| Главная страница ДонНТУ | Страница магистров ДонНТУ | Поисковая система ДонНТУ |
|
Сазанова Ирина ИгоревнаФакультет: Экологии и химической технологииКафедра: Прикладной экологии и охраны окружающей средыГруппа: ЭП-07мТема магистерской работы:Реализация механизмов Киотского протокола в Донецкой областиНаучный руководитель: Панасенко Анатолий Иванович
|
Реализация механизмов Киотского протокола
в Донецкой области
1 Причины подписания Киотского протокола Украиной и возможные пути реализации его положений в Донецкой области
Одной из острых проблем современности является глобальное потепление климата, вызванное так называемым «парниковым эффектом», который возникает вследствие увеличения концентрации в атмосфере оксида углерода, метана, оксида азота (IV) и галогеноводородов. Увеличение концентрации оксида углерода показано на рисунке 1.
Рисунок 1 – График содержания углекислого газа в атмосфере
Зафиксировано, что за последние 100 лет средняя температура Земли возросла на 0,8 оС. Последствия таких климатических изменений могут быть серьезными: возникнет дефицит пресной воды и рыбных ресурсов, сократятся площади лесов, будет происходить опустынивание и засоление плодородных почв. Дальнейшее повышение уровня Мирового океана вследствие таяния ледников (за последнее столетие его уровень повысился на 10 см ) приведет к затоплению большей части территории таких стран, как Бангладеш и Нидерланды, всей дельты Нила, Мальдивских островов и др.
В западных, северных и центральных областях Украины потепление климата приведет к резким перепадам давления, что станет причиной увеличения частоты появления ураганных ветров, обильных осадков, сопровождающихся паводками. Восточные и южные области Украины будут находиться преимущественно в зоне высокого давления, что приведет к достижению рекордно высоких температур.
Во избежание вышеуказанных негативных последствий необходимо принять меры по стабилизации выбросов парниковых газов.
Инструментом их стабилизации является принятый международным сообществом Киотский протокол 1997 года. Украина подписала его 15 марта 1999 года, а 4 февраля 2004 года – ратифицировала. Обязательства Украины как стороны Киотского протокола – на протяжении 5 лет (2008 –2012 г.г.) не превысить объем выбросов парниковых газов уровня 1990 года. Достигнуть этого можно путем экономических механизмов международной кооперации, заложенных в протоколе, которые получили название «гибких механизмов Киотского протокола»: торговли квотами на выбросы, механизмов чистого развития и проектов совместного осуществления.
Для Украины в настоящее время единственно возможным путем реализации «гибких механизмов Киотского протокола» остаются проекты совместного осуществления (Украина включена в приложение 1 РКИК и не может выступать принимающей стороной в проектах механизма чистого развития, а для торговли квотами еще не сформирован внутренний рынок). На Донецкую область приходится пятая часть промышленного потенциала Украины, что обеспечивает большое количество загрязняющих веществ в атмосферном воздухе – в 2005 году оно составило около 1640 тыс. т. (или 36,8 % от общеукраинских выбросов), в т.ч. и парниковых газов - например, метана было выброшено в атмосферный воздух около 500 тыс. т. Поэтому на территории Украины имеется хорошая перспектива внедрения проектов совместного осуществления по таким направлениям, как утилизация шахтного метана, модернизация оборудования на предприятиях коксохимической, металлургической и химической промышленности, реконструкция коммунальных систем теплоснабжения, сбор и утилизация выбросов метана на полигонах ТБО, лесонасаждение, внедрение альтернативных источников энергии и др.
Рассмотрим проекты внедрения когенерационных систем в угольной промышленности и коммунальном секторе как пример проектов совместного осуществления.
2 Когенерационная установка на шахте им. Засядько
Энергетическая стратегия Украины предусматривает, что к 2030 году добыча угля вырастет на 50 млн тонн (до 130 млн). Это позволит резко сократить потребление отечественной экономикой быстро дорожающего природного газа. Однако пока не разработаны механизмы снижения уровня опасности шахтных работ. Государство, которое не может вернуть прибыльность старым шахтам, не сделает их и более безопасными. Здесь не обойтись без привлечения частного капитала. Утилизация метана должна всячески поощряться государством — это будет способствовать решению энергетической и экологической проблем, поскольку Украина является одним из крупнейших источников выбросов этого газа в Европе.Но метан — не такой простой газ. Добыть его в Украине очень сложно. Прежде всего это связано с различной газоносностью угольных пластов и околоугольных пород, устаревшими системами дегазации или их отсутствием (рис.2).
