Ringsted, Denmark октябрь 1994 г.
Материал рабочей группы
Соруп Манор

Введение

Предлагаемый материал рабочей группы представляет собой дискуссионную статью, подготовленную для Европейской конференции по комбинированному проиводству тепловой и электрической энергии и когенерации членами Комитета по подготовке программы.

Как и прежде, комбинированное производство тепловой и электрической энергии (СНР) и когенерация играют важную комплексную роль в европейском развитии. Роль, которую СНР и когенерации предстоит сыграть в рамках европейской системы энергоснабжения будущего, должна иметь широкую базу, а не быть просто «рыночным капризом» или поспешной ответной реакцией на озабоченность состоянием окружающей среды.

Комбинированное производство тепловой и электрической энергии и когенерация могут содействовать устойчивому развитию, что является целью Маастрихтских Соглашений. СНР сравнимо с более чистыми технологиями, на которых был сделан акцент в Белой книге Европейского Союза 1993 г. «Рост, конкуренция, занятость - задачи и пути продвижения в XXI век». В данном материале рассматривается роль, которую предстоит сыграть СНР в Европе в будущем, и высказаны предложения по поводу комплексной стратегии.

Элементы модели перспективного развития для Европы

Модель перспективного развития была выдвинута и обсуждена в «Белой книге» Европейского Союза в 1993 г. Параллельно с ее обсуждением в рамках Европейского Союза, пути развития энергетики, вопросы занятости и состояния окружающей среды обсуждаются как на национальном уровне, так и в рамках Международного Агентства по Энергетике (IEA). Здесь чрезвычайно важно обеспечить взаимодействие между политическими структурами на европейском, национальном и локальном уровнях.

«Белая книга» Комиссии

В «Белой книге» Европейского Союза 1993 г. «Рост, конкуренция, занятость ¾ задачи и пути продвижения в XXI век» подчеркивалась необходимость разработки новой модели развития, предполагающей комбинирование основных ресурсов

Союза ¾ трудовых и природных. Современная модель развития уже устарела и не является оптимальной, что приводит к недостаточному использованию трудовых и избыточному использованию энергетических и природных ресурсов. Необходимо разработать новую модель, направленную на содействие устойчивому экономическому росту, при котором повышается уровень занятости и снижается уровень потребления энергетических и природных ресурсов. Несмотря на то что многие проблемы можно решить за счет ускорения технического прогресса, следует помнить о том, что энергетические ресурсы уже нельзя считать неограниченными, особенно с учетом внешних затрат, связанных с изменением климата, выбросами кислых газов, опасностью для здоровья, а также ядерными отходами и соответствующим риском. Следовательно, положение энергетики в новой модели развития является одним из ключевых элементов, которые требуют рассмотрения.

В "Белой книге" предложены пути содействия осуществлению структурных перемен. Особого внимания заслуживают следующие политические инструменты:

· Необходимость стратегической микроэкономической политики. Следует устранить существующие барьеры в регулировании, которые не соответствуют новой устойчивой модели. Все внешние затраты для общества необходимо систематически трансформировать во внутренние. Первым ключевым элементом является серьезная переориентация фундаментальных исследований, связанных с моделью устойчивого развития, включая возобновляемые источники энергии и, например, «зеленый учет», а также содействие проведению этих исследований.

· Инструменты политики на макроэкономическом уровне. В контексте постепенного систематического пересмотра инструментов политики особого внимания заслуживают следующие инструменты:

1. Косвенные налоги на загрязнение окружающей среды, например, на источники энергии в зависимости от содержания СО 2 в выбросах;

2. Финансовое регулирование, в частности, схемы исчисления налогов, способствующие устойчивой экономической деятельности;

3. Контроль динамики внутреннего рынка с целью обеспечения оптимального использования ресурсов;

4. Включение экологических аспектов трансграничного и глобального характера в политику международной торговли и сотрудничества. Это особенно касается регионов, близких к Европейскому Союзу (например, Центральной и Восточной Европы).

· Инструменты политики секторального уровня. Роль этих инструментов возрастает ввиду стремления Европейского Союза к новой экономической модели.

Проблемы энергетического сектора были рассмотрены в рамках 5-й программы экологических действий.

Внутренний энергетический рынок в Европе

Предполагается, что создание внутреннего энергетического рынка станет частью более комплексной стратегии, включающей инструменты макроэкономической политики, секторальной энергетической политик и т. д.

Ряд европейских стран уже приступил или намерен приступить к регулированию в целях создания рынка на национальном уровне. Европейский Союз уже реализовал директивы по прозрачности цен и единым энерго- и теплоносителям. Эти директивы открывают дорогу для трансграничной продажи электроэнергии и газа; они были приняты странами, подписавшими EEA.

В 1988 г. Совет Министров согласовал рекомендацию по автономному производству электроэнергии, в соответствии с которой государства-участники должны обеспечить необходимые гарантии по закупочным ценам на электроэнергию, полученную в результате СНР, на базе долгосрочных предельных цен.

Более того, ожидается, что благодаря предложенным директивам по внутреннему рынку электроэнергии и газа эти рынки станут доступными. В настоящее время формулировка этого предложения позволяет государствам-членам отдавать приоритет СНР при передаче нагрузок в национальных масштабах со ссылкой на рекомендацию 1988 г. Совет Министров обсуждает требования относительно доступа третьих лиц на оптовый рынок.

Новые рыночные механизмы для поставки электроэнергии и газа неизбежно повлияют на развитие систем СНР. Последнее зависит от движения наличных средств на тpех, по меньшей мере, различных рынках (топлива, электроэнергии, тепловой энергии), и если один из них становится нестабильным, то это стимулирует других рыночных инструментов. Потенциальное негативное экономическое воздействие можно предотвратить за счет гарантированного ценообразования (как в случае рекомендации 1988 г.) и использования механизмов возмещения инвестиционных и эксплуатационных затрат.

5-я Программа экологических действий

В рамках 5-й Программы экологических действий предусмотрены секторальные инструменты:

"Энергия: Центральное место в модели развития занимает способ производства и передачи энергии. Параллельно с либерализацией внутреннего рынка электроэнергии и газа Европейскому Союзу придется выбирать вариант стратегии, что до сих пор было прерогативой государств-членов. Эти варианты, в частности, касаются как интенсивного развития управления спросом, так и создания разнообразных вариантов предложений, относящихся к экологически чистым источникам энергии ."

Программы SAVE, THERMIE, ALTENER и JOULE

В 1989 г. Европейским Союзом была поставлена задача по повышению энергетической эффективности на 20% к 1995 г. Программа SAVE , представленная Комиссией в 1990 г., направлена на повышение энергоэффективности. В своем первоначальном виде программа была нацелена на изучение барьеров на пути реализации СНР (в частности, автономного производства) и выработку предложений по их устранению. В рамках программы THERMIE на примере ряда проектов демонстрируются возможности использования новых технологий СНР.

Цель программы ALTENER ¾ содействие использованию возобновляемых источников энергии, например, за счет утилизации биомассы в качестве топлива для ТЭЦ.

Программа JOULE направлена на оказание содействия исследованиям и разработкам в области неядерной энергетики. Недавно в эту программу были включены меры по энергоэффективности.

Реализация эти программ способствует развитию СНР.

Международные и Европейские конвенции и протоколы

по окружающей среде

Принятые соглашениям обязывают европейские страны сокращать выбросы вредных веществ, в частности, на электростанциях и теплоэнергетических установках.

На конференции в Рио-де-Жанейро в 1992 г. была принята рамочная конвенция по ряду вопросов ¾ в том числе, по сокращению выбросов парниковых газов, включая СО 2 . Эта конвенция вступила в силу 21 марта 1994 г.; она будет содействовать использованию более чистых видов топлива и осуществлению инициатив по оптимизации эффективности в европейском энергетическом секторе.

В декабpе 1990 г. министры энергетики и окружающей среды стран Европейского Союза провели совместное заседание, на котором пришли к согласию по вопросу о стабилизации выбросов СО 2 к 2000 г. на уровне 1990 г. Весной 1994 г. Европейская Комиссия рассмотрела результаты, которых удалось достичь. Комиссия констатировала, что ряд стран-членов, а именно Дания, Германия, Греция, Италия, Люксембург, Нидерланды, Португалия, Испания и Великобритания, приступили к реализации схем комбинированного производства тепловой и электрической энергии и когенерации как меры по снижению уровня выбросов СО 2 .

Кроме того, Европейский Союз присоединился к конвенциям и протоколам европейской Экологической Конвенции (ЕСЕ) по выбросам оксидов серы и азота.

Сотрудничество со странами Центральной и Восточной Европы

Наряду с программами PHARE и TACIS, в 12 странах Европейского Союза были инициированы пpогpаммы крупномасштабной помощи, направленной на совершенствование инфраструктуры в Восточной Европе. В этих программах, при поддержке аналогичных национальных программ в каждой из европейских стран Европейского Инвестиционного Банка, международных банков развития, а также других организаций, приоритет отдан энергетическому сектору. Ввиду широкого распространения СНР и систем центрального отопления (ЦО) в странах Центральной и Восточной Европы задача создания современных технологий СНР считается высокоприоритетной. Реализация СНР может способствовать обеспечению независимости экономики от импорта энергии, а также замене производства электроэнергии на опасных атомных электростанциях в этих странах на системы СНР.

Инфраструктура - реконструкция городов

Европейский Союз предоставляет помощь и финансовую поддержку для развития инфраструктуры посредством ряда программ (INTERREG, ENVIREG, VALOREN, Cohesion Fund и т. д.) и через банки (Европейский Инвестиционный Банк, Европейский Банк Реконструкции и Развития и т.д.). Помощь поступает в пограничные зоны, развивающиеся регионы; она идет на реконструкцию городов, создание трансевропейских сетей и т. д.

Возможно, такие виды инфраструктуры, как электрические и газовые системы, а также системы СНР и ЦО, будут получать помощь и финансовую поддержку в будущем. Расширение трансевропейских электрических и газовых сетей может в той или иной степени способствовать сооружению новых ТЭЦ и проложить дорогу для взаимодействия между СНР и гидроэнергетикой в рамках европейской системы энергоснабжения.

СНР ¾ европейский вариант с большим потенциалом

При условии реализации модели развития для Европы, которая рассматривалась выше, можно говорить о значительном потенциале СНР. В данном разделе обсуждены характеристики и потенциал СНР.

Устойчивость

Когенерация электрической и тепловой энергии представляет собой энергоэффективную технологию, которая может сыграть важную роль в XXI веке в осуществлении перехода Европы на путь устойчивого развития. С помощью СНР возможно одновременное производство нескольких видов энергетических услуг:

· отопление и холодоснабжение зданий;

· выработка электроэнергии для освещения и работы двигателей;

· производство технологической энергии для промышленности и т. д.

При комбинированном производстве тепловой и электрической энергии возможна утилизация большого числа различных видов топлива ¾ не только природного газа, угля и нефти, но и, например, биомассы и твердых отходов, с использованием энергоэффективных крупномасштабных установок для сжигания, оборудованных современными системами, а также с применением экологичных технологий.

Кроме того, комбинированное производство тепловой и электрической энергии может благотворно повлиять на локальную окружающую среду, если системы СНР заменят ряд объектов энергетики как источников атмосферного загрязнения.

Реализация СНР способствует повышению уровня занятости. Это объясняется тем, что энергоэффективность и использование местных энергетических ресурсов, связанные с СНР, означают возможность сокращения импорта топлива в Европе, а это способствует увеличению денежной массы, остающейся для инвестиций в местные системы комбинированного производства тепловой и электрической энергии.

Тем самым СНР может способствовать достижению ряда целей, поставленных как на уровне Европейского Союза, так и на национальном уровне.

Потенциал СНР в Европе

В рамках программы SAVE была заново произведена оценка технико-экономического потенциала СНР. Для получения более точных данных необходим дальнейший структурированный и комплексный анализ.

