|
| |
|
Главная -> Экология
Развитие солнечной энергетики. Переработка и вывоз строительного мусораУкраина имеет в своем распоряжении значительные ресурсы геотермальной энергии, потенциальные запасы которых оцениваются величиной 1022 Дж. Что эквивалентно запасам топлива 3,4·1011 т у.т. По разным оценкам ресурсы геотермальной теплоты с учетом разведанных запасов и кпд преобразования геотермальной энергии смогут обеспечить работу геоТЭС общей мощностью до 200 - 250 млн. кВт (при глубинах бурения буровых скважин до 7 км и периодах работы станций до 50 лет) и систем геотермального теплоснабжения общей мощностью до 1,2-1,5 млрд. кВт (при глубинах бурения буровых скважин до 4 км и периодах работы систем до 50 лет). В Украине наиболее перспективным для развития геотермальной энергетики регионом является Закарпатье, где, по геологическим и геофизическим данными, на глубинах до 6 км температуры горных пород достигают 230 - 275°С. Здесь легко доступными являются геотермальные буровые скважины глубиной от 550 до 1500 м, в которых температура воды в устье скважины составляет 40-60°С, а при глубинах до 2000 м температура возрастает до 90 - 100°С. Следует отметить экономическую целесообразность использования термальных вод таких месторождений, как Береговское, Косинское, Залузское, Тереблянское, Велятинское, Велико-Паладское, Велико-Бактянское, Ужгородское. Тепло этих месторождений можно использовать с помощью создания подземных циркуляционных систем (ПЦС). Исследовательская ПЦС построена в Украине возле г.Ужгорода для теплоснабжения теплично-парникового комбината и животноводческой фермы; глубина данной системы 2,3 км, температура воды 124°С. Значительные ресурсы геотермальной энергии имеет Крым, для которого наиболее перспективными являются Тарханкутский и Керченский полуострова, где наблюдаются небольшие геотермальные градиенты, а температура горных пород на глубинах 3,5-4 км может достигать 160 - 180 °С. Исходя из имеющихся оценок запасов геотермальной энергии, приоритетными районами для строительства являются Керченский полуостров, Закарпатье, Прикарпатье (Львовская обл.), Донецка, Запорожская, Луганска, Полтавские, Харьковские, Херсонская, Черниговская и прочие области. Целесообразность развития геотермальной энергетики в Украине определяется наличием значительных ресурсов геотермальной энергии на ее территории, которые по своему тепловому эквиваленту превышают запасы традиционного энергетического топлива. В Украине на данное время эксплуатируются теплонасосные системы теплоснабжения общей тепловой мощностью 8 МВт, которые укомплектованы импортными тепловыми насосами или отечественными холодильными установками, которые эксплуатируются в режиме теплового насоса. Потенциал геотермальной энергетики в Украине представлен в таблице 1. Таблица 1. Потенциал геотермальной энергетики Украины Общий потенциал Технический потенциал Экономический потенциал кВт·час/год т у.т./год кВт·ч/год т у.т./год кВт·ч/год т у.т./год 438·109 50·106 262,8·109 30·106 180·109 21·106 Оценка показателей технического и целесообразно экономического потенциала проводилась с учетом технической базы, экономической ситуации и задач Программы развития НВДЭ в Украине по разделу Геотермальная энергетика до 2010 г. Исходя из технических возможностей геоТЭС и ограничений по экологическим и экономическим причинам, развитие геотермальной электроэнергетики считается оптимальным по таким приоритетным направлениям: создание достаточно больших геоТЭС на базе высокотемпературных геотермальных месторождений с температурой большее 150 °С и единичной мощностью блоков 10-50 МВт; развитие сети малых геоТЭС с единичной мощностью 50 - 5000 кВт; создание комбинированных электростанций с использованием как теплоты геотермальных вод, так и теплоты, полученной вследствие сжигания органических видов топлива (нефти, газа, угля); создание комбинированных электротехнологических узлов для получения электроэнергии, теплоты и ценных компонентов, которые помещаются в геотермальных теплоносителях. Концепция развития геотермальной электроэнергетики Украины предполагает наличие трех временных этапов. На первом этапе, в период 1991 - 1995 гг., проведены широкомасштабные исследования и поисковые геологоразведочные работы в разных районах Украины (в Крыму, на Тарханкутском полуострове и в Прикарпатье, в районе г.