|
| |
|
Главная -> Экология
Міністерство освіти і науки укра. Переработка и вывоз строительного мусораИ. Г. Грицевич, А.Ю. Колесов, ЦЭНЭФ 1. Введение Одним из обязательств Российской Федерации, как Стороны РКИК ООН, включенной в Приложение 1, является ежегодное представление доклада о национальной эмиссии парниковых газов. Однако пока ни одного ежегодного доклада об инвентаризации не было официально представлено в Секретариат РКИК ООН. «Межрегиональный проект разработки систем мониторинга и отчетности о выбросах парниковых газов в России» осуществлялся в России силами Центра по эффективному использованию энергии (ЦЭНЭФ) и WWF России в сотрудничестве с рядом региональных организаций и экспертов в период с 1999 по 2004 гг. при поддержке Группы передовых международных исследований Северо-западных Тихоокеанских Национальных лабораторий США и финансовой поддержке Агентства по защите окружающей среды США. В 2000-2002 гг. в семи регионах России, отличающихся друг от друга как по размеру, так и по экономическому развитию и структуре экономики, были проведены инвентаризации выбросов парниковых газов в полном соответствии с Пересмотренным руководством МГЭИК и его русской версией. Было продемонстрировано, что детальная инвентаризация выбросов ПГ в регионах России, в основном удовлетворяющая требованиям МГЭИК, возможна. В качестве завершающей стадии проекта, в 2004 г. была проведена национальная инвентаризация выбросов ПГ от энергетических процессов в России за 1990, 2000 и 2001 гг. В рамках проекта было разработано и опробовано Практическое руководство по использованию существующих официальных источников статистической информации по энергетике России для проведения инвентаризации ПГ в соответствии с Пересмотренным руководством МГЭИК. 2. Инвентаризация выбросов парниковых газов от энергетических процессов в России Сжигание топлива на энергетические нужды дает наибольший вклад в эмиссию ПГ в России. Выбросы образуются в результате разнообразной экономической деятельности, включая добычу, транспортировку и переработку большинства ископаемых топлив, таких как нефть, природный газ и уголь, а также производство электро- и теплоэнергии. В соответствии с Пересмотренным руководством МГЭИК, для инвентаризации выбросов парниковых газов в работе использовались два подхода: (1) Базовый подход и (2) Подход по категориям источников. В случае Базового подхода была посчитана эмиссияCO2 от сжигания большинства ископаемых видов топлива; оценки эмиссии NOx иCH4 проводились только в соответствии с Подходом по категориям источников. 2.1 Базовый подход В соответствии с Базовым подходом, оценка выбросов парниковых газов проводится на основе данных об общем производстве, экспорте и импорте различных видов ископаемого топлива в стране. При использовании базового подхода, для перехода от энергетических единиц к тоннам CO2 используются усредненные коэффициенты содержания углерода в топливе и его неокислившейся части для каждого вида топлива. Результаты оценки эмиссия CO2 с использованием Базового подхода приведены в Таблице 1. Таблица 1: Результаты оценки эмиссии CO2 в России с использованием Базового подхода, Gg CO2. Год Жидкое топливо Твердое топливоl Газообразное топливо Всего 1990 779717.74 728550.79 855879.27 2364147.80 2000 369023.60 468676.24 697125.70 1534825.53 2001 381757.36 468733.62 743844.63 1594335.60 Общая эмиссия CO2 в 2000 г. была на 35% меньше, чем в 1990 г. Выбросы, связанные со сжиганием твердого топлива уменьшились на 36% к 2000 г. и немного выросли к 2001 г. Динамика выбросов углекислого газа, связанных со сжиганием природного газа, была примерно такой же: за 19% спадом в период 1990–2000 последовал небольшой рост в 2000–2001 гг. Несмотря на общую тенденцию сокращения эмиссии, связанной со сжиганием