Предварительная оценка показала, что в 12 странах Европейского Союза мощность генерации энергии по технологиям СНР может быть удвоена к 2000 г.; тогда она будет составлять значительную долю общего объема неядерной термической мощности в этих странах и сможет заменить соответствующий объем тепловой и электрической энергии, вырабатываемых раздельно.

Таким образом, СНР можно рассматривать как важный инструмент стабилизации выбросов СО 2 в Европе к 2000 г.

На рисунке приведены ориентировочные значения потенциалов СНР для стран Европы. В первой колонке указана установленная мощность на 1993 г. (мощность генерации электроэнергии в гигаваттах). Данные на 2000 г. включают рост СНР в сфере обслуживания, в промышленности и в секторе центрального отопления.

В более отдаленной перспективе потенциал СНР связан, главным образом, с рынком тепловой энергии. Он зависит от принятия решений по теплоснабжению городских зон в Европе на перспективу.

С внедрением СНР произойдет сокращение общего объема выбросов СО 2 . Комбинированное производство тепловой и электрической энергии играет определенную роль и за пределами 12 стран-членов Европейского Союза. Так, в Финляндии, Швеции и Австрии уже сейчас велика доля СНР. Вступление этих государств в Европейский Союз непременно повлияет на ход обсуждения перспектив СНР в Европе.

В некоторых странах Центральной и Восточной Европы уже имеются крупномасштабные системы СНР/ЦО. Это подчеркивает важность СНР как элемента общеевропейской системы энергоснабжения. Главная задача, стоящая перед Центральной и Восточной Европой, заключается в обновлении и модернизации систем СНР/ЦО. Ожидается значительный выигрыш от сокращения потребления топлива и выбросов вредных веществ.

Таким образом, можно сделать вывод о том, что СНР по всем аспектам может сыграть ключевую роль в европейской энергетической политике.

СНР как долгосрочный интегрированный выбор

С реализацией СНР связаны такие технологические преимущества, как энергоэффективность и возможность утилизации природного газа, угля, биомассы, отходов и т.п. экологически приемлемым способом.

Диапазон применения СНР широк ¾ от малых установок до крупных станций, обслуживающих объединенные городские зоны; комбинированное производство тепловой и электрической энергии также используется в различных взаимосвязанных энергетических службах. Что касается аналогичных вариантов более чистых технологий, то развитие СНР зависит от последовательной интеграции различных видов его применения, а также от территориальной и экономической базы.

Речь идет, в основном, о территориальной интеграции, которая касается сетей центрального отопления, объединенных технологических установок, установок в зданиях и т. д. Интеграция касается и сферы управления.

В то же время, необходима общая экономическая и организационная база. Эксплуатация установок требует значительных инвестиционных и текущих затpат. В финансовом отношении в этот процесс должны быть вовлечены все заинтересованные стороны .

СНР следует рассматривать как вариант на долгосрочную перспективу с участием сохранения необходимой организационной стабильности (это особенно касается крупномасштабных систем центрального отопления) и обесценивания инвестиций. Амортизационные сроки для крупных городских систем зачастую составляют 20-30 лет. Это также характерно для других видов базовых инвестиций, например, в установки, работающие на природном газе, а также в электростанции и энергетические сети.

Понятие комбинированного производства тепловой и электрической

энергии с трудом поддается определению

В рамках европейской энергетической политики не было выработано адекватного определения СНР; в разных странах используются разные определения:

· Технологии и масштабы СНР различны в различных странах. Так, в странах Северной Европы, а также в Центральной и Восточной Европе, имеются крупномасштабные системы центрального отопления, основанные на работе ТЭЦ; в Нидерландах, Великобритании, Италии, Португалии, Греции и Франции быстро растет доля локальных установок СНР, автономных и промышленных производителей.

· Владеют и управляют системами СНР мелкие, частные производители, обрабатывающая промышленность, третьи лица, органы местного самоуправления, дистрибьютеры и коммунальные предприятия энергетического сектора. Они имеют самые разнообразные мотивы и даже становятся конкурентами, когда речь идет о завоевании рынков тепловой или электрической энергии (если только они не регулируется властями или не поделены между коммунальными предприятиями по взаимному согласию).

· Понятие СНР не вписывается в узкие рамки концепции рынка. Конкуренция в одной сфере (например, в газовом секторе) неизбежно будет иметь экономические последствия для других сфер (например, в электро- или теплоснабжении), и невозможно предсказать, каковы будут последствия этой конкуренции.

· Более того по статистике и базам данных трудно сказать, идет ли речь об электростанции, тепловой системе или о чем-то ином. Используется ли топливо однократно или двукратно? Является ли тепловая энергия разновидностью отходов?

Необходимо продумать вопрос о рациональном расположении систем СНР на карте Европы.

Важно не только подчеркивать преимущества СНР, но и выработать базовое определение СНР как энергетически эффективной, экологически приемлемой комплексной технологии.

Основные условия успешной pеализации СНР и ЦО

Практика показывает, что можно выявить ряд базовых условий успешной реализации СНР и ЦО (см. Приложение). Речь идет о стабильной ситуации на рынках тепловой энергии, газа и электроэнергии, а также об удовлетворительной финансовой базе. Ниже предложен перечень возможных условий:

· стабильные экономические условия на долгосрочную перспективу;

· адекватный рынок тепловой и электрической энергии;

· большая доля рынка тепловой энергии в общем энергетическом рынке;

· внедрение усовершенствований в области эксплуатации и технологий;

· энергетическое и экологическое налогообложение;

· субсидии;

· планирование и зонирование рынка;

· взаимосвязь между производством тепловой и электрической энергии;

· легальный доступ к продажам энергетической продукции и услуг;

· партнерские отношения между электрическими и теплоэнергетическими компаниями;

· спрос со стороны государственного сектора.

Предложения по комплексной стратегии СНР

в рамках Европейского Союза

В данном разделе изложены соображения, которые могут стать частью всеобъемлющей стратегии СНР. Каждое предложение, безусловно, требует дальнейшего обсуждения.

Для того чтобы СНР заняло более почетное место в структуре повестки дня европейской политики в области энергетики, необходимо разработать комплексную стратегию.

В рамках такой стратегии можно пpедложить, например, инструменты комплексной и интерактивной политики как основу новой модели европейского развития в соответствии с "Белой книгой". Европейский Союз и его отдельные члены могли бы сотрудничать при разработке общей стратегии по развитию СНР и составлении графика осуществления различных инициатив. Можно сформулировать и стратегии СНР на национальной основе, по принципу вспомогательности.

Стратегия СНР может определить, каким образом и когда будет осуществлена каждая из инициатив. Например, в директивах по внутреннему европейскому энергетическому рынку можно оставить место для СНР. Кроме того, регулирование должно, по возможности, способствовать дальнейшему расширению СНР.

В соответствии с принципом вспомогательности, стратегия может предусматривать осуществление инициатив государствами-членами ранее срока, установленного в схемах для Европейского Союза.

В рамках данной стратегии можно поставить задачу расширения СНР, а также предложить инструменты последовательной политики, способствующие устойчивому развитию СНР на долгосрочную перспективу.

Высказано предложение о том, чтобы Комиссия, Парламент и Совет Министров Европейского Союза подготовили материал рабочей группы, который послужил бы фоном для проведении переговоров по вопросу о рыночной директиве и новом договоре для Европейского Союза.

Поэтапное осуществление

Роль СНР можно усилить за счет постепенного осуществления процесса по всей Европе с участием потребителей и рынков, неправительственных организаций, а также центральных и местных правительственных органов.

Общие представления, базы данных и статистика

На первом этапе будут выработаны общие представления, терминология и стандарты для различных видов СНР. Необходимо инициировать конкретную европейскую программу через Европейский Союз, CEN, Международное агентство по энергетике и т.д.

Конкретная цель будет заключаться в разработке методологической терминологии для программы действий по СНР с последующим созданием базы данных для программ СНР и их характеристик в соответствии с Соглашением Междунаpодного Агентства Энеpгетики (IEA) по данным INDEEP и программам контроля стороны спроса. Эту задачу можно pассматpивать как продолжение программы SAVE.

Евростат и национальные статистические бюро могут разработать общий регламент по статистике и создать европейскую базу данных, в которой найдет ясное отражение СНР и которая будет использоваться для анализа энергетического баланса.

Кроме того, необходимо инициировать научно-технические разработки по комплексной методологии составления программ по СНР.

Создание информационной сети

Государственная информационная сеть по программе THERMIE была создана через центры OPET. Сотрудничество по EnR направлено на создание баз данных. EnR было предложено создать специальные базы данных по СНР, а также информационную сеть для выполнения общих задач.

Европейское лобби СНР

Ряд организаций профессионально заинтересован в индустрии СНР. Весьма полезным может быть гармоничное представление этих интересов перед Комиссией и Европарламентом. Полезным может быть также создание сети, охватывающей всю Европу.

Сценарии предоставления услуг в сфере энергетики и варианты

осуществления СНР

Спрос на энергетические услуги, который может быть удовлетворен за счет СНР, на локальном, национальном и европейском уровне. При этом во внимание принимается внутренний, коммерческий и промышленный спрос. В то же время можно оценить уровень спроса на электроэнергию, а также степень доступности различных источников энергии и различных видов топлива, в том числе биомассы и отходов.

Результаты могут быть просуммированы на локальном и национальном уровне и использовать для оценки потенциала СНР.

СНР и комплексное планирование в энергетике

Потенциалы СНР можно учесть пpи pазpаботке Комиссией сценариев по перспективам развития энергоснабжения в Европе и использовать при оценке воздействия на окружающую среду.

Возможна выработка реального сценария развития СНР в Европе. Такой общий план может стать основой для инициатив.

Комбинированное производство тепловой и электрической энергии можно сделать постоянным элементом локальных и национальных стратегий в области энергетики (в том числе, национальных задач), а также комплексного планирования ресурсов, которое будет осуществляться энергетическими компаниями в соответствии с последующими указаниями Европейской Комиссии. Соответствующие положения могут быть отражены в Директиве Европейского Союза по комплексному планированию ресурсов.

Проведение качественной оценки в отношении СНР может содействовать принятию решений по выбору технологий СНР, включая проблемы энергоэффективности в целом.

Кроме того, такое планирование и оценки помогут установить иерархию приоритетов для различных видов СНР (автономное производство, системы центрального отопления и газовые системы). Необходимо также иметь возможность оценки взаимосвязи между различными решениями в области СНР.

Устранение барьеров и реализация СНР

В ходе реализации программы SAVE было выявлено несколько видов барьеров на пути дальнейшего расширения СНР. Существенным препятствием оказались барьеры организационного характера. Неразумные рыночные предписания могут стать еще одним серьезным фактором, сдерживающим развитие СНР.

Перечень элементов, необходимых для реализации СНР, может включать:

· организационную структуру и устранение барьеров;

· планирование и зонирование рынка (картирование, городское планирование, организация заповедных зон и т.д.);

· меры в области маркетинга и регулирования (кампании, субсидии, скидки, стимулы, паи, приоритеты, обязательное подключение, предписания);

· вложение средств в строительство установок, скидки и т.д.;

· регулирование цен на услуги в области комбинированной энергии;

· приоритет для СНР при распределении нагрузок;

· экологическое налогообложение и субсидии для схем СНР;

· финансирование энергетической инфраструктуры (газ, электричество, СНР, ЦО) и обеспечение инвестиций;

· регулирование внешних подключений.

Особое значение имеет создание надежной инвестиционной базы для расширения крупномасштабных систем СНР.

Описанные меры могут приниматься на национальном уровне, тогда как на уровне Европейского Союза можно рассмотреть вопрос о разработке конкретных положений и т.п.

