IV Международная студенческая научная конференция Студенческий научный форум - 2012

В настоящий момент топливно-энергетический комплекс России переживает кризисное состояние. Основное проявление кризиса  заключается в том, что обыденным явлением становится нарушение и перебои снабжения отдельных регионов и потребителей топливом, электрической и тепловой энергией.

Одним из наиболее перспективных решений сложившейся ситуации является развитие малой энергетики. Большим потенциалом здесь обладает процесс совместной выработки электрической и тепловой энергии ¾ когенерация, которая помимо всего прочего дает возможность для развития экономики страны.

Целью данной работы является показать актуальность и целесообразность использования когенерации.

Для достижения поставленной цели необходимо решение следующих задач:

1. Изучить основные элементы когенерационной установки

2. Изучить разновидности установок

3. Показать сравнительные характеристики разных типов установок

4. Показать экономические и экологические выгоды.

Работа состоит из введения, пяти глав и заключения.

Работа выполнена на кафедре «ТГС».

1. Понятие «когенерация» и когенерационные установки (мини-ТЭЦ)

1.1. Схема когенерационных установок.

Когенерация - процесс совместной выработки электрической и тепловой энергии.

Когенерация есть термодинамическое производство двух или более форм полезной энергии из единственного первичного источника энергии.

Когенерационные установки - это оборудование, позволяющее вырабатывать электроэнергию и тепло одновременно.

К основным преимуществам когенерационных установок относятся:

- увеличение эффективности использования топлива благодаря более высокому КПД;

-  снижение вредных выбросов в атмосферу по сравнению с раздельным производством тепла и электроэнергии;

- уменьшение затрат на передачу электроэнергии, т.к. когенерационные установки размещаются в местах потребления тепловой и электрической энергии, потери в сетях практически отсутствуют;

- возможность работы на биотопливе и на др. альтернативных видах топлива;

- бесшумность и экологичность оборудования;

- обеспечение собственных потребностей котельной в электроэнергии.[3]

1.2. Составные части когенерационных установок

Когенерационная установка состоит из четырех основных частей:

- Первичный двигатель;

- Электрогенератор;

- Система утилизации тепла;

- Система контроля и управления;

Первичные двигатели

В зависимости от существующих требований, роль первичного двигателя может выполнять:

- Поршневой двигатель;

- Паровая турбина;

- Газовая турбина;

Таблица №1: Анализ работы различных двигателей.[7]

Двигатель	Используемое топливо	Диапазон мощностей (МВт)	Отношение тепло : электроэнергия	КПД эл.	КПД общий
Паровая турбина	Любое	1 - 1000	3:1 - 8:1+	10-20%	до 80%
Газовая турбина	газ, биогаз, дизельное топливо, керосин,	0.25 - 300	1.5:1 - 5:1*	25-42%	65-87%
Поршневой двигатель с воспламенением от сжатия (дизель)	газ, биогаз, дизельное топливо, керосин,	0.2 - 20	0.5:1 - 3:1* Вариант по умолчанию: 0.9-2	35-45%	65-90%
Поршневой двигатель с воспламенением от искры	газ, биогаз, керосин,	0.003 - 6	1:1 - 3:1* Вариант по умолчанию: 0.9-2	35-43%	70-90%

Электрогенератор

Генераторы предназначены для преобразования механической энергии вращающегося вала двигателя в электроэнергию (Рис 3).

Генераторы могут быть синхронными или асинхронными. Синхронный генератор может работать в автономном режиме или параллельно с сетью. Асинхронный генератор может работать только параллельно с сетью. Если произошел обрыв или другие неполадки в сети, асинхронный генератор прекращает свою работу. Поэтому, для обеспечения гибкости применения распределенных когенерационных энергосистем чаще используются синхронные генераторы.[7]

Система утилизации тепла

Теплоутилизатор (Рис.4) является основным компонентом любой когенерационной системы. Принцип его работы основан на использовании энергии отходящих горячих газов двигателя электрогенератора (турбины или поршневого двигателя).

Простейшая схема работы теплоутилизатора состоит в следующем: отходящие газы проходят через теплообменник, где производится перенос тепловой энергии жидкостному теплоносителю (вода, гликоль). После этого охлажденные отходящие газы выбрасываются в атмосферу, при этом их химический и количественный состав не меняется.

