность источника от 3 до 20
МВт
Мощность источника от 1 до 3
МВт
Мощность
источника до
1МВт
Магистральные и распредели-тельные
сети, сети ГВС
Магистральные и распределительные
сети, сети ГВС
Местные распределительные сети,
сети ГВС
Местные
распределительные
сети, сети
ГВС
ТЭЦ, мощные
районные и
промышленные
котельные
Котельные
средней мощности
Котельные
малой мощности, крышные
Поквартирные котлы
Рис. 5.10. Классификация систем теплоснабжения в Украине
При надземной прокладке теплопотери изолированным трубопроводом в окружающую среду, отнесенные к 1 м длины трубопровода ql ,
Вт/м, рассчитываются как теплопередача через многослойную цилиндрическую стенку, окруженную воздушной средой:
ql
tв tн
,
d
1
1
1
ln iн
в dв i 1 2i diв н d н
n
(5.25)
где tв , tн – средняя температура теплоносителя и температура окружающей среды, 0С; в , н – коэффициенты теплоотдачи от теплоносителя к
стенке трубопровода (внутренний коэффициент) и от наружной поверх-
311
ности изоляции в окружающую среду (наружный коэффициент),
Вт/(м2∙К); d в , d н – внутренний диаметр трубопровода и наружный
диаметр изоляционного покрытия, м; i – теплопроводность i -го слоя
изоляции, Вт/(м∙К); diн , diв – наружный и внутренний диаметры i -го слоя
изоляции, м.
Каждый член знаменателя формулы (5.25) соответствует определенному термическому сопротивлению. Так, первое и третье слагаемые
этого знаменателя, определяющие собой термические сопротивления
теплоотдачи соответственно от теплоносителя к стенке трубопровода Rв
и от наружной поверхности к окружающему воздуху Rн , будут равны:
Rв
1
в d в
Rн
;
1
н d н
(5.26)
.
(5.27)
Термическому сопротивлению i -го слоя изоляции соответствует
второй член знаменателя формулы (5.26):
Ri
1
2i
ln
diн
.
diв
(5.28)
Единица термического сопротивления – (м·К)/Вт. Из анализа
наименования единицы можно дать следующую интерпретацию его
физического смысла: термическое сопротивление численно равно перепаду температур, К, на этом сопротивлении при прохождении через него
единичного теплового потока, отнесенного к 1 м длины трубопровода,
Вт/м. Следовательно, чтобы найти действительный перепад температур,
достаточно термическое сопротивление умножить на величину теплового
потока. Такой способ позволяет достаточно просто находить температуру
в любом слое изолированного трубопровода.
Термическое сопротивление теплоотдачи от теплоносителя к
трубопроводу и термическое сопротивление стенки трубопровода весьма
малы по сравнению с термическим сопротивлением изоляции, поэтому в
практических расчетах ими можно пренебречь. Вместе с тем необходимо
учитывать дополнительные потери через неизолированные части теплопровода (арматуру, опоры). Их учитывают в долях теплопотерь
теплопроводом.
Термическое сопротивление от наружной поверхности тепловой
изоляции к воздуху также невелико по сравнению с термическим сопро-
312
тивлением изоляции, поэтому для его расчета допустимо пользоваться
следующей упрощенной зависимостью:
н 11,6 7 ,
(5.29)
где – скорость движения воздуха, м/с.
Расчет теплопотерь теплопроводами при бесканальной прокладке.
При прокладке теплопровода в грунте последний представляет собой
определенное термическое сопротивление. Тепловой поток направлен от
теплоносителя (через стенку трубопровода, тепловую изоляцию и грунт) к
поверхности земли и далее в окружающую среду. На рис. 5.11 показан
изолированный трубопровод, проложенный в грунте, нанесены изотермы,
представляющие собой окружности, центры которых с уменьшением
температуры смещаются вниз от поверхности земли. Линии теплового
потока симметричны относительно вертикальной плоскости, проходящей
через ось трубопровода, берут начало у его поверхности и выходят из
грунта по нормали к последнему. Задачу определения термического
сопротивления грунта в теории теплопередачи решают методом «источника
и стока». Результирующая формула Форхгеймера имеет следующий вид:
2
2hэк
2hэк
,
Rгр
ln
1
2гр dн
d
н
1
(5.30)
где Rгр – термическое сопротивление грунта, включая внешнее термическое сопротивление от грунта к воздуху, К/(Вт/м); гр – теплопроводность
грунта, Вт/(м∙К); d н – наружный диаметр изоляции, м.
Рис. 5.11. Схема теплопровода при бесканальной прокладке
313
Эквивалентная глубина залегания hэк определяется по формуле
hэк h
гр
,
(5.31)
где h – глубина залегания трубопровода от поверхности земли до его оси,
м; – коэффициент теплоотдачи от поверхности земли к воздуху,
Вт/(м2∙К); гр – эквивалентная толщина слоя грунта, заменяющего
внешнее термическое сопротивление массива, м.
При достаточно большой глубине залегания трубопровода (при
2h d 2 ошибка составляет 5 %) без существенной погрешности формула (5.30) может быть упрощена и приведена к следующему виду:
Rгр
1
2гр
ln
4hэк
.
dн
(5.32)
Теплопотери через изолированный теплопровод при бесканальной
прокладке в грунте находят по формуле
ql
tв tн
,
diн
4hэк
1
1
ln
ln
diв 2гр
dн
i 1 2i
n
(5.33)
где tн – температура наружного воздуха, 0С.
При расчетах внешнее термическое сопротивление часто не учитывают, в таком случае за расчетную температуру окружающей среды
принимают температуру грунта на глубине залегания теплопровода.
При бесканальной прокладке двух параллельных или нескольких
теплопроводов температурные поля отдельных теплопроводов складываются и тепловые потоки взаимодействуют. Если один теплопровод имеет
более высокую температуру, чем второй, то теплопотери второго теплопровода будут уменьшены, а при большой разнице температур второй
теплопровод вообще может не иметь теплопотерь. Для расчета теплопотерь параллельных теплопроводов при бесканальной прокладке в грунте используют принцип наложения температурных полей, создаваемых
каждым теплопроводом отдельно.
Для учета взаимного влияния параллельно проложенных теплопроводов вводится условное дополнительное термическое сопротивление R0 .
При бесканальной прокладке двухтрубных теплопроводов это сопротивление определяется по формуле
314
R0
2
2h
ln 1 ,
2гр
b
1
(5.34)
где b – горизонтальное расстояние между осями труб, м.
Теплопотери двухтрубного теплопровода при бесканальной
прокладке рассчитываются по следующим формулам для первого и
второго трубопроводов соответственно:
ql1
tв1 tн R2 tв2 tн R0
,
tв2 tн R1 tв1 tн R0
ql 2
R1 R2 R02
R1 R2 R02
(5.35)
где tв1 и tв2 – температура теплоносителя в первом и втором трубопроводах, 0С; tн – наружная температура, принимаемая равной естественной
температуре грунта на глубине оси теплопровода; R1 , R2 – термические
сопротивления первого и второго трубопроводов, включающие термическое сопротивление изоляции и грунта:
n
R j R jиз R jгр
i 1
1
2i
ln
diн
1
4h
ln .
diв 2гр dн
(5.36)
Общие теплопотери равны сумме теплопотерь первым и вторым
трубопроводами:
ql ql1 ql 2 .
(5.37)
В ряде случаев возникает необходимость в расчете температурного
поля в грунте вблизи проложенных теплопроводов. Это можно сделать по
приводимым ниже формулам в зависимости от координат точки.
Температурное поле вокруг однотрубного теплопровода при бесканальной прокладке рассчитывается по формуле
1
t x , y tн tв tн
2гр
ln
x2 y h
2
x2 y h
2
R
,
(5.38)
315
где t x , y – температура грунта, 0С, в точке с координатами x , y ; tв –
температура теплоносителя, 0С; R – суммарное термическое сопротивление изолированного трубопровода и грунта, К/(Вт/м).
Температурное поле двухтрубного теплопровода при бесканальной
прокладке в грунте рассчитывается по следующей формуле:
t x , y tн
ql1
2гр
ln
x2 y h
2
x2 y h
2
ql 2
2гр
x b y h
2
2
x b y h
2
ln
2
, (5.39)
где t x , y – температура грунта, 0С, в точке с координатами x , y ( x отсчитывается от плоскости, проходящей через ось подающего теплопровода);
b – расстояние между осями теплопроводов, м; ql1 и ql 2 – теплопотери.
Расчет теплопотерь теплопроводами при прокладке в каналах.
При расчете теплопотерь теплопроводов, проложенных в каналах, учитывают следующие термические сопротивления: изоляции Rиз , теплоотдачи
от изоляции к воздуху канала Rн , теплоотдачи от воздуха канала к его
стенке Rвк , стенок канала Rк и грунта Rгр . Определение теплопотерь
одиночного теплопровода в канале сводится к подсчету всех термических
сопротивлений и расчету теплового потока, Вт/м, по формуле
ql
tв tн
1 .
Ri
(5.40)
Каналы имеют прямоугольное сечение, поэтому при расчете термического сопротивления эквивалентный диаметр определяют по формуле
dэ
4F
,
U
где F – площадь поперечного сечения, м2; U – периметр сечения, м.
При расчете нескольких теплопроводов, проложенных в каналах,
для учета их взаимного влияния вначале необходимо определить температуру воздуха в канале по тепловому балансу, а затем – теплопотери каждым трубопроводом в канале. Тепловой баланс составляют следующим
образом: общие теплопотери всеми теплопроводами в канале равны
теплопотерям из канала в окружающую среду. Используя принятые
обозначения, тепловой баланс можно записать в следующем виде:
316
n
ti tк
tк tн
,
1
Rвк Rк Rгр
из,i Rн,i
R
i 1
(5.41)
где t i – температура теплоносителя в i -м трубопроводе, 0С; n – число
трубопроводов; tк – температура воздуха в канале, 0С.
Из уравнения определяют tк и далее рассчитывают теплопотери.
Расчет падения температуры теплоносителя. При движении
теплоносителя по трубопроводам в результате потерь тепла в окружающую среду температура его падает. Рассчитать падение температуры для
участка длиной l можно на основании теплового баланса: потери тепла в
окружающую среду равны уменьшению теплосодержания теплоносителя:
Gct1 t 2 ql 1 ,
(5.42)
где G – массовый расход теплоносителя; c – массовая теплоемкость
теплоносителя, t1 и t 2 – температура теплоносителя в начале и конце
участка; l – длина участка; q – удельные тепловые потери; – коэффициент местных потерь теплоты, откуда
t 2 t1
ql 1
.
Gc
(5.43)
Пользоваться формулой (5.43) можно только в случаях, когда ожидаемое падение температуры невелико (не более 3–5 % начальной температуры), что может иметь место при транспортировании капельной жидкости (горячая воды, нефть и т.п.) на коротких участках. Удельная потеря
тепла q меняется по длине. Поэтому, определяя t 2 , приходится подставлять значение q , соответствующее известной начальной температуре
теплоносителя t1 . Падение температуры в паропроводе можно определить
на основании теплового баланса энтальпии пара в конце рассчитываемого
участка:
h2 h1
ql 1
,
G
(5.44)
где h2 и h1 – энтальпии пара в конце и начале участка.
Зная h2 и давление пара p 2 в конце участка, по диаграмме или
таблицам для водяного пара находят температуру в конце участка.
317
В трубопроводах, где имеет место значительное снижение температуры по длине участка, например при транспортировке перегретого пара,
горячих газа и воздуха, необходимо учитывать изменение удельных
теплопотерь q . Учитывая изменение q , можно определить температуру
теплоносителя в конце участка трубопровода:
l 1
t 2 t 0 t1 t 0 exp
,
RGc
(5.45)
где t 0 – температура окружающей среды.
Из этого выражения (пренебрегая падением давления) можно определить длину l l нас , на которой пар остается перегретым:
lнас
RGc t1 t 0
.
ln
1
t нас t 0
(5.46)
Если по теплопроводу транспортируется насыщенный пар, то при
охлаждении его в линии происходит выпадение конденсата, количество
которого составляет
G
ql 1
,
r
(5.47)
где G – количество образующегося конденсата; q – удельные тепловые
потери; r – скрытая теплота парообразования.
ния
5.3.5. Системы отопления, вентиляции, горячего водоснабже-
Расчет теплових загрузок. Источники теплоснабжения системы
отопления подразделяются на централизованные и автономные. Отопление может быть центральным или местным в зависимости от расположения источника отопления. Если последний расположен в отапливаемом
помещении, тогда отопление будет местное или индивидуальное.
Центральные системы отопления присоединяются к тепловым сетям от
ТЭЦ или районных и промышленно-отопительных котельных, сетям
мелких котельных и автономных котелен.
Также системы отопления подразделяются в зависимости от
используемого теплоносителя. Выбор теплоносителя для системы отопления осуществляется в соответствии с назначением здания. В качестве
теплоносителя в системах теплоснабжения отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха могут применяться: вода, водяной пар и воздух.
318
Системы водяного отопления подразделяются:
− по типу отопительных приборов – радиаторные, конвекторные,
панельно-лучевые;
− по количеству труб – на двух- и однотрубные;
− по способу прокладки стояков – на вертикальные и горизонтальные;
− по способу разводки воды – на системы с верхней и нижней
разводкой;
− по способу подключения к тепловым сетям – независимые и
зависимые.
Абонент с независимым подключением является гидравлически
изолированным как от динамического, так и от статического режимов
тепловой сети.
Соединение распределительных сетей с магистральными сетями
должно производиться через центральные тепловые пункты (ЦТП), индивидуальные тепловые пункты (ИТП) или камеры для секционирования. В
тепловых пунктах должны быть расположены оборудование, арматура,
приборы контроля, управления и автоматизации, посредством которых
осуществляют:
− регулирование температуры теплоносителя по погодным условиям;
− преобразование вида теплоносителя или его параметров;
− контроль параметров теплоносителя;
− учет тепловых нагрузок, расход теплоносителя и конденсата;
− регулирование расхода теплоносителя и распределение между
системами потребления тепловой энергии (в ЦТП или непосредственно в
системе ИТП);
− защиту местных систем от аварийного повышения параметров
теплоносителя;
− заполнение и подпитку систем теплопотребления;
− сбор, охлаждение, возвращение конденсата и контроль его качества;
− аккумуляцию тепловой энергии;
− водоподготовку для систем горячего водоснабжения;
− комбинированное теплообеспечение с использованием альтернативных источников.
Нормирование теплопотребления системами отопления. Потребность в определении нормативного потребления тепловой энергии
расчетным путем может возникать:
− при прогнозировании потребления теплоты и топлива (в процессе планирования);
− отсутствии счетчиков;
− возникновении спорных вопросов между теплопоставляющей
компанией и потребителем;
− проведении энергоаудитов и оценивания эффективности энергосберегающих мероприятий;
319
− необходимости установления базового уровня теплопотребления на основе нормативних данных (например, в случае несоответствия
потребления теплоты санитарно-гигиеническим нормам);
− при изменении теплових нагрузок;
− для определения граничного объема потребления энергоресурсов и сравнения их с фактическим потреблением.
Расходы теплоты на отопление существующими потребителями
должны определяться по фактической потребности их в теплоте. При
наличии данных использованную зданием теплоту можно определить по
показаниям счетчиков; необходимое количество теплоты на отопление и
вентиляцию здания рассчитывают по формуле
Qо,в Qсч
ГД норм
,
ГДфакт
где Qсч – количество теплоты, потраченное на отопление и вентиляцию
здания по показаниям счетчика (например, за год); ГДнорм – градусо-дни
для того же периода (например, года) для нормативных условий; ГДфакт –
градусо-дни, рассчитанные по фактической температуре наружного
воздуха для этого же периода).
Градусо-дни – характеристика климата в сравниваемый период
(например, год) может быть рассчитана по формулам
ГД (tвн tн j ) К сут j
j
n0
;
ГД (tвн tн k )
k 1
,
где j – месяц года, который принадлежит отопительному периоду; tвн –
нормативная температура внутреннего воздуха в помещениях, принимается в зависимости от назначения здания, при определении ГДфакт могут
быть использованы фактические значения температур воздуха в помещениях; tн j – температура наружного воздуха средняя для месяца j, определяется по метеоданным для соответствующего периода, оС; К сут
j
–
количество суток отопительного периода в месяце j; nо – длительность
отопительного периода; k – день отопительного периода; tн k – средняя температура наружного воздуха для каждого дня k отопительного периода, оС.
Расчетная нагрузка потребителя на отопление и вентиляцию здания
рассчитывается по формуле [20]
Qо,в Qсч
320
ГД норм
р.о.
ГДфакт 24 3600
,
где ГДнорм
– градусо-день для расчетной температуры
р.о. (tвн tр.о. )
наружного воздуха tр.о. .
Для определения расчетного теплопотребления на нужды отопления существуют нормативные методики расчета [9, 16, 19]. Теплопоставляющие организации для серийных существующих зданий используют
методику [16], для зданий, которые реконcтруируются, используется
методика [9] (по которой также определяется класс энергоэффективности
здания). Методика EN [19] позволяет рассчитать количество энергии на
отопление и охладжение здания; она основана на определении потребления на основе среднемесячных данных, потому является более точной,
чем расчет по среднесезонным характеристикам. Методика [19] учитывает не только конструктивные особенности зданий, но и принципы регулирования, аккумулирующую способность здания и используется в рамках
энергетической сертификации зданий.
Далее, детально рассмотрим некоторые методики расчета нормативного теплопотребления.
Расчет потребления теплоты по укрупненным показателям
(методика КТМ-204)
Нормирования теплопотребления системами отопления. Величина
удельных тепловых характеристик зависит от назначения зданий, их
наружного объема и района местоположения. Удельные тепловые характеристики здания определяют величину теплопотерь через ограждения
одним кубическим метром объема 0здания при разности температур
наружного и внутреннего воздуха в 1 С в единицу времени. Значения их
величин для различных зданий представлены, например, в [16]. Если
расчетная температура наружного воздуха отличается от температуры,
при которой приводится значение отопительной характеристики, то
вносится поправка (коэффициент ), численное значение которой тоже
приводится в [16].
Согласно действующим в Украине документам по нормированию
расходов топлива и тепловой энергии на отопление жилых и хозяйственных сооружений, а также на хозяйственно-бытовые потребности, почасовые расходы теплоты на отопление жилых и общественных сооружений
принимаются по показателям типовых и индивидуальных проектов, по
которым построены данные объекты, при их отсутствии допускается принимать по аналогии с типовыми или индивидуальными проектами, которые больше всего отвечают характеристикам этих сооружений.
В случаях, когда максимальные почасовые расходы теплоты на
отопление известны по проектным данным, ее годовую потребность,
Гкал/год определяют по формуле [16]
(tвн tср.о. )
Qогод Qо
nо 24 106 ,
(5.48)
(t t )
вн
р.о.
321
где Qогод – годовая потребность в теплоте на отопление; Qо – максимальный расход теплоты на отопление зданий, ккал/ч; tвн – усредненная
расчетная температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий, оС;
tр.о. – расчетная температура внешнего воздуха для проектирования отопления, оС, согласно [10]; tср.о. – средняя температура внешнего воздуха за
отопительный период, оС, согласно [10]; 24 – количество часов работы
системы отопления за сутки, ч; nо – длительность отопительного периода
(сутки) по количеству
дней с постоянной средней суточной температурой
внешнего воздуха 8 оС и ниже, согласно [10].
Максимальный расход теплоты на отопление, ккал/ч:
Qoгод qo Vв (tвн tр.о. ) ,
(5.49)
где Vв – внешний строительный объем, м3; qo – удельная отопительная
характеристика, ккал/(м3·ч·оС), [16]; – коэффициент пересчета, учитывающий отличие расчетной температуры внешнего воздуха от температуры, для которой приводится значение удельной отопительной характеристики.
Описанная выше процедура применима к уже эксплуатируемым
зданиям. Для вновь строящихся зданий удельный расход тепловой
энергии на отопление и нормативная методика определения потребления
теплоты регламентируются [9]. Методика будет приведена ниже.
Нормирование теплопотребления системами вентиляции. Расчет
потребности в теплоте на вентиляцию сооружений проводится только при
наличии систем приточно-вытяжной вентиляции.
Расчет почасовых расходов теплоты на вентиляцию общественных
сооружений выполняется на основании показателей типичных и индивидуальных проектов, по которым построены данные объекты. Из-за отсутствия упомянутых выше данных расход теплоты на вентиляцию допускается принимать по аналогии с типичными или индивидуальными проектами, которые больше всего отвечают характеристикам этих зданий.
При наличии данных о величине максимального часового потребления теплоты на потребности вентиляции, годовую потребность в теплоте, Гкал/год, определяют по следующей формуле [16]
Qвгод Qв
tвн tср.о.
tвн tр.в.
n0 zв 106 ,
где Qвгод – годовая потребность в теплоте на потребности вентиляции,
ГДж (Гкал); Qв – максимальный часовый расход теплоты на вентиляцию
общественных зданий и сооружений, ккал/ч; tр.в. – расчетная температура
322
внешнего воздуха для проектирования вентиляции, оС; zв – среднее за
отопительный период количество часов работы системы вентиляции в
течение суток, принимается в зависимости от назначения и режима работы учреждений и организаций, но не больше общего количества часов их
работы за сутки. При отсутствии данных принимается длительность работы 16 часов.
При отсутствии фактических данных о максимальных часовых расходах теплоты на вентиляцию зданий, годовую потребность в теплоте
определяют по формуле [16]
Qвгод Vв qв (tвн tср.о. )nо zв 106 ,
(5.50)
где Vв – объем вентилируемых зданий, по внешнему обмеру, м3; qв –
удельная вентиляционная характеристика здания, ккал/(м3·ч·оС), приводится в [16].
Примечания к расчету нормируемых расходов теплоты системами
отопления и вентиляции
Расчетные температуры наружного воздуха ( tнр ) выбираются в
соответствии с местоположением здания (климатической зоной) по [5, 10].
Там же приводятся средние за отопительный период температуры (tнс) и
данные о продолжительности отопительного периода для различных климатических условий.
При выборе расчетной температуры внутреннего воздуха следует
руководствоваться санитарно-гигиеническими требованиями к системам
отопления и вентиляции [5].
Строительный объем наземной части строения с не отапливаемым
чердаком определяется умножением площади горизонтального разреза по
внешнему измерению строения на уровне первого этажа выше цоколя на
полную высоту, дома, измеренную от уровня чистого пола первого этажа
к верхней плоскости теплоизоляционного слоя перекрытия чердака, при
безчердачных кровлях – к средней отметке верхней поверхности кровли.
Строительный объем подземной части дома определяется умножением
площади горизонтального разреза по внешнему измерению дома на
уровне первого этажа выше цоколя на высоту, измеренную от уровня
чистого пола первого этажа к уровню пола подвала или цокольного этажа.
При определении площади упомянутого выше разреза, выступающие на
поверхности стен архитектурные детали, а также ниши в стенах здания и
не отапливаемые лоджии не учитываются. При наличии отапливаемых
подвалов к полученному указанным путем объему здания добавляют 40 %
кубатуры отапливаемого подвала.
В случаях, когда удельные отопительные и вентиляционные характеристики отсутствуют или режим вентиляции оговаривается в специальных регламентирующих документах, выполняется специальный расчет
тепловой нагрузки здания по вентиляции.
323
Нормирование теплопотребления системами горячего водоснабгод
жения. Годовую потребность теплоты на горячее водоснабжение Qг.в.
,
ГДж, определяют по формуле [16]
an mn ) 1,2 Cв 106 [(55 tх.з. ) nо
Qгвгод (а1 m1 a2 m2
(350 nо ) (55 tх.л. )],
где а1 , a2 ,..., an – нормы расходов воды на горячее водоснабжение при
температуре 55оС, приведены в [8], л/сутки; m1 , m2 ,..., mn – количество
единиц измерения за сутки (число душевых сеток, робочих в цеху и др.);
1,2 – коэффициент, учитывающий теплоотдачу в помещениях от теплопроводов систем горячего водоснабжения; Cв – теплоемкость воды, принимается равной 4,187 кДж/(л∙оС); tх.з. , tх.л. – температура холодной (водопроводной) воды зимой и летом, при отсутствии данных принимается
равной зимой 5 оС, летом 15 оС; – коэффициент, учитывающий изменение среднего расхода воды на горячее водоснабжение в неотопительный
период по отношению к отопительному периоду (при отсутствии данных
принимается для жилищно-коммунального сектора равным 0,8; для
курортных и южных городов – 1,5; для предприятий – 1); 350 – количество суток работы систем горячего водоснабжения за год.
Нормирование термического сопротивления ограждающих конструкций зданий. Согласно ДБН «Тепловая изоляция зданий» [9] для
внешних ограждающих конструкций отапливаемых зданий и сооружений,
а также внутренних межквартирных конструкций, разделяющих
помещения, температура воздуха в которых отличается на 3 0С и более, обязательно выполнение условий
RΣ пр ≥ Rq min;
(5.51)
Δtпр ≤ Δtcг;
(5.52)
τв min > tmin,
(5.53)
где RΣпр – приведенное сопротивление теплопередаче непрозрачной
ограждающей конструкции или непрозрачной части ограждающей
конструкции (для термически однородных ограждающих конструкций
определяется сопротивление теплопередаче), или приведенное сопротивление
теплопередаче светопрозрачной ограждающей конструкции,
м2·К/Вт; Rq.min – минимально допустимое значение сопротивления теплопередаче непрозрачной ограждающей конструкции или непрозрачной
части ограждающей конструкции, минимальное значение сопротивления
теплопередаче светопрозрачной ограждающей конструкции, (м2 ·К)/Вт;
Δtпр – температурный перепад между температурой внутреннего воздуха и
324
приведенной
температурой внутренней поверхности ограждающей конструкции, оС; Δtcг – допустимая по санитарно-гигиеническим требованиям
разность между температурой внутреннего воздуха и приведенной
температурой внутренней поверхности ограждающей конструкции, оС; τв min –
минимальное значение температуры внутренней поверхности
в зонах
теплопроводных включений ограждающей конструкции, оС; tmin – минимально допустимое значение температуры внутренней поверхности
при
расчетных значениях температур внутреннего и внешнего воздуха, 0С.
Минимально допустимое значение, Rq min, сопротивления теплопередаче непрозрачных ограждающих конструкций, светопрозрачных
ограждающих конструкций, а также дверей жилых и общественных
зданий устанавливается в зависимости от температурной зоны эксплуатации здания [9].
Расчет теплопотребления в соответствии с ДБН «Тепловая изоляция зданий» (для новых зданий и зданий, которые реконструируются).
При отоплении зданий и сооружений теплота расходуется на покрытие
теплопотерь через строительные ограждения, а также теплопотерь,
вызванных естественной вентиляцией, инфильтрацией внешнего воздуха
из-за неплотностей в конструкциях и периодически открывающихся дверей. В то же время в помещение поступает теплота, выделяемая техникой
(Qобор), людьми (Qл), приборами освещения (Qосв) и отопительной системой (Qо), а также за счет солнечного излучения (Qсол). Поддержание фиксированного значения температуры воздуха внутри здания возможно
только в тех случаях, когда суммарные теплопотери за счет тепллопотерь
через ограждения и теплопотерь путем инфильтрации (Qогр+Qинф) будут
компенсироваться теплопоступлениями (Qобор+Qосв+Qо+Qл+Qсол).
Расчетное значение удельного расхода тепла на отопление здания за
отопительный период qзд, кВт.ч/м2 или кВт.ч/м3, определяется по формуле [9]
qзд = Qгод / Fh или qзд = Qгод / Vh,
(5.54)
где Qгод – расходы тепловой энергии на отопление здания на протяжении
отопительного периода, кВт∙ч, определяются на основании результатов
энергетического аудита здания или по результатам расчетов
по формуле
(5.54); Fh , Vh – отапливаемая площадь или объем здания, м2 или м3.
Расчетные расходы тепловой энергии Qгод определяются по формуле:
Qгод = [Qk – (Qвн.п.+ Qs)ς] h,
(5.55)
где Qk – общие теплопотери здания через ограждающую оболочку здания,
кВт∙ч; Qвн.п. – бытовые теплопоступления на протяжении отопительного
периода, кВт; Qs – тепловые поступления через окна от солнечной радиации на протяжении отопительного периода, кВт∙ч, для четырех фасадов
зданий; – коэффициент, учитывающий способность ограждающих конструкций зданий аккумулировать или отдавать тепло при периодическом
тепловом режиме; при отсутствии точных данных следует принимать
=0,8; ς – коэффициент авторегулирования подачи тепла в системах отоп-
325
ления; рекомендованные значения: ς=1 – в однотрубной системе с термостатами и с пофасадным авторегулированием на ИТП или поквартирной
горизонтальной разводкой; ς=0,95 – в двухтрубной системе отопления с
термостатами и с центральным авторегулированием на ИТП; ς=0,9 – в
однотрубной системе с термостатами и центральным авторегулированием
на ИТП, а также в двухтрубной системе отопления с термостатами и без
авторегулирования на ИТП; ς=0,85 – в однотрубной системе отопления с
термостатами и без авторегулирования на ИТП; ς=0,7 – в системе без термостатов и с центральным авторегулированием на ИТП с коррекцией по
температуре внутреннего воздуха; ς=0,5 – в системе без термостатов и без
авторегулирования на ИТП (регуляция центральная в ИТП или котельной); h – коэффициент, учитывающий дополнительное теплопотребление системой отопления, связанное с дискретностью номинального теплового потока номенклатурного ряда отопительных приборов и
дополнительными теплопотерями через зарадиаторные участки ограждений, теплопотерями трубопроводов, которые проходят через не отапливаемые помещения: для многосекционных и других протяженных домов
h=1,13, для домов башенного типа h=1,11.
Общие теплопотери здания через ограждающую оболочку здания,
кВт∙ч:
при этом
Qk = χ1KздDdFΣ,,
(5.56)
Kзд = kΣпр +kинф,
(5.57)
где χ1=0,024 – размерный коэффициент; Kзд – общий 2.коэффициент теплопередачи теплоизоляционной оболочки здания, Вт/(м К); Dd – количество
градусо-суток отопительного периода, определяется в зависимости от
температурной зоны эксплуатации зданий; FΣ – внутренняя общая площадь ограждающих конструкций отапливаемой части здания с учетом
покрытий (перекрытий) верхнего
этажа и перекрытия пола нижнего отапливаемого помещения, м2; kΣпр – приведенный коэффициент теплопередачи
теплоизоляционной оболочки здания, Вт/(м2К), определяется по формуле
kΣпр = ξ (Fнп/RΣпр.нп+Fс/RΣпр.сп+Fд/RΣпр.д +Fпк/RΣпр.пк+Fц/RΣпр.ц)/FΣ,, (5.58)
где ξ – коэффициент, учитывающий дополнительные теплопотери, в связи
с ориентацией ограждений по сторонам света, наличием угловых помещений, поступлением холодного воздуха через входы в здание; для жилых зданий ξ = 1,13, для других зданий ξ = 1,1; Fнп, Fс,, Fд,Fпк, Fц – площадь
соответственно стен (непрозрачных частей), светопрозрачных конструкций (окон, фонарей) внешних дверей и ворот, покрытий (чердачных
перекрытий), цокольных перекрытий, ограждений по ґрунту, м2; RΣпр.нп,
RΣпр.сп, RΣпр.д, RΣпр.пк, RΣпр.ц – приведенное сопротивление теплопередаче
соответственно стен, светопрозрачных конструкций (окон, фонарей),
внешних дверей и ворот, покрытий (чердачных покрытий), цокольных
326
покрытий, м2oC/Вт; полов по грунту – с учетом их деления на зоны с
указанием сопротивления теплопередаче; kинф – условный
коэффициент
теплопередаче ограждающих конструкций здания, Вт/(м2∙К), учитывающий теплопотери за счет инфильтрации и вентиляции, определяется по
формуле:
kинф = χ2cnобυvVhγз η / FΣ,
(5.59)
где χ2 = 0,278 – размерный коэффициент; c – удельная теплоемкость
воздуха, принимается равной 1 кДж/(кг);
nоб – кратность воздухообмена
здания за отопительный период, ч-1, определяется экспериментально или
принимается по нормам проектирования зданий; υv – коэффициент снижения объема воздуха в здании, которым учитывается наличие внутренних ограждающих конструкций, при отсутствии точных данных принимается υv = 0,85; γз – средняя плотность воздуха,
поступающего в помещение за счет инфильтрации и вентиляции, кг/м3, определяется по формуле
γз = 353 / [273 +0,5(tв +tс.о. )],
(5.60)
где
tв – расчетная температура внутреннего воздуха помещений зданий,
o
C;
t
с.о. – средняя температура внешнего воздуха за отопительный период,
o
C, [11]; ε – коэффициент учета влияния встречного теплового потока в
ограждающих конструкциях, принимается равным 0,7 – для стыков панелей стен, а также многостворчатых окон, 0,8 – для двустворчатых окон и
балконных дверей, 1,0 – для одностворчатых окон и балконных дверей;
при этом η принимается по наибольшему значению одинаковым для всего
дома:
Qs = δо εо (FСIС + FВIВ + FЮIЮ + FЗIЗ) + δз.ф. εз.ф. Fф Iг,
(5.61)
где δо, δз.ф. – коэффициенты, учитывающие затенение светового проема,
соответственно окон и зенитных фонарей непрозрачными элементами
заполнения [9]; εо, εз.ф. – коэффициенты относительного проникновения
солнечной радиации соответственно для светопропускающих заполнений
окон и зенитных фонарей
[9]; мансардные окна с углом наклона заполнений к горизонту 45o и больше
стоит принимать как вертикальные окна, с
углом наклона менее 45o – как зенитные фонари; FС, FВ, FЮ, FЗ – площадь
световых проемов фасадов здания,
соответственно ориентированных по
четырем направлениям2 света, м2; Fф – площадь световых проемов зенитных фонарей здания, м ; IС, IВ, IЮ, IЗ – средняя величина солнечной радиации за отопительный период, поступающей на вертикальные поверхности,
при действительных условиях облачности,
соответственно ориентированные по четырем фасадам здания, кВт.ч/м2 (для промежуточных ориентиров фасадов зданий величину солнечной радиации нужно определять
интерполяцией); Iг – средняя величина солнечной радиации за отопительный период на горизонтальную
поверхность при действительных условиях облачности, кВт ч/м2 [10].
327
Характеристика инженерных систем
Системы вентиляции. Совершенствование систем вентиляции и
оснащение их рекуператорами различных типов имеет первостепенное
значение для увеличения энергоэффективности зданий и снижения расхода энергии на создание в них комфортных параметров. Помимо тепловой
энергии приточные вентиляционные системы потребляют электрическую
энергию, но соотношение между ними таково, что тепловая энергия
составляет примерно 90 % от общего потребления энергоресурсов. Значительная часть современных вентиляционных систем имеет регулирование
режима работы, например частотные преобразователи в приводах вентиляторов, что позволяет снизить затраты энергии на перемещение воздуха
в то время, когда система вентиляции работает не на полную производительность. Определение режимов работы системы вентиляции может
быть обеспечено системой диспетчеризации. Самый простой вариант –
работа от таймера, программируемого на определенный (как правило,
недельный) промежуток времени. Все большее распространение получают системы с управлением от различных датчиков: присутствие человека,
концентрации углекислого газа или других веществ, концентрация которых в помещениях нормируется.
Назначение вентиляции – удаление из обслуживаемого помещения
избытков теплоты, влаги, снижение концентраций вредных веществ ниже
уровня предельно допустимых величин, а взрывоопасных веществ – до
концентрации ниже предела взрываемости.
Системы вентиляции классифицируются по способу организации
воздушных потоков. Различают естественную вентиляцию, аэрацию и
вентиляцию с принудительным побуждением (механическая вентиляция
или принудительная).
Движущей силой для создания потока воздуха при естественной
вентиляции является разность полных давлений в верхней точке вентиляционной шахты и на нулевой отметке.
Механическая вентиляция подразделяется на общеобменную (приточную и вытяжную) и местную. При общеобменной вентиляции воздух
подается или удаляется из всего объема вентилируемого помещения.
Местной называется такая вентиляция, при которой воздух подают на
определенные рабочие места (местная приточная вентиляция), а загрязненный воздух удаляют только от мест образования вредных выделений
(местная вытяжная вентиляция). К местной приточной вентиляции относятся: воздушные души (целенаправленный приток воздуха); воздушные
оазисы – участки помещений, отгороженные от основного помещения
передвижными перегородками высотой 2…2,5 м, в которые нагнетается
воздух с пониженной температурой; воздушные тепловые завесы, создающие преграды для холодного воздуха, врывающегося в помещение через
открытые двери или ворота. Воздушные души подают чистый воздух к
постоянным рабочим местам, обдувая рабочих и снижая температуру
окружающего воздуха в зоне действия душа.
Местную вытяжную вентиляцию применяют при локализации мест
выделений вредностей в помещении с целью исключения их распростра-
328
нения по всему помещению. Местная вытяжная вентиляция в производственных помещениях обеспечивает улавливание и отвод вредных выделений: выделяющегося от оборудования тепла, влаги, вредных веществ,
пыли, дыма и т.д. Для удаления вредностей применяют местные отсосы:
укрытия мест их выделений в виде зонтов или шкафов, укрытия в виде
кожухов у станков, бортовые отсосы у ванн и др. Местная вентиляция
требует меньших затрат энергоресурсов, чем общеобменная. В производственных помещениях обычно применяют смешанную систему вентиляции – общеобменную (приточную и вытяжную) для создания микроклимата во всем объеме помещения и местную на рабочих местах. Применение местных отсосов, например, в местах концентрации вредностей позволяет сократить расход приточного воздуха обменной вентиляции, тем самым
сокращая затраты тепловой мощности на обогрев [13].
Системы кондиционирования воздуха (СКВ). Кондиционированием
воздуха называется создание и автоматическое поддержание нормируемой чистоты и метеорологических условий воздуха в обслуживаемой или
рабочей зоне помещений или отдельных его участков следующих параметров воздушной среды: температуры, влажности, давления, чистоты,
газового состава, запыленности и скорости движения воздуха. СКВ может
работать в помещениях совместно с системами отопления и вентиляции,
но может выполнять их функции, заменяя их и создавая в помещениях
необходимые климатические условия, наиболее благоприятные для труда
и отдыха человека, позволяющие обеспечить выпуск продукции с необходимыми потребительскими свойствами. СКВ подразделяются на комфортные и технологические. Первые из них предназначены для создания и
автоматического поддержания параметров воздушной среды, отвечающих
комфортным условиям среды обитания человека. Технологические СКВ
предназначены для создания микроклимата, отвечающего требованиям
технологических процессов [14].
Системы горячего водоснабжения. Системы горячего водоснабжения (ГВС) подразделяются по ряду признаков. По радиусу и сфере
действия они делятся на местные (для одного или группы небольших
зданий, где вода нагревается непосредственно у потребителя) и централизованные (закрытые или открытые).
Открытые тепловые сети предусматривают непосредственное
смешение сетевой воды с нагреваемой в смесительных устройствах, в
которых нагреваемая вода вступает в непосредственный контакт с теплоносителем. Закрытые тепловые сети предусматривают нагрев воды через
поверхности, где теплоноситель (пар или перегретая вода) и нагреваемая
вода не соприкасаются, а теплота передается через поверхность теплообмена.
В зависимости от способа аккумуляции теплоты на горячее водоснабжение различают системы, имеющие дополнительные емкости –
аккумуляторы теплоты, и системы, не имеющие аккумуляторов.
Дополнительные емкости – аккумуляторы теплоты, необходимые
для сглаживания колебаний потребления горячей воды при неравномер-
329
ном режиме. Они обеспечивают равномерную работу водонагревателей и
устраняют резкие колебания температуры нагреваемой воды.
Аккумуляция горячей воды осуществляется обычно при постоянном объеме воды за счет пополнения ее количества под напором холодного водопровода, но при переменном количестве теплоты, при этом
используется принцип вытеснения горячей воды потребителю давлением
поступающей свежей холодной воды.
Расчет теплопотребления системами вентиляции и кондиционирования воздуха. Расчет теплопотребления системами вентиляции и
кондиционирования воздуха проводят на основании тепловых и материальных балансов помещений. Поскольку и системы вентиляции, и
системы кондиционирования воздуха работают круглогодично, то балансы составляются для двух периодов года и дополнительно – для переходного периода (для систем кондиционирования). Задачей указанных систем
является удаление различного рода вредностей из объема обслуживаемого
помещения (избытков теплоты, влаги, вредных и пожароопасных веществ).
По результатам составления балансов находятся расходы наружного воздуха,
подаваемого приточными системами в обслуживаемые помещения [13, 14].
Интенсивность вредных выделений может изменяться с изменением параметров внутренней и наружной среды. Расход свежего воздуха
проводят раздельно для каждого вида вредности для холодного и теплого
периода с учетом потребностей в приточном воздухе технологических
установок. За предварительную расчетную величину принимают максимальный из полученных расходов. Окончательный выбор расчетного
расхода наружного воздуха производится после расчета нормируемого
расхода. Расход
приточного воздуха для удаления избытков явной
теплоты, м3/ч, проводят по уравнению
L Lwz [3,6 Q c Lwz (t wz t in )] /[c (t i t in )] ,
(5.62)
где Lwz – расход воздуха, удаляемого из обслуживаемой или рабочей
зоны помещения системами местных отсосов и на технологические
нужды, м3/ч; Q – избыточный явный тепловой поток в помещение, Вт;
c – теплоемкость воздуха, равная 1,2 кДж/(м3оС); t wz – температура воздуха в обслуживаемой или рабочей зоне помещения, удаляемого системами местных отсосов, общеобменной вентиляцией и на технологические
нужды, оС; t in – температура воздуха, подаваемого в помещение, оС; t i –
температура воздуха, удаляемого
из помещения за пределами обслуживаемой или рабочей зоны, оС.
Избытки явной теплоты в помещении Q находятся из теплового баланса помещения с учетом теплопоступлений от людей, оборудования,
солнечной инсоляции и потерь теплоты через ограждающие конструкции
здания. Расчеты проводятся для условий теплого, холодного и переходного периодов года. Расчетная температура наружного воздуха выбирается
330
согласно изложенным выше рекомендациям. Максимальный из полученных расходов принимается в качестве расчетного расхода приточного
воздуха.
Расчет потребности в приточном воздухе для удаления избытков
влаги, м3/ч, проводят по уравнению
L Lwz [W 1,2 (d wz d in )] /[1,2 (d i d in )] ,
(5.63)
где W – избытки влаги в помещении, г/ч; d wz – влагосодержание воздуха,
удаляемого из обслуживаемой или рабочей зоны помещения системами
местных отсосов и на технологические нужды, г/кг; d in – влагосодержание воздуха, подаваемого в помещение, г/кг; d i – влагосодержание воздуха, удаляемого из помещения за пределами обслуживаемой или рабочей
зоны, г/кг.
Расчеты проводятся для теплого и холодного периодов года и переходных условий. Для холодного периода года проверяется также возможность образования конденсата на внутренних поверхностях ограждающих
конструкций. Для защиты от этого явления увеличивают воздухообмен в
помещении. Величины сравниваются между собой, и максимальная из
них принимается в качестве расчетного расхода приточного воздуха для
удаления избытков влаги.
