53 УДК 691.004.18 ПОВЫШЕНИЕ КАЧЕСТВА ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПЕРВИЧНОГО ТОПЛИВА В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ Акад. НАН Беларуси, докт. техн. наук, проф. ХРУСТАЛЕВ Б. М., доктора техн. наук, профессора РОМАНЮК В. Н., КОВАЛЕВ Я. Н., канд. техн. наук, доц. АКЕЛЬЕВ В. Д., асп. КОЛОМЫЦКАЯ Н. А. Белорусский национальный технический университет Повышение эффективности использования первичных энергоресурсов в технических системах является проблемой мирового значения. Дальнейшее развитие энергоснабжения традиционным экстенсивным путем, в основе ко- торого лежит наращивание добычи первичных энергоресурсов, наталкивается на ограничения экономического, экологического, технического характера. Альтернативой экстенсивному пути развития энергообеспечения является энергосбережение, получившее статус ключевой энергетической проблемы современности. С энергетикой сегодня связывают безопасность и суверенитет любой страны, в том числе и нашего государства, в котором впервые в мировой практике на высшем уровне Указом Президента Республики Беларусь утверждены концепция энергетической безопасности и механизм ее реализации [1]. Работу по решению задач, вытекающих из названного документа, возглавляет и направляет Департамент по энергоэф- фективности Республики Беларусь. В настоящее время им разрабатывается проект новой редакции Закона об энергосбережении, что связано с необходи- мостью увеличения темпов изменения энергоемкости ВВП. Документом бу- дет предписываться введение должности специалиста по энергетическому ме- неджменту на предприятиях, годовое потребление энергоресурсов которых – не менее 15 тыс. т у. т. Стратегической интегральной задачей этих энергети- ческих управляющих является снижение энергоемкости ВВП Республики Бе- ларусь в 22,5 раза. Это означает выход работ по энергосбережению в рес- публике на новый этап, определяемый системными затратными мероприятия- ми и проектами. Первый этап энергосбережения, связанный в основном с работами по по- давлению рассеяния энергии, исчерпан. Его мероприятия характеризуются относительно небольшими инвестициями, подавлением рассеяния энергии, определяемой из анализа ее баланса, базирующегося на положениях первого закона термодинамики. При всех достигнутых за прошедший период значи- тельных изменениях энергетическая и экономическая ситуация в стране тре- бует другой динамики. т е п л о э н е р г е т и к а 54 Энергоемкость ВВП Беларуси значительно превышает требуемый уровень, и в ближайшее десятилетие ее необходимо снизить с 0,61 до 0,24 кг у. т. на 1 дол. ВВП по паритету покупательной способности [2]. Это и является основной целью предстоящего этапа работ по энергосбережению в республике, дости- жение которой требует решения задач по подавлению потерь эксергии. Дан- ные решения связаны с большими инвестициями, требующимися для реали- зации проектов, и находятся часто вне установок, использующих топливо. Соответствующие решения лежат в зонах сопряже- ния предприятий и отраслей, требуют системного подхода, объедине- ния усилий министерств по реализации совместных проектов предприятиями различного подчинения. Усиление соответствующей мотивации требует гибкой тарифной политики и совершенствования нормативно- правовой базы. В условиях Республики Беларусь решать задачу снижения энергоемкости ВВП следует с учетом специфики ее энергетического комплекса. Наиболее эффективная реализация этой двойной задачи лежит в объединенном реше- нии, базирующемся на системном подходе, учитывающем наличие в Респуб- лики Беларусь особых условий энергообеспечения промышленности. К осо- бым условиям Беларуси, прежде всего, следует отнести доминирование при- родного газа в структуре приходной части