жидкого топлива (53% за период 1990–2000), в период 2000–2001 гг. наблюдался ее некоторый рост. Сжигание природного газа вносит наибольший вклад в общую эмиссию углекислого газа (более 45% в 2000 г.). В 2001 этот вклад вырос до 46,7%. Вклад твердого топлива сократился с 31% в 1990 г. до почти 29% в 2000 г., а доля выбросов от сжигания жидкого топлива уменьшилась с 33% до 24%. Общая эмиссия, связанная с энергетическими процессами, существенно уменьшилась за период с 1990 по 2000 гг. и начала снова расти в 2000–2001 гг. Однако она все равно оставалась на 33% ниже уровня 1990 г. 2.2 Расчет выбросов по категориям источников 2.2.1 Эмиссия CO2 Выбросы парниковых газов, связанные со сжиганием топлива на энергетические нужды России, были оценены с использованием подхода по категориям источников в полном соответствии с пересмотренными Руководящими принципами МГЭИК 1996 года с использованием энергетических балансов и данных по потреблению различных видов топлива из официальных статистических докладов Российской Федерации. Деление на категории источников было приведено в соответствие с форматами Международного энергетического агентства: (1) Энергетика - тепловые электростанции (ТЭС), включая электростанции и ТЭЦ РАО ЕЭС (ГРЭС), прочие электростанции, а также муниципальные и промышленные котельные, отпускающие энергию в сети общего пользования на нужды электро- и теплоснабжения, а также предприятия топливной промышленности (НПЗ, ГПЗ и т.п.); (2) Промышленность и строительство - предприятия всех отраслей промышленности, в том числе черная металлургия, цветная металлургия, химическая и нефтехимическая промышленность, легкая промышленность, пищевая, лесная (лесозаготовка) и деревообрабатывающая, и целлюлозно-бумажная, машиностроительная, производство строительных материалов и собственно строительство и пр.; (3) Транспорт, включает железнодорожный, воздушный, водный, автомобильный и трубопроводный; (4) Коммунально-бытовой сектор включает социальную сферу услуг, городское хозяйство, торговлю, общественное питание и услуги; (5) Население - Учитывается расход топлива, сжигаемого в домашнем хозяйстве на различные энергетические нужды, за исключением транспортных; (6) Сельское хозяйство - Учитывается расход топлива, сжигаемого стационарными и мобильными источниками при проведении различных сельскохозяйственных работ организациями любых типов. Коэффициенты эмиссии, специфичные для угля и природного газа, которые использовались в работе, основаны на расчетах РАО ЕЭС России, проведенных специально для целей инвентаризации. Оценка выбросов парниковых газов по категориям источников, связанных со сжиганием топлива на энергетические нужды в 1990 г. была проведена на основе энергетического баланса России, как части энергетического баланса СССР 1990 г., приведенного в соответствие со стандартом МЭА. Статистические формы, содержащие данные о годовом производстве и потреблении различных видов топлива, были использованы в качестве первичного источника информации для составления энергетических балансов для 2000 и 2001 гг., приведенных в соответствие с форматом МЭА. Так, данные энергетического баланса по потреблению природного газа топливной промышленностью учитывались в разделе «Энергетика». Данные об отпуске автобензина и дизельного топлива населению учитывались в разделе «Транспорт», так как объемы их использования в других целях представляются крайне незначительными. Итоговые данные по выбросам ПГ, связанных с энергетикой, приведены в Таблице 2. Таблица 2. Результаты оценки выбросов парниковых газов, связанных с энергетикой России, Гг в год Год Категории источников ПГ CO2 CH4 N2O NOx CO НМУ 1990 Выбросы, всего 2316105 11779 18 7710 16818 2847 (A) Сжигание топлива 2297042 356 18 7710 16818 2847 (1) Энергетика