Расчет потребности в приточном воздухе для удаления избытков
полной теплоты, м3/ч, проводят по уравнению
L Lwz [3,6 QHF 1, 2 Lwz (hwz hin )] / [1, 2 (hi hin )],
(5.64)
где QHF – полный тепловой поток в помещении, Вт; hwz – удельная
энтальпия воздуха, удаляемого из обслуживаемой или рабочей зоны
помещения системами местных отсосов и на технологические нужды,
кДж/кг; hin – удельная энтальпия воздуха, подаваемого в помещение,
кДж/кг; hi – удельная энтальпия воздуха, удаляемого из помещения за
пределами обслуживаемой или рабочей зоны, кДж/кг.
Расчет потребности в приточном воздухе для снижения до ПДК
концентрации вредных веществ, м3/ч, проводят по уравнению
L Lwz [mpo Lwz (qwz qin )] / (qi qin ),
(5.65)
где m po – масса каждого из вредных или взрывоопасных веществ, поступающих из воздуха помещения, мг/ч; q wz , qi – соответственно концентрация вредного или взрывоопасного вещества в воздухе, удаляемом
соответственно из обслуживаемой или рабочей зоны помещения и за ее
331
пределами, мг/м3; qin – концентрация вредного или взрывоопасного
вещества в воздухе, подаваемом в помещение, мг/м3.
В этом случае расход приточного воздуха вычисляется для рабочей
смены с максимальной загрузкой оборудования (и для каждого вида вредного вещества раздельно).
Максимальный расход приточного воздуха проверяется: на обеспеченность нормируемой кратности воздухообмена, м3/ч; на3 обеспеченность
нормируемых удельных расходов приточного воздуха, м /ч, и проводится
по формулам
Lн2= А·k,
Lн1= n·Vр ,
Lн3= N·m,
(5.66)
где Vр – объем помещения, м , для помещений высотой 6 м и более следует
принимать Vр=6A; n – 2 нормируемая кратность воздухообмена, ч-1; A –
площадь помещения, м ; k – нормируемый расход приточного воздуха на
1 м2 площади пола помещения, м3/(м2ч); N – количество людей (или рабочих мест, или единиц оборудования), находящихся в помещении, штук;
m – нормируемый расход приточного воздуха на одного человека (или
одно рабочее место, или одну единицу оборудования), м3/(чштук). Если
хотя бы один из нормируемых расходов приточного воздуха больше
максимального, то за расчетный расход принимается максимальное
значение нормируемого расхода воздуха.
По расходу находится расчетный часовой расход тепловой энергии
в кВт или ккал/ч:
3
Qвр = Lрв Сv (tв tнр )],
(5.67)
где Lрв – расчетный объемный расход наружного воздуха (в системах без
рекуперативного или регенеративного подогрева воздуха), м3/ч; Сv –
объѐмная теплоемкость воздуха, кДж/м3 или ккал/м3; (tв tнр ) – разность
расчетных температур, 0С.
Расчетное потребление тепловой энергии (кВтч, Гкал) за i-й период
времени со средней за период температурой наружного воздуха tнcpi рассчитывается по формуле
Qвcpi = Lрв Сv (tв tнcpi )]ni= Qвр [(tв tнcpi )/(tв tнр )] ni,
(5.68)
где ni – продолжительность работы вентиляции за выбранный период
времени в часах.
Расчетное потребление теплоты за отопительный период будет
Qвот = Qвр n + Qвр [(tв tнср )/(tв tнр )] n1+(0,15…0,2) Qвр [(tв tнср )/(tв tнр )] n2,
332
где n, n1, n2 длительности работы системы при tн tнр , при tн tнр и при
отключенных вентиляторах. При решении задач энергосбережения в
системах кондиционирования необходимо рассчитывать изменение
состояния влажного воздуха. В инженерной практике эти расчеты делаются с помощью h–d диаграммы. Ниже приведены исходные уравнения и
зависимости, на основе которых в дальнейшем были построены диаграммы.
Зависимость влагосодержания от атмосферного давления ратм, парциального давления пара рs при температуре воздуха и его относительной
влажности имеет вид
d 0,622
где
ps , = p /p (t),
п s
pатм ps
(5.69)
= pп/ps(t).
Зависимость энтальпии влажного воздуха от его влагосодержания и
температуры, кДж/кг, сухого воздуха имеет вид
h Cв t d (r0 C П t ),
где Св и Сп – удельные средние теплоемкости сухого воздуха и пара в
интервале рабочих температур, характерном для систем отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха; r0 – удельная теплота испарения
воды в окрестности температуры 0 C.
Зависимость парциального давления пара от влагосодержания :
pп pатм
d
.
0,622 d
(5.70)
Плотность влажного воздуха:
pатм 1 d
.
RпT 0,622 d
(5.71)
5.3.6. Учет и контроль тепловой энергии на предприятиях
Объекты анализа энергетических потоков и параметров на предприятии:
− котельные установки (ее режимные параметры: давление, анализ
газа, коэффициент избытка воздуха, температура поверхности, КПД,
теплоизоляция, Q2, Q3, Q4, Q5);
− промышленные печи (температура поверхности, электроприводы, теплоизоляция, автоматика, рекуператоры и регенераторы, дымовые
газы: Q2, состав, α);
333
− паровые системы (t, p, изоляция, возврат конденсата и его утилизация);
− система сжатого воздуха (компрессоры, регулирование, утечка,
охлаждение);
− водоснабжение (насосы, электроприводы, утечка, непроизводительные потери);
− бойлеры и теплообменники (tпод, tобр, Δp, tпов.обор., КПД, изоляция);
− кондиционирование воздуха, отопление и вентиляция (насосы и
вентиляторы, регулирование, t, G, изоляция, утечка, рекуперация);
− освещение (освещенность, замена ламп, автоматика, таймеры,
секционирование);
− электрооборудование (графики напряжений, сила тока, пиковые
нагрузки, время);
− здания (качество изоляции стен, окон, все системы отопления,
вентиляции, освещение).
Техническая документация по теплоснабжению. В качестве
проектных и отчетных (фактических) данных принимают:
− проектную документацию (паспорт предприятия, энергетический паспорт промышленного потребителя ТЭР, технико-экономическое
обоснование и пр);
− действующие формы статистической отчетности;
− технико-экономические характеристики энергоносителей.
− технические и энергетические характеристики технологических
процессов и установок;
− режимные карты работы оборудования и пр.
Учет, контроль потребления ТЭР, энергосбережение на угольных
предприятиях. Совершенствование энергосбережения на угольных предприятиях предполагает, прежде всего, изменение ряда организационных
аспектов функционирования отраслевой системы производственного
потребления ТЭР. Дифференциация путей движения ТЭР, оптимизация
режима работы и потребляемой мощности, совершенствование системы
контроля и учета энергопотребления – направления, позволяющие
достичь существенного экономического эффекта. Основные направления
энергосбережения для угольных шахт: концентрация горного хозяйства:
усовершенствование систем вентиляции, водоотлива, пневмоснабжения;
повышение эффективности работы подъемных установок; усовершенствование систем подземного транспорта, теплоснабжения, энергоснабжения, учета энергопотребления; другие направления.
Специфика энергопотребления угольных предприятий определяется следующими составляющими: электро- и теплопотребление, пневмопотребление, потребление природного газа и других видов топлива и
водопользование, канализация сливов, очистка сточных вод. Соответственно необходимы специалисты, которые проводят обработку полученной в результате энергообследования информацию, ее анализ и оформление отчета, и специалисты, которых подбирают в зависимости от состава
энергохозяйства обследуемого предприятия (вентиляторных, подъемных,
водоотливных, очистных, котельных установок и т.п.).
334
5.4. Инновационные технологии повышения энергоэффективности использования тепловой энергии
Существует ряд путей экономии топлива на предприятиях: применение энергосберегающей технологии и энергетического совершенствования технологических агрегатов и процессов. Повышение КПД (снижение удельных расходов топлива) энергетических установок и агрегатов
как генерирующих, так и потребляющих различные энергоресурсы,
например, КПД котлов, турбин, компрессоров, кислородных установок,
оборудования утилизационных установок; оптимальное построение ТЭС
предприятий [4].
Энергосбережение в пароконденсатных системах. Более 95 %
промышленных предприятий, независимо от отраслевой принадлежности,
используют пар в технологических процессах. По статистическим данным
эксплуатации пароконденсатных систем установлено, что потери тепловой энергии составляют 40–60 %.
Источники и причины потерь тепла:
− низкое качество пара;
− утечки пара и конденсата;
− отсутствие/плохое использование изоляции;
− выброс пара кипения в атмосферу;
− отсутствие/плохое функционирование системы автоматики;
− низкий уровень выполнения проектных и монтажных работ;
− низкий уровень обслуживания паропроводов;
− обслуживание паропроводов.
Схемы основных линий и ответвлений паровой системы следует
подвергать ревизии, в особенности при изменении или расширении предприятия с тем, чтобы удалить ненужные линии и установить новые участки трубопроводов.
Тупиковые участки должны быть сокращены до минимально
возможной длины; временно неработающие паровые линии должны быть
блокированы подходящими задвижками или, что более предпочтительно,
установкой глухих фланцев (заглушек). Следует проверять технологические потребности объекта при оценке паровых систем, чтобы быть
уверенным в том, что поставка пара не является очень большой для данного процесса.
Продувка паром может оказаться важным источником потерь, если
она используется дольше чем нужно. Чтобы избежать потерь, необходим
тщательный контроль, основанный на измерении времени или температуры и использовании плотно закрывающегося вентиля.
На стадии проектирования надо учитывать, что при транспортировке движение пара сопровождается потерями давления, т.е. в источнике
должен обеспечиваться некий запас по производительности и давлению.
Следует руководствоваться минимизацией длины основных линий и
ответвлений системы распределения пара. Диаметр труб в основном
выбирается на основе экономии.
Оптимальный диаметр паропроводов определяется по формуле
335
d 0, 228
D 0,5
n0,08 .
Зачастую монтажные работы выполняются на достаточно низком
уровне, существенно отклоняясь от проектных расчетов, что сказывается
на эффективности дальнейшей эксплуатации системы. Это необходимо
учитывать.
Система автоматизации регулирования параметров процесса позволит расходовать такое количество пара, которое требуется для данного
технологического процесса: обеспечивается точное автоматическое поддержание параметров процесса; отвод, сбор и возврат конденсата; глубокое использование тепла теплоносителя; создаются условия для длительной и надежной работы оборудования и арматуры (отсутствие гидроударов, исключение износа).
Пар должен доставляться в точку потребления сухим, чистым, не
содержащим воздуха и других газов, требуемых параметров и в требуемом количестве. Чем суше пар, тем меньше его требуется для передачи
такого же количества тепла нагреваемой среде. Кроме того, влажный пар
при движении по паропроводу с высокой скоростью является причиной
повышенного эрозионного износа арматуры, что приводит к возникновению щелей, обуславливая появление утечек. Пар должен быть чистым,
поскольку имеющиеся в нем механические примеси влияют на работоспособность и срок службы запорной и регулирующей арматуры, а также
образуют пленку на теплопередающих поверхностях теплообменников,
вызывающую дополнительное термическое сопротивление. Эффективным устройством для очистки пара являются механические фильтрыгрязевики со сменными фильтрующими элементами, имеющими различную тонкость очистки.
В паре не должно содержаться воздуха и других неконденсирующихся газов. Для избежания подобных проблем необходимо устанавливать автоматические воздушники в тех местах, где может скапливаться
воздух. Все установленные в системе конденсатоотводчики должны иметь
возможность свободного выпуска воздуха с целью устранения процесса
завоздушивания через неплотности запорной арматуры при полной
конденсации пара в системе (возникновение вакуума).
Так как скрытая теплота парообразования уменьшается с ростом
давления, то чем выше давление пара, тем меньше скрытое количество
теплоты приходится на 1 кг пара. Чем ниже давление пара, тем меньше
потребление его на данное количество теплоты. Температура и, следовательно, плотность теплового потока для данной площади поверхности
будут ниже. При необходимости это можно преодолеть за счет увеличения площади поверхности нагрева или улучшения условий теплопередачи. Технологические требования для нагрева или других применений
диктуют необходимость минимального давления (температуры, энергоемкости) при обслуживании промышленных или других потребителей.
При более высоких давлениях существует необходимость применять бо-
336
лее толстостенные и более дорогие трубы. Потери пара, обусловленные
утечками, возрастают пропорционально давлению, т.е. при 10 бар они
вдвое больше, чем при 5 бар. Возможности образования пара при вскипании увеличиваются. Тепловые потери возрастают примерно пропорцио-2
нально температуре насыщения пара, например, тепловые потери на 1 м
при 10 бар на 15 % выше, чем при 5 бар.
Все компоненты паровой системы (трубы, вентили, фланцы) должны быть надлежащим образом изолированы. Изоляция не только уменьшает тепловые потери, но также снижает образование конденсата. Покрытие теплоизоляцией является одним из лучших способов предотвращения
утечек. Оголенные фланцы горячих изолированных трубопроводов вызывают температурные напряжения, которые могут быть причиной утечек.
В качестве ориентира: неизолированный вентиль по потерям теплоты
можно приравнять к 1 м неизолированного трубопровода того же размера;
неизолированный фланец – половине этой длины (0,5 м).
Энергосбережение в градирнях. Факторы, влияющие на эффективность работы градирен: хорошее распределение воды; хороший поток
свежего воздуха; хорошее заполнение влажной поверхности.
Пути повышения эффективности работы градирни: рациональный
выбор параметров и элементов градирни; соответствие ее охлаждаемому
объекту; техническое обслуживание градирни; реконструкция ее.
Использование градирен с противоточной схемой подачи воды и
воздуха позволяет минимизировать энергопотребление. Большое количество воздуха, подаваемого в градирню, позволит надежно охлаждать воду,
но неминуемо приведет к увеличению затрат энергии на привод вентилятора и росту капельного уноса за счет возрастания скорости воздуха на
выходе из градирни. При малом количестве воздуха, серьезной проблемой
станет обеспечение равномерного распределения воздуха по всем ячейкам
оросителя и, как следствие, возможность обеспечить требуемую степень
охлаждения воды. Основным способом решения этих проблем является
тщательная аэродинамическая проработка деталей корпуса градирни с
целью снижения сопротивления и уменьшения вихреобразования. При
этом необходимо помнить, что количество воздуха, необходимое для
охлаждения воды, в большой степени зависит от параметров окружающей
среды и, следовательно, от времени года. Так, летом эта величина приблизительно в 3 раза больше, чем зимой.
Техническое обслуживание градирни включает в себя ряд мероприятий, основными среди которых являются работы по удалению загрязнений с основных элементов градирни. Очистка может производиться как
механическими средствами, так и химической обработкой: очистка
внутренних поверхностей градирни и оросителя минимизирует потери
давления при движении воды и воздуха; очистка трубопроводов системы
водораспределения и сопел-форсунок от попавшей ржавчины, органических отложений и т.п. обеспечит снижение гидравлического сопротивления; обеспечение надежной фильтрации воды способствует снижению
гидравлического сопротивления. Нужно также восстановить наружную
обшивку градирни, чтобы исключить потери воды и обеспечить прохож-
337
дение воздуха только через ороситель, максимально герметизировать
трубопроводы для снижения потерь воды из водооборотного цикла;
проверить правильность работы вентилятора (отсутствие вибраций,
направление вращения и т.п. согласно паспорту на вентилятор).
Проведение перечисленных выше работ позволит обеспечить
существенную экономию энергетических и материальных ресурсов на
эксплуатирующихся градирнях.
Реконструкция градирни должна включать: восстановление деталей
обшивки (пластмассовыми элементами), замену оросителя, замену
каплеотделителя, восстановление системы подачи воды и разбрызгивающих устройств (замена металлических поврежденных труб на пластиковые); ремонт/замену вентиляторов (ремонт электродвигателей, ревизия
вентилятора или замена на новый). Потенциал экономии электроэнергии –
до 60 %.
Энергосбережение в системах сжатого воздуха. Сжатый воздух
является одним из самых дорогих видов энергии: для производства 1 кВт
сжатого воздуха требуется 10 кВт электроэнергии. Потенциал экономии
включает как экономические, так и технические рычаги. Факторы, влияющие на энергопотребление: параметры воздуха в системе, параметры
воздуха окружающей среды, конструктивные особенности схемы, режимная карта. Для снижения потребления энергии на перекачивание рекомендуется по возможности снижать длину и увеличивать диаметр воздухопроводов, демонтировать лишнюю распределительную аппаратуру. При
достаточном количестве масло-, влагоотделителей поддерживается
максимально возможное живое сечение труб. Установка осушителей
предотвращает коррозию в системе трубопроводов и другом оборудовании и таким образом предотвращает утечки. При использовании сжатого
воздуха в цехах воздухопровод целесообразно размещать вблизи мест со
значительным
тепловыделением. Подогрев сжатого воздуха даже на
30–50 0С дает экономию электроэнергии до 10 %. Место забора воздуха
для компрессора должно быть в затененных местах, на северной стороне
здания, вдали от зон тепловыделений. В некоторых случаях используется
искусственное охлаждение – понижение температуры на 2,5 0С обеспечивает снижение расхода электроэнергии на 1 %.
Утечки воздуха происходят как во время работы, так и во время
простоя оборудования при неотключенном воздухопроводе, при этом
величина утечек тем больше, чем выше давление. Одним из путей снижения утечек является разделение питающих воздухопроводов. Использование воздухопроводной сети низкого и высокого давления для соответствующих потребителей, разделение воздухопроводов с равномерным и
переменным режимом работы, перекрытие их в режиме отключения даст
экономический эффект.
Управление и оптимизация системы обеспечивает сбережение
энергии. Установление правильной последовательности подключения
компрессоров будет гарантировать, что только необходимое количество
компрессоров покрывает нагрузку. Винтовые компрессоры эффективны
при понижении нагрузки в пределах до 70 % от полной нагрузки и поэто-
338
му их следует использовать для покрытия базового значения потребляемой нагрузки. Поршневые компрессоры более эффективны при частичной
загрузке, поэтому должны использоваться для покрытия пиковых нагрузок, при которых требуются различные степени их нагрузки. Размер ресивера должен быть достаточно большим, чтобы избегать слишком частого
включения/выключения компрессоров.
Обеспечение своевременной чистки фильтров воздухозаборников,
поддержание качественного компрессорного масла позволяют избегать
поломок внутри компрессора, снижая тем самым время простоя оборудования. Засорение всасывающего фильтра приводит к увеличению сопротивления фильтра, снижая производительность компрессора. Слишком
высокое значение температуры и/или давления охлаждающей воды на
участке между ступенями сжатия в компрессоре приводит к потере
эффективности
компрессора. Если перепад температуры повышается до
20 0С, расход электроэнергии – на 14 %.
Необходимо обеспечить контроль и планирование использования
энергии. Учет расходуемого сжатого воздуха на главной магистрали и его
ответвлениях позволит осуществлять анализ потребления сжатого воздуха
участками и отдельными пневмопотребителями; определять причины
нерационального расхода сжатого воздуха и принятия соответствующих
решений; нормировать потребление пневмоэнергии. График рационального режима работы позволяет оперативно включать подходящие по
мощности компрессоры, т.е. обеспечивает значительную экономию
электрической энергии.
Далее вырабатываются рекомендации по выбору оптимальной
системы контроля, количеству и мощности компрессоров, а также режимам их работы. При непрерывной эксплуатации компрессора скорость
двигателя регулируется с помощью частотных преобразователей. При
этом запуск осуществляется при установленном минимальном давлении и
в дальнейшем работа протекает в зависимости от потребностей в сжатом
воздухе. Максимальный эффект достигается при загрузке от 40 до 80 %
номинальной мощности компрессора. При эксплуатации с периодическими остановками компрессор включается при уменьшении давления в
системе ниже установленного минимального значения. При увеличении
давления выше установленного максимального значения компрессор
переходит в другой режим и через некоторое время отключается. Оптимальная эффективность при такой работе достигается в пределах от 80 до
100 % номинальной мощности компрессора. Постоянный мониторинг
системы сжатого воздуха, документирование и анализ полученных данных необходимы для оценки состояния системы и выработки мер по ее
обслуживанию.
В связи с очень низким КПД ручного пневмоинструмента его целесообразно, по возможности, заменить на электроинструмент, экономя
энергию при этом в несколько раз.
Рассмотрим далее возможности утилизации теплоты воздуха
компрессорной станцией с использованием тепловых насосов. В качестве
обобщенного примера допустим, что в помещении общей площадью
339
1000 м2 установлено 12 компрессоров. Среднесуточная температура
воздуха в компрессорной составляет 80 °С. Поскольку при повышении
рабочих температур снижается производительность оборудования и
сокращается срок его эксплуатации, тепло в любом случае необходимо
отводить. Обычно это делается с помощью вентиляторов и огромное
количество энергии попросту выбрасывается в атмосферу. Вдобавок к
этому тратятся дополнительные средства на организацию систем
охлаждения, например, масла винтовых компрессоров, которое достигает
температуры 85 °С.
Суть предлагаемого решения состоит в том, что отбор избыточного
тепла от оборудования компрессорной и дальнейшее его использование
осуществляются с помощью тепловых насосов. Результаты измерений на
реальных объектах показали, что на 1 кВт·ч затраченной электроэнергии,
которую потребляет привод теплового насоса, приходится от 3,5 до 4
кВт·ч эквивалентной тепловой энергии. Поскольку компрессорные всегда
находятся в непосредственной близости от самой шахты, можно объединить в общую систему тепловые насосы, работающие на вытяжном
воздухе, сбросной воде и в компрессорной.
Приведем список инженерных мер по улучшению энергоэффективности с указанием численного значения потенциала для экономии, %:
использование сбросного тепла в других областях – от 20 до 80; усовершенствование устройств-потребителей – 40; ликвидация утечек воздуха –
20; улучшение приводов – 17; применение современных систем контроля
– 12; проектирование систем с варьированным давлением – 9; оптимизация процессов фильтрации, охлаждения и сушки – 5; уменьшение потерь
давления, вызванных силами трения – 3. Еще одно направление – рекуперация расходуемой на сжатие воздуха энергии, 80 % которой превращается в тепловую и может использоваться в технологических целях либо для
отопления. Максимального эффекта можно достичь при комплексном
использовании мер. Сроки окупаемости таких проектов – 3…5 лет.
Охлаждение электродвигателя шахтного ствола. Как известно,
чем ниже температура обмотки электродвигателя, тем меньше ее электрическое сопротивление, следовательно, ниже теплопотери. Однако охлаждение двигателя выгодно также и потому, что увеличивает его ресурс.
Основная причина сокращения срока службы двигателя в целом – это
повышенная температура. А надежность двигателя напрямую зависит от
состояния изоляционных материалов, входящих в его состав.
Согласно «правилу восьми градусов» срок службы изоляции
сокращается вдвое при повышении ее температуры на каждые 8 °С. Это
происходит в результате возникновения механических напряжений, вызванных разными значениями коэффициента температурного расширения
металлов и диэлектриков, из которых состоит двигатель.
Универсальных решений проблемы не существует. В каждом конкретном случае пути модернизации вентсистемы определяются, исходя из
опыта эксплуатации той или иной машины. При расчете воздушной или
водяной системы охлаждения учитывают ее стоимость, все виды потерь, а
также влияние температуры на состояние изоляции и окружающую среду.
340
Системы, состоящие из электропривода, в том числе переменной
скорости, и электродвигателя (нагрузки) называются моторными. В Европейском Союзе, например, на долю таких систем приходится около 65 %
всей электроэнергии, потребляемой промышленностью. Эта цифра говорит об актуальности мер по энергосбережению, реализуемых в моторных
системах, эффективность которых зависит от следующих факторов:
производительности двигателя; возможности управления его скоростью;
размеров (мощности) двигателя; качества входной электроэнергии (бесперебойность, стабильность и др.); величины потерь на электро- и механическую передачу; качества обслуживания системы; эффективности
конечного устройства – компрессора, насоса, вентилятора и т.п.
Энергообеспечение двигателя составляет 90 % от общего потребления моторной системы. Поэтому усовершенствование систем управления
позволяет сократить потребление электроэнергии более чем на 50 %.
Пример: вместо регулирования выходного потока с помощью дросселя
можно установить частотный инвертор, изменяющий скорость вращения
двигателя. Уже одно это повышает эффективность на 30 %.
Приведем сравнительные характеристики традиционной и высокоэффективной насосных систем.
Традиционная система: входная мощность принимается как 100
условных единиц; общая эффективность традиционной системы – 31 %, а
для каждого ее компонента, %: стандартный электродвигатель – 90; насос
– 77; соединения – 98; дроссель – 66; стандартная труба – 69; доля от
номинального расхода – 60; мощность на выходе – 31.
Энергоэффективная система: входная мощность принимается как
43 условные единицы; общая эффективность продвинутой системы –
72 %, а для каждого ее компонента, %: высокоэффективный мотор – 95
(отличается от стандартного низким уровнем потерь в обмотке, использованием магнитной стали с улучшенными характеристиками, усовершенствованной аэродинамикой и более точными производственными допусками); эффективный насос – 88; соединения – 99; частотно-регулируемый
привод – 96; труба с малым трением – 90; доля от номинального расхода –
60; мощность на выходе – 31.
Меры по энергосбережению включают в себя: применение частотных инверторов вместо регулирования выходного потока с помощью
дросселей; выбор оптимальной мощности электродвигателя; замену
крыльчатки вентилятора или насоса (либо полная замена агрегатов);
изменение количества полюсов электродвигателя с целью уменьшения
или увеличения скорости его вращения; проверку натяжения ременных
передач, а также изменение их коэффициента передачи для регулирования
скорости вращения крыльчатки.
В общем случае высокоэффективные системы окупаются за 2–3
года. Частичные усовершенствования отдельных узлов обходятся значительно дешевле, поэтому, например, замена крыльчатки насоса, входящего в состав мощной системы, окупится уже через несколько месяцев.
Окупаемость инвестиций за два года приблизительно эквивалентна
внутренней норме доходности 50 %.
341
Вторичные энергоресурсы (ВЭР). К ВЭР в виде тепловой энергии
относятся: нагретые отходящие газы технологических агрегатов; газы и
жидкости систем охлаждения; отработанный водяной пар; сбросные
воды; вентиляционные выбросы.
К ВЭР в виде топлива относятся: твердые отходы, жидкие сбросы,
газообразные выбросы нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей,
химической, металлургической, целлюлозно-бумажной, деревообрабатывающей и других отраслей промышленности, в т. ч. доменный газ,
древесная пыль.
Выработка за счет ВЭР – количество теплоты, холода и механической работы, полученных в утилизационной установке. Различают:
возможную выработку – максимальное количество энергии,
которое можно получить;
экономически целесообразную выработку – выработка с учетом
экономических факторов;
планируемую выработку – количество энергии, которое предполагается получить за определенный период времени при вводе или модернизации утилизационных установок;
фактическую выработку – количество энергии, реально полученное за период.
Резерв утилизации ВЭР – количество энергии, которое может быть
дополнительно вовлечено в производство.
Классификация ВЭР:
топливные;
тепловые;
ВЭР избыточного давления.
Топливные ВЭР. Это химическая энергия отходов технологических
процессов химической и термохимической переработки углеродистого
или углеводородного сырья, побочных горючих газов печей (шахтных
печей и вагранок, и т.д.), не используемых для дальнейшей технологической переработки древесных отходов лесозаготовок и т.д.
Выход ВЭР:
Qгор mQнр ,
(5.72)
где Qнр – низшая теплота сгорания топлива, кДж/кг (кДж/м3); m – масса
рабочего тела, кг (м3).
Тепловые ВЭР. Это физическая теплота отходящих газов технологических агрегатов, физическая теплота основной, побочной, промежуточной продукции и отходов основного производства, теплота рабочих
тел систем принудительного охлаждения технологических агрегатов и
установок, теплота горячей воды и пара, отработанных в технологических
и силовых установках. Выход вторичных тепловых ресурсов:
Qтеп mh ,
342
(5.73)
где h – изменение энтальпии рабочего тела, кДж/кг; m – масса рабочего
тела, кг.
ВЭР избыточного давления. Это потенциальная энергия газов и
жидкостей, покидающих технологические агрегаты с избыточным давлением, которое необходимо снижать перед последующей ступенью
использования или при выбросе их в атмосферу. Выход ВЭР данного типа
определяется по формуле
Qизб mlадб
k 1
p11 p2 k
1
,
k 1 p1
(5.74)
где p1 , p2 – соответственно начальное и конечное давление рабочего
тела, Па; k – показатель адиабаты; 1 – удельный объем рабочего тела,
м3/кг.
Недостатки использования ВЭР:
в основном низкопотенциальные источники не находят целевого
применения;
дополнительные капиталовложения в утилизационное оборудование;
несоответствие графиков выхода и использования вторичных
энергоресурсов.
В табл. 5.5 приведен перечень типовых энергосберегающих мероприятий в системах теплоснабжения предприятия, в табл. 5.6 – потенциал
электросбережения на подземных работах.
Таблица 5.5
Перечень типовых энергосберегающих мероприятий [17]
№
п/п
1
1.1
1.2
1.3
Тип системы
Экономия
2
1. Системы отопления
Составление руководств по эксплуатации,
управлению и обслуживанию систем отопления и периодический контроль со стороны руководства
Установка счетчиков
Автоматизация, установка индивидуальных
теплопунктов
3
5-10 % от потребления
теплоэнергии
до 30 %
20-30 %
343
Продолжение табл. 5.5
1
1.4
1.5
1.6
2
Снижение теплопотерь через окна
- герметизация, светопрозрачная пленка,
- замена на стеклопакеты
Теплоизоляция стен, полов, чердаков
Снятие декоративных ограждений с радиаторов, отражатели за отопительными приборами
3
10-20 %
до 40 %
до 50 %
до 15 % от составляющей потерь
2. Системы горячего водоснабжения
2.1
2.2
2.3
2.4
Составление руководств по эксплуатации,
управлению и обслуживанию систем и
периодический контроль со стороны руководства
Оснащение систем ГВС счетчиками расхода
горячей воды
Снижение потребления за счет оптимизации
расходов и регулирования температуры
Применение экономичной водоразборной
арматуры
5-10 % от потребления
горячей воды
15-30 %
10-20 %
15-20 %
3. Системы водоснабжения
3.1
Сокращение расходов и потерь воды
3.2
3.3
Установка счетчиков расхода воды
Применение частотного регулирования
насосов систем водоснабжения
Применение экономичной водоразборной
арматуры
4. Системы вентиляции
Замена устаревших вентиляторов с низким
КПД на современные с более высоким КПД
Отключение вентиляционных установок во
время обеденных перерывов и в нерабочее
время
Применение блокировки вентилятора воздушных завес с механизмами открывания
дверей
3.4
4.1
4.2
4.3
344
до 50 % от объема потребления воды
до 30 %
до 50 % потребляемой
электроэнергии
30-35 %
20-30 % от потребляемой
ими электроэнергии
10-50 %
до 70 % от потребляемой
ими электроэнергии
Продолжение табл. 5.5
1
4.4
5.1
5.2
5.3
6.1
6.2
6.3
6.4
6.5
6.6
6.7
6.8
2
Применение устройств автоматического
регулирования и управления вентиляционными установками в зависимости от температуры наружного воздуха
5. Системы кондиционирования
Включение кондиционера только тогда,
когда это необходимо
Исключение перегрева и переохлаждения
воздуха в помещении
Поддержание в рабочем состоянии регуляторов, поверхностей теплообменников и
оборудования
6. Котельные
Составление руководств и режимных карт
эксплуатации, управления и обслуживания
оборудования и периодический контроль со
стороны руководства
Поддержание оптимального коэффициента
избытка воздуха и хорошего смешивания
его с топливом
Установка водяного поверхностного экономайзера за котлом
Применение за котлоагрегатами установок
глубокой утилизации теплоты, установок
использования скрытой теплоты парообразования уходящих дымовых газов (контактный теплообменник)
Повышение температуры питательной воды
на входе в котел
Подогрев питательной воды в водяном экономайзере
Содержание в чистоте наружных и внутренних поверхностей нагрева котла
Использование тепловыделений от котлов
путем забора теплого воздуха из верхней
зоны котельного зала и подачей его во всасывающую линию дутьевого вентилятора
3
10-15 %
20-60 % от потребляемой
ими электроэнергии
до 5 %
2-5 %
5-10 % от потребляемой
теплоты
1-3 %
5-6 %
до 15 %
2 % на каждые 10 оС
1 % на 6 оС
до 10 %
1-2 %
345
Продолжение табл. 5.5
1
6.9
6.10
6.11
6.12
6.13
6.14
2
Теплоизоляция наружных и внутренних
поверхностей котлов и теплопроводов,
уплотнение клапанов и тракта котлов
(температура на поверхности обмуровки
не должна превышать 55 оС)
Установка систем учета расходов топлива,
электроэнергии, воды и отпуска теплоты
Автоматизация управления работой котельной
Модернизация котлов типа ДКВР для работы в водогрейном режиме
Установка или модернизация системы
водоподготовки
Применение частотного привода для регулирования скорости вращения насосов,
вентиляторов и дымососов
3
до 10 %
до 20 %
до 30 %
КПД увеличивается до
94 %
до 3 % подпиточной
воды
до 30 % от потребляемой
электроэнергии
Таблица 5.6
Потенциал электросбережения на подземных работах
Энергоѐмкие установки и технологические звенья (процессы)
Добычные и проходческие участки
Магистральный конвейерный транспорт
Водоотливный комплекс
Итого по подземным работам
Подъѐмные установки
Вентиляторные установки
Итого по установкам на поверхности
шахты
Всего по энергоѐмким процессам
Расход
эл.энергии на
процесс, %
10,9
15,4
21,0
46,3
5,5
18,0
23,5
69,8
Резерв %
13–19
12–57
2,5–8
(3,5–12,5)*
3–5
6–10
(1,3–2,1)*
(4,8–14,6)*
* Резерв электросбережения в % к общешахтному электропотреблению
346
Список использованной литературы
1. Закон Украины «О комбинированном производстве электрической и тепловой энергии (когенерации) и использовании сбросного
энергопотенциала».
2. Пивняк Г.Г. Энергоэффективные технологи на угольных шахтах
и в энергетике / Г.Г. Пивняк, Ю.Т. Разумный // Электрика. – 2010. –
№ 10.– С. 3–8.
3. Малеев В.Б. Энергосбережение на угольных шахтах / В.Б. Малеев, Н.И. Скорынин, А.А. Кудрявцев, А.В. Малеев. // Научные труды
ДонНТУ, серия «Горно-электромеханическая промышленность». – 2011. –
№ 21(189) – С.120-126.
4. Справочник по наилучшим доступным техническим методам
для повышения эффективности и минимизации негативного воздействия
на окружающую среду в теплоэлектроэнергетике – М.: GOF. – 124 с.
5. ДБН В.2.5-67:2013 «Опалення, вентиляція і кондиціонування».
6. ДБН В.2.5-39:2008 «Теплові мережі».
7. ДБН В.2.5-ХХ:201Х (СНИП ІІ-35-76) «Котельні установки».
8. ДБН В.2.5-64:2012 «Внутрішній водопровід та каналізація. Ч. І
Проектування. Ч. ІІ Будівництво».
9. ДБН В.2.6-31:2006 «Теплова ізоляція будівель».
10. ДСТУ-Н Б В.1.1-27:2010 «Будівельна кліматологія».
11. ДСТУ Б В.2.5-44:2010 (EN 15450:2007) «Проектування систем
опалення будівель з тепловими насосами».
12. ДСТУ Б EN 12831 «Системи опалення будівель. Метод визначення проектного теплового навантаження» (DIN EN 12831 Bl 1:2008,
IDT) 1).
13. ДСТУ Б EN 13779:2011 «Вентиляція громадських будівель. Вимоги до виконання систем вентиляції та кондиціонування повітря» (EN
13779:2007, IDT).
14. ДСТУ 2264-93 «Обладнання для кондиціонування повітря та
вентиляції. Терміни та визначення».
15. Справочник по наладке и эксплуатации водяных сетей. – М. :
Стройиздат, 1977.
16. Норми та вказівки по нормуванню витрат палива та теплової
енергії на опалення житлових та господарських споруд, а також на господарсько-побутові потреби в Україні. КТМ 204 Україна 244-94.-К. : ЗАТ
«ВІПОЛ». – 2001. – 376 с.
17. Практическое пособие по энергосбережению для объектов промышленности, строительства и жилищно-коммунального хозяйства
Украины. – Луганск : Изд-во «Місячне сяйво», 2010. – 696 с.
18. Ткаченко О.О. Високотемпературні процеси та установки / Підручник. – К. : А.С.К., 2004. – (Технічна освіта).
19. ДСТУ Б EN ISO 13790:2011 «Енергетична ефективність
будівель. Розрахунок енергоспоживання на опалення та охолодження».
347
20. Розрахунок техніко-економічних та екологічних показників котелень / Уклад.: В.І.Дешко, Ю.В. Хоренженко, М.М. Шовкалюк, Ю.В.
Шовкалюк. – К. : ІВЦ «Видавництво «Політехніка», 2006. – 80 с.
Основные сокращения в главе 5
ВЭР
ГВС
ГТУ
ИТП
КПД
КУ
КЭС
ПГУ
ПТУ
СКВ
ТН
ТО
ТОА
ТС
ТЭС
ТЭЦ
УТ
ЦТП
348
– вторичные энергетические ресурсы
– система горячего водоснабжения
– газотурбинная установка
– индивидуальный тепловой пункт
– коэффициент полезного действия
– котел-утилизатор
– конденсационная электростанция
– парогазовая энергетическая усановка
– паротурбинная установка
– система кондиционирования воздуха
– тепловой насос
– техническое обслуживание
– теплообменные аппараты
– тепловой потребитель
– тепловая электростанция
– теплоэлектроцентраль
– утилизационный теплообменник
– центральный тепловой пункт
ГЛАВА 6
СИСТЕМЫ УЧЁТА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ.
МОДЕРНИЗАЦИЯ СИСТЕМ УЧЁТА ПРЕДПРИЯТИЯ.
ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ФОРМЫ ЭНЕРГОРЫНКА
6.1. Учет электрической энергии
В условиях функционирования рынка электрической энергии особое значение приобретают автоматизированные системы коммерческого
учета, контроля и управления электропотреблением (АСКУЭ). Только при
условии построения высоконадежных полномасштабных многофункциональных АСКУЭ субъектов энергорынка, согласованно взаимодействующих между собой в единой информационной сети, и их прменения как для
коммерческого учета электрической энергии, так и для контроля и управления текущими режимами электропотребления, могут быть созданы
предпосылки для повышения эффективности использования электрической энергии конечными потребителями. Это, в конечном итоге, должно привести к стратегической цели внедрения энергорынка – сокращению
использования ископаемого топлива и улучшения экологии окружающей
среды.
В общем случае АСКУЭ является системой реального времени,
которая получает информацию от счетчиков электрической энергии и
осуществляет ее автоматическую обработку с целью оперативного
информирования субъектов энергорынка о текущих и интегральных
параметрах выработанной, отпущенной, переданной, принятой и потребленной электроэнергии и мощности [12]. В соответствии с [12] в распределенной АСКУЭ энергорынка Украины выделяют уровень измерительных комплексов – трансформаторы напряжения (ТН), трансформаторы
тока (ТТ), счетчики электроэнергии с интегрированными устройствами
преобразования (УП) количества энергии, измеренной опорным счетчиком, в число-импульсный и/или цифровой код, и их вторичные цепи,
которые соединены между собой по установленной схеме для измерения
и учета электрической энергии в точке измерения [4]; уровень объектов
учета (генерирующая компания, промышленное предприятие, быт и сфера
услуг); уровень локального оборудования учета (/ЛОУ/: генерирующая
компания, районные электрические сети, промышленное предприятие);
уровень регионального оборудования сбора данных (/РОСД/: электроэнергетические системы, областные электропередающие компании –
поставщики по регулируемому тарифу /ПРТ/, поставщики по нерегулируемому тарифу /ПНТ/) и уровень центрального оборудования сбора данных (/ЦОСД/: Национальная энергетическая компания /НЭК/
«Укренерго» и Государственное предприятие /ГП/ «Энергорынок»).
Проектирование АСКУЭ начинается с выбора базовых средств
измерительной техники (СИТ), других аппаратных и программных
средств. К СИТ, которые применяются в АСКУЭ, в первую очередь отно-
349
сятся ТН, ТТ, счетчики электроэнергии с интегрированными УП и
устройства учета (УУ) (устройства сбора и передачи данных /УСПД/). Все
СИТ, которые применяются для коммерческого учета электрической
энергии, должны быть занесены в Государственный реестр СИТ, допущенных к применению в Украине (в дальнейшем – Госреестр Украины), и
в установленном порядке пройти государственную поверку или государственную метрологическую аттестацию (ГМА) для СИТ, изготавливаемых или ввозимых на территорию Украины единичными образцами [1, 2,
4, 11, 12, 30].
ТН и ТТ, которые входят в состав измерительных комплексов,
реализуют измерительное преобразование соответственно сигналов
напряжения и тока электрической сети до уровней, приемлемых для прямых измерений, а также изолируют измерительные приборы, которые
присоединены к их вторичным обмоткам, от цепей высокого напряжения.
Применение ТН и ТТ также позволяет унифицировать счетчики электроэнергии по номинальным значениям напряжения и тока. При выборе ТН и
ТТ для коммерческого учета электроэнергии руководствуются в основном
требованиями Правил устройства электроустановок (ПУЭ), Инструкции о
порядке коммерческого учета электроэнергии (ИКО) [4] и ППЭЭ [11].
Стоит отметить, что типы ТН и ТТ, при условии их выбора в соответствии
с требованиями [4, 11, 12], практически не влияют на функциональность
измерительного комплекса, а в отдельных случаях измерительные трансформаторы вообще могут отсутствовать.
Базовым средством измерения и учета электрической энергии является счетчик. На начало 2014 года в Госреестр Украины занесено более
двухсот пятидесяти типов счетчиков электроэнергии, среди которых около пятидесяти типов составляют многофункциональные электронные
счетчики электроэнергии. Именно такие счетчики сегодня массово внедряются для коммерческого учета электроэнергии в оптовом и розничном
рынках электрической энергии. При выборе счетчиков руководствуются в
основном требованиями ИКО 42], ППЭЭ [11] и СОУ-Р МПЕ
40.1.35.110:2005. Потребители электроэнергии к тому же должны учитывать рекомендации электропередающих компаний – ПРТ, к сетям которых
они подключены.
В соответствии с п. 3.8 [11] «В случае установления или замены
средств учета потребителем электропередающая организация в соответствии с выбранным потребителем видом тарифа согласно требованиям
нормативно-технических документов (НТД) должна предложить потребителю перечень расчетных средств учета электрической энергии и измерения величины потребляемой электрической мощности, а также перечень
каналов связи, которыми должна обеспечиваться передача информации
относительно учета, в том числе форматов представления данных, с учетом обеспечения возможности считывания данных из средств учета
электрической энергии и/или локального оборудования сбора и обработки
данных (ЛОСОД). В рекомендациях относительно выбора расчетных
средств учета электрической энергии и оборудования, которым должна
обеспечиваться передача информации относительно учета электрической
350
энергии, электропередающая организация должна учитывать возможность
объединения ЛОСОД в автоматизированную систему коммерческого
учета электрической энергии».