Кроме того, в атмосферу уходит и существенная часть неиспользованной тепловой энергии. Тому существует несколько причин:

для эффективного теплообмена температура отходящих газов должна быть выше температуры теплоносителя (не менее чем на 30°С);

отходящие газы не должны охлаждаться до температур, при которых начинается образование водяного конденсата в дымоходах, что препятствует нормальному выходу газов в атмосферу;

отходящие газы не должны охлаждаться до температур, при которых начинается образование кислотного конденсата, что приводит к коррозии материалов (особенно это справедливо для топлива с повышенным содержанием сероводорода);

Извлечение дополнительной энергии (скрытой теплоты водяных паров, содержащихся в выхлопных газах) возможно только путем понижения температуры отходящих газов до уровня ниже 100°С, когда водяные пары переходят в жидкую форму. Но при этом необходимо не забывать о трех других ограничениях, указанных выше.

Из вышесказанного следует, что в качестве утилизатора тепла в когенерационной системе трудно использовать готовое типовое теплоэнергетическое оборудование. Теплоутилизатор, как правило, проектируется с учетом параметров и характеристик отходящего потока газов для каждой модели поршневого двигателя или турбогенератора и типа применяемого топлива. Многие производители двигателей имеют собственные наработки или используют продукцию своих партнеров в части утилизации тепла, что упрощает проектирование и выбор решения в большинстве случаев.

Для повышения производительности тепловой части когенерационной системы утилизатор может дополняться экономайзером - теплообменником, обеспечивающим предварительный подогрев теплоносителя отходящими из теплоутилизатора газами до его подачи в основной теплообменник, где нагрев теплоносителя обеспечивается уже теплом отходящих газов двигателя. Позитивным моментом, связанным с использованием экономайзера, является дополнительное снижение температуры отходящих из теплоутилизатора в атмосферу газов до уровня 120°С и ниже.[7]

2. Разновидности когенерационных установок

2.1. Когенерационная установка на основе поршневого двигателя

Поршневые двигатели (Рис.5), используемые в энергосистемах, обладают, с одной стороны, соизмеримой с турбинами эффективностью в части генерации электроэнергии. С другой стороны, создание когенерационных систем на базе поршневых двигателей осложнено рассеиванием тепловой энергии, часть которой отводится системой охлаждения двигателя (двигатель и масло, используемое в системе смазки, должны постоянно охлаждаться), а также пульсирующим характером потока отходящих газов (с температурой на уровне 400°С). Количественное соотношение тепловой энергии и электрической у поршневых двигателей составляет от 0.5:1 до 1.5:1.

На практике применяют два типа поршневых двигателей:

- С воспламенением от сжатия (аналог автомобильного или судового дизеля), которые могут работать на дизельном топливе или природном газе (с добавлением 5% дизельного топлива для обеспечения воспламенения топливной смеси). На рынке доступны модели от единиц киловатт до 15 мвт выходной электрической мощности. Несмотря на повсеместную тенденцию использовать газ (в основном по экологическим причинам), в некоторых случаях (отсутствие газопровода, цена строительства, время работы) экономически оправданно использовать дизельное топливо.

- С искровым зажиганием (аналог автомобильного бензинового двигателя). Электрическая выходная мощность двигателей этого типа, как правило, на 15-20% ниже, чем у дизелей (ограничивается специально для предотвращения детонации). Тепловая мощность у них также ниже, чем у дизелей. Двигатели с искровым зажиганием могут работать на чистом газе (природный газ, био и другие условно бесплатные газы).

Наиболее часто встречающиеся установки использующие тепловую энергию отходящих газов поршневых двигателей включают производство пара с давлением до 15 кг/см2 или горячей воды с температурой до 100°С или прямое использование тепла отходящих газов в процессах сушки. Помимо отходящих газов можно использовать воду из системы охлаждения двигателя, но она обладает низкой энергетической способностью (температура 80°С - 90°С).

Подготовка места установки поршневых двигателей должна обязательно включать решение вопросов, связанных с вибрацией. Наиболее эффективным методом является использование платформы с пневматической системой амортизации.

Шум от работы двигателя представляет меньшую проблему, чем для индустриальных газовых турбин, но вместе с тем, низкочастотная составляющая шума может создавать достаточно сильное давление на ухо человека и может потребовать создания специальных защитных конструкций.