энергобаланса, где его удельный вес близок к 60 %. Это обстоятельство можно расценить, с одной стороны, как слабую часть энергетического комплекса страны, с другой  как сильную. Слабость положения известна и связана с зависимостью хозяйственного комплекса республики от конъюнктуры на рынке ПГ. В этой связи требуется решение стратегической задачи по сниже- нию в энергобалансе страны удельного веса природного газа путем увеличе- ния доли местных видов топлива (МВТ) до 25 %. Ситуация сильна потому, что в республике имеется развитая инфраструк- тура газоснабжения, которой не располагают большинство других стран. От- меченное обстоятельство обусловливает существование объективных причин отличия подходов в решении указанной стратегической задачи снижения энергоемкости ВВП. В Беларуси наиболее рационально обеспечивается реше- ние последней задачи с одновременным снижением веса ПГ в энергобалансе страны, прежде всего, за счет повышения эффективности использования газо- образного топлива без преобладающего наращивания абсолютного потребле- ния МВТ. Такой путь наименее затратный в отношении инвестиций, более эффективен экологически и энергетически. Учитывая технологические осо- бенности большинства крупных предприятий и изложенное обстоятельство, в промышленном производстве следует ориентироваться на дальнейшее ис- пользование ПГ, которое будет соответствовать современным представлениям об энергообеспечении теплотехнологий, характеризуемых повышением эф- фективности использования ПГ по отношению к существующему уровню до 40 % в низко- и среднетемпературных тепловых процессах [3]. Признано, что известных запасов природного газа в мире хватает на 200 лет при сохранении существующих темпов роста энергопотребле- ния [4–6]. В Беларуси расходуется до 0,5 % мировой добычи ПГ [3]. Поэтому изменение потребления этого первичного энергоресурса в республи- ке никак не повлияет на экологическую и энергетическую ситуацию в мире. В 55 будущем появятся иные энергоресурсы и технологии энергообеспечения, тре- бующие меньших инвестиций. В настоящий же момент в условиях Беларуси наименее затратно совершенствовать энергообеспечение и снижать энергоемкость ВВП на базе природного газа. В свете изложенного в статье рассматривается предложение по реализации проекта объединенными усилиями Минэнерго и соответствующих структур, в ведении которых находятся асфальтобетонные заводы (АБЗ)  предприятия, производящие асфальтобетонную смесь (АБС). Количество АБЗ в стране до- стигает трехсот, что обусловлено спецификой технологии доставки их про- дукции к местам назначения по всей республике. Сама продукция представля- ет широко востребованный дорожно-строительный материал, потребность в котором стабильна и доходит до 10 млн т в год, т. е. производство имеет массовый характер. И АБЗ, и предприятиям Минэнерго в полной мере соответствуют цели по изменению ситуации с энер- гопотреблением. Задача снижения удельного расхода топлива (УРТ) традиционно имеет перманентный характер как при генерации электроэнергии, так и в про- изводстве АБС. Например, на АБЗ страны УРТ при производстве АБС в 1,52,5 раза превышает теоретически обоснованную величину. Энергетиче- ская составляющая себестоимости – более 34 %, что выше средней по стране величины для промышленной продукции. В условиях, когда в обозримом бу- дущем энергоресурсы будут только дорожать, ситуацию следует изменить коренным образом. Одним из путей снижения УРТ на предприятиях дорожной отрасли и Минэнерго является совместное решение ими соответствующих задач. Для энергосистемы актуальная проблема – обеспечение графика электрических нагрузок [718]. Экономическая оценка традиционных методов регулирования генерации энергосистемы и их эффективности