Оказание помощи странам Восточной Европы в реализации СНР

Помощь странам Восточной Европы в реализации СНР можно активизировать и скоординировать с национальными и международными программами. При осуществлении финансирования международные банки развития могут сделать акцент на инвестиции в энергоэффективность и схемы СНР. Можно произвести оценку воздействия энергоэффективности, что станет основой для установления приоритетов при осуществлении соответствующих мер.

Последующие действия (технологии, программы и т.п.)

Необходимость развития технологий и систем СНР весьма актуальна, в том числе в плане совершенствования известных технологий. В качестве примера можно привести транспортирование тепловой энергии на большие расстояния.

Возможна разработка и существенное улучшение программ контроля стороны спроса на тепловую энергию, контроля и комбинирования нагрузок и т. д.

Кроме того, существует настоятельная необходимость в оценке энергетических показателей, энергоэффективности, воздействия на окружающую среду и т.п. как основы для оптимизации концепций СНР и во избежание стремления производителей к «снятию сливок».

Приложение

Основные условия успешной реализации СНР и ЦО

Ниже предложен ряд основных условий успешной реализации СНР и ЦО,

выявленных эмпирическим путем.

· Стабильные экономические условия на долгосрочную перспективу

Системы СНР и ЦО являются долгосрочными и капиталоемкими. Для принятия верных экономических решений необходимо, чтобы долгосрочные экономические условия для их функционирования были как можно более стабильными и предсказуемыми.

Например, затраты основного капитала составляют 75% от общих затрат потребителей. Таким образом, в сравнении с индивидуальным отоплением потребительские цены на ЦО оказываются относительно нечувствительными к колебаниям цен на топливо. С другой стороны, в ситуациях, когда цены на топливо низки, потребители не будут проявлять желания подключаться к сети ЦО, и, следовательно, теплоэнергетические компании будут поставлены перед дилемой: расширять ЦО или создавать СНР. Подобный риск можно сократить за счет использования политических инструментов и последующих инициатив.

· Адекватный рынок тепловой и электрической энергии

Необходимо существование такого рынка тепловой энергии, который зависел бы от спроса на тепловую энергию, плотности застройки в городах и климатических условий. Это важно как с точки зрения обеспечения экономической целесообразности, так и с точки зрения снижения потерь тепловой энергии в распределительной системе. Аналогичным образом, не должно существовать технических, юридических или организационных барьеров для подключения к энергетической сети, а тарифы должны быть разумными.

· Значительная доля рынка тепловой энергии

Предельные цены на подключение дополнительного количества потребителей к сети ЦО ограничены. Таким образом, значительная доля рынка тепловой энергии будет способствовать повышению энергоэффективности и увеличению экономии.

· Текущий ремонт и технологические усовершенствования

Как показывает опыт, важную роль в функционировании систем СНР и ЦО играет регулярный текущий ремонт и модернизация за счет внедрения технологических усовершенствований.

Данные предпосылки успешного развития не всегда реализуются, что порождает экономические сложности. Низкие цены на конкурентные виды топлива могут привести к уменьшению объема экономических благ для потребителей тепловой энергии и даже к отключению некоторых потребителей [от системы] и переходу на другие виды отопления. Конкуренция может привести и к тому, что новые потребители не будут подключиться к данной системе, что ухудшит экономическое положение коммунального предприятия СНР/ЦО и оставшихся потребителей. Это породит замкнутый круг «рост темпов ¾ уменьшение доли рынка», в результате чего произойдет потеря энергоэффективности, а это зачастую оказывает негативное воздействие на окружающую среду. Ниже приведены примеры того, каким образом можно создать предпосылки для развития ЦО и использования СНР за счет ряда политических мер локального и национального уровня

· Поддержка за счет налогообложения, субсидирования и регулирования

В некоторых случаях были приняты адекватные политические меры государственного и локального уровня для решения проблем, связанных с кpаткосрочными колебаниями цен, за счет соответствующей системы налогообложения и субсидирования, а также посредством регулирования.

· Энергетическое и экологическое налогообложение

Налоги на энергию и выбросы могут сгладить колебания потребительских цен при колебаниях цен на мировом рынке.

· Субсидирование

Во многих странах для снижения затрат на инвестиции, оказания помощи в проведении текущего ремонта и модернизации, а также для интенсификации подключения потребителей к сети использовалась система субсидий и дотаций для потребителей и/или теплоэнергетических компаний.

· Регулирование

В некоторых случаях органы местного самоуправления получили разрешение предоставлять потребителям стимулы для подключения к системе ЦО при замене их установок, или же сделать такое подключение обязательным.

· Рыночные стратегии и зонирование

Неуместная конкуренция между различными системами теплоснабжения на одной и той же территории может поставить эти системы под угрозу в экономическом отношении. Конкуренция между системами снабжения может также привести к снижению энергоэффективности ЦО, так как темпы подключения могут быть низкими. Во избежание этих проблем, некоторые рынки были поделены на географические зоны для различных систем снабжения посредством планирования со стороны центрального или локального правительств или по договоренности между предприятиями.

· Связь между тепловой и электрической энергией

При использовании СНР возникает тесная физическая связь между производством электрической и тепловой энергии. С целью утилизации обоих видов выработанной энергии предложение и спрос можно совместить. Часто гибкость системы повышается за счет предоставления доступа к более крупным системам ЦО и к государственной электрической сети, что обеспечивает возможность внедрения

СНР. Требование гибкости порождают необходимость в соответствующей правовой базе для сотрудничества между сторонами, предоставляющими электрическую и тепловую энергию.

· Легальный доступ к продажам энергетической продукции и услуг

Предприятия, кpупные районы жилой застройки и такие учреждения, как школы, больницы и т.д., во многих случаях получают легальный доступ к продаже избытка тепловой энергии местным ЦО-компаниям, а также избытка электрической энергии электрическим компаниям.

Теплоэнергетические компании, использующие системы СНР, также могут иметь легальный доступ к продажам электроэнергии в государственную электрическую сеть.

· Тесное сотрудничество с электрическими компаниями

Независимо от того, идет ли речь о промышленных СНР-установках или об установках, являющихся собственностью теплоэнергетических компаний, важны соответствующие условия и тарифы на обмен электроэнергией.

· Потребители в государственном секторе

Для успешной реализации СНР и ЦО часто необходима поддержка со стороны органов государственной власти. Быстрое подключение общественных зданий к сетям ЦО может явиться ценным вкладом в экономику этих систем. Координация физического планирования и городского развития в муниципалитетах с развитием систем ЦО создаст благоприятные условия на рынке тепловой энергии и тем самым укрепит экономику компании-владельца системы ЦО, а также и сократит расходы для потребителей.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

хорошую работу на сайт">

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http: //www. allbest. ru/

Проблемы когенерации

В.Г. Семенов, генеральный директор

Когенерация - совместная выработка тепловой и электрической энергии.

Несмотря на капиталистическое изобилие товаров и услуг в России дефицит все-таки есть, не хватает электроэнергии, не хватает газа. Дефицит электроэнергии уже ощутили в нескольких регионах, особенно С. Петербург, Москва, Урал и Тюмень. Трудности с подключением к централизованной системе газоснабжения есть практически повсеместно. Раз есть дефицит -значит есть очередь. Правил очереди не существует, но они все равно появляются, и это будут так называемые «серые», «темные» и т.п.

Половина углеводородного сырья (в большей степени - газа) в стране тратится на то, чтобы самих себя согревать. Такой сводной статистики нет, часть топлива учитывается в ЖКХ, часть в большой энергетике - суммарно по нашим оценкам 40% углеводородного сырья тратися на энергоснабжение. Если приплюсовать то, что сжигается в печках и электроэнергию (она тоже производится на углеводородном сырье), которая идет на электрообогрев зданий и на перекачку тепла в централизованных системах теплоснабжения, мы получим, что половина углеводородного топлива тратится внутри страны на нужды энергоснабжения, причем часто с чрезвычайно низкой эффективностью. Поэтому программу по комплексному подходу к снижению расхода топлива на нужды энергоснабжения можно поставить в противовес развитию месторождений. Но такой программы нет - на наш взгляд это государственная задача, которая, к сожалению, никак не решается.

Что касается электроэнергии, то не хватает мощностей для ее производства. Но не хватает в холода. Когда на улице тепло, дефицита не ощущается, а зимой при похолодании на улице на 1 градус мощность потребления увеличивается на 0,6%. В сумме по самым скромным расчетам в России на электрообогрев помещений (калориферы, электрокотлы, теплые полы, вентиляция и т.д.) расходуется до 20% мощности.

В основном структуру электрической генерации составляют конденсационные тепловые станции, топливо на которых расходуется только на производство электроэнергии, а тепло сбрасывается в окружающую среду. Получается, что выработанное ими электричество (с коэффициентом полезного действия, в лучшем случае, 35%) используется опять же на то, чтобы обогревать самих себя. А стройка новых мощностей нужна только для того, чтобы удовлетворить пиковый спрос в морозы на отопление жилища.

Есть много разных способов, чтобы исправить эту ситуацию. К сожалению, они сейчас применяются менее активно, чем в централизованной системе, которая была в Советском Союзе. Это разная стоимость электроэнергии на электрообогрев и для промышленного или бытового потребления. Это разуплотнение графика, т.е. сдвиг начала рабочего дня хотя бы в холодное время года и т.д. Сейчас этим никто не занимается. А основную проблему - нехватку мощностей - все активно бросились решать «в лоб», т.е. строить новые мощности. Но проблема - что строить.

Если говорить о электроэнергии, то в Европейском сообществе несколько директив уже принято по развитию когенерации. Считается, что для выполнения Киотского протокола, по дальним стратегическим задачам общества надо потреблять как можно меньше топлива при условии удовлетворения всех потребностей общества. И один из основных способов - это совместное производство тепла и электроэнергии, потому что тепло образуется в процессе выработки электроэнергии.

Во многих городах России значительную часть времени ТЭЦ сбрасывают тепло, которое образуется при выработке электроэнергии, в градирни, причем иногда ситуация может быть абсурдной. Есть примеры, когда в 150 м от ТЭЦ стоит большая котельная, которая сжижает газ для того, чтобы получать то же самое тепло и подавать его в город.

Основная проблема в европейских странах по развитию когенерации заключается в том, что отсутствуют тепловые сети, для их строительства нужно выделение земли, высокие затраты на их создание и, наверное, самое трудное - уговорить потребителя подключиться к централизованным сетям, отказавшись от индивидуального котла. В России эти централизованные сети теплоснабжения существуют в каждом городе. Мы много лет могли бы развивать систему энергетики за счет увеличения мощности ТЭЦ. Есть несколько преимуществ: близость потребителя, меньше затраты на развитие магистральных электросетей, и, самое главное, опять же - гораздо более полное использование топлива.

Если говорить о возможностях ТЭЦ, то они на самом деле просто колоссальные. Это и замещение мелких котельных с низким КПД (которые не имеют никакой перспективы по сравнению с локальными источниками), это и модернизация ТЭЦ, которая гораздо дешевле, чем строительство новых энергоблоков и многое другое. Но не хватает только одного - не хватает того, чтобы появилась конкуренция инвесторов.

На сегодняшний день нет, по-моему, ни одной энергосистемы, которая не запланировала бы построить какой-нибудь парогазовый блок на своей станции, но в основном на ГРЭС, где нет полезного использования теплоты. Новые бизнес-единицы РАО ЕЭС - ОГК и ТГК развивают, естественно, кондиционные станции (ГРЭС) и совершенно не задумываются обо всех остальных проблемах. Но такие электростанции должны строиться ближе к углю. ТЭЦ должны же развиваться в городах и, соответственно, обеспечивать теплоснабжение и электроснабжение близко расположенных потребителей. когенерация электрический тепловой энергия

Мы, к сожалению, идем по пути абсолютно неэнергоэффективному. Сегодня во всех регионах надо разбираться с тем, что есть. С 1 января этого года вступил в силу федеральный закон № 210, который диктует принципиально другие подходы по сравнению со сложившимися, дает принципиально другие возможности. В большинстве регионов на сегодняшний день нет целенаправленной работы по введению в действие этого закона в части разработки региональных схем энергоснабжения и разработки планов развития инженерной инфраструктуры. Эти программы должны разрабатываться для каждого муниципального образования. Но никакого движения в этом направлении нет. Понятно, что эту работу должно организовать государство. Вопрос в том - кто конкретно, в каком министерстве? На сегодняшний день этого не делает никто.

