По сравнению со странами Европы, где на объекты распределенной генерации приходится сегодня почти 30% всей выработки, в России по различным оценкам доля распределенной энергетики составляет сегодня не более 5-10%. Поговорим о том, есть ли шансы у российской распределенной энергетики догнать мировые тренды, а у потребителей — мотивация двигаться в сторону независимого энергоснабжения.
Источник
Различия между системой распределенной генерации электроэнергии в России и Европе на сегодня не сводятся к цифрам — по сути это совершенно разные модели как по структуре, так и с экономической точки зрения. Развитие распределенной генерации в нашей стране имело мотивы, несколько отличные от тех, что стали основной движущей силой подобного процесса в Европе, стремившейся компенсировать недостаток традиционных видов топлива путем вовлечения в энергобаланс альтернативных источников энергии (в том числе вторичных энергоресурсов). В России же вопрос снижения затрат на покупку энергоресурсов для потребителей в условиях плановой экономики и централизованного тарифообразования длительное время имел значительно меньшую актуальность, поэтому о собственной электрогенерации задумывались в основном в тех случаях, когда предприятие являлось особенно крупным потребителем энергии и в виду своей удаленности имело трудности с подключением к сетям.
По меркам распределенной энергетики, объекты собственной генерации имели довольно высокую мощность — от 10 до 500 МВт (и даже выше) — в зависимости от нужд производства и с целью обеспечения ближайших населенных пунктов электроэнергией и теплом. Поскольку передача тепла на расстояния всегда сопряжена со значительными потерями, шло активное строительство водогрейных котельных для собственных нужд предприятий и городов. Кроме того, собственные энергоисточники — будь то ТЭЦ или котельные, строились на газе, мазуте или угле, а технологии ВИЭ(возобновляемых источников энергии), за исключением гидроэлектростанций, и ВЭР (вторичные энергоресурсы) применялись в единичных случаях. Сейчас картина меняется: постепенно появляются объекты малой электрогенерации, и в энергетический баланс, пусть и в меньшей степени, вовлекаются альтернативные источники энергии.
На Западе многое делается для развития малой генерации, а в последнее время широкое распространение получила концепция виртуальной электростанции (ВЭС). Это система, которая объединяет большую часть игроков рынка электрогенерации — производителей (от мелких генераторов частных домовладений до когенерационных станций) и потребителей (от жилых домов до крупных промышленных предприятий). ВЭС регулирует энергопотребление, сглаживая пики и перераспределяя нагрузки в режиме реального времени, используя все доступные для этого мощности системы. Но подобная эволюция невозможна без стимулирования рынка распределенной генерации со стороны государства и без соответствующих изменений в законодательстве.
В России в условиях жесткой конкуренции и монополии централизованного электроснабжения реализация избытков производимой электроэнергии во внешнюю сеть остается хоть и решаемой, но далеко не простой с точки зрения организации и стоимости процесса задачей. Поэтому в настоящее время шансы стать полноценным участником рынка среди крупных поставщиков у объектов распределенной энергетики крайне малы.
Тем не менее, развитие собственной генерации сегодня, безусловно, в тренде. Основной фактор ее роста — надежность энергоснабжения. Зависимость от генерирующих и сетевых компаний повышает риски производителей. Большинство крупных объектов генерации в России были построены еще во времена СССР, и их солидный возраст дает о себе знать. Для промышленного потребителя прекращение энергоснабжения вследствие аварии — это риск остановки производства и очевидные потери. Если желанию снизить риски сопутствуют экономические мотивы (определяемые главным образом тарифной политикой регионального поставщика) и инвестиционные возможности, то собственная генерация оправдывает себя на 100%, и все больше промышленных предприятий сегодня готовы (или рассматривают для себя такую возможность) идти по этому пути.
Поэтому у распределенной электрогенерации «для собственных нужд» перспективы развития в России довольно высоки.
Экономика каждого проекта строго индивидуальна и определяется множеством факторов. Если попытаться обобщить максимально, то в регионах с большей концентрацией генерирующих мощностей и промышленных предприятий, более высокими тарифами на электроэнергию и тепло, собственная электрогенерация — объективный шанс существенно снизить затраты на покупку энергоресурсов.
Сюда же нужно отнести труднодоступные и малонаселенные регионы со слабо развитой или вообще отсутствующей инфраструктурой электросетей, где, безусловно, самые высокие тарифы на электричество.
В регионах, где меньше потребителей и поставщиков электроэнергии, а также большую долю вырабатываемой электроэнергии составляют ГЭС, тарифы заметно ниже, и экономика таких проектов в промышленности не всегда выигрышна. Однако для предприятий отдельных отраслей, имеющих возможность использовать альтернативное топливо, например, отходы производства, собственная генерация может быть отличным решением. Так, на рисунке ниже – ТЭЦ на отходах деревообрабатывающего предприятия.
Если мы говорим о генерации для коммунальных нужд, общественных зданий и объектов коммерческой и социальной инфраструктуры, то до недавнего времени экономика подобных проектов в значительной степени определялась уровнем развития энергетической инфраструктуры региона и, в не меньшей степени, стоимостью технологического присоединения потребителей электроэнергии. С развитием тригенерационных технологий подобные ограничения фактически перестали быть определяющими, а побочное или вырабатываемое тепло в летний период стало возможно использовать для нужд кондиционирования, что сильно повысило эффективность энергоцентров.
Тригенерация — довольно самостоятельное направление развития малой энергетики. Она отличается индивидуализмом, поскольку ориентируется на удовлетворение потребностей конкретного объекта в энергоресурсах.
