Малая энергетика, как – источник энергии (электростанции и котельные мощностью до 30 МВт) непосредственно в месте её потребления
Федеральное государственное бюджетное образовательное
Учреждение высшего образования
«Астраханский государственный технический университет»
Система менеджмента качества в области образования, воспитания, науки и инноваций сертифицирована DQS
По международному стандарту ISO 9001:2015
Институт Морских технологий, энергетики и транспорта
Направление 13.03.01 Теплоэнергетика и теплотехника
Профиль «Энергообеспечение предприятий»
Кафедра «Теплоэнергетика и холодильные машины»
ОтвеТЫ НА ВОПРОСЫ
По дисциплине: «Цель, задачи и пути решения развития малой энергетики»
Выполнил: магистрант группы ДТЕТМ-21
Милосердов Н. Д.
Проверил: доцент
Айталиева Л.Н.
Астрахань 2021 г.
Содержание
| 1. Типы, виды и схемы когенерационных установок (КУ) | 3 |
| Приложение 1 | 15 |
| 2. Малая энергетика, как – источник энергии (электростанции и котельные мощностью до 30 МВт) непосредственно в месте её потребления | 20 |
| Приложение 2 | 25 |
| 3. Основные признаки «малой энергетики». Параметры установок малой энергетики | 29 |
| Приложение 3 | 31 |
| 4. Технология мини-ТЭЦ (мини-теплоэектроцентраль) для одновременной выработки электрической и тепловой энергий | 36 |
| Приложение 4 | 42 |
| 5. Преимущества комбинированного производства энергии на объектах малой энергетики | 49 |
| Приложение 5 | 57 |
| 6. Газопоршневые мини-ТЭЦ | 64 |
| Приложение 6 | 67 |
| 7. Газотурбинные мини-ТЭЦ | 72 |
| Приложение 7 | 81 |
| 8. Дизельные мини-ТЭЦ | 90 |
| Приложение 8 | 106 |
| 9. Мини-ТЭЦ на базе паровых котлов с установленными противодавленческими паровыми турбинами | 114 |
| Приложение 9 | 131 |
| 10. Сравнение различных вариантов мини-ТЭЦ | 138 |
| Приложение 10 | 145 |
| Список литературы | 150 |
|
|
|
.
Типы, виды и схемы когенерационных установок (КУ)
Когенерация – процесс совместной выработки электрической и тепловой энергии.
Когенерация есть термодинамическое производство двух или более форм полезной энергии из единственного первичного источника энергии.
Рис.1 – Сравнение энергетических потоков при раздельной и
комбинированной выработке энергии (когенерация),
(данные приведены в условных единицах топлива)
|
|
|
Когенерационные установки (рис. 2) – это оборудование, позволяющее вырабатывать электроэнергию и тепло одновременно.
Рис.2 – Схема работы когенерационной установки.
К основным преимуществам когенерационных установок относятся:
‒ увеличение эффективности использования топлива благодаря более высокому КПД;
‒ снижение вредных выбросов в атмосферу по сравнению с раздельным производством теплоты и электроэнергии;
‒ уменьшение затрат на передачу электроэнергии, поскольку когенерационные установки размещаются в местах потребления тепловой и электрической энергии, потери в сетях практически отсутствуют;
‒ возможность работы на биотопливе и на других альтернативных видах топлива;
‒ экологичность оборудования;
‒ обеспечение собственных потребностей котельной в электроэнергии.
Когенерационная установка состоит из четырёх основных частей:
‒ Первичный двигатель;
‒ Электрогенератор;
‒ Система утилизации теплоты;
‒ Система контроля и управления;
В зависимости от существующих требований, роль первичного двигателя может выполнять:
‒ Поршневой двигатель;
|
|
|
‒ Паровая турбина;
‒ Газовая турбина;
Таблица 1 – Анализ работы различных двигателей
| Двигатель | Используемое | Диапазон мощностей (МВт) | Отношение тепло электроэнергия | КПД эл | КПД общий |
| Паровая турбина | любое | 1-1000 | 3:1 ∙ 8:1+ | 10-20 % | До 80 % |
| Газовая турбина | Газ, биогаз, дизельное топливо, керосин | 0,25-300 | 1,5:1 – 5:1* | 25-42 % | 65-87 % |
| Поршневой двигатель с воспламенителем от сжатия (дизель) | Газ, биогаз, дизельное, керосин | 0,2-20 | 0,5:1 – 3:1* | 35-45 % | 65-90 % |
| Поршневый двигатель с воспламенением от искры | Газ, биогаз, керосин | 0,003-6 | 1:1 – 3:1* | 35-43 % | 70-90 % |
Рис.3 – Конструкция генератора
Генераторы предназначены для преобразования механической энергии вращающегося вала двигателя в электроэнергию (рис. 3).