Я, в основном, занимаюсь вопросами теплоснабжения, и уже похоронил мечту о том, что появится какой-то орган в государстве, который обратит внимание на отрасль, в которой сжигается половина углеводородного сырья. На сегодняшний день нет ни одного отдела ни в одном министерстве, который бы занимался теплоснабжением и комбинированной выработкой теплоты совместно с электричеством. Все участие государства свелось к какому-то небольшому финансированию по линии Минобрнауки, где деньги уходят абсолютно непонятно на что - ни одна серьезная проблема не решается.

Поэтому я рассчитываю, что Общественная палата обратит внимание Правительства на то, что надо разработать нормальную, внятную программу, которую публично обсудить, покритиковать, и вернуться в самое начало, чтобы, наконец, определиться: куда будем двигаться. А иначе так и будем развивать и увеличивать, не понимая того, как потом это использовать.

Размещено на Аllbest.ru

Подобные документы

Полезный отпуск теплоты с коллекторов станции ТЭЦ, эксплуатационные издержки. Выработка и отпуск электрической энергии с шин станции. Расход условного топлива при однотипном оборудовании. Структура затрат и себестоимости электрической и тепловой энергии.

курсовая работа , добавлен 09.11.2011


Информация о предприятии сахарного производства и описание ТЭЦ. Поверочный расчет и тепловой баланс котла. Технология выработки биогаза из жома. Определение процентного содержания природного газа, биогаза и смеси. Использование биогаза для когенерации.

дипломная работа , добавлен 27.10.2011


Расчет электрической и тепловой нагрузки потребителей района. Выбор водогрейных котлов низкого и высокого давления. Калькуляция себестоимости энергии. Капитальные вложения в ТЭЦ. Расчет расхода электроэнергии на собственные нужды по отпуску тепла.

курсовая работа , добавлен 17.02.2013


Расчет капитальных вложений в энергетические объекты, годовых эксплуатационных издержек и себестоимости электрической и тепловой энергии. Расчет платы за электрическую и тепловую энергию потребителями по совмещенной и раздельной схеме энергоснабжения.

контрольная работа , добавлен 18.12.2010


Энергетика как основа развития большинства отраслей промышленности и народного хозяйства. Проблемы, связанные с электроснабжением обособленных потребителей энергопроблемных регионов России. Методы решения проблем энергоснабжения обособленных потребителей.

реферат , добавлен 18.01.2010


Выбор тепловой схемы станции, теплоэнергетического и электрического оборудования, трансформаторов. Определение расхода топлива котлоагрегата. Разработка схем выдачи энергии, питания собственных нужд. Расчет тепловой схемы блока, токов короткого замыкания.

дипломная работа , добавлен 12.03.2013


Производство электрической и тепловой энергии. Гидравлические электрические станции. Использование альтернативных источников энергии. Распределение электрических нагрузок между электростанциями. Передача и потребление электрической и тепловой энергии.

учебное пособие , добавлен 19.04.2012


Сущность когенерационной технологии и основные условия для ее успешного применения. Сферы применения когенерационных установок. Преимущества использования когенерации. Классификация когенерационных систем по типам основного двигателя и генератора.

реферат , добавлен 16.09.2010


Сущность когенерации как комбинированного производства электроэнергии и тепла. Принципы работы паровых, поршневых и газовых турбин, используемых в энергосистемах. Преимущества и недостатки двигателей. Оценка тепловых потерь. Применение при теплофикации.

курсовая работа , добавлен 14.12.2014


Определение характеристики относительного прироста расхода топлива конденсационной тепловой электростанции. Расчет оптимального распределения нагрузки между агрегатами тепловой электростанции. Определение графика электрической нагрузки потребителей ЭЭС.

Когенерационные электростанции обеспечивают одновременное производство тепловой и электрической энергии. В табл.1 представлены различные методы когенерации и характерное для них соотношение производимой электрической и тепловой энергии.

Таблица 1: Технологии когенерации и характерные для них величины соотношения электрической и тепловой энергии

Важной характеристикой процесса когенерации является отношение количества произведенной электроэнергии к количеству произведенной тепловой энергии. Эта величина меньше 1 в том случае, если установка производит меньше электрической энергии, чем тепловой. При анализе установок следует использовать значения соотношения электрической и тепловой энергии, основанные на фактических данных.

При выборе технологии когенерации и масштаба установки могут использоваться данные о динамике потребностей в энергии на протяжении года.

Когенерация на основе сжигания отходов

Как Справочный документ по сжиганию отходов (WI BREF), так и Директива WFD36 содержат коэффициенты пересчета и величины, которые могут использоваться для:

• расчета коэффициента использования энергии и/или КПД установки;
• пересчета и суммирования различных типов энергии, что может использоваться, например, при сравнительном анализе предприятий.

Это позволяет сопоставлять и суммировать данные о производстве энергии в различных формах, например, в форме тепла, пара и электроэнергии. В частности, с помощью этих показателей можно сравнивать эффективность производства энергии на данном мусоросжигательном предприятии с эффективностью внешних энергетических предприятий. В частности, средний европейский КПД при производстве электроэнергии на электростанциях составляет 38%, при производстве тепла – 91 %. При использовании энергии, например, топлива или пара, максимально возможный коэффициент использования составляет 100%. При сравнительном анализе следует принимать во внимание разницу между единицами измерения энергии (МВт ч, МВт чэ, МВт чт).

Системы с противодавлением

Простейшим методом когенерации является схема, использующая т.н. «турбины с противодавлением». При этом как электрическая, так и тепловая энергия производится в паровой турбине (см. рис.1). Электрическая мощность станций, использующих турбины с противодавлением, как правило, составляет несколько десятков мегаватт. Типичное соотношение производимой электрической и тепловой энергии составляет 0,3 – 0,5. Мощность газотурбинных когенерационных электростанций, как правило, несколько ниже, чем паровых, однако соотношение электрической и тепловой энергии во многих случаях достигает 0,5.

Мощность установок с противодавлением, используемых в промышленности, зависит от энергопотребления технологических процессов, а также свойств пара высокого давления, среднего давления и противодавления. Важной характеристикой систем с противодавлением является соотношение электрической и тепловой энергии.

В когенерационных установках, обслуживающих централизованные системы теплоснабжения (теплоэлектроцентралях или ТЭЦ), покидающий турбину пар конденсируется в теплообменниках и направляется потребителям в виде горячей воды. В когенерационных установках промышленных предприятий отработавший в турбине пар возвращается на предприятие для использования его тепловой энергии. На ТЭЦ противодавление пара ниже, чем на промышленных когенерационных установках с противодавлением. Поэтому соотношение производимой электрической и тепловой энергии в случае промышленных когенерационных установок ниже, чем в случае ТЭЦ.

Рисунок 1: Когенерационная установка с противодавлением

Конденсационные системы с отбором пара

В отличие от традиционной конденсационной электростанции, производящей только электроэнергию, в конденсационной системе с отбором пара часть пара отбирается из турбины для использования в качестве источника тепла (см. рис. 2).

Рисунок 2: Когенерационная установка с отбором пара

Газотурбинные системы с утилизацией тепла

В газотурбинных системах с утилизацией тепла тепловая энергия производится за счет энергии горячих дымовых газов турбины в котле-утилизаторе (см. рис. 3). В качестве топлива для таких установок, как правило, используются природный газ, нефть или сочетание этих видов топлива. Кроме того, в качестве топлива для газовых турбин могут использоваться продукты газификации твердого или жидкого топлива.

Рисунок 3: Газотурбинная когенерационная установка с утилизацией тепла

Парогазовые системы

Парогазовая установка (установка комбинированного цикла) состоит из одной или нескольких газовых турбин, соединенных с одной или несколькими паровыми турбинами (см. рис. 4). Во многих случаях такие установки используются для комбинированного производства тепловой и электрической энергии. Тепло выхлопных газов газовой турбины утилизируется и используется для производства пара, приводящего в действие паровые турбины. Как правило, тепло, полученное в результате утилизации, используется для производства дополнительной электроэнергии, а не для отопления или нагрева. Преимуществами подобных систем являются высокое отношение электрической к тепловой энергии, а также высокий КПД. Газификация твердого топлива – одно из перспективных направлений развития технологий сжигания – также используется в сочетании с парогазовыми системами и когенерацией. Газификация топлива позволяет значительно снизить выбросы оксидов серы и азота по сравнению с традиционным сжиганием твердого топлива благодаря очистке газа после газификации, но до сжигания в турбине.

Рисунок 4: Парогазовая когенерационная установка

Двигатели внутреннего сгорания

При использовании двигателей внутреннего сгорания (поршневых двигателей) возможна утилизация тепла смазочного масла, охлаждающей воды, а также выхлопных газов, как показано на рис.5.

В двигателях внутреннего сгорания (ДВС) энергия химических связей топлива преобразуется в тепловую энергию в результате сжигания. Образующиеся при сгорании газы расширяются в цилиндре, приводя в движение поршень. Механическая энергия движения поршня передается маховику посредством коленчатого вала, а затем преобразуется в электроэнергию при помощи генератора переменного тока. Благодаря непосредственному преобразованию энергии высокотемпературного теплового расширения в механическую, а затем электрическую энергию двигатели внутреннего сгорания характеризуются наибольшим тепловым КПД (производством электроэнергии на единицу использованного топлива) среди одноступенчатых (первичных) двигателей. Как следствие, они отличаются и наименьшими удельными выбросами CO2 на единицу произведенной энергии.

Мощность существующих установок на основе двухтактных двигателей с низкими оборотами (<300 об./мин.) может достигать 80 МВтэ. Мощность существующих четырехтактных систем со средними оборотами (300 <1500 об. мин.)="" достигает="" 20 МВтэ. Такие="" установки,="" как="" правило,="" используются="" в качестве="" базовых="" систем="" для="" постоянного="" производства="" энергии. Четырехтактные="" системы="" с высокими="" оборотами="" (="">1500 об./мин.) имеют мощность 3 МВтэ и обычно используются в качестве пиковых источников.

Наиболее распространенными типами двигателей внутреннего сгорания являются дизель, двигатель с искровым зажиганием и двухтопливный двигатель. Установки внутреннего сгорания могут использовать широкий диапазон видов газообразного и жидкого топлива, включая природный, попутный, и шахтный газы, газ, образующийся на полигонах ТБО, биогаз, продукты пиролиза, жидкое биотопливо, дизельное топливо, сырую нефть, тяжелый мазут, топливные эмульсии и отходы нефтепереработки.

Рисунок 5: Когенерационная установка на основе двигателя внутреннего сгорания

Как правило, стационарная ДВС-электростанция (т.е., станция, не являющаяся передвижным генератором) состоит из нескольких энергоблоков, работающих параллельно. Ряд независимо работающих установок в сочетании с высоким КПД в условиях неполной нагрузки обеспечивают надежность и гибкость энергоснабжения, позволяя наилучшим образом удовлетворять быстро меняющиеся потребности. Время запуска подобных систем из холодного состояния невелико по сравнению с аналогичной характеристикой парогазовых или паровых электростанций на угольном, нефтяном или газовом топливе. Запущенная система на основе ДВС способна оперативно реагировать на изменения нагрузки, при необходимости обеспечивая быструю стабилизацию параметров сети.

С двигателями внутреннего сгорания могут использоваться замкнутые системы водяного охлаждения, что делает водопотребление соответствующих электростанций крайне низким.