Поршневой двигатель конструктивно имеет больше движущихся частей по сравнению с турбогенератором. Следовательно, интервалы сервисного обслуживания, связанного с остановкой и ремонтом двигателя короче, чем у турбин. Тем не менее, работоспособность поршневых двигателей, как правило, не опускается ниже 90%. Существенное ограничение состоит в работе на неполной мощности - поршневой двигатель, как правило, не рекомендуется запускать с нагрузкой менее 50% на продолжительный период времени.

Для борьбы с высокой эмиссией вредных веществ в поршневых двигателях используются как внешние каталитические фильтры, так и конструктивные модификации самих двигателей, направленные на увеличение времени горения и степени сжатия топливной смеси. Это, в свою очередь, приводит к росту стоимости самого оборудования и расходов на его сопровождение. Высокая эмиссия поршневых двигателей связана в первую очередь с тем, что развитие этих технологии происходило в период отсутствия экологических ограничений и основное внимание уделялось максимизации выходной мощности и производительности.[9]

 

Преимущества поршневого двигателя:

- Высокая производительность.

- Относительно низкий уровень начальных инвестиций.

- Широкий спектр моделей по выходной мощности.

- Возможность автономной работы.

- Быстрый запуск.

- Гибкость по отношению к выбору топлива.

Недостатки поршневого двигателя:

- Дорогое обслуживание (обслуживающий персонал, использование смазочных масел и охлаждающих жидкостей).

- Высокая эмиссия вредных веществ.

- Высокий уровень (низкочастотного) шума.

- Низкая тепловая эффективность.

- Высокое соотношение вес/выходная мощность.

- Ресурс работы ниже, чем у турбин.

На рис. 6 приведена одна из возможных схем когенерационной установки на базе поршневых двигателей внутреннего сгорания.

Принцип работы следующий: холодная вода, подаваемая насосом 8, разделяется на два потока, один попадает в электродный котел (или вихревой теплогенератор) 7, работающий от генератора 2, а другой проходит три ступени подогрева. Сначала вода попадает в теплообменник системы охлаждения масла 5, затем в теплообменник системы охлаждения двигателя 6 и в последней ступени нагревается уходящими газами в утилизаторе 4. В результате получается два тепловых потока. Один используется для снабжения горячей водой (t = 60-65 °С), а второй идет на отопление (t = 90 °С). Конечная температура воды регулируется нагрузкой двигателя. [5]

Схема мини-ТЭЦ на базе двигателя внутреннего сгорания:
1 - поршневой двигатель внутреннего сгорания;  2 - электрогенератор;  3 - нейтрализатор (система очистки выхлопных газов);  4 - теплоутилизатор выхлопных газов;  5 - теплообменник системы охлаждения масла;  6 - теплообменник воздушной системы охлаждения двигателя;  7 - электрокотел (или вихревой теплогенератор);  8 - водяной насос.

Самым оптимальным из поршневых установок являются газопоршневые когенерационные установки(мини-ТЭЦ).

Газопоршневые когенерационные установки, приводом электрического генератора в которых является поршневой двигатель внутреннего сгорания, использующий в качестве источника первичной энергии газообразное топлива. Актуальный диапазон электрической мощности, при котором целесообразно использовать газопоршневые когенерационные установки, находится в условных рамках от 1 до 12 МВт.

Рис.7. Принципиальная схема газопоршневой когенерационной установки

Особенности газопоршневых когенерационных установок:

- необходимое давление газа от 1 до 3 бар;

- рабочий диапазон единичного генератора от 50 до 100% номинальной мощности;

- ипоряд производимых агрегатов имеет четкие мощностные ступени;

- тепло снимается с системы утилизации в виде горячей воды до 100 градусов;

- время принятия нагрузки 2-3 минуты;

- наивысший электрический КПД около 40%;

- КПД и выходная электрическая мощность не зависит от температуры воздуха;

- срок изготовления генераторов от 6 месяцев.

Варианты исполнения газопоршневых мини-ТЭЦ:

1. Блочно-модульная (контейнерная) мини-ТЭЦ, смонтированная на объекте из транспортабельных контейнеров размером от 9 до 13 метров.