Генераторы могут быть синхронными или асинхронными. Синхронный генератор может работать в автономном режиме или параллельно с сетью. Асинхронный генератор может работать только параллельно с сетью. Если произошёл обрыв или другие неполадки в сети, асинхронный генератор прекращает свою работу. Поэтому, для обеспечения гибкости применения распределённых когенерационных энергосистем чаще используются синхронные генераторы.
|
|
|
Рис. 4 – Общий вид блока утилизации теплоты
Теплоутилизатор (рис. 4) – основной компонент любой когенерационной системы. Его принцип работы основан на использовании энергии отходящих горячих газов двигателя электрогенератора (турбины или поршневого двигателя).
Работа теплоутилизатора состоит в следующем: отходящие газы проходят через теплообменник, где производится перенос тепловой энергии жидкостному теплоносителю. После этого охлаждённые отходящие газы выбрасываются в атмосферу, при этом их химический и количественный состав не меняется.
В атмосферу уходит и существенная часть неиспользованной тепловой энергии. Тому существует несколько причин:
‒ для эффективного теплообмена температура отходящих газов должна быть выше температуры теплоносителя (не менее чем на 30 °С);
‒ отходящие газы не должны охлаждаться до температур, при которых начинается образование водяного конденсата в дымоходах, что препятствует нормальному выходу газов в атмосферу;
‒ отходящие газы не должны охлаждаться до температур, при которых начинается образование кислотного конденсата, что приводит к коррозии материалов (особенно это справедливо для топлива с повышенным содержанием сероводорода);
‒ извлечение дополнительной энергии (скрытой теплоты водяных паров, содержащихся в выхлопных газах) возможно только путём понижения температуры отходящих газов до уровня ниже 100 °С, когда водяные пары переходят в жидкую форму.
В качестве утилизатора теплоты в когенерационной системе трудно использовать готовое типовое теплоэнергетическое оборудование. Теплоутилизатор, как правило, проектируется с учётом параметров и характеристик отходящего потока газов для каждой модели поршневого двигателя или турбогенератора и типа применяемого топлива. Многие производители двигателей имеют собственные наработки или используют продукцию своих партнёров в части утилизации теплоты, что упрощает проектирование большинстве случаев.
Для повышения производительности тепловой части когенерационной системы утилизатор может дополняться экономайзером – теплообменником, обеспечивающим предварительный подогрев теплоносителя отходящими из теплоутилизатора газами до его подачи в основной теплообменник, где нагрев теплоносителя обеспечивается уже теплотой отходящих газов двигателя. Позитивным моментом, связанным с использованием экономайзера, является дополнительное снижение температуры отходящих из теплоутилизатора в атмосферу газов до уровня 120 °С и ниже.
Рис.5 – Когенерационная установка на баз поршневого двигателя
Разновидности когенерационных установок:
Когенерационная установка на основе поршневого двигателя:
Поршневые двигатели (рис.5), используемые в энергосистемах, обладают, с одной стороны, соизмеримой с турбинами эффективностью в части генерации электроэнергии. С другой стороны, создание когенерационных систем на базе поршневых двигателей осложнено рассеиванием тепловой энергии, часть которой отводится системой охлаждения двигателя (двигатель и масло, используемое в системе смазки, должны постоянно охлаждаться), а также пульсирующим характером потока отходящих газов (с температурой на уровне 400 °С). Количественное соотношение тепловой энергии и электрической у поршневых двигателей составляет от 0.5:1 до 1.5:1.
На практике применяют два типа поршневых двигателей:
‒ с воспламенением от сжатия (аналог автомобильного или судового дизеля), которые могут работать на дизельном топливе или природном газе (с добавлением 5 % дизельного топлива для обеспечения воспламенения топливной смеси). На рынке доступны модели от единиц киловатт до 15 МВт выходной электрической мощности. Несмотря на повсеместную тенденцию использовать газ (в основном по экологическим причинам), в некоторых случаях (отсутствие газопровода, цена строительства, время работы) экономически оправданно использовать дизельное топливо.