Мостиська) с целью получения информации о геологических объектах, пригодных для получения тепловой энергии для геоТЭС. Проведена обработка технологий добычи геотермальной теплоты и ее преобразование в электроэнергию, а также относительно создания блочных мини-геоТЭС. На втором этапе, на протяжении 1996 - 2000 гг., проводятся исследования на экспериментальных геоТЭС, расширены поисковые геологоразведочные работы, может быть создана Крымская промышленная геоТЭС мощностью 25 МВт и Мостиська опытно-промышленная геоТЭС мощностью до 10 Мвт. Кроме того, может быть развернуто строительство серии мини-геоТЭС мощностью 50 - 5000 квт. На третьем этапе, в период 2000 - 2005 гг., предполагается завершить создание опытно-промышленной Тарханкутской геоТЭС в Крыму мощностью 100 МВт и Мостиськой геоТЭС мощностью 50 Мвт. Одновременно предполагается завершить экспериментальные исследования на 3-4 площадках новых промышленных геоТЕС с защитой и утверждением запасов геотермальной теплоты. На нескольких разведанных площадях предполагается выстроить первые очереди промышленных геоТЭС по 25 МВт каждая с перспективой доведения их мощностей в будущем до 500 -1000 Мвт. Сведенные показатели эффективности внедрения геотермальных установок на протяжении 1998 - 2010гг. приведены в таблице 2. Таблица 2. Показатели эффективности внедрения геотермальных установок на протяжении 1998 - 2010гг. Общий потенциал Технический потенциал 2000 2001 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Количество установок, шт. 50 99 200 250 300 350 400 450 550 700 Мощность, МВт 200 550 1400 1650 2000 2850 3600 4400 5500 6400 Замена традиционного топлива, тис. т у.т. 222,5 2152,3 4348 5434,2 6521 11375 13000 14625 17875 22750 Стоимость произведённой продукции, млн. грн. 27,7 76,3 194,2 228,8 277,4 395,3 499,3 610,3 762,8 887,7 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Общие затраты, млн. грн. 62,65 122,5 175 87,5 122,5 297,5 262,5 280 385 315 Прибыль, млн. грн. - - 19,2 141,3 154,9 97,8 236,8 330 377,8 572,7 Возврат стедств, млн. грн. - - 5,8 42 46 29 71 99 113 172 Поступления в бюджет, млн. грн. 45 108 190 203 250 378 450 545 665 770 Средства на энергосберегающие мероприятия, млн. грн. 13,5 32,4 57 61 75 113 135 163 199 231 Технические особенности геотермальной электроэнергетики (ограниченные значения верхних температур циклов и высокая минерализация геотермальных теплоносителей) очень специфические, поэтому сначала особое внимание необходимо сконцентрировать на введении в действие нескольких опытно-экспериментальных ТЭС небольшой мощности для отрабатывания технологии и оборудования. Так, ограниченные значения верхних температур термодинамических циклов геоТЭС приводят к необходимости использования специального оборудования, специальных рабочих тел и увеличения количества низкопотенциальной теплоты. Высокая минерализация геотермальных теплоносителей обуславливает необходимость использования коррозиестойких материалов, а наличие раскрытых в геотермальных водах газов - вспомогательного оборудования, то есть систем газовиделения и утилизации отработанного теплоносителя, который приводит к значительному увеличению затрат мощности на собственные потребности (до 50 % и большее). Для развития и освоения геотермальных месторождений в Украине нет потребности создавать новую производственную базу, следует лишь частично переориентировать существующие геологоразведочные и нефтедобывающие организации, загрузка которых с каждым годом снижается вследствие истощения в Украине запасов нефти и газа. Оборудование для геотермальных установок и систем теплоснабжения можно изготовлять на действующих машиностроительных предприятиях, в том числе на военных заводах, которые подлежат конверсии. Согласно показателям экономической эффективности геотермальных установок преобладают топливные и атомные; и при сохранении существующих в Украине тарифов на тепловую и электрическую энергию геотермальная область энергетики уже в ближайшем будущем сможет развиваться за счет самофинансирования. В Государственной