В соответствии с п. 3.10 [11] технические рекомендации должны
включать:
− перечень данных, которые должны передаваться в электропередающую организацию;
− протокол передачи данных;
− перечень мест установки средств учета;
− перечень мест установки коммуникационного оборудования;
− информацию о параметрах каналов связи, которые будут применяться для считывания данных из ЛОСОД или обмена данными с АСКУЭ
потребителя;
− рекомендации относительно аппаратного и программного
интерфейса счетчиков;
− предельные показатели погрешности измерения объема (количества) электрической энергии;
− предельные показатели рассинхронизации времени;
− алгоритм приведения данных измерений со счетчиков до данных, которые будут использоваться для проведения коммерческих расчетов;
− условия общего применения ЛОСОД.
Таким образом, ППЭЭ делегируют электропередающим компаниям
– ПРТ право проводить собственную техническую политику по созданию
интегрированной АСКУЭ поставщиков и потребителей ради достижения
стратегической цели – построения надежного полномасштабного
многофункционального инструментария для осуществления точного и
достоверного учета электроэнергии, контроля текущих и интегральных
параметров режимов электропотребления, составления балансов электроэнергетических компаний автоматизированным путем, формирование
информационного обеспечения задач управления режимами электропотребления конечных потребителей. Эти функции АСКУЭ бесспорно
являются важнейшими для успешного внедрения и эффективного функционирования рынка двусторонних договоров и балансирующего рынка
(РДДБР). В условиях прогнозируемого многократного роста количества
субъектов оптового рынка электрической энергии (ОРЭ) за счет выхода на
РДДБР квалифицированных конечных потребителей системный оператор
во время определения объемов покупки – продажи электроэнергии и формирования электроэнерге-тических балансов, а особенно при контроле
выполнения заказанных режимов выработки и потребления электроэнергии, должен опираться на данные электропередающих компаний – операторов сети. При этом достоверность результирующего электроэнергетического баланса Украины непосредственно связана с достоверностью
балансов каждого отдельного оператора сети. Отсюда вытекает важный
вывод: построение надежной интегрированной АСКУЭ электропередающих компаний и потребителей является задачей не корпоративного, а
национального, масштаба. И эта задача является не услугой, а обязанно-
351
стью электропередающих компаний – операторов сети, неотъемлемым
условием их бизнес-деятельности.
Учитывая то, что требования относительно внедрения средств
дифференцированного учета электроэнергии и ЛОСОД у потребителей
действуют с 2005 года, были проанализированы технические рекомендации областных электропередающих компаний – ПРТ относительно
перечня допущенных к применению многофункциональных электронных
счетчиков электроэнергии, а также форматов данных коммерческого учета и каналов связи для их передачи от ЛОСОД потребителей в АСКУЭ
электропередающих в соответствии с требованиями [11]. Упомянутых
рекомендаций не удалось найти ни на одном официальном сайте областных электропередающих компаний – ПРТ. Поэтому следующая ниже
информация формировалась на основании технических условий, выданных отдельным потребителям в различных областях Украины.
Перечень наиболее часто рекомендуемых по результатам анализа
имеющейся информации каналов передачи данных учета электроэнергии
от ЛОСОД в АСКУЭ потребителей электропередающих компаний – ПРТ
приведен в табл. 6.1.
Таблица 6.1
Каналы передачи данных учета электроэнергии от ЛОСОД в АСКУЭ
№
п/п
1
2
3
4
5
6
7
8
Рекомендуемые каналы передачи
данных учета электроэнергии
GSM/GPRS–каналы
Dial-up – каналы
Интернет
Ethernet
CDMA–каналы
EDGE–каналы
Радиоканалы
РЕКОМЕНДАЦИИ ОТСУТСТВУЮТ
Количество областных
электропередающих компаний – ПРТ, рекомендующих канал данного типа
11
4
2
2
1
1
1
3
Наиболее часто рекомендуемыми оказались GSM/GPRS–каналы,
что вполне понятно, учитывая почти 100 %-ное покрытие территории
Украины, их постоянную готовность, простоту применения, низкую стартовую стоимость пакетов сотовой связи и неуклонное снижение тарифов.
Впрочем, потенциальным пользователям следует обратить внимание на
проблемы низкой надежности GSM/GPRS–каналов в отдельные периоды
времени из-за перегрузок сетей связи, которые могут происходить, в частности, из-за внезапных отказов сетевого оборудования или вследствие
стремительного роста спроса на услуги сотовой связи. Кроме того, невзи-
352
рая на сравнительно низкую стоимость сотовой связи, ее применение для
постоянного контроля текущих параметров режимов электропотребления
(ТПРЭ) все еще остается слишком дорогим.
Анализируя остальные рекомендации, следует обратить внимание
потенциальных пользователей на то, что, например, создание Dial-upканалов требует относительно больших капитальных вложений, особенно
на участке «последней мили», а их прменение предусматривает длительные коммутации относительно сеанса связи в целом. Интернет, в случае
использования его для передачи данных коммерческого учета, предусматривает организацию VPN (Virtual Private Network) с целью защиты этих
данных. Применение радиоканалов требует, как правило, получения предварительнного разрешения на их использование и платы за резервирование
радиочастот. Использование же бесплатных радиочастот общего использования скорее всего приведет к неприемлемо низкой надежности связи.
Перечень наиболее часто рекомендуемых по результатам анализа
имеющейся информации протоколов передачи данных учету электроэнергии от ЛОСОД потребителей к АСКУЭ потребителей электропередающих компаний – ПРТ приведен в табл. 6.2.
Таблица 6.2
Протоколы передачи данных учету электроэнергии от ЛОСОД
потребителей к АСКУЭ
№
п/п
1
2
3
4
5
6
7
Рекомендуемые протоколы
передачи данных учета
электроэнергии
E-mail
ИЕС 62056 (DLMS)
УППДВ
ИЕС 1107
ИЕС 60870-5-101/104
FTP
РЕКОМЕНДАЦИИ ОТСУТСТВУЮТ
Количество областных
электропередающих компаний – ПРТ, которые рекомендуют данный протокол
9
5
3
2
1
1
7
Наиболее часто рекомендуется передача данных коммерческого
учета с помощью электронной почты (протоколы SMTP и ESMTP). Ввиду
того, что это простой в реализации и самый дешевый способ обмена
данными, следует помнить, что, во-первых, отправитель не в состоянии
контролировать время доставки электронной почты адресату, во-вторых,
вообще не гарантированно, что почтовое сообщение будет доставлено
адресату, в-третьих, передача данных электронной почтой не гарантирует
подлинность отправителя, как и собственно почтового сообщения.
353
Более перспективным видится применение в АСКУЭ протоколов,
которые обеспечивают непосредственный доступ к данным, в частности
IЕС 62056, больше известного как DLMS, и унифицированного протокола
передачи данных измерений (УППДИ), принятого в ОРЭ Украины [17, 19,
29]. Эти протоколы являются унифицированными и используются во
многих АСКУЭ. В частности, все субъекты ОРЭ Украины должны передавать данные коммерческого учета в информационно-вычислительный
комплекс (ИВК) Главного оператора с помощью УППДИ [17].
Обращает на себя внимание тот факт, что технические рекомендации почти половины из рассмотренных электропередающих компаний –
ПРТ вообще не содержат рекомендаций относительно протоколов передачи данных учета электроэнергии от ЛОСОД в АСКУЭ потребителей.
Следствием такой ситуации в дальнейшем может стать невозможность
объединения ЛОСОД в единую АСКУЭ потребителей без существенной
и, скорее всего, весьма дорогой доработки.
Кроме протоколов передачи данных, при организации информационного взаимодействия компьютерных систем, в частности АСКУЭ,
большое значение приобретают форматы представления данных. Перечень наиболее часто рекомендуемых по результатам анализа имеющейся
информации форматов представления данных коммерческого учета
электроэнергии приведен в табл. 6.3.
Таблица 6.3
Формат представления данных коммерческого учета электроэнергии
№
п/п
Рекомендуемые форматы представления данных коммерческого учета
1
Файлы-макеты 30818, 30917
Прямой доступ к счетчику с помощью
оригинального коммуникационного протокола
Доступ к счетчику с помощью унифицированного протокола
РЕКОМЕНДАЦИИ ОТСУТСТВУЮТ
2
3
4
Количество областных
электропередающих компаний – ПРТ, которые
рекомендуют формат
данного типа
9
8
6
3
Подавляющее большинство технических рекомендаций предусматривают передачу данных коммерческого учета с помощью текстовых
файлов-макетов 30818, 30917 и/или путем обеспечения со стороны
АСКУЭ потребителей электропередающей компании – ПРТ прямого
доступа к ПБД многофункциональных электронных счетчиков электроэнергии с помощью оригинальных коммуникационных протоколов этих
счетчиков.
Не говоря о том, что обмен данными с помощью текстовых файловмакетов между двумя компьютерными системами, которые базируются на
354
реляционных базах данных, не отвечает современности, такой обмен
вообще не способен обеспечить своевременный обмен данными во время
внедрения перспективных моделей энергорынка Украины, в первую очередь РДДБР. При этом обмен данными коммерческого учета даже таким
способом в ОРЭ Украины не унифицированный и в отдельных случаях
субъекты ОРЭ требуют отличающейся от установленной Главным оператором структуры файлов-макетов [19].
Требование относительно обеспечения прямого доступа к ПБД
многофункциональных электронных счетчиков электроэнергии со стороны АСКУЭ потребителей электропередающей компании – ПРТ в условиях большого количества потребителей достаточно небезопасное [19], неэффективное, требует существенных расходов на услуги связи (оплата
трафика или сеансов связи) и переводит на последнюю всю полноту ответственности за сбор данных коммерческого учета для расчетов за электроэнергию. Есть также высокая вероятность того, что в условиях РДДБР
наличие такого доступа, например по GSM-каналам, не обеспечит эффективного контроля ТПРЭ со стороны Главного (системного) оператора.
Ввиду большого количества стандартов оригинальных коммуникационных протоколов счетчиков, несоблюдения многими производителями принципов наследственности коммуникационных протоколов в новых
модификациях счетчиков, право применения потребителями любых счетчиков электроэнергии, занесенных в Госреестр Украины (даже вопреки
техническим рекомендациям ПРТ), такой подход к интеграции ЛОСОД в
АСКУЭ потребителей электропередающих компаний – ПРТ в конечном
итоге окажется слишком затратным.
Следует сделать вывод о том, что при предоставлении потребителям технических рекомендаций относительно построения ЛОСОД/
АСКУЭ, преимущество стоит предоставлять унифицированным техническим решениям, особенно в части коммуникационных протоколов и форматов представления данных. В этом направлении перспективным видится применение УППДИ, принятого в ОРЭ Украины в качестве единого
протокола обмена данными коммерческого учета между АСКУЭ субъектов ОРЭ и ИВК Главного оператора, который разрешает обе проблемы:
унифицирует форматы представления данных и правила их приема/передачи [17, 19, 29], и к тому же пригодный к применению на различных
уровнях распределенной АСКУЭ ОРЭ Украины [12]. Относительно каналов передачи данных, то ввиду бесспорных преимуществ современной
сотовой связи и необходимости обеспечения непрерывного контроля
ТПРЭ квалифицированных конечных потребителей – потенциальных
субъектов РДДБР, преимущество стоит предоставлять GPRS - каналам с
постепенным внедрением перспективных коммуникационных технологий, в частности 3G. При этом для мощных потребителей, которые образуют график электропередающих компаний – ПРТ, стоит предусматривать резервирование каналов связи, например с помощью выделенных
телефонных каналов или радиоканалов, в частности RadioEthernet.
Основное внимание при выдаче технических рекомендаций относительно внедрения ЛОСОД/АСКУЭ потребителей стоит уделять базо-
355
вым средствам учета электроэнергии – счетчикам, УУ и УСПД. При
выборе счетчиков для коммерческого учета электрической энергии обязательно должны учитываться следующие технические характеристики
счетчиков:
− параметры присоединения к электрической сети – определяются
такими техническими характеристиками счетчика, как фазность (одноили трехфазный), номинальное напряжение Uн (современные модификации счетчиков, как правило, изготавливаются универсальными с
программируемым номинальным напряжением в диапазоне 57...415 В),
номинальный ток Iн (обычно избирается из ряда 1, 5, 10…120 А, хотя в
самых современных модификациях отдельных типов счетчиков Iн также
может программироваться в определенном диапазоне, например,
1...120 А), схема присоединения трехфазного счетчика к электрической
сети (в частности, трех- или четырехпроводная) или количество измерительных элементов тока (в частности, двух- или трехэлементный), – в
современных модификациях счетчиков эти параметры обычно программируются;
− рабочие условия применения – определяют, в каких условиях
эксплуатации может применяться счетчик данного типа, в частности, возможно ли его применение вне помещения электроустановки, в условиях
низких температур, повышенной влажности воздуха и т.п.;
− виды измеряемой энергии (мощности) – активная или активная и
реактивная – указывают на техническую возможность учета счетчиком
активной энергии (А) и интегрированной во времени реактивной мощности (R). Важной характеристикой счетчика также является возможность
учета электроэнергии в двух направлениях (А+, А-, R+, R-), а также учет
интегрированной во времени реактивной мощности по четырем квадрантам (R1, R2, R3, R4);
− класс точности – обобщенная метрологическая характеристика
средства измерений, которая определяется границами его допустимых
основной и дополнительных погрешностей, а также другими характеристиками, которые влияют на его точность, значения которых регламентируются [4]. Класс точности счетчика выражается в процентах от наибольшего значения величины, которая измеряется в диапазоне работы счетчика. Класс точности счетчика должен выбираться в соответствии с требованиями ИКО [4] в зависимости от параметров электрической сети и
уровня измеряемой мощности в точке учета;
− количество тарифных зон – предопределяет возможность
применения счетчика выбранного типа для расчетов за потребленную
электроэнергию по тарифам, дифференцированным по периодам времени.
Современные многофункциональные электронные счетчики электроэнергии способны фиксировать показания, в т.ч. по тарифным зонам, в определенные моменты времени. Обычно при программировании (параметрировании) счетчика вводится фиксация показаний на начало (конец)
расчетного периода, что существенно повышает достоверность определения интегральных параметров электропотребления. При этом следует
принимать во внимание, что, как правило, расчетный период потребителя
356
не совпадает с соответствующим календарным периодом, а сдвинут относительно него во времени на несколько суток. Это следует учитывать во
время программирования счетчика.
Ошибки, допущенные при выборе счетчика по упомянутым выше
параметрам, просто не позволят применять выбранный счетчик для
коммерческого учета электроэнергии. Но кроме приведенных потенциальному пользователю стоит оценивать другие потребительские качества
счетчиков, которые непосредственно влияют на эффективность их
приложения, в т.ч. в составе АСКУЭ, а именно:
− функциональность счетчика – существенно отразится на эффективности применения счетчика и АСКУЭ в целом. К наиболее важным, а
иногда и критическим функциональным параметрам многофункциональных электронных счетчиков электроэнергии следует отнести спецификацию параметров учета; количество и содержание регистров счетчика;
возможность фиксирования показаний счетчика в определенные моменты
времени, в частности с разными интервалами (интервал интеграции
графика нагрузки, сутки, месяц и т.п.); наличие и скорость доступа к
текущим (оперативным) данным, например: мгновенная мощность, скользящая, усредненная мощность за текущий интервал графика нагрузки и
т.п.; содержание и глубина хранения журнала событий. Расширенная
функциональность счетчиков будет способствовать применению АСКУЭ
как для формирования информационного обеспечения расчетов за электроэнергию, так и для контроля ТПРЭ и формирования информационного
обеспечения задач управления режимами электропотребления [53];
− безопасность первичных данных учета – обеспечение целостности ПБД, в частности, невозможность реализации разрушающих влияний
и обнуления показаний счетчика в эксплуатации; обеспечение целостности ПБД во время программирования (параметрирования) счетчика и
коррекции времени в счетчике; защита счетчика от несанкционированного программирования (параметрирования), в частности дистанционного; фиксирование и сохранение в ПБД событий, которые могут влиять на
достоверность первичных данных учета; обеспечение контролируемого
доступа к ПБД и т.п. Пренебрежение этими требованиями может привести к разрушению ПБД и искажению первичных данных учета при
эксплуатации счетчика;
− глубина хранения первичных данных учета (графика нагрузки,
показания на начало расчетного периода, количество электроэнергии за
расчетный период и т.п.) – должна отвечать требованиям действующих
нормативных документов (НД) оптового и розничного рынков электрической энергии, а ее минимальная величина должна охватывать значения
за текущий и предыдущий расчетные периоды;
− период интеграции графика нагрузки – интервал времени, за
который фиксируются значения электрической нагрузки (мощности),
усредненные за этот интервал. Возможность выбора периода интеграции
графика нагрузки из определенного ряда способствует получению более
достоверной информации о характере нагрузки. Впрочем, выбранный
интервал интеграции графика нагрузки должен обеспечивать установлен-
357
ную глубину хранения первичных данных учета, по крайней мере, за
текущий и предыдущий расчетные периоды;
− наличие подробной технической документации на счетчик, в
частности по эксплуатации, программированию (параметрованию), коррекции времени, доступа к ПБД и т.п. Потенциальным пользователям
следует понимать, что современные многофункциональные электронные
счетчики электроэнергии являются сложными СИТ, которые могут быть
запрограммированы различным образом и показания которых часто
требуют трактовки с учетом различных параметров и обстоятельств.
Неосведомленность в устройстве или принципах программирования и
функционирования многофункционального электронного счетчика негативно отразится на эффективности его применения, а в отдельных случаях
может привести к возникновению ошибок в учете электроэнергии;
− наличие нескольких цифровых коммуникационных портов –
существенно упрощает процедуру доступа к ПБД счетчика нескольких
пользователей. Следует понимать, что счетчики коммерческого учета
электроэнергии устанавливаются на границе не менее двух субъектов
энергорынка (а в отдельных случаях число таких субъектов может достигать пяти). Обеспечение равноправного актуального доступа, в частности
дистанционного, всех заинтересованных субъектов энергорынка к
первичным данным учета является неотъемлемым условием эффективного функционирования РДДБР. Однако следует заметить, что на практике
наличие в счетчике нескольких коммуникационных портов не гарантирует возможность одновременного доступа к ПБД нескольких пользователей, и в каждом конкретном случае такая техническая возможность должна быть подтверждена производителем счетчика;
− развитость коммуникационных возможностей счетчиков – определяется наличием для определенного типа счетчика расширенной
спецификации коммуникационных модулей, в частности: RS485, CL
(«current loop»), GSM/GPRS, Ethernet, RS232 и т.п., которые могут быть
интегрованы в счетчике и применение которых может существенно повысить эффективность доступа к ПБД. Потенциальным пользователям
следует обращать внимание на технические характеристики этих коммуникационных модулей, возможность их применения в конкретных условиях, а также некоторые аспекты их интегрирования в счетчик, например,
можно ли это сделать в местной лаборатории или исключительно на заводе-производителе. Практика показала нецелесообразность установления
сложных коммуникационных модулей, в частности GSM/GPRS-модемов,
в местах, защищенных пломбами;
− параметры программирования коммуникационных портов для
информационного обмена с электропередающей компанией или оператором данных коммерческого учета – определяются с учетом технических
рекомендаций электропередающей компании. Потенциальным пользователям следует обращать внимание на эффективность последующего применения счетчика, запрограммированного соответствующим образом, в
частности, на техническую возможность дистанционного доступа к ПБД
со стороны АСКУЭ всех заинтересованных субъектов энергорынка;
358
− стандарт коммуникационного протокола счетчика – обычно
зависит от типа счетчика, который выбирается с учетом технических
рекомендаций электропередающей компании. Как и в предыдущем случае, потенциальным пользователям следует обращать внимание на эффективность последующего применения избранного типа счетчика, в частности, на техническую возможность дистанционного доступа к ПБД со стороны АСКУЭ всех заинтересованных субъектов энергорынка, особенно в
условиях применения в единой АСКУЭ счетчиков различных типов [28];
− межповерочный интервал – период времени, по завершению
которого счетчик должен быть подвергнут очередной государственной
поверке. Обычно межповерочный интервал для однофазного электронного счетчика составляет 8 – 16 лет, а для трехфазного – 6 лет. Выбор счетчиков с большим межповерочным интервалом будет способствовать
уменьшению эксплуатационных расходов как на измерительный
комплекс, так и на АСКУЭ в целом. ДСТУ 2708:2006 [59] не позволяет
устанавливать в точке учета счетчик, срок межповерочного интервала
которого истек более чем наполовину, а ПУЭ для вновь устанавливаемых
счетчиков в этих случаях определяет предельный срок истечения межповерочного интервала – 12 месяцев, что приводит к определенным спорам
во время внедрения измерительных комплексов;
− собственное электропотребление счетчика – ограниченно
действующими стандартами и для трансформаторных счетчиков (предназначенных для подключения к электрической сети через ТТ) класса
точности: 0,2s; 0,5s; 1,0; 2,0 активная и полная потребляемая мощность
при номинальной температуре и номинальной частоте не должна превышать в каждой цепи напряжения при номинальном напряжении соответственно 2 Вт и 10 ВА для счетчиков с внутренним источником питания и
0,5 ВА для счетчиков с внешним источником питания (при этом полная
потребляемая мощность внешнего источника питания не должна превышать 10 ВА); в каждой цепи тока при номинальном токе соответственно
1 ВА для счетчиков класса точности 0,2s и 0,5s; 4 ВА для счетчиков класса
точности 1,0 и 2,5 ВА для счетчиков класса точности 2,0.
Потенциальным пользователям следует учитывать, что выбор типа
многофункционального электронного счетчика электроэнергии на этапе
проектирования АСКУЭ в дальнейшем обусловит, а в отдельных случаях
существенно ограничит потребительские и рыночные качества АСКУЭ. В
частности, ее функциональность, надежность, степень унификации
составляющих АСКУЭ и т.п.
6.2. Учет тепловой энергии
Теплосчетчик – устройство для измерения количества тепловой
энергии, отпущенной источником теплоты системы теплоснабжения или
использованной потребителем. Принцип действия его основан на реализации математической зависимости, связывающей количество теплоты с
объемным расходом и разностью энтальпий теплоносителя в подающем и
обратном трубопроводах при соответствующих температурах. Теплосчет-
359
чик состоит из измерителя расхода проходящего теплоносителя с преобразователем, двух датчиков температуры и вычислителя со счетным
устройством. В качестве измерителя расхода могут применяться водосчетчики с дистанционным выходом, дифференциальные манометры с
измерительной диафрагмой, ультразвуковые или индукционные расходомеры; в качестве датчиков температуры – термопреобразователи сопротивления. Измерители количества теплоты представляют собой счетные
устройства электронного типа. По принципу действия такая конструкция
теплосчетчика относится к однопоточным двухточечным приборам учета
теплоты и применяется при условии равенства расходов теплоносителя в
подающем и обратном трубопроводах. Если это условие не выполняется,
как, например, в открытых системах теплоснабжения, то для учета теплоты следует применять двухпоточные трехточечные приборы, а при отсутствии – однопоточные двухточечные приборы.
Теплосчетчики обеспечивают также возможность передачи показаний о мгновенном расходе тепловой энергии в виде унифицированного
сигнала в информационно-измерительные системы (ИИС).
Принцип действия и устройство теплосчетчика. Основой работы
теплосчетчика является измерение параметров теплоносителя. Полученные в результате измерений значения расхода теплоносителя, его температуры и давления являются исходными данными для вычисления тепловой энергии.
Алгоритмы расчета количества теплоты. Реализуемые в теплосчетчиках алгоритмы расчета теплоты зависят от вида теплоносителя и
структуры системы отпуска теплоты. Последняя, изображенная на рис.
6.1, может быть закрытой, когда количество теплоносителя в системе
теплоснабжения остается постоянным, и открытой, когда количество
теплоносителя меняется из-за отпуска теплоносителя на нужды горячего
водоснабжения, подпитку независимой системы теплоснабжения, из-за
утечек.
Рис. 6.1. Схема закрытой системы теплоснабжения
360
Для расчета количества теплоты по выражениям необходимо измерять расходы теплоносителя, температуры, давления и суммировать
результаты расчета во времени. Определение количества теплоты
представляет собой косвенное измерение, его погрешность зависит:
− от погрешностей первичных средств измерения расхода или его
разности, разности температур и давления;
− алгоритма расчета теплоты;
− погрешности тепловычислителя, которая помимо инструментальной погрешности включает погрешности расчетных соотношений,
аппроксимирующих теплофизические свойства воды и пара.
Наиболее распространенные теплосчетчики имеют пределы относительной погрешности от ±3 до ± 6 % в зависимости от измеряемой
разности температур. При оценке погрешностей этих теплосчетчиков для
закрытых систем теплоснабжения суммируются пределы относительных
погрешностей измерения расхода, разности температур и тепловычислителя.
Состав теплосчетчиков. Разнообразие теплосчетчиков отражает
многообразие требований потребителей этих приборов. При всем многообразии теплосчетчиков в их составе обязательно присутствуют термопреобразователи, измерители расхода и тепловычислители. Теплосчетчики можно разделить по следующим признакам:
− типу используемых преобразователей расхода;
− диаметрам трубопроводов теплоносителя;
− диапазону измеряемых расходов Gmax/Gmin;
− количеству потоков теплоносителя (каналов).
В табл. 6.4 для некоторых типов теплосчетчиков приведены характеристики по указанным признакам.
Характеристики теплосчетчиков
Тип преобразователя расхода
1
Диафрагма с
дифманомерами
Тахометрические
Электромагнитные
Наименование теплосчетчика
2
СПТ-961
СТД*
СТ-З
КСТ
ТСК-4М
SA-9304
Взлет TCP**
ТРЭМ-ТС
ТС-06
ВИС.Т
ВИС.Т (ТС-П)
Диаметр
трубопровода,
мм
3
50...1200
»
15…250
15...250
15...250
10....400
10...200
10...300
15...200
15...300
400...4000
Динамический
диапазон
Qmax/Qmin
4
<3 при одном
дифманометре
50
50
25
50
85
500
100
250
100
Таблица 6.4
Число
каналов
по расходу
5
4
10
1
4
4
4
4
6
4
5
4
361
Продолжение табл. 6.4
1
2
Вихревые
Ультразвуковые
ТЭМ-05
РОСТ-8.1
Эксперт-МТ
КМ-5
РМ-5-БЗ
Метран400***
Таран
КСТ-В
Макло
Взлет TCP
UFEC 005
Multical UF
ТСК-4М
15…150
400...4000
25...80
15...300
300...5000
25...200
3
4
5
50
50
100
500
100
80
3
2
5
6
1
2
15...300
15...350
25...200
10...4200
15...1600
15...250
15...250
40
60
40
150
150
200
33
8
2
6
4
2
4
4
*) Теплосчетчик СТД может работать со всеми типами расходомеров, с зависящими
от их типа характеристиками по диапазонам Ду и Qmax/Qmin
**) К теплосчетчику «Взлет TCP» дополнительно могут быть подключены два
расходомера с импульсным выходом.
***) Тепловычислитель «Метран-410» может работать с четырьмя расходомерами,
имеющими импульсный выходной сигнал: тахометрическими (BCT, ВМГ), вихреакустнческими («Метран-300 ПР») и акустическими (ДРК-С).
Поскольку погрешности измерения теплоты зависят от погрешности
измерения разности температур, то в подавляющем большинстве теплосчетчиков используются комплекты платиновых термопреобразователей с
согласованными характеристиками типа КТПТР, КТСП, КТП и др.
Принцип измерения расхода. Действие платы расходомера основано
на измерении времени распространения ультразвуковых импульсов в потоке теплоносителя через ультразвуковой преобразователь (УПр) (рис. 6.2).
На УПР установлены, как минимум, пара идентичных пьезоэлектрических преобразователя (ПЭП). Они размещены строго против
друг друга под определенным углом к оси потока и образуют измерительный луч. ПЭП работают поочередно как передатчик и приемник.
Плата расходомера допускает использование до четырех измерительных лучей.
Скорость распространения ультразвукового импульса в теплоносителе, заполняющем УПР, представляет собой сумму скоростей ультразвука в неподвижном теплоносителе и скорости потока теплоносителя в
проекции на рассматриваемое направление распространения ультразвука.
Работа и диагностика обеспечиваются процессором расходомера,
который на основе измерения разности времен распространения ультразвуковых импульсов по потоку и против него вычисляет объемный расход.
Зависимость скорости ультразвука в теплоносителе от температуры
исключается расчетом фактической скорости ультразвука. Значения измеренных расходов передаются по внутриприборному цифровому интерфейсу в центральный процессор на плате тепловычислителя.
362
Рис. 6.2. Поток теплоносителя через ультразвуковой преобразователь
Принцип измерения температуры. Получение фактических значений температуры теплоносителя основывается на изменениях омического
сопротивления металлов от повышения или понижения температуры. В
качестве датчика используется платиновый термопреобразователь сопротивления.
Тепловычислители по конструкции и функциональным возможностям существенно отличаются от рассмотренных выше вторичных
приборов. Действующие в Украине правила учета тепловой энергии
предписывают производить не только расчет количества полученной
теплоты, но и обеспечивать контроль режима теплопотребления. При
этом должны фиксироваться температура воды и расход в подающем и
обратном трубопроводах. Первое позволяет контролировать эффективность работы теплообменных устройств, второе – наличие утечек теплоносителя или подсосов водопроводной воды. Так, тепловычислитель
ТСРВ-010 теплосчетчика «Взлет TCP» обеспечивает выполнение следующих типовых функций:
− показание текущих значений расхода, температуры и давления в
одном–четырех трубопроводах;
− показание текущих значений объема или массы теплоносителя,
подаваемых по одному–четырем трубопроводам;
− показание текущего расхода теплоты по одному–двум тепловым
системам;
− архивирование в энергонезависимой памяти результатов измерений, вычислений и хранение этих величин при отключении питания;
363
− ввод и вывод согласованных значений температуры и давления
воды в источнике холодного водоснабжения, давления теплоносителя в
трубопроводах;
− вывод перечисленной и диагностической информации через
последовательные интерфейсы RS-232 (в том числе через телефонный и
радиомодемы), RS-485, а также на печатающее устройство через адаптер
принтера;
− вывод значений расхода в одном-двух каналах в виде импульсной последовательности, а по одному из каналов в виде унифицированного токового сигнала;
− определение, индикация и запись в архив неисправностей теплосчетчика, нештатных состояний тепловой системы, времени работы и
останова теплосчетчика для каждой из тепловых систем;
− защиту архивных данных от несанкционированного доступа.
Структурная схема тепловычислителя ТСРВ-010, выполненного в
одноплатном варианте, содержит конструктивные элементы, представленные на рис. 6.3.
Рис. 6.3. Структурная схема теплосчетчика
Все первичные преобразователи подключаются к тепловычислителю экранированными проводами. Термопреобразователи (ПТ) подключаются к тепловычислителю по трехпроводной схеме, их число может
достигать шести. К электромагнитному преобразователю расхода (ПрР)
по двум проводам подается импульсное напряжение возбуждения (накач-
364
ки), по двум отводится модулированный по амплитуде импульсный
сигнал, пропорциональный расходу. Максимальное число расходомеров
составляет четыре, при этом два расходомера могут быть ультразвуковыми. Преобразователи давления (ПД) с токовым выходным сигналом
4...20 мА подключаются к тепловычислителю двумя проводами, с сигналом 0...5 мА – тремя проводами. Число преобразователей давления,
подключенных к теплосчетчику, может быть увеличено с двух до четырех
при сокращении числа термопреобразователей сопротивления.
6.3 АСКУЭ – как основной инструмент коммерческого учета
электрической энергии и управления режимами электропотребления
Учет электрической энергии и формирование информационного
обеспечения расчетов за электрическую энергию в ОРЭ Украины осуществляются с помощью АСКУЭ, которые создаются у субъектов ОРЭ
согласно Программе последовательного внедрения АСКУЭ в ОРЭ Украины [10]. Одновременно АСКУЭ внедряются у субъектов розничного
рынка электроэнергии Украины на основании требований ППЭЭ [11].
Последние регламентируют создание АСКУЭ (а именно: внедрение
средств дифференцированного учета электроэнергии и ЛОСОД) на всех
объектах потребителей с присоединенной мощностью электроустановок
150 кВт и выше и среднемесячным объемом электропотребления за двенадцать предыдущих расчетных периода не менее 50 000 кВтч. Таким
образом, идет речь о массовом параллельном внедрении АСКУЭ у подавляющего большинства потенциальных субъектов РДДБР: электрогенерирующих, электропередающих, электроснабжающих компаний и у конечных потребителей электроэнергии, что, в конечном итоге, имеет целью
автоматизировать (в целом или в основном) процедуру формирования
электроэнергетического баланса Украины.
Общая структура построения АСКУЭ в условиях энергорынка
Украины представлена на рис. 6.4. В такой АСКУЭ выделяют уровень
измерительных комплексов – ТН, ТТ, основные (Счо) и дублирующие
(Счд) счетчики электроэнергии, УП и измерительные цепи, соединенные
между собой по установленной схеме для измерения и учета электроэнергии в точке учета [4]; уровень объектов учета (генерирующие компании
/ГК/, промышленные предприятия, быт и сфера услуг); локальный уровень (ГК, районные электрические сети /РЭС/, промышленные предприятия /ПП/, ПНТ); региональный уровень (электроэнергетические системы
/ЭС/, областные электропередающие компании – ПРТ) и центральный
уровень (ГП «НЭК «Укренерго», ГП «Энергорынок», Национальная
комиссия регулирования электроэнергетики /НКРЭ/).
Особое место в структуре единственной распределенной АСКУЭ
энергорынка Украины занимает информационно-вычислительный
комплекс (ИВК) Главного оператора (ГО). Поскольку ГО сегодня является единственным оптовым покупателем всей электроэнергии, которая
производится в Украине, и одновременно ее единственным продавцом
[1, 3]. Именно поэтому очень необходимо создать для ГО эффективный
365
Центральный
уровень (ГП
„Энергорынок, НЭК
«Укренерго», НКРЭ)
ЦОСД
...
ЭНЕРГОРЫНОК
Региональний уровень
(Электроэнергетические
системы /ЭС/, областные
электроенергетические
компании /Облэнерго/)
РОСД
...
Локальный уровень (ГК,
районные электрические сети
/РЭС/, ПП)
ЛОУ
...
УУ1
СЧо
СЧд
ТН
ТТ
Измерительный комплекс 1
УУN
...
Уровень объекта учета
(Генерирующая компания /
ГК/, промышленное
предприятие /ПП/, быт и
сфера услуг)
Основные
линии связи
СЧо
СЧд
ТН
ТТ
Резервные
линии связи
Измерительный комплекс N
Рис. 6.4. Основные принципы организации сбора и обработки данных
Рис. 1.5.4. Основные
принципы организации
сбора ви условиях
обработки данных
коммерческого
учета электроэнергии
в АСКУЭ
энергорынка
Украины
коммерческого учета электроэнергии
в АСКУЭ в условиях энергорынка Украины
366
инструмент формирования электроэнергетических балансов в ОРЭ
Украины при покупке/продаже электрической энергии. Построение
полномасштабной многофункциональной АСКУЭ ОРЭ, устойчиво функционирующей на основании согласованных регламентов и эффективно
взаимодействующей с АСКУЭ других субъектов ОРЭ, позволит создать
условия для формирования качественных электроэнергетических балансов и обеспечить проведение прозрачных достоверных расчетов за
электроэнергию в условиях разных моделей энергорынка Украины, в
первую очередь в РДДБР, и на переходных этапах.
Базовым уровнем общей структуры построения АСКУЭ в условиях
энергорынка Украины (рис. 6.4) является АСКУЭ объекта учета [12, 21,
51, 52]. Под объектом учета в [21] понимается совокупность функционально или территориально объединенных точек учета. Это определение
совпадает с приведенным в [11] определением площадки измерения
потребителя, как совокупности точек учета электрической энергии, в
которых определяются величины мощности и объемы поступления и/или
отдачи электрической энергии и между которыми возможны перетоки
электрической энергии технологическими электрическими сетями владельца электроустановок, в которые поступает или из которых отдается
электрическая энергия, и потому в дальнейшем мы будем считать оба этих
определения равноценными [25].
АСКУЭ объектов учета представляют собой совокупность занесенных в Госреестр Украины или метрологически аттестованных СИТ, оборудования сбора, обработки и хранения информации, средств связи,
средств синхронизации времени, функционально объединенных для
обеспечения коммерческого учета электрической энергии, выполняющие
завершенную функцию измерений и имеющие нормируемые метрологические характеристики (МХ). Отличительной особенностью АСКУЭ
объектов учета является наличие ПБД, которая содержит первичные
данные учета [21].
АСКУЭ объекта учета создается на объекте автоматизации из измерительных комплексов и УУ, соединенных между собой линиями и каналами связи. На основании информации, поступающей от измерительных
комплексов, УУ вычисляет данные коммерческого учета, хранит их в
ПБД и обеспечивает доступ к ПБД через цифровые коммуникационные
интерфейсы. При определенных условиях данные коммерческого учета
могут частично вычисляться и сохраняться на уровне измерительных
комплексов. Измерительный комплекс вместе с линией (каналом) связи,
которая соединяет его с соответствующим входом УУ, и частью УУ,
которая считывает (принимает), вычисляет, хранит и отображает данные
коммерческого учета электроэнергии, связанные с этим измерительным
комплексом, создают измерительный канал (ИК) АСКУЭ.
Различают системы, в которых информация передается в УУ в виде
импульсов (импульсные ИК), и системы, в которых информация
передается в ИК в виде цифрового кода (цифровые ИК) [53]. В первом
случае (рис. 6.5) счетчики электроэнергии, входящие в состав измерительных комплексов, измеряют активную электрическую энергию и/или
367
Передача данных
коммерческого учета на
верхние уровни АСКУЭ
УУ
УСД
УСД
Схема
подключения
импульсных
устройств
преобразования к
устройству учета с
общим „+‖
(общим „-„)
Двухпроводная
схема
подключения
импульсных
устройств
преобразования к
устройству учета
-
+ СЧо
+
СЧд
МД
Матричная схема
подключения
импульсных
устройств
преобразования к
устройству учетау
-
+ СЧо
+
-
СЧд
+ -
+
СЧо
СЧд
ТН
ТТ
...
ТН
ТТ
Измерительный комплекс 1
ТН
ТТ
Измерительный комплекс 2
Измерительный комплекс N
Рис. 6.5. Схема построения АСКУЭ на основе импульсных
измерительных каналов
Рис. 1.5.5. Схема построения АСКУЭ на основе импульсных измерительных каналов
368
интегрированную во времени реактивную мощность в прямом и/или
обратном направлениях. УП обычно интегрированы в счетчики и преобразуют количество активной электроэнергии (интегрированной во времени реактивной мощности), измеренной опорным счетчиком, в количество
импульсов (число-импульсний код). Последние передаются в УУ физическими (проводными) линиями связи. Различают подключение УП к УУ
по двухпроводной схеме, по схеме с общим «+» (общим «-») или по
матричной схеме. С целью экономии кабельной продукции для передачи
данных между УП и УУ в определенных случаях применяют устройства
сбора данных (УСД). На основании количества импульсов, поступивших
в УУ, и скорости их поступления УУ с помощью интегрированного ПО
вычисляет параметры коммерческого учета, хранит их в ПБД и обеспечивает доступ к ПБД через цифровые коммуникационные интерфейсы. На
таком принципе основаны многие отечественные системы учета электроэнергии: КТС КИУС ЦТ5000, ИТЕК-210, СИНЭТ-1, а также отдельные
системы импортного производства, которые применяются в Украине,
например: ИИСЭ (Литва), КТС «Энергия» (Россия), MEGADATA
(Shlumberger, Франция). Преимуществами такой структуры АСКУЭ являются высокая скорость вычисления, отображения и передачи по
информационной сети данных коммерческого учета, в т.ч. агрегированных данных, возможность применять в составе АСКУЭ разные типы
счетчиков, начиная от индукционных, и заканчивая многофункциональными электронными счетчиками электроэнергии, а также сравнительно
низкая стоимость. Особенности АСКУЭ первого типа, построенных на
базе импульсных ИК, предопределенные двумя производными:
− передача импульсов от измерительных комплексов к УУ происходит практически в реальном времени;
− первичные данные, которые поступают в УУ от измерительных
комплексов, содержат интегрированную во времени информацию.
В АСКУЭ первого типа данные коммерческого учета вычисляются
(в т.ч. агрегируются), отображаются и передаются на верхние уровни
практически в реальном времени, что позволяет использовать такие
системы не только для коммерческого учета электроэнергии, но и для
контроля ТПРЭ [53]. Другое существенное преимущество АСКУЭ первого типа заключается в возможности использования в ее составе практически любых счетчиков электроэнергии, допущенных к применению в
Украине: электронные счетчики выпускаются из производства с интегрированными УП, индукционные счетчики оборудуются УП на этапе
производства или могут быть оборудованы ими в эксплуатации. АСКУЭ
первого типа слабочувствительны к одному из важнейших условий
применения распределенных ИИС – синхронности измерений [12, 32].
Поскольку управление процедурой измерений и определения данных
коммерческого учета осуществляется исключительно в масштабе времени
УУ, для обеспечения синхронности измерений достаточно синхронизировать интегрированные часы УУ с национальной шкалой координированного времени (НШКВ).
369
С точки зрения коммерческого учета электроэнергии основным недостатком АСКУЭ первого типа являются необходимость передачи по
линиям связи необработанной информации (импульсов) и, как следствие,
вероятность потери данных в случае повреждения линии связи. Определенным недостатком также можно считать невозможность определения в
таких системах мгновенных значений мощности и параметров режимов
электрической сети в силу того, что первичная измерительная информация поступает в УУ в виде интегрированных (усредненных) данных.
Поэтому АСКУЭ первого типа не могут применяться для контроля частоты
сети, уровня напряжения, силы тока, cos(φ), мгновенной мощности и т.п.
В АСКУЭ второго типа (рис. 6.6) часть данных коммерческого учета определяется и сохраняется непосредственно в счетчике, который сам
является информационно-измерительным устройством. УУ в таких
системах решает задачи считывания сформированных данных из ПБД
счетчиков по каналам связи и передачи считанных данных на верхние
уровни АСКУЭ (поэтому в системах второго типа вместо определения
«устройство учета» применяют определения «устройство сбора и передачи данных»). В таких системах УСПД может обеспечивать определение
агрегированных данных коммерческого учета и некоторых других параметров, например прогнозируемых величин, а также хранить данные
коммерческого учета в собственной ПБД. По такому принципу построены
системы DATAGYR (Landis&gir), COLLECTOR (ShlumbergerPLUS
(Elster-метроника, Россия) и много других. Особенности АСКУЭ второго
типа, построенные на базе цифровых ИК, представлены в работе [53].
АСКУЭ второго типа требуют применения в своем составе
многофункциональных электронных счетчиков электроэнергии (как
правило, однотипных) и характеризуются достаточно высокой надежностью, которая предопределяет их сравнительно высокую стоимость.