‒ с искровым зажиганием (аналог автомобильного бензинового двигателя). Электрическая выходная мощность двигателей этого типа, как правило, на 15-20 % ниже, чем у дизелей (ограничивается специально для предотвращения детонации). Тепловая мощность у них также ниже, чем у дизелей. Двигатели с искровым зажиганием могут работать на чистом газе (природный газ, био и другие условно бесплатные газы).
Наиболее часто встречающиеся установки, использующие тепловую энергию отходящих газов поршневых двигателей, включают производство пара с давлением до 15 кг/см2 или горячей воды с температурой до 100 °С или прямое использование теплоты отходящих газов в процессах сушки. Помимо отходящих газов можно использовать воду из системы охлаждения двигателя, но она обладает низкой энергетической способностью (температура 80-90 °С).
Подготовка места установки поршневых двигателей должна обязательно включать решение вопросов, связанных с вибрацией. Наиболее эффективным методом является использование платформы с пневматической системой амортизации.
Шум от работы двигателя представляет меньшую проблему, чем для индустриальных газовых турбин, но вместе с тем, низкочастотная составляющая шума может создавать достаточно сильное давление на ухо человека и может потребовать создания специальных защитных конструкций.
Поршневой двигатель конструктивно имеет больше движущихся элементов по сравнению с турбогенератором. Следовательно, интервалы сервисного обслуживания, связанного с остановкой и ремонтом двигателя короче, чем у турбин. Тем не менее, работоспособность поршневых двигателей, как правило, не опускается ниже 90 %. Существенное ограничение состоит в работе на неполной мощности – поршневой двигатель, как правило, не рекомендуется запускать с нагрузкой менее 50 % на продолжительный период времени.
Для борьбы с высокой эмиссией вредных веществ в поршневых двигателях используются как внешние каталитические фильтры, так и конструктивные модификации самих двигателей, направленные на увеличение времени горения и степени сжатия топливной смеси. Это, в свою очередь, приводит к росту стоимости самого оборудования и расходов на его сопровождение. Высокая эмиссия поршневых двигателей связана в первую очередь с тем, что развитие этих технологии происходило в период отсутствия экологических ограничений и основное внимание уделялось максимизации выходной мощности и производительности.
Преимущества поршневого двигателя:
‒ высокая производительность;
‒ относительно низкий уровень начальных инвестиций;
‒ широкий спектр моделей по выходной мощности;
‒ возможность автономной работы;
‒ быстрый запуск;
‒ гибкость по отношению к выбору топлива.
Недостатки поршневого двигателя:
‒ дорогое обслуживание (обслуживающий персонал, использование смазочных масел и охлаждающих жидкостей);
‒ высокая эмиссия вредных веществ;
‒ высокий уровень (низкочастотного) шума;
‒ низкая тепловая эффективность;
‒ высокое соотношение вес/выходная мощность;
‒ ресурс работы ниже, чем у турбин.
На рис. 6 приведена одна из возможных схем когенерационной установки на базе поршневых двигателей внутреннего сгорания.
Принцип работы следующий: холодная вода, подаваемая насосом 8, разделяется на два потока, один попадает в электродный котёл (или вихревой теплогенератор) 7, работающий от генератора 2, а другой проходит три ступени подогрева. Сначала вода попадает в теплообменник системы охлаждения масла 5, затем в теплообменник системы охлаждения двигателя 6 и в последней ступени нагревается уходящими газами в утилизаторе 4. В результате получается два тепловых потока. Один используется для снабжения горячей водой (t = 60-65 °С), а второй идёт на отопление (t = 90 °С). Конечная температура воды регулируется нагрузкой двигателя.
Рис. 6 – Схема когенерационной установки на базе
поршневых двигателей внутреннего сгорания:
1 – поршневой двигатель внутреннего сгорания, 2 – электрогенератор,
3 – нейтрализатор (система очистки выхлопных газов), 4 – теплоутилизатор выхлопных газов, 5 – теплообменник системы охлаждения масла,
6 – теплообменник воздушной системы охлаждения двигателя,
7 – электрокотёл (или вихревой теплогенератор), 8 – водяной насос
Самым оптимальным из поршневых установок являются газопоршневые когенерационные установки (мини-ТЭЦ).