Самый первый проект с концепцией тригенерации был разработан в 1998 году совместными усилиями Министерства энергетики США, национальной лабораторией ORNL и производителем АБХМ (абсорционно бромистолитиевый холодильных машин) BROAD и реализован в США в 2001 году. Тригенерация основана на применении абсорбционных холодильных машин, которые в качестве основного источника энергии используют тепло и позволяют вырабатывать холод и тепло в зависимости от потребностей объекта. При этом применение обычных котлов, как в когенерации, в такой схеме не является обязательным условием.
Помимо традиционных тепла и электричества тригенерация обеспечивает производство холода в АБХМ (в виде захоложенной воды) для технологических нужд или для кондиционирования помещений. Процесс производства электричества так или иначе происходит с большими потерями тепловой энергии (например, с выхлопными газами генераторных машин).
Вовлечение этого тепла в процесс получения холода, во-первых, минимизирует потери, повышая итоговый КПД цикла, а во-вторых, позволяет снизить потребление электроэнергии объекта по сравнению с традиционными технологиями выработки холода с применением парокомпрессионных холодильных машин.
Возможность работать на различных источниках тепла (горячая вода, водяной пар, уходящие газы от генераторных установок, котлов и печей, а также топливо (природный газ, дизельное топливо и пр.) позволяет использовать АБХМ на абсолютно разных объектах, задействовав именно тот ресурс, который имеется в распоряжении предприятия.
Так, в промышленности можно использовать сбросное тепло:
А на объектах городского хозяйства, в коммерческих и общественных зданиях возможны различные комбинации источников тепла:
Тригенерационный энергоцентр можно рассчитывать и строить, исходя из потребностей в электроэнергии, а можно опираться на холодопотребление объекта. Смотря что из указанного является определяющим критерием для потребителя. В первом случае утилизация побочного тепла в АБХМ может быть не полная, а во втором случае может иметь место ограничение по собственной генерируемой электроэнергии (восполнение производится за счет закупки электричества из внешней сети).
Диапазон применения технологии весьма широк: тригенерация может одинаково хорошо встроиться и в концепцию какого-нибудь общественного пространства (например, большого торгового центра или здания аэропорта), и в энергоинфраструктуру промышленного предприятия. Целесообразность внедрения таких проектов и их производительность сильно зависят от местных условий как экономических, так и климатических, а для промышленных предприятий еще и от стоимости выпускаемой продукции.
Первый и самый важный критерий — потребность в холоде. Самое распространенное его применение на сегодняшний день — кондиционирование общественных зданий. Это могут быть и бизнес-центры, и административные здания, больничные и гостиничные комплексы, спортивные объекты, торгово-развлекательные центры и аквапарки, музеи и выставочные павильоны, здания аэропортов – словом, все объекты, где одновременно находится множество людей, где для создания комфортного микроклимата требуется система центрального кондиционирования.
Наиболее оправданно применение АБХМ для подобных объектов площадью от 20-30 тыс. кв. м (бизнес-центр средних размеров) и заканчивая гигантскими объектами в несколько сотен тысяч квадратных метров и даже больше (торгово-развлекательные комплексы и аэропорты).
Но на таких объектах должен быть спрос не только на холод и электроэнергию, но и на теплоснабжение. Причем теплоснабжение — это не только отопление помещений в зимнее время, но и круглогодичное снабжение объекта горячей водой для нужд ГВС. Чем полнее используются возможности тригенерационного энергоцентра, тем выше его эффективность.
Во всем мире существует множество примеров применения тригенерации в гостиничной сфере, строительстве и модернизации аэропортов, образовательных учреждениях, деловых и административных комплексах, центрах обработки данных, немало примеров и в промышленности — текстильной, металлургической, пищевой, химической, целлюлозно-бумажной, машиностроительной и т.п.
В качестве примера приведу один из объектов, для которого в компании "Первый инженер" разрабатывали концепцию тригенерационного энергоцентра.
При потребности в электрической энергии на промышленном предприятии порядка 4 МВт (вырабатываемыми двумя газопоршневыми установками (ГПУ)), требуется холодоснабжение на уровне 2,1 МВт.
Холод генерируется одной абсорбционной бромистолитиевой холодильной машиной, работающей на выхлопных газах ГПУ. При этом одна ГПУ полностью покрывает 100% потребности АБХМ в тепле. Таким образом, даже при работе одной ГПУ завод всегда обеспечен необходимым количеством холода. Кроме того, при выведенных из работы обеих газопоршневых установок, АБХМ сохраняет способность генерировать тепло и холод, поскольку имеет резервный источник тепла — природный газ.
В зависимости от нужд потребителя, от его категории и требований по резервированию, схема тригенерации (представлена на рисунке ниже) может быть очень сложной и может включать энергетические и водогрейные котлы, котлы-утилизаторы, паровые или газовые турбины, полноценную водоподготовку и т.д.
Но для относительно небольших объектов в качестве основной генерирующей установки обычно выступает газовая турбина или поршневая установка (на газе или дизеле) сравнительно малой электрической мощности (1-6 МВт). Они производят электроэнергию и побочное тепло выхлопа и горячей воды, утилизируемые в АБХМ. Это минимальный и достаточный набор основного оборудования.
Да, здесь не обойтись без вспомогательных систем: градирня, насосы, станция реагентной обработки оборотной воды для ее стабилизации, система автоматизации и электрохозяйство, позволяющее использовать генерируемое для собственных нужд электричество.
