Предприятие «СГК» — Красноярская ТЭЦ-1
О предприятии
Красноярская ТЭЦ-1 — одна из крупнейших станций Сибирской генерирующей компании по установленной тепловой мощности, составляющей 1677 Гкал/час. Установленная электрическая мощность станции – 485,9 МВт.
ТЭЦ-1 дает тепло и горячую воду более 400 тысячам жителей правого и левого берега Красноярска и пригородного поселка Березовка, обеспечивает тепловой энергией такие крупные промышленные предприятия, как АО «КЖБМК», АО «Гамбит», АО «Красноярский завод синтетического каучука», ОАО «Красноярский завод цветных металлов», АО «Красмаш».
Оборудование станции составляют 4 котлоагрегата паропроизводительностью 230 тонн/час каждый, 9 котлоагрегатов паропроизводительностью 220 тонн/час, 4 котлоагрегата паропроизводительностью 270 тонн/час, 4 турбины мощностью 25 МВт каждая, 2 турбины мощностью 60 МВт, 1 турбина мощностью 64,9 МВт, 1 турбина мощностью 87 МВт и 2 турбины мощностью 57 МВт.
296 работников электростанции были награждены медалью «За доблестный труд в Великой Отечественной войне 1941—1945 гг.».
В 1959 году Красноярская ТЭЦ-1 начала снабжать электроэнергией железную дорогу на участке Мариинск-Красноярск-Тайшет. В конце 60-х годов на станции заработала программа автоматизации и механизации производства.
В 70-е годы первая красноярская теплоцентраль была экспериментальной площадкой для теплоэнергетики всей страны. На ней велись испытания оборудования для ТЭЦ перед тем, как начать его серийное производство.
Значимые награды коллектива
7 сотрудников Красноярской ТЭЦ-1 награждены Орденом Ленина; двое — Орденом Октябрьской Революции; 19 человек — Орденом Трудового Красного Знамени; 16 — Орденом «Знак почета».
К Ордену Трудовой Славы III степени представлены 11 человек.
Медаль « За трудовую доблесть» получили 20 человек; медаль « За трудовое отличие» — 36.
Бурый или каменный: какая разница, чем топить ТЭЦ?
Чем лучше топить ТЭЦ, бурым или каменным углем? Дискуссии на эту тему бесконечны. Поэтому мы решили узнать, как образуется бурый и каменный уголь, а также по каким характеристикам угольные тепловые электростанции выбирают, какое топливо можно использовать на ТЭЦ?
Уголь — органическое вещество, которое образовалось под воздействием давления и температур из залежей торфа. Сначала торфяные останки трансформировались в бурый уголь, потом — в каменный, затем — в антрацит.
Схема трансформации торфа в уголь различных видов
Скачать
Если схему трансформации угля перевернуть, можно представить, как расположены угольные слои в разрезе. Но если это всего лишь разновидности одной горной породы, то есть ли разница для ТЭЦ, что сжигать? Конечно, есть.
Скачать
Для любого углеродного топлива, в том числе угля, важны такие характеристики, как доля углерода в его составе и количество тепла, которое выделится, когда он сгорит.Несмотря на то что лучше всего горит каменный уголь, бурый уголь используют на ТЭЦ из-за пониженной зольности. Чем меньше золы образуется при горении угля, тем чище выбросы ТЭЦ в атмосферу
Скачать
Второй критерий, который определяет, какой уголь сжигать на ТЭЦ, — расстояние от места добычи, шахты или разреза, до ТЭЦ и способ его транспортировки. На все новосибирские ТЭЦ уголь попадает с добывающих предприятий напрямую в вагонах по железнодорожным путям.
Третий критерий — содержание влаги и характеристики угольной пыли. Чем больше влаги, тем больше усилий нужно, чтобы перемолоть уголь в пыль. Особенно в зимний период, потому что такой уголь сильнее смерзается в мороз, чем сухой, и ТЭЦ тратит больше топлива для испарения влаги из него. Характеристики угольной пыли необходимо знать, чтобы понять, не повредит ли она очистительное оборудование в ходе технологического процесса.
В целом особенности угля (его марка и пр.) обязательно учитываются при выборе очистительного оборудования для ТЭЦ. И новосибирские тепловые электростанции в данном случае не исключение.Скачать
Бурый уголь — самый твердый и самый влажный вид угля. Он содержит 30–40% влаги. Он быстро окисляется и растрескивается на открытом воздухе, при этом теряет свою теплотворную способность. Чтобы предотвратить этот процесс, на ТЭЦ тщательно укатывают угольные кучи на складах, перекрывая доступ воздуха к внутренним слоям угля.
Из-за повышенного содержания кальция в буром угле зола и шлаки, которые образуются в процессе сжигания, формируют прочные отложения.
А если продукты распада бурого угля контактируют с водой, то отложения образуются в два раза быстрее. Потому бурый уголь используют на ТЭЦ, где изначально было установлено оборудование для такого угля.
Карта месторождений бурого угля
Скачать
Каменный уголь более мягкий, в нем всего 5–6% влаги, еще в нем меньше кальция, а значит, почти нет отложений внутри котла. При контакте с водой ни шлаки, ни зола, ни взвеси дымовых газов не затвердевают, поэтому для очистки на станциях возможно использовать, например, очистительное оборудование на основе воды, эмульгаторы и скрубберы, а также выводы золы с помощью водных потоков. Такое оборудование установлено на новосибирских ТЭЦ-2 и ТЭЦ-4.
Карта крупнейших месторождений каменного угля
Скачать
Антрацит — заключительный этап формирования угольной породы, поэтому в нем максимально сконцентрированы различные вещества.
Мы узнали, как формируется уголь, сравнили все стадии этого процесса. Но так и не ответили на вопрос: какой уголь лучше для работы ТЭЦ и экологии города? По нормам федеральных надзорных органов в области энергетики, согласно ГОСТам, на угольных ТЭЦ Сибири разрешено сжигать только определенные сорта каменного и бурого угля. Каждый из которых, кстати, имеет свои плюсы и минусы, они компенсируют друг друга. Поэтому не так важно, какой из разрешенных по ГОСТам вид угля сжигает ТЭЦ. Более значимый фактор, насколько успешно ТЭЦ очищает дымовые газы и обращается с продуктами сжигания угля. Например, электрофильтры, эмульгаторы и скрубберы новосибирских ТЭЦ имеют высокую степень очистки дымовых газов — от 96,0 до 99,2%.
Угольно-газовый «ринг»: уголь пока проигрывает — Энергетика и промышленность России — № 15-16 (179-180) август 2011 года — WWW.EPRUSSIA.RU
Газета «Энергетика и промышленность России» | № 15-16 (179-180) август 2011 года
Согласно стратегии– Как в соответствии с Энергетической стратегией России до 2030 года распределяется использование топлива для электрогенерации: угля, газа или других источников?
– Энергетическая стратегия России была разработана на период до 2030 года (утверждена распоряжением правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 года № 1715‑р). Она определила потребность страны в топливно-энергетических ресурсах, основные пропорции и направления развития отраслей ТЭК, индикаторы стратегического развития. Развитие отраслей ТЭК далее конкретизируется и уточняется в соответствующих генеральных схемах развития отраслей. Применительно к электроэнергетике долгосрочная перспектива определяется генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики.
Действующая редакция генеральной схемы (одобрена на заседании правительства РФ 3 июня 2010 года) была разработана Агентством по прогнозированию балансов в электроэнергетике по поручению правительства на перспективу до 2030 года. При ответах на ваши вопросы будут использоваться материалы этой генеральной схемы.
В генеральной схеме не противопоставляются отдельные первичные энергоносители (уголь, газ или другие источники энергии). Они взаимодополняют друг друга. В настоящее время доля газа в структуре топливного баланса тепловых электростанций составляет около 70 процентов, угля и прочих видов топлива – 28 процентов, мазута и нефтетоплива – менее 2 процентов.
Если в предыдущей редакции генсхемы, разработанной в 2008 году, задавались целевые установки по ускоренному развитию АЭС, ГЭС и угольных ТЭС для диверсификации топливного баланса, то в новой редакции документа 2010 года рекомендации даны исходя из экономической эффективности различных типов электростанций с учетом прогнозных цен на топливо и оборудование.
В базовом варианте предусматривается относительно небольшое увеличение доли угля в структуре топливного баланса тепловых электростанций – с 28 процентов в 2010 году до 32 процентов в 2030 году. Это связано с тем, что угольные электростанции по экономичности в Европейской части страны уступают ПГУ на газе и АЭС.
Рост доли потребления угля связан с продолжением сооружения угольных электростанций в Сибири и на Дальнем Востоке, в т. ч. для обеспечения широкомасштабного экспорта в Китай, и вводом отдельных новых электростанций на Урале и Юге Европейской части страны.
Согласно максимальному варианту, при исчерпании прогнозных (экономичных) ресурсов природного газа для электростанций дальнейший прирост потребности будут обеспечивать угольные электростанции. В этом случае доли угля в структуре топливного баланса электростанций увеличится до 37 процентов в 2030 году.
В перспективе также предполагается широко задействовать другие источники генерации: атомную энергию и возобновляемые источники энергии (ветровая, солнечная, геотермальная, биомасса, малые ГЭС).
Доля АЭС в структуре генерирующих мощностей возрастет с 11,1 процента в 2010 году до 15,6 процента в 2030‑м (базовый вариант генеральной схемы), а доля возобновляемых источников – на 2 процента за тот же период (без крупных ГЭС).
В целом можно отметить, что в перспективе ожидается диверсификация источников генерирующей мощности: в Европейской части страны и на Урале – увеличение доли АЭС и ВИЭ при снижении доли газовых электростанций в структуре генерирующих мощностей; в Сибири и на Дальнем Востоке – увеличение доли газовых электростанций, АЭС и ВИЭ при снижении доли ГЭС в структуре генерирующих мощностей.
Этот экологичный газ
– Нужно ли строить новые генерирующие мощности, работающие на газе?
– Сначала определимся, нужны ли новые мощности вообще. При определении потребности в электроэнергии в генеральной схеме подробно учитывались такие факторы, как повышение эффективности экономики, модернизация промышленности, энергосбережение и т.
д. В результате уровень спроса на электроэнергию к 2030 году может достичь в максимальном варианте 1860 миллиардов кВт-ч в год (среднегодовой темп прироста – 3 процента) и в базовом варианте 1553 миллиардов кВт-ч в год (среднегодовой темп прироста – 2,1 процента). Это меньше, чем прогнозировалось в 2008 году в предыдущей редакции генеральной схемы к 2020 году: соответственно, по вариантам – 2000 миллиардов кВт-ч и 1710 млрд кВт-ч. То есть учет интенсивного энергосбережения существенно снижает потребность, но без прироста потребления электроэнергии и дополнительной генерирующей мощности в рассматриваемой перспективе нам не обойтись.
А если есть потребность в новой мощности, то обеспечиваться она должна самым экономичным и эффективным способом. Выше было сказано, что для большинства регионов страны газовые электростанции эффективны.
– Какими темпами будет происходить процесс ввода новых мощностей?
– До 2030 года новая редакция генеральной схемы (базовый вариант) рекомендует ввести 173 ГВт генерирующих мощностей, из них 109 ГВт на тепловых электростанциях.
Объем ввода мощностей на ТЭС близок по пятилетиям, при этом 76 процентов вводов осуществляется на газовых электростанциях, в основном ПГУ и ГТУ, и 24 процента на угольных.
– Будет ли достаточно газа для новой генерации?
– Одновременно с генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики разрабатывалась генсхема развития газовой отрасли на период до 2030 года, в которой выполнен прогноз развития газовой промышленности, оценены перспективные уровни добычи природного газа и определены ресурсы для внутреннего потребления, в том числе для электроэнергетики.
Минэнерго России провело согласование указанных схем, в результате потребность в газе электростанций совпадает с прогнозными ресурсами, предусмотренными для электроэнергетики. Развитие газовой отрасли это отдельная тема, но, подчеркну, ресурсы газа для намеченного строительства ПГУ есть.
Еще одним «источником» газа для электроэнергетики, кроме добычи, является модернизация действующих электростанций. Замена газовых паросиловых блоков (ПСУ) на парогазовые (ПГУ) повышает КПД электростанций с 40 до 60 процентов и более и высвобождает газ для вновь вводимых электростанций.
– Зачем вообще использовать газ в генерации, если учесть, что, во‑первых, угля больше, во‑вторых, газ – выгодный для экспорта товар?
– Действительно угля больше, но и газа немало. Помимо традиционных ресурсов природного газа, существует еще сланцевый газ, газ в угле, газ в плотных песчаниках, в глубоких горизонтах и, главное, газ в гидратах. Таким образом, нет ресурсных ограничений на период до 2030 года, и объемы добычи природного газа, и объемы его использования в электроэнергетике будут определяться экономическими факторами.
Безусловно, природный газ потому пользуется повышенным спросом на мировом рынке (хотя у «Газпрома» и возникли известные трудности с его сбытом и с определением цены в связи с появлением альтернативных источников поставок газа и развитием спотовой торговли газом), что обладает хорошими экологическими характеристиками.
Поэтому зарубежные страны закупают природный газ для использования в электроэнергетике, и его долю в топливном балансе многих стран предполагается увеличивать. В этих условиях уделяется внимание не только экспорту газа, но и его использованию на электростанциях для улучшения экологической ситуации в наших городах и повышения эффективности электроэнергетики в целом.
– Нужно ли вообще вводить дополнительные генерирующие мощности?
– На этот вопрос есть две противоположные точки зрения: что генерация сейчас избыточна или же ее недостает, что сдерживает экономический рост. Необходимость ввода генерирующих мощностей для обеспечения прироста электропотребления отмечалась в ответе на предыдущий вопрос. Особенность современного этапа развития электроэнергетики заключается в том, что прирост нагрузки концентрируется в крупных городах и городских агломерациях и в Западной Сибири. Поэтому при достаточности генерирующих мощностей в целом по ЕЭС России в отдельных локальных районах отмечается дефицит трансформаторной мощности.