Газопоршневые когенерационные установки, приводом электрического генератора которых является поршневой двигатель внутреннего сгорания, используют в качестве источника первичной энергии газообразное топливо. Актуальный диапазон электрической мощности, при котором целесообразно использовать газопоршневые когенерационные установки, находится в условных рамках от 1 до 12 МВт.
Рис.7 – Принципиальная схема газопоршневой когенерационной установки
Особенности газопоршневых когенерационных установок:
‒ необходимое давление газа от 1 до 3 бар;
‒ рабочий диапазон единичного генератора от 50 до 100 % номинальной мощности;
‒ ряд производимых агрегатов имеет чёткие мощностные ступени;
‒ теплота снимается с системы утилизации в виде горячей воды до 100 градусов;
‒ время принятия нагрузки 2-3 минуты;
‒ наивысший электрический КПД около 40 %;
‒ КПД и выходная электрическая мощность не зависит от температуры воздуха;
‒ срок изготовления генераторов от 6 месяцев.
Варианты исполнения газопоршневых мини-ТЭЦ:
1. Блочно-модульная (контейнерная) мини-ТЭЦ, смонтированная на объекте из транспортабельных контейнеров размером от 9 до 13 метров.
Рис.8 – Блочно-модульная (контейнерная) мини-ТЭЦ
Достоинства:
‒ более короткие сроки внедрения проекта в целом;
‒ возможность монтажа когенерационной установки в отдалённой местности;
‒ высокая ликвидность мини-ТЭЦ для лизинговых схем финансирования;
‒ возможность переноса и вторичного использования мини-ТЭЦ.
Недостатки:
‒ ограничение по мощности одного модуля – 1 МВт по электрической мощности;
‒ стеснённые условия обслуживания агрегатов;
Мини-ТЭЦ в стационарных строительных конструкциях.
Достоинства:
‒ свобода конфигурации мини-ТЭЦ;
‒ много места для обслуживания оборудования;
‒ возможность применять любые материалы и технологии шумоглушения.
Недостатки:
‒ необходим большой землеотвод;
‒ требуются мощные системы вентиляции и обдува;
‒ более длительный срок внедрения проекта, поскольку монтажникам необходимо ждать строительную готовность здания;
‒ невозможность проведения работ в условиях отдалённой местности;
‒ низкая ликвидность стационарной мини-ТЭЦ как предмета лизинга.
Когенерационная установка на базе паровых турбин:
Паровые турбины используются в качестве основных двигателей промышленных когенерационных систем в течение многих лет. Пар, образующийся в паровом котле, расширяясь, под высоким давлением проходит через лопатки турбины. Турбина вращается и производит механическую энергию, используемую генератором для производства электричества.
Электрическая мощность системы зависит от того, насколько велик перепад давления пара на входе и выходе турбины. КПД паровой турбины в части генерации электроэнергии самый низкий из всех рассматриваемых технологий (от 7 до 20 %), но в составе когенерационных систем суммарная эффективность может достигать 80 % в расчёте на условную единицу израсходованного топлива (по теплотворной способности). Из этого следует, что паровые турбины находят применение в местах, где потребность в тепловой энергии намного выше, чем в электрической. Предлагаемые на рынке системы, как правило, рассчитаны на производство от 500 кВт и более электроэнергии.
Для эффективной работы пар в турбину должен подаваться под высокими давлением и температурой. Преимуществом технологии является возможность использования в котле самого широкого спектра топлив, включая твёрдые. Однако использование тяжёлых нефтяных фракций и твёрдого топлива снижает экологические показатели системы, которые определяются составом отходящих из котла продуктов горения.
Паровые турбины бывают двух типов:
‒ с противодавлением (когда давление пара на выходе турбины выше атмосферного (рис. 9));
Рис. 9 – Технологическая схема паровой турбины с противодавлением
‒ конденсационные (когда давление пара на выходе турбины ниже атмосферного (рис. 10)). Применение дополнительного (внешнего по отношению к турбине) конденсора в последних позволяет увеличить электрическую эффективность, но создаёт большие сложности в использовании низко потенциальной теплоты.