Рисунок 2 – Диаграмма количества шахт с искусственной дегазацией
Система дегазации шахт в Украине значительно отличается от европейской. У нас ее проектировали на выброс полученного метана за пределы горной выработки, не учитывая перспектив использования этого газа в качестве топлива. Поэтому его большая часть уходит через системы вентиляции. В системе дегазации у нас до сих пор используются ржавеющие металлические трубы, а также вакуум-насосные станции с водокольцевыми насосами, что приводит к попаданию в извлекаемый газ значительного количества воды. Из-за плохой герметичности в метан также проникают воздух, а ввиду отсутствия подземной системы фильтрации — угольная пыль. В итоге, на выходе мы получаем метан, который сложно использовать для выработки электричества. Его нужно дополнительно очищать, поскольку любое оборудование долго на таком газе работать не сможет. В Европе применяются пластиковые трубы, вакуум-насосные станции на основе винтовых машин, эффективные системы очистки метана от пыли. Поэтому зарубежным специалистам, которые предлагают развивать технологии утилизации по европейскому сценарию, придется потратить дополнительное время на создание адекватных технологий подготовки газа. Но средств для полной замены оборудования в системе дегазации у большинства шахт сегодня нет. К примеру, чтобы внедрить новую дегазационную систему на шахте «Комсомолец Донбасса», только в этом году компании ДТЭК понадобится 19,5 млн. гривен. У многих, в основном государственных, шахт не хватает денег и на установку систем утилизации метана. Система утилизации стоит недешево. Так что в лучшем случае шахты могут установить котельную, работающую на извлеченном газе. Выработанное тепло идет на подогрев воды, сушку одежды, отопление шахтного ствола и административных строений. Ждать, пока у шахт появятся средства, не имеет смысла. Хотя бы потому, что добычу шахтного метана можно финансировать за счет привлечения средств от реализации Киотского протокола. Эту возможность открывает один из его механизмов — проекты совместного осуществления. Так, снизив выбросы парниковых газов, впоследствии предприятия смогут продать полученные единицы сокращения выбросов (ЕСВ) на международном рынке. По различным оценкам, ежегодно под отдельные проекты в Украине этот механизм позволит привлекать от 1,5 до 50 млн евро. К примеру, на шахте с высоким выходом газа на эти деньги можно построить когенерационную станцию. Затем, чтобы улучшить качество извлекаемого метана, вложить средства в модернизацию системы дегазации, а после этого вполне можно увеличить мощность станции, что опять-таки принесет дополнительные средства от желающих купить единицы сокращения выбросов. Но вся эта схема будет работать только при условии, что на начальном этапе реализации появится инвестор. Рассматривая будущего партнера, инвеcторы в первую очередь обращают внимание на его экономическую ситуацию. У угольной отрасли финансовых проблем хоть отбавляй. Большинство шахт нерентабельно, поэтому гарантировать возвращение денег в случае недополучения необходимого количества квот они не могут. Тех средств, которые доходят до шахт от Министерства угольной промышленности, едва хватает на поддержание горных работ. Государственные шахты к тому же еще и не являются юридическими лицами, так что осуществлять какие-либо проекты без разрешения Минуглепрома они не могут.
Лучший выход из ситуации — лизинг оборудования. Лизинговая компания закупает оборудование для шахты под свои гарантии, получает от инвестора средства на реализацию проекта, гарантирует ему либо возврат денег, либо квот, а с шахтой делит прибыль на основе договора о совместной деятельности. В этом случае шахта позволяет лизинговой компании утилизировать метан и получать электроэнергию по льготным ценам. В Украине постепенно формируется рынок киотских квот. Не остается в стороне и государство. Минуглепром создал хозрасчетную структуру — дочернее предприятие «Центр альтернативных видов топлива» — с помощью которой надеется контролировать реализацию проектов по утилизации шахтного метана на государственных предприятиях. Функции финансового посредника между продавцами и покупателями ЕСВ пытается получить и Минприроды. Созданное в марте этого года Агентство по зеленым инвестициям несет ответственность за распределение углеродных квот в рамках Киотского протокола и контролирует реализацию проектов совместного осуществления. В результате у угольных предприятий появилась возможность претендовать на часть средств, полученных от реализации национальной квоты выбросов парниковых газов (еще одного механизма Киотского протокола, реализуемого на уровне государств). Агентство намерено реинвеcтировать полученные деньги в отобранные на конкурсной основе проекты.