Достоинства:

- более короткие сроки внедрения проекта в целом;

- возможность монтажа когенерационной установки в отдаленной местности;

- высокая ликвидность мини-ТЭЦ для лизинговых схем финансирования;

- возможность переноса и вторичного использования мини-ТЭЦ.

Недостатки

- ограничение по мощности одного модуля - 1 МВт по электрической мощности;

-стесненные условия обслуживания агрегатов;

2. Мини-ТЭЦ в стационарных строительных конструкциях.

Достоинства:

- свобода конфигурации мини-ТЭЦ;

- много места для обслуживания оборудования;

- возможность применять любые материалы и технологии шумоглушения.

Недостатки:

- необходим большой землеотвод;

- требуются мощные системы вентиляции и обдува;

- более длительный срок внедрения проекта, поскольку монтажникам необходимо ждать строительную готовность здания;

- невозможность проведения работ в условиях отдаленной местности;

- низкая ликвидность стационарной мини-ТЭЦ как предмета лизинга[10]

2.2. Когенерационная установка  на базе паровых турбин

Паровые турбины используются в качестве основных двигателей промышленных когенерационных систем в течение многих лет. Пар, образующийся в паровом котле, расширяясь, под высоким давлением проходит через лопатки турбины. Турбина вращается и производит механическую энергию, используемую генератором для производства электричества.

Электрическая мощность системы зависит от того, насколько велик перепад давления пара на входе и выходе турбины. КПД паровой турбины в части генерации электроэнергии самый низкий из всех рассматриваемых технологий (от 7 до 20%), но в составе когенерационных систем суммарная эффективность может достигать 80% в расчете на условную единицу израсходованного топлива (по теплотворной способности). Из этого следует, что паровые турбины находят применение в местах, где потребность в тепловой энергии намного выше, чем в электрической. Предлагаемые на рынке системы, как правило, рассчитаны на производство от 500 квт и более электроэнергии.

Для эффективной работы пар в турбину должен подаваться под высокими давлением и температурой. Преимуществом технологии является возможность использования в котле самого широкого спектра топлив, включая твердые. Однако использование тяжелых нефтяных фракций и твердого топлива снижает экологические показатели системы, которые определяются составом отходящих из котла продуктов горения.

Паровые турбины бывают двух типов:

- с противодавлением (когда давление пара на выходе турбины выше атмосферного);

-  конденсационные (когда давление пара на выходе турбины ниже атмосферного). Применение дополнительного (внешнего по отношению к турбине) конденсора в последних позволяет увеличить электрическую эффективность, но создает большие сложности в использовании низко потенциальной теплоты.

Наиболее перспективными для установки ПТУ являются существующие котельные средней и большой производительности, оснащенные паровыми котлами (или пароводогрейные котельные), с нагрузками отопления и ГВС. Внедрение когенерации на такой котельной не потребует увеличения количества котлов или их реконструкции.

В результате установка электрогенерирующих мощностей на базе ПТУ имеет минимальные удельные кап. затраты (руб/кВт), по сравнению с другими вариантами. Производство электроэнергии будет связано с незначительными затратами топлива. Основным недостатком ПТУ является меньшая удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении (кВт·час/Гкал), однако производимой энергии в большинстве случаев достаточно для полного покрытия собственных нужд котельной и некоторого экспорта электроэнергии.[1,9]

2.3. Когенерационная установка  с использованием газовых турбин

Благодаря повсеместному переходу в 90-е годы на использование природного газа в качестве основного топлива для электроэнергетики, газовые турбины заняли существенный сегмент рынка. Несмотря на то, что максимальная эффективность оборудования достигается на мощностях от 5 мвт и выше (до 250 мвт), некоторые производители выпускают модели в диапазоне 1-5 мвт.

Принцип работы газовых турбин состоит в следующем: газ, нагнетаемый в камеру сгорания компрессором, смешивается с воздухом, формируя топливную смесь, и поджигается. Образующиеся продукты горения с высокой температурой, проходя через несколько рядов лопаток, установленных на валу турбины, приводят к вращению турбины. Механическая энергия вала передается через (понижающий) редуктор электрическому генератору. Тепловая энергия выходящих из турбины газов поступает в теплоутилизатор. Вместо производства электричества, механическая энергия турбины может использоваться для работы насосов, компрессоров и т.п. Наиболее традиционным видом топлива для газовых турбин является природный газ, хотя это не исключает возможности использования других видов газообразного топлива. При этом газовые турбины предъявляют повышенные требования к качеству его подготовки (механические включения, влажность).