В большинстве случаев тригенерационный центр — это отдельно стоящее здание, либо блоки контейнерного исполнения, либо комбинация этих решений, поскольку требования по размещению электро- и теплогенерирующего оборудования несколько различаются.
Электрогенерирующее оборудование достаточно стандартизированое, в отличие от АБХМ, хотя и технически более сложное. Сроки его изготовления могут составлять от 6 до 12 месяцев и даже больше.
Средний срок изготовления АБХМ — 3-6 месяцев (в зависимости от холодопроизводительности, от количества и типов греющих источников).
Как правило, изготовление вспомогательного оборудования не будет превышать тех же сроков, поэтому общая продолжительность реализации проекта строительства тригенерационного энергоцентра в среднем составляет 1,5 года.
Во-первых, тригенерационный центр позволит сократить число поставщиков энергии до одного – поставщика газа. Исключив закупку электроэнергии и тепла, можно, прежде всего исключить любые риски, связанные с перебоями в энергоснабжении.
Работа на тепле с использованием относительно недорогой «избыточной энергии» снижает стоимость вырабатываемой электроэнергии и тепла по сравнению с ее покупкой. А круглогодичная загрузка генерирующих мощностей по теплу (зимой для отопления, летом- для кондиционирования и технологических нужд) позволяет обеспечить максимальную эффективность. Разумеется, как и для других проектов, основное условие — разработка правильной концепции и ее технико-экономическое обоснование.
Из дополнительных плюсов - экологичность. Используя выхлопные газы для выработки полезной энергии, мы сокращаем выбросы в атмосферу. Кроме того, в отличие от традиционных технологий выработки холода, где хладагентами выступают аммиак и фреоны, АБХМ использует в качестве хладагента воду, что также сводит экологическую нагрузку к минимуму.
Кроме цифр. Найди отличия
Различия между системой распределенной генерации электроэнергии в России и Европе на сегодня не сводятся к цифрам — по сути это совершенно разные модели как по структуре, так и с экономической точки зрения. Развитие распределенной генерации в нашей стране имело мотивы, несколько отличные от тех, что стали основной движущей силой подобного процесса в Европе, стремившейся компенсировать недостаток традиционных видов топлива путем вовлечения в энергобаланс альтернативных источников энергии (в том числе вторичных энергоресурсов). В России же вопрос снижения затрат на покупку энергоресурсов для потребителей в условиях плановой экономики и централизованного тарифообразования длительное время имел значительно меньшую актуальность, поэтому о собственной электрогенерации задумывались в основном в тех случаях, когда предприятие являлось особенно крупным потребителем энергии и в виду своей удаленности имело трудности с подключением к сетям.
По меркам распределенной энергетики, объекты собственной генерации имели довольно высокую мощность — от 10 до 500 МВт (и даже выше) — в зависимости от нужд производства и с целью обеспечения ближайших населенных пунктов электроэнергией и теплом. Поскольку передача тепла на расстояния всегда сопряжена со значительными потерями, шло активное строительство водогрейных котельных для собственных нужд предприятий и городов. Кроме того, собственные энергоисточники — будь то ТЭЦ или котельные, строились на газе, мазуте или угле, а технологии ВИЭ(возобновляемых источников энергии), за исключением гидроэлектростанций, и ВЭР (вторичные энергоресурсы) применялись в единичных случаях. Сейчас картина меняется: постепенно появляются объекты малой электрогенерации, и в энергетический баланс, пусть и в меньшей степени, вовлекаются альтернативные источники энергии.
На Западе многое делается для развития малой генерации, а в последнее время широкое распространение получила концепция виртуальной электростанции (ВЭС). Это система, которая объединяет большую часть игроков рынка электрогенерации — производителей (от мелких генераторов частных домовладений до когенерационных станций) и потребителей (от жилых домов до крупных промышленных предприятий). ВЭС регулирует энергопотребление, сглаживая пики и перераспределяя нагрузки в режиме реального времени, используя все доступные для этого мощности системы. Но подобная эволюция невозможна без стимулирования рынка распределенной генерации со стороны государства и без соответствующих изменений в законодательстве.
В России в условиях жесткой конкуренции и монополии централизованного электроснабжения реализация избытков производимой электроэнергии во внешнюю сеть остается хоть и решаемой, но далеко не простой с точки зрения организации и стоимости процесса задачей. Поэтому в настоящее время шансы стать полноценным участником рынка среди крупных поставщиков у объектов распределенной энергетики крайне малы.
Тем не менее, развитие собственной генерации сегодня, безусловно, в тренде. Основной фактор ее роста — надежность энергоснабжения. Зависимость от генерирующих и сетевых компаний повышает риски производителей. Большинство крупных объектов генерации в России были построены еще во времена СССР, и их солидный возраст дает о себе знать. Для промышленного потребителя прекращение энергоснабжения вследствие аварии — это риск остановки производства и очевидные потери. Если желанию снизить риски сопутствуют экономические мотивы (определяемые главным образом тарифной политикой регионального поставщика) и инвестиционные возможности, то собственная генерация оправдывает себя на 100%, и все больше промышленных предприятий сегодня готовы (или рассматривают для себя такую возможность) идти по этому пути.
Поэтому у распределенной электрогенерации «для собственных нужд» перспективы развития в России довольно высоки.
Собственная генерация. Кому она выгодна
Экономика каждого проекта строго индивидуальна и определяется множеством факторов. Если попытаться обобщить максимально, то в регионах с большей концентрацией генерирующих мощностей и промышленных предприятий, более высокими тарифами на электроэнергию и тепло, собственная электрогенерация — объективный шанс существенно снизить затраты на покупку энергоресурсов.