Но планами ФСК и МРСК предусматривается ликвидация этого дефицита.
В настоящее время установленная мощность электростанций несколько превышает потребность. Это связано со снижением потребления электроэнергии в прошедший кризис и с тем, что еще не в полной мере отработан механизм вывода из работы выработавшего свой ресурс и морально устаревшего оборудования, объем которого постоянно нарастает.
Среднегодовые вводы мощности по стране в целом за 2000‑2010 годы, по данным ЗАО «АПБЭ», составляли всего 1,9 миллиона кВт, тогда как только под замену устаревшего оборудования необходимо вводить около 6‑7 миллионов кВт в год (если исходить из среднего срока службы энергетического оборудования 30‑40 лет). Кроме этого, вводы мощности должны обеспечивать и прирост нагрузки потребителей.
Если рассматривать развитие на пять лет вперед, а тем более на двадцатилетнюю перспективу, то вся существующая генерирующая мощность будет задействована, и без новых вводов не обойтись.
Таким образом, все намечаемые вводы в электроэнергетике будут востребованы и позволят существенно повысить энергетическую эффективность отрасли.
Уголь есть, использовать не умеем
– Какие из генерирующих компаний наиболее активно переходят на газ? Есть ли здесь какие‑либо проблемы?
– Специальной политики по переводу электростанций на газ нет. Есть политика перехода на парогазовый цикл при вводе новых и модернизации действующих электростанций на газе. В рамках существующих механизмов развития электроэнергетики ввод новых генерирующих мощностей в ближайшие годы будет в основном осуществляться в рамках так называемых договоров на предоставление мощности (ДПМ). Данные договоры закрепляют ответственность соответствующей генерирующей компании по вводу генерирующей мощности с требуемыми характеристиками (включая вид используемого топлива) и в указанные сроки. Перевод проекта генерации на другой вид топлива после заключения ДПМ не допускается.
В рамках заключенного портфеля ДПМ предусмотрен ввод электростанций как на газовом, так и на угольном топливе.
Так, в ДПМ с 2010 по 2019 год генерирующие компании планируют модернизацию действующих ТЭС и ввод новой мощности в объеме 24,1 ГВт. Из них предстоит ввод 66 парогазовых блоков суммарной мощностью 19,0 ГВт на 54 ТЭС, в том числе: 22 блока суммарной мощностью 9,0 ГВт на 17 КЭС; 44 блока суммарной мощностью 10,0 ГВт на 37 ТЭЦ. Из них: 23 современных ПГУ-400/420 суммарной мощностью 9,3 ГВт на 17 ТЭС, в том числе 6,8 ГВт – на КЭС и 2,5 ГВт – на ТЭЦ.
Проблемой здесь является высокая зависимость от поставок зарубежного оборудования – порядка 63 процента новых мощностей на газе планируется на базе иностранного оборудования. Кроме того, планируется ввод 20 новых энергоблоков суммарной мощностью 3,8 ГВт на 12 угольных ТЭС и 10 турбин суммарной мощностью 623 МВт на 7 угольных ТЭЦ. Проблемой здесь является отсутствие в отечественном энергомашиностроении современных экологически чистых угольных технологий.
Поэтому в проектах ДПМ, к сожалению, планируется использовать устаревшие угольные технологии.
– Каковы плюсы и минусы угля и газа? Оправдано ли их противопоставление или же преимущества одного перед другим сильно обусловлены сторонними факторами (например, региональными)? Если говорить об отдаленной перспективе – на десятилетия, – кто выиграет: газ или уголь?
– Природный газ – это высококалорийное, экологически чистое топливо. Его прогнозные запасы в России достаточно высокие, что позволяет увеличить (наращивать) добычу газа.
К недостаткам следует отнести удаленность районов добычи от районов потребления, необходимость дорогостоящей инфраструктуры для транспортировки и распределения газа, высокие затраты на освоение новых месторождений, в частности расположенных на арктическом шельфе.
Высокие потребительские свойства газа определяют его высокую стоимость на европейском (сетевой газ) и мировом рынке (СПГ). Правительством проводится политика постепенного достижения равноэкономичности поставок газа на внутренний и внешний рынки.
Это предопределяет в перспективе существенное повышение цены газа для российских потребителей.
Уголь нельзя отнести к экологически чистому топливу. Электростанции, работающие на угле, осуществляют значительные выбросы золы, окислов серы и дают большой объем золошлаковых отходов. Мероприятия по снижению выбросов требуют значительных капитальных и эксплуатационных затрат. Расширение утилизации золошлаковых отходов (ЗШО) требует значительных усилий по производству и сбыту большого ассортимента продукции, получаемой из ЗШО. Золо-шлаковые отходы могут успешно применяться при строительстве дорог, производстве строительных материалов, рекультивации земель и в других сферах.
В последнее время к отрицательным качествам угля стали относить большие выбросы парниковых газов, которые дает уголь при сжигании. Закачка этого газа под землю в подходящие геологические структуры, как это предлагают западные эксперты, удорожает строительство угольных электростанций.
Основные месторождения угля России находятся в восточных районах страны, и затраты на его перевозку составляют большую долю в конечной цене у потребителей в Европейской части страны и на Урале.
К положительным качествам угля относится доступность транспортировки и распределения и более низкая стоимость по сравнению с природным газом.
Как я уже отметил, нельзя противопоставлять уголь и газ, у каждого из этих видов топлива имеются свои преимущества и недостатки, свои регионы и ниши при использовании. Но конкуренция между ними продолжается, и пока уголь ее проигрывает.
Если говорить об отдаленной перспективе – на десятилетия (например, до 2050 года), – то даже к этому сроку трудно определиться, кто выиграет – газ или уголь. Будет продолжаться конкуренция между ними, а также с атомной энергией и возобновляемыми источниками энергии.
Тенденции будущего
– Какова доля ТЭС на газе в общем объеме электрогенерации? Как изменятся эти показатели в ближайшем будущем?
– По нашим данным, с использованием газового топлива электростанциями отрасли «Электроэнергетика» (в зоне централизованного электроснабжения, без учета выработки промышленной генерации) в 2010 году было произведено около 377 миллиардов кВт-ч электроэнергии (всего в 2010 году производство электроэнергии в Российской Федерации – с учетом фактических данных ОАО «Норильско-Таймырская энергетическая компания» – составило 1026 миллиардов кВт-ч, что на 4,6 процента больше, чем в 2009 году).
При этом тепловые электростанции в 2010 году произвели 687,5 миллиарда кВт-ч (+7,1 процента к уровню 2009 года), что объясняется приростом объемов электропотребления, вводом новых генерирующих мощностей и снижением объемов производства электроэнергии на ГЭС (рост по сравнению с 2009 годом – почти на 6 процентов), а с использованием угольного топлива – 131 миллиард кВт-ч (рост по сравнению с 2009 годом – на 8,3 процента).
В структуре установленной мощности в электроэнергетике России в 2010 году доля ТЭС на газе составляла 47,2 процента, к 2030 году эта доля сократится до 43,1 процента.
МНЕНИЕВладимир Мельников, глава консалтинговой практики компании «Евразия Grayling»:
– О том, что наш баланс должен быть угольно-атомным со снижением потребления «непредсказуемого» природного газа, было сказано много, и это отображено в энергетической стратегии.
Природный газ – стратегический ресурс. Обладание этим ресурсом и эффективное его использование – не в последнюю очередь на внутреннем рынке – залог экономической стабильности страны и геополитического веса в мире.
Это понимают… американцы. Американское управление по охране окружающей среды считает «газ самым чистым транспортным средством внутреннего сгорания на планете». Будущее природного газа также в том, что из него получаются такие альтернативные виды топлива, как водород, метанол и многие другие – практически любой нынешний источник энергии. Министерство энергетики США (Department of Energy) подсчитало, что к 2016 году газ будет продолжать оставаться самым дешевым (и экологичным) топливом для производства энергии.
А еще американцы считают, что энергоресурсы являются достоянием всех стран. И что в России газовая монополия – угроза стабильности развития России и Европы. Нужны, якобы, новые источники энергии и снижение потребления газа.
То есть для внутреннего применения «газ – самый чистый, дешевый и перспективный вид органического топлива на Земле», а для России и Европы: нужна «энергетическая диверсификация и снижение зависимости от газовой монополии».
Получается, что мы у себя отчасти следуем «дружественному» совету США.
Стране, администрация которой направляет все свои усилия на контролирование мировых цен на газ любыми средствами. Потому что американцы понимают стратегическое значение газа в мире на десятилетия вперед. А мы вроде и понимаем, но как всегда делаем наоборот, потому что так посчитали «эксперты» (по нашим подсчетам, более 90 процентов мировых энергетических информационных ресурсов контролируется – напрямую или косвенно – США).
Сергей Белов, руководитель службы по связям с общественностью, Институт проблем естественных монополий:
— Потребитель выбирает топливо исходя из соображений экономической эффективности. Таким образом, в краткосрочной перспективе природный газ продолжит доминировать в энергобалансе России, так как он дешевле конкурирующего с ним угля. Однако данное положение газа не является экономическим оправданным, так как газ является слишком дорогим топливом, чтобы обеспечивать за счет него базовое потребление в энергосистеме. Также важно отметить, что «голубое топливо» приносит значительную часть валютных поступлений в бюджет страны, а, следовательно, выполнение контрактных обязательств по поставкам газа за рубеж является приоритетным.
В идеале, базовая нагрузка энергосистемы должна обеспечиваться углем и атомной энергией, так как угольные станции наиболее эффективны при работе на постоянной мощности, а для атомной энергетики – это вообще обязательное условие эксплуатации. С другой стороны, газовые турбины отличаются маневренностью, т.е. способностью оперативно наращивать и снижать объем выработки энергии, поэтому их предпочтительно использовать для сглаживания неравномерности энергопотребления.
В ближайшем будущем только углю под силу потеснить газ в российском топливно-энергетическом балансе. Но чтобы это замещение произошло, необходимо выравнивание существующих ценовых диспропорций между углем и «голубым топливом». В этом случае участники рынка будут заинтересованы в строительстве генерирующих мощностей на угле.
Плюсы и минусы метода «Альтернативная котельная»
ПЛЮСЫ И МИНУСЫ МЕТОДА «АЛЬТЕРНАТИВНАЯ КОТЕЛЬНАЯ»
С. В. Заренков, к.т.н., директор ООО «Техносканер»,
Э. Х. Досалин, руководитель инженерной группы ООО «Техносканер»
А. Б. Богданов, аналитиктехнолог теплоэнергетики ООО «Техносканер»
Объем производства и потребления тепловой энергии в России самый большой в мире. Однако РФ, имея самую разветвленную сеть центрального теплоснабжения, функционирующую в режиме комбинированного производства тепловой и электрической энергии, рискует перейти на устаревшие технологии по выработке тепла.
Идея перехода на метод «альтернативной котельной» как элемента реформы тепловой энергетики обсуждается профессиональным энергетическим сообществом уже не один год. По сути, фундаментом для реформирования российской теплоэнергетики стал Федеральный закон «О теплоснабжении», вступивший в силу в 2010 году. Но из-за опасения роста тарифов новая модель рынка тепла в России до сих пор не принята, хотя «дорожная карта» реформы теплоснабжения предусматривала принятие закона о либерализации цен на тепло в I квартале 2015 года. Сейчас правительство рассматривает сценарии, при которых метод альтернативной котельной будет как в качестве единственного способа регулирования рынка теплоэнергетики, так и одного из вариантов. Как правило, под альтернативной котельной энергетики понимается объект мощностью в пределах 25–50 Гкал/ч. Это локальный источник теплоснабжения, которым потребители (ЖКХ, мелкие потребители) могут заменить сторонние теплоснабжающие организации.
Долгосрочный тариф альтернативной котельной – это модель, в рамках которой регулируется только конечная цена тепла для потребителей в регионе, определяемая на основе стоимости строительства и эксплуатации потребителем собственного источника тепла – котельной [1].
Долгосрочный тариф гарантируется организации, получающей статус единой теплоснабжающей (ЕТО), – крупнейшему поставщику тепла в регионе.
По мнению разработчиков, новая методика расчета цен защитит потребителя от переплат и улучшит качество производства и передачи тепла. Система вынудит поставщика к конкуренции, заставит быть продуктивнее и выгоднее наиболее эффективной «альтернативной котельной», а также не позволит повышать стоимость теплоснабжения.
Заявленные плюсы метода «альтернативная котельная»
Основными плюсами внедрения метода «альтернативной котельной», по мнению Министерства энергетики РФ, являются:
а) для государства:
– отсутствие необходимости выделения значительных субсидий для строительства генерации;
– привлечение частных инвестиций в капиталоемкую отрасль;
– огромные запасы по росту энергоэффективности;
– наиболее оперативное обновление фондов в электроэнергетике – рост энергобезопасности страны;
– перспектива локализации высокотехнологичных энергомашиностроительных производств в масштабах страны;
б) для потребителей:
– снижение платежей на электрическую и тепловую энергию в будущем за счет повышения энергоэффективности;
– отсутствие необходимости существенного дополнительного роста тарифа для привлечения инвестиций;
– экономическая целесообразность возврата и централизованные источники электро- и теплоснабжения;
– повышение надежности электро- и теплоснабжения;
в) для инвесторов:
– крупнейший в мире рынок тепла с низкой конкуренцией;
– возможность получения высокой доходности за счет применения распространенных в мире технологий когенерации.