научно-технической программой Экологически чистая энергетика Украины на основе анализа потребностей экономики, природных условий Украины определены шесть приоритетных направлений развития геотермальной энергетики: создание геотермальных станций для теплоснабжения городов, населенных пунктов и промышленных объектов; создание геотермальных электростанций; создание систем теплоснабжения с подземными аккумуляторами теплоты; создание сушильных установок; создание холодильных установок; создание схем геотермального теплоснабжения теплиц. На 2000 г. запланированное окончание научных исследований по представленных высшее шести направлениям. Таким образом, будет подготовленная научно-техническая основа для широкомасштабного развития геотермальной энергетики в Украине. Необходимо отметить разную степень подготовленности к практической реализации основных направлений геотермальной энергетики. Наиболее освоенной является технология геотермального теплоснабжения населенных пунктов и сельскохозяйственных объектов, поэтому практическая реализация этого направления до 2005 г. в программе сыграет доминирующую роль. Промышленное развитие геотермальной электроэнергетики и подземного аккумулирования запланировано на 2005 - 2010 гг., а за период до этого по указанным выше направлениям должны быть созданы следующие демонстрационные установки: комбинированная геотермально-топливная электростанция в Закарпатской области; система теплоснабжения с подземным аккумулятором теплоты 75-квартирного жилого дома в г.Ялте; система геотермального отопления теплиц в Черниговской области; геотермальная энергетическая установка мощностью 5 Мвт в Полтавской области. Все намеченные к сооружению геотермальные установки являются эффективными с коммерческой точки зрения, поэтому для их строительства могут быть привлеченные средства украинских и заграничных частных инвесторов, а также кредиты разных финансовых организаций. В связи с этим в Программе предлагается 4 первоочередные инвестиционные проекта. Внедрение намеченных в Программе мероприятий обеспечит на 2010 год экономию топливно-энергетических ресурсов в объеме 6,5 млн. т у.т. на год, в том числе по этапам: на 2000 год - 200,0 тыс. т у.т./год; на 2005 год - 2000,0 тыс. т у.т./год; на 2010 год - 6400,0 тыс. т у.т./год. До 2010 года предполагается ввести в действие геотермальных установок разного назначения общей мощностью свыше 6000 Мвт. Для этого необходимые капиталовложения в объеме 2,3 млрд. гривен. Суммарная экономия органического топлива за период 1998 - 2010 гг. составит более 29,6 млн. т у.т., стоимость выработанной продукции достигнет 4 млрд. гривен.
Полное количество солнечной энергии, которая поступает на поверхность Земли за неделю, превышает энергию всех мировых запасов нефти, газа, уголь и урана. Существует широко распространенное мнение, что солнечная энергия есть экзотической и ее практическое использование - дело отдаленного будущего (после 2020г.). Тем не менее это не так - солнечная энергия является серьезной альтернативой традиционной энергетике уже в данное время. Прежде чем сравнивать разные энергетические технологии по экономическим и другим параметрам, необходимо определить их соответствующую действительности стоимость, поскольку цены на топливо и энергию, которые действовали в бывшем СССР, не отражали реальные затраты на их производство. Только при нормальном ценообразовании будут действовать экономические стимулы, направленные на энергосбережение и создание новых технологий в энергетике. Известно, что каждый год в мире потребляется столько нефти, сколько ее образуется в естественных условиях за 2 млн. лет. Гигантские темпы потребления невозобновляемых энергоресурсов по относительно низкими ценами, которые не отражают реальные совокупные затраты общества, в сущности говоря, означают жизнь в заем, кредиты у будущих поколений, которым не будет доступна энергия по таким низким ценам. Другая составляющая стоимости энергии, которая распределяется на все общество и не включается в тарифы за энергию, связана с загрязнением окружающей среды энергетическими установками. Выбросы тепловых электростанций складываются, в основного, из углекислого газа, который