и топливная промышленность 1249856 25 10 3438 398 89 (2) Промышленность и строительство 379034 25 3 919 306 42 (3) Транспорт 358834 32 2 2313 11532 2160 (4) Коммунально-бытовой сектор 68203 66 1 87 1460 166 (5) Население 84544 177 1 86 1455 154 (6) Сельское хозяйство 56115 19 1 772 819 148 (7) Прочие 100456 12 1 95 846 87 (B) Выбросы, связанные с утечками 19063 11423 0.03 0 0 0 (1) Твердое топливо 0 2532 0 0 0 0 (2) Нефть и природный газ 19063 8891 0.03 0 0 0 2000 Выбросы, всего 1522009 10563 11 4795 10543 1829 (A) Сжигание топлива 1508053 240 11 4795 10543 1829 (1) Энергетика и топливная промышленность 888332 16 6 2422 303 66 (2) Промышленность и строительство 198347 14 2 487 171 24 (3) Транспорт 267446 23 1 1710 8085 1521 (4) Коммунально-бытовой сектор 46876 18 1 53 588 63 (5) Население 70919 138 1 75 1044 108 (6) Сельское хозяйство 16236 28 0 29 341 44 (7) Прочие 19896 2 0 18 11 2 (B) Выбросы, связанные с утечками 0 10323 0.02 0 0 0 (1) Твердое топливо 0 1663 0 0 0 0 (2) Нефть и природный газ 13956 8660 0.02 0 0 0 2001 Выбросы, всего 1534600 10176 11 4902 9942 1704 (A) Сжигание топлива 1520162 196 11 4902 9942 1704 (1) Энергетика и топливная промышленность 869682 16 6 2367 292 64 (2) Промышленность и строительство 204797 15 2 514 197 25 (3) Транспорт 248894 21 1 1667 7247 1364 (4) Коммунально-бытовой сектор 84985 21 1 91 927 97 (5) Население 74686 100 1 85 779 83 (6) Сельское хозяйство 15037 9 0 158 258 41 (7) Прочие 22080 14 0 20 242 29 (B) Выбросы, связанные с утечками 0 9980 0.03 0 0 0 (1) Твердое топливо 0 1776 0 0 0 0 (2) Нефть и природный газ 14438 8204 0.03 0 0 0 Результаты вычислений показывают, что сжигание топлива в энергетическом секторе вносит наибольший вклад в эмиссию CO2 и его доля немного выросла с 54% в 1990 до более чем 58% в 2000 г. и 57% в 2001 г. Такая тенденция может быть объяснена тем, что снижение выбросов в этом секторе было меньше (всего 30% в период 1990-2000гг.), чем в других секторах, за исключением транспорта и населения. В то время как в 1990 г. транспорт был на третьем месте по вкладу в суммарные выбросы (почти 16%), в 2000 г. его доля возросла до 18% и вышла на второе место, в то же время промышленность опустилась на третье место и ее доля уменьшилась с 17% до 13% за тот же период времени. Вклады транспорта и промышленности в общую эмиссиюCO2 сохранились примерно на том же уровне и в 2001 г.: 16% и 13%, соответственно. Суммарная эмиссия от транспорта уменьшилась на 31% в период с 1990 по 2001 г. Выбросы от железнодорожного транспорта в 2000 г. сохранились на уровне 1990 г. и даже выросли в 2001 г., в то время как эмиссия от авиационного транспорта существенно сократилась (более чем на 60%). Наибольший вклад в выбросы внес автомобильный транспорт (более 40% от суммарной эмиссии от транспорта в 1990 г.) и его доля сохранилась на том же уровне в 2000 и 2001 гг., как и в 1990 г. Доля коммунально-бытового сектора и населения в суммарной эмиссии ПГ была относительно небольшой в период 1990–2000 и в 2001 г.: 3%, 4% и 5% соответственно. Выбросы от коммунально-бытового сектора уменьшились на 31% с 1990 по 2000 г. Выбросы от сектора Население уменьшились на 16% за тот же период. Такая динамика прежде всего связана с невысоким качеством отчетности о потреблении топлива на отопление как мелкими предприятиями и организациями, которые в соответствии с законодательством представляют упрощенные статистические отчеты, так и населением, проживающим в частных домах и не предоставляющим никакой отчетности о потреблении топлива. Качество информации о потреблении топлива в сельском и лесном хозяйстве также невысоко. Динамика выбросов от этого сектора сходна с остальными, а именно: за период с 1990 по 2000 г. в этих секторах выбросы существенно уменьшились (в 2,5 раза). В первую очередь это произошло за счет мобильных источников. Базовым топливом для этих секторов остаются дизельное топливо - для мобильных источников, и уголь – для стационарных. Суммарная эмиссия CO2 от различных категорий источников уменьшилась с 2297042 Гг в 1990 г. до 1508053 Гг в 2000 г. и до 1520162 Гг в 2001 г., т.