выполнена в [16]. Вывод, общий для всех рассмотренных методов, неутешителен, посколь- ку их реализация связана с большими инвестициями и значительным увеличе- нием УРТ. Годовой перерасход топлива в объединенной энергосистеме (ОЭС) Беларуси превышает 150 тыс. т у. т. [8, 9, 18]. В складывающихся условиях на рынках первичных энергоресурсов требуется безусловное снижение УРТ в про- дукции ОЭС. Для обеспечения последнего необходимо привлечение в том числе нетрадиционных путей решения задачи регулирования генерации [11, 12]. В данном контексте в статье рассматривается энергетическая и экономическая эф- фективность регулирования генерации электроэнергии с привлечением распре- деленных технологических когенерационных источников, устанавливаемых на АБЗ, где это приводит к двукратному снижению УРТ на выпуск асфальтобетон- ной смеси. Повторяемость и стабильность графиков нагрузок энергосистемы показа- ны в [711, 15, 18]. В этой связи оказывается полезным совпадение упомяну- тых характеристик с графиками работы АБЗ, имеющих ту же временную спе- цифику, что и нагрузки энергосистемы. Режимы работы АБЗ обусловлены технологией укладки асфальтобетона и таковы, что выпуск АБС имеет место в светлое время суток, практически с 7–00 до 23–00. Эти часы соответствуют полупиковым и пиковым нагрузкам ОЭС страны. Поэтому в часы провалов электропотребления когенерационные комплексы, установ- 56 ленные на АБЗ, объективно не востребованы и отключаются. Напротив, в ча- сы пиковых и полупиковых нагрузок ОЭС когенерационные комплексы вос- требованы и работают с номинальной мощностью в режиме, характеризую- щемся УРТ 150170 г/(кВтч). Оптимальная мощность когенерационных комплексов в связи с произво- дительностью АБЗ определена в [3]. Компоновка АБЗ, где технологическое оборудование располагается на открытой площадке, позволяет достаточно свободно разместить контейнеры с оборудованием когенерационных ком- плексов вблизи сушильно-нагревательного барабана (СНБ). Интеграция в структуру АБЗ газовых тепловых двигателей внутреннего сгорания (ДВС) проста технически (рис. 1). мая по октябрь–ноябрь включительно. В этой связи при высокой энергетиче- ской эффективности решения (расчеты показывают, что достигается двукрат- ное снижение расхода первичного топлива на выпуск АБС (рис. 2)) не обеспе- чиваются экономические ограничения, поскольку число часов работы когене- рационного генерирующего оборудования на АБЗ оказывается Электроэнергия на обеспечение собственных нужд и внешнего потребителя энергосистемы Сушильный агент Минеральный материал Отработанный сушильный агент в систему пылеочистки Сушильно-нагревательный барабан Воздух Камера смешения Топка (цель- нометалли- ческая каме- ра сгорания) Сожига- тельное устройство Газо- порш- невый агрегат Топливо Выхлопные газы двигателя внутреннего сгорания для генерации сушильного агента Факел горения топлива Рециркуляция сушильного агента Природ- ный газ Дымосос Ш и б ер Рис. 1. Схема комплекса для комбинированной выработки энергопотоков на базе теплотехнологии горячей асфальтобетонной смеси, образованная в результате сопряжения ДВС и СНБ С типовыми АБЗ на каждые 25 т/ч производительности АБС целесооб- разно сопрягать когенерационные комплексы мощностью 2,02,5 МВт. Указанная единичная мощность позволяет использовать когенерационные комплексы в контейнерном исполнении, что обеспечивает мобильность установки. Последнее оказывается важным для экономической целесооб- разности продвижения по рассматриваемому пути. Другим обстоятель- ством, требующим решения, является сезонность работы АБЗ: с ап еля– 57 недостаточным, например, для обеспечения требуемых сроков возврата инве- стиций. Важно определиться с выбором наиболее загруженных АБЗ, имеющих со- ответствующую