Компактная конструкция ДВС-систем делает их пригодными для организации распределенного производства тепла и электроэнергии в непосредственной близости от конечных потребителей в городских и промышленных районах. Это позволяет снизить связанные с распределением потери в трансформаторах, линиях электропередач и трубопроводах. Типичные потери в распределительных и передающих сетях при централизованном производстве электроэнергии составляют 5–8% произведенной энергии; потери тепла в муниципальных сетях централизованного теплоснабжения составляют менее 10%. Следует иметь в виду, что наибольшие потери имеют место в сетях низкого напряжения, а также в соединениях на уровне конечного потребителя. С другой стороны, производство электроэнергии на крупных централизованных электростанциях, как правило, является более эффективным.

Высокий КПД одноступенчатой генерации на основе ДВС в сочетании с относительно высокой температурой выхлопных газов и охлаждающей воды делает эту технологию идеальным решением для когенерации. Как правило, в выхлопных газах содержится около 30% энергии, выделяющейся при сжигании топлива, а в потоках охлаждающей воды – около 20%. Энергия выхлопных газов может быть утилизирована при помощи котла-утилизатора или теплобоменника, используемых для производства пара, горячей воды или горячего масла. Кроме того, горячие выхлопные газы могут быть непосредственно или косвенно (при помощи теплообменника) использованы в различных технологических процессах, например, для сушки.

Потоки охлаждающей воды могут быть разделены на высокотемпературный и низкотемпературный контуры. Потенциал утилизации энергии воды зависит от минимальной температуры, отвечающей потребностям потребителя тепла. Потенциал охлаждающей воды может быть использован практически полностью в централизованной системе теплоснабжения с низкими температурами возврата. Утилизация тепла, отводимого при охлаждении двигателя, в сочетании с котлом-утилизатором энергии выхлопных газов и экономайзером, способна обеспечить использование (в форме электроэнергии и тепла) до 85% энергии жидкого топлива и до 90% энергии газообразного топлива.

Тепловая энергия может поставляться конечному потребителю, в зависимости от его потребностей, в форме пара (вплоть до перегретого пара с давлением до 20 бар), горячей воды или горячего масла. Тепло может также использоваться в абсорбционном процессе охлаждения для производства охлажденной воды.

Возможно также использование абсорбционных тепловых насосов для повышения температуры охлаждающей воды низкотемпературного контура до более высокого уровня, позволяющего использовать эту воду в системах централизованного теплоснабжения с высокой температурой возврата.

Для компенсации краткосрочных рассогласований между графиком потребностей в электроэнергии и тепле/холоде могут использоваться аккумуляторы горячей и холодной воды.

Типичный КПД (по отношению к энергии топлива) при использовании двигателей внутреннего сгорания для производства электроэнергии находится в диапазоне 40–48%; в схемах когенерации с эффективной утилизацией тепла КПД может достигать 85 – 90%. В схемах тригенерации необходимая гибкость может быть достигнута за счет поддержания запасов горячей и охлажденной воды, а также резервных (пиковых) мощностей – компрессорных холодильных установок и работающих за счет непосредственного сжигания топлива резервных водогрейных котлов.

Экологические преимущества

Использование когенерации связано со значительными экономическими и экологическими преимуществами. Когенерационные установки комбинированного цикла обеспечивают максимально эффективное использование энергии топлива за счет одновременного производства электрической и тепловой энергии с минимальными потерями. Подобные установки обеспечивают эффективность использования энергии топлива (КПД) до 80–90 %, в то время как для традиционных конденсационных ТЭС аналогичная величина находится в диапазоне 35–45 %, а для электростанций комбинированного цикла (без когенерации) она не превышает 58 %.

Высокий КПД процессов когенерации обеспечивает значительные объемы энергосбережения и сокращения выбросов. На рис.6 показаны характерные значения для когенерационной электростанции в сравнении с отдельными электростанцией и котельной для производства тепла. Данные, выраженные в условных единицах энергии, приведены для угольного топлива, однако аналогичная ситуация имеет место и при использовании других видов топлива. В этом примере когенерационная установка производит то же количество полезной энергии (электричества и тепла), что и отдельные установки. Однако при отдельном производстве общие потери энергии достигают 98 единиц, тогда как в случае когенерации потери составляют всего 33 единицы. При раздельном производстве тепла и энергии КПД (эффективность использования топлива) составляет 55%, тогда как в случае когенерации величина КПД достигает 78%. Поэтому когенерация требует на 30% меньше топлива для производства тех же количеств полезной энергии. Это означает, что при использовании когенерации выбросы загрязняющих веществ сокращаются на ту же величину. Однако точная величина снижения выбросов зависит от местной структуры топливного баланса при производстве электроэнергии и/или тепла (пара).

Рисунок 6: Сравнение эффективности когенерации и раздельного производства электроэнергии и тепла

Как и в случае отдельного производства электроэнергии, для когенерации может использоваться широкий диапазон видов топлива, включая, например, отходы, возобновляемое топливо (биомассу), а также ископаемые виды топлива – уголь, нефть и природный газ.

Воздействие на различные компоненты окружающей среды

Объем производства электроэнергии может оказаться ниже, если система когенерации оптимизирована для утилизации тепла (например, в случае производства энергии на основе сжигания отходов, см. WI BREF). Можно показать (используя данные WI BREF и WFD), что установка по сжиганию отходов, утилизирующая, например, 18% энергии сжигаемых материалов в форме электроэнергии, эквивалентна установке, утилизирующей 42,5% энергии в форме централизованно распределяемого тепла или пара, пригодного для коммерческого использования (согласно WFD, коэффициент пересчета равен 0,468).

Применимость

Принципиальное решение об использовании когенерации и выбор конкретного метода определяются рядом факторов; даже предприятия с аналогичными потребностями в энергии не могут считаться абсолютно одинаковыми в этом отношении. Во многих случаях принципиальное решение о внедрении когенерации определяется следующими факторами:

• принципиальным является наличие достаточных потребностей в тепле, отвечающих возможностям когенерации с точки зрения количества, температуры и т.п.;
• наличие у предприятия базисной нагрузки, т.е. уровня, ниже которого потребление электроэнергии опускается редко;
• сходный характер графиков потребностей в тепловой и электрической энергии;
• соотношение цен на топливо и тарифов на электроэнергию, обеспечивающее экономическую эффективность когенерации;
• высокий ожидаемый уровень загрузки (желательно более 4–5 тыс. час. работы при полной нагрузке в год).

В целом, применение когенерации оправдано на тех предприятиях, где имеются значительные потребности в тепле при температурах, соответствующих низкому или среднему давлению пара. При оценке потенциала производства с точки зрения когенерации важно убедиться в том, что нет оснований ожидать существенного сокращения потребностей в тепле. В противном случае эксплуатация системы, рассчитанной на производство избыточного тепла, окажется неэффективной.

По состоянию на 2007 г., даже относительно небольшая когенерационная система могла быть рентабельной. Ниже в этом разделе приводятся рекомендации относительно типов когенерационных систем, пригодных для тех или иных конкретных условий. Следует, однако, иметь в виду, что приводимые количественные критерии носят ориентировочный характер и могут зависеть от местных условий. Как правило, существует возможность продажи избыточной электроэнергии национальным сетям, поскольку собственное энергопотребление предприятия может существенно варьировать. Моделирование производства и потребления энергоресурсов способствует оптимизации систем генерации электроэнергии и утилизации тепла, а также решений о закупках недостающей и продажах избыточной энергии.

Выбор типа когенерационной системы

Паровые турбины могут быть адекватным вариантом при выполнении следующих условий:

• существует применение для низкопотенциального пара, и требуемое соотношение электрической и тепловой энергии превышает 1:4;
• доступность недорогого топлива с невысокой торговой наценкой;
• доступность адекватной площади для размещения системы;
• наличие высокопотенциального тепла, отходящего от технологических процессов (например, от печей или мусоросжигательных установок);
• необходимость замены существующей котельной;
• необходимо сведение к минимуму соотношения электрической и тепловой энергии к минимуму. В когенерационных системах максимизация соотношения электрической и тепловой энергии требует минимизации уровня противодавления и максимизации уровня высокого давления.

Использование газовых турбин может быть целесообразно при выполнении следующих условий:

• предполагается довести до максимума отношение производимой электрической энергии к тепловой;
• потребность в электроэнергии является постоянной и превышает 3 МВтэ (на момент подготовки данного документа газовые турбины меньшей мощности лишь начинают выходить на рынок);
• доступность природного газа (однако его отсутствие не является лимитирующим фактором);
• существует значительная потребность в паре среднего/высокого давления или в горячей воде, в частности, с температурой, превышающей 500°C;
• наличие применения для горячих дымовых газов с температурой 450°C или выше – газы могут разбавляться холодным атмосферным воздухом или пропускаться через газо-воздушный теплообменник. (Кроме того, целесообразно рассмотреть возможность добавления паровой турбины и создания парогазовой системы комбинированного цикла).

Использование когенерационных систем на основе двигателей внутреннего сгорания может быть целесообразно на предприятиях, где выполняются следующие условия:

• потребность в энергии носит циклический характер или не является постоянной;
• существует потребность в паре низкого давления или горячей воде средней/низкой температуры;
• требуется высокое значение соотношения электрической и тепловой энергии;
• если доступен природный газ, предпочтительным является использование двигателей внутреннего сгорания на этом виде топлива;
• если природный газ недоступен, могут использоваться дизельные двигатели на мазуте или сжиженном нефтяном газе;
• при электрической нагрузке менее 1 МВтэ – искровое зажигание (доступны системы мощностью от 0,003 до 10 МВтэ);
• при электрической нагрузке более 1 МВтэ – воспламенение от сжатия (доступны системы мощностью от 3 до 20 МВтэ).

Экономические аспекты

• экономика когенерации существенно зависит от соотношения цен на топливо и электроэнергию, цен на тепло, коэффициента загрузки и КПД системы;
• экономика когенерации существенно зависит от способности обеспечить стабильное производство тепла и электроэнергии в долгосрочной перспективе, а также наличия долгосрочной потребности в них;
• важную роль играет политическая поддержка и рыночные механизмы, например, налоговые льготы и либерализация рынков энергии.

Мотивы внедрения

Политическая поддержка и рыночные механизмы (см. «Экономические аспекты» выше).

Примеры

• когенерационная электростанция в г. Аанекоски, Финляндия;
• когенерационная электростанция в г. Раухалахти, Финляндия
• используется на предприятиях по производству кальцинированной соды, см. Справочный документ по производству твердых неорганических веществ;
• предприятие Bindewald Kupfermuhle, Германия:
• мукомольный завод: 100 тыс. т/год пшеницы и ржи;
• солодовенный завод: 35000 т/год солода;
• предприятие Dava KVV, когенерационная установка по сжиганию отходов, г. Умеа, Швеция;
• предприятие Sysav, когенерационная установка по сжиганию отходов, г. Мальмё, Швеция.

Все статьи раздела Когенерация

м. Київ, вул. Богдана Хмельницького 16-22 ,
оф. № 805, 01030, Україна
Тел./факс +380 44 351 21 33
[email protected]

Когенерация

Основным элементом комбинированного источника электроэнергии и тепла, в дальнейшем когенератора (конгенерационной установки, мини-ТЭЦ), является первичный газовый двигатель внутреннего сгорания с электрогенератором на валу. При работе двигатель-генератора утилизируется тепло газовыхлопа, масляного холодильника и охлаждающей жидкости двигателя. При этом в среднем на 100 кВт электрической мощности потребитель получает 150-160 кВт тепловой мощности в виде горячей воды 90 С для отопления и горячего водоснабжения.

Таким образом, когенерация удовлетворяет потребности объекта в электроэнергии и низкопотенциальном тепле. Главное ее преимущество перед обычными системами состоит в том, что преобразование энергии здесь происходит с большей эффективностью, чем достигается существенное сокращение расходов на производство единицы энергии.