Реальные минусы метода «альтернативная котельная»
Однако приведенные Минэнерго плюсы «альтернативной котельной» – это все мифы неэффективного государственного регулирования тарифов. Как заявляет заместитель министра энергетики Вячеслав Кравченко, главной целью является то, что «…Новый метод торфообразования призван стать единственным в отрасли. Стоимость тепловой энергии будет определяться на уровне ее производства на так называемой «альтернативной котельной», — которая могла бы быть построена рядом с потребителем как альтернатива работающей инфраструктуре…».
1. Несмотря на то что в методике говорится о росте цены тепловой энергии от котельных, на самом же деле методика предусматривает рост в 3–4 раза топливной стоимости, практически, бесплатного сбросного тепла от паровых турбин ТЭЦ. Методика «Альтернативная котельная», по своей сути, направлена на снижение в два раза цены топливной составляющей комбинированной электроэнергии от ТЭЦ, а именно с 350 г.у.т./кВт*ч до уровня 165–170 г.у.т./кВт*ч.
2. Опыт 1992 – 2006 гг. показывает, что использование «физического метода» для расчета тарифов, а также его клона «альтернативной котельной», приводит к массовому отключению тепловых потребителей от ТЭЦ и строительству квартальных и крышных котельных. Этот процесс удалось чуть-чуть приостановить в 1996 году благодаря введению «методики ОРГРЭС».
3. Из-за физического метода «Альтернативная котельная», имея 40%еный запас неиспользованных тепловых мощностей порядка 2531 Гкал/час, омские ТЭЦ только в 2002 – 2006 г. потеряли порядка ~ 562 Гкал/час тепловых потребителей.
4. Из-за применения физического метода «Альтернативная котельная» в городе Омске вместо подключения к живым тепловым сетям от ТЭЦ было построено более 18 котельных «Октан». Были демонтированы и распроданы три магистральные теплотрассы «ТЭЦ-4 – ТПК «Овощевод» – 166 Гкал/час, «ТЭЦ-2 – Овощевод» – 96,45 Гкал/час, «ТЭЦ-5 – поселок Ростовка».
5. Методика к технологически необоснованного, серьезного повышения тарифов в ЖКХ. Переход на концепцию «альтернативной котельной» на первом этапе приведет к значительному росту тарифов в некоторых субъектах. Если после расчетов по новой схеме цена за отопление в регионе уменьшится, то в проигрыше останется поставщик. В случае же увеличения стоимости услуг генерирующие компании выиграют, тогда как население ощутит значительный рост. Согласно новой методике расчета тарифы увеличатся следующим образом: Казань – на 78%; Новосибирск – на 63%; Омск – на 61,6%; Челябинск – на 46%; Волгоград – на 42%; Екатеринбург – на 40%; Уфа – на 28%; Ростов-на-Дону – на 15,6%; Нижний Новгород – на 3,5%.
6. При этом создатели проекта отмечают, что новая концепция не внесет изменений в нынешнюю систему субсидирования. Это означает, что скачок цен на отопление будет компенсироваться из бюджета на местах. Власти регионов также опасаются роста тарифов для населения, поскольку им придется искать дополнительные средства для субсидирования.
7. Тариф «альтернативная котельная» противоречит технической сути процесса. При производстве тепловой и электрической энергии весь эффект экономии топлива, достигающий 45–48%, полностью относится на счет производства электроэнергии. При этом якобы улучшается в 2,3 раза эффективность электроэнергетики: с 37 процентов до абсурдно недостижимой величины ~85 процентов (с 332 до 145 г.у.т / кВт*ч). В таком случае потребители тепла в ЖКХ, имеющие полное право на бесплатное сбросное тепло от паровых турбин ТЭЦ, будут субсидировать электроэнергетику: будет считаться, что на сбросное тепло затрачиваются не реальные ~30‑60 кг.у.т / Гкал, а политически навязанные затраты 170–180 кг.у.т / Гкал».
8. Такое перекрестное субсидирование топливом характерно исключительно для советской, а затем и российской экономики, в то время как в странах с передовой энергетикой, наоборот, расчет тарифов основывают на методе «альтернативной КЭС» (конденсационной электростанции). При этом для конечного потребителя «конденсационной» электроэнергии, произведенной на самой современной ГРЭС и ТЭЦ, коэффициент полезного использования топлива составит не более 32–35 процентов, а остальная энергия будет теряться в окружающей среде.
Список литературы
1. Миронов И. В. ЕТО сможет обеспечить надежность за счет тарифа альтернативной котельной [Текст] / И. В. Миронов // Профессиональный журнал. – 2013. № 6 (111). С. 22–26.
2. Заренков С. В. Основные направления совершенствования схем теплоснабжения поселений [Текст] / С. В. Заренков,
А. Б. Богданов // Информационно-аналитический журнал «КС» Энергетика и ЖКХ». – 2015. № 4 (35).
С. 44–36.
3. Богданов А. Б. Почему в России такое дорогое тепло? [Текст] /
А. Б. Богданов // Тепловая энергетика. – 2014. № 5 (14). С. 6–7.
4. Богданов А. Б. Высокая энергоемкость – бич российской энергетики [Текст] / А. Б. Богданов // Тепловая энергетика. – 2014. № 3 (12). С. 6–7.
КС#3(38)
Аналитика. Камчатскэнерго закольцует в Петропавловске-Камчатском тепловые сети первого контура от ТЭЦ-1 до ТЭЦ-2
20.10.21 06:35
Энергетики приступили к выполнению очередного этапа работ по закольцовке тепловых сетей первого контура от ТЭЦ-1 до ТЭЦ-2 в г. Петропавловск-Камчатский.Это один из важнейших инвестиционных проектов Камчатскэнерго, призванный повысить надежность теплоснабжения, решить ряд технических задач по ремонту и обслуживанию станций, повысить коэффициент полезного использования оборудования ТЭЦ.
Строительно-монтажные работы выполняются одновременно на нескольких участках. Завершаются работы на участке в районе стадиона «Спартак». Сейчас ведутся работы на склоне сопки Петровской, где идет прокладка трассы до дома №48 на ул.Советской. Производство работ осложнено необходимостью их проведения в стесненных условиях, с учетом интересов всех собственников земельных участков, расположенных вдоль трассы трубопровода.
Затем трасса пойдёт вниз, пересекая улицы Советскую и Ленинскую с выходом к краевому драмтеатру. При подготовке к работам на пересечении улиц Советской и Ленинской в рамках заключительного этапа совместно с администрацией Петропавловска-Камчатского и ГИБДД будет разработана схема проезда, для минимизации проблемы с передвижением автотранспорта. Эти работы будут проводиться с перекрытием дорожного полотна автодорог. Завершение работ запланировано на лето 2022 года, когда по окончании отопительного периода появится возможность произвести врезку нового участка трубопровода в тепловые магистрали от ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2.
Реализация проекта по закольцовке ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 началась несколько лет назад и была сопряжена на первом этапе с выполнением работ по реконструкции стадиона «Спартак»: Камчатскэнерго произвело укладку нового участка тепловой сети с переходом под дорогой в районе стадиона. Трубопровод был построен в сжатые сроки в экстремальных осенних условиях. Построенный затем ЦТП обеспечил круглогодично горячей водой ул. Ленинградскую, что позволило закрыть котельную, трубы которой «живописно украшали» микрорайон. Помимо этого, в ходе плановых ремонтных работ в предыдущие годы были заменены обветшавшие участки теплотрассы в районе ул. Красинцев, Ленинская, Красноармейская и Свердлова.
Закольцовка тепловых сетей позволит в летний период полностью останавливать ТЭЦ-1, обеспечивая город горячей водой только за счет ТЭЦ-2. Кроме того, в случае возникновения нештатной ситуаций Петропавловск-Камчатский всегда будет с теплом – от одной или другой станции.
РусГидро — одна из крупнейших по установленной мощности российских энергетических компаний, объединяющая более 400 объектов генерации. РусГидро вырабатывает 70% электроэнергии для Дальнего Востока и является крупнейшим производителем тепла. Установленная электрическая мощность электростанций РусГидро составляет 38 ГВт, в том числе на Дальнем Востоке — свыше 12 ГВт; тепловая мощность – более 18 000 Гкал/час. Также РусГидро обеспечивает передачу электроэнергии (активы группы в регионе включают более 104 тысяч километров электрических сетей) и ее сбыт конечному потребителю.
ПАО «Камчатскэнерго» создано в 1964 году. Является основным поставщиком электрической энергии на территории Камчатского края, а также вырабатывает более половины тепловой энергии для нужд г. Петропавловска-Камчатского. ПАО «Камчатскэнерго» имеет в своем составе следующие обособленные подразделения: Исполнительный аппарат, Камчатские ТЭЦ, Центральные электрические сети (ЦЭС), Возобновляемая энергетика, Региональное диспетчерское управление (РДУ).
Читайте также:Кировским студентам посоветовали начинать карьеру с рабочих специальностей
Второй день работы XVIII межрегионального форума «Эффективная энергетика и ресурсосбережение» был посвящен популяризации инженерных профессий и идей энергосбережения в системе образования.
Так, в рамках работы форума 09 ноября прошла панельная дискуссия на тему «Энергосбережение: Молодежный взгляд на развитие энергетики. Будущее начинается сегодня», в котором приняли участие заместитель министра энергетики и ЖКХ Кировской области Николай Мальков, министр спорта и молодежной политики Георгий Барминов, а также представители крупнейших компаний ТЭК региона, преподаватели и студенты электротехнического факультета, аспиранты.
Открывая площадку, Николай Мальков отметил, что это панельная дискуссия является неким завершающим этапом акции «Энергия совместных достижений», в рамках которой студенты высшего учебного заведения посетили крупнейшие энергетические предприятия Кировской области.
– Сегодня второй день нашего форума, который проходит уже 18-й год. Второй год подряд мы стали практиковать проведение круглого стола с молодежью и представителями энергетики нашей области, на котором обсуждаются вопросы развития новых технологий, трудоустройство молодых специалистов, а также плюсы и минусы рабочих профессий. На прошлой неделе студенты побывали на энергетических предприятиях, где ознакомились с их работой, пообщались как с руководителями, так и со специалистами, которые непосредственно осуществляют деятельность в нашем энергокомплексе. Поэтому на этой панельной дискуссии каждый может задать интересующие его вопросы представителям отраслевых организаций и ведущим специалистам, а также предложить перспективные решения в развитие взаимоотношений предприятий, — сказал Николай Мальков.
Георгий Барминов добавил, что только совместными усилиями удастся развивать инженерно-техническое образование, которое в тоже же время непростое, но интересное.
К слову сказать, дискуссия оказалась действительно очень жаркой и интересной. Студенты отметили, что им не хватает практики: мол, хотелось бы применить полученные знания в аудиториях на действующих объектах.– Я пошла на электротехнический факультет, потому что мне очень нравится ТЭЦ. У нас очень много теоретической базы, но не хватает практической: нам рассказывают про устройство теплообменника, котлов, но как это выглядит в реальности не знаю. Поэтому, считаю, что нужно в вузы внедрять больше практики, больше сотрудничать с компаниями, — высказала свое мнение студентка. – Отмечу, что экскурсии на ТЭЦ совершенно не то, так как к самой работе нас не допускают, мы там только смотрим.
– Раньше студенты проводили испытания турбин, теплообменников. Это было здорово, — поддержала девушку другая участница форума. – Было бы неплохо вернуть это. Ведь это отличная практика, отличная поддержка теории.
Главный инженер ОАО «Коммунэнерго» Геннадий Петренко объяснил, что допустить к работе студентов они не могут по технике безопасности.
– Мы очень любим студентов, которые приходят к нам на практику. Мы даем им выполнять практические действия, но существует охрана труда и безопасность. Любое предприятие, которое принимает работника, проводит с ним обучение. А со студентами провести эти мероприятия невозможно в виду ограниченности их практики. Предприятия всегда подходят к работе с точки зрения сохранения жизни работника, в том числе и студента, — пояснил Геннадий Петренко.Представители «ЭнергосбыТ Плюс» и «Кировэнерго» добавили к вышесказанному, что для молодых специалистов у них есть ряд «бонусов».
– Например, мы можем предоставить жильё в аренду, компенсировать часть стоимости ипотеки или кредита. бонусами воспользовались часть выпускников, которые уехали работать в Котельнич, один из которых, проработав у нас два года, уже стал начальником отдела. На счет практики: мы всем студентам рекомендуем пройти обучение в учебном центре «Энергетик». Там можно получить рабочую специальность, а также получить полные практические знания, — рассказала представитель филиала «Кировэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья».По словам представителя Кировского филиала «ЭнергосбыТ Плюс», в их компании работает около 300 выпускников ВятГУ. То есть молодых специалистов ждут и готовы трудоустраивать. Кроме того, по их словам, специалисты рабочих специальностей сейчас востребованы по всей стране и даже в мире.
– Любое предприятие хочет от студента движения вперед, то есть он должен хотеть что-то сделать, а мы уже его научим. Наше предприятие ищет молодые кадры для работы. Мы ждем специалистов по теплотехнике. Например, есть вакансии электромонтеров, кочегаров, как работал Виктор Цой, теплоэнергетиков, инженеров. Мы готовы трудоустраивать студентов, если только они сами готовы работать, — подчеркнул главный инженер ОАО «Коммунэнерго».
– Если есть целеустремленность, желание работать, добиваться новых высот, узнавать новое, то дорога к вершине вам будет обеспечена. Все в ваших руках! — подытожили модераторы встречи.
Будущее тепловых электростанций на угольном топливе — Электроэнергетика и тепло
В1879 г., когда Томас Алва Эдисон изобрел лампу накаливания, началась эра электрификации. Для производства больших количеств электроэнергии требовалось дешевое и легкодоступное топливо. Этим требованиям удовлетворял каменный уголь, и первые электростанции (построенные в конце XIX в. самим Эдисоном) работали на угле.