инфраструктуру: наличие газопровода, удаленность от элек- троподстанций и пр. Загрузка АБЗ Беларуси за последние 7 лет, их произво- дительность, составляющая 50100 т/ч АБС, наличие соответствующей газо- вой и электрической инфраструктуры в районах расположения АБЗ позволили оценить суммарную электрическую мощность рассматриваемых когенераци- онных комплексов величиной не менее 1 ГВт, что составляет более 60 % мак- симального диапазона колебания нагрузки ОЭС страны в межотопительный период [18]. Температура СА 500 С; температура АБС 180 С; температура битума на смешение 100 С Рис. 2. Влияние электрической мощности когенерационного комплекса на базе тепловых нагрузок подготовительного производства на его относительные энергетические характеристики: 1 – степень термодинамического совершенства генерации СА; 2 – термодинамический КПД когенерационного комплекса; 3 – энергетический КПД когенерационного комплекса в варианте без использования энергии воды систем охлаждения ДВС; 4 – энергетический КПД когенерационного комплекса (коэффциент использования топлива); 5 – коэффициент теплофикации при сохранении производительности АБЗ; 6 – коэффициент теплофикации при возможности снижения производительности АБЗ; 7 – процент топлива прямого сжигания в топке СНБ в общем расходе ПГ на когенерационный комплекс; 8 – удельный расход топлива на 1 т АБС при расходе топлива на генерацию электроэнергии 318 г/(кВтч); 9 – то же 260 г/(кВтч); 10 – тепловая энергия сетевой воды в кг у. т. на 1 т АБС Вытеснение из генерации соответствующей мощности паротурбинных КЭС, с помощью которых в перспективе прогнозируется регулирование [16, 17], обеспечивает расчетную системную годовую экономию топлива на уровне 1 млн т у. т., что возможно при достижении 6 тыс. ч годового исполь- зования рассматриваемых распределенных когенерационных мощностей. В то же время специфика технологии укладки асфальтобетона такова, что АБЗ не могут работать в течение всего года. В этой связи и рассматривается контей- нерное исполнение генерирующего оборудования когенерационных модулей единичной мощностью до 2 МВт. Такие контейне- ры позволяют перемещать когенерационные комплексы с помощью автомо- 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 100 % 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Р ас х о д у сл о в н о го т о п л и в а н а 1 т А Б С 58 бильных полуприцепов с АБЗ, где они работают в межотопи- тельный период, на площадки котельных Минэнерго и Минкоммунхоза. Там и обеспечивается дальнейшая генерация в пиковый и полупико- вый периоды суточного графика потребления электроэнергии в отопительный период. Общее число котельных упомянутых ведомств соответствует числу АБЗ, потенциально пригодных для перехода на когенерационное энергообеспече- ние. На ряде котельных уже установлено оборудование для комбинированной генерации энергопотоков, и они переведены в разряд ма- лых ТЭЦ. Мощность соответствующих ТЭЦ ограничена нагрузкой межотопительного периода и характеризуется годовым коэффициентом теп- лофикации 0,30,4. Очевидно, что в отопительный период возможно как ми- нимум удвоение когенерационных мощностей теплогенерирующих источни- ков. Поэтому препятствий для использования дополнительных пиковых мощностей в отопительный период нет. Такая работа энергогенери- рующего оборудования когенерационных комплексов (в летний период на АБЗ, в отопительный  на котельных) позволяет обеспечить требуемое число часов работы в году (6 тыс. ч), которое и является необходимым условием до- стижения экономической целесообразности использования их основного обо- рудования [19]. Вместе с тем очевидно, что для АБЗ переход к комбинированному энерго- обеспечению технологического процесса возможен лишь совместно