Температура исходящих из турбины газов составляет 450°С - 550°С. Количественное соотношение тепловой энергии к электрической у газовых турбин составляет от 1.5:1 до 2.5:1, что позволяет строить когенерационные системы, различающиеся по типу теплоносителя:

- Непосредственное (прямое) использование отходящих горячих газов;

- Производство пара низкого или среднего давления (8-18 кг/см2) во внешнем котле;

- Производство горячей воды;

- Производство пара высокого давления (турбины комбинированного цикла, описание которых приведено ниже).

КПД газовой турбины составляет 25% - 35%, в зависимости от параметров работы конкретной модели турбины и характеристик топлива. В составе когенерационных систем эффективность возрастает до 90% в расчете на условную единицу израсходованного топлива (по теплотворной способности).

Работа турбины сопровождается высоким уровнем шума, поэтому для их установки используются индустриального типа здания (в том числе контейнерного типа), которые также обеспечивают влагозащищенность оборудования.[9]

Преимущества газовой турбины:

- Надежность;

-Отсутствие водяной системы охлаждения;

- «Высокоэнергетический» выход тепловой энергии.[7]

3. Сравнение когенерационных установок

Сравнение - газопоршневых, газотурбинных и дизельных установок

Газопоршневые установки более эффективны по сравнения с газотурбинными и дизельными установками. На это есть ряд причин:

Во-первых, высокий электрический КПД

Наивысший электрический КПД - до 30% - у газовой турбины, и более 40% у газопоршневого двигателя достигается при работе под 100%-ной нагрузкой (Рис. 11). При снижении нагрузки до 50%, электрический КПД газовой турбины снижается почти в 3 раза. Для газопоршневого двигателя такое же изменение режима нагрузки практически не влияет ни на общий, ни на электрический КПД.

Графики наглядно показывают - газовые двигатели имеют высокий электрический КПД, который практически не изменяется в диапазоне нагрузки 50 - 100%.

Во-вторых, условия размещения

Номинальный выход мощности как газопоршневого двигателя, так и газовой турбины зависит от высоты площадки над уровнем моря и температуры окружающего воздуха.

На графике (рис.12) видно, что при повышении температуры от - 30°С до +30°С электрический КПД у газовой турбины падает на 15-20%. При температурах выше +30°С, КПД газовой турбины - еще ниже. В отличие от газовой турбины газопоршневой двигатель имеет более высокий и постоянный электрический КПД во всем интервале температур и постоянный КПД, вплоть до +25°С.

В-третьих, условия работы

Количество пусков: газопоршневой двигатель может запускаться и останавливаться неограниченное число раз, что не влияет на общий моторесурс двигателя. 100 пусков газовой турбины уменьшают её ресурс на 500 часов.

Время запуска: время до принятия нагрузки после старта составляет у газовой турбины 15-17 минут, у газопоршневого двигателя - 2-3 минуты.

В-четвертых, проектный срок службы, интервалы техобслуживания

Ресурс до капитального ремонта составляет у газовой турбины 20 000 - 30 000 рабочих часов, у газопоршневого двигателя этот показатель равен     60 000 рабочих часов (табл. 2). Стоимость капитального ремонта газовой турбины с учётом затрат на запчасти и материалы значительно выше.

В-пятых, относительно низкие капиталовложения

Как показывают расчёты, удельное капиталовложение  в производство электрической и тепловой энергии газопоршневыми двигателями ниже. Это преимущество газопоршневых двигателей неоспоримо для мощностей до 30 МВт. ТЭЦ мощностью 10 МВт на основе газопоршневых двигателей требует вложений около 7,5 миллионов $, при использовании газовой турбины затраты возрастают до 9,5 миллионов $ (рис.13)

Таблица 2.Интервалы техобслуживания

Ремонтные работы, интервал (часы)	Газопоршневой двигатель	Турбины, авиационные и малые промышленные	Турбины промышленные
Ремонт камеры сгорания	-	5 000	10 000
Средний ремонт	Ремонт головок цилиндров	Ремонт турбины и камера сгорания
	30 000	10 000	15 000
Полный капитальный ремонт	60 000	20 000	30 000

Преимущества перед дизельными двигателями

Основное преимущество газопоршневых двигателей перед дизельными - более дешёвое топливо. Значительная разница в цене отражена в диаграммах на рис.14. Даже при использовании в качестве резервного топлива газовой смеси пропан-бутан, стоимость единицы электрической энергии, произведённой на газопоршневой установке, в 1,3 раза меньше, чем на дизельной.