В1879 г., когда Томас Алва Эдисон изобрел лампу накаливания, началась эра электрификации. Для производства больших количеств электроэнергии требовалось дешевое и легкодоступное топливо. Этим требованиям удовлетворял каменный уголь, и первые электростанции (построенные в конце XIX в. самим Эдисоном) работали на угле.
По мере того как в стране строилось все больше и больше станций, зависимость от угля возрастала. Начиная с первой мировой войны примерно половина ежегодного производства электроэнергии в США приходилась на тепловые электростанции, работающие на каменном угле. В 1986 г. общая установленная мощность таких электростанций составила 289000 МВт, и они потребляли 75% всего количества (900 млн. т) добываемого в стране угля. Учитывая существующие неопределенности в отношении перспектив развития ядерной энергетики и роста добычи нефти и природного газа, можно предположить, что к концу века тепловые станции на угольном топливе будут производить до 70% всей вырабатываемой в стране электроэнергии.
Однако, несмотря на то что уголь долгое время был и еще многие годы будет основным источником получения электроэнергии (в США на его долю приходится около 80% запасов всех видов природных топлив), он никогда не был оптимальным топливом для электростанций. Удельное содержание энергии на единицу веса (т. е. теплотворная способность) у угля ниже, чем у нефти или природного газа. Его труднее транспортировать, и, кроме того, сжигание угля вызывает целый ряд нежелательных экологических последствий, в частности выпадение кислотных дождей. С конца 60-х годов привлекательность тепловых станций на угле резко пошла на убыль в связи с ужесточением требований к загрязнению среды газообразными и твердыми выбросами в виде золы и шлаков. Расходы на решение этих экологических проблем наряду с возрастающей стоимостью строительства таких сложных объектов, какими являются тепловые электростанции, сделали менее благоприятными перспективы их развития с чисто экономической точки зрения.
Однако, если изменить технологическую базу тепловых станций на угольном топливе, их былая привлекательность может возродиться. Некоторые из этих изменений носят эволюционный характер и нацелены главным образом на увеличение мощности существующих установок. Вместе с тем разрабатываются совершенно новые процессы безотходного сжигания угля, т. е. с минимальным ущербом для окружающей среды. Внедрение новых технологических процессов направлено на то, чтобы будущие тепловые электростанции на угольном топливе поддавались эффективному контролю на степень загрязнения ими окружающей среды, обладали гибкостью с точки зрения возможности использования различных видов угля и не требовали больших сроков строительства.
Для того чтобы оценить значение достижений в технологии сжигания угля, рассмотрим кратко работу обычной тепловой электростанции на угольном топливе. Уголь сжигается в топке парового котла, представляющего собой огромную камеру с трубами внутри, в которых вода превращается в пар. Перед подачей в топку уголь измельчается в пыль, за счет чего достигается почти такая же полнота сгорания, как и при сжигании горючих газов. Крупный паровой котел потребляет ежечасно в среднем 500 т пылевидного угля и генерирует 2,9 млн. кг пара, что достаточно для производства 1 млн. квт-ч электрической энергии. За то же время котел выбрасывает в атмосферу около 100000 м3 газов.
Генерированный пар проходит через пароперегреватель, где его темпе¬ратура и давление увеличиваются, и затем поступает в турбину высокого давления. Механическая энергия вращения турбины преобразуется электрогенератором в электрическую энергию. Для того чтобы получить более высокий кпд преобразования энергии, пар из турбины обычно возвращается в котел для вторичного перегрева и затем приводит в движение одну или две турбины низкого давления и только после этого конденсируется путем охлаждения; конденсат возвращается в цикл котла.
Оборудование тепловой электростанции включает механизмы топливоподачи, котлы, турбины, генераторы, а также сложные системы охлаждения, очистки дымовых газов и удаления золы. Все эти основные и вспомогательные системы рассчитываются так, чтобы работать с высокой надежностью в течение 40 или более лет при нагрузках, которые могут меняться от 20% установленной мощности станции до максимальной. Капитальные затраты на оборудование типичной тепловой электростанции мощностью 1000 МВт, как правило, превышают 1 млрд. долл.
Эффективность, с которой тепло, освобожденное при сжигании угля, может быть превращено в электричество, до 1900 г. составляла лишь 5%, но к 1967 г. достигла 40%. Другими словами, за период около 70 лет удельное потребление угля на единицу производимой электрической энергии сократилось в восемь раз. Соответственно происходило и снижение стоимости 1 кВт установленной мощности тепловых электростанций: если в 1920 г. она составляла 350 долл. (в ценах 1967 г.), то в 1967 г. снизилась до 130 долл. Цена отпускаемой электроэнергии также упала за тот же период с 25 центов до 2 центов за 1 кВт-чае.
Однако начиная с 60-х годов темпы прогресса стали падать. Эта тенденция, по-видимому, объясняется тем, что традиционные тепловые электростанции достигли предела своего совершенства, определяемого законами термодинамики и свойствами материалов, из которых изготавливаются котлы и турбины. С начала 70-х годов эти технические факторы усугубились новыми экономическими и организационными причинами. В частности, резко возросли капитальные затраты, темпы роста спроса на электроэнергию замедлились, ужесточились требования к защите окружающей среды от вредных выбросов и удлинились сроки реализации проектов строительства электростанций. В результате стоимость производства электроэнергии из угля, имевшая многолетнюю тенденцию к снижению, резко возросла. Действительно, 1 кВт электроэнергии, производимой новыми тепловыми электростанциями, стоит теперь больше, чем в 1920 г. (в сопоставимых ценах).
| ДЕМОНСТРАЦИОННАЯ СТАНЦИЯ «Cool Water» фирмы Southern California Edison ежедневно перерабатывает 1000 т каменного угля, получая сгорающий без отходов газ. Продукты сгорания приводят во вращение газовую турбину электрогенератора. Отработанное тепло выхлопных газов используется для производства водяного пара, который вращает паровую турбину другого электрогенератора. На фотографии видны два угольных бункера (в центре). Справа от них газификационная установка, система охлаждения газов и электрогенерирующее оборудование. |
В последние 20 лет на стоимость тепловых электростанций на угольном топливе наибольшее влияние оказывали ужесточившиеся требования к удалению газообразных,
жидких и твердых отходов. На системы газоочистки и золоудаления современных тепловых электростанций теперь приходится 40% капитальных затрат и 35% эксплуатационных расходов. С технической и экономической точек зрения наиболее значительным элементом системы контроля выбросов является установка для де-сульфуризации дымовых газов, часто называемая системой мокрого (скрубберного) пылеулавливания. Мокрый пылеуловитель (скруббер) задерживает окислы серы, являющиеся основным загрязняющим веществом, образующимся при сгорании угля.
Идея мокрого пылеулавливания проста, но на практике оказывается трудно осуществимой и дорогостоящей. Щелочное вещество, обычно известь или известняк, смешивается с водой, и раствор распыляется в потоке дымовых газов. Содержащиеся в дымовых газах окислы серы абсорбируются частицами щелочи и выпадают из раствора в виде инертного сульфита или сульфата кальция (гипса). Гипс может быть легко удален или, если он достаточно чист, может найти сбыт как строительный материал. В более сложных и дорогих скрубберных системах гипсовый осадок может превращаться в серную кислоту или элементарную серу — более ценные химические продукты. С 1978 г. установка скрубберов является обязательной на всех строящихся тепловых электростанциях на пылеугольном топливе. В результате этого в энерге¬тической промышленности США сейчас больше скрубберных установок, чем во всем остальном мире.
Стоимость скрубберной системы на новых станциях обычно составляет 150-200 долл. на 1 кВт установленной мощности. Установка скрубберов на действующих станциях, первоначально спроектированных без мокрой газоочистки, обходится на 10-40% дороже, чем на новых станциях. Эксплуатационные расходы на скрубберы довольно высоки независимо от того, установлены они на старых или новых станциях. В скрубберах образуется огромное количество гипсового шлама, который необходимо выдерживать в отстойных прудах или удалять в отвалы, что создает новую экологическую проблему. Например, тепловая электростанция мощностью 1000 МВт, работающая на каменном угле, содержащем 3% серы, производит в год столько шлама, что им можно покрыть площадь в 1 км2 слоем толщиной около 1 м.
Кроме того, системы мокрой газоочистки потребляют много воды (на станции мощностью 1000 МВт расход воды составляет около 3800 л/мин), а их оборудование и трубопроводы часто подвержены засорению и коррозии. Эти факторы увеличивают эксплуатационные расходы и снижают общую надежность систем. Наконец, в скрубберных системах расходуется от 3 до 8% вырабатываемой станцией энергии на привод насосов и дымососов и на подогрев дымовых газов после газоочистки, что необходимо для предотвращения конденсации и коррозии в дымовых трубах.
Широкое распространение скрубберов в американской энергетике не было ни простым, ни дешевым. Первые скрубберные установки были значительно менее надежными, чем остальное оборудование станций, поэтому компоненты скрубберных систем проектировались с большим запасом прочности и надежности. Некоторые из трудностей, связанные с установкой и эксплуатацией скрубберов, могут быть объяснены тем фак том, что промышленное применение технологии скрубберной очистки было начато преждевременно. Только теперь, после 25-летнего опыта, надежность скрубберных систем достигла приемлемого уровня.
Стоимость тепловых станций на угольном топливе возросла не только из-за обязательного наличия систем контроля выбросов, но также и потому, что стоимость строительства сама по себе резко подскочила вверх. Даже с учетом инфляции удельная стоимость установленной мощности тепловых станций на угольном топливе сейчас в три раза выше, чем в 1970 г. За прошедшие 15 лет «эффект масштаба», т. е. выгода от строительства крупных электростанций, был сведен на нет значительным удорожанием строительства. Частично это удорожание отражает высокую стоимость финансирования долгосрочных объектов капитального строительства.
Какое влияние имеет задержка реализации проекта, можно видеть на примере японских энергетических компаний. Японские фирмы обычно более расторопны, чем их американские коллеги, в решении организационно-технических и финансовых проблем, которые часто задерживают ввод в эксплуатацию крупных строительных объектов. В Японии электростанция может быть построена и пущена в действие за 30-40 месяцев, тогда как в США для станции такой же мощности обычно требуется 50-60 месяцев. При таких больших сроках реализации проектов стоимость новой строящейся станции (и, следовательно, стоимость замороженного капитала) оказывается сравнимой с основным капиталом многих энергетических компаний США.
Поэтому энергетические компании ищут пути снижения стоимости строительства новых электрогенерирующих установок, в частности применяя модульные установки меньшей мощности, которые можно быстро транспортировать и устанавливать на существующей станции для удовлетворения растущей потребности. Такие установки могут быть пущены в эксплуатацию в более короткие сроки и поэтому окупаются быстрее, даже если коэффициент окупаемости капиталовложений остается постоянным. Установка новых модулей только в тех случаях, когда требуется увеличение мощности системы, может дать чистую экономию до 200 долл. на 1 кВт, несмотря на то что при применении маломощных установок теряются выгоды от «эффекта масштаба».
В качестве альтернативы строительству новых электрогенерирующих объектов энергетические компании также практиковали реконструкцию действующих старых электростанций для улучшения их рабочих характеристик и продления срока службы. Эта стратегия, естественно, требует меньших капитальных затрат, чем строительство новых станций. Такая тенденция оправдывает себя и потому, что электростанции, построенные около 30 лет назад, еще не устарели морально. В некоторых случаях они работают даже с более высоким кпд, так как не оснащены скрубберами. Старые электростанции приобретают все больший удельный вес в энергетике страны. В 1970 г. только 20 электрогенерирующих объектов в США имели возраст более 30 лет. К концу века 30 лет будет средним воз¬растом тепловых электростанций на угольном топливе.
Энергетические компании также ищут пути снижения эксплуатационных расходов на станциях. Для предотвращения потерь энергии необходимо обеспечить своевременное предупреждение об ухудшении рабочих характеристик наиболее важных участков объекта. Поэтому непрерывное наблюдение за состоянием узлов и систем становится важной составной частью эксплуатационной службы. Такой непрерывный контроль естественных процессов износа, коррозии и эрозии позволяет операторам станции принять своевременные меры и предупредить аварийный выход из строя энергетических установок. Значимость таких мер может быть правильно оценена, если учесть, например, что вынужденный простой станции на угольном топливе мощностью 1000 МВт может принести энергетической компании убытки в 1 млн. долл. в день, главным образом потому, что невыработанная энергия должна быть компенсирована путем энергоснабжения из более дорогих источников.
Рост удельных расходов на транспортировку и обработку угля и на шлакоудаление сделал важным фактором и качество угля (определяемое содержанием влаги, серы и других минералов), определяющее рабочие характеристики и экономику тепловых электростанций. Хотя низкосортный уголь может стоить дешевле высокосортного, его расход на производство того же количества электрической энергии значительно больше. Затраты на перевозку большего объема низкосортного угля могут перекрыть выгоду, обусловленную его более низкой ценой. Кроме того, низкосортный уголь дает обычно больше отходов, чем высокосортный, и, следовательно, необходимы большие затраты на шлакоудаление. Наконец, состав низкосортных углей подвержен большим колебаниям, что затрудняет «настройку» топливной системы станции на работу с максимально возможным кпд; в этом случае система должна быть отрегулирована так, чтобы она могла работать на угле наихудшего ожидаемого качества.
На действующих электростанциях качество угля может быть улучшено или по крайней мере стабилизировано путем удаления перед сжиганием некоторых примесей, например серосодержащих минералов. В очистных установках измельченный «грязный» уголь отделяется от примесей многими способами, использующими различия в удельном весе или других физических характеристиках угля и примесей.