Сюда же нужно отнести труднодоступные и малонаселенные регионы со слабо развитой или вообще отсутствующей инфраструктурой электросетей, где, безусловно, самые высокие тарифы на электричество.
В регионах, где меньше потребителей и поставщиков электроэнергии, а также большую долю вырабатываемой электроэнергии составляют ГЭС, тарифы заметно ниже, и экономика таких проектов в промышленности не всегда выигрышна. Однако для предприятий отдельных отраслей, имеющих возможность использовать альтернативное топливо, например, отходы производства, собственная генерация может быть отличным решением. Так, на рисунке ниже – ТЭЦ на отходах деревообрабатывающего предприятия.
Если мы говорим о генерации для коммунальных нужд, общественных зданий и объектов коммерческой и социальной инфраструктуры, то до недавнего времени экономика подобных проектов в значительной степени определялась уровнем развития энергетической инфраструктуры региона и, в не меньшей степени, стоимостью технологического присоединения потребителей электроэнергии. С развитием тригенерационных технологий подобные ограничения фактически перестали быть определяющими, а побочное или вырабатываемое тепло в летний период стало возможно использовать для нужд кондиционирования, что сильно повысило эффективность энергоцентров.
Тригенерация: электроэнергия, тепло и холод для объекта
Тригенерация — довольно самостоятельное направление развития малой энергетики. Она отличается индивидуализмом, поскольку ориентируется на удовлетворение потребностей конкретного объекта в энергоресурсах.
Самый первый проект с концепцией тригенерации был разработан в 1998 году совместными усилиями Министерства энергетики США, национальной лабораторией ORNL и производителем АБХМ (абсорционно бромистолитиевый холодильных машин) BROAD и реализован в США в 2001 году. Тригенерация основана на применении абсорбционных холодильных машин, которые в качестве основного источника энергии используют тепло и позволяют вырабатывать холод и тепло в зависимости от потребностей объекта. При этом применение обычных котлов, как в когенерации, в такой схеме не является обязательным условием.
Помимо традиционных тепла и электричества тригенерация обеспечивает производство холода в АБХМ (в виде захоложенной воды) для технологических нужд или для кондиционирования помещений. Процесс производства электричества так или иначе происходит с большими потерями тепловой энергии (например, с выхлопными газами генераторных машин).
Вовлечение этого тепла в процесс получения холода, во-первых, минимизирует потери, повышая итоговый КПД цикла, а во-вторых, позволяет снизить потребление электроэнергии объекта по сравнению с традиционными технологиями выработки холода с применением парокомпрессионных холодильных машин.
Возможность работать на различных источниках тепла (горячая вода, водяной пар, уходящие газы от генераторных установок, котлов и печей, а также топливо (природный газ, дизельное топливо и пр.) позволяет использовать АБХМ на абсолютно разных объектах, задействовав именно тот ресурс, который имеется в распоряжении предприятия.
Так, в промышленности можно использовать сбросное тепло:
А на объектах городского хозяйства, в коммерческих и общественных зданиях возможны различные комбинации источников тепла:
Тригенерационный энергоцентр можно рассчитывать и строить, исходя из потребностей в электроэнергии, а можно опираться на холодопотребление объекта. Смотря что из указанного является определяющим критерием для потребителя. В первом случае утилизация побочного тепла в АБХМ может быть не полная, а во втором случае может иметь место ограничение по собственной генерируемой электроэнергии (восполнение производится за счет закупки электричества из внешней сети).
Где выгодна тригенерация
Диапазон применения технологии весьма широк: тригенерация может одинаково хорошо встроиться и в концепцию какого-нибудь общественного пространства (например, большого торгового центра или здания аэропорта), и в энергоинфраструктуру промышленного предприятия. Целесообразность внедрения таких проектов и их производительность сильно зависят от местных условий как экономических, так и климатических, а для промышленных предприятий еще и от стоимости выпускаемой продукции.
Первый и самый важный критерий — потребность в холоде. Самое распространенное его применение на сегодняшний день — кондиционирование общественных зданий. Это могут быть и бизнес-центры, и административные здания, больничные и гостиничные комплексы, спортивные объекты, торгово-развлекательные центры и аквапарки, музеи и выставочные павильоны, здания аэропортов – словом, все объекты, где одновременно находится множество людей, где для создания комфортного микроклимата требуется система центрального кондиционирования.
Наиболее оправданно применение АБХМ для подобных объектов площадью от 20-30 тыс. кв. м (бизнес-центр средних размеров) и заканчивая гигантскими объектами в несколько сотен тысяч квадратных метров и даже больше (торгово-развлекательные комплексы и аэропорты).
Но на таких объектах должен быть спрос не только на холод и электроэнергию, но и на теплоснабжение. Причем теплоснабжение — это не только отопление помещений в зимнее время, но и круглогодичное снабжение объекта горячей водой для нужд ГВС. Чем полнее используются возможности тригенерационного энергоцентра, тем выше его эффективность.
Во всем мире существует множество примеров применения тригенерации в гостиничной сфере, строительстве и модернизации аэропортов, образовательных учреждениях, деловых и административных комплексах, центрах обработки данных, немало примеров и в промышленности — текстильной, металлургической, пищевой, химической, целлюлозно-бумажной, машиностроительной и т.п.