Стоимость энергии топлива, руб/кВт	Стоимость произведённой электрической энергии, руб/кВт

Другое важное преимущество перед дизельными установками - экологическая безопасность, например, уровень выбросов NOx в 3 раза меньше (рис.15).[2,7]

4. Преимущества когенерации

Когенерация, по оценкам специалистов, предлагает превосходный механизм экономического стимулирования:

• 1. Высокие затраты на энергию могут быть уменьшены в несколько раз.
• 2. Уменьшение доли энергии в себестоимости продукции позволяет существенно увеличить конкурентоспособность продукта. В России доля энергии в себестоимости продукта колеблется от 10% до 70%, что в 5-10 раз выше мирового уровня. В себестоимости продукции химической промышленности на энергию приходится порядка 70%. В металлургии - до 27%.

Темпы роста тарифов на энергию превышают темпы роста цен на продукцию большинства отраслей хозяйства. Это явилось одной из важнейших причин увеличения удельного веса затрат на энергию в себестоимости продукции. Как показал проведенный анализ деятельности ряда предприятий машиностроительного комплекса, доля затрат на электрическую и тепловую энергию в себестоимости продукции выросла с 1-2% в 1990 году до 16-20% в 1999 году. Аналогичная тенденция наблюдается и на предприятиях легкой промышленности, где проведенное обследование позволило установить увеличение доли затрат на электрическую и тепловую энергию в себестоимости продукции с 8-9% в 1995 году до 17-19% в 1999 году.

Особо следует подчеркнуть, что при уменьшении выпуска промышленной продукции в 3-4 раза потребление энергии на предприятиях сократилось всего лишь в 1,5-2 раза. Использование в производстве морально и физически устаревшего оборудования, объясняемое, прежде всего, отсутствием у большинства промышленных предприятий средств на его замену или модернизацию, приводит к нерациональному расходу энергетических ресурсов и лишь усугубляет ситуацию.

• 3. Некачественное электроснабжение - главный фактор замедления экономического роста. Когенерация является практически самым оптимальным вариантом обеспечения надежности снабжения электрической энергией. Рынок в своей оценке перспектив бизнеса обращает пристальное внимание на энергозависимость.
• 4. Энергозависимая экономика требует все больше и больше энергии для работы и развития. При традиционном энергообеспечении возникает множество организационных, финансовых и технических трудностей при росте мощностей предприятия, поскольку часто необходимы прокладка новых линий электропередач, строительство новых трансформаторных подстанций, перекладка теплотрасс и т.д.В то же время, когенерация предлагает крайне гибкие и быстрые в плане наращивания мощностей решения. Наращивание мощностей может осуществляться как малыми, так и достаточно большими долями. Этим поддерживается точная взаимосвязь между генерацией и потреблением энергии. Таким образом, обеспечиваются все энергетические нужды, которые всегда сопровождают экономический рост.
• 5. Стоимость прокладки энергокоммуникаций и подключение к сетям могут вылиться в сумму, сравнимую или превосходящую стоимость проекта когенерации. Большая часть территории России (по различным оценкам от 50 до 70%) располагается вне зоны действия централизованных электрических сетей. Природоохранные ограничения, стоимость земли и воды, государственное регулирование - есть тысячи препятствий для энергокомпании, решившей построить новую мощную электростанцию.
• 6. Топливом является газ, его преимуществом является относительная дешевизна, мобильность и доступность.
• 7. Когенерация позволяет воздержаться от бесполезных и экономически неэффективных затрат на средства передачи энергии, к тому же исключаются потери при транспортировке энергии, так как энергогенерирующее оборудование установлено в непосредственной близости от потребителя. Еще в 1962 году советскими учеными было отмечено, что передача газа по газопроводам в 10-12 раз экономичнее передачи электрической энергии по высоковольтным линиям электропередачи. Нормативные потери в теплосетях - 5%, а реальные, в среднем, - 12-16% от передаваемой тепловой энергии.
• 8. С развитием реформ и принятием соответствующих законов в России возникает привлекательное использование распределённых генераторов - превращение миллионов частных домов, офисных зданий и предприятий в производителей и продавцов электроэнергии. Реализация этой "программы-максимум" позволяет не только рассчитывать на включение собственного генератора в случае аварии или перегрузки местной электрической сети, но и следить за разницей цен на газ и электричество и играть на этой разнице, получившей название "искровой маржи" (spark spread), или просто продавать энергию в периоды пиковых нагрузок и высоких цен. Чем ближе создание рынка электроэнергии с изменяющимися в реальном времени ценами, тем привлекательнее становится такой "дополнительный" бизнес, способный при некоторых условиях стать даже прибыльнее основного.