Несмотря на указанные мероприятия по улучшению рабочих характеристик действующих тепловых электростанций на угольном топливе, в США к концу столетия нужно будет ввести в строй дополнительно 150000 МВт энергетических мощностей, если спрос на электроэнергию будет расти с ожидаемым темпом 2,3% в год. Для сохранения конкурентоспособности угля на постоянно расширяющемся энергетическом рынке энергетическим компаниям придется принять на вооружение новые прогрессивные способы сжигания угля, которые являются более эффективными, чем традиционные, в трех ключевых аспектах: меньшее загрязнение окружающей среды, сокращение сроков строительства электростанций и улучшение их рабочих и эксплуатационных характеристик.
| СЖИГАНИЕ УГЛЯ В ПСЕВДООЖИЖЕННОМ СЛОЕ уменьшает потребность во вспомогательных установках по очистке выбросов электростанции. Псевдоожиженныи слой смеси угля и известняка создается в топке котла воздушным потоком, в котором твердые частицы перемешиваются и находятся во взвешенном состоянии, т. е. ведут себя так же, как в кипящей жидкости. Турбулентное перемешивание обеспечивает полноту сгорания угля; при этом частицы известняка реагируют с окислами серы и улавливают около 90% этих окислов. Поскольку нагревательные грубы котла непосредственно касаются кипящего слоя топлива, генерация пара происходит с большей эффективностью, чем в обычных паровых котлах, работающих на измельченном угле. Кроме того, температура горящего угля в кипящем слое ниже, что предотвращает плавление котельного шлака и уменьшает образование окислов азота. |
ГАЗИФИКАЦИЯ УГЛЯ может быть осуществлена нагреванием смеси угля и воды в атмосфере кислорода. Продуктом процесса является газ, состоящий в основном из окиси углерода и водорода. После того как газ будет охлажден, очищен от твердых частиц и освобожден от серы, его мож- но использовать как топливо для газовых турбин, а затем для производства водяного пара для паровой турбины (комбинированный цикл). Станция с комбинированным циклом выбрасывает в атмосферу меньше загрязняющих веществ, чем обычная тепловая станция на угле. |
В настоящее время разрабатывается более десятка способов сжигания угля с повышенным кпд и меньшим ущербом для окружающей среды. Наиболее перспективными среди них являются сжигание в псевдоожиженном слое и газификация угля. Сжигание по первому способу производится в топке парового котла, которая устроена так, что измельченный уголь в смеси с частицами известняка поддерживается над решеткой топки во взвешенном («псевдо-ожиженном») состоянии мощным восходящим потоком воздуха. Взвешенные частицы ведут себя в сущности так же, как и в кипящей жидкости, т. е. находятся в турбулентном движении, что обеспечивает высокую эффективность процесса горения. Водяные трубы такого котла находятся в непосредственном контакте с «кипящим слоем» горящего топлива, в результате чего большая доля тепла передается теплопроводностью, что значительно более эффективно, чем радиационный и конвективный перенос тепла в обычном паровом котле.
Котел с топкой, где уголь сжигается в псевдоожиженном слое, имеет большую площадь теплопередающих поверхностей труб, чем обычный котел, работающий на измельченном в пыль угле, что позволяет снизить температуру в топке и тем самым уменьшить образование окислов азота. (Если температура в обычном котле может быть выше 1650 °С, то в котле с сжиганием в псевдоожиженном слое она находится в пределах 780-870 °С.) Более того, известняк, примешанный к углю, связывает 90 или более процентов серы, освободившейся из угля при горении, так как более низкая рабочая температура способствует прохождению реакции между серой и известняком с образованием сульфита или сульфата кальция. Таким образом вредные для окружающей среды вещества, образующиеся при сжигании угля, нейтрализуются на месте образования, т. е. в топке.
Кроме того, котел с сжиганием в псевдоожиженном слое по своему устройству и принципу работы менее чувствителен к колебаниям качества угля. В топке обычного котла, работающего на пылевидном угле, образуется огромное количество расплавленного шлака, который часто забивает теплопередающие поверхности и тем самым снижает кпд и надежность котла. В котле с сжиганием в псевдоожиженном слое уголь сгорает при температуре ниже точки плавления шлака и поэтому проблема засорения поверхностей нагрева шлаком даже не возникает. Такие котлы могут работать на угле более низкого качества, что в некоторых случаях позволяет существенно снизить эксплуатационные расходы.
Способ сжигания в псевдоожиженном слое легко реализуется в котлах модульной конструкции с небольшой паропроизводительностью. По некоторым оценкам капиталовложения на тепловую электростанцию с компактными котлами, работающими по принципу псевдоожиженного слоя, могут быть на 10-20% ниже капиталовложений на тепловую станцию традиционного типа такой же мощности. Экономия достигается за счет сокращения времени строительства. Кроме того, мощность такой станции можно легко нарастить при увеличении электрической нагрузки, что важно для тех случаев, когда ее рост в будущем заранее неизвестен. Упрощается и проблема планирования, так как такие компактные установки можно быстро смонтировать, как только возникнет необходимость увеличения выработки электроэнергии.
Котлы со сжиганием в псевдоожиженном слое могут также включаться в схему существующих электростанций, когда необходимо быстро увеличить генерируемую мощность. Например, энергетическая компания Northern States Power переделала один из пылеугольных котлов на станции в шт. Миннесота в котел с псевдоожиженным слоем. Переделка осуществлялась с целью увеличения мощности электростанции на 40%, снижения требований к качеству топива (котел может работать даже на местных отходах), более тщательной очистки выбросов и удлинения срока службы станции до 40 лет.
За прошедшие 15 лет масштабы применения технологии, используемой на тепловых электростанциях, оснащенных исключительно котлами со сжиганием в псевдоожиженном слое, расширились от мелких экспериментальных и полупромышленных установок до крупных «демонстрационных» станций. Такая станция с общей мощностью 160 МВт строится совместно компаниями Tennessee Valley Authority, Duke Power и Commonwealth of Kentucky; фирма Colorado-Ute Electric Association, Inc. пустила в эксплуатацию электрогенерирующую установку мощностью 110 МВт с котлами со сжиганием в псевдоожиженном слое. В случае успеха этих двух проектов, а также проекта компании Northern States Power, совместного предприятия частного сектора с общим капиталом около 400 млн. долл., экономический риск, связанный с применением котлов со сжиганием в псевдоожиженном слое в энергетической промышленности будет значительно уменьшен.
Другим способом, который, правда, уже существовал в более простом виде еще в середине XIX в., является газификация каменного угля с получением «чисто горящего» газа. Такой газ пригоден для освещения и отопления и широко использовался в США до второй мировой войны, пока не был вытеснен природным газом.
Первоначально газификация угля привлекла внимание энергетических компаний, которые надеялись с помощью этого способа получить сгорающее без отходов топливо и за счет этого избавиться от скрубберной очистки. Теперь стало очевидно, что газификация угля имеет и более важное преимущество: горячие продукты сгорания генераторного газа можно непосредственно использовать для привода газовых турбин. В свою очередь отработанное тепло продуктов сгорания после газовой турбины может быть утилизировано с целью получения пара для привода паровой турбины. Такое совместное использование газовых и паровых турбин, называемое комбинированным циклом, является ныне одним из самых эффективных способов производства электрической энергии.
Газ, полученный газификацией каменного угля и освобожденный от серы и твердых частиц, является прекрасным топливом для газовых турбин и, как и природный газ, сгорает почти без отходов. Высокий кпд комбинированного цикла компенсирует неизбежные потери, связанные с превращением угля в газ. Более того, станция с комбинированным циклом потребляет значительно меньше воды, так как две трети мощности развивает газовая турбина, которая не нуждается в воде в отличие от паровой турбины.
Жизнеспособность электрических станций с комбинированным циклом, работающих на принципе газификации угля, была доказана опытом эксплуатации станции «Cool Water» фир¬мы Southern California Edison. Эта станция мощностью около 100 МВт была введена в эксплуатацию в мае 1984 г. Она может работать на разных сортах угля. Выбросы станции по чистоте не отличаются от выбросов соседней станции, работающей на природном газе. Содержание окислов серы в уходящих газах поддерживается на уровне значительно ниже установленной нормы с помощью вспомогательной системы улавливания серы, которая удаляет почти всю серу, содержащуюся в исходном топливе, и производит чистую серу, используемую в промышленных целях. Образование окислов азота предотвращается добавкой к газу воды перед сжиганием, что снижает температуру горения газа. Более того, остающийся в газогенераторе остаток несгоревшего угля подвергается переплавке и превращается в инертный стекловидный материал, который после охлаждения отвечает требованиям, предъявляемым в штате Калифорния к твердым отходам.
Помимо более высокого кпд и меньшего загрязнения окружающей среды станции с комбинированным циклом имеют еще одно преимущество: они могут сооружаться в несколько очередей, так что установленная мощность наращивается блоками. Такая гибкость строительства уменьшает риск чрезмерных или, наоборот, недостаточных капиталовложений, связанный с неопределенностью роста спроса на электроэнергию. Например, первая очередь установленной мощности может работать на газовых турбинах, а в качестве топлива использовать не уголь, а нефть или природный газ, если текущие цены на эти продукты низки. Затем, по мере роста спроса на электроэнергию, дополнительно вводятся в строй котел-утилизатор и паровая турбина, что увеличит не только мощность, но и кпд станции. Впоследствии, когда спрос на электроэнергию вновь увеличится, на станции можно будет построить установку для газификации угля.
Роль тепловых электростанций на угольном топливе является ключевой темой, когда речь идет о сохранности природных ресурсов, защите окружающей среды и путях развития экономики. Эти аспекты рассматриваемой проблемы не обязательно являются конфликтующими. Опыт применения новых технологических процессов сжигания угля показывает, что они могут успешно и одновременно решать проблемы и охраны окружающей среды, и снижения стоимости электроэнергии. Этот принцип был учтен в совместном американо-канадском докладе о кислотных дождях, опубликованном в прошлом году. Руководствуясь содержащимися в докладе предложениями, конгресс США в настоящее время рассматривает возможность учреждения генеральной национальной инициативы по демонстрации и применению «чистых» процессов сжигания угля. Эта инициатива, которая объединит частный капитал с федеральными капиталовложениями, нацелена на широкое промышленное применение в 90-е годы новых процессов сжигания угля, включая котлы с сжиганием топлива в кипящем слое и газогенераторы . Однако даже при широком применении новых процессов сжигания угля в ближайшем будущем растущий спрос на электроэнергию не сможет быть удовлетворен без целого комплекса согласованных мероприятий по консервации электроэнергии, регулированию ее потребления и повышению производительности существующих тепловых электростанций, работающих на традиционных принципах. Постоянно стоящие на повестке дня экономические и экологические проблемы, вероятно, приведут к появлению совершенно новых технологических разработок, принципиально отличающихся от тех, что были здесь описаны. В перспективе тепловые электростанции на угольном топливе могут превратиться в комплексные предприятия по переработке природных ресурсов. Такие предприятия будут перерабатывать местные виды топлива и другие природные ресурсы и производить электроэнергию, тепло и различные продукты с учетом потребностей местной экономики. Кроме котлов с сжиганием в кипящем слое и установок для газификации угля такие предприятия будут оснащены электронными системами технической диагностики и автоматизированными системами управления и, кроме того, полезно использовать большинство побочных продуктов сжигания угля.
Таким образом, возможности улучшения экономических и экологических факторов производства электроэнергии на базе каменного угля очень широкие. Своевременное использование этих возможностей зависит, однако, от того, сможет ли правительство проводить сбалансированную политику в отношении производства энергии и защиты окружающей среды, которая создала бы необходимые стимулы для электроэнергетической промышленности. Необходимо принять меры к тому, чтобы новые процессы сжигания угля развивались и внедрялись рационально, при сотрудничестве с энергетическими компаниями, а не так, как это было с внедрением скрубберной газоочистки. Все это можно обеспечить, если свести к минимуму затраты и риск путем хорошо продуманного проектирования, испытания и усовершенствования небольших опытных экспериментальных установок с последующим широким промышленным внедрением разрабатываемых систем.
Когенерация
КогенерацияДаулет Аскаров
24 октября 2010 г.
Представлено как курсовая работа по физике 240, Стэнфордский университет, осень 2010 г.
В этом отчете я рассмотрю когенерацию, а также известное как комбинированное производство тепла и электроэнергии (ТЭЦ), которое является одним из более термически эффективные методы утилизации топлива по сравнению с обычными электростанциями, работающими на ископаемом топливе.Темы, которые будут охвачены: основы работы когенерации, плюсы и минусы, а также общедоступные данные по когенерации в разных странах.
Основы когенерации
На большинстве тепловых электростанций более половины тепловая энергия, выделяемая при сжигании топлива, не используется для выработка электроэнергии, но теряется в виде избыточного тепла из-за фундаментальных законы термодинамики. Это тепло обычно выделяется при охлаждении. башни.
С другой стороны, ТЭЦ имеют рекуперацию тепла. блок, который улавливает это избыточное тепло и поставляет его в близлежащие здания обычно в виде горячей воды или пара. Большая ТЭЦ может поставлять тепло и электричество для всего города. Также возможно использование лишнего тепло для охлаждения за счет установки абсорбционных чиллеров. Растения производство электричества, тепла и холода иногда называют тригенерацией растения. Помимо ископаемого топлива, источник топлива, используемый на ТЭЦ. также может быть биомасса, биогаз, промышленные или бытовые отходы.
Плюсы и минусы когенерации
Преимущества когенерации:
- Эффективность использования топлива до 85% по сравнению с лучшими тепловыми КПД установки 55%.
- Чистое сокращение выбросов парниковых газов в атмосферу и воду загрязнение.
- В холодном климате когенерация — одна из самых рентабельные методы снижения выбросов углерода для обогрев.
- Из-за близости ТЭЦ к источникам электроэнергии. При необходимости массовые перебои в производстве менее вероятны.