В качестве примера приведу один из объектов, для которого в компании "Первый инженер" разрабатывали концепцию тригенерационного энергоцентра.
При потребности в электрической энергии на промышленном предприятии порядка 4 МВт (вырабатываемыми двумя газопоршневыми установками (ГПУ)), требуется холодоснабжение на уровне 2,1 МВт.
Холод генерируется одной абсорбционной бромистолитиевой холодильной машиной, работающей на выхлопных газах ГПУ. При этом одна ГПУ полностью покрывает 100% потребности АБХМ в тепле. Таким образом, даже при работе одной ГПУ завод всегда обеспечен необходимым количеством холода. Кроме того, при выведенных из работы обеих газопоршневых установок, АБХМ сохраняет способность генерировать тепло и холод, поскольку имеет резервный источник тепла — природный газ.
Тригенерационный энергоцентр
В зависимости от нужд потребителя, от его категории и требований по резервированию, схема тригенерации (представлена на рисунке ниже) может быть очень сложной и может включать энергетические и водогрейные котлы, котлы-утилизаторы, паровые или газовые турбины, полноценную водоподготовку и т.д.
Но для относительно небольших объектов в качестве основной генерирующей установки обычно выступает газовая турбина или поршневая установка (на газе или дизеле) сравнительно малой электрической мощности (1-6 МВт). Они производят электроэнергию и побочное тепло выхлопа и горячей воды, утилизируемые в АБХМ. Это минимальный и достаточный набор основного оборудования.
Да, здесь не обойтись без вспомогательных систем: градирня, насосы, станция реагентной обработки оборотной воды для ее стабилизации, система автоматизации и электрохозяйство, позволяющее использовать генерируемое для собственных нужд электричество.
В большинстве случаев тригенерационный центр — это отдельно стоящее здание, либо блоки контейнерного исполнения, либо комбинация этих решений, поскольку требования по размещению электро- и теплогенерирующего оборудования несколько различаются.
Электрогенерирующее оборудование достаточно стандартизированое, в отличие от АБХМ, хотя и технически более сложное. Сроки его изготовления могут составлять от 6 до 12 месяцев и даже больше.
Средний срок изготовления АБХМ — 3-6 месяцев (в зависимости от холодопроизводительности, от количества и типов греющих источников).
Как правило, изготовление вспомогательного оборудования не будет превышать тех же сроков, поэтому общая продолжительность реализации проекта строительства тригенерационного энергоцентра в среднем составляет 1,5 года.
Результат
Во-первых, тригенерационный центр позволит сократить число поставщиков энергии до одного – поставщика газа. Исключив закупку электроэнергии и тепла, можно, прежде всего исключить любые риски, связанные с перебоями в энергоснабжении.
Работа на тепле с использованием относительно недорогой «избыточной энергии» снижает стоимость вырабатываемой электроэнергии и тепла по сравнению с ее покупкой. А круглогодичная загрузка генерирующих мощностей по теплу (зимой для отопления, летом- для кондиционирования и технологических нужд) позволяет обеспечить максимальную эффективность. Разумеется, как и для других проектов, основное условие — разработка правильной концепции и ее технико-экономическое обоснование.
Из дополнительных плюсов - экологичность. Используя выхлопные газы для выработки полезной энергии, мы сокращаем выбросы в атмосферу. Кроме того, в отличие от традиционных технологий выработки холода, где хладагентами выступают аммиак и фреоны, АБХМ использует в качестве хладагента воду, что также сводит экологическую нагрузку к минимуму.
Комментарии (29)
qyix7z
12.11.2019 13:04Во-первых, тригенерационный центр позволит сократить число поставщиков энергии до одного – поставщика газа. Исключив закупку электроэнергии и тепла, можно, прежде всего исключить любые риски, связанные с перебоями в энергоснабжении.
Какой оптимистичный вывод. Отключается ГТУ (или ГПУ) и сразу нет: электроэнергии, тепла и холода.
Я понимаю, что можно поставить 2 установки, но тут два варианта:
1. При отказе одной вы имеете половинную мощность по всем трем видам энергии.
2. Либо одна установка обеспечивает всю мощность, тогда та установка, что стоит в резерве — закопанные в землю деньги.
В общем вывод о надежности притянут за уши. Аналогичную надежность можно получить используя закупку электроэнергии и тепла (с холодом).
Кстати, вам (вашим клиентам) поставщик газа не поставлял песок вместе с газом? Нам поставлял. Очень занимательно. И хрен что выбьешь с этих газпромов.
Используя выхлопные газы для выработки полезной энергии, мы сокращаем выбросы в атмосферу
Это как? Состав выхлопных газов в АБХМ как-то меняется?vrubtsov Автор
12.11.2019 13:25Какой оптимистичный вывод. Отключается ГТУ (или ГПУ) и сразу нет: электроэнергии, тепла и холода.
Я понимаю, что можно поставить 2 установки, но тут два варианта:
1. При отказе одной вы имеете половинную мощность по всем трем видам энергии.
2. Либо одна установка обеспечивает всю мощность, тогда та установка, что стоит в резерве — закопанные в землю деньги.
Правильно, но есть вариант №3: обычный резерв от внешних электросетей на время перебоев.
Категорийность потребителя также имеет значение. Ведь нельзя быть готовым ко всему, Вы же понимаете. Важен разумный подход к имеющимся рискам.
Это как? Состав выхлопных газов в АБХМ как-то меняется?
Совсем нет. Имеется в виду комплекс мер:
1. Снижение выработки эл.энергии на ТЭЦ, а, следовательно, и вредных выбросов (при использовании не электрических чиллеров и кондиционеров, а АБХМ).