с соот- ветствующими структурами энергосистемы, поскольку затраты на ее реализа- цию оказываются не менее стоимости непосредственно АБЗ, с которым инте- грируется соответствующая когенерационная установка. Кроме того, эксплуатация комплекса требует соответствующего персонала, которым не располагают предприятия дорожной отрасли. В этом контексте необходим переход к сотрудничеству в решении проблем предприятий обоих ведомств на основе совместной заинтересованности. Юридическое оформление взаимовы- годного сотрудничества требует соответствующей про- работки. В техническом плане взаимодействие названных структур может быть следующим. Минэнерго обеспечивает строительство и эксплуатацию когене- рационных комплексов. Департамент «Белавтодор» участвует своей инфраструктурой: производственная территория, технологическое обо- рудование, основной производственный процесс по выпуску АБС и пр. Далее алгоритм сотрудничества может быть таким: АБЗ обеспечивают тепло- вую нагрузку в неотопительный период и получают электро- и тепловую энергию, требуемую для производства по себестоимости ее генерации самым дешевым комбинированным способом, которая гарантирует снижение энерге- тической составляющей себестоимости АБС до двукратного. В свою очередь, Минэнерго получает в распоряжение до 90 % генерируемой электроэнергии, которая оказывается невостребованной на АБЗ, поскольку превышает их потребности. Необходимая численность дополнительного пер- сонала для обслуживания указанной системы генерирующего оборудования мощностью 1 ГВт – до 3 тыс. чел., что лучше существующих показателей централизованных генерирующих мощностей. Важно отметить, что по окончании срока возврата капитальных затрат, ко- торый оценивается в 4 года, для Минэнерго высвобождаются большие инве- 59 стиционные средства, требуемые для создания указанных генерирующих мощностей. Такого высвобождения средств нет в большинстве альтернатив- ных вариантов решения проблемы пиковых нагрузок энергосистемы, в кото- рых по ряду причин, связанных с ускоренным износом, по истечении срока окупаемости газотурбинного оборудования при работе в пиковом режиме необходима его замена. Поэтому возвращенные средства оказываются связанными постоянно [20, 21]. Следует отметить, что кроме расчетного снижения годовой потребности республики в условном топливе (до 1 млн т) при оговоренной суммарной электрической мощности когенерационных комплексов 1 ГВт предлагаемая совместная деятельность заинтересованных сторон может обеспечить им зна- чительную финансовую выгоду. Для Минэнерго она должна значительно пре- высить стоимость соответствующего количества природного газа за счет эко- номии и высвобождения для использования инвестиций в объеме до 1,5 млрд дол., и это существенно. Анализ экономической эффективности проекта пока- зал наличие его доходности при величине ставки дисконтирования до 40 % (рис. 3). Рис. 3. Зависимость значения чистого приведенного дохода от ставки дисконтирования r В Ы В О Д Ы 1. Для Республики Беларусь чрезвычайно актуально снижение энергетиче- ской составляющей себестоимости продукции и, как следствие, энергоемко- сти ВВП. 2. Необходим переход на современные рациональные технологии пред- приятий энергообеспечения, а энергосистеме требуются более маневренные и экономичные генерирующие мощности и расширение сбыта своей продукции. 3. Необходимо соединение интересов промышленных предприятий и энер- госистемы, в том числе и в совместной деятельности, направленной на ис- пользование потенциала теплотехнологий в генерации дешевой электроэнер- гии на когенерационных энерготехнологических комплексах. Для успешной реализации выявленного энергосберегающего потенциала предлагается рас- смотреть целесообразность реализации следующего инвестиционного проек- та, заказчиком которого могут выступить Минэнерго и предприятия дорож- ной отрасли, например Департамента «Белавтодор», при научном и проектном обеспечении специалистов Белорусского национального технического уни- верситета и РУП «БЕЛТЭИ». Цель инвестиционного проекта 1,5 1,0 0,5 0 –0,5 N P V , м л р д д о л . 