е. на 34%. Значения эмиссии CO2, полученные с использованием Подхода по категориям источников, составляют для 1990, 2000 и 2001 гг. 97%, 98% и 95% соответственно от результатов, полученных с использованием Базового подхода, что можно считать хорошим соответствием. 2.2.2 Эмиссия отличных от CO2 газов, связанная со сжиганием топлива Выбросы CH4,N2O,NOx,CO и NMVOC происходят от сжигания топлива во всех секторах, в то время как метан также может выделяться во время производства, переработки и транспортировки угля, нефти и нефтепродуктов, и природного газа. Все значения выбросов были определены в полном соответствии с методикой МГЭИК. Расчеты проводились с использованием тех же источников информации и за те же годы, что и вычисления выбросов CO2. Эмиссия метана, связанная со сжиганием топлива в России, уменьшилась в 2000 г. почти в 1,5 раза, по сравнению с 1990. Уровень эмиссии метана от сжигания топлива в 2001 уменьшился на 18% по сравнению с 2000 г. В 1990 г. сжигание угля населением внесло наибольший вклад в эмиссию метана. Сжигание дров было вторым по значению источником эмиссии метана в связи с большой интенсивностью использования дров населением для отопления. В 2000 и 2001 гг. уголь, который в основном использовался в электроэнергетике, стал причиной почти 50% эмиссии. Сжигание угля для производства электроэнергии и тепла было основным источником выбросовN2O, которые сократились примерно на 40% за период 1990–2001 гг. ЭмиссияN2O от сжигания топлива была вычислена на основе данных об объемах сжигания топлива различными секторами с использованием коэффициентов эмиссии МГЭИК, определенных для России. Энергетика является причиной 55% выбросов N2O в России. Сжигание топлива является наиболее значительным источником антропогенных выбросовNOx в России. Среди остальных секторов, наиболее важными источниками выбросов NOx являются энергетика и мобильные источники. Эти источники отвечали за 75, 86% и 82% выбросов NOx в 1990, 2000 и 2001 гг., соответственно. Угарный газ (CO) в основном образуется от автомобилей и от отопительных установок у населения. Выбросы СО от транспорта составили 69% от всей эмиссии СО в 1990 г., 77% - в 2000 г. и 73% - в 2001 г. Суммарная эмиссия СО уменьшилась почти на 40% за период с 1990 по 2001 гг. Выбросы НМУ (неметановые углеводороды, напр. олефины, кетоны, альдегиды) происходят в результате неполного сгорания топлива в мобильных источниках и в отопительных приборах у населения. Сжигание различных нефтепродуктов является причиной более чем 80% выбросов НМУ в России. Транспорт являлся причиной 76% выбросов НМУ в 1990 г. В 2000 и 2001 гг. его доля выросла до 83% и 80%, соответственно. С 1990 по 2001 г. суммарная эмиссия НМУ уменьшилась на 40%. 2.2.3 Эмиссия парниковых газов, связанная с утечками Выбросы парниковых газов в результате утечек были оценены в соответствии с рекомендациями Пересмотренных руководящих принципах МГЭИК 1990 г. и с использованием характерных для России коэффициентов эмиссии, используемых по умолчанию, и энергетических данных, доступных из официальных источников информации, которые были приведены в соответствие с форматами МЭА. Инвентаризация покрывает все выбросы от производства, переработки, транспортировки и использования угля, нефти и природного газа. Выбросы ПГ от непроизводственного сжигания топлива (сжигание в факелах) были также посчитаны. В течение 10 лет с 1990 по 2000 г. эмиссия метана, связанная с добычей угля, уменьшилась на 34%, в основном благодаря изменению структуры угледобычи. Выбросы метана, связанные с его утечками оставались относительно стабильными в период 1990–2001 гг., так как объемы транспортировки природного газа по магистральным трубопроводам изменились незначительно. 