Рис. 10 – Технологическая схема конденсатной паровой турбины
Наиболее перспективными для установки ПТУ являются существующие котельные средней и большой производительности, оснащённые паровыми котлами (или пароводогрейные котельные), с нагрузками отопления и ГВС. Внедрение когенерации на такой котельной не потребует увеличения количества котлов или их реконструкции.
В результате установка электрогенерирующих мощностей на базе ПТУ имеет минимальные удельные кап. затраты (руб/кВт), по сравнению с другими вариантами. Производство электроэнергии будет связано с незначительными затратами топлива. Основным недостатком ПТУ является меньшая удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении (кВт·час/Гкал), однако производимой энергии в большинстве случаев достаточно для полного покрытия собственных нужд котельной и некоторого экспорта электроэнергии.
Когенерационная установка с использованием газовых турбин:
Несмотря на то, что максимальная эффективность оборудования достигается на мощностях от 5 МВт и выше (до 250 МВт), некоторые производители выпускают модели в диапазоне 1-5 МВт.
Принцип работы газовых турбин (рис. 11) состоит в следующем: газ, нагнетаемый в камеру сгорания компрессором, смешивается с воздухом, формируя топливную смесь, и поджигается. Образующиеся продукты горения с высокой температурой, проходя через несколько рядов лопаток, установленных на валу турбины, приводят к вращению турбины. Механическая энергия вала передаётся через (понижающий) редуктор электрическому генератору. Тепловая энергия выходящих из турбины газов поступает в теплоутилизатор. Вместо производства электричества, механическая энергия турбины может использоваться для работы насосов, компрессоров и т.п. Наиболее традиционным видом топлива для газовых турбин является природный газ, хотя это не исключает возможности использования других видов газообразного топлива. При этом газовые турбины предъявляют повышенные требования к качеству его подготовки (механические включения, влажность).
Температура исходящих из турбины газов составляет 450-550 °С. Количественное соотношение тепловой энергии к электрической у газовых турбин составляет от 1.5:1 до 2.5:1, что позволяет строить когенерационные системы, различающиеся по типу теплоносителя:
‒ непосредственное (прямое) использование отходящих горячих газов;
‒ производство пара низкого или среднего давления (8-18 кг/см2) во внешнем котле;
‒ производство горячей воды;
‒ производство пара высокого давления (турбины комбинированного цикла, описание которых приведено ниже).
Рис. 11 – Технологическая схема газовой турбины
КПД газовой турбины составляет 25-35 %, в зависимости от параметров работы конкретной модели турбины и характеристик топлива. В составе когенерационных систем эффективность возрастает до 90 % в расчёте на условную единицу израсходованного топлива (по теплотворной способности).
Приложение 1
2020 г.
Малая энергетика, как – источник энергии (электростанции и котельные мощностью до 30 МВт) непосредственно в месте её потребления
Понятие «малая энергетика» включает в себя локальные, расположенные в непосредственной близости от потребителя генерирующие установки: ТЭЦ малые и микро-ГЭС, установки, преобразующие энергию ветра и солнца, а также малые электростанции для отдельных, в том числе частных домов.
В соответствии с российскими стандартами, в электроэнергетике к малым электростанциям принято относить электростанции мощностью до 30 МВт с агрегатами единичной мощностью до 10 МВт.
Малые электростанции в соответствии с их мощностью подразделяют на три группы:
‒ микроэлектростанции – мощностью до 100 кВт;
‒ мини-электростанции – от 100 кВт до 1 МВт;
‒ малые электростанции – более 1 МВт.
В теплоэнергетике к малым относятся отопительные устройства и котлы единичной мощностью до 5 Гкал/ч и котельные общей производительностью до 20 Гкал/ч. Производство теплоты малыми котельными, индивидуальными отопительными установками, которых насчитывается в стране около 200 тыс., достигает 26 % от общего производства теплоты.
Основу малой энергетики России в настоящее время составляют до 50 тыс. различных (преимущественно дизельных) электростанций средней единичной мощности 340 кВт и суммарной мощностью 17 млн кВт (8 % от общей установленной в России мощности), вырабатывающих до 50 млрд кВт/ч электроэнергии и потребляющих около 17 млн т. у т. в год.
Плюсы распределённой энергетики:
Малая энергетика устраняет большинство недостатков централизованного подхода. Электростанции располагаются не на удалении, а совсем рядом с потребителем.