- Необходимы более короткие линии передачи и мощность передачи убыток уменьшается по той же причине.
Некоторые из недостатков когенерации:
- Для того, чтобы ТЭЦ были наиболее жизнеспособными, необходимо определенное соответствие между потребностями электричества и отопления не требуется.
- В то время как более крупные ТЭЦ наиболее рентабельны с точки зрения стоимость электроэнергии из-за быстрой потери тепла на расстояние и высокая стоимость изоляции труб, меньшие ТЭЦ с большим построены дорогостоящие производства электроэнергии.
- Капитальные затраты и затраты на обслуживание строительства ТЭЦ выше, чем у обычного растения.
- Нормативные барьеры в некоторых странах, e.грамм. в США., представляют собой серьезную проблему для распространения систем ТЭЦ.
| Рис. 1: Доля ТЭЦ в общем объеме производства электроэнергии в стране на страну. Гистограмма, построенная на основе данных [1]. |
Когенерация в мире
В результате растущей экологической осведомленности многие страны инициировали государственные программы и политику, способствующую более широкое распространение когенерационных систем.
В феврале 2004 г., когенерация продвигает ТЭЦ. Директива 2004/8 / EC была введена в действие Европейским Союзом. Три самых странами с интенсивной когенерацией в ЕС и в мире являются Дания, Нидерланды и Финляндия. В Дании более 50% электроэнергии генерация происходит от ТЭЦ; наличие централизованного теплоснабжения сети и сильная государственная поддержка были важными факторами в когенерационный успех.
В России ТЭЦ также имеют большая доля выработки электроэнергии за счет сетей централизованного теплоснабжения и холодный климат, в котором ТЭЦ наиболее жизнеспособны.
Исторически первая когенерационная установка была построено в США. Несмотря на это, когенерация не применялась. широко в основном из-за нормативных барьеров. Эти барьеры возникли в 1900-е, потому что правительство стремилось электрифицировать сельскую местность через модель централизованной выработки электроэнергии. В некоторых штатах это было даже сделано незаконно продавать электроэнергию кому-либо, кроме электроэнергетических компаний. Однако в 1978 году Конгресс признал необходимость совершенствования электростанций. эффективности и принял Закон о политике регулирования коммунальных предприятий, который облегчила когенерацию в U.С. Позднее Министерство энергетики США (DOE) учредил Центры применения чистой энергии для разработки необходимые знания в области применения технологий и продвижение комбинированного тепла и регенерация энергии и отходящего тепла. Министерство энергетики поставило цель достичь 20% доля когенерации в производстве электроэнергии в стране к 2030 г.
Таким образом, когенерационные системы используют топливо больше эффективнее, чем обычные установки. Они более экологичны и снизить общие затраты на электроэнергию для конечных пользователей.Однако из-за более высокого капитальные затраты и жизнеспособность, связанная с географией, государственная поддержка кажется иметь важное значение для значительного увеличения доли когенерации в национальная электроэнергетика.
© 2010 Даулет Аскаров. Автор грантов разрешение на копирование, распространение и отображение данной работы в неизмененном виде, со ссылкой на автора, только для некоммерческих целей. Все другие права, в том числе коммерческие, принадлежат автор.
Список литературы
[1] Т. Керр, «Комбинированное тепло и Власть — оценка выгод от увеличения глобальных инвестиций «, Международное энергетическое агентство, ОЭСР / МЭА, 2008 г.
[2] Т. Хаммар, «Случай ТЭЦ в Дания — и перспективы для других стран », Семинар по энергетике Политика и меры со стороны предложения, ОЭСР, 10 сентября 99 г.
[3] «Свидетельство Шона Кастена перед подкомитетом Сената по энергетике и природным ресурсам, и инфраструктура », 24 мая 2007 г.
Плюсы и минусы продажи излишков электроэнергии от когенерации в сеть
Каковы преимущества и риски реагирования со стороны спроса (DSR)?
Есть ли другие преимущества?
Наряду с любым доходом, полученным от продажи электроэнергии, ТЭЦ «хорошего качества» имеет право на государственные льготы, включая освобождение от сбора за изменение климата (CCL) на газ, используемый для производства электроэнергии, и электроэнергию, генерируемую ТЭЦ, используемую на месте.Дополнительные преимущества включают преференциальные бизнес-ставки и налоговые льготы в рамках Ежегодного инвестиционного пособия.
Участвуя в DSR, вы также поддерживаете рост возобновляемых источников энергии, балансируя энергосистему. DSR позволяет устойчивым источникам энергии расти, уравновешивая их с традиционными ресурсами, чтобы всегда было достаточно энергии.
РешенияCentrica Business Solutions могут помочь клиентам в управлении процессом соответствия требованиям CHPQA.
Есть ли риски?
Влияние изменений цен на энергию требует некоторого анализа при рассмотрении вопроса о продаже избыточной энергии в сеть.Цены, уплачиваемые за экспорт, различаются, поэтому важно оптимизировать энергетическую гибкость для получения максимальной отдачи. В настоящее время преимущество «искрового распространения» при использовании природного газа в качестве входящего топлива для выработки электроэнергии очень выгодно, поскольку оптовые затраты на газ намного ниже, чем затраты на электроэнергию в сети, и так было на протяжении многих лет. Однако, если в будущем цены на газ резко вырастут, доходы от экспорта электроэнергии могут сократиться.
Следует также учитывать влияние отмены государственных стимулов в какой-то момент в будущем.В крайних случаях потеря этих выгод может подорвать экономический аргумент в пользу установки ТЭЦ, но высокоэффективные системы когенерации должны быть жизнеспособными.
Возможно, имеющегося избытка электроэнергии недостаточно, чтобы оправдать затраты и усилия, необходимые для организации экспорта. Также возможно, что в будущем спрос на электроэнергию на площадке может увеличиться, что приведет к потреблению излишков электроэнергии и сделает экспортное подключение устаревшим. Затраты могут быть понесены на вспомогательную инфраструктуру, такую как дополнительное оборудование, и на обслуживание экспортного оборудования.Эти факторы должны быть тщательно рассмотрены в отношении профиля спроса на сайте и любого запланированного роста до принятия решения.
Установка оборудования, необходимого для экспорта электроэнергии, может вызвать сбои, но при детальном планировании воздействие можно свести к минимуму. Любые краткосрочные сбои следует сравнивать с долгосрочными выгодами.
Еда на вынос
- ТЭЦ — это эффективная низкоуглеродная технология, позволяющая снизить затраты на электроэнергию.
- Излишки электроэнергии можно экспортировать, создавая дополнительный поток доходов. Установка
- потребует некоторых сбоев, но преимущества могут быть значительными.
- Следует учитывать влияние будущего роста.
- Риски необходимо оценивать при определении экономической целесообразности.
- CHP может претендовать на государственные льготы, такие как освобождение от CCL.
Когенерация — энергетическое образование
Рис. 1: Цикл когенерации использует отходящее тепло, генерируемое термодинамическим процессом, для обогрева домов, автомобилей и других приборов.Когенерация или комбинированное производство тепла и электроэнергии (ТЭЦ) — это производство электроэнергии на месте из отходящего тепла. При производстве электроэнергии из угля, природного газа или ядерной энергии только часть фактического количества энергии, выделяемой при сгорании, преобразуется в электричество. Остальная часть энергии теряется в виде отработанного тепла. На ТЭЦ это отработанное тепло используется для других целей, таких как отопление помещений или другие производственные процессы, требующие тепла. Следовательно, ТЭЦ — это эффективный процесс рекуперации энергии, которая в противном случае была бы потеряна. [1] Благодаря такому повышению эффективности когенерация имеет много экологических преимуществ и может быть ключевым фактором в уменьшении изменения климата. [2]
Когенерационные установки предлагают значительную экономию затрат, обеспечивая дополнительную конкурентоспособность для промышленного и коммерческого использования, предлагая доступное тепло для бытовых потребителей. [1] Они обеспечивают очевидные экологические преимущества за счет улучшенного преобразования энергии и использования отходящего тепла. Однако на строительстве таких заводов есть много препятствий. [3] Одним из факторов являются относительно высокие капитальные затраты, связанные с такими установками, что делает их непривлекательными для потенциальных разработчиков. Когенерационные установки представляют угрозу для таких компаний, и, как известно, было много юридических споров при разработке этих станций. [4] Кроме того, распределенные источники электроэнергии могут создавать опасность поражения электрическим током для энергокомпании за счет электрификации части электрической сети, которая в противном случае была бы отключена, когда компании необходимо работать в этой части сети.
Поскольку ископаемое топливо в основном используется в качестве входного источника, ТЭЦ не может считаться в конечном итоге устойчивым решением в долгосрочной перспективе. Однако это может помочь снизить уровень выбросов углерода с существенной экономией энергии за счет повышения эффективности в ситуациях, когда более экологически безопасные варианты недоступны или недоступны. [5]
Обсуждение некоторых плюсов и минусов ТЭЦ можно увидеть в блоге TriplePundit здесь.
Эффективность
Электростанции производят примерно вдвое больше энергии, чем отработанное тепло, чем электроэнергии.Дома обычно отапливаются с помощью печей, а для выработки тепла также требуется топливо. Отвод части отработанного тепла от производства электроэнергии позволяет сэкономить значительные суммы денег и энергии.
Производство эквивалентного количества тепла и электроэнергии с использованием системы ТЭЦ намного более эффективно, поскольку тепло от производства электроэнергии может быть использовано с пользой. Общий КПД системы ТЭЦ определяется как общая потребляемая энергия, как электрическая, так и тепловая, деленная на поступающую энергию.Гораздо меньшая часть тепла не подлежит восстановлению и все равно теряется в виде отработанного тепла.
Рисунок 2: Энергетическая диаграмма, сравнивающая эффективность раздельной генерации и когенерации. Данные по эффективности, спросу на тепло и энергию являются образцовыми. [6] Зеленые стрелки обозначают полезную энергию, черные — потери.Расчет эффективности
Домохозяйство имеет определенную потребность в тепловой энергии [математика] Q_ {th} [/ math] и потребность в энергии [математика] W_ {el} [/ math]. ТЭЦ имеет тепловой КПД [math] \ eta_ {th} [/ math] и электрический КПД [math] \ eta_ {el} [/ math].Благодаря комбинированной выработке КПД ТЭЦ является суммой этих КПД [математика] \ eta_ {ТЭЦ} = \ eta_ {th} + \ eta_ {el} [/ math], где общее количество топлива, необходимое для удовлетворения потребностей дома, равно [математические] Q_ {топливо, CHP} = \ frac {Q_ {th} + W_ {el}} {\ eta_ {CHP}} [/ math]. Из-за гораздо более высокой эффективности [математика] \ eta_ {ТЭЦ} [/ математика] по сравнению с домохозяйством, не использующим ТЭЦ, количество топлива, необходимое для удовлетворения его потребностей в энергии, намного меньше. Например, если дом, использующий ТЭЦ, имеет КПД 90%, для сравнения он будет использовать только 1/3 топлива, которое будет использовать дом, работающий с КПД 30%! [7]
Типы
Схематический вид подключенной к сети жилой когенерационной установки [8]Необходимая электрическая мощность будет увеличивать размер системы когенерационной установки.Как правило, Микро-ТЭЦ будет вырабатывать менее 5 киловатт (кВт), а Мини-ТЭЦ будет более 5 кВт и менее 500 кВт. Системы микро-ТЭЦ обычно устанавливаются в домах, и потребность в тепле регулируется. Это означает, что они включаются, когда возникает потребность в тепле для производства побочного тепла при выработке электроэнергии.
К различным типам систем Micro-CHP относятся, например:
Интеграция ТЭЦ в электрическую сеть
Чтобы интегрировать систему когенерации в сеть, ее сначала необходимо подключить к инвертору, чтобы преобразовать электричество постоянного тока в электричество переменного тока.Это позволяет другим участникам сети использовать произведенную электроэнергию. Высокий уровень проникновения систем микро-ТЭЦ в дома может вызвать нестабильность электросети. Это связано с трудностью прогнозирования того, когда эти системы будут вырабатывать электроэнергию, поскольку они должны вырабатывать тепло в доме, чтобы получить электричество, необходимое для нагрузки. В часы пик, когда потребление электроэнергии велико, потребность в дополнительной электроэнергии в электросети выше, чем в непиковые часы.Сферы, представляющие интерес для решения этой проблемы, включают аккумулирование тепла, которое может эффективно заставить ТЭЦ управлять спросом на электроэнергию вместо того, чтобы регулировать спрос на тепло. Система будет вырабатывать электроэнергию в соответствии с требованиями сети и накапливать избыточное тепло для использования в другое время.
Для дальнейшего чтения
Для получения дополнительной информации см. Соответствующие страницы ниже:
Список литературы
- ↑ 1,0 1,1 COGEN, Что такое когенерация? [Online], доступно: http: // www.c geneurope.eu/what-is-cogeneration_19.html
- ↑ Code Project, Справочник по тематическим исследованиям когенерации [Онлайн], Доступно: http://www.code-project.eu/wp-content/uploads/2011/04/CODE_CS_Handbook_Final.pdf
- ↑ МЭА. (2014). Объединение систем отопления и электричества [Онлайн]. Доступно: https://www.iea.org/publications/freepublications/publication/LinkingHeatandElectricitySystems.pdf
- ↑ Forbes, Самые эффективные электростанции [Online], Доступно: http: // www.forbes.com/2008/07/03/energy-efficiency-cogeneration-biz-energy_cx_jz_0707efficiency_horror.html
- ↑ Triple Pundit, Combined Heat and Power: Pros and Cons [Online], Доступно: http://www.triplepundit.com/special/energy-options-pros-and-cons/combined-heat-power-pros -cons /
- ↑ Agert, Prof. Dr. Carsten, Energy Storage Lecture 4, Хранение тепла вместо электричества, неопубликовано.