отвечает за парниковый эффект и изменение климата и, например, приводит к засухе. Другие выбросы включают окиси серы и азота, которые в атмосфере превращаются в серную и азотную кислоты и возвращаются на землю со снегом или в виде кислотных дождей. Повышенная кислотность воды приводит к снижению плодородия грунта, уменьшению рыбных запасов и засыханию лесов, повреждению строительных конструкций и домов. Токсичные тяжёлые металлы, такие как кадмий, ртуть, свинец, могут растворяться кислотами и попадать в питьевую воду и сельскохозяйственные продукты. Существует большая неясность в определении реальной стоимости электроэнергии, получаемой от атомных электростанций. Можно утверждать, что реальные цены в атомной энергетике будут определены после того, как будут решены вопросы безопасности АЭС и ядерных технологий по получению топлива и погребение отходов и разработаны принципы обращения с оборудованием, зданиями и сооружениями АЭС, выведенными из эксплуатации после тридцати лет работы, и эти цены будут выше существующих. Наши и заграничные оценки прямых социальных затрат, связанных с вредным влиянием электростанций, включая болезни и снижения продолжительности жизни людей, оплату медицинского обслуживания, потери на производстве, снижение урожая, восстановление лесов и ремонт домов в результате загрязнения воздуха, воды и грунтов дают величину, которая добавляет около 75% к величинам мировых цен на топливо и энергию. В сущности, это затраты всего общества - экологический налог, который платят граждане за несовершенство энергетических установок, и этот налог должен быть включен в стоимость энергии для формирования государственного фонда энергосбережения и создание новых экологически чистых технологий в энергетике. Если учесть эти скрытые сейчас затраты в тарифах на энергию, то большинство новых технологий возобновляемой энергетики становятся конкурентноспособными существующим технологиям. Одновременно появится источник финансирования новых проектов по экологически чистой энергетике. Именно такой экологический налог в размере от 10 до 30% от стоимости нефти введенный в многих странах, в частности в Швеции, Финляндии, Нидерландах. Ветро- и гидроэлектростанции имеют конкурентоспособные экономические характеристики при любом уровне мощности, который ограничен только наличием соответствующих энергоресурсов. Потенциалы ветровой и гидроэнергии составляют соответственно 0,02% и 0,07% от солнечной энергии и разрешают обеспечивать энергией локальных и региональных потребителей при суммарной мощности до нескольких сотен и тысяч Мвт. Энергосберегающие технологии для солнечного дома являются наиболее приемлемыми по экономической эффективности их использования. Их применение разрешит снизить энергопотребление в домах до 60%. В качестве примера успешного применения этих технологий можно отметить проект 2000 солнечных крыш в Германии. В США солнечные водонагреватели общей мощностью 1400 МВт установлены в 1,5 млн. домов. В Германии разработана новая технология прозрачной теплоизоляции домов и солнечных коллекторов с температурой 50-90оС. При приближении к мировым ценам становятся экономически приемлемыми технологии получения газа и моторного топлива из биомассы. Например, опыты показывают, фермер, имееющий посевы рапса и рапсовое масло, может быть независим от снабжений моторным топливом. В регионах, богатых торфом и древесиной, которые имеют дефицит моторного топлива, технологии газификации, получения этанола и метанола разрешат использовать газ и синтетическое топливо в дизельных электрогенераторах и автомобилях. Солнечные электростанции могут быть использованы как для решения локальных энергетических задач, так и глобальных проблем энергетики. Наиболее практическое применение в мире получили гибридные солнечно-топливные электростанции с параметрами: КПД 13,9%, температура пара 371 оС, давление пара 100 бар, стоимость вырабатываемой электроэнергии 0,08-0,12 $/кВт·ч, суммарная мощность в США 400 МВт при стоимости 3 $/кВт. СЭС работает в пиковом режиме при отпускной цене за 1 квт·ч электроэнергии в энергосистеме: с 8 до 12 часов - 0,066 $, а с 12 до 18 часов - 0,353 $. КПД СЭС может быть увеличен до 23% - среднего