3. Выводы и рекомендации Первый основной вывод – вполне реально провести полную инвентаризацию выбросов парниковых газов в России, связанных с энергетическими процессами, в хорошем соответствии с методикой МГЭИК. Энергетика (или сжигание топлива на энергетические нужды и утечки, в соответствии с определением МГЭИК) является основным источником выбросов парниковых газов в России. Будущие успехи в инвентаризации ПГ в России будут зависеть от полноты и точности отчетности о потреблении топлива. Российская энергетическая статистика содержит данные, необходимые для проведения инвентаризации с использованием Базового подхода или подхода по Категориям источников методики МГЭИК. Анализ источников информации о производстве и потреблении энергии, существующих в России, показывает, что они содержат достаточно данных для детальной и полной инвентаризации выбросов CO2, но для корректной оценки эмиссии парниковых газов, отличных отCO2, возникающих при добыче угля, а также при добыче, переработке и транспортировке нефти и природного газа, необходимо использовать экспертные оценки. Для разработки эффективной системы инвентаризации выбросов парниковых газов от нефтяного и газового сектора необходимо провести дополнительные исследования.
НАЦІОНАЛЬНИЙ ТЕХНІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ УКРАЇНИ «КИЇВСЬКИЙ ПОЛІТЕХНІЧНИЙ ІНСТИТУТ» ІНСТИТУТ ЕНЕРГОЗБЕРЕЖЕННЯ ТА ЕНЕРГОМЕНЕДЖМЕНТА КАФЕДРА ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ РЕФЕРАТ «Турбодетандерні установки» По курсу ”Особливості енергозбереження по галузям економіки” Виконала студент V курсу Гр. ОН-82, ІЕЕ Назаров О. Перевірив: доц. Суходоля О.М. КИЇВ 2002 Енергетики сьогодні можуть одержати прекрасну можливість істотного збільшення власних потужностей, можливість виробляти додаткові десятки, сотні мегаватів електроенергії. У газових магістралях природний газ транспортується під тиском 35-55 атмосфер в залежності від віддалення від компресорної станції. Настільки високий тиск газу в магістралях приймається з чисто економічних розумінь з метою досягнення оптимального співвідношення між пропускною здатністю газопроводу і витратою енергії на перекачування газу. Для споживачів такий тиск газу зовсім не потрібно. Тому місцеві міські системи газопостачання мають стандартні тиски газу 12, 6 і 3 атмосфери, а в споживчі апарати природний газ подається з тиском 1-2 атмосфери. При існуючих практично у всіх країнах системах газопостачання зниження тиску відбувається в двох ступенях. У першій з них ( в Україні це – ГРС) тиск газу знижується до 3-12 атмосфер. В другій ступіні (в Україні - ГРП) тиск газу знижується до 1-2 атмосфер. Зниження тиску газу від магістралі до споживача в даний час на всіх ступінях здійснюється шляхом дроселювання з повною втратою надлишкової механічної енергії, раніше витраченої на стиск газу в компресорах. Як показують розрахунки, величина цієї втрати в середньому складає близько 77 Вт/м3. Це означає, що, наприклад, при річному споживанні газу порядку 16 млрд Нм3, загальна втрата енергії від дроселювання газу перевищує 1,2 млрд кВтч у рік, а в розрахунку на паливо 147 тис. тонн умовного палива в рік. Успіх у практичному рішенні цього питання значною мірою буде залежати від вдало обраної технології перетворення надлишкової механічної енергії природного газу. Технологія перетворення надлишкової механічної енергії стиснутого природного газу. Як показує аналіз і порівняно невеликий досвід утилізації механічної енергії стиснутого