Соответственно, генераторные установки подключаются непосредственно к нему или связаны с распределительной сетью. Высоковольтные ЛЭП и трансформаторы становятся не нужны, расходы на их содержание сокращаются, а потери электроэнергии если не исчезают полностью, то существенно падают.
Современные зарубежные энергосистемы — например, китайская и американская — успешно совмещают централизованную и распределенную энергетику для максимальной эффективности. Комбинирование позволяет использовать возобновляемую энергию и внедрять технологии, повышающие эффективность системы.
Одна из таких технологий — «виртуальная электростанция» (ВиЭС), объединяющая генераторы энергии и потребителя в единый энергокомплекс.
Ветроэнергетическая установка (ВЭУ), аккумуляторная батарея (АКБ) и дизельная электростанция обеспечивают экономию углеводородного топлива. Все вместе они устраняют недостатки друг друга: непредсказуемый характер ветряной установки сглаживается благодаря накопленной в аккумуляторной батарее энергии, а также маневренности дизельной электростанции.
При этом избыток энергии не пропадает зря, а передается в централизованную энергосистему.
В отличие от централизованной энергетики, распределенный подход предоставляет обоюдную выгоду для потребителя и производителя энергии. Когда энергосистема переживает пиковые нагрузки, а цена на электричество достигает своего максимума, потребителю предлагается на некоторое время (всего-навсего 15-60 минут) снизить уровень потребления электричества.
Скажем, отключение кондиционеров в бизнес-центрах на 15-30 минут не мешает работе, однако существенно снижает нагрузку. Основное преимущество такого подхода состоит в том, что для поддержание стабильной работы энергосистемы не требуются резервные мощности, а эффективность генераторов повышается.
Актуальность и возможность развития малой энергетики в России определяется рядом факторов:
‒ 70 % территории России, на которой расположено 14 краёв и областей, 6 республик и несколько автономных округов, до 70 городов, 360 поселков городского типа и 1400 малых населённых пунктов, где проживает 10 % населения, находится в зонах децентрализованного энергоснабжения. Решение проблемы энергообеспечения в таких районах представляет серьёзную экономическую и технологическую проблему. В особенности остро эта проблема стоит в регионах Севера и Дальнего Востока с их ежегодным дотационным «северным завозом» топлива. Топливо приходится завозить в короткий летний период навигации, и его стоимость оказывается очень высокой;
‒ на территории с децентрализованным энергоснабжением сосредоточено до 15 % основных фондов РФ: здесь добывается 75 % нефти, 92 % газа, 15 % угля, 40 % деловой древесины, 50 % рыбы, производится 40 % рыбоконсервной продукции;
‒ готовность целого ряда отечественных, преимущественно конверсионных, заводов к серийному выпуску ГТУ единичной мощностью 0,5-30 МВт;
‒ сравнительно небольшие капитальные затраты на строительство «под ключ» энергоустановок малой мощности;
‒ малые сроки строительства ГТУ (0,5-2 года), высокая экономичность и быстрая окупаемость (2-3 года);
‒ отсутствие необходимости строительства дорогостоящих протяжённых ЛЭП. Ориентация на рассредоточенную малую энергетику резко сокращает объёмы затрат на строительство и содержание линий электропередачи и трубопроводной периферии;
‒ возможность создания комбинированных энергоисточников в сочетании с энергоустановками, использующими ВИЭ (энергия ветра, солнца, моря и т. д.).
Малая энергетика в настоящее время обслуживает:
‒ интересы многих отраслей народного хозяйства и государственных структур, прежде всего предприятий нефтегазового комплекса и металлургии, удалённых от магистральных ЛЭП, а также деревообрабатывающей промышленности;
‒ множество инфраструктур городского и поселкового хозяйства;
‒ объекты связи и коммуникаций различного назначения;
‒ объекты разведки и добычи полезных ископаемых, транспорта, лесной промышленности и сельского хозяйства;
‒ объекты силовых ведомств и т. д.
Роль малой энергетики в энергообеспечении страны сводится в основном к двум функциям.
В зонах централизованного энергоснабжения роль малой энергетики ограничена главным образом задачами резервирования на локальных уровнях при критических и чрезвычайных ситуациях: обеспечением при авариях в централизованных энергосистемах минимального электроснабжения наиболее важных потребителей – промышленных объектов с непрерывным производством, а также служб, обеспечивающих жизненно важные потребности городов (медицинские и детские учреждения, связь, транспорт, телевидение и радиовещание и т. п.).