КПД системных электростанций, а стоимость электроэнергии снижена за счет комбинированного изготовления электрической энергии и тепла. Основным технологическим достижением такого проекта является создание Немецкой фирмой Flachglass Solartechnik Gmb технологии производства стеклянного параболо-цилиндрического концентратора длиной 100 м с апертурой 5,76 м, оптическим КПД 81% и ресурсом работы 30 лет. Одной из наиболее перспективных технологий солнечной энергетики является создание фотоэлектрических станций с солнечными элементами на основе относительно дешевого кремния, которые превращают в электрическую энергию прямую и рассеянную составляющие солнечной радиации с КПД 12-15%. Лабораторные образцы имеют КПД 23%. Мировое производство солнечных элементов превышает 50 Мвт в год и увеличивается ежегодно на 30%. В США существует несколько экспериментальных фотоэлектрических станций мощностью от 0,3 МВт до 6,5 МВт, которые работают на энергосистему. Вторая фаза массового производства и использования СЭС в энергосистемах связана с созданием технологий и материалов, которые разрешают снизить стоимость установленной мощности приблизительно в 5 раз, до 0,50 $/Вт, а стоимость электроэнергии до 0,07-0,08 $/кВт·ч. Принципиальным ограничением для такого снижения стоимости является высокая стоимость кремния солнечного качества (40 - 100 $/кг). Поэтому создание новых технологий получения кремния, которые обеспечивают радикальное (на порядок) снижение его стоимости, является задачей номер один перечня альтернативных технологий в энергетике. Ситуацию с солнечным кремнием можно сравнить с ситуацией с алюминием после его открытия в 1825 г., когда он стоил как серебро и использовался для украшений. Только после разработки технологии электролиза в 1886 г. алюминий стал дешевым и доступным материалом. Содержимое кремния в земной коре составляет 29,5%. Солнечный кремний с чистотой 99,99% стоит столько же, сколько уран для АЭС, хотя содержимое кремния в земной коре превышает содержимое урана в 100000 раз. Мировые достоверные запасы урана оцениваются в 2763000 т. Урановый топливный цикл, который включает производство гексафторида урана, значительно более сложный и опасный хлорсиланового способа получения солнечного кремния. Учитывая рассеянность и маленькое содержимое урана в земной коре в сравнении с кремнием, тяжело понять, чему урановое топливо для ядерных реакторов и кремний для солнечных электростанций имеют одинаковую стоимость. Существуют несколько причин, которые объясняют такую ситуацию. В развитие технологии и производство урана вложены миллиардные средства, которые выделялись, в основными, по воинским программам, поэтому объемы производства урана в 6 раз превышают объемы производства солнечного кремния. Хлорсилановая технология производства солнечного кремния, разработана около 40 лет тому, до сих пор практически не изменилась, сохранив все отрицательные черты химических технологий 50-х лет: высокая энергоемкость, низкий выход кремния, экологическая опасность. Основной материал для производства кремния - кремнезем в виде кварцита или кварцевого песка - составляет 12% от массы литосферы. Большая энергия связи Si - 464 кдж/моль обуславливает большие затраты энергии на реакцию восстановления кремния и следующее его очищение химическими методами - 250 квт·ч/кг, а выход кремния составляет 6-10%. С 1970 года в СССР, Германии, Норвеги и США проводились исследование создания технологий получения кремния, которые выключают хлорсилановий цикл. После двухлетнего цикла исследований в СССР эти работы были исключены из национальной программы. В 1974 году фирма Сименс (Германия) и в 1985 году фирма Елкем (Норвегия), вместе с компаниями США Дау Корнинг и Эксон сообщили о завершении разработки технологии получения солнечного кремния карботермическим восстановлением в особенности чистых кварцитов из КПД солнечных элементов 10,8-11,8%. В 1988 году о разработке солнечной технологии сообщили японские фирмы Nippon sheet glass и Kawasaki Steel Corp. В 1990 году КПД элементов из солнечного кремния составил 14,2% в сравнении с 14,7% из хлорсиланового кремния. Новая технология производства кремния солнечного качества методом