Они также имеют определенные недостатки. Скорость обмена информацией между измерительными комплексами и УСПД в АСКУЭ второго
типа мала (исключая случай построения АСКУЭ по радиальной схеме,
стоимость которых слишком высока), в результате чего вычисление
ТПРЭ, особенно агрегированных, в подавляющем большинстве АСКУЭ
второго типа, которые в настоящее время применяются в Украине, невозможно. Для обеспечения синхронности измерений в АСКУЭ второго типа
необходимо обеспечить синхронизацию интегрированных часов УСПД и
каждого многофункционального электронного счетчика электроэнергии с
НШКВ, что по изложенным причинам в [32, 40-46] является нетривиальной задачей для счетчиков, которые применяются в Украине. В результате
упомянутых недостатков АСКУЭ второго типа практически не могут
быть достаточно эффективно применены для контроля ТПРЭ.
Невзирая на определенные ограничения, именно они получили
наибольшее применение в ОРЭ Украины. Это предопределено несколькими причинами, но главной из них является высокая надежность
АСКУЭ, построенных на базе цифровых ИК. Данные коммерческого учета в таких АСКУЭ измеряются, вычисляются и хранятся непосредственно
370
Передача данных
коммерческого учета на
верхние уровни АСКУЭ
М
УСПД
Схема подключения
цифровых устройств
преобразования к
устройству сбора и
передачи данных с
помощью шины RS422/485
RS-232
RS-485
Схема подключения
цифровых устройств
преобразования к
устройству сбора и
передачи данных с
помощью токовой
петли (CL)
Схема подключения
цифровых устройств
преобразования к
устройству сбора и
передачи данных с
помощью модема
RS-232
CL
М
RS-232
RS-485
SL7000 ACTARIS
СЧо
SL7000 ACTARIS
СЧд
SL7000 ACTARIS
СЧо
SL7000 ACTARIS
СЧд
SL7000 ACTARIS
СЧо
SL7000 ACTARIS
СЧд
...
ТН
ТТ
Измерительный комплекс 1
ТН
ТТ
Измерительный комплекс 2
ТН
ТТ
Измерительный комплекс N
Рис. 6.6. Схема построения АСКУЭ на основе цифровых
Рис. 1.5.6. Схема построенияизмерительных
АСКУЭ на основе
цифровых измерительных каналов
каналов
371
в ПБД многофункционального электронного счетчика электрической
энергии, установленного в точке учета. Это обстоятельство исключает
риск потери коммерческих данных в результате повреждения линий или
каналов связи с УСПД. Срок хранения данных коммерческого учета в
ПБД зависит от типа счетчика и может составлять от 45 суток (определено
[12]) до года. В течение всего срока хранения данные коммерческого учета могут быть вычислены из ПБД счетчика и загружены в БД АСКУЭ
локального, регионального и центрального уровней (рис. 6.4). Таким образом, данные коммерческого учета многократно дублируются и сохраняются в территориально распределенной БД АСКУЭ. В случае возникновения споров относительно достоверности этих данных заинтересованные
стороны могут обратиться непосредственно к ПБД многофункционального электронного счетчика электроэнергии в точке учета и сравнить их с
данными, которые хранятся на разных уровнях АСКУЭ. Выход из строя
одного счетчика при такой схеме построения АСКУЭ не приводит к потере данных по другим точкам учета. Все эти обстоятельства и предопределяют высокую надежность, а соответственно и распространенность в
Украине АСКУЭ, построенных на базе цифровых ИК.
В условиях внедрения РДДБР к типовым схемам построения
АСКУЭ следует подходить принципиально, с системных позиций, детализируя и нормируя технические требования к АСКУЭ всех уровней и не
допуская необоснованных отклонений от этих требований. Необоснованные отклонения от нормируемых технических требований к АСКУЭ
могут привести к потере функциональности системы и невозможности ее
применения в условиях РДДБР. Например, стремясь к уменьшению стоимости АСКУЭ, большое количество потребителей в Украине при внедрении принципиально упростили (и продолжают упрощать) схему построения АСКУЭ второго типа (рис. 6.5), заменив УСПД на обычный персональный компьютер. На начальных стадиях внедрения энергорынка в
Украине, возможно, это и было в определенной мере оправданно – в условиях сравнительно высокой стоимости многофункциональных электронных счетчиков электроэнергии и компьютерной техники в конце 90-х
годов ХХ века сокращение количества программно-аппаратных средств
существенно уменьшало стоимость АСКУЭ в целом, что позволило в
сжатые сроки частично автоматизировать учет электроэнергии. Но параллельно с уменьшением стоимости сократились функциональность и
надежность этих систем. Сегодня эта экономия не позволяет использовать
такие локальные АСКУЭ в распределенной АСКУЭ ОРЭ Украины и
требует их модернизации.
Учитывая преимущества и недостатки АСКУЭ первого и второго
типов, следует использовать такую структуру АСКУЭ объекта учета,
которая обеспечит соответствующий уровень надежности коммерческого
учета электроэнергии и вместе с тем предоставит возможность определения для объекта учета (площадки измерения) текущих значений (в т.ч.
агрегированных) параметров режимов выработки/потребления электрической мощности и энергии и передачи определенных значений в АСКУЭ
верхних уровней в реальном времени. Невыполнение одного из этих двух
372
условий не позволит эффективно применять АСКУЭ субъектов ОРЭ в
условиях РДДБР.
Общая структура АСКУЭ объекта учета в условиях РДДБР приведена на рис. 6.7 [25]. Предложенная типовая АСКУЭ объекта учета состоит из измерительных комплексов и УУ (УСПД), соединенных линиями
и/или каналами связи. Различают измерительные комплексы, предназначенные для коммерческого учета электроэнергии в точках учета на границе балансовой принадлежности электрических сетей смежных субъектов
ОРЭ, и технического (технологического) учета электроэнергии в сети
субъекта. В АСКУЭ объекта учета могут также входить средства отображения и документирования данных коммерческого учета, например АРМ
операторов.
В состав измерительных коплексов в общем случае входят ТН, ТС,
Счо и Счд с интегрированными УП и прибор контроля (ПК) показателей
качества электроэнергии (ПКЭ). ТН и ТС реализуют масштабное преобразование первичных значений напряжения и силы тока в точке учета во
вторичные унифицированные значения напряжения и силы тока, пригодные для прямых измерений, а также обеспечивают изолирование измерительных приборов, с которыми работает обслуживающий персонал, от
цепей высокого напряжения. Счетчики электроэнергии с интегрированными УП реализуют измерение активной электрической энергии и/или
интегрированной во времени реактивной электрической мощности,
протекающих через точку учета в прямом и/или обратном направлениях,
отображение измеренных значений на отсчетном устройстве (табло) и
проеобразование измеренных значений энергии (интегрированной мощности) в цифровой и/или число-импульсный код. Многофункциональные
электронные счетчики электроэнергии дополнительно реализуют:
− отсчет времени от установленного начального значения и формирование интервалов времени на основании показаний интегрированных
часов счетчика;
− хранение параметров учета, констант и других служебных данных, которые загружаются в счетчик при его программировании (параметризации), в ПБД;
− определение (путем вычисления, сравнения, фиксирования и
т.п.) первичных данных учета (параметров учета электроэнергии) по точке
учета и хранения их в ПБД счетчика в течение соответствующего избранному типу счетчика срока;
− измерение (по запросу) текущих параметров режимов электрической сети (частота сети, уровень напряжения, сила тока, cos(φ), мгновенные значения активной, реактивной и полной мощностей и т.п.);
− передача первичных данных учета, хранящихся в ПБД счетчика,
и измеренных значений параметров режимов электрической сети на верхние уровни АСКУЭ по запросу.
373
374
Передача данных
коммерческого учета на
верхние уровни
распределенной АСКУЭ
АРМ
УСПД
УУ
Точки коммерческого учета поступления электроэнергии в сеть отпуска электроэнергии из сети)
субъекта на границе со смежными субъектами энергорынка
SL7000 ACTARIS
SL7000 ACTARIS
СЧо
ПК ПКЭ
СЧд
SL7000 ACTARIS
SL7000 ACTARIS
СЧо
SL7000 ACTARIS
ПК ПКЭ
СЧд
SL7000 ACTARIS
СЧо
ПК ПКЭ
СЧд
Точки технического (технологического) учета электроэнергии в сети
субъекта ОРЭ
СЧо
СЧд
СЧо
СЧд
...
ТН
ТТ
Измерительный комплекс 1
ТН
ТТ
Измерительный комплекс 2
СЧо
СЧд
ТН
ТТ
...
ТН
ТТ
Измерительный комплекс N
ТН
ТТ
Измерительный комплекс P
ТН
ТТ
Измерительный комплекс R
Измерительный комплекс Z
Рис. 6.7.
Схема Схема
построения
АСКУЭ
на на
основе
цифровых
измерительных
каналов
Рис.1.5.7.
построенея
АСКУЭ
основеимпульсных
импульсных иицифровых
измерительных
каналов
Прибор контроля ПКЭ предназначен для измерения и контроля
показателей качества электрической энергии в точках учета электроэнергии (преимущественно коммерческого) с целью контроля качества
электроэнергии, которая поставляется, и учета качества электрической
энергии при проведении коммерческих расчетов.
Устройство учета реализует:
− отсчет времени от установленного начального значения и формирование интервалов времени на основании показаний интегрированных
часов УУ;
− хранение параметров учета, констант и других служебных данных, которые загружаются в УУ при его программировании (параметрировании), в ПБД;
− считывание (прием) импульсов, которые поступают от измерительных комплексов (УП), и хранение их в ПБД;
− на основании принятого количества импульсов, скорости их
поступления и показаний интегрированных часов определение (путем
вычисления, сравнения, фиксирования и т.п.) первичных данных учета по
точкам учета и хранения их в ПБД в течение соответствующего избранному типу УУ срока;
− агрегирование первичных данных учета в соответствии с заданными алгоритмами, определение данных по группам учета и хранение
агрегированных данных в ПБД в течение соответствующего избранному
типу УУ срока;
− определение в соответствии с заданными алгоритмами прогнозируемых величин электрической мощности (электроэнергии), в т.ч. агрегированных;
− вычисление отклонений текущих и прогнозируемых параметров
режимов электропотребления, в т.ч. агрегированных, от установленных
лимитов и хранение вычисленных значений в ПБД;
− отображение на табло определенных значений первичных
данных учета и прогнозируемых величин потребления электрической
мощности (электроэнергии), в т.ч. агрегированных;
− передача определенных значений первичных данных учета и
прогнозируемых величин потребления электрической мощности
(электроэнергии), в т.ч. агрегированных, на верхние уровни АСКУЭ автоматически по заданному расписанию и/или по запросу.
Устройство сбора и передачи данных реализует:
− отсчет времени от установленного начального значения и формирование интервалов времени на основании показаний интегрированных
часов УСПД;
− хранение параметров учета, констант и других служебных данных, которые загружаются в УСПД при его программировании (параметрировании), в ПБД;
− считывание первичных данных учета и других данных из ПБД
многофункциональных электронных счетчиков электроэнергии и УК
ПКЭ, входящих в состав измерительных комплексов, и УУ и хранение
считанных данных в ПБД;
375
− обработка считанных данных в соответствии с заданными алгоритмами (в т.ч. вычисление потерь электроэнергии и приведение первичных данных учета к границам балансовой принадлежности, агрегирование
и верификация данных и т.п.), определение данных коммерческого учета
и хранение их в ПБД;
− агрегирование первичных данных учета в соответствии с заданными алгоритмами, определение данных по группам учета и хранение
агрегированных данных в ПБД в течение соответствующего избранному
типу УСПД срока;
− определение в соответствии с заданными алгоритмами прогнозируемых величин электрической мощности (электроэнергии), в т.ч. агрегированных;
− вычисление отклонений текущих и прогнозируемых параметров
режимов электропотребления, в т.ч. агрегированных, от установленных
лимитов и хранение вычисленных значений в ПБД;
− отображение на табло определенных значений первичных
данных учета и прогнозируемых величин потребления электрической
мощности (электроэнергии), в т.ч. агрегированных;
− передачу определенных значений данных коммерческого учета
(данных, приведенных к границе балансовой принадлежности электрических сетей субъектов ОРЭ), первичных данных учета, измеренных значений параметров режимов электрической сети и прогнозируемых величин
потребления электрической мощности (энергии), в т.ч. агрегированных, на
верхние уровни АСКУЭ автоматически по нанесенному расписанию
и/или по запросу;
− синхронизацию показаний интегрированных часов с показаниями НШКВ, доступными через информационную сеть АСКУЭ верхних
уровней, и коррекцию показаний интегрированных часов многофункциональных электронных счетчиков электроэнергии, УК ПКЭ и УУ по показаниям собственных часов.
Во время функционирования УСПД обеспечивает:
− обмен информацией в реальном времени между АСКУЭ верхних уровней (ЛУО, РУЗД, ЦУЗД), с одной стороны, и АСКУЭ объекта
учета (многофункциональными электронными счетчиками электроэнергии, УК ПКЭ, УУ, собственно УСПД), с другой стороны;
− унификацию спецификации и форматов данных, которые передаются, и протоколов обмена этими данными между АСКУЭ верхних
уровней и АСКУЭ объекта учета;
− маршрутизацию данных между АСКУЭ верхних уровней и
АСКУЭ объекта учета в соответствии с приоритетом данных, прав доступа клиентов и очередности поступления запросов.
В результате построения АСКУЭ по предложенной на рис. 6.7
схеме на уровне объектов учета будет измеряться, формироваться и
сохраняться в течение нормируемого срока полная информация, которая
необходима для обеспечения текущего контроля параметров режимов
выработки/потребления электрической мощности (электроэнергии) по
объекту учета и осуществления коммерческих расчетов за электроэнер-
376
гию, в т.ч. с учетом ее качества, при любой модели энергорынка Украины.
Клиенты АСКУЭ объекта учета, в первую очередь оператор РДДБР, в
любой момент времени смогут получить доступ:
− к достоверным (подтвержденным процедурой верификации)
данным коммерческого учета, в т.ч. агрегированным, определенным
метрологически аттестованными СИТ и приведенным к границам балансовой принадлежности электрических сетей субъекта ОРЭ – собственника
объекта учета;
− первичным данным учета, измеренным и сформированным
СИТ, занесенным в Госреестр и допущенным к применению в Украине;
− текущим значениям параметров режимов выработки/потребления электрической мощности (электроэнергии), в т.ч. агрегированным,
параметрам режимов электрической сети, показателям качества электрической энергии;
− прогнозируемым значениям параметров режимов потребления
электроэнергии (электрической мощности), в т.ч. агрегированным;
− служебной информации, которая формируется СИТ – приборами учета электрической энергии с целью подтверждения достоверности
первичных данных учета (журналы событий).
Доступные данные, агрегированные по объекту учета, приведенные
к границе балансовой принадлежности электрических сетей субъекта
энергорынка – стороны договора, верифицированные (имеют высокий
уровень достоверности) и могут использоваться оператором без дополнительной обработки. Задание на уровне АСКУЭ объекта учета лимитов
предельных значений потребления электроэнергии (электрической мощности), в т.ч. для прогнозируемых величин, предоставит возможность
оператору получать непосредственно «из первых рук» уже готовые для
принятия решений данные относительно управления режимами выработки/потребления электроэнергии (электрической мощности) на РДДБР. В
будущем высоковероятным видится предоставление АСКУЭ объекта
учета отдельных функций автоматического управления режимами
потребления электроэнергии (электрической мощности) в соответствии с
внесенными (законтрактованными) графиками нагрузки, что позволит
автоматизировать определенные функции оператора и разгрузить БР. В
результате создания высоконадежных многофункциональных АСКУЭ
объектов учета потребители получают возможность покупать на РДДБР
не общие объемы электроэнергии, а электроэнергию нормируемого
качества, в соответствии с законтрактованными графиками нагрузки. С
другой стороны, внедрение таких АСКУЭ существенно повысит эффективность работы оператора РДДБР.
Преимуществами предложенной структуры АСКУЭ объекта учета
являются:
− высокая надежность коммерческого учета электроэнергии, которая обеспечивается формированием данных коммерческого учета метрологически аттестованными СИТ, многократным дублированием данных
коммерческого учета, созданием распределенной ПБД, применением про-
377
цедуры верификации для всех данных, которые измеряются (определяются), непосредственно на уровне их формирования – объекте учета;
− возможность определения и доступа в реальном времени клиентов АСКУЭ к текущим и прогнозируемым значениям параметров режимов выработки/потребления электрической мощности и энергии, в т.ч.
агрегированным, что базируется на высоких вычислительных мощностях
УУ и УСПД;
− обеспечение равноправного регламентированного (контролируемого) дистанционного автоматизированного доступа нескольких клиентов к ПБД приборов коммерческого учета электроэнергии автоматизированным путем в соответствии с их правами и приоритетами данных, базирующихся на высоких коммуникационных возможностях УСПД и УУ;
− обеспечение высокого уровня защиты данных коммерческого
учета и служебных данных благодаря применению многоуровневых алгоритмов распределения прав доступа;
− высокая адаптивность АСКУЭ к актуальной модели рынка
электроэнергии благодаря возможности практически неограниченной
адаптации алгоритмов функционирования АСКУЭ путем дистанционного
программирования УСПД.
Последнее позволит эффективно использовать АСКУЭ объекта
учета при любой модели энергорынка в Украине и на переходных этапах,
обеспечивая при этом актуальный равноправный регламентированный
(контролируемый) дистанционный автоматизированный доступ к ПБД
приборов коммерческого учета электроэнергии со стороны АСКУЭ
субъектов ОРЭ в соответствии с их правами и приоритетами данных.
Кроме того, следует отметить, что дублирование данных коммерческого
учета в ПБД УСПД и УУ, внесенных в Госреестр Украины, формализация
процедуры приведения первичных данных учета к границе балансовой
принадлежности электрических сетей субъектов ОРЭ и обеспечение
выполнения этой процедуры в автоматическом режиме в УСПД
существенно повысят эффективность процедуры верификации данных
коммерческого учета, а также позволят создать информационное обеспечение процедур их валидации, в т.ч. при решении споров относительно
обоснованности расчетов за электроэнергию в ОРЭ [34].
6.4. Модели энергорынка Украины
Основные направления и базовые принципы функционирования
энергорынка Украины определяются Концепцией функционирования и
развития оптового рынка электрической энергии Украины [1].
ОРЭ Украины является единой упорядоченной системой взаимоотношений между субъектами хозяйственной деятельности при
осуществлении покупки-продажи электрической энергии. Основные правовые и организационные принципы, определяющие общие условия
функционирования действующей модели ОРЭ, определены Конституцией
Украины, Законом Украины «О электроэнергетике» (с изменениями и
дополнениями), Решением Конституционного Суда Украины от 12 фев-
378
раля в 2002 г. № 3-рп/2002 (дело о электроэнергетике), нормативными
актами Президента Украины, Кабинета Министров Украины, НКРЭ [1].
Законом Украины «О электроэнергетике» [2] установлено, что
покупка электрической энергии, выработанной на электростанциях, мощность или объем отпуска которых больше предельных показателей, а
также на электростанциях, которые вырабатывают электрическую энергию с использованием альтернативных источников энергии (кроме
доменного и коксового газов, а с использованием гидроэнергии – выработанную только малыми гидроэлектростанциями), независимо от величины
установленной мощности или объемов отпуска электрической энергии
(кроме электрической энергии, выработанной на ТЭЦ, которые входят в
состав энергопоставщиков, для потребления на территории осуществления лицензированной деятельности), и вся ее оптовая продажа осуществляется в ОРЭ Украины. Функционирование других оптовых рынков электрической энергии в Украине запрещается [1].
Поскольку покупка-продажа электрической энергии в ОРЭ осуществляется в пределах объединенной энергетической системы (ОЭС) и в
условиях постоянного и непрерывного во времени балансирования
выработки и потребления электрической энергии, то и порядок расчетов
оптовой рыночной цены на электрическую энергию в ОРЭ и порядок
расчетов за проданную и купленную электрическую энергию в ОРЭ установлен особенный [1].
Договор между членами оптового рынка электрической энергии
Украины (ДЧОРЭ) был подписан 15 ноября 1996 года. В Договоре урегулирован вопрос терминологии, определены органы ОРЭ, порядок их
создания и деятельности, общие обязанности членов ОРЭ, инфраструктура ОРЭ, закреплен порядок внесения изменений к Договору. ДЧОРЭ
содержит неотъемлемые приложения, которые определяют экономические и финансовые механизмы функционирования ОРЭ, Правила оптового рынка электрической энергии (в дальнейшем Правила рынка) [3],
ИКО [4], Инструкцию о порядке расчетов (ИПР), Инструкцию о порядке
использования средств ОРЭ, Инструкцию о порядке начисления и учета
расходов. Согласно [2] и ДЧОРЭ, сторонами договора, на основании которого создается ОРЭ, являются:
– производители электрической энергии, которые получили
лицензию на право осуществления предпринимательской деятельности по
производству электрической энергии;
– поставщики электрической энергии, которые получили лицензию на право осуществления предпринимательской деятельности по
поставке электрической энергии по регулируемому тарифу – ПРТ;
– поставщики электрической энергии, которые получили лицензию на право осуществления предпринимательской деятельности по
поставке электрической энергии по нерегулируемому тарифу – ПНТ;
– ГП «Энергорынок», которое получило лицензию на право осуществления предпринимательской деятельности по оптовой поставке
электрической энергии;
379
– ГП «НЭК «Укренерго», которое осуществляет централизованное
диспетчерское (оперативно технологическое) управление ОЭС Украины и
передачу электрической энергии магистральными и межгосударственными электрическими сетями, которое получило лицензию на право
осуществления предпринимательской деятельности по передаче электрической энергии магистральными и межгосударственными электрическими
сетями.
Принципы функционирования ОРЭ [2]:
– равноправный доступ к ОРЭ и услугам электрических сетей всех
субъектов предпринимательской деятельности по производству и поставке электрической энергии при условии получения ими соответствующих
лицензий на право осуществления этих видов деятельности;
– покупка и продажа электрической энергии в соответствии с
Правилами рынка [3];
– определение цен на электрическую энергию энергогенерирующих компаний и оптовых цен по Правилам рынка [3];
– заключение участниками ОРЭ договоров покупки-продажи
электрической энергии с субъектом предпринимательской деятельности,
который осуществляет оптовые поставки электрической энергии в соответствии с договором, на основании которого создается ОРЭ.
Внедрение в Украине РДДБР направлено на дальнейшее развитие
конкурентного рынка электроэнергии с целью наиболее полного удовлетворения потребностей потребителей в электроэнергетических ресурсах
на рыночных принципах. Полномасштабный РДДБР включает несколько
рынков [5]:
– рынок двусторонних договоров (РДД), на котором покупатели и
продавцы заключают контракты на поставку электроэнергии на долгосрочные периоды (месяц, год и т.п.);
– рынок «сутки наперед» (РСН), на котором уточняется график
использования законтрактованных на РДД объемов электроэнергии
следующих суток;
– балансирующий рынок (БР), на котором в реальном времени
согласовываются текущие уровни спроса и предложения на электрическую мощность (электроэнергию).
Долгосрочный прогнозируемый спрос на электроэнергию покрывается на РДД и должен базироваться на глубоком анализе режимов потребления электрической энергии в соответствии с технологией производства
субъекта РДДБР – стороной договора за предыдущие периоды. РСН
применяется с целью уточнения ожидаемого спроса на электрическую
мощность (электроэнергию) в течение следующих суток с распределением за принятые в энергорынке часовые интервалы с целью своевременного привлечения необходимых для его покрытия электроэнергетических
мощностей и должен базироваться на среднесрочных прогнозах параметров режимов электропотребления. На БР системный оператор контролирует текущие значения параметров выработки и потребления электрической мощности (электроэнергии) субъектами РДДБР – сторонами договора в реальном времени и координирует процессы производства и
380
поставки электрической мощности (электроэнергии), а также предоставляет субъектам РДДБР дополнительные услуги по обеспечению бесперебойных поставок электроэнергии нормируемого качества. Таким образом,
оператор имеет возможность балансировать работу энергорынка в реальном времени [5].
Основным ожидаемым результатом внедрения РДДБР считается
перспектива создания полноценного балансирующего механизма согласования спроса и предложения на электрическую мощность (электроэнергию). Одновременно РДДБР должен способствовать росту дисциплинированности потребителей при выполнении ими согласованных режимов
электропотребления в соответствии с условиями договора. Ведь в РДДБР,
во-первых, основной продукт электроэнергетического производства –
электрическая мощность – де-факто становится товаром, который реализуется по рыночной цене. Во-вторых, результирующая цена на электрическую мощность (электроэнергию) в РДДБР состоит из цен на определенный ассортимент товаров электроэнергетического производства и
стоимости услуг системного оператора, в первую очередь по балансированию рынка, которые продаются и покупаются на рыночных принципах.
В-третьих, и это очень важно, потребители – субъекты РДДБР получают
набор инструментов для диверсифицированного покрытия собственного
спроса на электрическую мощность (электроэнергию) и могут дифференцированно применять их, исходя из собственной выгоды. В результате
квалифицированные потребители, которые максимально придерживаются
согласованных режимов электропотребления во времени и во взаимодействии с системным оператором, принимают активное участие в балансировании рынка, могут и имеют полное право ожидать минимизации
расходов на электроэнергетические ресурсы [34].
Привлечение потребителей электроэнергии к балансированию рынка имеет целью использование их технических возможностей по регулированию электрической нагрузки для согласования текущего спроса и
предложения на электрическую мощность (электроэнергию) в реальном
времени с наивысшей достижимой точностью. Это должно обеспечить
повышение надежности и качества электроснабжения, снижение непродуктивных расходов и потерь электроэнергии, повышение эффективности
режимов электропотребления, снижение стоимости электроэнергии,
экономию топливно-энергетических ресурсов, что, в конце концов, положительно повлияет на экологию окружающей среды. Ведь известно, что
наиболее экономный режим выработки электроэнергии (то есть минимальные расходы топливно-энергетических ресурсов /ТЭР/ на выработку
1 кВт ч электроэнергии) происходит при равномерном использовании
электрической мощности во времени. В условиях, когда равномерного
графика электропотребления достичь практически невозможно, наибольшую экономию топливно-энергетических ресурсов можно получить как
можно более точным согласованием прогнозируемых уровней выработки
и потребления электрической мощности в каждый момент времени.
Квалифицированные потребители, которые смогут максимально точно
выполнить такую задачу, в условиях РДДБР получат электроэнергию, а
381
точнее усредненную за определенные интервалы времени электрическую
мощность при минимально возможной оптовой цене. Потребители же,
которые окажутся несостоятельными выполнить согласованный ими же
график нагрузки, вынуждены будут нести дополнительные расходы,
оплачивая заказанную электрическую мощность даже в случае ее
неиспользования или закупая необходимую дополнительную мощность
на БР по рыночным ценам. Кроме того, последним необходимо будет
дополнительно оплачивать услуги системного оператора по регулированию предложений рынка согласно спросу. Так должно быть и только при
таких условиях внедрение РДДБР может быть эффективным.
6.5. Схемы продажи электроэнергии в условиях разных моделей энергорынка Украины
В действующей модели ОРЭ Украины ГО, согласно Закону Украины «О электроэнергетике» [2], выкупает всю электрическую энергию,
которая вырабатывается электростанциями Украины, и продает ее по
оптовым ценам оптовым покупателям перепродавцам – ПРТ и ПНТ (рис.
6.8). ПРТ, владеющие лицензиями на передачу и поставку электрической
энергии, покупают электрическую энергию в ОРЭ Украины почасово и
продают ее на розничном рынке конечным потребителям по регулируемому тарифу. С целью создания конкуренции природным монополистам –
ПРТ – в ОРЭ допущены ПНТ, владеющие лицензией на поставку
электрической энергии. ПНТ покупают электрическую энергию в ОРЭ
Украины почасово и продают ее конечным потребителям по договорной
цене. Таким образом, на розничном рынке создается конкуренция при
наличии единой электрической сети.
Генерация
ГО
Поставщики
Магистральные электрические
сети
Потребители
ПРТ
„Пул”
Потр.
ПНТ
Рис. 6.8. Схема продажи электроэнергии конечному потребителю в
существующей
модели
энергорынка
Украины
Рис.1.5.8. Схема продажи
электрической энергии
конечному
потребителю в существующей
модели энергорынка
Украины
382
Действующая модель ОРЭ Украины не является оптимальной с
точки зрения согласования спроса и предложения электрической мощности (электроэнергии), поскольку ПРТ, предоставляющие ГО прогнозируемые уровни потребления электрической мощности (электроэнергии) на
последующие периоды времени, сами не потребляют электрическую
энергию и имеют ограниченные возможности влияния на режимы
электропотребления, а конечные потребители, согласно Правилам рынка
[3], не могут быть стороной ДЧОРЭ.
В РДДБР квалифицированные потребители, прямо или опосредованно через ПНТ, получат возможность законтрактовывать объемы
электрической энергии на долгосрочные периоды непосредственно у
производителей по договорной цене на конкурентной основе (рис. 6.9).
При этом они будут обязаны ежесуточно предоставлять оператору РСН
согласованный график нагрузки на следующие сутки. Любые отклонения
от согласованного графика нагрузки, равно как и услуги системного оператора (СО) по балансированию рынка квалифицированный потребитель
вынужден будет оплачивать по рыночной стоимости.
Каждый субъект РДДБР будет персонально отвечать перед СО за
отклонения от согласованных режимов электропотребления и оплачивать
добавочную стоимость электроэнергии, обусловленную такими отклонениями. Предполагается, что это должно стимулировать производителей и
потребителей самостоятельно согласовывать в основном спрос и предложения на электрическую мощность (электроэнергию). В задачу СО в этом
случае будет входить согласование сравнительно малых отклонений, что
существенно облегчит его работу и повысит эффективность использования ТЭР.
Генерация
ГО
Поставщики
Потребители
Сетевые компании
Потр.
Распределительные
электрические сети
ПНТ
Магистральные электрические
сети
Потр.
Распределительные
электрические сети
ПНТ
Потр.
Рис. 6.9. Прогнозируемая схема продажи электроэнергии
Рис.1.5.9. Прогнозируемая
схема продажипотребителю
электрической энергиивконечному
конечному
РДДБРпотребителю в РДДБР
383
Основная идея состоит в том, что, если мы не можем обеспечить
наиболее экономичный режим выработки электрической энергии путем
равномерного использования электрической мощности во времени, тогда
экономии ТЭР можно достичь путем наиболее точного согласования
спроса и предложения на электрическую мощность (электроэнергию)
путем предварительного согласования графиков выработки и потребления
электрической энергии с последующим управлением режимами электропотребления в реальном времени.
6.6. Применение АСКУЭ в РДДБР
Для обеспечения применения в РДДБР АСКУЭ субъектов ОРЭ
должна выполнять комплекс взаимосвязанных задач прогнозирования,
контроля и управления электропотреблением в реальном времени в режиме, близком к автоматическому (рис. 6.10) [34]. Последнее условие является неотъемлемым, поскольку скорость протекания процессов в электрической сети требует принятия решений и реализации управляющих воздействий в максимально сжатые сроки, зачастую исчиляемые минутами.
В связи с этим работа АСКУЭ и персонала должна быть предварительно
спланирована.
Взаимодействие с Системным
оператором
Автоматизированная система контроля, учета и управления электропотреблением
Рис. 6.10. Управление спросом на электрическую мощность
(электроэнергию)
конечного
потребителя
в условиях
Рис.1.5.10. Управление спросом
на электрическую мощность
(электроэнергию) конечного
потребителя в условияхРДДБР
РДДБР
384
Взаимодействие со смежными
субъектами РДДБР
Управление текущими
режимами
электропотребления в
реальном времени
Математическое обеспечение:
методы управления
Выявление отклонений
текущего спроса на
электрическую
мощность от
уточненного на РСН
графика нагрузки
Обеспечение средствами управления
режимами электропотребления
Метрологическое обеспечение:
оценка погрешностей измерений
Обеспечение средствами
связи
Контроль текущих
параметров режимов
электропотребления в
реальном времени
Обеспечение контрольноизмерительными средствами
Взаимодействие с Оператором
РСН
Уточнение графика
нагрузки на
следующие сутки
Взаимодействие с Оператором
АСКУЭ потребителя
Программное обеспечение:
алгоритмы прогнозирования
Информационное обеспечение:
ретроспективные данные
Математическое обеспечение:
методы прогнозирования
Прогнозирование
собственного спроса
на электрическую
мощность на
следующие сутки
БР
Синхронизация времени
РCН
Достоверное прогнозирование потребителем собственного спроса
на электрическую мощность Точность выполнения конечным потребителем заказанного на РСН графика электропотребления на следующие
сутки в первую очередь будет зависеть от степени достоверности прогнозируемого спроса на электрическую мощность (электроэнергию). Другими словами: чем более качественный прогноз – тем выше достоверность
его выполнения. Такое прогнозирование должно выполняться с помощью
эффективных математических методов, адаптированных к индивидуальным характеристикам каждого конечного потребителя, и базироваться на
достоверных данных о его режимах электропотребления за предыдущие
периоды и других параметрах, влияющих на режимы электропотребления.
Алгоритмы прогнозирования должны функционировать в автоматизированном (диалоговом) режиме и обеспечивать возможность учета задания
потребителем корректировок с целью уточнения параметров режимов
электропотребления на следующие сутки, обусловленных, например,
изменением объемов производства, перенастройкой технологических
циклов, учетом погодных условий и т.п. По результатам такого прогнозирования потребитель ежедневно согласовывает с оператором РСН
уточненный график нагрузки на следующие сутки (рис. 6.11).
Контроль ТПРЭ. С целью обеспечения соответствия текущего
спроса на электрическую мощность (электроэнергию) спрогнозированному и согласованному на РСН графику нагрузки потребитель должен
контролировать ТПРЭ в реальном времени, выявлять отклонения (рис.
6.11) и своевременно их устранять путем корректирования собственных
режимов электропотребления. Основные требования выдвигаются к
актуальности и достоверности данных контроля [9]. Лишь при условии
обеспечения актуальности и достоверности результатов контроля ТПРЭ
управление текущими режимами электропотребления может привести к
согласованному спросу и предложению на электрическую мощность
(электроэнергию).
Другим неотъемлемым условием эффективного функционирования
балансирующего механизма является согласование (синхронизация)
временных интервалов контроля ТПРЭ и управления режимами электропотребления. Необходимость синхронизации времени при дифференцированном учете электроэнергии уже неоднократно доказывалась,
в т.ч. в работах [12, 28, 32, 40-46]. Еще более важное значение функция
синхронизации времени приобретает во время реализации управляющих
воздействий с целью обеспечения соответствия текущего спроса предварительно согласованным уровням электрической мощности. Ведь
расхождение во времени интервалов контроля и управления режимами
электропотребления может свести на нет все усилия потребителя относительно выполнения им согласованных режимов электропотребления [34].
385
P, кВт
Текущий график
нагрузки
Дефицит заявленной мощности
Уточненный на РСН график
нагрузки
Избыток заявленной мощности
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24 t, час
Рис. 6.11. Выполнение конечным потребителем – субъектом РДДБР
уточненного
на РСН
графика
нагрузки
Рис.1.5.11.
Выполнение конечным потребителем
- субъектом
РДДБР уточненного
на РСН графика нагрузки
Управление текущими режимами электропотребления осуществляется потребителем – субъектом РДДБР с целью минимизации платы за
электроэнергетические ресурсы путем обеспечения как можно более точного соответствия текущего спроса на электрическую мощность (электроэнергию) согласованному на РСН графику нагрузки и, как конечный
результат, приводит к сокращению расходов ТЭР и вредных выбросов.
Первоочередное значение при управлении режимами электропотребления
имеют методы и средства управления. При этом можно считать эффективным лишь такое управление, которое осуществляется в тесном
взаимодействии с СО и смежными субъектами РДДБР.
Наиболее распространенными являются методы управления режимами электропотребления с помощью потребителей – регуляторов (ПР)
[63, 64]. Под ПР понимаются электроприемники (ЭП), которые могут
быть выключены на ограниченное время с последующим включением без
ущерба или с минимальным ущербом для технологии производства.
Конечной целью существующих методов управления ПР [63, 64] является
наиболее полное использование заказанной электрической мощности в
386
часы максимальных нагрузок энергосистемы – пиковые часы суток. При
этом одним из главных условий применения любого метода управления
ПР является непревышение предельного уровня разрешенной мощности в
часы максимальных нагрузок энергосистемы – лимита мощности [64]:
N
PЛ –
n=1
∑PHn, ≥ 0,
где PЛ – предельное значение усредненного за 30-минутный интервал
времени разрешенной электрической мощности в часы максимальных
нагрузок энергосистемы – лимит мощности, кВт.
Конечной целью управления ПР на БР является наиболее точное
обеспечение соответствия текущего спроса согласованному на РСН графику нагрузки в каждый интервал суток. На эту задачу также налагается
ограничение относительно непревышения лимита мощности. Поэтому
методы управления потребителями-регуляторами на балансирующем
рынке должны быть адаптированными к применению в РДДБР.
С этой точки зрения наиболее приемлемыми являются метод
управления ПР по идеальной норме и комбинированный метод, в соответствии с которым в начальной части каждого установленного интервала
времени управление осуществляется на основе прогнозных значений
электропотребления, а в конце интервала – по идеальной норме [63, 64].
При адаптации этих методов для применения в условиях РДДБР должны
быть исследованы два случая: первый, когда уровень согласованной
потребителем на РСН электрической мощности в часы максимальных
нагрузок энергосистемы является меньше доведенного потребителю
лимита мощности, и второй, когда уровень согласованной мощности в
часы максимальных нагрузок энергосистемы равен установленному
лимиту мощности. В первом случае идеальную норму целесообразно
расположить между линией сброса и линией восстановления, причем
разница между установленным лимитом мощности и идеальной нормой
не должна быть меньше доверительного интервала dw (рис. 6.12). Во
втором случае управление ПР осуществляется классическим методом по
идеальной норме (линия сброса расположена ниже идеальной нормы на
величину dw), поскольку риск несоответствия текущей нагрузки квалифицированного потребителя – субъекта РДДБР согласованному на РСН
уровню мощности является меньшим риска превышения потребителем
доведенного лимита мощности в часы максимальных нагрузок энергосистемы.
387
W, кВт*ч
WЛ
+dW
WП
-dW
Линия сброса
Идеальная норма
Текущая нагрузка
Линия восстановления
0
Т
t, час
Рис. 6.12. Управление текущей нагрузкой конечного потребителя –
субъекта
РДДБР
методом
идеальной
нормы
Рис.1.5.12. Управление
текущей
нагрузеой конечного
потребителя
- субъекта РДДБР
методом идеальной нормы
Управление потребителями-регуляторами является лишь одним из
возможных путей регулирования спроса на электрическую мощность [34,
63, 64]. Для решения этой задачи могут применяться и иные пути, в т.ч.
создание так называемых «кооперативов нагрузок» [65], применение
буфферных устройств для согласования спроса и предложения на
электрическую мощность в узлах нагрузки, применение местных источников распределенной генерации и др [34].
388
Список использованной литературы
1. Концепція функціонування і розвитку оптового ринку електричної енергії України / Матеріали науково-практичної конференції, Київ,
25 липня 2002р. – Харків : Енерго Клуб України, 2002. – 72 с.
2. Закон України «Про електроенергетику» // Відомості Верховної
Ради України, 1998. – № 1. – Ст. 1; 2008. – № 5-6, 7-8. – Ст. 78.
3. Правила Оптового ринку електричної енергії України (Правила
ринку). Додаток 2 до Договору між членами Оптового ринку електричної
енергії / Затв. Радою оптового ринку електричної енергії України
02.10.1997р.
4. Інструкція про порядок комерційного обліку електричної енергії.
Додаток 10 до Договору між членами Оптового ринку електричної
енергії / Затв. Радою Оптового ринку електричної енергії України, протокол від 09.06.1998р. №8.
5. Реформування ринку електричної енергії України – перехід до
ринку двосторонніх договорів та балансуючого ринку // Матеріали наук.практ. конф., Київ, 29 вересня 2008 року.
6. Застосування деривативів на ринку електроенергії / Н.Л.Іващук,
О.В.Іващук, О.Л.Соловей. Жешівський Університет, Національний
університет «Львівська політехніка», Інститут прикладних проблем
механіки і математики НАН України // http://www.rusnauka.com/
8_NMIW_2008/ Economics/28309.doc.htm.
7. Праховник А.В., Коцар О.В. Методологія керування режимами
електроспоживання в умовах енергоринку // Свідоцтво про реєстрацію
авторського права на твір № 29784 від 05.08.2009 р. – 16 с.
8. Праховник А.В., Коцар О.В. Керування режимами електроспоживання в умовах запровадження в Україні ринку двохсторонніх договорів та балансуючого ринку // Енергетика та електрифікація, 2010. – № 2.
– С. 42 – 52.
9. Коцар О.В. Комплексне забезпечення достовірності та актуальності даних комерційного обліку в умовах запровадження в Україні ринку
двохсторонніх договорів і балансуючого ринку // Енергетика та електрифікація, 2011. – № 3 – С. 27 – 39.
10. Програма послідовного впровадження АСКОЕ в ОРЕ України
(друга редакція) // Затв. Радою ОРЕ, протокол від 25.11.2005 р. №12).
11. Правила користування електричною енергією / Затв. Постановою НКРЕ від 31.07.1996 р. № 28 (у редакції Постанови НКРЕ від
17.10.2005 р. № 910 із змінами і доповненнями відповідно до Постанови
НКРЕ від 04.02.2011 р. № 105).
12. Концепція побудови автоматизованих систем обліку електро
енергії в умовах енергоринку України / Затв. спільним наказом Мінпаливенерго, НКРЕ, Держкоменергозбереження, Держстандарту, Держбуду та
Держкомпромполітики України від 17.04.2000 р. № 32/28/28/276/75/54.
13. Загальні технічні вимоги до Автоматизованої системи
комерційного обліку Оптового ринку електричної енергії України. Ч.І.
Система збору, обробки та обміну даними комерційного обліку електрич-
389
ної енергії в Оптовому ринку / Затв. Радою Оптового ринку електричної
енергії України, протокол від 09.01.2003 р. № 7.
14. Інструкція про порядок здійснення розрахунків в Оптовому
ринку електричної енергії України / Затв. Радою Оптового ринку
електричної енергії України, протокол від 27.05.2004 р. № 5.
15. Попередній уніфікований реєстр даних АСКОЕ Главного оператора ОРЕ. – Режим доступу до ресурсу: http://www.er.gov.ua/ doc.php?f=50.
16. Реєстр кодів суб’єктів ОРЕ, обладнання, організацій, територій
та точок обліку енергоринку України.
17. Унифицированный протокол передачи данных АСКУЭ Главного оператора ОРЭ. Спецификация. Версия протокола 1.0. Версия документа 1.1.3.1 / Разраб. О.В.Коцар, В.В.Мазан – К.: 2003 – 65 с – Режим
доступу до ресурсу: http://www.er.gov.ua/doc.php?c=13&wid=91be95c2e34
79e0eb4da444ae693e28a.
18. Загальні технічні вимоги до Автоматизованої системи
комерційного обліку Оптового ринку електричної енергії України. Ч.ІІ.
Система точного часу та підсистема забезпечення синхронності
вимірювань Автоматизованої системи комерційного обліку Оптового
ринку електроенергії України / Додаток 7(4) до Договору між членами
Оптового ринку електричної енергії // Затв. Радою Оптового ринку електричної енергії України, протокол від 24.09.2004 р. № 12.