Существует большое количество экономических выгод когенерации, к сожалению, часть этого потенциала остается незамеченной конечными пользователями,промышленностью, бизнесом и властью или не реализованной компаниями-исполнителями.

Когенерация уменьшает затраты на топливо/энергию - КПД производства энергии из первичного топлива увеличивается в 2-3 раза, потребители сокращают затраты на топливо на две трети и получают возможность эффективного применения утилизируемого тепла (сушка, охлаждение, кондиционирование и т.д.).

Когенерация оптимизирует потребление природного газа - снижаются затраты на приобретение газа, требования к газовой инфраструктуре и беспокойство касательно запасов газа.

Когенерация снижает потребности в новых линиях электропередач - позволяет избежать строительства дорогостоящих и опасных высоковольтных линий над частной собственностью, экологического противоборства. Распределенная энергетика в будущем могла бы уменьшить капитальные вложения и уменьшить стоимость новой энергии . С когенерационными системами, расположенными в непосредственной близости от потребителя, исключаются потери энергии. Величины потерь нынешних сетей лежат в пределах от 5 до 20% суммарной мощности.[6]

5. Экологические выгоды когенерации

1. Производство энергии - главный источник загрязнения. Когенерация, используя первичное топливо в два-три раза эффективней традиционной энергетики, снижает выбросы загрязняющих веществ (оксида азота, двуокиси серы и летучих органических соединений) в 2-3 раза, в зависимости от конкретного случая.

В настоящее время, электростанции ответственны за 2/3 суммарных национальных выбросов двуокиси серы (SO2), 1/4 окиси азота (NOx), 1/3 ртути (Hg) и 1/3 выбросов двуокиси углерода (CO2), основного парникового газа. Эмиссии способствуют усугублению серьезных экологических проблем, включая глобальное изменение климата, кислотные дожди, смог, загрязнение водных артерий и эутрофикации важнейших водоемов (процесса, при котором образуется переизбыток питательных веществ, что приводит к быстрому росту водных растений и подавлению других форм жизни, а также избыточному образованию ила). Те же самые эмиссии вносят свою лепту в многочисленные проблемы со здоровьем, такие как хронический бронхит и обострение астмы, особенно у детей.

2. Штрафы за сжигание попутного газа

Ростехнадзор предлагает увеличить существующую плату за сжигание попутного нефтяного газа (ПНГ) в 164 раза. Ведомство предлагает ввести плату в размере 3495 рублей за тонну продуктов сжигания (13.11.2007).

В настоящее время в России ежегодно сжигается от 20 до 30 млрд куб м ПНГ, из этих объемов для переработки на газоперерабатывающие заводы поставляется лишь 11-12 млрд куб м. Это приводит не только к потерям ценного сырья, но и к увеличению выбросов вредных веществ в атмосферу. Выбросы твердых загрязняющих веществ на факельных установках составляет 12% от общего объема выбросов в России.

Ростехнадзор считает, что сжигание в стране ПНГ в больших объемах связано с низкими нормативами платы за негативное воздействие на окружающую среду.

Министерство природных ресурсов разработало программу, которая предполагает поэтапное решение проблемы НПГ. В соответствии с ней к 2011-му году уровень переработки НПГ должен достичь 95%.