Основные условия для успешного применения когенерационной технологии:

1. При использовании конгенерационной установки (мини-ТЭЦ) в качестве основного источника энергии, то есть при загрузке 365 дней в году, исключая время на плановое обслуживание.

2. При максимальном приближении конгенерационной установки (мини-ТЭЦ) к потребителю тепла и электроэнергии, в этом случае достигаются минимальные потери при транспортировке энергии.

3. При использовании наиболее дешевого первичного топлива - природного газа.

Наибольший эффект применения конгенерационной установки (мини-ТЭЦ) достигается при работе последнего параллельно с внешней сетью. При этом возможна продажа излишков электроэнергии, например, в ночное время, а также при прохождении часов утреннего и вечернего максимумов электрической нагрузки. По такому принципу работают 90% когенераторов в странах Запада.

Сферы применения когенерационных установок:

Максимальный эффект применения когенераторов достигается на следующих городских объектах:

Собственные нужды котельных (от 50 до 600 кВт). При реновации котельных, а также при новом строительстве источников тепловой энергии крайне важным является надежность электроснабжения собственных нужд теплоисточника. Применение газового когенератора (газопоршневого агрегата) оправдано здесь тем, что он является надежным независимым источником электроэнергии, а сброс тепловой энергии когенератора обеспечен в нагрузку теплоисточника.

Больничные комплексы (от 600 до 5000 кВт). Эти комплексы являются потребителями электроэнергии и тепла. Наличие в составе больничного комплекса когенератора дает двойной эффект: снижение расходов на энергообеспечение и повышение надежности электроснабжения ответственных потребителей больницы - операционного блока и блока реанимации за счет ввода независимого источника электроэнергии.

Спортивные сооружения (от 1000 до 9000 кВт). Это, прежде всего, бассейны и аквапарки, где востребованы и электроэнергия, и тепло. В этом случае конгенерационная установка (мини-ТЭЦ) покрывает потребности в электроэнергии, а тепло сбрасывает на поддержание температуры воды.

Электро- и теплоснабжение объектов строительства в центре города (от 300 до 5000 кВт). С этой проблемой встречаются компании, ведущие реновацию старых городских кварталов. Стоимость подключения реновируемых объектов к инженерным сетям города в ряде случаев соизмерима с объемом инвестиций в собственный когенерационный источник, однако в последнем случае собственником источника остается компания, что приносит ей дополнительную прибыль при эксплуатации жилого комплекса.

Когенерационные системы классифицируются по типам основного двигателя и генератора:

Паровые турбины, газовые турбины;

Поршневые двигатели;

Микротурбины.

Наибольшим преимуществом пользуются поршневые двигатели, работающие на газе. Они отличаются высокой производительностью, относительно низким объемом начальных инвестиций, широким выбором моделей по выходной мощности, возможностью работы в автономном режиме, быстрым запуском, использование различных видов топлива.

Основы когенерации.

Обычный (традиционный) способ получения электричества и тепла заключается в их раздельной генерации (электростанция и котельная). При этом значительная часть энергии первичного топлива не используется. Можно значительно уменьшить общее потребление топлива путем применения когенерации (совместного производства электроэнергии и тепла).

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

Две наиболее используемые формы энергии - механическая и тепловая. Механическая энергия обычно используется для вращения электрогенератора. Вот почему именно следующее определение часто используется в литературе (несмотря на свою ограниченность).

Когенерация есть комбинированное производство электрической (или механической) и тепловой энергии из одного и того же первичного источника энергии.

Произведенная механическая энергия также может использоваться для поддержания работы вспомогательного оборудования, такого как компрессоры и насосы. Тепловая энергия может использоваться как для отопления, так и для охлаждения. Холод производится абсорбционным модулем, который может функционировать благодаря горячей воде, пару или горячим газам.

При эксплуатации традиционных (паровых) электростанций, в связи с технологическими особенностями процесса генерации энергии, большое количество выработанного тепла сбрасывается в атмосферу через конденсаторы пара, градирни и т.п. Большая часть этого тепла может быть утилизирована и использована для удовлетворения тепловых потребностей, это повышает эффективность с 30-50% для электростанции до 80-90% в системах когенерации. Сравнение между когенерацией и раздельным производством электричества и тепла приводится в таблице 1, основанной на типичных значениях КПД.

Исследования, разработки и проекты, реализованные в течение последних 25 лет, привели к существенному усовершенствованию технологии, которая теперь действительно является зрелой и надежной. Уровень распространения когенерации в мире позволяет утверждать, что это наиболее эффективная (из существующих) технология энергообеспечения для огромной части потенциальных потребителей.

Таблица 1

Преимущества технологии.

Технология когенерации действительно одна из ведущих в мире. Что интересно, она прекрасно сочетает такие положительные характеристики, которые недавно считались практически несовместимыми. Наиболее важными чертами следует признать высочайшую эффективность использования топлива, более чем удовлетворительные экологические параметры, а также автономность систем когенерации.

Технология, которой посвящен данный ресурс, не просто "комбинированное производство электрической (или механической) и тепловой энергии", - это уникальная концепция, сочетающая преимущества когенерации, распределенной энергетики и оптимизации энергопотребления.

Следует заметить, что качественная реализация проекта требует наличия специфических знаний и опыта, иначе значительная часть преимуществ наверняка будет потеряна. К сожалению, в России очень мало компаний, которые действительно обладают необходимой информацией и могут грамотно реализовать подобные проекты.

Выгоды от использования систем когенерации условно делятся на четыре группы, тесно связанные друг с другом.

Преимущества надежности.

Когенерация - фактически идеальная форма обеспечения энергией с точки зрения безопасности энергоснабжения.

Развитие современных технологий усиливает зависимость человеческой деятельности от энергоснабжения во всех областях: и в доме, и на работе, и на отдыхе. Непосредственная зависимость человеческой жизни от бесперебойного энергоснабжения растёт на транспорте (начиная с лифтов и заканчивая системами обеспечения безопасности на скоростных железнодорожных магистралях) и в медицине, полагающейся сегодня на сложные и дорогие приборы, а не только на стетоскоп и ланцет.

Повсеместное распространение компьютеров только повышает требования к энергоснабжению. Не только "количество", но и "качество" электроэнергии становятся критичными для банков, телекоммуникационных или промышленных компаний. Скачок или сбой напряжения могут повлечь сегодня не просто остановку или порчу машины, но и потерю информации, восстановление которой иногда несравнимо сложнее ремонта оборудования.

Требования к энергоснабжению формулируются просто - надёжность, постоянство. И для многих становится ясно, что на сегодня единственный путь иметь продукт высшего качества - произвести его самому. Военные во всём мире знают это давно, промышленники уже пришли к таким решениям, а семьи и предприятия малого бизнеса начали осознавать преимущества владения электрогенераторами и тепловыми котлами только сейчас. Кризис сложившейся монополизированной энергетической инфраструктуры и начавшаяся либерализация энергетических рынков одновременно и увеличивают степень неопределённости будущего, и привлекают открывающимися возможностями для бизнеса. И тот и другой фактор увеличивают спрос потребителей энергии на собственные генерирующие мощности.

В случае использования системы когенерации потребитель застрахован от перебоев в централизованном энергоснабжении, время от времени возникающих либо вследствие крайнего износа основных фондов в электроэнергетике, либо природных катаклизмов или других непредвиденных причин. У него, скорее всего, не возникнет организационных, финансовых или технических трудностей при росте мощностей предприятия, поскольку не понадобится прокладка новых линий электропередач, строительство новых трансформаторных подстанций, перекладка теплотрасс и т. д. Более того, вновь приобретенные когенераторы встраиваются в уже существующую систему.

Введение

В настоящем издании приведены общие сведения о процессах производства, передачи и потребления электрической и тепловой энергии, взаимной связи и объективных закономерностях этих процессов, о различных типах электростанций, их характеристиках, условиях совместной работы и комплексного использования. В отдельной главе рассмотрены вопросы энергосбережения.

Производство электрической и тепловой энергии

Общие положения

Энергетика - это совокупность естественных, природных и искусственных, созданных человеком систем, предназначенных для получения, преобразования, распределения и использования энергетических ресурсов всех видов. Энергоресурсами являются все материальные объекты, в которых сосредоточена энергия для возможного использования ее человеком.

Среди различных видов энергии, используемых людьми, электроэнергия выделяется рядом существенных достоинств. Это относительная простота ее производства, возможность передачи на очень большие расстояния, простота преобразования в механическую, тепловую, световую и иную энергию, что делает электроэнергетику важнейшей отраслью жизнедеятельности человека.

Процессы, происходящие при производстве, распределении, потреблении электрической энергии, неразрывно взаимосвязаны. Также взаимосвязаны и объединены установки по выработке, передаче, распределению и преобразованию электроэнергии. Такие объединения называются электроэнергетическими системами (рис.1.1) и являются составной частью энергетической системы. В соответствии с энергетической системой называют совокупность электрических станций, котельных, электрических и тепловых сетей, соединенных между собой и связанных общностью режима в непрерывном процессе производства, преобразования и распределения электроэнергии и теплоты при общем управлении этими режимами.

Составной частью электроэнергетической системы является система электроснабжения, представляющая собой совокупность электроустановок, предназначенных для обеспечения потребителей электрической энергией.

Аналогичное определение можно дать системе теплоснабжения.

Тепловые электрические станции

Получение энергии из топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) посредством их сжигания в настоящее время является наиболее простым и доступным способом производства энергии. Поэтому до 75% всей электроэнергии в стране вырабатывается на тепловых электростанциях (ТЭС). При этом возможны как совместная выработка тепловой и электрической энергии, например, на тепловых электростанциях (ТЭЦ), так и их раздельное производство (рис. 1.2).

Структурная схема ТЭС приведена на рис. 1.3. Работа происходит следующим образом. Система топливоподачи 1 обеспечивает поступление твердого, жидкого или газообразного топлива к горелке 2 парового котла 3. Предварительно топливо соответствующим образом подготавливается, например, уголь дробится до пылевидного состояния в дробилке 4, подсушивается и насыщается воздухом, который дутьевым вентилятором 5 от воздухо-заборника 6 через подогреватель 7 также подается к горелке. Тепло, выделяемое в топке котла, используется для нагрева воды в теплообменниках 8 и образования пара. Вода подается насосом 9 после того, как проходит специальную систему водоподготовки 10. Пар из барабана 11 при высоком давлении и температуре поступает в паровую турбину 12, где энергия пара преобразуется в механическую энергию вращения вала турбины и электрического генератора 13. Синхронный генератор вырабатывает переменный трехфазный ток. Отработанный в турбине пар конденсируется в конденсаторе 14. Для ускорения этого процесса используется холодная вода естественного или искусственного водоема 15 или специальные охладители - градирни. Конденсат насосами вновь подается в парогенератор (котел). Такой цикл называется конденсационным. Электростанции, использующие этот цикл (КЭС), вырабатывают только электрическую энергию. На ТЭЦ часть пара из турбины забирается при определенном давлении до конденсатора и используется для нужд потребителей тепла.

Рис. 1.1.

G - генераторы электроэнергии; Т - трансформаторы; Р - электрические нагрузки;

W - линии электропередачи (ЛЭП); АТ - автотрансформаторы

Рис.1.2.

а - совмещенное производство; б - раздельное производство

Рис.1.3.

Топливо и его приготовление. На ТЭС используется твердое, жидкое или газообразное органическое топливо. Его общая классификация приведена в таблице 1.1 .

Таблица 1.1. Общая классификация топлива

Топливо в том виде, в каком оно сжигается, называется "рабочим топливом”. В состав рабочего топлива (твердого и жидкого) входят: углерод С, водород Н, кислород О, азот N, зола А и влага W. Выражая компоненты топлива в процентах, отнесенных к одному килограмму массы, получают уравнение состава рабочей массы топлива.