1,0 6,0 11,0 16,0 21,0 26,0 32,0 42,0 r, % 60 1. Системное снижение потребления топлива в энергетике (Минэнерго) и при производстве асфальтобетонной смеси (Департамент «Белавтодор», Ми- нистерство коммунального хозяйства и пр.) до 1 млн т у. т. в год. 2. Высвобождение в Минэнерго инвестиций до 1,5 млрд дол. в течение 20 лет после периода окупаемости проекта, составляющего не более 4 лет с момента реализации. 3. Снижение себестоимости электро- и тепловой энергии систем отопле- ния, асфальтобетонной смеси. Задачи инвестиционного проекта 1. Снижение остроты проблемы регулирования генерации электроэнергии в энергосистеме в соответствии с графиком нагрузки, которая весьма актуальна в настоящее время и может обостриться с пуском АЭС. Предлагаемые регулиру- ющие установки характеризуются удельным расходом топлива 170 г/(кВтч) против 340 г/(кВтч), что имеет место при регулировании с помо- щью паротурбинных конденсационных электростанций, используемых в настоящее время и планируемых к использованию в перспективе. 2. Совершенствование энергообеспечения теплотехнологии производства асфальтобетонной смеси, обеспечивающее снижение удельного расхода топ- лива до теоретически требуемой величины 200250 кг на 1 т асфальтобетонной смеси, что соответствует лучшим западным аналогам. Предложения по реализация инвестиционного проекта 1. В рамках ГПО «Белэнерго» Министерства энергетики Беларуси создает- ся управление, которое строит и эксплуатирует когенерационные установки, находящиеся в оперативном подчинении объединенного диспетчерского управления (ОДУ) ГПО «Белэнерго». Распределенные электрические мощно- сти располагаются в летнее время на асфальтобетонных заводах Департамента «Белавтодор» и прочих, в зимнее  на котельных «Белэнерго» и др. Общее число асфальтобетонных заводов, вовлекаемых в проект, составляет порядка 200, только в системе «Белэнерго» – примерно 60. Общая электрическая мощность установок  до 1 ГВт. 2. Разрабатывается нормативно-правовая база о разделе совместно произ- веденной продукции. 3. Привлекаются инвесторы (высокая экономическая эффективность про- екта создает предпосылки для конкурса инвесторов). Требуемый объем инве- стиций для реализации предлагаемого инвестиционного проекта по укруп- ненным показателям оценивается примерно в 1,5 млрд дол. 4. Время, требуемое для реализации инвестиционного проекта: 23 года на апробацию и накопление опыта на пилотном объекте с объемом инвестиций до 8 млн дол., после чего в течение двух лет реализуется проект в полном объеме. 5. Строительство, монтаж, пусконаладка – заинтересованные соответству- ющие организации Республики Беларусь. Л И Т Е Р А Т У Р А 1. Э к о н о м и я и бережливость – главные факторы экономической безопасности госу- дарства: Директива Президента Республики Беларусь от 14 июня 2007 г. № 3 // Нац. реестр правовых актов Реcпублики Беларусь. – 15.06.2007. – № 118668. 61 2. М и х а л е в и ч, А. А. Энергетическая безопасность Республики Беларусь: компоненты, вызовы, угрозы [Электронный ресурс].  2010.  Режим доступа: http://nmnby.eu/pub/ 0911/energy_security.pdf.  Дата доступа: 26.03.2010. 3. Р о м а н ю к, В. Н. Интенсивное энергосбережение в теплотехнологических системах промышленного производства строительных материалов: дис. … д-ра техн. наук: 05.14.04 / В. Н. Романюк.  Минск, 2010.  365 с. 4. Г л а в а BP попросил инвестиций в энергетику на 30 триллионов долларов [Электрон- ный ресурс] / TUT.BY|НОВОСТИ.  