природного газу в системах газопостачання Росії та Білорусії, більше всього для цієї мети підходять турбодетандерні агрегати. Запропоновані ще в 1938р. академіком П. Л. Капіцей турбодетандери відрізняються простотою виготовлення, дешевиною і легкістю обслуговування. По конструкції вони являють собою одно- чи багатоступінчасту турбіну з нерухомими направляючими соплами і рухливими лопатками, розташованими на обертовому роторі (мал.1). Будучи з'єднаними з електрогенератором вони дозволяють одержувати електроенергію і промисловий холод. Принцип роботи заснований на тому, що газ з магістрального трубопроводу подають у детандер під високим тиском, він розширюється там і виходить з низьким тиском. Коли газ розширюється, його температура знижується, тому що він віддає при цьому теплову енергію. За рахунок зміни енергії газу відбувається робота: впливаючи при розширенні на соплові лопатки турбіни, газ змушує обертатися її вал. Лопатки перших двох ступіней виконані поворотними, що дозволяє при зміні тиску газу підтримувати номінальним його витрату в турбіні і тим самим стабілізувати вихідну потужність детандера. Вал турбіни зв'язаний з валом електрогенератора, чим і утворюється детандер-генераторний агрегат. Таким чином, енергія стиснутого газу, що викидалася колись в атмосферу, тепер перетвориться в електричну енергію без яких-небудь витрат палива. Газ же низького тиску з турбіни направляється споживачу. Мал.1 Технологічна схема турбодетандерної установки: 1 — перша ступінь турбодетандера; 2 — сепаратор (пропан + бутан + вода) — газ; 3 — друга ступінь турбодетандера; 4 — електрогенератор; 5, 6 — теплообмінники-холодильники; 7 — сепаратор (пропан + бутан) — вода; 8 — розділова перегородка турбодетандера. Відмінною рисою детандер-генераторних агрегатів є те, що газ перед детандером повинен бути підігрітий до такої температури, щоб на виході з детандера температура газу була не нижче 0 С. Це зв’язано з забезпеченням нормальних умов роботи як самого детандера, так і газових трубопроводів. Газ перед детандером підігрівається, як правило, до 80…120 С. Для підігріву газу на ДГА, встановлених на станціях пониження тиску (ГРС або ГРП), звичайно застосовують теплообмінники, в котрих середовищем, що гріє являється вода, нагріта в котлах. Але це є недоліком установки, так як для цього в котлах потрібно спалювати органічне паливо, що негативно впливає на екологію. Позбутися цього недоліку можливо, використовуючи для підігріву газу перед детандером теплонасосну установку (ТНУ). При цьому енергія для обертання компресора теплонасосної установки подається від електрогенератора детандер-генераторного агрегата. Таким чином, біля 30% виробленої генератором електроенергії іде на забезпечення роботи теплонасосної установки, а 70% електроенергії – може бути віддано в зовнішню мережу або використано для покриття власних потреб підприємства. Ефективність роботи турбодетандера можна оцінити на прикладі зстосування данної установки на ГРС “Східна”, що знаходиться в м. Мінськ. На ГРС “Східна”природній газ дроселюється з початкового розрахункового тиску 55 атмосфер до 12 атмосфер в першій ступені та 6 атмосфер в другій. Проектна витрата газу через ГРС складає 2.38 млрд.