Сера называется летучей и составляет часть общего количества серы, находящейся в топливе, остальная негорючая часть серы входит в состав минеральных примесей.

Естественное газообразное топливо содержит: метан, этан, пропан, бутан, углеводороды, азот, углекислый газ. Последние два компонента - балласт. Искусственное газообразное топливо имеет в своём составе метан, окись углерода, водород, углекислый газ, водяные пары, азот, смолы.

Основной теплотехнической характеристикой топлива является теплота сгорания, которая показывает, какое количество теплоты в килоджоулях выделяется при сжигании одного килограмма твердого, жидкого или одного кубического метра газообразного топлива. Различают высшую и низшую теплоту сгорания.

Высшей теплотой сгорания топлива называют количество теплоты, выделяемой топливом при полном его сгорании c учётом теплоты, выделившейся при конденсации водяных паров, которые образуются при горении.

Низшая теплота сгорания отличается от высшей тем, что не учитывает теплоту, затрачиваемую на образование водяных паров, которые находятся в продуктах сгорания. При расчётах используют низшую теплоту сгорания, т.к. теплота водяных паров бесполезно теряется с уходящими в дымовую трубу продуктами сгорания.

Взаимосвязь высшей и низшей теплоты сгорания для рабочеймассы топлива определяется уравнением

Для сравнения различных видов топлива по величине теплоты сгорания введено понятие "условное топливо" (у. т.). Условным считают топливо, низшая теплота сгорания которого при рабочей массе равна 293 кДж/кг для твёрдого и жидкого топлива или 29300 кДж/м3 для газообразного топлива. В соответствии с этим каждое топливо имеет свой тепловой эквивалент Эт = QНР / 29300.

Перевод расхода рабочего натурального топлива в условное производится по уравнению

Вусл = Эт? Вт.

Краткая характеристика отдельных видов топлива приведена в табл.1.2.

Таблица 1.2. Характеристика топлива

Особо следует отметить низшую теплоту сгорания в кДж/кг мазута - 38000...39000, природного газа - 34000...36000, попутного газа - 50000...60000. Кроме того, это топливо практически не содержит влаги и минеральных примесей.

Перед подачей топлива в топку производят его подготовку. Особенно сложна система приготовления твердого топлива, которое последовательно проходит очистку от механических примесей и посторонних предметов, дробление, сушку, пылеприготовление, перемешивание с воздухом.

Система подготовки жидкого и особенно газообразного топлива значительно проще. Кроме тоготакое топливо экологически более чистое, практически не имеет зольности.

Простота транспортировки, легкость автоматизации управления процессами горения, высокая теплота сгорания обусловливают перспективность использования в энергетике природного газа. Однако запасы этого сырья ограничены.

Водоподготовка. Вода, являясь теплоносителем на ТЭС, непрерывно циркулирует по замкнутому контуру. При этом особое значение имеет очистка воды, подаваемой в котел. Конденсат от паровой турбины (рис.1.3) поступает в систему 10 очистки от химических примесей (химводоочистка - ХВО) и свободных газов (деаэрация). В технологическом цикле вода -пар-конденсат неизбежны потери. Поэтому от внешнего источника 15 (пруд, река) через водозабор 16 производится подпитка водяного тракта. Вода, поступающая в котел, предварительно подогревается в экономайзере (теплообменнике) 17 уходящими продуктами сгорания.

Паровой котел. Котел является парогенератором на ТЭС. Основные конструкции представлены на рис.1.4.

Котел барабанного типа имеет стальной барабан 1, в верхней части которого собирается пар. Питательная вода подогревается в экономайзере 2, находящемся в камере 3 уходящих газов, и поступает в барабан. Коллектор 4 замыкает паро-водяной цикл котла. В топочной камере 5 горение топлива при температуре 1500. ..20000С обеспечивает закипание воды. По стальным подъемным трубам 6, имеющим диаметр 30...90 мм и покрывающим поверхность топочной камеры, вода и пар поступают в барабан. Пар из барабана через трубчатый пароперегреватель 7 подается в турбину. Пароперегреватель может выполняться двух - трехступенчатым и предназначен для дополнительного нагрева и сушки пара. Система имеет опускные трубы 8, по которым вода из нижней части барабана опускается в коллектор.

В котле барабанного типа обеспечивается естественная циркуляция воды и пароводяной смеси за счет их разной плотности.

Такая система позволяет получить докритические параметры пара (критической называется точка состояния, в которой исчезает различие в свойствах жидкости и пара): давление до 22,5 МПа, а практически не более 20 МПа; температура до 374°С (без пароперегревателя). При большем давлении нарушается естественная циркуляция воды и пара. Принудительная циркуляция пока не нашла применения в мощных барабанных котлах из-за своей сложности. Поэтому котлы данного типа используются в энергоблоках мощностью до 500 МВт при паропроизводителъности до 1600 тонн в час.

В котле прямоточного типа специальные насосы осуществляют принудительную циркуляцию воды и пара. Питательная вода насосом 9 через экономайзер 2 подается в трубы-испарители 10,где превращается в пар. Через пароперегреватель 7 пар поступает в турбину. Отсутствие барабана и принудительна циркуляция воды и пара позволяют получить сверхкритические параметры пара: давление до 30 МПа и температуру до 590°С. Это соответствует энергоблокам мощностью до 1200 МВт и паропроизводителъности до 4000 т/ч.

Котлы, предназначенные только для теплоснабжения и устанавливаемые в местных или районных котельных, выполняются на тех же принципах, что рассмотрены выше. Однако параметры теплоносителя, определяемые требованиями потребителей тепла, существенно отличаются от рассмотренных ранее (некоторые технические характеристики таких котлов приведены в табл.1.3).

Таблица 1.3. Технические данные котлов отопительных систем

Например, котельные, пристроенные к зданиям, допускают применение котлов с давлением пара до 0,17 МПа и температурой воды до 1150С, а максимальная мощность встроенных котельных не должна превышать 3,5 МВт при работе на жидком и газообразном топливе или I,7 МВт при работе на твёрдом топливе. Котлы отопительных систем различаются по виду теплоносителя (вода, пар), по производительности и тепловой мощности, по конструкции (чугунные и стальные, малометражные и шатровые и др.).

Эффективность работы системы парогенерации или подготовки горячей воды во многом определяется коэффициентом полезного действий (КПД) котлоагрегата.

В общем случае КПД парового котла и расход топлива определяются выражениями:

Кг/с, (1.1)

где hk - КПД парового котла, %; q2, q3, q4, q5, q6 - потеря теплоты соответственно с уходящими газами, химическим недожогом, механическим недожогом, на наружное охлаждение, со шлаком, %; В - полный расход топлива, кг/с; QПК - теплота, воспринятая рабочей средой в паровом котле, кДж/м; - располагаемая теплота поступающего в топку топлива, кДж/кг.

Рис.1.4.

а - барабанного типа; б - прямоточного типа

1- барабан; 2 - экономайзер; 3 - камера уходящих газов; 4 - коллектор; 5 - топочная камера; 6 - подъёмные трубы; 7 - пароперегреватель; 8 - опускные трубы; 9 - насос; 10 - трубы-испарители

Если теплота уходящих газов не используется, то

а при разомкнутой системе сушки топлива уходящими газами

где Нух, Нотб, - энтальпия соответственно уходящих газов, газов в месте отбора на сушку и холодного воздуха, кДж/кг; r - доля отбора газов на сушку; ?yx - избыток воздуха в уходящих газах.

Энтальпия газа при температуре Т численно равна количеству теплоты, которое подведено к газу в процессе нагревания его от нуля градусов Кельвина до температуры Т при постоянном давлении.

При разомкнутой системе сушки все данные о топливе относят к подсушенному топливу.

В этом случае расход сырого топлива при изменении влажности от WР до Wсуш составляет

где Всуш - расход подсушенного топлива по (1.1), кг/с; Wсуш, WР - влажность подсушенного и неподсушенного топлива, %.

При изменении влажности меняется и низшая теплота сгораниятоплива от до:

КДж/кг (1.4)

Низшая теплота сгорания соответствует количеству теплоты, выделяемой топливом при полном его сгорании без учёта теплоты, затрачиваемой на образование водяных паров, которые находятся в продуктах сгорания.

Полная располагаемая теплота поступающего в топку топлива

КДж/кг, (1.5)

где - низшая теплота сгорания топлива, кДж/кг; - дополнительная теплота, вносимая в котел подогретым снаружи воздухом, паровым дутьем и т.д., кДж/кг.

Для ориентировочных расчетов.

Теплота, воспринимаемая рабочей средой в паровом котле

КДж/с, (1.6)

где Dп - паропроизводительность котла, кг/с; hпп, hпв - энтальпия перегретого пара и питающей воды, кДж/кг; ?Qпк - дополнительно воспринимаемая теплота при наличии в котле пароперегревателя, продувки водой и т.д., кДж/с.

Для ориентировочных расчетов?Qпк=0,2…0,3 Dп(hпп - hпв).

где?ун- доля уноса золы с продуктами сгорания; Ншл - энтальпия шлака, кДж/кг; АР - рабочая зольность топлива, %.

Значения q3, q4, q5, Wр, Aр, приводятся в специальной литературе, а также в учебных пособиях .

При твердом шлакоудалении можно принять?ух=1,2…1,25; ?ун=0,95; Ншл=560 кДж/кг.

Кроме того, при температуре воздуха перед котлом 300С =223 кДж/кг, а при температуре уходящих газов 1200С Нух=1256 кДж/кг.

Пример расчета. Определить КПД и расход топлива для парового котла при следующих условиях: Dп=186 кг/с; топливо - подсушенный Березовский угль с Wсуш=13%; разомкнутая система сушки, r=0,34; отбираемый на сушку газ имеет Нотб=4000кДж/кг; энтальпия перегретого пара и питательной воды соответственно hпп =3449 кДж/кг, hпв=1086,5 кДж/кг.

Решение. Предварительно по (1.4) определяется низшая теплота сгорания подсушенного топлива.

Здесь Wр=33% и =16200 кДж/кг приняты по .

Принимая по (1.5)

находим по (1.2)

По находим: q3=1%, q4=0,2%, q5=0,26% и с учётом (1.7)

Для расчета расхода топлива по (1.6) находим

Расход подсушенного топлива по (1.1)

Расход сырого топлива при Wр =33% по (1.3) составляет

Паровая турбина. Это тепловой двигатель, в котором энергия пара превращается в механическую энергию вращения ротора (вала) и закреплённых на нём рабочих лопаток. Упрощенная схема устройства паровой турбины приведена на рис.1.5. На валу 1 турбины крепятся диски 2 с рабочими лопатками 3. На эти лопатки из сопла 4 подаётся пар из котла, подводимый по паропроводу 5. Энергия пара приводит во вращение рабочее колесо турбины, а вращение вала передаётся через муфту 6 валу 7 синхронного генератора. Отработавший пар через камеру 8 направляется в конденсатор.

Паровые турбины по конструкции разделяются на активные и реактивные. В активной турбине (рис.1.5в) объем пара V2 при входе на рабочие лопатки равен объёму пара V3 при выходе с лопаток. Расширение объёма пара от V1 до V2 происходит только в соплах. Там же изменяется давление от р1 до p2 и скорость пара от с1 до с2. В этом случае остаётся неизменным давление пара на входе р2 и выходе р3 с лопаток, а скорость пара падает от с2 до с3 за счет передачи кинетической энергии пара лопаткам турбины:

Gп?(с2-с3)2 / 2 Gт?ст2 / 2,

где Gп, Gт - масса пара и рабочего колеса турбины; с2, с3, ст - скорость пара на входе и выходе с лопаток и скорость перемещения рабочего колеса.

Конструкция лопаток реактивной турбины такова (рис.1.5г), что пар расширяется не только в соплах от V1 до V2, но и между лопатками рабочего колеса от V2 до V3. При этом изменяется давление пара от р2 до р3 и скорость пара от с2 до с3. Поскольку V2p3 и в соответствии с первым законом термодинамики элементарная работа расширения единицы пара

где F - площадь лопатки, м2; (р2 - р3) - разность давления на входе и выходе с лопаток, Па; dS - перемещение лопатки, м.