В зонах децентрализованного энергоснабжения роль малой энергетики в обеспечении энергетической безопасности является определяющей. Автономные электростанции и котельные малой мощности должны полностью обеспечивать потребности в энергии в режиме штатного функционирования и в минимально гарантированном объёме в критических и чрезвычайных ситуациях.
Состояние малой энергетики определяется её надёжностью (бесперебойностью энергоснабжения), энергетической и экономической эффективностью. Надёжность в децентрализованных зонах зависит главным образом от обеспеченности топливом, износа оборудования, наличия ремонтной базы и квалифицированных кадров.
Современные тенденции резкого удорожания топлива и транспортных расходов, а также прогресс в создании установок на базе ВИЭ могут в ближайшем будущем существенно расширить зоны экономически целесообразного применения гибридных установок. Создание подобных гибридных установок будет экономически оправданно, если затраты на их создание будут сопоставимы со стоимостью сэкономленного топлива и ресурса дизельных энергоустановок.
Надёжность малой энергетики в России в последние годы существенно снижена из-за проблем топливоснабжения, износа оборудования, ослабления ремонтной базы и оттока из отрасли квалифицированных кадров.
Перебои в снабжении привозным топливом отдалённых регионов в связи с возрастанием стоимости органического топлива и его доставки, а также дефицитом средств в местных бюджетах – одна из главных причин снижения надёжности энергоснабжения системами малой энергетики в последние годы.
Вторая причина – прогрессирующее старение основных производственных фондов, исчерпание ресурса и реальные перспективы массового выбытия энергетического оборудования из рабочего состояния.
Перспектива малой энергетики с широким распространением устаревших дизельных и бензиновых энергоустановок с КПД около 40 % заключается в массовой их замене на ГТУ и ПГУ, которые позволяют поднять КПД до 55-60 %, то есть практически в полтора раза. Но для этого требуются крупные инвестиции, предпочтительно с участием государства.
Ускоренное и успешное развитие и расширенное внедрение высокоэффективной малой энергетики в России возможно лишь при выполнении ряда необходимых условий:
‒ создание государственных и региональных органов, координирующих развитие малой энергетики в регионах и в стране в целом;
‒ разработка и принятие нормативно-правовой базы;
‒ формирование независимой экспертной комиссии для рассмотрения и оценки проектов законодательных и нормативных актов в области малой и нетрадиционной энергетики, а также крупных проектов энергетических программ;
‒ проведение комплексных исследований состояния и перспектив энергоснабжения на основе малой энергетики, в первую очередь в удалённых, труднодоступных и энергодефицитных регионах страны;
‒ разработка федеральных и региональных программ, обеспечивающих ускоренное развитие высокоэффективной малой энергетики;
‒ разработка экономических и организационных механизмов реализации мер по развитию малой энергетики и обеспечению энергобезопасности страны в новых социально-экономических и политических условиях;
‒ создание на правовой основе системы стимулирования разработчиков, производителей и заказчиков, внедряющих в практику новую энергетическую технику и технологии (налоговые льготы, льготное кредитование, гибкие тарифы и т. п.);
‒ организация и ускоренное проведение предпроектных исследований, подготовка объективных технико-экономических обоснований и бизнес-планов проектов малой энергетики с учетом предложений отечественного и зарубежного рынка энергопроизводителей;
‒ разработка действенных инвестиционных механизмов для полномасштабной реализации программ технического перевооружения малой энергетики страны;
‒ формирование жизнеспособной технической, проектно-изыскательской, строительно-монтажной и ремонтной базы для разработки, внедрения и эксплуатации объектов малой энергетики;
‒ организация системы подготовки инженеров широкого профиля (электротехнического и теплоэнергетического) для проектирования, строительства и эксплуатации систем малой энергетики на базе современных технологий и перспективных энергоисточников.
В настоящее время с учётом российской специфики весьма перспективным представляется внедрение преимущественно газотурбинной техники и ресурсосберегающих технологий – в связи с наличием в большинстве регионов страны природного газа и готовностью отечественных заводов к серийному выпуску ГТУ в широком диапазоне мощностей.
Приложение 2
Антон Иванов, Дмитрий Левин
Дата добавления: 2021-04-24; просмотров: 475; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!