2. Снижение теплового загрязнения от ГПУ/ГТУ (при использовании тепла в АБХМ).qyix7z
12.11.2019 14:51-1Правильно, но есть вариант №3: обычный резерв от внешних электросетей на время перебоев.
В таком случае платим за резерв. И где тепло, и где холод?
Ну и почему в выводах тогда так категорично: «Исключив закупку электроэнергии и тепла»?
1. Снижение выработки эл.энергии на ТЭЦ, а, следовательно, и вредных выбросов
ТЭЦ априори вреднее? Не доказано, но пусть будет. Но почему сравниваем с ТЭЦ? А не с ПГУ, ГЭС?
2. Снижение теплового загрязнения
Грета Тунберг? Перелогиньтесь.vrubtsov Автор
12.11.2019 15:12Ну и почему в выводах тогда так категорично: «Исключив закупку электроэнергии и тепла»?
Это всего лишь иллюстрация возможности. Да, радикально, но это осуществимо.
ТЭЦ априори вреднее? Не доказано, но пусть будет. Но почему сравниваем с ТЭЦ? А не с ПГУ, ГЭС?
А почему не ветряки и не солнечные электростанции?
Наверное, потому, что ТЭЦ — это газ, мазут, уголь и КПД 35% в лучшем случае.qyix7z
12.11.2019 16:18Это всего лишь иллюстрация возможности
Ну так и пишите «иллюстрация», а не «результат».
А почему не ветряки и не солнечные электростанции?
Вот именно. Почему? Я-то просто поленился писать. Но Вы вполне можете не с ТЭЦ сравнивать, а с паровозами и печками. Тогда и выбросы, и КПД у Вас будут ого-го.
Наверное, потому, что ТЭЦ — это газ
А у вас разве не газ?
И вообще, мы про выбросы? Тогда к чему упоминание КПД? И что доказывает утверждение «ТЭЦ — это газ, мазут, уголь»? Как соотносятся виды топлива и выбросы? Для любого вида топлива можно организовать мероприятия по приведению выбросов в нормы ПДВ. А можно не организовывать.
Вы предлагаете новую установку, но сравниваете почему-то с некой абстрактной ТЭЦ с «плохими» выбросами. Это возможно только в том случае, если рядом действительно стоит древняя ТЭЦ, которая будет выведена из эксплуатации в результате строительства новой тригенерации. В остальных случаях сравнение некорректно.vrubtsov Автор
12.11.2019 16:51А у вас разве не газ?
Вы загоняете себя в яму))
И вообще, мы про выбросы? Тогда к чему упоминание КПД? И что доказывает утверждение «ТЭЦ — это газ, мазут, уголь»? Как соотносятся виды топлива и выбросы?
Можно, я не буду отвечать на эти вопросы?
Для любого вида топлива можно организовать мероприятия по приведению выбросов в нормы ПДВ. А можно не организовывать.
А кто за них платить станет? Конечно же, потребитель электроэнергии и тепла. А зачем это ему, когда можно свою генерацию организовать?
Вы предлагаете новую установку, но сравниваете почему-то с некой абстрактной ТЭЦ с «плохими» выбросами. Это возможно только в том случае, если рядом действительно стоит древняя ТЭЦ, которая будет выведена из эксплуатации в результате строительства новой тригенерации. В остальных случаях сравнение некорректно.
Ну почему же абстрактной? У нас вся Сибирь и половина Дальнего Востока на угле работают. В Подмосковье и то электростанции на угле имеются. Страна у нас большая — даже торф местами используется в качестве топлива. А японцы, вон, жалуются, что на них все из наших труб летит.
А КПД, как раз, и есть показатель полноты использования топлива — так, для справки.qyix7z
12.11.2019 19:46Можно, я не буду отвечать на эти вопросы?
Вы собственно и не пытались. Вы сами начали с выбросов, но на любые мои возражения почему-то говорите о КПД.Ну почему же абстрактной? У нас вся Сибирь и половина Дальнего Востока на угле работают.
Да, работают. И будут дальше работать. Потому что многие города стали заложниками ТЭЦ, точнее советского подхода к когенерации. Да ТЭЦ неэффективные, «грязные», но вывести их из эксплуатации очень непросто. И поэтому я повторю вопрос: почему Вы сравниваете именно с ТЭЦ, а не с другими видами генерации? Потому что только на фоне старых ТЭЦ тригенерация выглядит белой и пушистой?vrubtsov Автор
13.11.2019 11:24И поэтому я повторю вопрос: почему Вы сравниваете именно с ТЭЦ, а не с другими видами генерации? Потому что только на фоне старых ТЭЦ тригенерация выглядит белой и пушистой?
Потому, что больше 60% вырабатываемой электроэнергии в нашей стране производится на ТЭС и именно тепловые станции, сжигающие топливо, «грешат» выбросами в атмосферу. Вы не считаете, что в этом смысле ТЭС вреднее? Вернитесь выше по тексту и Вы увидите откуда взялись ТЭЦ в дискуссии.
Если Вы внимательно читали статью, то в ней не говорится о том, что тригенерация — решение всех проблем. Она не призвана заменить все ТЭС. Это лишь возможное частное решение для конкретного потребителя.