19. Тимчасове типове положення про Порядок взаємодії між Операторами систем комерційного обліку суб’єктів ОРЕ, енергосистемами ДП
«НЕК «Укренерго» та ДП «Енергоринок» при зборі, обробці, формуванні
та обміні погодинними даними комерційного обліку електроенергії, отриманими від засобів комерційного обліку, для формування макетів 30817 /
Затв. Радою Оптового ринку електричної енергії України, протокол від
23.07.2008 р. № 7. – Режим доступу до ресурсу: http://www.er.gov.ua/
doc.php?c=13&wid=fe5580d5d618ccac1f659a40a7bdf752.
20. Система точного часу та підсистема забезпечення синхронності
вимірювань в АСКОЕ ОРЕ України / Технічне завдання на 170 аркушах з
додатками. – Режим доступу до ресурсу: http://www.er.gov.ua/doc.php?c
=13&wid=8c816a267d311b8a2898a5c94432725c.
21. Автоматизовані системи комерційного обліку електроенергії
суб'єктів ОРЕ. Загальні вимоги. Стандарт ОРЕ / Затв. Радою Оптового
ринку електричної енергії України, протокол від 27.01.2006 р. № 15.
22. Концепція побудови мережі передачі даних Головного оператора комерційного обліку електричної енергії оптового ринку електроенергії
України / Додаток А до заключного звіту про НДР за договором №
П98/2005-24, 2006. – Режим доступу до ресурсу: http://www.er.gov.ua/
doc.php?c=1228.
23. Праховник А.В., Коцар О.В. Перешкоди під час формування даних комерційного обліку в АСКОЕ та шляхи їхнього подолання // Енергетика та електрифікація. – 2008. – № 8. – С. 3–7.
24. Праховник А.В., Коцар О.В. Концептуальні положення побудови АСКОЕ в умовах запровадження перспективних моделей енергоринку
України // Енергетика та електрифікація. – 2009. – № 2. – С. 45–50.
390
25. Праховник А.В., Коцар О.В. Формування інформаційного забезпечення розрахунків за електричну енергію в умовах запровадження перспективних моделей енергоринку України // Енергетика та електрифікація. – 2009. – № 3. – С. 40–51.
26. Праховник А.В., Коцар О.В. Дослідження та визначення шляхів
забезпечення достовірності даних в АСКОЕ // Метрологічне забезпечення
обліку електричної енергії в Україні. Матеріали VII наук.-практ. конф., 0910 черв. 2009 р. – Київ, 2010 – С. 13–41.
27. Технічні та організаційні вимоги до побудови автоматизованих
систем обліку електроенергії на об’єктах НЕК «Укренерго» (друга
редакція)/ Затв. наук.-техн. радою НЕК «Укренерго», протокол від
22.09.2005 р. №6 .
28. Коцар О.В. Базові технічні рішення для побудови системи
синхронізації часу в оптовому ринку електроенергії України // Енергетика
та електрифікація. – 2006. – № 2. – С. 28–34.
29. Коцарь О.В., Мазан В.В. Применение унифицированного протокола передачи данных коммерческого учета электрической энергии в
АСКУЭ Главного оператора ОРЭ Украины // Енергетика та електрифікація. – 2005. – № 2. – С. 2–9.
30. Закон України «Про метрологію та метрологічну діяльність» //
Відомості Верховної Ради України, 1998. – № 30 – 31. – Ст. 194; 2003. – №
30. – Ст. 247.
31. Коцарь О.В., Мазан В.В. Некоторые особенности создания
АСКУЭ электроэнергетических компаний // Енергетика та електрифікація. – 2003. – № 9-10. – С. 37–46.
32. Коцар О.В., Мінусова К.Д. Дослідження впливу похибки розсинхронізації на достовірність розрахунків в ОРЕ України // Енергетика та
електрифікація. – 2009. – № 11. – С. 44–50.
33. Праховник А.В., Коцар О.В. Визначення обсягів метрологічної
атестації під час побудови АСКОЕ суб’єктів ринку електричної енергії
України // Український метрологічний журнал. – 2009. – № 2. – С. 15–28.
34. Коцар О.В. Керування режимами електроспоживання кінцевих
споживачів в умовах запровадження в Україні ринку двохсторонніх договорів та балансуючого ринку // Пр. Ін-ту електродинаміки Національної
академії наук України : Зб. наук. пр. Спеціальний випуск. – К. : ІЕД
НАНУ, 2011. – С. 121–130.
35. ІЕС 61970. Energy management system application program
interface (Прикладний програмний інтерфейс системи управління
енергією).
36. ІЕС 61968. System Interfaces for Distribution Management
(Системні інтерфейси для керування розподілом).
37. Рекомендовані схеми ідентифікації для європейської енергопромисловості / ebIX, Версія 1.1, Редакція D, 10 вересня 2007 року – Режим доступу: http://www.edi.etso-net.org/.
38. GS1 Identification Keys (ID Keys) – Режим доступу:
http://www.gs1.org/.
391
39. ДСТУ 3400:2005. Державні випробування засобів вимірювальної техніки. Основні положення, організація, порядок проведення і
розгляду результатів.
40. Коцар О.В., Романько В.М. Методи та засоби синхронізації
вимірювань під час диференційованого обліку електричної енергії в ОРЕ
України // Український метрологічний журнал. – 2009. – № 4. – С .8–16.
41. Выбор точного времени для синхронизации измерений в оптовом рынке электроэнергии Украины / О.В. Коцарь, А.С. Клейман, В.С.
Соловьев и др. // Український метрологічний журнал. – 2006. – № 3. – С.
11–12.
42. Проблеми створення шкали єдиного часу вимірювальних систем
електроенергетики України / О.С. Клейман, В.С. Соловйов, Т.О. Усенко,
О.В. Коцар та ін. // V Міжнародна науково-технічна конференція «Метрологія та вимірювальна техніка (Метрологія – 2006)» // Наукові праці конференції: У 2-х томах, Харків, 2006. – Т.1. – С. 26–29.
43. Синхронизация измерений в оптовом рынке электроэнергии
Украины / А.С. Клейман, В.С. Соловьев, Т.О. Усенко, В.А. Пашкова, О.В.
Коцарь и др. // V Міжнародна науково-технічна конференція «Метрологія
та вимірювальна техніка (Метрологія – 2006)» // Наукові праці конференції: У 2-х томах, Харків, 2006. – Т.1. – С. 109–110.
44. Клейман О.С., Коцар О.В., Кравченко П.О. та ін. Проблеми
створення шкали єдиного часу вимірювальних систем електроенергетики
України // Енергетика та електрифікація. – 2007. – № 1. – С. 42–49.
45. Клейман О.С., Романько В.М., Коцар О.В. Пропозиції щодо
створення служби часу вимірювальних систем електроенергетики України
// Метрологічне забезпечення обліку електричної енергії в Україні. VI
Наук.-практ. конф. – Матеріали, Київ, 2007. – С. 51–60.
46. Клейман О.С., Романько В.М., Коцар О.В. Пропозиції щодо
створення серверів часу в галузі обліку енергоносіїв // VI Міжнародна
науково-технічна конференція «Метрологія та вимірювальна техніка
(Метрологія – 2008)» // Наукові праці конференції: У 2-х томах, Харків,
2008. – Т1. – С. 183–186.
47. Somogyi Tibor. DLMS - The Application Protocol for communicating meters / Shlumberger – Режим доступу: http://www.isplc.org/docsearch/
Proceedings/1997/pdf/0535_001.pdf.
48. ІЕС 61970-403. Energy management system application program interface (EMS-API) – Part 403: Generic data access (Прикладний програмний
інтерфейс системи управління енергією. Частина 403. Загальний доступ до
даних).
49. ІЕС 61970-404. Energy management system application program interface (EMS-API) – Part 404: High Speed Data Access (Прикладний програмний інтерфейс системи управління енергією. Частина 404. Високошвидкісний доступ до даних).
50. ІЕС 61970-407. Energy management system application program interface (EMS-API) – Part 407: Time Series Data Access (Прикладний
програмний інтерфейс системи управління енергією. Частина 407. Доступ
до даних часових рядів).
392
51. Праховник А.В., Коцар О.В., Прокопець В.І. Сучасні принципи
побудови АСКОЕ суб'єктів ОРЕ та АСКОЕ споживачів в умовах енергоринку України // Енергетика та електрифікація. – 2006. – № 4. – С. 2–7.
52. Щодо стандартів з обліку електричної енергії для суб’єктів
оптового ринку / А.В. Праховник, В.І. Прокопець, О.В. Коцар // Енергетика: проблеми та перспективи. Погляд громадськості (Збірка №4). – Київ,
2007. – С. 28–30.
53. Коцарь О.В. Применение АСКУЭ для контроля текущих параметров режимов электропотребления на промышленных предприятиях //
Енергетика та електрифікація. – 2004. – № 6. – С. 24–29.
54. Праховник А.В., Коцар О.В. Визначення обсягів метрологічної
атестації під час побудови АСКОЕ суб’єктів ринку електричної енергії
України // Український метрологічний журнал. – 2009. –№ 2. – С. 15–28.
55. ДСТУ 2681. Метрологія. Терміни та визначення.
56. Р 50-080-99 Метрологія. Системи вимірювальні інформаційні.
Метрологічне забезпечення. Основні положення.
57. МИ 2002-89 ГСИ. Системы измерительные информационные.
Организация и порядок проведения метрологической аттестации.
58. ДСТУ 3215-95. Метрологічна атестація засобів вимірювальної
техніки. Організація і порядок проведення.
59. ДСТУ 2708:2006. Повірка засобів вимірювань. Організація і порядок проведення.
60. РД 34.11.325-90 Методические указания по определению погрешности измерения активной электроэнергии при ее производстве и
распределении. – М.: СПО ОРГРЕС, 1991. – 21 с.
61. Information document on Software Requirements on the Basis of the
Measuring Instruments Directive. WELMEC 7.1. Issue 2. – May, 2005. - Режим доступу: http://www.welmec.org/latest/guides/71.html.
62. Software Guide (Measuring Instruments Directive 2004/22/EC).
WELMEC 7.2. Issue 4 – May, 2009. – Режим доступу: http://www.welmec.
org/latest/guides/72.html.
63. Праховник А.В. Функционально-ориентированная оптимизация
режимов электропотребления: Дис. … докт. техн. наук в 2-х томах. – К.,
1982. – Т1 – 353 с.
64. Праховник А.В., Розен В.П., Дегтярев В.В. Энергосберегающие
режимы электроснабжения горнодобывающих предприятий. – М.: Недра.
– 1985. – 232 с.
65. Предпосылки создания кооперативов нагрузок в Украине / О.
Петров, Хеглер Баи // Наук.-практ. конф., Київ, Україна, червень 1998 р. –
16 с.
393
Основные сокращения в главе 6
АСКУЭ
– автоматизированная система коммерческого учета, контроля и управления электропотреблением
БР
– балансирующий рынок
ГК
– генерирующая компания
ГМА
– государственная метрологическая аттестация
ГО
– головной оператор
ГП
– государственное предприятие
ДЧОРЭ –договор между членами оптового рынка электрической энергии Украины
ИВК
– информационно-вычислительный комплекс
ИИС
– информационно-измерительная система
ИК
– измерительный канал
– инструкция о порядке коммерческого учета
ИКО
электроэнергии
ИПР
– инструкция о порядке расчетов
ЛОСОД – локальное оборудование сбора и обработки
данных
ЛОУ
– локальное оборудование учета
МХ
– метрологическая характеристика
НД
– нормативный документ
НКРЭ
– Национальная комиссия регулирования
электроэнергетики
НТД
– нормативно-технический документ
НШКВ – национальная шкала координированного времени
НЭК
– национальная энергетическая компания
ОРЭ
– оптовый рынок электрической энергии
ОЭС
– объединенная энергетическая система
ПБД
– первичная база данных
ПД
– преобразователь давления
ПК
– прибор контроля
ПКЭ
– показатель качества электроэнергии
ПНТ
– поставщик по нерегулируемому тарифу
ПП
– промышленное предприятие
394
ППЭЭ
ПР
ПрР
ПРТ
ПТ
ПУЭ
РДД
РДДБР
– Правила пользования электрической энергией
– потребитель – регулятор
– преобразователь расхода
– поставщик по регулируемому тарифу
– преобразователь температуры
– Правила устройства электроустановок
– рынок двусторонних договоров
– рынок двусторонних договоров и
балансирующий рынок
РОСД
– региональное оборудование сбора данных
РСН
– рынок «сутки наперед»
РЭС
– район электрических сетей
СИТ
– средство измерительной техники
СО
– системный оператор
Счо
– счетчик электроэнергии основной
Счд
– счетчик электроэнергии дублирующий
ТН
– трансформатор напряжения
ТПРЭ
– текущий параметр режима электропотребления
ТТ
– трансформатор тока
ТЭР
– топливно-энергетические ресурсы
ТЭЦ
– теплоэлектроцентраль
УП
– устройство преобразования
УППДИ – унифицированный протокол передачи
данных измерений
УПр
– ультразвуковой преобразователь
УСД
– устройство сбора данных
УСПД
– устройство сбора и передачи данных
УУ
– устройство учета
ЦОСД
– центральное оборудование сбора данных
ЭС
– электроэнергетическая система
395
ГЛАВА 7
ПРИКЛАДНЫЕ ОРГАНИЗАЦИОННО-ТЕХНИЧЕСКИЕ И
ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ВОПРОСЫ ЭНЕРГОМЕНЕДЖМЕНТА
7.1. Системный подход к управлению энергохозяйством
предприятия
Сегодня промышленные предприятия в Украине сталкиваются со
многими проблемами. Изменения в законодательстве, инфляция, необходимость учиться вести бизнес в новых условиях – это только некоторые
вопросы, требующие своего решения. Но менеджеры украинских предприятий не должны также забывать о рациональном использовании
энергоресурсов, поскольку уменьшение энергозатрат путем улучшения
энергоэффективности приведет к целому ряду преимуществ:
− увеличению прибыльности;
− большой конкурентоспособности;
− сохранению рабочих мест;
− увеличению вероятности «выжить»;
− дополнительным средствам для развития бизнеса.
Осуществление реального повышения энергетической эффективности должно основываться не только на технических решениях, но и на
более совершенном управлении. Исторически украинские предприятия
уделяют большее внимание удовлетворению потребностей производственного процесса в энергии и не придают особого значения эффективности ее передачи и использования.
Признание важности энергии как одного из видов ресурсов, который требует такого же менеджмента как любой другой дорогостоящий
ресурс, а не как накладных расходов предприятия, является главным первым шагом к повышению энергоэффективности и снижению энергозатрат.
Сегодня резервы повышения энергоэффективности являются одной
из основных компонент повышения эффективности производства, подразумевая при этом неиспользованные возможности улучшения техникоэкономических показателей работы как энергохозяйства, так и предприятия в целом. Поэтому вопросы экономии знергоресурсов необходимо
рассматривать с позиций системного подхода, имея в виду их направленность на снижение затрат на производство и реализацию продукции на
предприятии. Структура управления энергоэффективностью предприятия
показана на рис. 7.1 [1].
Проводится аналитическая работа по выяснению влияния внутренних и внешних воздействий, имеющих отношение к энергоэффективности
предприятия, на его устойчивость. После чего подключается блок управляющих воздействий и определяется выполненных мероприятий, рассчитывается система показателей, определяющих устойчивость. При положительном эффекте улучшается или как минимум стабилизируется
396
устойчивость предприятия. То есть происходит стремление к обеспечению стабильно высокого результата.
АНАЛИЗ
ВНУТРЕННИЕ
ВОЗДЕЙСТВИЯ
Устойчивость
предприятия
ВНЕШНИЕ
ВОЗДЕЙСТВИЯ
УПРАВЛЯЮЩЕЕ
ВОЗДЕЙСТВИЕ
Рис. 7.1. Структура управления энергоэффективностью предприятия
Используя различные методы системного анализа, эффективное
планирование и надлежащий контроль за выполнением мероприятий,
можно добиться более совершенной системы энергопотребления предприятия и реализовать от 15 до 30 % имеющегося потенциала энергосбережения.
Энергохозяйство, его значение и место в системах управления
промышленным предприятием и энергоснабжения промышленного узла
Энергохозяйство промышленных предприятий, как вспомогательное производство, имеет свою специфику, что предопределяет особенности планирования себестоимости продукции и услуг, оказываемых
энергоцехами [1].
Энергохозяйство промышленного предприятия – это не только
вспомогательный и обслуживающий участок предприятия, но и элемент
энергетических систем района и представляет собой сложную совокупность процессов производства, преобразования, распределения и использования всех видов энергетических ресурсов [2].
Энергохозяйство обеспечивает производство на данном предприятии энергией в различных видах и энергоносителях, осуществляет
ремонтно-эксплуатационное обслуживание и монтаж энергооборудования
в производственных цехах. В то же время оно оказывает активное влияние на
развитие предприятия (углубление взаимосвязи энергетики и технологии,
комплексная механизация и автоматизация производственных процессов).
Значительное влияние на повышение эффективности предприятия
оказывает снижение затрат на энергоснабжение и улучшение использова-
397
ния энергоустановок как составной части основных производственных
фондов предприятия.
Большое значение для народного хозяйства имеют экономия и
рациональное использование энергоресурсов на промышленных предприятиях, являющихся основными потребителями топлива и энергии. Поэтому снижение расхода энергоресурсов на предприятиях позволит уменьшить затраты на развитие топливно-энергетического комплекса (ТЭК)
страны.
Таким образом, энергохозяйство занимает важное место в экономике предприятия и производстве и оказывает существенное влияние на
развитие как предприятия, так и ТЭК страны.
Цель управления энергохозяйством такова: надежное и экономичное снабжение производства всеми необходимыми видами энергии в
нужном количестве, ремонтно-эксплуатационное обслуживание, монтаж
и наладка энергооборудования в производственных цехах, комплексная
механизация и автоматизация производственных процессов, рациональное использование энегоресурсов, снижение затрат на энергоснабжение,
улучшение использования энергоустановок.
Анализ энергохозяйства на предприятиях показывает, что в повышении его эффективности и в совершенствовании управления им имеются большие резервы. Для того чтобы выявить и использовать эти резервы,
необходимо знать особенности и структуру энергохозяйства, закономерности развития, связи и др.
То обстоятельство, что энергохозяйство промышленных предприятий образует сложную систему бюро (групп), цехов и участков, функционирование которых взаимосвязано и взаимообусловлено, предполагает
необходимость системного подхода к формированию и решению задач
управления.
С позиций теории систем основные принципы системного подхода – рассмотрение всякого объекта в качестве системы, состоящей из многих подсистем (элементов), четкое определение целей системы, а также
путей наиболее эффективного их достижения.
Применительно к энергохозяйству промышленных предприятий
системный подход предполагает следующее:
− установление для подсистем конкретных задач, решение которых гарантируется материальными, трудовыми, финансовыми ресурсами
и необходимой информацией;
− выполнение отдельными подсистемами задач, направленных на
достижение не только цели управления энергохозяйством, но и общей
цели – повышения эффективности предприятия и эффективности энергоснабжения узла;
− выявление и изучение связей и отношений между отдельными
подсистемами и поиск оптимальных решений с помощью экономикоматематических методов и современных технических средств по сбору и
переработке информации.
На современном этапе развития промышленного производства
усложняются хозяйственные связи во всех подсистемах управления
398
энергохозяйством. Это приводит к тому, что постоянно усиливается
взаимозависимость подсистем энергохозяйства. В этих условиях особое
значение имеет правильное установление структуры управления энергохозяйством, взаимоотношений между его подсистемами, а также объема и
соотношения выполняемых ими функций.
В связи с этим следует остановиться на таких понятиях, как управляющая и управляемая системы в энергохозяйстве.
К управляющей системе в энергохозяйстве относится весь управленческий аппарат отдела главного энергетика во главе с главным энергетиком, а к управляемой системе – энергоцехи (энергоучастки). В энергоцехе управляющей системой является цеховой управленческий аппарат во
главе с начальником цеха, а управляемой системой – участки. На участке
управляющую систему составляет руководство участка (начальник, старший мастер, мастер), а управляемую – рабочие места.
Рассмотренная иерархия систем управления показывает, что эти
системы выступают как управляющие по отношению к системам более
низкого иерархического уровня и как управляемые по отношению к
системам более высокого иерархического уровня.
В настоящее время различают системы естественные – познаваемые человеком «живые» (биологические) системы микро- и макромира, а
также искусственные – создаваемые человеком.
В числе искусственных систем выделяют два вида: 1) законченные
в своем развитии, чисто машинно-автоматические, работающие под
контролем человека (котлоагрегат, трансформатор и др.); 2) постоянно
развивающиеся целенаправленные сложные, в которых человек (трудовые
коллективы) входит в органически связанные управляющие и управляемые части системы.
Основным предметом изложения в данном подразделе является
второй вид систем, к которому относится и энергохозяйство.
Основные свойства сложных искусственных систем, характеризующие их качество: развитие в пределах заданных ограничений, множественность и дискретность нелинейных зависимостей, самоорганизованность и адаптация, наличие механизма обратных связей.
При изучении энергохозяйства как сложной системы наиболее
трудно правильно оценить роль человека. Особенно это относится к работам, при которых стремятся теми или иными математическими методами
решить проблему управления такой системой.
С этих позиций целесообразно рассматривать сложные системы как
технические системы кибернетического типа и как экономические.
Для технических систем кибернетического типа характерно следующее [1, 2]:
− протекающие процессы в большинстве случаев неразрывны во
времени;
− математические выражения физических законов, определяющих
основные явления и процессы, достаточно точно известны;
− человек выступает как контролер (оператор); управляемая же
часть систем состоит из машин – человек в ней отсутствует.
399
Для экономических систем характерно следующее [1, 2]:
− активная роль человека в управляющих и управляемых элементах и связях;
− невозможность математически точно описать поведение системы.
Важно, что одна и та же сложная искусственная система в зависимости от целей и временных аспектов ее рассмотрения может выступать
как техническая и как экономическая. Так, энергохозяйство, рассматриваемое, например, с позиций оперативно-диспетчерского управления, – это
сложная, иерархически построенная техническая система кибернетического типа, которая, будучи оборудована всеми средствами кибернетики,
сможет работать только под контролем человека. Но то же энергохозяйство, рассматриваемое с позиций хозяйственного управления, выступает
как экономическая система, главная цель которой – организация действий
трудовых коллективов для бесперебойного и экономичного энергоснабжения потребителей. При этом естественно, что хозяйственное
управление системой существенно шире, так как оперативнодиспетчерское управление, т.е. управление непрерывно протекающими
технологическими процессами, – ответственная, но все же составная часть
хозяйственного управления системой.
Структура управления энергохозяйством. Для разработки оптимальных методов управления энергохозяйством промышленных предприятий необходимо определить реальную иерархическую структуру энергохозяйства. При этом энергохозяйство не должно рассматриваться изолированно, так как оно имеет связи с системой энергоснабжения промышленного узла и системой промышленного предприятия (объединения), а
через них с общеэнергетической системой страны и отраслью промышленности [2].
Определение реальной иерархической структуры управления
энергохозяйством является одной из важнейших задач при разработке
системы управления энергохозяйством на промышленных предприятиях.
При построении реальной иерархической структуры управления
энергохозяйством можно применить два подхода к изучению отношений
управления: структурный – от анализа структуры к функциям и функциональный – от функций к структуре. Хотя оба подхода дополняют друг
друга, начальным слeдует признать функциональный подход, так как при
структурном необходимо знать методику структурного анализа аппарата
управления и структурного проектирования. Функциональный подход к
исследованию системы управления предполагает изучение действий
людей в процессе исполнения отдельных операций.
Поэтому вначале необходимо рассматривать иерархическую структуру управления энергохозяйством в функциональном построении, а
затем перейти к структурному.
При функциональном построении (рис. 7.2) могут быть выделены
подсистемы, находящиеся на следующих уровнях управления:
Уровень I – подсистемы автоматического и ручного управления.
Они обеспечивают управление энергетическими объектами (агрегаты,
400
процессоры), измерение первичных энергетических параметров и передачу результатов измерений в другие подсистемы энергохозяйства.
Система предприятия (объединения)
Системы энергоснабжения узла
Оптимизация управления системами энергоснабжения
предприятия и технико-экономическое планирование
Оперативное управление, контроль, учет и анализ
Уровень ІІІ
Уровень ІІ
Локальная автоматика (датчики)
Уровень І
Исполнительные устройства, ручное управление
Рис. 7.2. Реальная иерархическая структура управления
энергохозяйством (функциональное построение) [2]
Уровень II – подсистемы оперативного управления и планирования.
Они обеспечивают на основе полученной информации оптимальное
управление энергетическими объектами; учет расхода топлива и энергии;
перераспределение энергоресурсов между потребителями; обработку и
передачу первичной информации на более высокие иерархические уровни
и т. д.
Уровень III – подсистемы оптимизации управления системами
энергоснабжения предприятия и технико-экономического планирования.
Основные задачи: оптимизация функционирования систем энергоснабжения, т.е. надежное и с минимальными затратами энергоснабжение потребителей; технико-экономическое планирование и др.
При структурном построении (рис. 7.3) могут быть выделены
следующие уровни:
Уровень I – подсистема эксплуатации энергооборудования. На этом
уровне осуществляются: управление технологическими процессами и
поддержание параметров энергоснабжения в заданных пределах; выполнение оперативных переключений; устранение брака и ликвидация
аварий; измерение различных энергетических параметров, показателей и
передача результатов измерений в другие подсистемы энергохозяйства.
Большая роль на этом уровне наряду с ручным управлением отводится
401
средствам защиты (исполнительным устройствам) и локальной автоматике (датчикам).
Система предприятия (объединения)
Системы энергоснабжения узла
Служба главного энергетика
Отдел главного энергетика, отдел главного механика,
энергомеханический отдел
Энергоцехи, энергоучастки производственных цехов
Энергопотребляющие агрегаты (процессы)
Уровень ІІІ
Уровень ІІ
Уровень І
Рис. 7.3. Реальная иерархическая структура управления
энергохозяйством (структурное построение) [2]
Уровень II – подсистема оперативно-диспетчерского управления.
Этот уровень управления энергохозяйством объединяет энергетические
цехи (участки) в системы энергоснабжения.
Здесь решаются следующие задачи: управление автоматизированными объектами; планирование оптимальной загрузки энергооборудованиями; контроль за режимом выработки и потребления энергоресурсов;
учет выработки и потребления энергоресурсов; отбор информации и
выдача ее на более высокие уровни иерархии и др.
Уровень ІІІ – подсистема технико-экономического планирования,
учета и анализа. На этом уровне управления осуществляются перспективное планирование развития энергохозяйства; текущее планирование; планирование планово-предупредительных ремонтов; технико-экономический
анализ; нормирование расхода энергоресурсов; обработка информации и
передача ее на более высокие уровни иерархии и т.д.
Предлагаемая структура системы управления энергохозяйством
позволит более полно и точно осуществить анализ и моделирование
отдельных подсистем, используя принципы системного подхода.
Общие вопросы управления энергосбережением на предприятиях.
Энергетический менеджмент. План энергетического менеджмента
Для создания системы энергосбережения в любой конкретной
организации в ее деятельность внедряется энергетический менеджмент,
402
который создает возможность интегрированного подхода к структурной
экономии энергии.
В существующей системе управления предприятием функции
энергетического менеджера возлагаются на главного энергетика предприятия (организации), ответственного за электро- и теплохозяйство, руководителей других подразделений, в введении которых находится энергетическое оборудование и электрические, тепловые сети. На предприятиях
электроэнергетики (электрические станции, электрические сети) данные
обязанности возлагаются на технических руководителей предприятий.
Энергетический менеджмент можно рассматривать как один из
инструментов общего менеджмента с набором средств управления
потреблением энергии и затратами на ее потребление [3].
Понятие «менеджмент» относительно недавно вошло в практику
управления предприятиями и организациями. Но в большинстве нормативных материалов в энергетике вопросы управления энергоэффективностью на стадиях проектирования, внедрения и эксплуатации энергоустановок были всегда, хотя и под разными наименованиями. Например:
контроль за эффективностью работы электростанций, котельных и сетей;
управление электрохозяйством; общие положения; экономия тепловой и
электрической энергии; контроль за использованием энергии и энергоносителей.
Энергетический менеджмент – это системный учет и контроль
энергетических потоков в соответствии с продуманным заранее планом,
учитывающим удовлетворение целей компании или организации по
снижению до минимума затрат на потребление энергии. В основе энергетического менеджмента лежит системный подход, включающий в себя
семь последовательных этапов [3]:
1 – анализ общей ситуации с потреблением энергии в организации;
2 – оценка ситуации в данный момент;
3 – время принятия решения о внедрении энергетического менеджмента;
4 – регистрация потребления энергии;
5 – оценка и мониторинг потребления энергии;
6 – сообщение результатов администрации и персоналу;
7 – принятие мер по технологии, организации и проведению.
В процессе внедрения энергетического менеджмента следует учитывать, что рассматриваемые отдельно этапы на практике могут быть
объединены.
Этапы 1 и 2 должны рассматриваться как подготовительная стадия.
Этап 3 является ключевым для принятия решения о введении энергетического менеджмента. Этапы 4–7 должны рассматриваться как исполнительная стадия. Замыкание цикла происходит после принятия мер на 7-м
этапе и воздействия их на регистрирование (4-й этап), и далее система
переходит в режим автоматического регулирования.
Этапы полного цикла энергетического менеджмента имеют следующее назначение.
403
Этап 1. Общий анализ потребления энергии. При серьезной
заинтересованности администрации во внедрении энергетического
менеджмента ей необходимо знать абсолютно все о потреблении энергии
в организации. Для этого следует ответить на следующие вопросы: Какие
исходные энергоносители используются и как их количество согласовывается с аналогичными технологиями? Каковы затраты на их использование и как они соотносятся с другими расходами? Какое внимание следует
уделять этому в будущем?
Этап 2. Оценка ситуации в текущий момент. Если в процессе
изучения затрат на потребление энергии (этап 1) сделан вывод о возможности их снижения, то следующий этап является очевидным. Необходимо
выяснить: где, когда и с какой целью используется энергия; каковы затраты и где они происходят. Такой анализ может быть использован для
составления топливно-энергетического баланса. По предварительной
оценке состояния станет ясно, на что уходит наибольшее количество
энергоносителей и какие службы или отделы являются ответственными за
это потребление. На практике установлено, что даже такие предварительные исследования позволяют получить значительную экономию средств
за счет быстроокупаемых усовершенствований в политике организации.
Даже если после выполнения действий 1-го этапа не последует вывод о
возможности снижения затрат на потребление энергии, тем не менее
целесообразно произвести эти действия.
Этап 3. Момент принятия решения. На основе проведенного
анализа в соответствии с этапами 1 и 2 принимают решение о внедрении
или отказе от внедрения энергетического менеджмента в деятельность
компании или организации. Например, анализ показал, что для этого
требуются инвестиции.
Кроме того, необходимо преобразовать решение о внедрении энергетического менеджмента в план мероприятий с учетом бюджета. Требуется также наделять людей ответственностью за принятие решений
(конечная ответственность). Направлять процесс внедрения так же, как и
выполнять этапы 1 и 2, можно с помощью сторонних консультантов.
Администрация полностью осознает тот факт, что энергетический
менеджмент пройдет успешно, если перед ней поставлена ясная цель и
если это приведет к экономии финансовых средств и людских ресурсов.
Этап 4. Организация регистрации потребления энергии. При
принятии решения о внедрении энергетического менеджмента из персонала компании или организации назначается ответственное лицо за его
внедрение. Должность такого работника может быть от сотрудника
технического отдела до инженера проекта, который подчиняется
непосредственно центральному управлению. Это зависит от общего уровня потребления энергии. Указанная должность может называться координатор или менеджер энергопотребления, даже если на его работу отводится не более нескольких часов в неделю. Основной задачей менеджера
энергопотребления является регистрация потребления энергии в соответствии с планом. Предыдущий этап глобального учета потребления исходного продукта и энергетического баланса может быть выполнен более
404
точно на основе данных регистрации энергопотребления. Поэтому в
организации необходимо создать отлаженную систему регистрации
энергопотребления, выдающую информацию в любой момент времени.
Этап 5. Оценка и мониторинг потребления энергии. Регистрация
данных (этап 4) крайне необходима при наличии резких изменений в
потреблении энергии. Точная регистрация может отражать экономию от
принимаемых мер.
Основной целью мониторинга является повышение эффективности
использования имеющегося оборудования, насколько это возможно.
Более того, менеджер энергопотребления может установить нормы (стандарты) на расходование энергии для производства каждой единицы
продукции, на каждое помещение или на какую-либо другую единицу
потребления энергии, что приведет к лучшему пониманию проблемы и
более эффективной работе.
Этап 6. Сообщение результатов администрации и персоналу.
Менеджер энергопотребления будет работать эффективно, если ему помогают и его поддерживают администрация и персонал. Чтобы достигнуть
этого, администрация и персонал должны точно знать, над чем идет работа и какое воздействие оказывает энергетический менеджмент на потребление энергии и затраты, связанные с ее потреблением, т. е. какими будут
результаты их усилий. Наиболее приемлемыми для этой цели являются
периодические отчеты, например в виде таблиц. Администрация должна
получать информацию, необходимую для оценки реализуемых мер,
направленных на сокращение энергопотребления как в области отдельных
технологий, так и во всей организации.
Этап 7. Принятие мер по технологии. Последний этап предусматривает внедрение по всем объектам плана эффективного энергопотребления. Данный план отражает систематически проводимые
мероприятия, определяет капиталовложения, период их окупаемости и
приоритета. Он также отражает поведение служащих, планы технического
обслуживания, устанавливает периоды контроля регистрируемых данных,
периоды отчетности, исследует возможности предоставления субсидий.
Не следует упускать также возможности оказания помощи в работе координатору энергопотребления посредством обучения, консультирования и,
при необходимости, средствами автоматизации.
Одним из важных аспектов внедрения энергетического менеджмента является консультирование по вопросам энергосбережения. Такое
консультирование включает в себя этапы 1 и 2 и обеспечивает более
глубокое понимание ситуации и целей стимулирования людей и организаций по внедрению энергетического менеджмента.
Консультирование по вопросам энергосбережения является ключевым моментом для многих проектов. Исходная ситуация и возможности
развертывания программы энергосбережения различны для каждой
компании или организации. Эти различия необходимо учитывать. Основная цель, преследуемая организацией, состоит в ограничении выбросов в
атмосферу СО2, SO2 и NOх. Эта цель может быть достигнута путем
убеждения потребителя снизить уровень потребления энергии и сделать
405
его регулярным, или, другими словами, осуществлять экономию. Исходя
из этого можно сформулировать цель энергетического менеджмента –
рациональное использование энергии. И поскольку это не должно ограничиваться только принятием мер по экономии энергии, мы выходим на
системный подход энергетического менеджмента.
Сегодняшние благородные мотивы – забота об окружающей среде
и беспокойство о будущем – играют свою роль, в частности, среди производителей и покупателей продукции. Но остается еще и материальный
аспект, т. е. являются ли принимаемые меры целесообразными и необходимыми (если они не являются обязательными).
Таким образом, инструмент типа консультирования по вопросам
энергосбережения – первые две ступени внедрения энергетического
менеджмента – требует более глубокого изучения. Задачами советника
или консультанта по вопросам энергосбережения в конкретной организации являются: расширение понимания своей собственной роли: предложения по продвижению к цели. Сама организация является ответственной
за дальнейшие шаги. Но следует иметь в виду, что каждая принятая мера,
проблема и консультация требует интегрированного подхода. Не следует
останавливаться на техническом решении проблемы.
7.2. Бизнес-процессы в системе энергетического менеджмента
Понятие и сущность проектного подхода в энергосбережении. В
современной теории менеджмента под проектным подходом (управлением проектами) понимается область деятельности, в ходе которой определяются и достигаются четкие цели при балансировании между объемом
работ, ресурсами (такими как время, деньги, труд, материалы, энергия,
пространство и др.), временем, качеством и рисками в рамках некоторых
проектов. Ключевым фактором успеха проектного управления является
наличие четкого заранее определенного плана, минимизации рисков и
отклонений от него, эффективного управления изменениями [3-5].
Организация энергосбережения на промышленном предприятии
включает систему мер, направленных на эффективное управление
процессами энергосбережения, разработку методик и инструкций по
планированию основных технико-экономических показателей энергоэффективности, а также координацию работ в области энергосбережения
всех структурных подразделений предприятия. В таком случае можно
определить следующее функциональное содержание политики энергосбережения на промышленных предприятиях:
− снижение издержек производства и себестоимости выпускаемой
продукции;
− модернизация производственного процесса;
− улучшение качества выпускаемой продукции;
− снижение экологической нагрузки.
Поскольку механизм управления энергосбережением функционирует на всем предприятии, т.е. затрагивает все его структурные подразделения, можно предположить, что достаточно эффективным способом
406
внедрения энергосберегающих технологий является проектный подход.
Применение метода управления проектами предполагает объединение
комплекса мероприятий по повышению энергетической эффективности в
отдельный проект. В ходе реализации политики энергосбережения на
предприятии может быть разработано несколько альтернативных проектов энергосбережения. Обособление энергосберегающих мероприятий в
проекты целесообразно при использовании на предприятии нескольких
видов или источников топливно-энергетических ресурсов. Так, например,
на промышленном предприятии могут быть рассмотрены два альтернативных проекта по снижению издержек и повышению качества производства воздуха низкого давления. Первый проект заключается в модернизации существующей централизованной системы подачи воздуха, второй –
в локализации данного процесса. В ходе всестороннего анализа, с выделением отдельных этапов внедрения проектов, было принято решение
модернизировать централизованную систему. Такой выбор обусловлен в
первую очередь экономическими показателями рентабельности перехода
с одной системы на другую.
Таким образом, применение метода управления проектами позволяет планировать деятельность предприятия в области энергосбережения
исходя из соотношения между объемом выпуска продукции (выполнения
работ), имеющимися ресурсами (трудовыми, финансовыми, материальными, интеллектуальными и т. д.), качеством и рисками в рамках данных
проектов, направленных на достижение определенного результата при
указанных ограничениях.
Процесс формирования и выбора энергосберегающих проектов
Энергосбережение на предприятии возможно рассматривать как
реализацию отдельных проектов, направленных на повышение энергетической эффективности предприятия. В разработанные проекты энергосбережения, кроме технологических мероприятий, должны быть включены
организационно-экономические модели, а также схемы управления
энергосбережением.
Как и все другие проекты, данные проекты имеют цикл, состоящий,
как правило, из четырех этапов: проектный, инвестиционный, эксплуатационный и заключительный (см. рис. 7.4).
Подготовке процесса планирования энергосбережения на предприятии должен предшествовать всесторонний и тщательный анализ проекта.
Помимо анализа технической реализуемости внедряемых энергосберегающих технологий, к проектным видам анализа следует отнести:
− коммерческий анализ;
− финансово-экономический;
− социальный;
− экологический;
− институциональный анализ [3].
407
Рис. 7.4. Этапы реализации энергосберегающих проектов на предприятии
Основой технического анализа является обоснование технологической и технической возможности реализации проекта – доступность
энергосберегающих технологий и оборудования, необходимых для реализации проекта, возможность их освоения и эффективной эксплуатации в
конкретных условиях. Технический анализ, как правило, реализуется в
начале разработки проектной документации. В процессе его проведения
изучаются технико-технологические альтернативы, сроки разработки и
408
реализации энергосберегающих мероприятий, технологическая доступность энергоэффективных оборудования и технологий (табл. 7.1).
Таблица 7.1
Последовательность и содержание технического анализа
энергосберегающего проекта
Анализируемый фактор
1
1. Местоположение
предприятия
и его вспомогательных
производств
2. Масштабы и сроки
осуществления
проекта
3. Технологические процессы
4. Разработка вариантов
проекта
5. Разработка проектной
схемы
6. Разработка сметы расходов
Состав анализируемого фактора
2
1.1. Характер источников энергетических ресурсов.
1.2. Степень развития инфраструктуры местоположения
предприятия.
1.3. Наличие в районе высококвалифицированных кадров
в области энергосбережения
2.1. Масштаб проекта (количество внедряемого оборудования или технологий в натуральном или стоимостном
выражении).
2.2. Сроки осуществления проекта
3.1. Характер используемых технологических проектов.
3.2. Соответствие внедряемого энергосберегающего
оборудования условиям производства на предприятии.
3.3. Возможность реконструкции и модернизации (что
повышает энергоэффективность) действующего оборудования.
3.4. Разработка вариантов приобретения необходимого
оборудования
4.1. Разработка предварительных вариантов проекта.
4.2. Оценка результатов экспертной оценки энергосберегающего оборудования и технологий, предусмотренных
проектом
5.1. Разработка схемы размещения энергосберегающих
объектов основного и вспомогательного производств.
5.2. Разработка схемы размещения энергосберегающих
объектов производственной и непроизводственной инфраструктуры.
5.3. Организация системы коммуникации
6.1. Смета расходов на приобретение, доставку и внедрение энергоэффективного оборудования и технологий.
6.2. Смета расходов на строительные и монтажные работы.
6.3. Смета расходов на подготовку кадров
409
Продолжение табл. 7.1
1
2
7. График реализации проекта
7.1. Организация процесса размещения заказов и заключения контрактов с производителями и поставщиками
энергосберегающего оборудования (энергосервисные
компании).
7.2. Календарный план организационной фазы проекта.
7.3. Календарный план подготовительного периода,
включающий графики поступления энергосберегающего
оборудования и его монтажа на предприятии
В соответствии с полным проектным циклом энергосбережения от
его планирования до реализации складывается определенная структура
проекта как документа, которая включает в себя организационнотехническую, технологическую, финансово-экономическую и другую
документацию, обосновывающую и описывающую действия, необходимые для достижения цели, поставленной в проекте. Важным условием
внедрения энергосберегающих проектов на предприятии является также
их документальное закрепление. Кроме того, энергетический менеджмент
должен быть полностью интегрирован в структуру управления предприятием.
Применение проектного подхода в реализации энергосберегающих
мероприятий имеет ряд преимуществ. К таким преимуществам прежде
всего необходимо отнести концентрацию имеющихся в распоряжении
предприятия ресурсов, а также возможность разработки и выбора одновременно нескольких проектов. Так, осуществлению проекта по энергосбережению должно предшествовать сравнение по экономической
целесообразности нескольких альтернативных вариантов технических
решений.
С целью выбора энергосберегающих проектов целесообразно на
предварительном этапе выполнить сравнительный анализ их эффективности. При этом энергосберегающие проекты целесообразно разделить на
две группы. К первой группе относятся проекты затратного характера, не
предназначенные для получения прямой прибыли. Ко второй группе
относятся проекты, осуществление которых приводит к снижению
текущих издержек и приросту прибыли.
Проекты первой группы представлены мероприятиями, необходимость выполнения которых обусловлена требованиями соответствующих
нормативных и директивных документов (СНиП, ГОСТ и т.п.). В первую
очередь к ним относятся мероприятия затратного характера, связанные с
созданием объектов инженерной инфраструктуры.
Проекты второй группы связаны с установкой дополнительного
энергосберегающего оборудования, а также с заменой или модернизацией
старого оборудования на новое.