2009.  Режим доступа: http://news.tut.by/ 150361.html.  Дата доступа: 20.10.2009. 5. Г р и ц е н к о, А. И. Сценарии развития газодобычи в России. Нетрадиционные источ- ники энергии / А. И. Гриценко // Энергетика России: проблемы и перспективы: тр. науч. сессии РАН: общ. собрание РАН 1921 декабря 2005 г. / под ред. В. Е. Фортова, Ю. Г. Леонова; РАН.  М.: Наука, 2006.  С. 260266. 6. К о р о т а е в, Ю. П. Природный газ  доминанта современной и будущей энергетики России и мира / Ю. П. Коротаев.  М.: Нефть и газ, 1996.  83 с. 7. Г у р т о в ц е в, А. Л. Выравнивание графиков электрической нагрузки энергосистемы / А. Л. Гуртовцев, Е. П. Забелло // Энергетика и ТЭК.  2008.  № 7/8.  С. 1320. 8. Г у р т о в ц е в, А. Л. Электрическая нагрузка энергосистемы. Выравнивание графика / А. Л. Гуртовцев, Е. П. Забелло // Новости электротехники.  2008.  № 5 (53).  С. 108114. 9. Г у р т о в ц е в, А. Л. Электрическая нагрузка энергосистемы. Выравнивание графика / А. Л. Гуртовцев, Е. П. Забелло // Новости электротехники.  2008.  № 6 (54).  С. 4850. 10. З а б е л л о, Е. П. Косвенные методы управления электрическими нагрузками в Бело- русской энергосистеме / Е. П. Забелло, А. И. Сульжиц, А. М. Сульжиц // Энергетика и ТЭК.  2009.  № 4.  С. 2226. 11. З а б е л л о, Е. П. Косвенные методы управления электрическими нагрузками в Бело- русской энергосистеме / Е. П. Забелло, А И. Сульжиц, А. М. Сульжиц // Энергетика и ТЭК.  2009.  № 5.  С. 1618. 12. К о р о т к е в и ч, А. Баланс мощностей Белорусской энергосистемы и проблемы регу- лирования суточного графика нагрузок / А. Короткевич, О. Фоменко // Энергетика и ТЭК.  2008.  № 4.  С. 1215. 13. П о с п е л о в а, Т. Г. Стратегический потенциал ресурсо- и энергосбережения. Вырав- нивание национального графика нагрузки / Т. Г. Поспелова, Г. В. Кузьмич // Энергетика и ТЭК.  2008.  № 7/8.  С. 2125. 14. С е д н и н, В. А. Возможность использования энергетических комплексов промышлен- ных предприятий для покрытия пиковых электрических нагрузок / В. А. Седнин, А. В. Седнин, М. Л. Богданович // Энергия и Менеджмент.  2009.  № 1.  С. 610. 15. К в о п р о с у обеспечения графиков электрической нагрузки энергосистемы с привлечением потенциала энерготехнологических источников промышленных предприятий / Б. М. Хрусталев [и др.] // Энергия и Менеджмент.  2010.  № 1.  С. 4–11. 16. М о л о ч к о, Ф. И. Способы регулирования нагрузки Белорусской энергосистемы по- сле ввода АЭС / Ф. И. Молочко, А. Ф. Молочко // Энергетика и ТЭК.  2011.  № 6.  С. 1826. 17. Т р у т а е в, В. И. Прирост себестоимости производства электроэнергии как экономи- ческий критерий обоснования очередности разгрузки энергоустановок в ночные часы / В. И. Трутаев, В. М. Сыропущинский // Энергетическая стратегия. – 2010. – Ноябрь/де- кабрь. – С. 1924. 18. Э ф ф е к т и в н о е обеспечение графика нагрузок энергосистемы / В. Н. Романюк [и др.] // Энергия и Менеджмент.  2012.  № 1.  С. 11–18. 19. К о л о м ы ц к а я, Н. А. Технико-экономическая эффективность использования тепло- технологической нагрузки асфальтобетонных производств для обеспечения пиковых нагрузок энергосистемы комбинированной генерацией энергии: дис. … магистра экон. наук: 1-27.01.01-10 / Н. А. Коломыцкая.  Минск, 2010.  115 с. 20. Ш м и д е л ь, Г е р д-У в е. Сервисная поддержка промышленных газовых турбин / Герд-Уве Шмидель, А. В. Гущин, В. Е. Торжков // Турбины и дизели.  2007.  Ноябрь/де- кабрь.  С. 3842. 21. Г а з о в а я турбина SGTx-3000E. Техническое обслуживание, технический осмотр, ос- новной технический осмотр. Эквивалентные часы эксплуатации. Siemens AG / Power Ge- neration.  Раздел 1.2.4.  С. 16. Представлена кафедрой ПТЭиТ Поступила 01.06.2012