прямого восстановления из природно-чистых кварцитов имеет следующие характеристики: затраты электроэнергии 15-30 квт*ч/кг, выход кремния 80-85 %, стоимость кремния 5-15 $/кг. В случае применения этой технологии в широких масштабах стоимость солнечных элементов и модулей составит 0,7-1,4 $/Вт и 1,0-2,0 $/Вт соответственно, а стоимость электроэнергии 0,10-0,12 $/кВт·ч. В новой технологии химические методы заменены на экологически приемлемые электрофизические методы. Для реализации подобных проектов в Украине необходима комплексная государственная инвестиционная поддержка с привлечением заграничных инвесторов для развития новых энергетических технологий, в первую очередь технологии производства солнечного кремния. Имеющиеся в Министерства топлива и энергетики слишком скромные финансовые средства следует тратить не на демонстрационные проекты, а на создание новых технологий, оборудование и производственных мощностей. Развитие фотоэлектрической области будет требовать, кроме солнечного кремния, создание производства специального закаленного стекла с низким содержимым железа, алюминиевого проката, электронных регулирующих устройств. В Украине соответствующие производственные мощности существуют. Известно, что солнечная электростанция, которая работает на энергосистему, может не иметь суточного и сезонного аккумулирования, если ее мощность составляет 10-15 % от мощности энергосистемы. Это отвечает мощности СЭС 40 ГВт, для размещения которой будет нужна площадь солнечных элементов около 400 км2. Расчет и опыт эксплуатации СЭС показывает, что почасовое изготовление электроэнергии, пропорционально изменению солнечной радиации в продолжение дня, в значительной степени отвечает дневному максимуму нагрузки в энергосистеме. Поскольку удельная стоимость СЭС не зависит от ее размеров и мощности, в ряде случаев целесообразным является модульное размещение СЭС на крыше сельского дома, коттеджа, фермы. Собственник СЭС будет продавать электроэнергию энергосистеме в дневное время и покупать ее у энергетической компании по другому счетчику в ночные часы. Преимуществом такого использования, кроме политики поощрения маленьких и независимых производителей энергии, есть экономия на опорных конструкциях и площади земли, а также соединение функции крыши и источника энергии. В завершение остановимся на некоторых общих предположениях относительно путей развития мировой цивилизации. Поскольку кремний занимает в земной коре по массе второе место после кислорода, можно предположить, что от первоначальных людей с примитивными кремниевыми орудиями работы человечество через тысячи лет переходит к периоду, в котором как конструкционные материалы будут использованы керамика, стекло, силикатные и композиционные материалы на основе кремния, а как глобальный источник энергии - кремниевые солнечные электростанции. Проблемы суточного и сезонного аккумулирования, возможно, будут решены с помощью солнечно-водородной энергетики, а также широтного расположения солнечных электростанций и новых энергосберегающих систем передачи между ними. Учитывая то, что 1 кг кремния в солнечном элементе вырабатывает за 30 лет 300 МВт·ч электроэнергии, легко подсчитать нефтяной эквивалент кремния. Прямое перечисление электроэнергии 300 МВт·ч с учетом теплоты сгорания нефти 43,7 МДж/кг дает 25 т нефти на 1 кг кремния. Если для ТЭС, которое работает на мазуте, принять ККД 33%, то 1 кг кремния по вырабатываемой электроэнергии эквивалентный приблизительно 75 тоннам нефти. В связи с высокой надежностью срок службы СЕС за основным компонентом - кремнием - и солнечными элементами может быть увеличен до 50 - 100 лет. Для этого потребуется исключить из технологии герметизации полимерные материалы. Единственным ограничением может оказаться необходимость их замены на более эффективные. КПД 25-30% будет достигнут в производстве в ближайшие 10-20 лет. В случае замены солнечных элементов кремний может быть использован повторно и количество циклов его использования не имеет ограничений во времени.
Гост р 51541-99. Новая страница 1. Vnisi-schreder. Ебрр подерживает усилия уральскогогорода усовершенствовать системуцентрального отопления. Бюллетень. Главная -> Экология 
|