Тем не менее существует ряд ограничений, которые сопровождают
процесс разработки и внедрения энергосберегающих проектов. Одним из
410
таких ограничений является сложность построения организационной
структуры проекта. Действенный способ преодоления организационных
проблем, присущих достаточно большим проектам, к которым можно
отнести энергосберегающие мероприятия, – их упрощение путем выделения видов деятельности (выделение может быть произведено по объектам
потребления, по видам энергоресурсов), являющихся основными для
достижения главной цели проекта.
Таким образом, совершенствование управления энергосбережением
на предприятии возможно за счет проектного подхода, который заключается в разработке комплексных энергосберегающих проектов. Такие
комплексные проекты должны включать в себя не только технические
мероприятия, но и организационно-экономические модели и схемы
управления подобными процессами. Реализация программ энергосбережения проектным методом позволит предприятию сопоставить имеющиеся
ресурсы с возможным экономическим эффектом от внедрения проектов.
Управление энергосбережением на предприятии. Основные особенности энергосберегающих проектов. Эффективное управление энергосберегающими проектами предполагает необходимость их структуризации (классификации), чтобы в дальнейшем можно было устанавливать
общие закономерности развития данных проектов, их различия и механизмы реализации. При классификации энергосберегающих мероприятий
обнаруживается, что их осуществление возможно практически в любой
области человеческой деятельности, так как любая деятельность связана с
потреблением или преобразованием энергии (как следует из закона сохранения энергии). Чаще всего в литературе встречаются попытки систематизации энергосберегающих проектов по отраслевому признаку (т.е.
проекты, осуществляемые в энергетике, черной металлургии и т. п.).
Недостаток такой классификации – необходимость дополнительного
введения межотраслевых проектов (например, установка приборов учета
должна производиться на предприятиях каждой отрасли и в коммунальнобытовом секторе).
Классификация энергосберегающих проектов – это попытка систематизировать технические мероприятия и проекты по стадиям процесса
производства и потребления энергии, а организационные мероприятия,
ведущие к сбережению энергоресурсов, – по масштабу воздействия.
При составлении программы мероприятий по минимизации энергозатрат удобно использовать классификатор мероприятий по энергосбережению (табл. 7.2) [1].
Примеры организационных мероприятий:
1. На уровне страны:
− организация деятельности по экономии энергоресурсов в
масштабах страны в целом (например, создание государственной службы
тарифов и региональных агентств по энергосбережению);
− обсуждение и принятие государственных законов в области
энергосбережения;
411
2. На уровне региона (области) и города:
− соответствующие законодательные акты, стимулирующие
участие в энергосберегающих проектах как производителей и потребителей энергии,так и потенциальных инвесторов;
− реорганизация структуры и функций областных энергетических отделов;
− разработка и принятие нормативов энергопотребления для
новых и реконструируемых зданий;
− организация обучения работников энергохозяйства всех
уровней основам энергоаудита и энергоменеджмента и др.;
Таблица 7.2
Классификация энергосберегающих мероприятий
Признак
классификации
По преобладающему эффекту
По времени
реализации
По направлениям
технической
реализации
По источникам
финансирования
По направлениям
энергосбережения
412
Название мероприятия
Сопутствующие
Целевые
Стратегические
Тактические
Новые технологии и техника
Внешние
1. Создание и
внедрение новой
энергоэкономной
техники.
2. Внедрение
новой энергоэкономной
технологии
Совершенствование известных
технологий и
техники
Внешние и
собственные
1. Совершенствование схем энергосбережения предприятий.
2. Совершенствование организации
ремонта оборудования, повышение
качества ремонта.
3. Использование
вторичных энергоресурсов.
4. Совершенствование действующей техники и
технологии, ее
модернизация и
реконструкция,
автоматизация
существующих
процессов
Ликвидация
энергорасточительности
Собственные
1. Ликвидация
прямых потерь
ТЭР.
2.Совершенствование организационноуправленческой
работы по энергосбережению.
3. Оптимизация
режимов работы и
эксплуатации
оборудования.
4. Совершенствование системы
учета, контроля и
регулирования
расходов ТЭР
3. На уровне предприятия:
− организация и проведение энергетического аудита, а также
постановка регулярного энергетического менеджмента с учетом зарубежного и передового отечественного опыта по энергосбережению и
энергоэффективности;
− реорганизация (при необходимости) энергетической службы
предприятия в целях повышения эффективности ее функционирования.
Как правило, организационные мероприятия по энергосбережению
не требуют значительных капиталовложений и, следовательно, являются
гораздо более экономически эффективными, чем технические мероприятия, при осуществлении которых часто необходимо затрачивать крупные
денежные и трудовые ресурсы. Кроме того, затраты времени на проведение организационных мероприятий по энергосбережению чаще всего
меньше чем срок осуществления технического проекта (модернизации,
реконструкции или сооружения новой установки).
Конечно, любая классификация реальных объектов, в том числе и
энергосберегающих, достаточно условна, так как при реализации практически любого проекта в области энергосбережения приходится решать
массу вопросов как технического, так и организационного плана. Например, проекты установки автономных источников энергоснабжения на
промышленных предприятиях в силу повышенной капиталоемкости
можно отнести к техническим проектам, хотя в процессе их осуществления, безусловно, будет необходима масса организационных изменений
как во внутренней, так и во внешней среде предприятия (например, в
организационной структуре отдела главного энергетика, в договорных
взаимоотношениях с поставщиками сырья и потребителями). Коренным
образом изменяется рыночная позиция такого предприятия, так как из
покупателя энергии оно превращается в производителя, а зачастую и в
поставщика энергии, диверсифицируя таким образом свою продукцию и
увеличивая объем сбыта.
Отметим следующие характерные черты большинства энергосберегающих проектов.
1. Энергосберегающие проекты обычно реализуются на уже существующих предприятиях, в этом случае необходимо по возможности
органично «вписать» проект в организационную и производственную
структуры предприятия, добиться поддержки руководства в осуществлении энергосберегающих мероприятий, предусмотреть обучение персонала
и убедить его в необходимости и важности проекта. При подготовке
бизнес-плана или технико-экономического обоснования при осуществлении проекта на существующем предприятии понадобится подробная
информация, характеризующая его производственный потенциал, кадровое обеспечение и финансовое состояние.
2. Чаще всего проекты в области энергосбережения имеют небольшую стоимость (до 500 тыс. у. е.), в то время как финансовые международные организации (Всемирный банк, Европейский банк реконструкции
и развития (ЕБРР) предпочитают осуществлять прямые инвестиции в
крупные проекты.
413
Например, у ЕБРР минимальная величина стоимости проекта 5 млн.
у.е. Значительное количество энергии может быть сэкономлено за счет
осуществления так называемых беззатратных организационных проектов
и мероприятий, связанных с улучшением эксплуатации оборудования,
изменением организационной структуры предприятия, сокращением штатов, наведением элементарного порядка. На многих предприятиях такие
перемены воспринимаются болезненно, но очень часто они необходимы и
для получения кредита.
3. Большинство энергосберегающих проектов на стадии производства энергии напрямую связано с улучшением экологической обстановки.
Поэтому при оценке таких проектов часто предлагается учитывать некоммерческую эффективность (иногда не в стоимостных, а в натуральных
показателях, например, уменьшение выбросов оксидов азота и серы в
т/год и т.п.). Данная особенность обусловливает определенную роль
государства и субъектов предпринимательства в финансовой поддержке
энергосберегающих проектов, в предоставлении им льготных кредитов,
налоговых льгот и гарантий правительства.
4. Энергосберегающие проекты, кроме низких затрат, характеризуются достаточно небольшим периодом их освоения и быстротой окупаемости по сравнению с традиционным строительством новых энергетических объектов: энергосберегающие проекты в среднем в 5 раз менее
капиталоемки и имеют в 4–5 раз меньшие сроки освоения, чем проекты
строительства новых энергоустановок той же мощности. Поэтому при
альтернативе – расширение действующих мощностей или энергосбережение – производители будут выбирать последний вариант, характеризующийся более низкими затратами и меньшими сроками осуществления,
при условии включения затрат на энергосбережение в тарифы или при
наличии других льгот.
5. Осуществление энергосберегающих мероприятий в отличие от
многих других инвестиционных проектов имеет результатом не дополнительную выручку, а экономию, величину которой рассчитать часто бывает
нелегко.
Неоднозначность понятия «экономия» подчас является причиной
неосуществления, казалось бы, успешных проектов.
Финансирование энергосберегающих проектов в украинской
практике осуществляется с использованием следующих источников
средств:
первая группа – бюджетные средства, выделяемые правительством
и распределяемые Министерством финансов Украины;
вторая группа – бюджетные средства регионов – субъектов Украины, средства местных органов управления, внебюджетные фонды энергосбережения, создаваемые в регионах;
третья группа – средства предприятий, коммерческих банков
(украинских и зарубежных), финансово-промышленных групп, паевых
инвестиционных фондов, специализированных фондов энергосбережения
и др.
414
При реализации энергосберегающих проектов с участием
иностранных инвесторов основным заемщиком, как правило, выступает
Министерство финансов Украины, заключающее договоры перекредитования с конечными заемщиками. Необходимость перекредитования
связана с высоким риском инвестирования в украинские предприятия, а
именно:
− трудности преодоления традиционного менталитета многих
руководителей промышленных предприятий, сохранившегося со времен
централизованной экономики, нехватка знаний в области финансового
планирования и оценки эффективности производства, в том числе и с
точки зрения его энергоемкости. Управленческие решения, построенные
на современных концепциях эффективности, направленные на улучшение
эксплуатации оборудования и укрепления трудовой дисциплины, могут
привести к сбережению энергии при незначительных капитальных затратах и даже без них;
− незаинтересованность зарубежных партнеров в инвестировании
средств в энергосберегающие проекты из-за отсутствия гарантий и механизма возврата средств.
Специфические сложности реализации энергосберегающих проектов:
− неразвитость отечественного рынка энергосберегающих технологий, приводящая к необходимости приобретения дорогостоящего
импортного оборудования, что, естественно, уменьшает эффективность
проектов;
− недостаточная экономическая заинтересованность руководителей энергопотребляющих предприятий в обновлении устаревших энергоемких технологий, которые требуют значительных инвестиций. Предприятия, находящиеся в сложном финансовом положении, не имеют средств
для проведения энергосберегающих мероприятий, а финансовые институты неохотно предоставляют кредиты таким предприятиям в первую
очередь, потому что они не могут доказать свою финансовую состоятельность;
− низкая заинтересованность в энергосбережении (в частности,
экономии топлива) руководителей энергопроизводящих предприятий.
Ценообразование в крупных энергосберегающих организациях до сих пор
основано на методе «издержки плюс» и не стимулирует сокращение
топливных затрат. Производители энергии мало заинтересованы в проведении энергосберегающих мероприятий как на собственных объектах, так
и у потребителей;
− при транспортировке теплоэнергии затруднено обнаружение
утечек (составляющих по оценкам Международного энергетического
агентства до 17 %) из-за отсутствия измерительных приборов во всех
звеньях системы;
− незаинтересованность в сбережении теплоэнергии и воды
коммунально-бытовых потребителей, так как расходы на отопление и
водоснабжение жилого сектора соответственно
вычисляют из расчета
проектных затрат энергии на 1 м2 общей площади жилья и количество
415
жильцов (вместо того, чтобы основываться на реальном потреблении) и
включают в квартирную плату. При таком механизме жильцы не только
не заинтересованы в экономии потребления, но и не в состоянии это
делать, так как батареи в квартирах не снабжены регуляторами;
− нет четко разработанной скоординированной системы материальной и личной заинтересованности в установке оборудования для регулирования температуры в квартирах и домах;
− расходы на отопление и освещение в бюджете отдельной семьи
пока невелики, что связано, с одной стороны, с сохранением системы
льготных тарифов и дотаций населению, а с другой – относительно низкой оснащенностью жителей различными бытовыми электроприборами
(по сравнению со странами Запада).
Как показывает практика зарубежных энергокомпаний, энергосбережение у потребителей может выступать как самостоятельный высокодоходный бизнес, приносящий реальную прибыль и производителям, и
потребителям энергии. Для реализации проектов проведения энергосберегающих мероприятий у потребителей необходим четкий порядок, регламентирующий включение затрат на энергосбережение в себестоимость
продукции и стимулирующий сокращение энергетических (в том числе
топливных) затрат как у потребителей, так и у производителей энергии.
При внедрении энергосберегающих проектов необходимо учитывать
своеобразие сложившейся ситуации на рынке энергии. Так, при реализации проектов установки систем автономного энергоснабжения предприятиям становится действительно выгодно отказываться от услуг централизованного энергоснабжения (особенно это касается теплоснабжения).
7.3. Инвестиционные проекты в системе инновационного энергоменеджмента и методы оценки их эффективности
«Годовой доход: двадцать фунтов; годовые затраты: девятнадцать
фунтов, девятнадцать шиллингов и шесть пенсов; результат: счастье.
Годовой доход: двадцать фунтов; годовые затраты: двадцать фунтов и
шесть пенсов; результат: нищета». (М-р. Микобер. «Дэвид Копперфильд»,
Чарльз Диккенс, 1850). Цель бизнеса – создать прибыль и сделать деньги.
Для того, чтобы сделать это возможным, нужно удовлетворить три группы людей: клиентов, владельцев акций и работников. Достаточная
прибыль должна быть такой, чтобы после уплаты налогов и выплаты
дивидендов владельцам акций, оставались еще достаточные средства для
реинвестирования в новое оборудование и продукцию, чтобы улучшить
положение на рынке, или, по меньшей мере, на его поддержание. Создание прибыли на уровне отдельного предприятия вносит свой вклад в
повышение жизненного уровня всей нации в целом.
Однако прибыль не является единственной целью; существуют и
другие факторы, которые являются жизненно важным для долгосрочного
процветания и выживания бизнеса. Эти факторы проиллюстрированы на
модели «Круг бизнеса» (см. рис. 7.4). Эти разные цели не все дополняют
друг друга, но важно добиться их баланса, поскольку неудача в удовле-
416
творении всех этих требований может повлечь за собой торможение в
росте и нестабильность.
Реинвестиции в новые и
улучшенные товары,
рынки, оборудование
Эффективное
производство и
продажа
Радуйте своих
клиентов хорошим
качеством в нужное
время и по хорошей
цене
Получение
хорошей прибыли
Не огорчайте
капиталовкладчиков
Поддерживайте в своих
сотрудниках чувство
безопастности и счастья
Рис.7.4. Модель «круг бизнеса»
Требования «Круг бизнеса» сводятся к тому, чтобы бизнес постоянно улучшался, а этого можно достичь только через инвестиции. Следовательно, он является критическим параметром по отношению к долгосрочной стабильности и росту бизнеса [6]:
1. Разработка нового товара, для того чтобы улучшить существующую продукцию или выйти на новые рынки. Этот тип инвестиций будет
направлен на увеличение или защиту доли рынка.
2. Дополнительную производственную мощность для увеличения
доли рынка или для удовлетворения растущего рынка.
3. Усовершенствование существующих мощностей, для того чтобы:
− улучшить качество для большого удовлетворения покупателя;
− уменьшить производственные затраты.
Основная причина инвестиций в энергосбережение – уменьшить
производственные затраты. Важно осознать, что та или иная инвестиция
может иметь несколько выгод: энергосбережение может быть не единственным ее оправданием.
Вложение денег в какое-либо предприятие, в том числе и в энергосбережение, всегда преследует конкретную цель. Достижение этой цели
является результатом выполнения ряда действий, которые в мировой
практике принято объединять общим термином «проект».
Под проектом обычно понимают комплекс взаимосвязанных мероприятий любого характера, направленных на достижение поставленной
417
цели в течение заданного промежутка времени и при установленном
бюджете [7-9].
Целесообразность реализации любого проекта должна быть определена еще на стадии его формирования. Для этого обычно выполняют
так называемый проектный анализ, который представляет собой методику
системной оценки достоинств и недостатков инвестиционных проектов.
Основной целью проведения проектного анализа является повышение
общественного или частного благосостояния. Достигается эта цель тем,
что все достоинства и недостатки проекта по мере возможности переводятся в стоимостные (денежные) величины.
Полный проектный анализ предполагает оценку проекта с самых
разнообразных точек зрения: технической, экономической, финансовой,
экологической и социальной. Таким образом, рассмотренный в данном
подразделе финансовый анализ является только частью проектного анализа. Однако, поскольку конкретные проекты в области энергосбережения
реализуются на вполне определенных производственно-хозяйственных
объектах и финансируются конкретными инвесторами, для принятия
обоснованного решения о принятии проекта или об отказе от него, как
правило, достаточно проведения его технической и финансовой оценки.
Несколько упрощенно методика выполнения проектного анализа может
быть представлена в виде постановки ряда вопросов и получения ответов
на них (практически аналогичные вопросы возникают и в процессе
финансовой оценки проекта). Таких вопросов шесть [6]:
1. Какова цель проекта?
2. Какие варианты проекта необходимо сравнивать в данном конкретном случае?
3. На какой перспективе (в каком «масштабе») должны оцениваться выгоды и издержки проекта?
4. Какой временной горизонт нужно использовать при оценке
выгод и затрат проекта?
5. Что представляют собой и как могут быть оценены выгоды и
затраты проекта?
6. Какие критерии могут быть использованы для принятия решения о реализации проекта или об отказе от него?
Ответ на первый вопрос проектного анализа всегда представляется
очевидным. Тем не менее тщательная формулировка цели проекта может
оказаться очень полезной в последствии для выявления всех его достоинств и недостатков, и следовательно, для правильной оценки выгод и
затрат проекта. Поэтому, несмотря на очевидность данного вопроса, цель
проекта необходимо сформулировать как можно более конкретно.
Поскольку одна и та же цель, в принципе, может быть достигнута
различными способами, при выполнении финансового анализа, как правило, возникает необходимость сравнения двух или более вариантов проекта (или проектов). Такое сравнение необходимо для выбора наиболее
целесообразного (оптимального) варианта проекта или набора проектов.
При этом сравниваемые варианты или проекты могут быть независимыми, взаимосвязанными или взаимоисключающими (альтернативными).
418
Кроме того, необходимо представлять себе, что даже при выполнении финансовой оценки только одного проекта (или единственного его
варианта), фактически следует сравнивать два варианта: «с проектом» и
«без проекта». Сравнение ситуации «с проектом» и «без проекта» представляет собой общий термин, применяемый в проектном анализе для
описания метода, который позволяет оценить, что будет происходить в
случае осуществления проекта по сравнению с его отсутствием. Следует
помнить также, что в данном случае необходимо сравнивать предельные
(дополнительные) выгоды и затраты ситуации «с проектом» по отношению к «без проекта».
Определение перспективы – это установление «масштаба», в котором будет оцениваться проект. С точки зрения стоимостной оценки
проекта может быть выполнен или экономический, или финансовый его
анализ.
Экономический анализ является оценкой целесообразности осуществления проекта с точки зрения общества в целом (такой анализ иначе
можно назвать макроэкономическим). Целью проведения экономического
анализа является максимизация общественной выгоды от реализации проекта. При его выполнении оперируют не рыночными, а так называемыми
теневыми ценами, отражающими истинную (полную) стоимость использования обществом тех или иных ресурсов (например, труда, иностранной
валюты, топливно-энергетических ресурсов и т.п.).
Финансовый анализ предполагает оценку целесообразности реализации проекта с позиции частного инвестора. Целью такого анализа является максимизация частной прибыли для инвестора, т.е. для того, кто
вкладывает деньги в проект или для выделения фиксированного бюджета
для больших накоплений. При выполнении финансового анализа все
затраты и выгоды проекта принимаются такими, какими они сложились
на частном рынке. Такой анализ осуществляется значительно проще, чем
экономический, и является более доступным для инженеров, которые не
имеют специальной экономической подготовки. Поэтому (а также в силу
его достаточности) в дальнейшем изложении данного материала предполагается подробное рассмотрение только финансовой оценки инвестиционных проектов.
Под временным горизонтом проекта (или продолжительностью его
жизненного цикла) следует понимать период времени, как правило, в
годах, в течение которого рассматриваемый проект будет использоваться
и приносить прибыль. Чтобы установить временные границы проекта,
необходимо сразу же определить срок его окончания. При этом в зависимости от конкретной ситуации можно ориентироваться на длительность
периода физического или морального износа, приобретаемых или сооружаемых основных фондов. Это может быть 30-40 лет для крупной
электростанции либо менее 2 лет для лампочки.
Важность установления правильных временных границ для объективной оценки его целесообразности очевидна. Сокращение или удлинение продолжительности проекта определяет интервал времени, в течение
которого предполагается поступление доходов или начисление издержек
419
по проекту. Поэтому временной горизонт проекта должен быть объективной оценкой продолжительности его существования, независимо от того,
насколько такой период делает проект привлекательным или непривлекательным.
Помимо изменения ценности денег, время само по себе очень важно для правильной оценки общего объема затрат и выгод, которые будут
сделаны или получены в результате осуществления проекта. Поэтому уже
в начале выполнения финансового анализа необходимо однозначно установить временные границы (временной горизонт) проекта.
Следующим этапом подготовки к выполнению финансовой оценки – это просчитать все возможные расходы и выгоды, относящиеся к
проекту. Полезно представить эту информацию в виде прогноза движения
денежных средств (см. табл. 7.3). При этом важно, чтобы проекты, которые рассматриваются одновременно были согласованы во времени, т.е.
для таких проектов необходимо установить один и тот же «момент начала». Как правило, год «начала проекта» называют «нулевым». Основным
периодом времени при выполнении финансовой оценки является год.
Прогноз движения денежных средств представляет собой фундаментальную информацию, необходимую для экспертизы проекта. Он
включает три ключевых момента:
− расходы;
− выгоды;
− распределение во времени затрат и выгод.
Таблица 7.3
Прогноз движения денежных средств проекта
Дол. США
Год
0
1
2
3
4
5
Капитальные
расходы
Эксплуатационные
расходы
Экономия
(1000)
0
0
0
0
0
0
0
0
(200)
0
0
0
500
500
300
500
500
Поток денежных
средств
Кумулятивный
поток денежных
средств
(1000)
500
500
100
500
500
(1000)
(500)
0
100
600
1100
Баланс между затратами и выгодами является основной характеристикой привлекательности проекта, т.е. чем больше выгод по отношению к затратам, тем привлекательнее проект. Цель заключается в максимальной выгоде при наименьших затратах.
При ответе на этот вопрос необходимо определить, что именно
является выгодой или экономией, а что является расходами. Зачастую не
420
менее важной оказывается определение способов количественной оценки
выгод и расходов проектов. Для того чтобы как можно точнее ответить на
пятый вопрос, необходимо помнить, что все затраты можно разделить на
капитальные и эксплутационные.
Капитальные расходы представляют собой затраты на приобретение или сооружение каких-либо объектов. Величину этих расходов можно
оценить, основываясь на прайс-листах изготовителей, поставщиков, на
данных предыдущих проектов. При учете этих затрат важно учитывать
так называемое условие платежа. При оценке капитальных затрат нужно
учитывать возможный доход от продажи старого оборудования. При этом
важно не завышать оценку этого дохода и учитывать возможность появления конкурентов.
К эксплуатационным затратам могут относиться затраты на топливо, на текущий ремонт, на материалы, затраты на заработную плату
эксплуатационного персонала и т.д.
Как правило, выгодами проекта энергосбережения являются снижение затрат на энергоресурсы. При этом необходимо анализировать не
произойдет ли повышение производительности, не повысится ли качество
продукции.
Для оценки эффективности проекта следующим шагом является
расчет критериев, которые могут быть использованы для принятия решения о реализации проекта или об отказе от него. Наиболее известным
пр
критерием является простой срок окупаемости инвестиций проекта Tок
[7, 10-12].
Простой срок окупаемости инвестиций проекта – время, в течение
которого общие выгоды от проекта станут равными затратам; это момент,
с которого проект начинает приносить прибыль. Если выгоды и затраты
проекта одинаковые по годам, то простой срок окупаемости определяется
как
И
пр
,
(7.1)
Tок
Bt Ct
где Bt – выгоды проекта в t-м году; Ct – затраты проекта в t-м году;
И – инвестиции.
Если выгоды и затраты не одинаковые, то простой срок окупаемости можно определить с помощью кумулятивного потока денежных
средств.
Очевидно, что предпочтение отдается проектам с минимальным
сроком окупаемости или с приемлемым для инвестора.
Однако этот показатель используют только в качестве предварительной оценки, поскольку простой срок окупаемости не учитывает двух
моментов:
− ценности денег во времени;
− не учитывает того, что будет после момента окупаемости.
421
Ценность денег во времени снижается. Поэтому фактор времени
является очень важной составляющей оценки. Время – критический фактор для ожидаемых выгод и затарт любого проекта, поскольку деньги,
получаемые в настоящий момент, более предпочтительны, чем деньги,
которые будут получены в будущем. Существуют три основные причины
снижения ценности денег во времени [6]:
отсрочка в получении денег приводит у потерям в связи с отложенным спросом или упущенным доходом («сегодняшние» деньги уже
сейчас можно использовать для удовлетворения своих потребностей или
они могут принести дополнительный доход, будучи сбереженными в
банке или вложенными в какой-то проект);
покупательная способность денег постоянно снижается в связи с
инфляцией, имеющей место в любом государстве;
получение «завтрашних» денег всегда связано с некоторым
риском и неопределенностью.
Одним из действий, позволяющих учесть ценность денег во времени, является компаундирование (начисление сложных процентов). Это
процедура (компаундирования) оценки будущей стоимости сегодняшних
денег:
FV =PV (1+i)n,
(7.2)
где FV – будущая стоимость; PV – сегодняшняя стоимость; i – процентная
ставка
(стоимость кредита); n – число полных лет вложения средств;
(1+i)n – коэффициент компаудирования.
Компаундирование аналогично размещению инвестиционных денег в банк на несколько лет и получение сложного процента на эту сумму.
Например, если 100 дол. США положены в банк под 10% годовых, то
годовой сложный процент по прошествии трех лет составит:
Год 1 – 100 1,1=110; Год 2 – 110 1,1=121; Год 3 – 121 1,1=133,1.
Расчет может быть также произведен с помощью формулы
(7.2):
FV=100 (1+0,1)3=133,1.
Однако финансовая оценка проекта использует обратное действие
компаундированию, которое называется дисконтированием:
PV FV
где
1
1
(1 i)n
,
(7.3)
– коэффициент дисконтирования.
(1 i ) n
Дисконтирование – это то же, что и начисление сложного процента,
только наоборот. Используя предыдущий пример, т.е. размещение 100
422
дол. США в банк под 10 % годовых через 3 года даст такой сложный процент: Год 1 – 100 1,1=110; Год 2 – 110 1,1=121; Год 3 – 121 1,1=133,1.
При ставке дисконтирования в размере 10 % , 133,1 дол. США
полученные через три года эквиваленты 100 дол. США сегодня. Это
отражает тот факт, что стоимость суммы, которая будет получена в будущем, меньше, чем ее нынешняя стоимость, причем стоимость со временем
снижается. Это явление происходит вследствие инфляции и неопределенности, что отражается при дисконтировании денежного потока:
PV 133,11/ (1 0,1)3 100 дол. США.
С помощью дисконтирования все выгоды приводят к моменту
начала финансирования проекта [6].
Процентная ставка (или ставка дисконта) в общем смысле представляет собой стоимость капитала для инвестора, т.е. доход на капитал,
например, как ставка дохода по облигациям или акциям. Выбирая ставку
дисконта при проведении финансового анализа проекта, нужно принимать
во внимание, что реальная ценность денег со временем снижается в связи
с инфляцией. При этом под инфляцией понимают обесценивание денег,
выражающееся, прежде всего, в росте цен на товары и услуги. Такое явление в той или иной степени присуще всем государствам мира.
В связи с наличием инфляции в проектном анализе могут быть
использованы две разновидности ставок дисконта: реальная процентная
или текущая процентная ставка. Реальная процентная ставка (реальная
ставка дисконта) представляет собой доход на вложенный капитал без
учета инфляции. Текущая (номинальная) процентная ставка (текущая
ставка дисконта) соответственно определяется с учетом инфляции. При
этом между указанными ставками существует следующее упрощенное
соотношение:
Текущая процентная ставка = Реальная процентная ставка + Процент
инфляции.
Размер ставки дисконта колеблется в зависимости от характера
организации и коммерческой конъюнктуры, в которой она работает; относится ли она к стоимости занятых средств, стоимости банковских депозитов или необходимости организации изыскать капитал из внутренних
резервов. Предполагается, что стоимость капитала это составляющая
средневзвешенная цифра в соответствии с источниками капитала, который может быть использован предприятием. При выборе нормы дисконта
необходимо учитывать следующее:
чтобы доход от вложенных средств обеспечил минимальный
гарантированный уровень доходности (доходности);
полностью компенсировал изменения (в том числе инфляционные) покупательной способности денег в течение периода;
покрывал риск инвестора, связанный с осуществлением проекта.
Для более точного учета инфляции в знаменателе коэффициента
дисконтирования следует использовать выражение
423
(1 + Текущая процентная ставка) = (1 + Реальная процентная ставка) x
x (1 + Процент инфляции).
Например, реальная процентная ставка в стране может быть равна 4
%, но при темпе инфляции 8 % в год текущая процентная ставка будет
составлять 12 %.
При выполнении финансового анализа проектов чрезвычайно
важно быть последовательным в выборе процентной ставки и цен,
используемых для расчета доходов и расходов по проекту (непоследовательность в этом вопросе является одной из самых распространенных
ошибок, допускаемых в проектном анализе). Если в финансовом анализе
используются реальные ставки процента, то стоимость заемного капитала,
а также все доходы и расходы по проекту должны быть показаны в постоянных ценах («постоянных долларах»), то есть в ценах, не учитывающих
инфляцию. И наоборот, если предполагается использовать текущие цены
для определения стоимости заемного капитала, доходов и расходов по
проекту, то в проектном анализе следует применять только текущие
(номинальные) ставки процента, то есть процентные ставки, учитывающие инфляцию.
Многие организации используют комбинацию различных факторов
при выборе ставки дисконтирования. Выбор зависит от природы организации и ее делового окружения, например, зависит ли ставка дисконтирования от стоимости займа фондов, стоимости банковских депозитов или
потребности в привлечении капитала. Часто ставка учитывает среднюю
стоимость капитала в зависимости от источников его происхождения, то
есть акционерный капитал, банковская ссуда, заем и т.д. Многие
организации используют стандартную ставку, общепринятую во всей
организации. Кроме выражения стоимости денег в текущих или постоянных показателях, существуют также и другие проблемы с выбором ставки
дисконта. Вообще в проектном анализе используются два типа ставок
дисконта для оценки проекта соответственно в частном секторе (финансовый анализ) и в общественном секторе (экономический анализ).
Частная ставка дисконта, как было сказано, может быть или
текущей, или реальной (то есть соответственно с учетом или без учета
инфляции). Поэтому, выбирая ставку дисконта, можно ориентироваться
на максимальную потенциальную выгоду, которую инвестор мог бы
получить, не вкладывая денег в рассматриваемый проект. Например, эти
деньги вместо их вложения в проект могут быть помещены в банк под
определенный процент (в этом случае ставка дисконта может быть принята равной банковской процентной ставке). Вместо частной ставки дисконта, в принципе, можно использовать общественную ставку (альтернативную стоимость капитала в общественном секторе).
Поскольку общественную ставку дисконта оценить чрезвычайно
трудно, в большинстве стран мира и международных организациях по
оказанию помощи для финансовой оценки проектов просто принимается
некоторая единая ставка дисконта (например, 10 %-ная ставка, которой
424
пользуется Всемирный банк). Если у вас возникают сомнения по выбору
ставки дисконтирования, проконсультируйтесь с финансовым директором
вашей организации, если же вы подаете заявку на внешнее финансирование, то с той финансовой организацией, которой направляется заявка
Учитывая ценность денег во времени, определяют так называемые
«динамические критерии проектов» или «дисконтированные критерии
проектов». Метод, в котором учитывается временная стоимость денег,
представляет собой расчет чистой приведенной стоимости (ЧПС) или
чистый дисконтированный доход (ЧДС), или чистая текущая стоимость –
Net Present Value (NPV) [7, 10-12]:
NPV
n
B C
(1t i)tt ,
(7.4)
t 1
В таком методе оценки учитываются выгоды от проекта на всем
протяжении его жизни. Он позволяет подстраивать будущие выгоды под
текущую стоимость денег (см. табл. 7.3).
Для вычисления ЧПС необходимо вычислять коэффициент дисконтирования каждый раз. Для этого существуют специальные таблицы для
расчета коэффициента дисконтирования и большинство компьютерных
программ их содержат.
Соответствующие коэффициенты дисконтирования применяются
для приведения потока наличности и ежегодно дисконтируемые суммы
складываются, чтобы получить чистую приведенную стоимость, а для
того, чтобы проект выглядел привлекательно, ЧПС должна быть больше
нуля.
Таблица 7.3
Пример расчета чистой приведенной стоимости проекта
Год
Издержки,
дол. США
0
20000
1
0
2
0
3
0
4
0
Всего
20000
ЧПС=3640 дол. США
Выгоды,
дол.
США
Поток
средств,
дол. США
Коэффициент
дисконтирования
Сегодняшняя
стоимость,
дол. США
0
10000
10000
6000
6000
32000
(20000)
10000
10000
6000
6000
12000
1
0,87
0,756
0,658
0,572
(20000)
8700
7560
3948
3432
3640
Этот показатель позволяет оценить то, что нас ожидает в результате
реализации проекта – прибыль или убыток.
Если анализируются независимые проекты, то выбирают те, у которых стоимость больше (положительнее). Если необходимо сравнивать
425
альтернативные проекты, то предпочтение отдают тем, у которых ЧПС –
максимальна.
Метод NPV определяет, «зарабатывает» ли эта инвестиция больше
(положительная NPV) или меньше (отрицательная NPV), чем целевая
норма прибыли. Норма дисконта, которая приводит NPV к нулю, известна
под названием внутренняя норма прибыли и может использоваться при
сравнении проектов. Чем выше NPV, тем привлекательнее проект.
Вторым динамическим показателем является динамический или
дисконтируемый срок окупаемости [6], который может быть определен из
уравнения
n
B C
(1t i)tt 0.
(7.5)
t 0
год.
Можно определить срок окупаемости с точностью: неделя, месяц,
Третий динамический показатель – Internal Rate of Return (IRR) или
внутренняя норма рентабельности (ВНР), или внутренняя норма прибыли
(ВНП), или внутренний коэффициент окупаемости инвестиций – представляет собой уровень окупаемости средств, направленных на цели инвестирования, и по своей природе близка к различного рода процентным
ставкам, используемым в других аспектах финансового менеджмента.
Показатель ВНР представляет собой величину ставки дисконта, при которой дисконтированные затраты становятся приведенными дисконтными
выгодами проекта. Эту величину можно определить из уравнения (7.5).
Поскольку решение уравнения (7.5) относительно ―i― найти сложно,
то на практике ВНР определяют в процессе итеративных расчетов. При
этом задаются несколькими значениями ставки дисконта и определяют
ближайшее ее значение, при котором знак ЧПС изменяется с (+) положительного на (–) отрицательный. После чего изменение ЧПС интерполируются линейной зависимостью, точкой пересечения которой с горизонтальной осью и будет ВНР (см. рис. 7.5).
На практике определение ВНР проводится с помощью следующей
формулы:
ВНР A
a( B A)
,
( a b)
(7.6)
где А – величина ставки дисконта, при которой NPV положительная; В –
величина ставки дисконта, при которой NPV отрицательна; а – величина
положительной NPV, при величине ставки дисконта А; b – величина отрицательной NPV, при величине ставки дисконта В.
Величина ВНР характеризует максимальный доход на вложенный
капитал и может быть получена в этом проекте. Таким образом, наиболее
426
привлекательными являются проекты, у которых внутренняя норма
окупаемости является максимальной. Кроме того, при принятии решений
о реализации проекта или отказе от него, необходимо сравнивать внутреннюю норму рентабельности со ставкой дисконта, которая используется
в данном проекте.
Чтобы легче было разбираться в проблемах, связанных с ВНР,
условимся, что пока мы будем говорить о стандартных инвестиционных
проектах, при реализации которых нужно сначала потратить деньги
(допустить отток средств) и лишь затем можно рассчитывать денежные
поступления.
Денежные поступления носят кумулятивный характер, причем их
знак меняется только один раз (то есть сначала они могут быть отрицательными, но затем становятся положительными, оставаясь таковыми в
течение всего периода реализации инвестиционного проекта).
Для таких стандартных инвестиционных проектов справедливо
утверждение о том, что чем выше коэффициент дисконтирования, тем
меньше размер ЧПС, что именно и иллюстрирует рис. 7.5.
Рис. 7.5. Зависимость значения ВНР от ставки дисконта
Таким образом, ВНР становится как бы ситом, которое отсеивает
невыгодные проекты. Кроме того, этот показатель может быть основой
для ранжирования проектов по степени выгодности. Правда, это можно
делать только «при прочих равных», т.е. при тождественности основных
исходных параметров, сравниваемых проектов: равной сумме инвестиций; одинаковой продолжительности; том же уровне риска; подобных
схемах формирования денежных поступлений (т.е. приблизительно при
равных суммах ежегодных доходов в одинаковой временной перспективе – в первом, втором и последующих годах реализации инвестицион-
427
ного проекта). И наконец, этот показатель служит индикатором уровня
риска проекта: чем больше ВНР превышает принятый фирмой барьерный
коэффициент (стандартный уровень окупаемости), тем больше «запас
прочности» проекта и тем меньше опасность от возможных ошибок при
оценке размеров будущих денежных поступлений. При использовании
внутренней нормы прибыли (проверочного дисконта) важно понимать,
что уровень окупаемости инвестиций достигается не всей инвестированной суммой средств и не в течение всего периода реализации инвестиционного проекта. Такое достижение в полной мере можно считать
результатом функционирования только суммы инвестиций, еще не
возвращеннной. Если ВНР > i, то проект приемлемый; ВНР < i, то проект
не приемлемый; ВНР = i, нет прибыли.
Следующим показателем оценки эффективности проекта является
коэффициент издержек/выгод (С/В). Данный показатель оценки проектов
используется в проектном анализе несколько реже. Он определяется как
отношение суммы дисконтированных выгод проекта к сумме дисконтированных его затрат. Сущность отбора проектов по данному критерию
состоит в том, что выбирать следует все независимые проекты со значениями коэффициента С/В менее 1.
Хотя коэффициент С/В пользуется достаточно широкой популярностью, он имеет ряд серьезных недостатков. В частности, он может
давать неправильные результаты ранжирования даже независимых проектов, также им нельзя пользоваться, если выбор делается среди взаимосвязанных или взаимоисключающих проектов. Поскольку сравнивается
относительный размер выгод по отношению к издержкам проекта, нужно
помнить, что коэффициент С/В не характеризует абсолютную величину
чистых выгод проекта. Например, небольшой проект может иметь более
низкий коэффициент С/В, чем гораздо более крупный проект. Но у крупного проекта общая сумма чистых выгод может оказаться большей.
Отношение чистой приведенной стоимости к инвестициям
(NPV/І) – показатель, который позволяет сравнивать между собой различные по масштабу проекты. С помощью этого критерия можно определить
наиболее целесообразную очередность осуществления проектов на предприятиях.
Выполнению финансовой оценки проекта присущи следующие
особенности:
1. Не всегда очевидно, какие именно проекты необходимо сравнивать.
2. Определенную сложность представляют собой выбор временного горизонта проекта.
3. Не всегда очевидно, что является выгодами и затратами проекта.
4. Зачастую бывает сложно количественно оценить выгоды и
затраты, особенно если они связаны с экологией, социальной сферой.
5. При составлении денежных потоков достаточно сложно
правильно спрогнозировать изменение времени выгод и затрат проекта во
времени.
6. Неоднозначным является выбор ставки дисконта проекта.
428
Одной из основных проблем является то, что показатели эффективности проекта, как правило, не позволяют получить согласованное решение. Однозначного решения этих проблем нет. Целесообразно учитывать
определенные рекомендации.
При выборе ставки дисконта используют мировой опыт, конкретные договоренности с инвестором или определяют так называемую
альтернативную стоимость капитала. Что касается критериев принятия
решения по проекту, то наиболее популярным является динамический
срок окупаемости, ЧПС, ВНР. При этом срок окупаемости является достаточным для сравнительно дешевых проектов, имеющих короткий
жизненный цикл. Для дорогостоящих, длительных проектов чаще всего
используют ЧПС. Однако, если имеется риск неполучения выгод в будущем, существенного изменения цен, а также ставки дисконта, то более
предпочтительней становится ВНР. В каждом конкретном случае нужно
стремиться показать потенциальным инвесторам как можно больше
критериев эффективности проекта, поскольку окончательное решение
будет принимать инвестор. Однако при этом обязательно необходимо
выполнить анализ рисков проекта.
7.4. Источники и схемы финансирования энергосберегающих
проектов
К инструментам, используемым за рубежом для формирования
финансовой политики в сфере энергосбережения, относятся: установление
цен, программы прямой финансовой поддержки (гранты), льготное
финансирование, государственные (технологические) закупки; добровольные соглашения между государственным и частным секторами,
налоговые стимулы – энергетические налоги, налоговые льготы. Таким
образом, все эти инструменты делятся на две категории: «стимулирующие» (информация, финансовая поддержка) и «ограничительные» (запреты, сборы). Оптимальным подходом является их сочетание, поскольку
стимулирующие меры устанавливают политику, а ограничительные –
обеспечивают ее исполнение. Осуществление надлежащего влияния на
цену энергоресурсов или на цену энергоэффективных мероприятий обеспечивает стимулирование инвестиций в области повышения энергоэффективности. Одним из примеров стимулирующих мер являются [4]:
− программы прямой поддержки,
− льготное финансирование,
− налоговые стимулы.
Такие меры являются важными финансовыми механизмами, которые правительство может использовать для увеличения инвестиций в
проекты по энергосбережению.
Программа прямой поддержки и кредиты, по которым государство гарантирует выплату процентов, способствуют технологическим
инвестициям и создают условия для дальнейшего технологического
развития, накопления знаний и расширения рынка. Однако такие
программы и кредиты связаны со значительными затратами и должны
429
использоваться в целях содействия внедрению и распространению новых
энергоэффективных технологий, но при этом гранты не должны носить
постоянный характер. Недостатком гранта является наличие фактора
неопределенности, связанного с тем, мог бы тот или другой продукт
существовать на рынке без гранта. Кроме того, здесь существует проблема «бесплатных пользователей» – пользователей, которые бы вкладывали
инвестиции в данные технологии и без получения гранта. Разработаны
различные методы по совершенствованию механизма грантов – добровольные соглашения и программы государственных (технологических)
закупок. Цель их состоит в том, чтобы привлечь к этой деятельности
больше участников и обеспечить связь между грантами и структурой
рынка.
Налоги являются мощным механизмом, позволяющим влиять на
потребление энергии и инвестиции в проекты по энергосбережению.
Налоговые льготы являются более эффективным механизмом, чем
программы прямой поддержки.