Одним из эффективных способов утилизации попутного газа является его использование в качестве топлива в установках, обеспечивающих энергоснабжение промыслов и населенных пунктов, находящихся недалеко от месторождений.

3. Свалки больших городов и очистные сооружения городской канализации при утилизации метана в малых и средних системах когенерации дадут не только дополнительную электроэнергию городу, но и примерно в 20 раз уменьшат загрязнение атмосферы по сравнению с его сжиганием.

4. Торговля квотами при Киотском протоколе

Киотский протокол - международное соглашение о способах снижения общемировых выбросов парниковых газов о ( ПГ ) в атмосферу Земли к 2008 году на 5% от уровня 1990 года. Сегодняшняя ситуация характеризуется тем, что страны с развитой рыночной экономикой превышают установленный для них уровень выбросов парниковых газов, а страны с переходной экономикой и развивающиеся страны оказались ниже установленного для них уровня. Различия между уровнями выбросов и обязательствами для различных стран были переведены в плоскость рыночных отношений.

Киотский протокол предусматривает определенные финансовые механизмы, позволяющие привлечь дополнительные денежные средства субъектам хозяйственной деятельности, реализующим проекты, прямо или косвенно приводящие к снижению выбросов парниковых газов.

Проще говоря, если Вы строите "чистую" электростанцию, то полученное снижение выбросов парниковых газов можно продать.

5. Снятие многих экологических ограничений на строительство объекта

Представим ситуацию, что нужно построить дом отдыха в месте, где красота высоких гор сочетается с завораживающим видом субтропического леса. Этот объект нужно обеспечить теплом и электроэнергией. Можно рассмотреть два варианта:

1) Энергоснабжение от местной монополии

Для этого нужно тащить электрические и тепловые сети большого диаметра. Сделать не получится, так как мероприятие уничтожит всю привлекательность места, загубив пейзаж.

2) Энергоснабжение от собственных источников

Этот вариант вполне осуществим, но нужно выполнение ряда условий:

во-первых, местная мини-ТЭЦ не должна портить пейзаж (высоченной дымовой трубой в частности);

во-вторых, выхлоп мини-ТЭЦ должен быть очень чистым, а шум минимальным

Проектные решения и соответствующая комплектация оборудования вполне способны решить эти проблемы. [4,8]

Заключение

Исходя из вышесказанного, можно сделать вывод о том, что очевидной необходимостью для России является  развитие систем совместного производства электрической и тепловой энергии. Эти системы, по сравнению с существующими монопольными тарифами, позволяют существенно снизить затраты на потребляемую энергию, а так же решить важную проблему пиковых нагрузок и недостатков централизованных систем.

Когенерационные установки имеют больший ресурсный потенциал, а так же преимущества в надежности, диапазоне мощностных ресурсов. Очевидным является и то, что монопольное владение электроэнергетическим рынком, подкрепленное технико-правовыми нормами и существующей практикой ставит российского промышленного, сельскохозяйственного и гражданского потребителя в безвыходное положение, вынуждая его к приобретению когенерацинных установок.

Благодаря меньшим денежным затратам на строительство, использование когенерационных установок положительно повлияет на экономику страны.

Экологическая выгода от использования когенерационных систем так же является очевидной: их использование значительно уменьшает уровень выброса загрязняющих веществ в атмосферу.

 

Использованная литература

1. Безлепкин В.П. Парогазовые установки. - СПб., 1999.

2. Длугосельский В.И., Зубков А.С. Эффективность использования в теплофикации газотурбинных и парогазовых технологий.// Теплоэнергетика.-№12.-2000.-С.3-6.

3. Барков В.М. Когенераторные технологии: возможности и перспективы.// «ЭСКО» электронный журнал энергосервисной компании «Экологические системы».- №7.-2004.

4. Ситников. В. Экологические выгоды когенерации.//«ЭСКО» электронный журнал энергосервисной компании «Экологические системы».- №7.- 2005.

5. Замоторин Р. В. Малые теплоэлектроцентрали - поршневые или турбинные // Энергосбережение в Саратовской области. 2001. № 2.

6.  http://www.suet-holding.ru/

7. http://cogeneration.ru/

8. http://esco-ecosys.narod.ru/

9. http://www.capstone.ru/

10. http://thermos.wordpress.com/

Код для цитирования: Скопировать