При этом - работа, используемая для вращения рабочего колеса турбины. Таким образом, в реактивных турбинах помимо центробежных сил, возникающих при изменении скорости движения пара, на лопатки действуют реактивные силы, вызванные расширением пара.

Современные турбины выполняются как активными, так и реактивными. В мощных агрегатах параметры пара на входе приближается к значениям 30 МПа и 6000С. При этом истечение пара из сопла происходит со скоростью, превышающей скорость звука. Это ведёт к необходимости большой частоты вращения ротора. Возникают огромные центробежные силы, действующие на вращающиеся части турбины.

Практически частота вращения ротора, обусловленная конструктивными особенностями, как самой турбины, так и синхронного генератора, составляет 3000 1/мин. При этом линейная скорость на окружности колеса турбины диаметром один метр составляет 157 м/с. В этих условиях частицы стремятся оторваться с поверхности колеса с силой в 2500 раз превышающей их вес. Инерционные нагрузки уменьшают применением ступеней скорости и давления. Каждой ступени отдаётся не вся энергия пара, а только часть ее. Это обеспечивает и оптимальный теплоперепад на ступени, который составляет 40...80 кДж/кг при окружной скорости 140...210 м/с. Общий теплоперепад, срабатываемый в современных турбинах, составляет 1400...1600 кДж/кг.

По конструктивным соображениям 5...12 ступеней группируются в одном корпусе, который называют цилиндром. Современная мощная турбина может иметь цилиндр высокого давления (ЦВД) с давлением пара на входе 15...30 МПа, цилиндр среднего давления (ЦСД) с давлением 8...10 МПа и цилиндр низкого давления (ЦНД) с давлением 3...4 МПа. Турбины мощностью до 50 МВт обычно выполняются в одном цилиндре.

Отработавший в турбине пар поступает в конденсатор для охлаждения и конденсации. В трубчатый теплообменник конденсатора подаётся охлаждающая вода с температурой 10...15°С, что способствует интенсивной конденсации пара. С этой же целью давление в конденсаторе поддерживается в пределах 3...4 кПа. Охлаждённый конденсат вновь подаётся в котёл (рис.1.5), а охлаждающая вода, нагревшаяся до 20...25°С, удаляется из конденсатора. Если вода для охлаждения забирается из водоёма и затем безвозвратно сбрасывается, система называется разомкнутой прямоточной. В замкнутых системах охлаждения вода, нагревшаяся в конденсаторе, подается насосами на градирни - конусообразные башни. С верхней части градирен с высоты 40…80 м вода струится вниз, охлаждаясь при этом до необходимой температуры. Затем вода снова поступает в конденсатор.

Обе системы охлаждения имеют свои достоинства и недостатки и находят применение на электростанциях.

Рис.1.5. Устройство паровой турбины:

а - рабочее колесо турбины; б - схема трехступенчатой активной турбины; в - работа пара в активной ступени турбины; г - работа пара в реактивной ступени турбины.

1 - вал турбины; 2 - диски; 3 - рабочие лопатки; 4 - сопла; 5 - паропровод; 6 - муфта; 7 - вал синхронного генератора; 8 - камера отработавшего пара.

Турбины, у которых весь поданный в них пар после совершения работы поступает в конденсатор, называются конденсационными и используются для получения только механической энергии с последующим преобразованием её в электрическую. Такой цикл называется конденсационным, используется на ГРЭС и КЭС. Пример конденсационной турбины - К300-240 мощностью 300 МВт с начальными параметрами пара 23,5 МПа и 600°С.

В теплофикационных турбинах часть пара отбирается до конденсатора и используется для подогрева воды, которая затем направляется в систему теплоснабжения жилых, административных, производственных зданий. Цикл называется теплофикационным и используются на ТЭЦ и ГРЭС. Например, турбина Т100-130/565 мощностью 100 МВт на начальные параметры пара 13 МПа и 5650С имеет несколько регулируемых отборов пара.

Промышленно-теплофикационные турбины имеют конденсатор и несколько регулируемых отборов пара для теплофикационных и промышленных нужд. Они используется на ТЭЦ и ГРЭС. Например, турбина П150-130/7 мощностью 50 МВт на начальные параметры пара 13 МПа и 5650С обеспечивает промышленный отбор пара при давлении 0,7 МПа.

Турбины с противодавлением работают без конденсатора, а весь отработавший пар поступает теплофикационным и промышленным потребителям. Цикл называется противодавленческим, а турбины используются на ТЭЦ и ГРЭС. Например, турбина Р50-130/5 мощностью 50 МВт на начальное давление пара 13 МПа и конечное давление (противодавление) 0,5 МПа с несколькими отборами пара.

Использование теплофикационного цикла позволяет достичь на ТЭЦ КПД до 70% с учетом отпуска тепла потребителям. При конденсационном цикле КПД составляет 25...40% в зависимости от начальных параметров пара и мощности агрегатов. Поэтому КЭС размещаются в местах добычи топлива, что снижает затрата на транспортировку, а ТЭЦ приближаются к потребителям тепла.

Синхронные генераторы. Конструкция и характеристики этой машины, преобразующей механическую энергию в электрическую, подробно рассматриваются в специальных дисциплинах. Поэтому ограничимся общими сведениями.

Основные элементы конструкции синхронного генератора (рис.1.6): ротор 1, обмотка 2 ротора, статор 3, обмотка 4 статора, корпус 5, возбудитель 6 - источник постоянного тока.

Неявнополюсной ротор быстроходных машин - турбогенераторов (n = 3000 1/мин) выполняется из листовой электротехнической стали в форме цилиндра, находящегося на валу 7. Тихоходные машины - гидрогенераторы (n ? 1500 1/мин) имеют явнополюсный ротор (показан пунктиром). В пазах на поверхности ротора располагается медная изолированная обмотка, подключённая с помощью скользящих контактов 8 (щёток) к возбудителю. Статор представляет собой полный цилиндр из электротехнической стали, на внутренней поверхности которого в пазах располагаются три фазные обмотки - А, В, С. Обмотки выполняется медным изолированным проводом, идентичны друг другу и имеют осевую симметрию, занимая секторы по 120°. Начала фазных обмоток А, В, С через изоляторы выводятся наружу, а концы обмоток Х, У, Z соединяются в общую точку N - нейтраль.

Работа генератора происходит следующим образом. Ток возбуждения iB в обмотке ротора создает магнитный поток Ф, пересекающий обмотки статора. Вал генератора приводится во вращение турбиной. Тем самым обеспечивается равномерное вращение магнитного поля ротора с угловой частотой?=2?f, где f - частота переменного тока, 1/с - Гц. Для получения частоты переменного тока 50 Гц при числе пар магнитных полюсов р необходима частота вращения ротора n=60?f /p.

При р = 1, что соответствует наявнополюсному ротору, n= 3000 1/мин. Вращающееся магнитное поле пересекая обмотки статора наводит в них электродвижущую силу (ЭДС). В соответствии с законом электромагнитной индукции мгновенное значение ЭДС

где w - число витков.

ЭДС в обмотках статора наводятся синхронно с изменением магнитного поля по мере вращения ротора.

Рис.1.6.

а - конструкция генератора; б - схема соединения обмоток;

в - ЭДС на выводах обмоток генератора

1 - ротор; 2 - обмотка ротора; 3 - статор; 4 - обмотка статора; 5 - корпус; 6 - возбудитель; 7 - вал (ось) ротора; 8 - контактные кольца

При равномерном вращении ротора и осевой симметрии обмоток статора мгновенные значения фазных ЭДС равны:

где ЕМ - амплитудное значение ЭДС.

Если к выводам обмоток статора генератора подключена электрическая нагрузка Z во внешней цепи протекает электрически ток

где - напряжение на выводах обмоток при протекании в них тока i и сопротивлении обмотки статора Zвн.

На практике удобнее использовать не мгновенные, а действующие значения электрических величин. Необходимые соотношения известны из курса физики и теоретических основ электротехники.

Работа генератора во многом зависит от режима возбуждения и охлаждения машины. Различные системы возбуждения (независимое и самовозбуждение, электромашинное и тиристорное и т.д.) позволяют изменять величину iB и, следовательно, магнитного потока Ф и ЭДС в обмотках статора. Это даёт возможность регулировать напряжение на выводах генератора в определённых пределах (обычно ±5%).

Величина активной мощности, отдаваемой турбогенератором в электрическую сеть, определяется мощностью на валу турбины и регулируется подачей в турбину пара.

В процессе работы генератора происходит его нагрев, прежде всего из-за выделения тепла в обмотках, обтекаемых током. Поэтому существенное значение имеет эффективность системы охлаждения.

Генераторы малой мощности (1...30 МВт) имеют воздушное охлаждение внутренних поверхностей по проточной (разомкнутой) или регенеративной (замкнутой) схеме. На генераторах средней мощности (25...100 МВт) применяют поверхностное водородное охлаждение по замкнутой схеме, что более эффективно, но требует применения специальных мер безопасности. Мощные генераторы (более 100 МВт) имеют форсированное водородное, водяное или масляное охлаждение, при котором охладитель прокачивается под давлением внутри статора, ротора, обмоток по специальным полостям (каналам).

Основные технические характеристики генераторов: номинальное напряжение на выводах обмотки статора генератора, Uном: 6,3-10,5-21 кВ (бoльшие значения соответствуют более мощным генераторам); номинальная активная мощность, Рном, МВт; номинальный коэффициент мощности; номинальный КПД, составляющий 90...99%.

Эти параметры связаны между собой:

Собственные нужды электростанций. Не вся электрическая и тепловая энергия, произведённая на ТЭС, отдаётся потребителям. Часть остаётся на станции и используется для обеспечения её работы. Основными потребителями этой энергии являются: система транспортировки и подготовки топлива; насосы подачи воды, воздуха; система очистки воды, воздуха, уходящих газов и др.; отопление, освещение, вентиляция бытовых и производственных помещений, а также целый ряд других потребителей.

Многие элементы собственных нужд относятся к первой категории по надёжности электроснабжения . Поэтому они подключаются, по крайней мере, к двум независимым источникам энергии, например, к источникам на своей станции и к энергосистеме.

Распределительное устройство. Электроэнергия, выработанная генераторами, собирается на распределительном устройстве (РУ), а затем распределяется между потребителями. Для этого выводы обмоток статоров генераторов через специальные коммутационные аппараты (выключатели, разъединители и др.) жесткими или гибкими проводниками (шинами) присоединяются к сборным шинам РУ. Каждое присоединение в РУ осуществляется посредством специальной ячейки, содержащей необходимый комплект аппаратуры. Поскольку передача, распределение и генерация электроэнергии, а также ее потребление происходят при разном напряжении, на станции есть несколько РУ. На номинальное напряжение генераторов, например, 10,5 кВ, выполняется РУ генераторного напряжения. Обычно оно находится в здании станции и по конструкции является закрытым (ЗРУ). К этому РУ подключаются близко расположенные потребители. Для передачи электроэнергии по линиям электропередачи (ЛЭП) на большие расстояния и связи с другими станциями и системой необходимо использовать напряжение 35...330 кВ. Такая связь осуществляется с помощью отдельных РУ, обычно открытого исполнения (ОРУ), где устанавливаются повышающие трансформаторы. Для подключения потребителей собственных нужд служит - РУСН. С шин РУСН электроэнергия непосредственно и через понижающие трансформаторы передаётся потребителям на электростанции.

Схожие принципы используются и при распределении тепловой энергии, вырабатываемой на ТЭЦ. Специальные коллекторы, паропроводы, насосы обеспечивают подачу тепла промышленным и коммунальным потребителям, а также в систему собственных нужд.