Экологически ориентированное так называемое «налоговое смещение» приобретает все большее распространение в Европе. При этом доходы, полученные за счет повышения экологических налогов (в основном
это энергетические налоги), направляются на снижение налога на прибыль (доход). Правила государственных закупок дополняются принципами энергоэффективных закупок. Это имеет как минимум три положительных результата. Во-первых, закупки энергоэффективных товаров
обеспечивают улучшение соотношения затрат и результатов, что позволяет сэкономить денежные средства для финансирования дополнительных
проектов по энергосбережению. Во-вторых, государственный сектор
выступает примером, демонстрируя выгоды энергоэффективных мероприятий. В-третьих, государственные закупки создают соответствующий
спрос и могут влиять на рынок. Одним из путей решения этих проблем и
стимулирования банков к деятельности в сфере энергосбережения является предоставление льготных государственных кредитов. Такая система
способствует осознанию банковским сектором значимости проблем энергоэффективности и повышает осведомленность банков по проектам,
связанным с повышением энергоэффективности. Это стимулирует банки
нанимать соответствующих сотрудников и (или) обучать имеющихся
вопросам, связанным с энергоэффективностью, и тому, как следует оценивать проекты по энергосбережению. Дополнительным эффектом такой
системы являются появление у банков заинтересованности в развитии
своей собственной системы кредитования проектов по энергосбережению,
и поиск выгодных моделей финансирования, которые не требуют государственного финансирования (опыт Венгрии и Чехии). Дополнительным
эффектом этой схемы является то, что другие местные банки могут
осуществлять совместное финансирование вместе с банком, который
управляет государственными субсидиями. Таким образом, местные банки
начинают проявлять интерес к проектам по энергосбережению. Отсутствие надлежащей связи между финансовыми учреждениями и владельцами проектов приводит к тому, что вполне прибыльные проекты по
430
энергосбережению не получают финансирования. Эта проблема может
быть решена путем привлечения третьей стороны, имеющей опыт в
подготовке и презентации проектов.
Но, прежде всего, важно рассмотреть в целом проблему того, как
финансировать инновационные проекты в системе энергоменеджмента на
более общем уровне и задать два фундаментальных вопроса, которые
слишком часто игнорируются:
1) откуда в кратко- и долгосрочной перспективе возьмутся средства для поддержки энергоменеджмента?
2) куда в кратко- и долгосрочной перспективе будет направляться
экономия?
Предприятию необходимо принять два основных решения по поводу энергоменеджмента:
1) он будет осуществляться сотрудниками предприятия или
купленный со стороны?
2) предполагается, что это ограниченный по времени проект или
постоянная функция?
Варианты финансирования энергосберегающих проектов. Существуют четыре варианта для финансирования энергосберегающих
проектов:
1) из центрального бюджета;
2) из бюджета специального подразделения или отдела, например,
инженерно-технического;
3) путем оплаты за услуги индивидуальными владельцами бюджета;
4) путем удержания доли полученной экономии.
Один из способов сделать энергоменеджмент самофинансируемым
– распределить экономию и дать ее определенную часть каждой из заинтересованных сторон. Данный подход имеет следующие преимущества:
вливание доли от экономии энергии в бюджет энергоменеджмента означает, что у вас есть прямой финансовый стимул идентифицировать и количественно определить экономию, полученную в результате
вашей деятельности;
раздельно оговоренные доли помогут составным частям вашего
предприятия понять, оправдываются ли их расходы на поддержание
энергоменеджмента;
если система работает успешно, распределение экономии повысит мотивацию и заинтересованность в энергоменеджменте на всем предприятии, поскольку персонал на всех уровнях будет видеть финансовый
возврат от их усилий и поддержки;
но основное преимущество – независимость и долговечность
энергоменеджмента, что станет особенно очевидным при внедрении
программы энергоменеджмента на стадию контроля энергопотребления.
На стадии проведения контроля энергопотребления и в начале
стадии инвестирования в мероприятия по энергосбережению ваше
предприятие должно быть способно добиться значительной экономии при
малых расходах (за исключением финансирования персонала энергоменеджмента).
431
Важный вопрос – что же должно произойти с этой экономией?
Если доля этой легко полученной экономии не вернется в ваш
бюджет энергоменеджера, то возможность создания самообновляемого
инвестиционного фонда для поддержки будущей деятельности будет утеряна. И впоследствии вам гораздо труднее будет получить экономию. Но
если, как у энергоменеджера, у вас есть доступ к части экономии, получаемой от работы вашего персонала, то она может быть реинвестирована:
в дальнейшие энергосберегающие мероприятия;
мероприятия, необходимые для создания нужного климата для
успешного энергоменеджмента, но которые сами по себе прямо не дают
экономии;
поддержание или восстановление информационной системы
менеджмента.
Объем финансирования. Какой бы не виделась основная цель
энергоменеджмента в организации и какой бы не был выбран способ
финансирования этой деятельности, общая сумма, конечно, на стадиях
контроля энергопотребления и инвестирования в мероприятия по энергосбережению и большей части стадии контроля не должна быть ниже 10 %
от годовых затрат на энергию. Естественно, что в некоторые моменты
может потребоваться и больше. Это зависит от уровня инвестиций,
необходимого для следующего:
повышения энергоэффективности установок, оборудования;
повышения осведомленности персонала;
обеспечения необходимого обучения;
восстановления информационной системы;
количества и квалификации персонала, необходимого для выполнения этих работ.
Тщательное планирование может минимизировать первоначальные
затраты на инвестирование и помочь получить ощутимую экономию. С
точки зрения работы финансовой и бухгалтерской системы нужно:
чтобы беззатратные мероприятия внедрялись без каких-либо
задержек;
мероприятия с малым сроком окупаемости, которые работают в
течение всего года, следует внедрять как можно раньше в отчетном
периоде;
мероприятия с малым сроком окупаемости, которые имеют
сезонную составляющую, следует внедрять непосредственно перед началом периода, когда может быть получена экономия.
Финансирование мероприятий по энергосбережению. К
инструментам финансирования третьими сторонами проектов по энергосбережению, которые активно используються в западных странах, относятся:
энергосервисные компании (ЭСКО);
фонды возобновляемого кредитования;
лизинг;
оплата в рассрочку;
432
совместные предприятия;
венчурный капитал;
муниципальные облигации для финансирования инфраструктурных проектов.
Вкладывая инвестиции в энергоэффективность в рамках контрактов
по энергоменеджменту, контрактор сможет финансировать проведение
улучшений со следующей годовой экономией энергозатрат. Однако необходим первоначальный инвестиционный капитал. Существуют компании,
предоставляющие такой капитал на основании того, что погашение будет
возможным с накопленной суммы экономии, полученной в результате
инвестирования в энергоэффективность. Такие схемы финансирования
третьей стороной особенно популярны для мероприятий со сравнительно
высокими затратами и коротким периодом окупаемости. Примером может
быть установка оборудования для когенерации тепла и электричества.
Энергосервисные компании не просто поставляют энергоресурсы (например, нефть, газ, уголь, электричество). Они оказывают энергетические
услуги (энерго- и теплоснабжения, свет). Промышленность не хочет, в
частности, покупать энергию, она хочет покупать энергетические услуги.
Поэтому энергосервисные компании могли бы оказывать помощь предприятиям, предоставляя более эффективное снабжение теплом, светом и
электрической энергией. Компания могла бы поставлять горячую воду
(произведенную эффективными котлами или установками когенерации), а
не просто поставлять газ или нефтепродукты. Таким образом, энергосервисная компания берет на себя преобразование энергоресурсов (например,
газа) в энергетические услуги (тепло) для предприятия. Так как такая схема
является достаточно новой для Европейского Сообщества, очень вероятно,
что она получит широкое распространение в последующие годы.
Лизинг является формой аренды в сочетании с возможностью получить право собственности на объект в конце срока аренды. Существуют
два основных вида лизинга: финансовая аренда и операционная. Различие
между этими двумя формами зависит от того, на какой стороне лежит
экономический риск.
Оплата в рассрочку аналогична методу, который так же, как и
лизинг, использует приобретенный объект как обеспечение.
Совместные предприятия (СП) могут быть приемлемым вариантом
для местных компаний с целью распределения риска и получения знаний,
для иностранной компании – для получения выхода на местный рынок.
СП, создаваемые коммунальными и промышленными компаниями, могут
стимулировать комбинированное производство тепловой и электрической
энергии.
Венчурный капитал может быть использован для инвестиций в
область энергоэффективности при создании новых предприятий. Венчурный капитал представляет собой средства, которые, как правило, инвестируются в новые быстро растущие компании. Обычно венчурный инвестор
вкладывает средства непосредственно в компанию, а не покупает ее акции
на вторичном рынке, что характерно для портфельного инвестора.
Важнейшей чертой венчурного инвестирования является также и опреде-
433
ленное участие инвестора в хозяйственной деятельности компании,
органах управления с целью способствовать увеличению ее стоимости и
последующей продажи своей доли. Новые возможности для осуществления венчурного инвестирования предоставляют создаваемые в соответствии с украинским законодательством венчурные инвестиционные
фонды. Такие фонды могут быть полезными как для классических венчурных инвесторов, так и украинских, и иностранных компаний, которые
намерены внедрять в Украине инвестиционные проекты. Существенная
проблема финансирования проектов по энергоэффективности заключается в том, что существует много мелких, ориентированных на спрос проектов. Решение проблемы состоит в том, чтобы объединять многочисленные
мелкие проекты в более крупные для снижения операционных расходов.
Фонды возобновляемого кредитования предлагают собственникам
объектов кредиты, которые могут быть погашены за счет средств, полученных от энергосбережения.
Еще одним инструментом иностранных инвестиций являются
механизмы Совместной реализации (СР), которые являются одним из трех
видов гибких механизмов, предусмотренных Киотским протоколом,
согласно которым происходит передача квот или разрешений на выбросы.
Уже осуществляется пилотный этап СР, так называемая совместно
осуществляемая деятельность. Только небольшое количество проектов СР
подходит к вопросам энергоэффективности со стороны спроса, несмотря
на их эффективность с точки зрения затрат. Возможные причины этого
заключаются в том, что проекты энергоэффективности в секторе конечных потребителей обычно являются небольшими и распылены, что в
свою очередь вызывает высокие операционные затраты. Кроме того,
потребители энергии чаще всего являются лишь косвенным источником
выбросов парниковых газов, особенно когда тепловая и электрическая
энергия поставляется централизованно.
Финансирование третьей стороной является простым и мощным
механизмом финансирования повышения энергоэффективности. Инвестор предоставляет финансы для инвестирования в проекты, которые
доказали, возможно, при проведении энергоаудита, что они обеспечат
сокращение расходов на энергию. Третья сторона будет получать возврат
средств из сумм, сэкономленных на энергии, а график выплат будет
связан с планируемой экономией во времени. Получение чистой прибыли
происходит благодаря изменениям в компании. Это просто и легко, но все
еще сравнительно не привычно. Такой принцип оплаты получил название
Еnеrgy Реrfomance Соntracting (в украинском языке этот принцип называется энергетические перфоманс-контракты). Вариантом данного принципа
в франкоязычных странах является «Финансирование третьей стороной»
или Тhird Party Financing, основной особенностью которого является
непосредственная ответственность.
Энергетические перфоманс-контракты (ЭПК) разрабатываются и
осуществляются ЭСКО. Потенциальными заказчиками ЭСКО могут быть
промышленные предприятия, школы, больницы, административные здания, спортивные площадки, фермы – все потребители энергии, которые
434
нуждаются в нетрадиционных методах снижения потребления энергии и
для которых требуется объективная информация о возможностях, предоставляемых ЭПК. Эта деятельность также может быть полезна для финансовых учреждений, желающих расширить свою внешнюю активность в
область эффективного использования энергии. Типичные услуги, которые
предоставляют большинство ЭСКО включают:
энергетический аудит;
проектирование внедрения проекта, включая подготовку технических спецификаций;
управление внедрением проекта и сдачу проекта в эксплуатацию;
финансирование проектов;
мониторинг проекта и гарантию экономии энергии;
эксплуатация и обслуживание оборудования.
Преимущества и недостатки работы с ЭСКО
Преимущества:
ответственность за обеспечение того, что проект будет внедрен
по согласованным спецификациям;
возможность ускорения внедрения, для того чтобы предприятие
могло скорее реализовать енергосбережение;
знание того, какие проекты являются рентабельными и экономящими энергию;
возможность составления контракта так, чтобы экономия
покрывала расходы на капитальные улучшения и была вне баланса;
возможность обеспечения или предоставления финансирования
проектов;
полный учет экономии затрат и проектных выгод;
возможность гарантий работы оборудования и экономии.
Недостатки:
распределение экономии с ЭСКО;
возможность проведения повторного энергоаудита уже персоналом ЭСКО, даже если энергоаудит уже проведен ранее;
вероятность того, что ЭСКО имеет опыт отдельной конкретной
технологии или рекомендует только свое собственное оборудование. Это
может компрометировать объективность технического анализа;
возможность принудительного заключения контракта на обслуживание. Одним из главных источников прибыли ЭСКО является
обслуживание оборудования;
вероятность увеличения затрат на проект из-за необходимости в
мониторинге и риск гарантирования экономии.
Преимущества и недостатки использования собственного
персонала, а не ЭСКО
Преимущества:
все выгоды и вся экономия энергии проекта принадлежат предприятию;
435
вы управляете внедрением проекта от начала до конца и определяете, какие услуги могут быть выполнены собственным персоналом, а
какие приобретаемые по контракту.
Недостатки:
− тратится много времени и ресурсов на управление и контроль за
внедрением проекта. Большое количество ответственных людей за принятие решений могут задерживать его внедрение;
− если возникнут технические затруднения, у предприятия может
быть недостаточно опыта для решения проблем. Опыт штата сотрудников
не может быть таким значимым, как в ЭСКО.
Наиболее часто используемые формы сотрудничества ЭСКО,
заказчика и возможных финансовых учреждений можно описать двумя
схемами: линейной и кольцевой.
Линейная схема сотрудничества (см. рис. 7.6) заключается в том,
что ЭСКО здесь выступает в роли главного партнера по отношению к
потребителю энергии (заказчику) и финансовому учреждению, предоставляет финансовые ресурсы для проекта. После внедрения проекта в
эксплуатацию заказчик оплачивает услуги ЭСКО на основании фактически достигнутой экономии, а ЭСКО, в свою очередь, возмещает долг
финансовому учреждению согласно заранее установленному платежному
режиму, который обычно не зависит от полученной экономии. Такая
форма сотрудничества обычно не имеет проблем для ЭСКО, которые
достаточно капиталостойкие и способны выполнять платежный режим.
Финансовые же учреждения являются доверительными партнерами, потому что предоставляют ЭСКО многомиллионные ссуды на реализацию
десятков проектов для различных заказчиков.
Рис. 7.6. Линейная схема финансирования
436
Во многих странах, где ЭСКО только становятся на ноги и не имеют достаточно большой капиталостойкости, более целесообразна иная
схема – кольцевая (см. рис. 7.7). Согласно такой схеме ЭСКО выступает
перед заказчиком и финансовым учреждениям как гарант окупаемости
проекта энергосбережения. ЭСКО занимает у финансового учреждения
финансовые средства, которые переводит на счет заказчика. Заказчик из
этих финансовых средств выделяет часть на реализацию проекта согласно
плану, разработанному вместе с ЭСКО. Деньги фактически выделяются
тому, кто будет реализовывать проект. В нашем случае ЭСКО будут внедрять проект. В итоге заказчик погашает ссуду, выданную ему финансовым
учреждениме через ЭСКО, за счет полученной экономии энергии. Заказчик должен расплачиваться с долгом финансовому учреждению систематическими платежами, оплата начинается до получения и проверки полученной экономии энергии, ЭСКО же гарантирует заказчику, что
заплантровання экономия энергии будет достаточно велика, чтобы гарантированно покрыть затраты на проект. Если это не так, то ЭСКО выплачивает заказчику соответствующую разницу. Кольцевая схема используется в случае, когда заказчиком является фирма-потребитель энергии с
многолетними традициями, с которыми финансовые институты сотрудничают, зная ее хозяйство. Возвращение финансовых затрат от потребителя, а не от ЭСКО, более легкий и надежный способ возврата во многих
случаях.
Рис. 7.7. Кольцевая схема финансирования
Неудобством этого способа является более медленное развитие
ЭСКО, принимающая повышенный риск от заказчика, пока не будет
получено достаточно экономии энергии и ЭСКО не станет платежеспособной. ЭСКО за свои услуги получает часть прибыли, полученной от
437
экономии энергии. Прибыль, получаемая ЭСКО, образуется за счет прямого снижения затрат на энергию или за счет улучшения качества энергии. Тот или иной способ расчета прибыли оговаривается в договоре
между ЭСКО и заказчиком.
Разумеется, чем больше экономия энергии, тем выше платежи. Платежи обычно проводятся ежемесячно. За рубежом допускается то, чтобы
заказчик каким-то образом мог выкупить проект по так называемой
остаточной цене. Эта цена выводится из специальных таблиц, которые
являются неотъемлемой частью договора. Возможность выкупа проекта
защищает заказчика в случае, если существенно изменятся внешние
условия (цены на энергию, технологический цикл и т.д.) и дальнейшее
сотрудничество с ЭСКО в области потребления энергии станет крайне
невыгодным.
Рассмотрим, что такое перфоманс-контракт? При заключении
перфоманс-контракта частная энергосервисная компания (подрядчик)
осуществляет предоплату энергосберегающих мероприятий, поставляет
заказчику энергию и предоставляет соответствующие услуги на определенных условиях. Подрядчиками могут выступать в том числе предприятия энергоснабжения, энергосервисные службы, а в случае крупных
проектов – и банки. Заказчик освобождается от лишнего бремени, потому
что он уже не должен лично оплачивать новую отопительную или осветительную систему или улучшенную теплоизоляцию. Кроме того, он может
оперировать постоянными величинами при расчетах затрат на электроэнергию и техническое обслуживание. Расходы подрядчика возмещаются
из полученной экономии платежей за энергию.
Перфоманс-контракт делает возможными инвестиции без привлечения собственных средств заказчика. Например, можно провести мероприятия по теплоизоляции (при перфоманс-контракте в сфере энергосбережения), которые вряд ли можно было бы оплатить, а если да, то, возможно, лишь в отдаленной перспективе. Платежи за электроэнергию
примерно так же высоки, как и в случае обычных контрактов на поставку
энергии. Однако после окончания срока действия перфоманс-контракта,
если инвестиционные затраты подрядчика окупились по заранее рассчитанной схеме, энергию можно покупать по существенно более низкой цене.
В каких областях целесообразно использовать перфомансконтракт? Перфоманс-контракт особенно подходит для государственных
учреждений, промышленных предприятий, строительных организаций и
т.д. Перфоманс-контракт можно применять в различных сферах, например, для уменьшения энергозатрат, восстановление отопительных котлов,
модернизацию освещения, вентиляции, использование возобновляемых
источников энергии, снижение выбросов углекислого газа (например, с
помощью улучшенной теплоизоляции), снижение тарифов на электроэнергию при закупках у подрядчика (он получает оптовую скидку),
получения полезной энергии (тепла, охлаждения и электричества).
Что такое перфоманс-контракт в сфере энергосбережения? Затраты
на энергосберегающие мероприятия несет подрядчик. Эти инвестиционные расходы подрядчик покрывает из своей доли, которая будет получена
438
в будущем за экономию энергию. Подрядчик гарантирует планируемый
объем экономии энергии, так что заказчик может оперировать постоянными величинами.
Какой обычный срок действия перфоманс-контракта? Обычный
срок действия перфоманс-контракта составляет от пяти до 15-ти лет. В
каждом конкретном случае стороны могут свободно согласовать продолжительность действия контракта. Решающими при этом являются аспекты, связанные с финансированием и собственностью.
Что будет, если энергосберегающие мероприятия по перфомансконтракту не достигнут цели? Цели перфоманс-контракта заключаются в
снижении затрат за счет экономии энергии или благодаря более выгодным
условиям ее поставки. Они оговариваются в контракте. Если желаемое
сокращение расходов не достигает уровня, определенного контрактом, то
подрядчик компенсирует возможную разницу или дополнительные расходы.
7.5. Управление энергосберегающими проектами. Бизнес-план
энергосберегающего проекта
Понятие и классификация проектов. В результате комплексных
экономических преобразований, которые происходят в Украине, создаются новые, внедряются существующие модели и механизмы построения
современных экономических отношений как в государстве, так и на предприятии. Соответственно любой предприниматель понимает, что для
дальнейшей прибыльной деятельности, прежде всего, необходимо в
совершенстве управлять производственно-хозяйственной деятельностью.
Важное место при этом принадлежит проектному управлению, а именно
необходимости решения следующих вопросов:
− как спланировать и скоординировать реализацию проекта;
− как привлечь средства из внешних источников финансирования
для реализации проекта;
− как лучше распорядиться собственными средствами;
− как достичь максимальных прибылей при минимальных затратах;
− как создать команду работников для реализации проекта;
− как мотивировать персонал к эффективной деятельности;
− как избежать конфликтов в команде проекта.
Решая все перечисленные вопросы, мы сталкиваемся с проблемой
управления проектами, то есть с особым искусством, которое можно
выделить и изучить. Что же мы понимаем под понятием «проект»?
Под проектом понимают комплекс научно-исследовательских,
проектно-конструкторских, социально-экономических, организационнохозяйственных и других мероприятий, связанных с ресурсами, исполнителями и сроками, соответственно оформленных и направленных на изменение объекта управления, что обеспечивает эффективность решения
основных задач и достижения соответствующих целей за определенный
период. Конечными целями проектов являются создание и освоение
439
новой техники, технологии и материалов, что способствует выходу отечественной продукции на мировой уровень.
Проект – это замысел (задача, проблема) и необходимые средства
его реализации с целью достижения желаемого экономического, технического, технологического или организационного результата.
Термин «проект» (от латинского «брошенный вперед») специалисты трактовали к недавнему времени как чертеж, пояснительная записка и
сметы, на основе которых можно построить самолет, сооружение или
завод; или это текст, предшествующий документу – плану, договору,
соглашению [7]. Приведем еще несколько вариантов определения понятия
«проект», которые встречаются в литературе:
− проект – это отдельное предприятие с конкретными целями,
которые часто включают требования во времени, стоимости и качества
достигаемых результатов (Английская ассоциация проект-менеджеров);
− проект – это определенная задача с определенными исходными
данными и установленными результатами (целями), что обусловливает
способ еѐ решения (Толковый словарь по управлению проектами).
Эти определения являются универсальными, методологически
взвешенными и широко применяемыми в зарубежной практике Управления проектами.
Согласно теоретическим и методологическим требованиям необходимо различать понятие проекта, бизнес-плана и технико-экономического
обоснования инвестиций [7]:
1) инвестиционный проект – это совокупность документов, характеризующих проект от его замысла до достижения заданных показателей
эффективности и объема, включающих прединвестиционную, инвестиционную, эксплуатационную и ликвидационную стадии его реализации; это
любой комплекс обеспеченных инвестициями мероприятий. Все проекты
являются инвестиционными, поскольку без вложения средств реализовать
проект невозможно;
2) бизнес-план – это детальное изложение целей и путей достижения производства, которое создается для обоснования инвестиций.
Бизнес-план проекта (предприятия) может входить в инвестиционный
проект как его составная часть, заменять инвестиционный проект или
включать несколько инвестиционных проектов (при расширении, модернизации, реконструкции и реструктуризации предприятия);
3) технико-экономическое обоснование инвестиций – включает в
себя предпроектную разработку инженерно-конструкторских, технологических и строительных решений, сравнение альтернативных вариантов и
обоснование выбора конкретного способа осуществления проекта. Технико-экономическое обоснование проекта предусматривает углубленную и
детальную разработку, а также всестороннюю оценку выбранного способа
реализации проекта.
Есть проекты научные, технические, коммерческие, производственные, финансовые и т.п. Но каждый конкретный проект определяют
такие факторы, как сложность, сроки реализации, масштаб, требования к
качеству и т.д.
440
Проект имеет ряд присущих лишь ему признаков, наличие которых
поможет осуществить эффективную реализацию проекта. Основными
признаками проекта являются:
− изменение состояния проекта для достижения его цели;
− ограниченность во времени;
− ограниченность ресурсов;
− неповторимость.
К основным свойствам проекта, вытекающим из его признаков и по
которым они могут быть классифицированы на типы, относятся: масштаб
проекта, его размер, количество участников и степень влияния на окружающую среду (см. табл. 7.4).
К малым проектам относятся – научно-исследовательские и опытно-конструкторские разработки на промышленных предприятиях, включая конструкторскую, технологическую и организационно-экономическую подготовку производства, изготовление опытно-промышленных
образцов новой продукции, реконструкцию, техническое перевооружение
и модернизацию производства.
Таблица 7.4
Классификация проектов [7]
Классификационный признак
Цель и характер деятельности
Характер и сфера деятельности
Масштаб и размер проекта
Степень сложности
Состав и структура проекта
Уровень альтернативности
Продолжительность проекта
Виды проектов
Коммерческие;
некоммерческие
Промышленные;
организационные;
экономические;
социальные;
исследовательские
Большие;
средние;
малые
Простые;
сложные;
очень сложные
Монопроект;
мультипроекты;
мегапроекты
Взаимоисключающие;
альтернативные по капиталу;
независимые;
взаимовлияющие;
взаимодополняющие
Краткосрочные;
среднесрочные;
долгосрочные
441
В практике американских компаний к таким проектам относятся
нововведения с капитальными затратами в 10-15 млн. долл. и трудозатратами до 40-50 тыс. человеко-часов. Такие проекты, как правило, выполняются силами самих предприятий. Срок разработки таких проектов не
выходит за пределы одного-двух лет.
Средние проекты включают работы по проектированию и строительству предприятий, освоение и обустройство небольших месторождений полезных ископаемых (нефтяных, газовых, угольных), если их проектирование ведется на основе типовых проектных решений, а строительство осуществляется комплектно-блочным методом. Суть его в том, что
большая часть строящегося объекта производится не на строительной
площадке, а на мощностях подрядчика (производителя конструкций).
Большие проекты выполняются по целевым народнохозяйственным
программам и содержат в себе много мультипроектов, объединенных
общей целью, используемыми ресурсами и единым планом-графиком
разработки и реализации. Такие программы могут быть национальными,
международными, региональными, отраслевыми, межотраслевыми и т.д.
Они формируются и координируются на макроуровне, как правило,
с участием государства.
Большие проекты характеризуются большими затратами, например,
в американской практике – более 1 млрд. долл., различными источниками
финансирования, большой трудоемкостью разработки проекта (более 2
млн. человеко-часов) и строительства (15-20 млн. человеко-часов). Срок
реализации крупного проекта выходит за пределы пять-семь лет.
К числу крупных проектов, например, можно отнести проекты
создания магистральных трубопроводов, строительства атомных электростанций, комплексного освоения крупных месторождений полезных
ископаемых и др.
По степени сложности различают проекты простые, сложные и
очень сложные.
По классу проекта (составу и структуре самого проекта и его предметной области) существуют следующие проекты:
− монопроект – это отдельные проекты различных типов, видов и
масштабов;
− мультипроекты – комплексные проекты, состоящие из ряда
монопроектов и требующие применения многопроектного управления;
− мегапроекты – целевые программы развития регионов, отраслей
и других образований, которые включают ряд моно- и мультипроектов.
Как правило, мега- и мультипроекты относятся к сложным или
очень сложным проектам. Кроме того, проекты делятся на следующие:
1) взаимоисключающие (альтернативные) проекты – это проекты,
которые осуществляются, если невозможно или нецеленаправленно является осуществление других проектов;
2) альтернативные по капиталу – проекты, которые осуществляются
в том случае, если каждый из них не может быть осуществлен без использования финансовых средств, необходимых для осуществления других
проектов;
442
3) независимые проекты – проекты, которые осуществляются в том
случае, когда результаты реализации одного не влияют на результаты
реализации других, и любая информация о параметрах одного не меняет
информацию о результатах других;
4) взаимовлияющие – проекты, которые осуществляются в том случае, если при их совместной реализации возникают вспомогательные (системные, синергетические, эмерджентные) положительные или отрицательные эффекты, но не выявляются при реализации каждого из проектов
в отдельности;
5) взаимодополняющие – это проекты, которые осуществляются в
том случае, если по каким-либо причинам они могут быть приняты или
отвергнуты только одновременно.
По продолжительности проекта или по срокам реализации различают: краткосрочные проекты (до 3 лет); среднесрочные (от 3 до 5 лет);
долгосрочные (свыше 5 лет).
В зависимости от цели проекта (получение прибыли или социального эффекта) различают коммерческие и некоммерческие проекты.
По характеру и сфере деятельности проекты подразделяются на
экономические, промышленные, социальные, организационные и исследовательские. Но каждый из данных видов имеет общие признаки. Это
точно очерчены и сформулированы цели, последовательное их исследование, уникальность, условия ограниченности, координированное использование взаимосвязанных действий и т.д. [7].
Сущность системы управления проектами, ее элементы. Необходимость управления проектами, а именно необходимость координации
использования человеческих и материальных ресурсов на протяжении
жизненного цикла проекта с помощью современных методов и техники
управления для достижения соответствующего уровня доходов участников проекта, высокого качества продукции, связанная с массовым ростом
масштабов и сложности проектов, ростом требований к сроков их
осуществления, качества выполняемых работ.
Началом развития управления проектами была разработка в 30-х
годах XX века советскими учеными методов календарного планирования
с использованием циклограмм. Одними из первых методов управления
были разработаны на Западе в 50-е годы методы сетевого планирования, в
80-х годах появились первые компьютерные программы оптимизации
процесса управления.
На сегодня управление проектами – это признанная во всем мире
методология решения организационно-технических проблем, это философия руководства проектами. Условия рынка становятся более требовательными, повышаются темпы происходящих изменений.
Управление проектами – это процесс управления командой, ресурсами проекта с помощью специальных методов и приемов с целью
успешного достижения поставленной цели [7-13].
Важным элементом является окружение проекта, поскольку важно
определить среду, в которой возникает, существует и завершается проект.
443
Окружение проекта – это факторы влияния на его подготовку и реализацию. Поэтому их можно разделить на внутренние и внешние.
К внешним относятся политические, экономические, общественные, правовые, научно-технические, культурные и природные.
К политическим факторам относятся: политическая стабильность,
поддержка проекта государственными учреждениями, межнациональные
отношения, уровень преступности, межгосударственные отношения и т.д.
К правовым – стабильность законодательства, соблюдение прав человека,
прав собственности, прав предпринимательства. К экономическим –
структура внутреннего валового продукта, условия регулирования цен,
уровень инфляции, стабильность национальной валюты, развитие банковской системы, состояние рынков, уровень развития предпринимательства
и т. п. Важными при определении окружения проектов являются: уровень
развития фундаментальных и прикладных наук; уровень информационных и промышленных технологий; уровень развития энергетики, транспорта, связи, коммуникаций и т.п.
К внутренним относятся факторы, связанные с организацией проекта. Организация проекта является распределением прав, ответственности
и обязанностей между участниками проекта.
Участниками управления проектами являются юридические и/или
физические лица, которые обязаны выполнить некоторые действия,
предусмотренные проектом, и интересы которых будут задействованы
при его реализации [7, 10-12].
В число участников могут входить инвесторы, банки, подрядчики,
поставщики, оптовые покупатели продукции, лизингодатели и другие
физические или юридические лица. Участником проекта может быть
также государство (см. рис. 7.8).
Автором главной идеи проекта, его предварительного обоснования
является инициатор проекта. Деловая инициатива в осуществлении проекта, как правило, принадлежит заказчику. Заказчик – это заинтересованная
сторона в осуществлении проекта, будущий владелец и пользователь
результатов проекта. Он определяет основные требования и масштабы
проекта, обеспечивает его финансирование за счет собственных средств
или средств инвесторов, заключает соглашения с исполнителями проекта,
несет ответственность за эти соглашения и в целом за проект перед обществом и законом, управляет процессом взаимодействия между участниками проекта.
Если инвестор, т.е. та сторона проекта, которая обеспечивает его
финансирование, не является заказчиком, то вложение средств в проект
могут осуществлять банки, инвестиционные фонды и другие кредитные
организации.
Они вступают в договорные отношения с заказчиком, контролируют выполнение контрактов, осуществляют расчеты с другими сторонами
по мере выполнения работ. Целью инвесторов является максимизация
прибыли на свои инвестиции от реализации проекта.
444
Другие заинтересованные
лица
Инициатор
Заказчик
Инвестор
Руководитель
проекта
Команда проекта
и функциональные
группы
Конкуренты
Покупатели
конечной продукции
Генеральний
контрактор
ПРОЕКТ
Субконтракторы
Продавцы
продукции
Собственник
земли
Проектировщики
Органы
власти
Производитель
готовой продукции
Консалтинговые
и инжиниринговые
услуги
445
Рис. 7.8. Возможные учасники управления проектом
Они являются полноценными партнерами проекта и владельцами
всего имущества, приобретенного за счет инвестиций, до того времени,
пока не будут выплачены все средства по контракту (кредитному договору) с заказчиком.
Свои полномочия по руководству работами и осуществлению
проекта, а именно: планирование, контроль и координацию работ всех
участников проекта, заказчик и инвестор делегируют руководителю
проекта. Состав функций и полномочий руководителя проекта определяется контрактом с заказчиком. Перед руководителем и его командой
ставится задача руководства и координации работ в течение жизненного
цикла проекта к достижению поставленных целей и результатов при
соблюдении установленных сроков, бюджета и качества.
Команда проекта – это специфическая организационная структура,
которую возглавляет руководитель проекта. Она создается на период
осуществления проекта, и ее задачей является осуществление функций
управления проектом [7].
Состав команды зависит от характеристик проекта, а именно от его
масштаба и сложности. Членами команды являются: инженер проекта,
руководитель контрактов, контролер проекта, бухгалтер, руководитель
отдела материально-технического обеспечения, руководитель работ по
проектированию, руководитель производством (строительством), административный помощник. Кроме того, участниками проекта являются:
контракторы или генеральный контрактор (сторона, которая берет на себя
ответственность за выполнение работ по контракту), субконтрактор
(вступает в договорные отношения с контрактором или субконтракторами
более высокого уровня), координатор работ по эксплуатации, проектировщик (юридическое лицо, выполняющий по контракту проектноизыскательские работы в рамках проекта), генеральный подрядчик
(юридическое лицо, чье предложение принято заказчиком, несет ответственность за выполнение работ согласно условиям контракта), лицензоры (организации, выделяющие лицензии на право владения земельным
участком, проведение торгов, выполнение отдельных работ и др.),
поставщики, органы власти, собственник земельного участка, производитель конечной продукции проекта, потребители продукции. На осуществление проекта могут влиять и другие стороны из окружения проекта,
которые могут быть отнесены к участникам проекта, это: конкуренты
основных участников проекта, спонсоры проекта, различные консалтинговые, юридические, посреднические организации, вовлеченные в процесс осуществления проекта.
Важным элементом управления проектами является своевременная
и точная подготовка проектных материалов.
Проектные материалы – это совокупность документов, содержащих
описание и обоснование проекта.
Существует также много других элементов и характеристик, которые играют важную роль при управлении проектами, а именно: начальные условия, ограничения и требования к проекту, виды обеспечения
проекта, методы и техника управления проектами и т.д.
446
Цели и процессы в управлении проектами. Принципы и функции управления проектами. Важнейшая предпосылка успешного применения приемов и методов управления проектами заключается в определении и понимании целей. Они определяют сущность проекта. Определение целей и их описание являются основой для дальнейшей работы над
проектом.
Цель проекта – это желаемый результат деятельности, который пытаются достичь за определенный промежуток времени при заданных
условиях реализации проекта [7, 10-12].
При постановке целей проекта необходимо найти ответы на следующие вопросы:
1. Как конкретно должен выглядеть результат проекта (характеристика результатов проекта)?
2. Какие условия должны учитываться в процессе реализации
проекта (требования и ограничения)?
3. Кто это будет делать? Когда это будет сделано?
4. Сколько это будет стоить?
В качестве целей проекта могут выдвигаться экономические и
социальные результаты, решение социальных и экологических проблем и
т.д. Цели проекта должны быть четко определены, достигнутые результаты – измеряемыми, а ограничения и требования должны быть реально
выполняемыми. Определение целей – процесс творческий, но обоснование целей должно стать документальным соглашением основных сторон.
То есть цели проекта должны быть описаны. Сам процесс описания целей
имеет следующие составляющие:
1. Результаты проекта:
1.1. Предмет проекта;
1.2. Экономическая эффективность проекта.
2. Реализация проекта:
2.1. Сроки реализации проекта;
2.2. Ресурсы, которые будут использованы.
3. Иерархия целей (как дополнение указывается, какая иерархия
должна приниматься, если одна из целей не может быть достигнута).
Как правило, для управления проектами характерно определение
одной ведущей цели. Главной целью управления проектами является
решение следующих задач в кратчайшие сроки с наименьшими затратами
и наилучшего качества:
− усиление перспективности проекта, т.е. разработка стратегических направлений развития инновационных процессов, предусмотренных
проектом, проведение текущей и оперативной работы в этих направлениях;
− повышение качества принимаемых решений, определение количества целей и принятие решений (их своевременность и оперативность,
комплексность и т.п.);
− увеличение оперативности управления, то есть стремление всех
участников проекта к сокращению срока проектирования и реализации
проектных решений. Это обеспечивает: сокращение сроков приема, обработки и передачи информации; уменьшение числа звеньев, уровней в
447
организационной структуре управления проектами; приближение центров
принятия решений к необходимым исполнителям; более четкое разделение и более тесную кооперацию труда разработчиков и исполнителей
проекта;
− обеспечение экономической эффективности проекта, что связано с минимизацией расходов на осуществление нововведений и максимизацией результата;
− повышение ответственности за проектные решения. Прогрессивные решения положительно влияют на развитие предприятия; неудачи, наоборот, приводят к потерям ресурсов и отражаются на материальном и моральном положении разработчиков.
Важным в процессе управления проектами является соблюдение
основных принципов.
Основными принципами управления проектами являются:
− целенаправленность, выражающаяся в целевой ориентации
проекта на обеспечение конечных целей деятельности предприятия;
− системность, предусматривающая рассмотрение проекта нововведений с системных позиций. Это означает, с одной стороны, что процесс управления проектами является одним целым со своими закономерностями формирования и развития, а с другой, возможность разделения
проекта на подсистемы и исследования их взаимосвязи, поскольку каждая
из них влияет как на все другие подсистемы, так и на весь проект в целом.
Тем самым возникает возможность открыть и спроектировать рациональную связь подсистем, их соотношение и субординацию, дать количественные и качественные оценки хода реализации проекта и его отдельных частей. На практике нужны четкая структуризация проекта и разработка комплекса взаимосвязанных организационно-экономических, законодательных, политических, технико-технологических и других мероприятий, обеспечивающих его реализацию;
− комплексность предполагает рассмотрение явлений в их связи и
зависимости. Комплексный подход в проект-менеджменте предусматривает: совместное использование различных форм и методов управления
при разработке и реализации нововведений; рассмотрение всех общих
целей управления по уровням и звеньям организационной и производственной структуры предприятия; связь отдельных элементов проекта
между собой и с главной (конечной) целью проекта; рассмотрение
отдельных проблем проекта с точки зрения временных интервалов;
− обеспеченность, которая заключается в том, что все мероприятия, предусмотренные проектом, должны быть укомплектованы различными видами ресурсов, необходимыми для его реализации;
− приоритетность означает, что при разработке и реализации
проекта предпочтение отдается первоочередной задаче, исходя из общей
концепции стратегического развития;
− экономическая безопасность мероприятий, которые планируются. Она должна рассчитываться на основе оценки вероятности возникновения ущерба или каких-либо потерь в результате несбывшихся запланированных проектом событий.
448
Достижение целей проекта возможно при применении следующих
общеизвестных подходов к управлению:
− классический подход, который объединяет основные функции
управления, а именно: планирование, организацию, внедрение, контроль и
руководство. Этот подход предложен в 1949 году Генри Файолем;
− управление проектом как циклом решения проблемы. Для решения возникшей проблемы необходимо осуществить соответствующие
шаги реализации проекта. На первом этапе необходимо провести анализ
проблемы, собрать соответствующие данные, разработать возможные
предложения решения проблемы, провести их оценку. На следующем
этапе важно осуществить альтернативный выбор (принять наилучшее
решение). Следующим шагом являются организация команды исполнителей, разработка плана, его внедрения и проведения мониторинга;
− по жизненному циклу проекта.
Жизненный цикл проекта – это время от момента его замысла до
момента ликвидации [7].
Следует отметить, что для разных участников проекта события
«начало проекта – конец проекта» будут разными. Например, для
инвесторов начало проекта связано с вложением средств в предприятие.
Окончанием проекта будет изъятие объекта из эксплуатации и прекращения получения прибыли от вложенных средств. Для других участников и
исполнителей его окончанием будет прекращение выполнения отдельных
этапов работ.
Жизненный цикл проекта разбивают на фазы и стадии. Выделяют
следующие фазы жизненного цикла проекта: зарождения, роста, зрелости
и завершения.
Стадия проекта – одна из последовательно выполняемых частей
создания проекта, установленная нормативными документами и заканчивающаяся заданным результатом.
Фаза зарождения включает следующие стадии: разработка концепции, которая характеризуется появлением общей идеи; стадия анализа и
изучения возможностей, определяет приблизительные расходы, объем работ, сроки выполнения, причем определяется реальность данного проекта.
Фаза роста включает стадии планирования и конструкторской разработки. На данном этапе разрабатывается план выполнения, готовятся
необходимые документы, то есть общий бюджет проекта, план ресурсного обеспечения и календарный план. Кроме того, разрабатываются и
согласовываются конструкторские разработки (общая схема, чертежи
каждого компонента).
Фаза зрелости включает стадию обеспечения необходимыми материалами и оборудованием и стадию производства. Проводится контроль
объемов расходов, качества и своевременности выполнения работ. Фаза
завершения характеризуется завершением работ, проводятся оценка полученных результатов, аудит, сравнение с намеченными целями, итоговая
отчетность, награждается и распускается команда. Понятно, что в конце
проекта делаются соответствующие выводы, обобщаются позитивные и
449
негативные результаты, их причины для принятия соответствующих решений и накопления опыта.
В международной практике выделяют четыре стадии разработки и
реализации инвестиционного проекта: прединвестиционная, инвестиционная, эксплуатационная и ликвидационная.
На первой стадии анализируется идея инвестора и разрабатывается
концепция проекта. С целью обоснования концепции проекта обязательно
изучаются прогнозы и направления развития инновационной деятельности, пути развития региона, города, страны, затрагивающие интересы
предприятия. Особое внимание должно уделяться анализу условий для
реализации первоначального замысла проекта и предпроектному обоснованию инвестиций, оценке жизнеспособности проекта и т. п. Появление
замысла проходит в процессе стратегического планирования как элемент
стратегии фирмы.
По результатам работ, выполненных на данной стадии, принимается предварительное инвестиционное решение, разрабатывается предварительный план. План проекта представляет собой перечень работ с указанием сроков, исполнителей, результатов, ведущих к получению комплекса показателей, намеченных концепцией проекта. Он представляет собой
основу для проведения тендеров, заключения контрактов с разработчиками и исполнителями всех предусмотренных работ, составление детального сетевого графика работы и оценки работ, которые запланированы.
План составляется с участием всех заинтересованных лиц, содействующих его реализации. Чаще всего прединвестиционная стадия заканчивается разработкой бизнес-плана, который представляет собой конкретный план действий предпринимателя (субъекта хозяйствования) по
реализации своей идеи. Бизнес-план представляет собой сложную систему
технико-экономических расчетов, оценок, обоснований, что на данной
стадии детально не всегда удается сделать. Но все разделы бизнес-плана
должны быть продуманы, а затем уточнены на инвестиционной стадии.