GeorgKDeft
16.11.2019 15:34А вот интересно при охлаждении выпадает кислота (ее можно собирать?) и сам выхлоп содержит частицы сажи…
Igor_O
12.11.2019 17:41+1Я понимаю, что можно поставить 2 установки
На самом деле, для примерно всех вариантов устанавливается N+2 установки — N на всю расчетную мощность, N плюс первая — или горячий резерв, или остановлена для проведения регламентных работ, N плюс вторая — на капитальном ремонте (часто N+2-ю привозят и запускают через 3-5 лет эксплуатации, когда у установленных в начале машин дело подходит к большому капремонту).
При всем этом, если считать только электричество и тепло, типичный срок окупаемости, например, когенерационной электростанции на ГПГУ — 3-5 лет, в зависимости от соотношения местной цены на электроэнергию и местной цены на газ.
Отключается ГТУ (или ГПУ) и сразу нет...
Зависит от ситуации и начальных условий. Если, например, у местных сетей физически нет мощностей для того, чтобы вас резервировать, ставятся газгольдеры на сутки-двое-месяц автономной работы. По-моему, еще когда-то кто-то делал комбинированные ГПГУ — они в нормальном режиме работают на газе, но в случае аварии их можно запустить на дизтопливе (его хранить чуть-чуть проще). Специально этим не интересовался, но логика подсказывает, что для АБХМ в качестве опции тоже есть возможность нагрева не выхлопными газами, а от горелки, в которой сжигается дизтопливо. Такая опция точно есть для примерно любого бойлера, а для АБХМ точно есть опция дополнительной газовой горелки для догревания в случае, если нагрузка на источник выхлопных газов маленькая и мощности на отопление-охлаждение не хватает.vrubtsov Автор
12.11.2019 17:47Специально этим не интересовался, но логика подсказывает, что для АБХМ в качестве опции тоже есть возможность нагрева не выхлопными газами, а от горелки, в которой сжигается дизтопливо.
Совершенно верно. В статье об этом также говорится. В АБХМ можно сжигать и дизель, и различные газы (не обязательно природный газ).
qyix7z
12.11.2019 19:12устанавливается N+2 установки
Согласен. Вопрос в числе N. Чем оно больше, тем КПД ниже, так как более мощная — более экономичная. Говоря про две установки, я имел в виду резервирование вообще, как таковое.
типичный срок окупаемости, например, когенерационной электростанции на ГПГУ — 3-5 лет
Какое-то волшебство :) Почему при таких сроках каждый первый завод (фабрика) еще не поставили себе собственную генерацию?
В большой энергетике сроки от 10-15 лет. А она дешевле в части кап. затрат на 1 кВт.
Зависит от ситуации и начальных условий.
Именно. Я отвечал на ситуацию, где ТС отказался от любых других источников энергии.
PyerK
13.11.2019 10:17Потому что не всем нужно дополнительное тепло, ровно как и дополнительный холод. Зачастую предприятия не знают куда утилизировать свое паразитное тепло. Должно сложиться несколько факторов:
- разрешение на выбросы
- физическое место для оборудования
- возможность для интеграции оборудования
- постоянный спрос на низкопотенциальное тепло
- постоянный спрос на холод
- большое энергопотребление
nevzorofff
13.11.2019 11:10Все нет, а в Оренбургской области точно есть заводик по переработке медного лома, так вот у них не тригенерация, а просто своя газовая электростанция. Подключение к общим сетям есть, синхронизация есть, резерв свой тоже есть, как и возможность зарезервироваться с сети.
Да и вот тут же была статья 7 лет назад, как ТЦ делал собственную тригенерацию.
Igor_O
13.11.2019 12:21Вопрос в числе N. Чем оно больше, тем КПД ниже
Там все очень сложно.
Для каждого типа машины каждого производителя есть некая нагрузка, на которой достигается максимум КПД данной машины. Дальше, в идеальном мире, исходя из графиков изменения нагрузки за сутки/за год, решается задача оптимизации, чтобы нагрузки, которые бывают дольше всего, попадали на целое количество машин, работающих на оптимальной нагрузке. А дальше, примерно все системы управления подобными мини-электростанциями умеют гасить «лишние» машины во время минимумов потребления и запускать дополнительные машины перед наступлением максимума потребления. (параллельно с этим учитывая наработку моточасов и загрузку каждой из машин таким образом, чтобы не случилась необходимость обслужить или вывести на капремонт более одной машины одновременно...)
Почему при таких сроках каждый первый завод (фабрика) еще не поставили себе собственную генерацию?
Кто заставляет вас думать, что они себе еще такую штуку не поставили?
На самом деле, в соседней статье идет обсуждение. «Собственная серверная ферма против „облака“. Тут та же самая история. Поставить себе маленькую газовую электростанцию — очень здорово и существенно снижает расходы на электроэнергию. Но оно ложится на собственные капзатраты, на баланс, надо отчислять амортизационные и платить проценты по кредитам, надо поддерживать группу специалистов, которые эту электростанцию обслуживают, занять территорию… А еще это „непрофильные активы“, избавление от которых — типичное телодвижение компаний, пытающихся поднять капитализацию.
ТС отказался от любых других источников энергии.
Естественно, в таком случае организовывается топливохранилище на максимально возможно длительный перерыв в снабжении энергоносителем плюс чуть-чуть.
PleaseKING
12.11.2019 20:35Немного напрягает изначальный посыл статьи — типа вот весь мир использует собственную генерацию, значит и нам надо. Я бы смотрел на то, какие есть проблемы, а уже потом на то, как их решают. А тут типичное solution looking for a problem.
vrubtsov Автор
13.11.2019 12:00На самом деле посыл несколько в другом: в условиях дороговизны энергоресурсов и нестабильности их поставки собственная генерация может стать решением для потребителя.
iproger
13.11.2019 05:10Есть же АЭС, энергия которой, грубо говоря, в десять и более раз дешевле любой другой. Зачем придумывать велосипед? И главное, зачем заставлять оплачивать этот велосипед потребителей как заставляют в той же Германии?