- ↑ [math] \ frac {Q_ {топливо, CHP}} {Q_ {топливо, non-CHP}} = \ frac {30 \%} {90 \%} = \ frac {1} {3} [/ math ]
- ↑ Оклендский университет.(2013) Лаборатория приложений и интеграции энергетических систем (ESAIL) . [Онлайн]. Доступно: http://www.oakland.edu/ESAIL.
Комбинированное производство тепла и электроэнергии (ТЭЦ) | WBDG
Введение
Комбинированное производство тепла и электроэнергии (ТЭЦ) или когенерация — это одновременное производство полезной механической и тепловой энергии в единой интегрированной системе. ТЭЦ может быть сконфигурирован как цикл долива или опускания. В типичной системе цикла дозаправки топливо сжигается в первичном двигателе, таком как поршневые двигатели, двигатели внутреннего сгорания или газовые турбины, паровые турбины, микротурбины или топливные элементы, которые приводят в действие всю систему для выработки электроэнергии.В системе с нижним циклом, также называемой «отходящее тепло в энергию», топливо сжигается, чтобы обеспечить ввод тепла в печь или другой производственный процесс, а тепло, выбрасываемое из процесса, затем используется для производства электроэнергии.
ТЭЦ — это утилизация тепловой энергии, которая в противном случае терялась, для производства полезной тепловой энергии или электричества. Это может значительно повысить эффективность производства и снизить ненужный расход топлива. ТЭЦ уже имеет большое присутствие в США.S., с 4300 установками во всех 50 штатах и 130 ГВт остающимся техническим потенциалом для производства электроэнергии . Кроме того, ТЭЦ признана своим потенциалом значительного сокращения выбросов углерода и надежного производства электроэнергии даже во время чрезвычайных ситуаций. Хотя ТЭЦ представляет собой значительную первоначальную инвестицию, она окупается в течение нескольких лет.
Источник: Ответственный бизнес — Европейский модуль электронного обучения
Описание
А.Типы первичных двигателей ТЭЦ:
| СИСТЕМА ТЭЦ | ПРЕИМУЩЕСТВА | НЕДОСТАТКИ | ДОСТУПНЫЕ РАЗМЕРЫ |
|---|---|---|---|
| Газовая турбина | Высокая надежность. Низкие выбросы. Доступно полноценное тепло. Охлаждение не требуется. |
Требуется газовый компрессор высокого давления или собственный газовый компрессор. Низкая эффективность при малой нагрузке. Мощность падает при повышении температуры окружающей среды. |
от 500 кВт до 300 МВт |
| Микротурбина | Небольшое количество движущихся частей. Компактный размер и легкий вес. Низкие выбросы. Охлаждение не требуется. |
Высокие затраты. Сравнительно низкий механический КПД. Ограничено применениями когенерации при более низких температурах. |
от 30 кВт до 250 кВт с многоблочными агрегатами до 1000 кВт |
| Поршневой двигатель с искровым зажиганием (SI) | Высокая энергоэффективность и гибкость при частичной нагрузке. Быстрый запуск. Относительно невысокая инвестиционная стоимость. Имеет хорошую способность выдерживать нагрузку. Может быть отремонтирован на месте обычными операторами. Работает на газе низкого давления. |
Высокие затраты на техническое обслуживание. Ограничено применениями когенерации при более низких температурах. Относительно высокие выбросы в атмосферу. Необходимо охлаждать, даже если рекуперативное тепло не используется. Высокий уровень низкочастотного шума. |
от 1 кВт до 10 МВт в приложениях ДГ |
| Поршневой двигатель с воспламенением от сжатия (CI) (двухтопливное пилотное зажигание) | Высокая скорость (1200 об / мин) ≤4 МВт | ||
| <80 МВт для низкой скорости (60-275 об / мин) | |||
| Паровая турбина | Высокая общая эффективность — от пара к мощности. Может использоваться с котлами, работающими на различных видах газообразного, жидкого или твердого топлива. Способность удовлетворять требованиям более чем одной площадки. Длительный срок службы и высокая надежность. Отношение мощности к теплу можно варьировать. |
Медленный запуск. Очень низкое соотношение мощности и тепла. Требуется бойлер или другой источник пара. |
от 50 кВт до нескольких сотен МВт |
| Топливные элементы | Низкие выбросы и низкий уровень шума. Высокая эффективность в диапазоне нагрузок. Модульная конструкция. |
Высокие затраты. Топливо требует переработки, если не используется чистый водород. Чувствителен к примесям топлива. Низкая удельная мощность. |
от 5 кВт до 2 МВт |
Источник: EPA Combined Heat and Power Partnership
Б. Особенности технологии ТЭЦ
Установленная стоимость
Стоимость установки для большинства технологий когенерации состоит из общей стоимости оборудования плюс затраты на монтажные работы и материалы, инженерные работы, управление проектом и финансовые затраты во время строительства.
Стоимость эксплуатации и технического обслуживания (ЭиТО)
Нетопливные затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание (ЭиТО) обычно включают плановые проверки, плановые капитальные ремонты, профилактическое обслуживание и эксплуатационный труд. Затраты на ЭиТО сопоставимы для газовых турбин, газовых двигателей, паровых турбин и микротурбин, и лишь на часть выше для топливных элементов.
Время запуска
Время запуска — это время, необходимое когенерационным установкам, чтобы выйти в сеть и обеспечить выработку электроэнергии и тепла.Время запуска для пяти описанных выше технологий ТЭЦ может значительно различаться в зависимости от технологии и используемого топлива.
Наличие
Доступность указывает количество времени, в течение которого устройство может использоваться для производства электроэнергии и / или пара. Доступность обычно зависит от условий эксплуатации устройства.
Тепловая мощность
Способность производить полезную тепловую энергию из выхлопных газов является основным преимуществом технологий ТЭЦ. Это значение эквивалентно общей полезной тепловой мощности системы ТЭЦ за вычетом тепловой нагрузки.
| ОСОБЕННОСТИ ТЕХНОЛОГИИ ТЭЦ | ТИП ПЕРВИЧНОГО ДВИГАТЕЛЯ ТЭЦ | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| Газовая турбина | Микротурбина | Поршневой двигатель | Паровая турбина | Топливный элемент | |
| Установленная стоимость (долл. США / кВт) | Диапазон от 1200 до 3300 | Диапазон от 2500 до 4300 | Диапазон от 1500 до 2900 | Диапазон от 670 до 1100 | Диапазон от 5000 до 6500 |
| Нетопливные затраты на ЭиТО ($ / кВтч) | Диапазон от 0.009 до 0,013 | Диапазон от 0,009 до 0,013 | Диапазон от 0,009 до 0,025 | Диапазон от 0,006 до 0,01 | Диапазон от 0,032 до 0,038 |
| Время запуска | 10 мин – 1 час | 60 сек | 10 сек | 1 час – 1 день | 3 часа – 2 дня |
| Наличие | 93–96% | 98–99% | 96–98% | Около 100% | > 95% |
| Использование тепловой мощности | Тепло, горячая вода, пар низкого и высокого давления | Горячая вода, чиллер, отопление | Отопление помещений, горячая вода, охлаждение, пар низкого давления. | Технологический пар, центральное отопление, горячая вода, охлажденная вода | Горячая вода, пар низкого и высокого давления |
Источник: EPA Combined Heat and Power Partnership
C. Экономика ТЭЦ
ТЭЦ — это крупные инвестиции. Например, система поршневого двигателя мощностью 1 МВт для больницы может иметь капитальные затраты в размере около 1,6 миллиона долларов. Стоимость системы когенерации зависит от сложности ее второстепенных функций, таких как системы рекуперации тепла и мониторинга выбросов.Как правило, затраты на ТЭЦ на киловатт мощности снижаются с увеличением размера. Однако, учитывая повышение эффективности от когенерации, некоторые аналитики считают, что это может быть реализовано с отрицательными затратами, поскольку экономия средств за счет сокращения расходов на топливо перевесит капитальные и другие проектные затраты в течение срока службы системы.
Несмотря на высокие начальные затраты, ТЭЦ является рентабельным и предлагает ряд долгосрочных экономических выгод:
-
Компенсация капитальных затрат: ТЭЦ может быть установлена вместо котлов или чиллеров в новых строительных проектах или когда необходимо заменить или обновить основное оборудование отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха (HVAC).Кроме того, ТЭЦ избавляет от необходимости строить дорогостоящие и опасные линии высокого напряжения. Основываясь на прогнозах, что США потребуется установить 137000 МВт новых мощностей по передаче и генерации электроэнергии, полагаясь на распределенную генерацию, а не на центральные станции, можно сэкономить 136 миллиардов долларов капитальных вложений и снизить стоимость новой энергии примерно на три цента за кВт.
Снижение затрат на электроэнергию: Высокая эффективность технологии когенерации приводит к экономии энергии по сравнению с обычными, отдельно приобретаемыми системами электроснабжения и системами тепловой энергии на месте.Пользователи ТЭЦ защищены от волатильных цен на электроэнергию. Более того, удваивая полезные энергетические продукты, получаемые из своего топлива, хозяева ТЭЦ могут сократить свои расходы на топливо. Например, завод BMW в Спартанбурге, Южная Каролина, сократил свои годовые затраты на электроэнергию на 5-7 миллионов долларов после установки двух газовых турбин ТЭЦ в 2009 году .
-
Хеджирование от нестабильных цен на энергию: ТЭЦ может обеспечить хеджирование от нестабильных цен на энергию, позволяя конечному пользователю поставлять свою собственную электроэнергию в периоды, когда цены на электроэнергию очень высоки.Кроме того, система ТЭЦ может принимать различные входящие потоки, включая природный газ, биогаз, уголь, биомассу, а также иметь возможность переключения топлива для защиты от высоких цен на топливо.
-
Более гибкое финансирование: ТЭЦ могут быть задействованы быстрее и с более гибкими приращениями, чем традиционные энергоблоки (EGU). У них есть прямая связь между производством и потреблением энергии для удовлетворения потребностей в электроэнергии, сопровождающих экономический рост.
D. Преимущества ТЭЦ
CHP предлагает множество коммерческих и социальных выгод; включая улучшение качества окружающей среды, надежности сети и энергоэффективности.
Устойчивое развитие ТЭЦ
может существенно снизить выбросы диоксида углерода и загрязнителей воздуха, таких как оксид азота, диоксид серы и летучие органические частицы. При двойном использовании энергии топлива ТЭЦ дает от половины до одной трети выбросов при раздельном производстве тепла и электроэнергии.По данным Министерства энергетики США, выполнение цели Агентства по удвоению установленной мощности в США до 40 ГВт к 2020 году приведет к сокращению ежегодных выбросов парниковых газов как минимум на 150 миллионов метрических тонн углерода. ТЭЦ также избегает выбросов, связанных с традиционными электростанциями, на которые приходится две трети ежегодных выбросов диоксида серы в стране, четверть выбросов оксида азота, одна треть выбросов ртути и одна треть углекислого газа. выбросы. Эти выбросы способствуют возникновению серьезных экологических проблем, включая глобальное изменение климата, кислотные дожди, дымку, закисление водотоков и эвтрофикацию критических эстуариев.
Надежность Системы
ТЭЦ относительно небольшие и широко распространены. Поскольку они расположены в точке использования, они не подвержены сбоям в системе передачи и могут обеспечивать аварийное питание в случае отключения из-за экстремальных погодных явлений. Системы ТЭЦ питаются и эксплуатируются независимо. Хотя такие системы могут управляться централизованно, они также могут эффективно работать в случае сбоя в работе центральных систем, если они специально сконфигурированы для «изолирования».«
Кроме того, распределенные энергоресурсы, такие как ТЭЦ, снижают уязвимость электроэнергетической инфраструктуры. Эти особенности делают ТЭЦ менее уязвимыми, чем центральные электростанции. ТЭЦ также обычно использует безопасный природный газ или другое домашнее топливо, снижая уязвимость перед нестабильным топливным рынком. ТЭЦ может повысить надежность электроснабжения здания — существенное преимущество в сегодняшнем меняющемся рынке электроэнергии и высокотехнологичном обществе. Высоконадежный источник питания жизненно важен для вычислительных, производственных и исследовательских функций некоторых компаний и необходим для критически важной инфраструктуры , такой как больницы и очистные сооружения.
КПД
Комбинированное производство тепла и электроэнергии — это эффективный и экологически чистый подход к производству электроэнергии и тепловой энергии из одного источника топлива. Средняя эффективность электростанций, работающих на ископаемом топливе, в Соединенных Штатах составляет 33 процента и остается практически неизменной в течение четырех десятилетий. Это означает, что две трети энергии, поступающей в систему, теряется в виде отработанного тепла. Однако системы когенерации обычно достигают общего КПД системы от 60 до 80 процентов. Поскольку ТЭЦ более эффективна, для выработки заданной мощности требуется меньше топлива, чем при раздельном производстве тепла и электроэнергии.
Как эффективная технология , когенерация помогает сделать предприятия более конкурентоспособными за счет снижения затрат на электроэнергию, снижения спроса на систему электроснабжения и снижения нагрузки на электрическую сеть. Такая генерация на месте позволяет избежать потерь при передаче и распределении, связанных с электроэнергией, приобретаемой через сеть на центральных станциях, и откладывает или устраняет необходимость в новых инвестициях. Присущий ТЭЦ более высокий КПД и устранение потерь при передаче и распределении от генератора центральной станции приводит к сокращению использования первичной энергии и сокращению выбросов парниковых газов.ТЭЦ может обеспечить общую экономию энергии и CO2 наравне с солнечными фотоэлектрическими батареями, ветровыми и природным газом сравнимого размера с комбинированным циклом (NGCC), и при капитальных затратах, которые ниже, чем солнечные и ветровые, и наравне с NGCC.