Нм3 в рік. Принято, що через турбодетандерну установку буде пропускатись не більше 70% річного газового потоку в цілях забеспечення порівняно рівномірної її загрузки на протязі доби з приближенням до базового режиму. Попередні розрахунки показали, що на ГРС“Східна” може бути встановлена двухблочна турбодетандерна установка з загальною встановленою електричною потужністю 10 МВт. В процесі експлуатації данної установки було встановлено, що запропонована турбодетандерна установка виділяється високою економічністю, потребує в 5 разів менше затрат та забезпечує річну економію паливних ресурсів природного газу в розмірі не менше 25 тис. тон умовного палива. В Україні на даний момент потенційна енергія газу при пониженні тиску на ГРС для виробництва електроенергії не використовується. Використовують турбодетандери з 1971 р. в установках низькотемпературної сепарації газу для виділення вуглеводневого конденсату при осушуванні газу на промислах. Україна має достатній науково – технічний потенціал, відпрацьовані технології та виробничі потужності, які можуть забезпечити розробку та виробництво високоефективних турбодетандерних установок різної потужності, будівництво та експлуатацію електростанцій. Так виробничі потужності ВАТТ “ІВП”ВНІПІТРАНСГАЗ” (м. Київ) , АО “Мотор Січ “ (м. Запоріжжя), ВО”Енергія” та АО “Констар”(м. Кривий Ріг) дозволяють виробляти турбодетандерні установки потужністю 0,1…6 МВт, як для внутрішнього, так і для зовнішнього ринків. Так, враховуючи позитивний досвід експлуатації турбодетандерів на промислах, було розроблено і виготовлено в 1991р. турбодетандерну установку УТДУ-2500 для вироблення електроенергії на ГРС. Фактична середньодобова електрична потужність її становить 2050 кВт при номінальній потужності 2,5 МВт. В УТДУ-2500 застосовано п’ятиступеневу розширювальну турбіну з ККД 0,8. Для використання енергії надлишкового тиску паливного газу газоперека-чувальних агрегатів на компресорних станціях розроблено установку УКС-2-300, де застосовується одноступенева радіальна турбіна з генератором потужністю 300 кВт. Для газорегулювальних пунктів( ГРП) в 1992р. розроблено детандер-генераторний агрегат ДГА-5000 потужністю 5 МВт. Два таких агрегати працюють на ТЕЦ-21 Мосенерго. У 2000р. розроблено і виготовлено турбодетандерну електростанцію ЕТД-1000 для вироблення електроенергії на ГРС. Парший зразок ЕТД-1000 потужністю 1 МВт в ході реалізації “Програми розвитку енергетики на базі когенераційних технологій” вже монтується на ГРС-1 м. Запоріжжя, пуск передбачено на кінець 2002 р. У 2001 р. розроблено і виготовлено дослідній зразок турбодетандерного агрегату з принципіально новим приводом – струминно – реактивною турбіною. Проводиться розробка параметричного ряду турбодетандерів з струминно – реактивними турбінами в діапазоні потужності 50 – 500 кВт. Ця розробка може суттєво розширити область використання скидного енергопотенціалу за рахунок використання ТДУ невеликої потужності. В 2001 р. , на замовлення Держкоменергозбереження, Інститутом електродинаміки НАН України було проведено аналіз енергетичного потенціалу надлишкового тиску природнього газу в газотранспортних мережах областей України ( в якому взято до уваги розроблене ВАТТ “ІВП”ВНІПІТРАНСГАЗ” техніко – економічне обгрунтування використання утилізаційних турбодетандерних установок різної потужності на газорозподільчих станціях (ГРС), газорегуляторних пунктах (ГРП) та котельних установках, а також визначений перелік об’єктів першочергового впровадження цих установок), згідно якому першочергова потреба в утилізаційних турбодетандерних установках (з утилізаторами холоду) буде складати: потужністю до 0,1 МВт – 2000 шт.; потужністю 1,0 МВт – 30 шт.; потужністю 2,0 МВт – 14 шт.; потужністю 6,0 МВт – 42 шт. В Україні розміщено 1100 ГРС і ще більше ГРП. До 500 ГРС можна забеспечити турбодетандерними електростанціями. Сумарна потужність утилізаційних турбодетандерних установок може скласти більше ніж 500 МВт. Держкоменергозбереження вважає, що використання потенційної енергії надлишкового тиску природнього газу в газотранспортних мережах, як один із засобів когенерації, являється одним із перспективних напрямків рекуперації енергії, яка цілком відповідає політиці енергозбереження в Україні та задачі Програми державної підтримки розвитку нетрадиційних та відновлювальних джерел