Pornosloneg
13.11.2019 11:44Это далеко не у всех так. Зависит от технологии обогащения. У кого-то есть центрифуги, у кого-то нет.
darthmaul
13.11.2019 12:32Топливо то и купить можно, у РФ — благо оно весьма дешёвое (в пересчёте на кВт*ч). Проблема в опасности. Точнее, в человеческом факторе. Некомпетентность — бич больших, забюрократизироанных структур, коей АЭС является по определению. Риск то весьма приемлем для таких стран как Китай, РФ или США, но в ЕС с этим проблемы. Представьте что будет если взорвётся одна из древних АЭС Бельгии. Им всю страну придётся пустить по миру беженцами, там же терриртории нет свободной под зону отчуждения. В принципе, можно строить и устойчивые к некомпетентности персонала реакторы — 3+ и 4го поколения, с ловушками расплава, но тогда себестоимость становится запредельной. В общем, проблема не в технике, а в людях.
GeorgKDeft
13.11.2019 13:07Есть же АЭС, энергия которой, грубо говоря, в десять и более раз дешевле любой другой. Зачем придумывать велосипед?
Если халява такого объема есть, почему до сих пор жгут уголь — газ? Что мешает пускать лишнюю дешевую энергию на создание искусственного газа? Почему до сих пор мир не отказался от всего грязного, и не перешел на «чистую» атомную энергетику?
lingvo
13.11.2019 21:27Есть же АЭС, энергия которой, грубо говоря, в десять и более раз дешевле любой другой.
Зависит от того, как считать. Например, если считать по LCOE(Levelised Cost of Energy)(Нормированная стоимость электроэнергии), то получается совсем не в 10 раз дешевле любой другой.
По сравнениям добро пожаловать сюда и кучу других исследований. Там есть сравнения для всех видов генерации, в том числе и атомной.
Если же говорить "грубо говоря", то атомная энергия сегодня еще конкурентноспособна, но является далеко не лидером по стоимости. Например оншорная ветрогенерация уже дешевле даже без субсидий.
Самый свежий отчет выпустил Lazard буквально пару дней назад. График говорит сам за себя:
Причем еще более интересен следующий график, который показывает, что стоимость строительства новых возобновляемых электростанций приближается к маржинальной стоимости эксплуатации уже существующих АЭС и ТЭС в некоторых случаях. Т.е. их просто становится выгодней закрыть, чем эксплуатировать дальше.
darthmaul
14.11.2019 11:08Интерестно, а для ВИЭ стоимость накопления энергии или маневровых мощностей на газу считали, или как обычно «мы продаем энергию за х долларов/МВт*ч когда нам удобно (т.е., когда солнце светит или когда ветер есть), а за маневрирование заплатит население посредством тарифов (в которых в ЕС grid fee может составлять под 40%)»?
lingvo
14.11.2019 11:28Перейдите по ссылке. Там все есть и даже отдельный отчет по накопителям энергии. По PV + storage там интересная цифра.
С дешевыми АЭС, кстати, тоже за маневрирование надо платить отдельно
LibrarianOok
13.11.2019 10:24Все эти мегаватты можно влить в общую энергосеть и не мудрить. Главное — частоту синхронизировать. Собственная генерация — это здорово. Особенно, когда в сезон гроз вылетают из общей сети подстанции.
sav6622
С малой генерацией (с малой имеется ввиду по мощности, суда попадают и ветроэлектростанции до десятков МВт) есть большая проблема для поддержания единой сети — к примеру, когда есть ветер — ветроэлектростанция работает, а потом бац — его нет, штиль… кто должен замещать эти мощности и за чей счет? то есть кто-то, к примеру, ГЭС должна держать в резерве несколько турбин, но не запускать их, отдавая возможность получить прибыль какому-то частнику?
Apxuej
Давайте по порядку. Вы утверждаете что у малой генерации есть проблемы в том, что если она состоит из, скажем, ветроэлектростанций она может давать нагрузку на общую сеть в моменты, когда ветра нет. Но это вовсе не определяющая характеристика малой ветрогенерации (под малой я подразумеваю, например, одно домохозяйство или одно предприятие), это относится к ней на практически любых её масштабах. Причём здесь ГЭС также не очень понятно — если энергия ГЭС никому не нужна и ей приходится «держать в резерве несколько турбин», значит поставщик (ГЭС) завышает цену или совершенно неэффективен по сравнению с другими методами получения электроэнергии. И главное, в статье вообще речи не идёт о получении прибыли за счёт ГЭС или кого-то ещё, а лишь о эффективном использовании уже имеющейся на производстве тепловой энергии для парогенерации и побочного производства холода и электричества или газогенерации, если есть доступ к дешёвому газу, для получения как электричества, так и напрямую тепла и холода, что эффективнее, чем получения, например, того же холода из электричества.
pal666
когда вы чайник включаете, кто-то тоже должен замещать эти два квт и за чей счет?
balexa
Да, безусловно. Либо вы замещаете эти два киловатта, либо просто у всех чуть-чуть падает напряжение. Когда вы включаете один чайник — это незаметно. Когда весь город включает чайники придя с работы — это надо замещать. Гуглите «суточное регулирование ГЭС»