Инвестиционная стадия проекта включает разработку проектносметной документации, подготовку строительно-монтажных работ,
проведение тендеров, конкурсов, аукционов, заключения контрактов,
организацию закупок и поставок материальных ценностей, необходимых
для реализации проекта и т.д. Наиболее важной частью является составление проектно-сметной документации, поскольку именно на этом этапе
принимаются все важные решения по проекту, проводятся технические и
экономические расчеты, составляются калькуляции, сметы, схемы, макеты, чертежи и т. п. Как правило, характер этой документации зависит от
объекта инвестирования и целей разработки проекта. Помимо разработки
проекта, к этой стадии относится и реализация проекта. Реализация проекта – это введение в действие отдельных элементов проекта. Например, в
инновационной сфере реализация заключается в переходе к выпуску и
продаже новой продукции; для проектов строительства реализация
означает окончание строительно-монтажных и пусконаладочных работ.
Данная стадия является наиболее рисковой. На этой стадии, как правило,
450
проводится корректировка проектной документации и продолжительность ее зависит от сложности проекта и условий реализации.
Стадия эксплуатации включает весь период эксплуатации проекта.
За это время проект должен окупить вложенные в разработку и реализацию ресурсы.
На стадии ликвидации проекта проводится завершение проекта как
разовое мероприятие. Хотя возможно некоторые его части применять для
разработки иного проекта.
Специфика методологии управления проектами вызывает необходимость выделения основных функций, то есть тех задач, которые решаются проект-менеджерами в процессе реализации проекта, а именно:
− прогнозирования и планирования проектной деятельности;
− организации работы;
− координации и регулирования процессов разработки и реализации проекта;
− активизации и стимулирования труда исполнителей;
− учета, контроля и анализа хода разработки и реализации проекта.
Основными функциями проектного менеджмента, которые определены Американским институтом управления проектами и которые
направлены на управление целями, является управление объемом работ,
качеством, затратами, временем [6].
Поскольку цели, задачи, работы, их объем изменяются, то возникает необходимость управления предметной сферой проекта или его
объемом. Иногда эту функцию называют «управление результатами»,
«управление работами или объемами».
Для проекта должны быть установлены требования и стандарты
качества результатов, по которым оценивается успешность проекта. Это
обеспечивает выполнение такой функции, как управление качеством.
Функция управления расходами – это финансовый контроль благодаря накоплению, анализу и составлению отчетов по расходам проекта.
В каждом проекте устанавливаются период времени и сроки выполнения проекта. Управление временем предусматривает планирование,
составление календарных графиков и их контроль для обеспечения
своевременного выполнения проекта.
Каждый проект имеет также установленный бюджет, но для того,
чтобы он был осуществлен в рамках бюджета, необходимо управление
стоимостью.
Дополнительными функциями, которые направлены на управление
определенными объектами, являются:
− управление персоналом или человеческими ресурсами. В проекте возникает круг обязанностей, связанных с подбором кадров, распределением обязанностей, организацией эффективной работы команды, планированием и контролем их работы. Поэтому данная функция включает
направление и координацию деятельности людей, вовлеченных в проект;
− управление коммуникациями или информационными связями.
Предусматривает накопление информации, которой обмениваются члены
451
проектной команды, руководство и способствует успешному завершению
проекта;
− управление контрактами и обеспечением проекта. Предусматривает проведение отбора, переговоров и подписания заказов, контроль за
поставками материально-технических ресурсов;
− осуществление проекта, которое связано с неопределенностью
различных элементов, т.е. с риском. Снизить его можно при выполнении
функции – управление риском, включающее совокупность действий,
связанных с определением степени вероятности возникновения риска в
проекте;
− управление проектной интеграцией, которое обеспечивает координацию всех функций проекта.
Именно сочетание данных функций и инструментов их реализации
обеспечивает реализацию проекта, позволяет добиться желаемого результата.
Назначение и описание бизнес-плана энергосберегающего
проекта. Процесс управления на предприятии складывается из цепочки
взаимосвязанных процедур: планирования, организации, мотивации и
контроля. На каждом этапе процесса управления происходит корректировка процесса взаимодействия звеньев управления. На предприятии
разрабатываются следующие виды планов [14]:
− стратегические;
− среднесрочные (бизнес-планы);
− текущие (оперативные).
Типичным представителем среднесрочных планов является бизнесплан. Бизнес-план – это общераспространенная форма предоставления
деловых предложений, проектов, показывающая возможность реализации
этого проекта при соблюдении коммерческих интересов всех участников
данного проекта.
Виды бизнес-планов инновационных энергосберегающих проектов
[5, 16]:
− бизнес-план создания нового предприятия по производству или
реализации энергосберегающего продукта;
− бизнес-план производства или реализации нового энергосберегающего продукта на существующем предприятии;
− бизнес-план технического перевооружения (реконструкции) предприятия путем применения комплекса энергосберегающих мероприятий;
− бизнес-план применения одного конкретного энергосберегающего мероприятия на конкретном месте (в месте генерации энергии, в
месте транспортировки энергии, в месте потребления энергии).
Назначение бизнес-плана – помочь сначала самому предприятию, а
затем и инвестору принять решение о целесообразности данного инновационного проекта, оценить финансовую выгодность проекта с учетом
всех возможных рисков. Назначение бизнес-плана в общем случае можно
записать в следующем виде:
− «для себя»;
− для получения кредита (наиболее распространенный случай);
452
лем);
− привлечения средств сторонних инвесторов;
− объединения с другой организацией;
− заключения крупного контракта (с поставщиком или покупате-
− привлечения новых сотрудников (топ-менеджмент);
− реорганизации бизнеса и оптимизации бизнес-процессов.
Таким образом, бизнес-план – это не только внутренний документ,
составляемый в данной организации, но и документ, предоставляемый в
другие организации для привлечения инвесторов и расширения контактов
с партнерами, привлекаемыми для ведения общего дела. Для потенциального инвестора банка, другой организации, частного лица и т.д. бизнесплан является тем документом, который призван убедить, в следующем:
− что руководство предприятия или фирмы имеет четкую программу действий по данному проекту;
− данный проект экономически выгоден и способен в дальнейшем
в срок погасить предоставленный банком кредит, проценты по кредиту, а
самому предприятию – принести прибыль.
В общем виде информация, необходимая для разработки бизнесплана, включает в себя следующие виды информации: маркетинговую,
техническую, экономическую, финансовую, юридическую, о возможных
рисках и способах снижения риска, связанного с осуществлением бизнеспроекта.
Рассмотрим более подробно все виды информации.
Маркетинговая информация включает в себя: емкость рынка товара
(услуги); принципы сегментации рынка; размер каждого сегмента рынка;
наличие конкурентов; информацию о деятельности конкурентов (объемы
продаж, ценовая политика, рекламная стратегия, периодичность смены
моделей); ожидание потребителей (в области цены, потребительских
свойств, уровня сервиса и т.д.).
Источники получения маркетинговой информации: проведение
маркетинговых исследований; бенчмаркинг (сравнение себя с конкурентами и перенятие опыта); средства массовой информации; промышленный шпионаж.
Техническая информация: возможные способы и технологии
энергосбережения в соответствии с поставленной целью; перечень технических средств, необходимых для данного способа энергосбережения
(необходимое оборудование, материалы, комплектующие и т.д.); информация о поставщиках оборудования и его основные характеристики;
величина расхода энергоресурса; трудоемкость монтажа и наладки нового
технического решения; необходимая квалификация рабочих.
Источники получения технической информации: техническая
документация на оборудование; технологические справочники; отчеты
предприятия; информация из специализированных средств массовой
информации.
Экономическая информация: уровень цен на используемые ресурсы; уровень оплаты труда, сложившийся в регионе; ставки налогов и
453
общий уровень налоговой нагрузки; расчет основных техникоэкономических показателей, а именно:
− чистая приведенная стоимость (чистый дисконтированный доход) (NPV);
− внутренняя норма рентабельности (IRR);
− отношение экономии к инвестициям – рентабельность (SIR);
− индекс доходности инвестиций (PI);
− простой (SPB) и динамический срок окупаемости проекта (DBP).
Источники получения экономической информации: коммерческие
предложения и прайс-листы торгующих организаций; законодательство и
стандарты по бухгалтерскому учету; управленческий учет; статистическая
информация об уровне развития региона.
Финансовая информация: информация о наличии свободных
финансовых ресурсов; условия кредитования коммерческими банками;
условия кредитования инвестиционными фондами; условия реализации
ценных бумаг организации.
Источники получения финансовой информации: информация
банков, инвестиционных фондов и т.д.
Юридическя информация: нормативные акты и законы об условиях
применения новых технических средств энергосбережения; сертификаты
соответствия на поставляемую продукцию.
Источники получения информации: нормативные акты других
государств, с которыми связана реализация проекта; рекламные проспекты на поставляемое оборудование.
Информация о возможных рисках и способах снижения риска,
связанного с осуществлением бизнес-проекта: информация о наличии
факторов, мешающих осуществлению данного бизнес-проекта; условия
страхования рисков банками.
Источники получения информации: информация об общественном
мнении по данному бизнес-проекту; информация о прогнозах основных
экономических и финансовых показателей, которые могут повлиять на
успешное осуществление данного бизнес-проекта; информация банков,
страховых компаний и т.д.
Структура и содержание бизнес-плана. Следует сразу сказать,
что объем содержания бизнес-плана не должен превышать 70 страниц
формата А4. В зависимости от сложности описываемого энергосберегающего мероприятия (ЭСМ) объем может варьировать от 35 до 70 страниц.
В составлении бизнес-плана ЭСМ должны участвовать руководитель
инвестируемого предприятия, главный инженер, главный энергетик и
главный бухгалтер. Основная рутинная работа в составлении бизнесплана ложится на инженера – энергоменеджера, который должен чувствовать все тонкости технической стороны дела и вести разработку бизнесплана в тесном контакте с руководством предприятия. Бизнес-план,
составленный сторонней организацией «на заказ», может не учитывать
индивидуальные особенности данного предприятия.
Содержание бизнес-плана инвестиционного проекта должно включать в себя следующие основные позиции [5, 16]:
454
− титульный лист (наименование организации, название проекта,
контактная информация, штамп об утверждении, меморандум о конфиденциальности);
− описательную часть, которая включает в себя следующие разделы:
1. Резюме.
2. Цели и задачи организации, стратегия ее развития (SWOTанализ).
3. Описание продукции (услуги).
4. Анализ рынков сбыта (стратегия маркетинга).
5. Производственный план.
6. Организационный план.
7. Финансовый план.
8. Оценка риска и страхование.
− приложения (при необходимости).
Рассмотрим более подробно описательную часть бизнес-плана.
• Первый раздел: резюме.
В резюме указывается об основных идеях проекта. Резюме – это
краткое описание (несколько страниц) сути энергосберегающего мероприятия: что будет предпринято, в чем отличия продукта от тех, которые
уже существуют на рынке, т.е. место данного энергосберегающего проекта в так называемом mainstream. Очевидно, что резюме пишется после
того, как бизнес-план полностью подготовлен и у автора (авторов) появилась полная ясность по всем вопросам.
• Второй раздел: цели и задачи организации, стратегия ее развития (SWOT – анализ).
SWOT – это аббревиатура из заглавных букв английских слов
Strength, Weakness, Opportunities, Troubles, что в переводе на русский
означает «Сила», «Слабость», «Возможности» и «Проблемы». Это содержательное описание характеристик бизнес-проекта. Второе название этого
раздела плана – ситуационный анализ. Этот раздел состоит из двух типов
характеристик:
− на которые может воздействовать разработчик – это «Сила» и
«Слабость» бизнес-проекта;
− на которые не может воздействовать разработчик – это «Возможности» и «Проблемы», которые могут появиться на пути реализации
бизнес-проекта.
В ходе оформления SWOT – анализа формируется бизнес-стратегия
проекта, т.е. определяется цель и задачи, которые необходимо решить для
достижения данной цели. Цель должна быть одна, задач – несколько.
• Третий раздел: описание бизнес-проекта или ЭСМ.
Описание данного ЭСМ должно быть четким, максимально кратким. При описании следует избегать специальных или специфических
терминов или делать поясняющие замечания, ссылки, сноски, чтобы
содержание было понятно даже неспециалисту, каким, впрочем, может
оказаться инвестор. В этом разделе необходимо ответить на следующие
основные вопросы:
455
− каким потребностям должно удовлетворять данное ЭСМ, какую
энергию и как оно экономит;
− какие особенности в данном ЭСМ, почему ему необходимо отдавать предпочтение;
− какая наработка на отказ, каков жизненный цикл данного ЭСМ,
как скоро оно может устареть;
− какие НОУ-ХАУ, оригинальные технические решения имеются
в данном ЭСМ. Могут ли они быть защищены патентами?
При описании данного ЭСМ следует акцентировать внимание на
конкурентных преимуществах, т.е. на отличительных особенностях
данного ЭСМ перед другими аналогичными. Конкурентными преимуществами могут быть следующие: более высокое значение величины сэкономленной энергии, более низкая начальная цена, более низкие эксплуатационные затраты, более высокий срок наработки на отказ, легкость
монтажа и т.д.
• Четвертый раздел: анализ рынков сбыта или мест внедрения
ЭСМ.
Как было ранее указано, обычно инновационный энергосберегающий проект может быть предназначен для одного из следующих случаев:
− создания нового предприятия по производству или реализации
энергосберегающего продукта;
− создания производства или реализации нового энергосберегающего продукта на существующем предприятии;
− проведения технического перевооружения (реконструкции)
конкретного предприятия путем применения комплекса ЭСМ;
− применения одного конкретного ЭСМ на конкретном месте (в
месте генерации энергии, транспортировки энергии, в месте потребления
энергии).
Этот раздел бизнес-плана актуален для первых двух случаев, поскольку для двух последних ЭСМ имеет конкретное место использования.
Назначение этого раздела – определить максимальную сумму реализации,
на которую можно претендовать, а затем определить реальную оценку
уровня продаж данной энергосберегающей продукции. Важно знать
динамику спроса на данную энергосберегающую продукцию. Для этого
можно использовать количественные и качественные приемы прогнозирования, методы экспертных оценок и совокупного мнения продавцов.
• Пятый раздел: производственный план.
Этот раздел, как и четвертый, актуален для первых двух случаев
создания инновационного энергосберегающего проекта. Производственный план содержит описание расположения производственных площадей,
процессов и технологий, сопровождающих производство. Важное значение имеют также такие составляющие себестоимости выпускаемой
продукции, как заработная плата персонала, а также стоимость используемых материалов и энергоресурсов, взаимодействие с поставщиками
комплектующих, сроки поставки, величина складских запасов и т.д.
456
• Шестой раздел: организационный план.
Предписывает распределение обязанностей, квалификацию менеджеров, технических специалистов. Расписываются роль, полномочия и
ответственность каждого участника бизнес-плана.
• Седьмой раздел: финансовый план.
Это основополагающий раздел бизнес-плана. Данные этого раздела
могут существенно повлиять на решение инвестора об инвестировании.
В нем указываются данные, отражающие финансовую состоятельность и экономическую оценку данного энергосберегающего проекта:
капитальные вложения в проект, размер финансовых средств, необходимых
для инвестирования, размер прибыли, срок окупаемости проекта и т.д.
• Восьмой раздел: оценка риска и страхование.
Кроме этого в нем указывается предполагаемая степень риска,
факторы риска, которые могут повлиять на благоприятное завершение
бизнес-проекта. Страхование направлено на снижение ущерба от неудачного завершения или незавершения бизнес-проекта.
Методология анализа инновационного энергосберегающего
проекта для банковского финансирования. В условиях ограниченности
финансовых средств, которые могут быть направлены на инвестирование
как энергосберегающих, так и других проектов, большое значение имеет
грамотный выбор [16]:
− во-первых, наилучшего варианта энергосбережения из всего перечня возможных;
− во-вторых, определение оптимальных конструктивно-технических параметров этого варианта;
− в третьих (это в основном касается инвестора), определение других возможных вариантов вложения денег.
Первые два пункта определяют экономические параметры бизнеспроекта и существенно влияют на его финансовую состоятельность.
Инженер-энергоменеджер, составляющий бизнес-план, должен владеть
методикой выбора оптимальных технических решений, методами теории
решения изобретательских задач. Привлекательность применения этих
методов и методик для энергосберегающих технических решений состоит
в том, что для достижения одной поставленной цели приходится выбирать
из массы вариантов технических решений. Прозорливость инженераэнегоменеджера состоит как раз в том, чтобы выбрать наилучший вариант
энергосберегающего мероприятия как с технической, так и с экономической точки зрения.
В соответствии с изложенным, оценка экономической эффективности инвестиций в энергосберегающие мероприятия производится в три
стадии (см. рис. 7.9):
Стадия 1 – сравнение различных вариантов ЭСМ на основе расчета
и сопоставления критериев экономической эффективности инвестиций в
ЭСМ; выбор наиболее эффективного в указанном смысле решения;
Стадия 2 – определение экономически оптимальных параметров
выбранного варианта ЭСМ по принципу минимума затрат.
457
Эта
стадия
выполняется
только
для
конструктивнотехнологических решений, параметры которых могут меняться непрерывно (например, толщина теплоизоляции, площадь используемых солнечных коллекторов, диаметр провода ЛЭП и т.д.);
Стадия 3 – сравнение инвестиций в ЭСМ с другими возможностями
использования денежных средств инвестора (например, их использования
в качестве «портфельных» инвестиций).
Альтернативные
ЭСМ
стадия 1
Оптимизация
параметров ЭСМ
Готовое
ЭСМ
стадия 2
стадия 3
Окончательное
решение об
инвестировании
«Портфельные»
инвестиции
Рис. 7.9. Блочная схема последовательности анализа
инновационного проекта для инвестирования
Экономическая информация, отображаемая в седьмом разделе
бизнес-плана, играет доминирующую роль в принятии менеджментом/
собственником и финансовым институтом решения профинансировать
проект энергосбережения или нет. Для принятия инвестиционного решения очень важно общение энергоменеджеров с лицом, принимающим
решение. Энергоменеджер должен научиться говорить на языке принимающего решение менеджмента. Энергоменеджер должен представить
проект в соответствующих экономических характеристиках, чтобы
помочь сделать правильное заключение.
Рассмотрим более подробно каждую стадию оценки экономической
эффективности инвестиций:
Стадия первая – сравнение различных вариантов ЭСМ на основе
расчета и сопоставления критериев экономической эффективности
инвестиций в ЭСМ; выбор наиболее эффективного в указанном смысле
решения.
В общем виде первая стадия для сравниваемых вариантов ЭСМ
может быть разбита на двенадцать этапов:
1. Определить прежние затраты до внедрения ЭСМ (существующие начальные условия);
2. Определить новые затраты (во время и после реализации ЭСМ);
3. Посчитать разницу;
4. Выбрать дисконтную ставку;
5. Выбрать период анализа;
6. Оценить остаточную стоимость оборудования и материалов в
конце амортизационного срока службы;
7. Рассчитать текущую стоимость ежегодной экономии;
458
8. Рассчитать текущую стоимость инвестиций (PV);
9. Рассчитать чистую текущую стоимость (NPV);
10. Рассчитать норму прибыли (SIR);
11. Рассчитать внутреннюю норму прибыли (IRR);
12. Выбрать наиболее эффективный вариант энергосбережения.
Первый этап: определить прежние затраты (существующие начальные условия) [16]. Этот этап складывается из следующих пунктов:
− определить инвестиции во время эксплуатации, необходимые
для поддержания оборудования в работоспособном состоянии. Например,
инвестиции во время эксплуатации могут состоять из следующего: затраты на ремонт оборудования, необходимые для поддержания оборудования
в работоспособном состоянии (ремонт компрессора каждые три года или
замена лампочек каждые 8000 ч);
− определить ежегодные платежи за энергоносители. Они состоят
из следующего: прежние годовые затраты на энергоносители = прежнее
потребление энергии, помноженное на тарифы.
Информация: реальные оплаченные счета, показания счетчиков и
тарифы;
− определить ежегодные расходы на эксплуатационные и ремонтные работы. Это данные эксплуатационных книг и счетов из бухгалтерии;
если данные отсутствуют, то энергоменеджер вынужден давать им приблизительную оценку;
− определить и включить в расчет (при необходимости) другие
ежегодные расходы (или доходы) по прежнему проекту.
Другие ежегодные расходы могут состоять из следующего: штрафы, экологические санкции из-за эксплуатации старого оборудования.
Разовый доход может состоять из остаточной стоимости реализации старого оборудования.
Второй этап: определить новые затраты во время и после реализации проекта [16]. Они складываются из следующего:
− из начальных инвестиций:
начальные инвестиции = базовая стоимость проекта + проектные работы
+ прибыль / нераспределенная + непредвиденные расходы + налоги +
другие расходы;
− инвестиций во время эксплуатации:
затраты на замену оборудования согласно календарному плану + расходные материалы и оборудование + зарплата обслуживающего персонала;
− ежегодных затрат на энергоносители:
новые затраты на энергоносители = новое потребление энергии, умноженное на стоимость энергии;
− ежегодных затрат на ремонтные и эксплуатационные работы:
затраты на расходные материалы и оборудование + зарплата обслуживающего персонала;
− других ежегодных расходов или доходов.
Они могут состоять из следующего: доходов из-за повышения производительности; доходов из-за уменьшения штрафных санкций.
459
Третий этап: расчет разницы между суммой затрат за время эксплуатации и ежегодным энергосбережением, выраженным в денежных единицах.
Четвертый этап: выбор процентной ставки.
Процентная ставка инвестирования зависит от типа финансирования – акционерный капитал или кредит.
Пятый этап: выбор сроков анализа.
Краткосрочный анализ (например, 10 лет) используется только при
нестабильной экономической ситуации с высокими процентными ставками.
Экономия и затраты после 10 лет в этом случае из-за значительного
дисконтирования несущественны.
Шестой этап: оценка остаточной стоимости оборудования и материалов:
− сколько может стоить оборудование и материалы, составляющие основу ЭСМ, в конце срока анализа?
− правило: остаточная стоимость = рыночная стоимость в конце
проекта (приблизительно) = 10% от цены покупки;
− остаточная стоимость – дополнительная «материальная помощь» для проекта в последнем году.
Седьмой этап: расчет текущей стоимости ежегодной экономии – PV
[16]:
Пусть: PVAS
T
ASt
= Текущая стоимость годовых сбережений
= Общее кол-во лет в анализе
= Годовая экономия в год t
Принимаем для анализа t=15 лет. Для каждого года: текущая стоимость (PV) экономии = величина экономии (AS), деленная на процентную
ставку (1+i), возведенную в степень года сбережения; i – норма дисконта
(discount rate). Общей текущей стоимости экономии PVAS за время проекта
является сумма всех значений PV.
Восьмой этап: расчет текущей стоимости инвестиций [16]:
Пусть: PVI
It
= Текущая стоимость инвестиций
= Инвестиции в год t
Для каждого года: PVI = ежегодные инвестиции (I), деленные на
процентную ставку (1+i) и возведенную в степень года инвестиций (t);
общая текущая стоимость инвестиций – сумма всех значений PV;
инвестиции последнего года – это затраты на вывод из эксплуатации (если
есть) минус остаточная стоимость оборудования.
Девятый этап: расчет чистой текущей стоимости (чистого дисконтированного дохода) – NPV [16]:
Десятый этап: расчет нормы прибыли (индекс доходности) (SIR):
460
Норма прибыли (SIR) = текущая стоимость сбережений, деленная
на текущую стоимость инвестиций:
SIR =PVAS / PVI.
− Если SIR > 1.0, то проект выгодный или экономически целесообразен;
− SIR может быть важным показателем для некоторых владельцев
проекта и для сравнительного анализа;
− SIR (норма прибыли) – это то же самое, что и соотношение доходов к затратам;
− Если SIR > 1.0, то проект принесет больше денег, чем на него
потрачено;
− Если SIR < 1.0, проект принесет больше убытков, чем прибыли;
− SIR показывает относительную целесообразность проекта, выраженную в процентах.
Одиннадцатый этап: расчет внутренней нормы рентабельности
(внутренней нормы доходности) (IRR) [16].
Двенадцатый этап: отбор и ранжирование инвестиционных проектов.
Отбор инвестиционных проектов является сложной проблемой при
анализе вариантов энергосбережения. Анализ критериев эффективности
для одного инвестиционного проекта показывает, что все критерии представляют разные версии концепции потока реальных денег и между ними
наблюдаются определенные соотношения.
Эти соотношения критериев проверяют согласованность между
критериями одного проекта, но не пригодны для выбора наилучшего проекта при сопоставлении альтернативных проектов.
Влияние на результат расчета критериев оказывают структура и
распределение по времени привлекаемого капитала, структура потока
реальных денег, длительность горизонта планирования, наличие/отсутствие ограничений по инвестициям.
Ни один из этих критериев сам по себе недостаточен при отборе
наиболее экономичного проекта из числа сравниваемых проектов.
Выбрав экономически оправданный вариант ЭСМ, можно приступать ко второй стадии:
Стадия вторая – определение экономически оптимальных параметров выбранного варианта ЭСМ по принципу минимума затрат.
Как было ранее отмечено, этот этап выполняется только для вариантов ЭСМ, параметры которых могут меняться непрерывно (например,
толщина теплоизоляции, площадь используемых солнечных коллекторов,
диаметр провода ЛЭП, диаметр теплотрассы и т.д.).
Затраты определяются по формуле:
З=КЕэ +Э,
461
где Э – ежегодные эксплуатационные издержки (затраты), учитывающие
экономию энергоресурсов за счет инвестиций К; Е э – коэффициент
эффективности инвестиций, рассчитываемый по формуле
Еэ i / 1 exp(iTок ),
где Tок – назначенный инвестором срок окупаемости инвестиций.
Суть расчетов по второй стадии заключается в минимизации затрат
за счет выбора таких параметров К и Э , при которых: З min.
Стадия третья – сравнение инвестиций в ЭСМ с другими возможностями использования денежных средств инвестора (например, их
использование в качестве «портфельных» инвестиций, т.е. различные
варианты помещения денежных средств под процент) [16].
Номограммы используются следующим образом: по простому сроку окупаемости Tок и заданной норме дисконта i находим на номограмме
точку А, попадающую в одну из трех областей рис. 7.10.
Tок , год
i
Рис. 7.10. Номограмма для определения предпочтительности
инвестиций в ЭСМ со сроком окупаемости до пяти лет
Попадание в область 1 свидетельствует о целесообразности инвестиций в энергосберегающие мероприятия при дисконтировании соответствующих доходов. Попадание точки А в область 2 существенно расширяет зону эффективности инвестиций в ЭСМ по сравнению с наращиванием получаемых доходов. Попадание точки А в область 3 означает отказ
от использования свободных средств для инвестиций в ЭСМ и полный
переход на «портфельные» инвестиции.
462
Список использованной литературы
1. Вагин Г.Я., Лоскутов А.Б. Экономия энергии в промышленности: Учеб. пособие. – Н.Новгород: НГТУ, 1997.
2. Организация и планирование энергохозяйства промышленных
предприятий / В.Т. Мелехин, Г.Л. Багиев, В.А. Полянский. – 2-е изд., перераб. и доп. – Л. : Энергоатомиздат. Ленингр. отд-ние, 1988. – 224 с.: ил.
3. Андрижевский А.А., Володин В.И. Энергосбережение и
энергетический менеджмент: Учеб. пособие. – Минск : Вышэйш. шк.,
2005. – 240 с.
4. Гительман Л.Д., Ратников Б.Е. Энергетический бизнес: Учеб.
пособие. – М. : Дело, 2006. – 600 с.
5. Гуд Ларри, Бабаджанян Ваган. Материалы презентации:
10 шагов для определения осуществимости проектов по энергоэффективности / Основы методологии экономического анализа: Учебный курс проекта SEMISE, 2011.
6. Материалы проекта «Усиление действий по подготовке энергоменеджеров в Украине» по программе TACIS № EUK 9701. – К. : ІЕЕ
НТУУ «КПІ», 1999. – 156 с.
7. Тарасюк Г.М. Управління проектами: Навч. посіб. для студ.
вищих навчальних закладів. 2-е вид. – К. : Каравела, 2006. – 320 с.
8. Словник-довідник з питань управління проектами / Під ред.
Бушуєва С.Д. – К. : Видавничий дім «Ділова Україна», 2001. – 640 с.
9. Керівництво з питань проектного менеджменту. К.: Видавничий дім «Ділова Україна». – УКРНЕТ, 1999. – 198 с.
10. Тян Р.Б., Холод Б.І., Ткаченко В.А. Управління проектами :
Підручник. – К. : Центр навчальної літератури, 2003. – 224 с.
11. Батенко Л.П., Загородніх О.А., Ліщинська В.В. Управління
проектами: Навч. посіб. – К.: КНЕУ, 2003. – 231 с.
12. Кобиляцький Л.С. Управління проектами: Навч. посіб. – К.:
МАУП, 2002. – 198 с.
13. www.projectmanagement.ru.
14. Клоков И. Бизнес-план на компьютере: быстро и просто. –
СПб. : Питер, 2008. – 176 с.
15. Тягунов М.Г., Соболенко Н.А., Шван Д.Э. Планирование
проекта с использованием пакета Project Expert: Учеб. пособие. М. – : Изво МЭИ, 2003. – 171 с.
16. А.Н.Дмитриев, Ю.А.Табунщиков, И.Н.Ковалев, Н.В.Шилкин
Руководство по оценке экономической эффективности в энергосберегающие мероприятия. – М. : Техническая библиотека НП «АВОК», 2005. –
120 с.
463
Основные сокращения в главе 7
ВНП
ВНР
СП
СР
ТЭК
ЧДС
ЧПС
ЭПК
ЭСКО
ЭСМ
IRR
NPV
464
– внутренняя норма прибыли
– внутренняя норма рентабельности
– совместное предприятие
– совместная реализация
– топливно-энергетический комплекс
– чистая дисконтированная стоимость
– чистая приведенная стоимость
– энергетический перфоманс-контракт
– энергосервисная компания
– энергосберегающее мероприятие
– internal rate of return
– net present value
Содержание
ПРЕДИСЛОВИЕ………………………………………………………
3
Глава 1
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ О РАЗРАБОТКЕ И
ВНЕДРЕНИИ СИСТЕМ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО
МЕНЕДЖМЕНТА……………………………………………………
26
1.1. Общая характеристика систем энергетического
менеджмента согласно стандарту ISO 50001……………...
1.2. Организационная структура СЭнМ. Основные
обязанности энергоменеджеров………………………….....
1.3. Уровни и базовые показатели энергоэффективности
предприятия………………………………………………....
1.4. Создание СЭнМ на предприятии. Реализация цикла PDCA.
1.5. Руководство по СЭнМ предприятия………………………..
Список использованной литературы………………………...….
Глава 2
НОРМАТИВНО-ПРАВОВАЯ И МЕТОДОЛОГИЧЕСКАЯ
БАЗА ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ…………………………………….
2.1. Законодательное обеспечение правового регулирования
энергосбережения………………………………………….
2.2. Нормативные документы, регламентирующие
энергопотребление ТЭР на предприятии…………….........
2.3. Особенности энергетических обследований
промышленных предприятий……………………………...
2.4. Методологические основы контроля эффективности
использования энергетических ресурсов…………………
Список использованной литературы……………………….....
Глава 3
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И
ПОТОКИ; ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ БАЛАНСЫ…………………...
3.1. Общая характеристика энергетических систем и потоков..
3.2. Виды энергетических балансов……………………………
3.3. Энергетический баланс предприятия (производство,
распределение, потребление электрической и
тепловой энергии)………………………………………….
Список использованной литературы…………………………..
26
38
46
55
84
97
99
99
104
106
127
168
171
171
176
187
199
465
Глава 4
ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ. ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ
И ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТЬ………………………………….
201
4.1. Общая характеристика систем электроснабжения.
качество электроэнергии; электромагнитная совместимость. 201
4.2. Электрические потери на всех этапах использования
электрической энергии. Способы, методы и средства
снижения (устранения) потерь……………………………
220
4.3. Инновационные технологии повышения энергоэффективности использования электрической энергии....
260
Список использованной литературы…………………………
284
Глава 5
ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ. ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ
И ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТЬ…………………………………
5.1. Общая характеристика теплоэнергетического
оборудования…………………………………………..…
5.2. Учет экологического фактора…………………………...
5.3. Тепловые и материальные потери на всех переделах
использования тепловой энергии и топлива. Способы,
методы и средства снижения (устранения) потерь……..
5.4. Инновационные технологии повышения энергоэффективности использования тепловой энергии……....
Список использованной литературы…………………………
Глава 6
СИСТЕМЫ УЧЕТА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ.
МОДЕРНИЗАЦИЯ СИСТЕМ УЧЕТА ПРЕДПРИЯТИЯ.
ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ФОРМЫ ЭНЕРГОРЫНКА………………
6.1. Учет электрической энергии…………………………........
6.2. Учет тепловой энергии……………………………….........
6.3. АСКУЭ – как основной инструмент коммерческого
учета электрической энергии и управления
режимами электропотребления……………………………
6.4. Модели энергорынка Украины……………………………
6.5. Схемы продажи электроэнергии в условиях
разных моделей энергорынка Украины……………………
6.6. Применение АСКУЭ в РДДБР…………………………....
Список использованной литературы…………………………..
466
286
286
300
304
335
347
349
349
359
365
378
382
384
389
Глава 7
ПРИКЛАДНЫЕ ОРГАНИЗАЦИОННО-ТЕХНИЧЕСКИЕ
И ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ВОПРОСЫ
ЭНЕРГОМЕНЕДЖМЕНТА……………………………………..
396
7.1. Системный подход к управлению энергохозяйством
предприятия…………………………………………….
7.2. Бизнес процессы в системе энергетического
менеджмента……………………………………………
7.3. Инвестиционные проекты в системе инновационного
энергоменеджмента и методы
оценки их эффективности………………………………
7.4. Источники и схемы финансирования
энергосберегающих проектов………………………….
7.5. Управление энергосберегающими проектами.
Бизнес-план энергосберегающего проекта…………….
Список использованной литературы………………………..
439
463
ПРИЛОЖЕНИЯ…………………………………………....
468
А. Чек-лист по энергетическому менеджменту……………
Б. Перечень действующих в Украине национальных
стандартов в сфере энергосбережения………………….
В. Примеры составленных энергобалансов ПСУ,
теплообменных аппаратов и котельного агрегата……...
Д. Примеры расчета тепловых потерь……………………..
468
396
406
416
429
474
477
486
467
ПРИЛОЖЕНИЯ
Приложение А
Чек-лист по энергетическому менеджменту
Таблица А.1
Форма чек-листа по энергетическому менеджменту
№
Внедрение Комментарии
Требуемые элементы
п/п
Да/Нет
А Политика в области энергетики
в области энергетики установлена
1 Политика
высшим руководством вашей компании?
ли области и границы вашей
2 Определены
СЭнМ?
ли она обязательства по постоянному
3 Включает
улучшению СЭнМ?
Включает ли она обязательство соответствовать
4 всем применимым требованиям по
энергосбережению?
Политика в области качества представлена в виде
5 документа и к ней имеют доступ все внутренние и
внешние сотрудники?
в области качества открыта для
6 Политика
общественности?
В Планирование
В.1 Определение и обзор энергетических аспектов
Существенные энергетические аспекты опре7 делены, и через определенные промежутки времени по ним осуществляется обзор?
ли список возможных действий по
8 Подготовлен
повышению энергоэффективности?
ли обзоры энергетических
9 Документируются
аспектов?
ли вы при планировании следующие
10 Учитывали
аспекты?
Предыдущее и действительное энергопотреб11 ление, а также предыдущие и действительные
энергетические факторы (данные)
территорий с повышенным
12 Определение
энергопотреблением
Определение территорий, на которых в предыду13 щий период были осуществлены важные изменения в отношении использования энергии
468
ожидаемого энергопотребления в опреде14 Оценка
ленные последующие периоды
Определение сотрудников организации, чья рабо15 та существенным образом сказывается на уровне
энергопотребления
возможностей для улучшения
16 Определение
энергоэффективности
В.2 Юридические обязательства и иные требования
ли юридические обязательства, касающиеся
17 Все
энергетических аспектов, определены?
ли определены иные требования к вашей
18 Были
организации по энергетическим аспектам?
В.3 Цели, задачи и программа в области энергетики
всех ли функций и уровней организации
19 Для
определены цели и задачи в области энергетики?
20 Задокументированы ли они?
21 Выполнялись ли они?
ли вы при постановке целей и задач
22 Учитывали
следующие аспекты?
с Политикой в области
23 Согласованность
энергетики компании/организации
с обязательством улучшать
24 Согласованность
энергоэффективность компании/организации
с выполнением юридических и
25 Согласованность
иных требований
Были ли определены специфические задачи для
26 всех важных параметров, влияющих на энергоэффективность?
ли задачи в области энергетики измеряемы и
27 Все
были задокументированы?
ли поставлены временные рамки для
28 Были
ре- шения определенных задач?
Были ли приняты во внимание технологические
29 опции, условия финансовых, эксплуатационных и
социальных рамок?
ли приняты во внимание юридические
30 Были
обязательства и мнение акционеров?
31 Была ли разработана программа СЭнМ?
32 Распределены ли обязанности в программе?
ли в программе ресурсы и крайние
33 Оговорены
сроки?
ли задокументированы все задачи, цели, а
34 Были
также сама программа по энергетике?
469
ли задачи, цели и сама программа по
35 Обновлялись
энергетике через заданные периоды времени?
С Выполнение и управление
С.1 Ресурсы, задания, ответственные и руководители
Были ли высшим руководством даны распоря36 жения, касающиеся опытного персонала, а также
технических и финансовых ресурсов?
Были ли распределены задания, назначены
исполнители и руководители, и эти
37 ответственные
решения были задокументированы и объявлены
персоналу?
Был ли назначен представитель высшего руко38 водства и определены его задания, ответственность и полномочия?
Уполномочен ли этот представитель высшего
39 руководства следить за соответствием СЭнМ
стандарту?
Наделен ли он полномочиями составлять отчеты
40 по функционированию СЭнМ и вносить предложения по улучшению?
тренинги и
С.2 Информированность,
компетентность
ли сотрудники имеют знания в следующих
41 Все
областях?
в области энергетики и программа
42 Политика
энергоменеджмента организации
Требования СЭнМ (деятельность организации по
43 контролю использования энергии и повышению
производительности энергии)
потенциальное влияние на
44 Собственное
энергопотребление и энергоэффективность
задания и обязанности в
45 Индивидуальные
рамках СЭнМ
Весь ли ответственный персонал имеет необхо46 димое образование, обучен на соответствующих
тренингах и имеет опыт?
47 Были ли проведены необходимые тренинги?
С.3 Коммуникации
ли проведено внутреннее обсуждение
48 Было
энергопотребления и СЭнМ?
Все ли сотрудники принимают активное участие
49 в мероприятиях по повышению
энергоэффективности?
ли внешнее обсуждение
50 Проводится
энергопотребления и СЭнМ?
470
Если да, то был ли утвержден план
51 осуществления и документирования внешних
обсуждений?
С.4 Документация СЭнМ
ли разработана, внедрена и актуализиро52 Была
вана документация по следующим аспектам?
Описание и объяснение ключевых моментов
53 (основные положения п.3.2.-3.6. стандарта) СЭнМ
и их взаимодействие
мест хранения соответствующей
54 Установление
документации, включая техническую
С.5 Контроль документации
ли следующие требования в
55 Выполняются
отношении документации?
можно легко найти и проследить
56 Документацию
все записи
обзор и в случае необходимости
57 Регулярный
перекомпоновка
текущих версий в установленных
58 Доступность
местах хранения
документации и защита ее от
59 Доступность
повреждений и порчи
и документирование времени
60 Установление
хранения
Изъятие устаревших документов согласно
61 юридическим требованиям или
по соображениям безопасности
С.6 Контроль выполнения
Были ли приняты во внимание следующие
62 аспекты при определении и планировании
процессов?
Определение критериев контроля и технического
63 обслуживания оборудования, зданий и сооружений
энергопотребления при закупках, снабже64 Учѐт
нии и настройке оборудования
энергопотребления всех используемых
65 Учѐт
объектов
обо всех людях, работающих
66 Сведения
в организации
D Обзор
D.1 Мониторинг и изменения
ли разработан план по измерению энергии и
67 Был
по мониторингу этого процесса?
471
Регулярно ли осуществлялись измерения и мо68 ниторинг энергопотребления и энергетических
факторов?
Во всех ли случаях была установлена взаимо69 связь между энергопотреблением и соответствующими энергетическими факторами?
ли соизмерялось действительное энер70 Регулярно
гопотребление с ожидаемым?
Были ли осуществлены записи всех
71 значительных незапланированных отклонений
от ожидаемого энергопотребления?
Было ли проведено сравнение показателей
с аналогичными
72 энергоэффективности
внутренними показателями и показателями
других организаций?
соответствия юридическим
D.2 Оценка
обязательствам
Регулярно ли проводилась оценка соответствия
73 юридическим актам, и были ли результаты
задокументированы?
корректирующие и
D.3 Несоответствия,
предупреждающие действия
ли разработан план по работе с
74 Был
несоответствиями?
D.4 Управление записями
ли установлены критерии несоответствия
75 Были
СЭнМ требованиям стандарта?
Были ли установлены формы для записей об
76 эффективности и СЭнМ и о достигнутых
результатах?
ли установлен контролирующий механизм по
77 Был
управлению записями?
ли проследить записи за конкретный
78 Можно
период времени?
D.5 Внутренние аудиты СЭнМ
прошлых внутренних аудитах проверялись ли
79 В
следующие требования?
СЭнМ согласуется с Политикой в области
все установленные цели и задачи,
80 энергетики,
программа энергоменеджмента и остальные
требования стандарта
юридические обязательства и иные суще81 Все
ственные требования
82 СЭнМ внедрена и поддерживается эффективно
472
Был ли план действий составлен на основе
83 данных аудита, в котором учитывались
результаты предыдущих аудитов?
ли в процессе аудита применены принципы
84 Были
объективности и целостности?
ли сформулированы меры по
85 Были
предотвращению несоответствий?
ли эти меры и были ли
86 Пересматривались
задокументированы последствия этих мер?
Были ли задокументированы результаты аудита и
87 представлены высшему руководству в виде
отчета?
E. Обзор СЭнМ высшим руководством
E.1 Общие положения
ли обзор СЭнМ через
88 Осуществлялся
запланированные интервалы времени?
При этом принимались ли во внимание
89 эффективность СЭнМ, а также Политика в
области энергетики?
Все ли вступительные характеристики, упомяв п. 3.6.2 текста стандарта, были учтены
90 нутые
при осуществлении обзора со стороны высшего
руководства?
обзора со стороны высшего
E.2 Последствия
руководства
ли меры по повышению энергоэффектив91 Все
ности с прошлого обзора были осуществлены?
Рассматривались ли возможные меры по
92 изменению Политики в области энергетики, а
также других аспектов СЭнМ?
ли вопрос обеспечения
93 Рассматривался
ресурсами?
473
Приложение Б
Перечень действующих в Украине национальных стандартов в
сфере энергосбережения
Общие
1. ДСТУ 2155-93 «Энергосбережение. Методы определения