енергії та малої гідро- та теплоенергетики. При експлуатації турбодетандерних установок, крім економічних складностей, існують також технічні та організаційні ( утворення газогідратів, проблеми з використанням значної кількості холоду, який отримується при роботі ТДУ, необхідність попереднього підігріву газу перед подальшою подачеюйого в трубопровід, а також зміни в об’ємах та режимах обслуговування установок і т. д.). Враховуючи це, доцільно проводити введення когенераційних технологій поступово, на тих об’єктах, де це економічно доцільно та підтверджено ретельним техніко – економічним розрахунком, з одночасною наробкою досвіду єксплуатації цих установок. Крім того, в діючих на сьогодні Правилах користування електричною енергією на жаль не передбачені взаємовідносини між електропередаючими, електропостачальними організаціями та суб’єктами господарювання, які бажають працювати в когенераційних режимах. На практиці, враховуючи режими роботи ГРС, це приводить до незгодженості технології передачі виробленої ТДУ електроенергії до загальної мережі і породжує дуже високу вартість робіт по підключенню по вимогам електропередаючих організацій, які, нарешті, відображаються на ефективності використання ТДУ та гальмує темпи нарощування об’ємів рекуперації енергії за рахунок використання скидного енерготехнологічного потенціалу. Звичайно ж, детандер-генераторні установки не можуть скласти конкуренції великим електростанціям, але в перерахуванні на кіловат потужності вони вимагають набагато менших (у 3-5 разів) капітальних витрат - від 320 до 400 доларів, тоді як на кожен вироблюваний на звичайній електростанції 1 КВт буде потрібно вкласти 600-700 доларів США. Вартість станції потужністю 6-7 МВт у такий спосіб у підсумку складе 3-5 мільйонів доларів. Вартість же самого турбодетандера потужністю 6-7 МВт складає біля мільйона доларів. Їх можна досить швидко, за кілька місяців, розміщати на територіях уже діючих теплових станцій, окупаються вони за 2,5-3 роки, а саме головне - вони екологічно чисті. Описані джерела енергоресурсів можуть бути використані переважно на тих підприємствах, де вони і виникають. Налагодивши утилізацію цих енергоресурсів, підприємства будуть надійно застраховані від перебоїв з подачею енергоресурсів ззовні. Вони можуть також значно скоротити свої витрати на електроенергію, одержуваної з енергосистеми за рахунок скорочення її споживання в пікові періоди, коли тарифи найвищі. Як водиться (оскільки у своїй батьківщині пророків немає) пошлемося на досвід розвитих країн: у США, Канаді, Італії, Франції й інших країнах немає ГРС і ГРП без турбодетандерних установок, потужність яких має діапазон від 20 Квт до 10,0 МВт. Енергосистема, і всі інші теж будуть у виграші, оскільки більше енергоресурсів надійде тим споживачам, яких колись відключали. Література 1. Сотни МВт без дополнительного топлива. 2. Механическая энергия сжатого природного газа как источник энергоснабжения на примере СЭЗ « Минск». 3. / KE today 4. 5. Энергосбережение и водоподготовка №4 1999г. Получение экологически чистой электроэнергии при утилизации энергии давления транспортируемого природного газа. 6. Энергосбережение и водоподготовка №2 2001г. Основные результаты эксперементального исследования детандер-генераторного агрегата. 7. Энергосбережение №6 2001г. Автономное энергообеспечение на основе вторичных и низкопотенциальных энергетических ресурсов. 8. Нафтова і газова промисловість 2002. №3 Струминно – реактивна турбіна з генератором для виробництва електроенергії на ГРС.
Технические требования к системамкоммерческого учета электроэнергии. Технічне завдання на послуги зпідтримки створення енергосервісноїкомпанії. Как встретить морозы с минимальн. Факелы ценою в миллиарды. New page 1. Главная -> Экология 
|