Источник: EPA Combined Heat and Power Partnership
Коммерческие / общественные здания
В коммерческих зданиях в 2000 году было использовано более 16 квадриллионов БТЕ энергии, что эквивалентно годовому потреблению бензина в США. ТЭЦ имеет большой потенциал в крупных коммерческих офисных зданиях, супермаркетах, отелях, ресторанах и на крупных розничных рынках.Многоцелевые разработки являются развивающимся рынком для ТЭЦ, особенно из-за чистой и надежной электроэнергии, которую они обеспечивают. Последние прогнозы ICF предсказывают равный технический потенциал 65 ГВт в промышленном и коммерческом / институциональном секторах.
Больницы
Больницы — отличные кандидаты для ТЭЦ, потому что у них высокие потребности в электрической и тепловой энергии, а также потому, что надежность имеет решающее значение. Система газотурбинной ТЭЦ мощностью 2 МВт может обеспечить ежегодную экономию при эксплуатации и техническом обслуживании более 400 000 долларов США.Кроме того, когенерационная установка повышает качество электроэнергии, обеспечивая бесперебойную работу клинических устройств.
District Energy
Районные энергосистемымогут быть установлены на крупных объектах, состоящих из нескольких зданий, таких как университеты, больницы, аэропорты и правительственные комплексы. Районные энергосистемы являются растущим рынком для ТЭЦ, поскольку они значительно увеличивают тепловую нагрузку, потенциально обслуживаемую системой. Централизованное энергоснабжение также имеет важное дополнительное преимущество, заключающееся в снижении требований к размеру и капиталовложениям в производственное оборудование из-за разнообразия нагрузок потребителей, что позволяет создавать более рентабельные ТЭЦ.
Источник: внутренние оценки ICF, июль 2014 г.
Неясные предложения по полезности
Поскольку когенерация не зависит от центральной власти, она снижает доход многих коммунальных предприятий, принадлежащих инвесторам, где бизнес-модели увязывают продажи с возмещением затрат и доходами. Структура тарифов на коммунальные услуги и резервные ставки напрямую влияют на выработку ТЭЦ на месте. Точно так же процессы присоединения могут задерживать проекты и требовать дорогостоящих исследований или обременительных технических спецификаций для разработки и установки системы.
Рыночные и нерыночные неопределенности
Поскольку оборудование ТЭЦ требует значительных первоначальных затрат и имеет длительный срок службы (более 20 лет), потенциальные хозяева должны взять на себя долгосрочные финансовые обязательства. Энергоэффективность максимальна, когда система рассчитана на тепловую нагрузку объекта. Это часто приводит к большей мощности, чем требуется хост-сайту. В некоторых юрисдикциях это избыточное производство электроэнергии может быть продано в сеть, но вызывает вопросы о долгосрочном ценообразовании на электроэнергию.
Местные разрешения и вопросы размещения
УстановкиТЭЦ должны соответствовать многим местным требованиям зонирования, охраны окружающей среды, здоровья и безопасности. Это требует взаимодействия с рядом местных агентств, включая пожарные участки, водные районы и комиссии по планированию, которые в значительной степени не знакомы с ТЭЦ. В то время как системы ТЭЦ сокращают региональные выбросы, поскольку объект теперь производит электроэнергию, выбросы на месте будут увеличиваться, что может помешать хозяевам реализовывать проекты.
Дополнительные ресурсы
Государственные и федеральные агентства
Ассоциации и организации
Отчеты
Базы данных
Обучение
Что такое когенерационная электростанция? — MVOrganizing
Что такое когенерационная электростанция?
Когенерация — также известная как комбинированное производство тепла и электроэнергии, распределенное производство или переработанная энергия — это одновременное производство двух или более форм энергии из одного источника топлива.Когенерационные электростанции часто работают с коэффициентом полезного действия на 50-70 процентов выше, чем установки с одной генерацией.
Какие недостатки когенерации?
Недостатки ТЭЦ
- Требуется место для ТЭЦ «Энергетический центр»
- требуется металлический трубопровод большого диаметра с сильной изоляцией для сети горячего водоснабжения.
- имеет теплопотери на землю.
- устанавливает затраты на администрирование и управление центральным «энергетическим центром» на протяжении всего срока службы системы.
Каковы плюсы и минусы когенерации?
Плюсы и минусы когенерации
- Эффективность использования топлива до 85% по сравнению с лучшим КПД тепловой электростанции в 55%.
- Чистое сокращение выбросов парниковых газов, загрязнения воздуха и воды.
- В холодном климате когенерация — один из наиболее рентабельных методов снижения выбросов углерода при отоплении.
Каковы преимущества и недостатки когенерации и тригенерации?
Семейство технологий, известных как комбинированное производство тепла и электроэнергии (ТЭЦ), может достигать эффективности 80 процентов и более.Помимо экологических преимуществ, проекты когенерации предлагают эффективность и экономию затрат в различных условиях, включая промышленные котлы, энергетические системы и небольшие здания.
Что такое когенерация и как она работает?
ТЭЦ (или когенерационная установка) вырабатывает электроэнергию там, где она необходима, и дополнительно дает возможность использовать избыточное тепло для отопления и горячего водоснабжения. Это может сделать ТЭЦ более чем в два раза эффективнее обычных электростанций, что позволит вам сэкономить средства, снизить выбросы и выбросы углекислого газа.
Как можно использовать реку для производства электроэнергии?
Реочные и приливные проекты также используют силу движущейся воды для производства возобновляемой электроэнергии. Когда вода течет через плотину, ее кинетическая энергия используется для вращения турбины. Генератор преобразует механическую энергию турбины в электричество.
Является ли комбинированное производство тепла и электроэнергии высокоуглеродным?
За счет одновременной выработки тепла и электроэнергии ТЭЦ может сократить выбросы углерода до 30% по сравнению с отдельными способами традиционной генерации с помощью котельной и электростанции.Системы когенерации очень эффективны, так как они используют тепло, которое в противном случае терялось бы при выработке электрической или механической энергии.
Почему когенерация — это способ энергосбережения?
Общая эффективность использования энергии в режиме когенерации может достигать 85% и выше в некоторых случаях. Наряду с экономией ископаемого топлива когенерация также позволяет снизить выбросы парниковых газов (особенно выбросы CO2).
Когенерация: раскрытие плюсов и минусов — BaxEnergy
Сравнение когенерации и возобновляемых источников энергии
Когенерация означает производство двух или более форм энергии из одного источника энергии.Несмотря на то, что они представляют много положительных аспектов, таких как более низкий уровень потребления и более низкие выбросы загрязняющих веществ, когенерационные установки также поднимают некоторые сложные аспекты.
ТЭЦ отличаются от электростанций на возобновляемых источниках энергии по многим аспектам.
Первое отличие: в отличие от станций возобновляемой энергии, когенерационные установки не стандартизированы. ТЭЦ являются производными традиционных систем, которые проектируются независимо друг от друга, что приводит к различным установкам, реализованным внутри одной и той же станции.Эта неоднородность приводит к меньшей стандартизации, следовательно, системы мониторинга труднее интегрировать.
Второе отличие: возобновляемых источников энергии изменчивы и трудно предсказуемы, тем не менее, ими можно управлять с помощью адекватных систем прогнозирования, например, для прогнозирования скорости ветра или интенсивности солнечного излучения. Когенерационные установки не основаны на возобновляемых источниках энергии, следовательно, системы прогнозирования не нужны из-за однородности источника энергии.
Третье отличие: источников когенерации предсказуемы, но они представляют собой сложные системы, поскольку не стандартизированы. В случае ТЭЦ мониторинг направлен не на измерение и прогнозирование природных источников энергии, а скорее на проверку дегенерации и / или неисправностей компонентов.
В результате, самая сложная задача программного обеспечения для мониторинга состоит в том, чтобы приспособиться к огромной неоднородности когенерационных установок и уравновесить различные источники на легко понятной платформе.
Интеллектуальный удаленный центр управления
Energy Studio Pro®: от неоднородности к однородности
Традиционно BaxEnergy добивалась успеха в создании слоя единообразия над неоднородностью различных ветряных, солнечных и гидроэлектростанций, и расширяет свой опыт в области когенерации.
Для когенерационных установок проблема единообразия еще глубже: не только источники энергии различны, но и каждая установка отличается от другой.Таким образом, в портфеле заводов каждая система имеет собственное программное обеспечение для мониторинга, не связанное с другими системами внутри того же завода. Следовательно, операторы не имеют доступа к платформе, которая позволяет им проверять ключевые показатели эффективности, или к глобальному интуитивно понятному инструменту мониторинга, который указывает уровень производства каждой системы на заводе для отслеживания неисправностей и дисфункций.
Данные на когенерационных установках распределены в несколько различных структур, каждая из которых находится в отдельной ИТ-системе.Благодаря Energy Studio Pro® операторы могут получить отчет или отобразить информационную панель, которая собирает большие данные, чтобы предоставить полный обзор производства наиболее подходящим и интеллектуальным способом, превращая разнообразие в ценность.
Еще одно преимущество, очевидное для пользователей Energy Studio Pro®, состоит в том, что готовое решение BaxEnergy собирает данные, поступающие с когенерационных установок, и позволяет проводить как исторический, так и сравнительный анализ. Этот процесс, который в настоящее время является обычным для установок возобновляемой энергии, все еще довольно необычен для программного обеспечения когенерационной установки.
Идеальное время — это ценность: как повысить производительность когенерационных установок
Energy Studio Pro® предоставляет настраиваемые аварийные сигналы, которые отображаются в едином формате для всего портфолио. Таким образом, вместо того, чтобы сталкиваться с различными типами сигналов тревоги, поступающими с разных заводов, один оператор может контролировать общий портфель, просто проверяя один монитор, который показывает общие активные сигналы тревоги, или он может получать уведомления по электронной почте или текстовым сообщениям. Это переводится в реактивное обслуживание: в случае выхода из строя компонента или возникновения неисправности операторы могут действовать немедленно.Energy Studio Pro® предвидит и отслеживает сбои и, следовательно, сводит к минимуму время реакции, тем самым повышая общую производительность.
За и против: природный газ и дизельные генераторы | Блог
Если вы собираетесь купить газовый генератор вместо дизельного, у вас, вероятно, возникнет много вопросов по каждому из них. Чтобы определить, какой генератор в Альберте лучше всего подходит для ваших нужд, давайте рассмотрим плюсы и минусы каждого.
Генераторы природного газа
Обычные и эффективные при выработке электроэнергии генераторы природного газа могут использоваться как для аварийных, так и для переносных генераторов.
Плюсы
- Чище, чем другие виды топлива.
- Дешевле, чем другие невозобновляемые виды топлива.
- Чрезвычайно эффективный.
- Более низкие выбросы серы, азота и углекислого газа по сравнению с нефтью и углем
- Одно из самых экологически чистых видов ископаемого топлива.
- Нет резкого запаха, в отличие от генераторов, работающих на масле или дизельном топливе.
- Помогает снизить затраты при использовании для электроснабжения домов и предприятий.
- Доступен в крупных городах благодаря тому, что доставляется напрямую по трубопроводам.
- Не нужно беспокоиться о хранении топлива.
Минусы
- Подача природного газа прерывается во время стихийных бедствий, что приводит к нехватке топлива, когда оно вам больше всего нужно. Это потому, что он подается по газопроводам.
- Чрезвычайно взрывоопасен, может привести к серьезной опасности возгорания в случае разрыва трубопровода.
- Более дорогой в эксплуатации по сравнению с дизельными генераторами.
- Выбрасывать больше двуокиси углерода, парникового газа.
- Это ограниченный или невозобновляемый источник энергии.
Дизель-генераторы
Эти генераторы делятся на две части: дизельный двигатель и электрогенератор. Они обеспечивают электроэнергией места, которые не имеют доступа к электросети, или могут действовать как резервные из-за отключения электроэнергии. Дизель-генераторы очень распространены в качестве резервных устройств для аварийных источников питания, используемых на крупных предприятиях, а также в домах и небольших офисах.
Плюсы
- В целом рентабельно, но дороже природного газа.Однако вы получаете больше энергии от дизельного топлива.
- Энергоэффективность.
- Экономичный расход топлива.
- Обеспечивает стабильное электроснабжение, что очень важно в тех местах, где одно отключение электроэнергии может означать разницу между жизнью и смертью, например, в больницах.
- Прочный и надежный.
- Сниженный уровень шума и сложность технического обслуживания по сравнению с предыдущими версиями.
- Не требует проводов или свечей зажигания, что помогает сократить расходы на техническое обслуживание.
- Более длительный срок службы, чем у двигателя, работающего на природном газе.
- Менее воспламеняемый, чем другие источники топлива.
Минусы
- Дороже по сравнению с другими генераторами; однако они имеют более низкие затраты на техническое обслуживание, что может компенсировать большие первоначальные вложения.
- Они могут быть шумными, хотя новые модели значительно тише. В районах с высокой плотностью населения могут поступать жалобы на шумовое загрязнение от жителей.
- Громоздкий, с большими и тяжелыми компонентами vs.меньшие и более легкие генераторы. В результате они не идеальны для портативности.
- Считается основным загрязнителем.
Заключение
Когда вам нужно выбрать между дизельным генератором и генератором природного газа, вам нужно будет ответить на эти два вопроса:
- Для чего нужен генератор?
- Сколько вы готовы заплатить за устройство?
Ответы на эти два вопроса во многом определят, какой из них вы выберете.
И газовые, и дизельные генераторы имеют свои преимущества и недостатки, но правильный выбор для вас будет зависеть от ваших уникальных потребностей. Нет правильного или неправильного ответа. Однако с развитием биодизеля, гораздо более экологически чистой альтернативы любому из вышеперечисленных, мы, возможно, увидим на рынке еще больше дизельных / биодизельных генераторов.