Растет интерес к Украине и у иностранных инвесторов. Основная причина — на порядок меньшие инвестиции в получение одной единицы ЕСВ в сравнении с развитыми странами. По данным Всемирного банка, на каждую тонну снижения выбросов углекислого газа в Японии необходимо потратить 600 долларов, в ЕС — 270 долларов, в США — 190 долларов, в России — 20 долларов, а в Украине — всего семь долларов. Потенциальными покупателями ЕСВ, созданными украинскими шахтами, станут предприятия Евросоюза, работающие по схеме торговли выбросами EU ETS (всего около 12 тыс. организаций) и имеющие право приобретать проектные сокращения выбросов в других странах. Обычно это делается через брокерские компании, которые покупают ЕСВ либо в интересах своих клиентов, либо в спекулятивных целях для последующей перепродажи. На рынке появляются и компанииагрегаторы выбросов, оказывающие услуги как продавцам, так и покупателям. Крупнейшие из них, такие как Natsource, EcoSecurities и Camco International, прошли процедуру IPO, что позволило им аккумулировать значительные суммы для инвестирования в перспективные программы. Чтобы успешно реализовать проекты по шахтному метану, необходимо не просто собирать его и сжигать, но и использовать для получения тепловой и электрической энергии. По расчетам специалистов, наиболее перспективным направлением является использование когенерационных установок. Это удовольствие не из дешевых, но если шахты сумеют обеспечить себя теплом и электричеством, то себестоимость добычи угля сократится до 30% (в зависимости от доли затрат на электричество в себестоимости).
Специалисты говорят о том, что необходимо как можно быстрее принять внесенный в Верховную Раду законопроект «О метане угольных месторождений», поскольку без него невозможно активизировать вложения в еще одно интересное направление — получение метана с перспективных угольных площадок путем бурения скважин с поверхности. Эти проекты не подпадают под действие Киотского механизма, но способны значительно увеличить добычу столь необходимого стране энергоносителя.
В настоящий момент в Украине метан используют немногим больше десятка шахт. Письмо-одобрение от Минприроды получил лишь проект на шахте им. Засядько, еще несколько предприятий оформили письма-поддержки. Именно шахта им. Засядько, контролируемая народным депутатом Ефимом Звягильским, стала первой, где был реализован крупнейший в мире (по объемам газа) проект по утилизации метана. Внедрять его взялась компания «Синапс», представляющая интересы американской корпорации General Electric. Цель проекта — снижение выбросов метана в атмосферу и продажа квот на выбросы в рамках Киотского протокола. На шахте построены одиннадцать когенерационных модулей по производству тепла и электроэнергии, топливом для которых служит утилизированный метан. Город получил дополнительные ресурсы для отопления зданий и тепличных комплексов.
До сих пор метан выводился в воздух, что часто приводило к загрязнению атмосферы и отравлению местных жителей. Для обеспечения безопасности работы шахтеров угольный метан необходимо извлекать из лав. Однако при этом загрязняется окружающая среда, создается парниковый эффект. Выгоднее использовать этот газ для котельных или для заправки автомобилей. По его данным, к концу следующего года реализуемый на шахте проект будет полностью завершен — там построят еще одиннадцать когенерационных установок. Осуществление программы дегазации шахты в полном объеме позволит перерабатывать 250 млн. кубических метров метана в год. Доход от торговли квотами может достигнуть 60 млн. евро ежегодно, что составляет примерно половину общей стоимости проекта дегазации шахты. В начале сентября руководство шахты подписало первые контракты по продаже квот с представителями Австрии и Японии на сумму 2,5 млн. евро. Применение метана как альтернативного вида топлива для автомобилей в пять-десять раз уменьшает выбросы углеводородных соединений, а также позволяет полностью исключить попадание в атмосферу вредных для здоровья сажи и свинца. Метан не содержит примесей, которые образуют нагар и загрязняют топливную систему автомобиля. Применение метана экономически выгодно и экологически целесообразно. Сейчас в мире уже много автомобилей, использующих шахтный метан как аналог дизелю и бензину. Так, в Великобритании этот газ широко используется как топливо для рейсовых автобусов в угледобывающих регионах страны. Оснащение мест добычи метана специальным оборудованием, например, автомобильными газонаполнительными компрессорными станциями, производство которых налажено и в Украине, позволит заправлять автомобили сжатым газом. На той же шахте им. Засядько на собственном шахтном метане работает весь автопарк предприятия.
В процессе выполнения и реализации проекта когенерационной устеновки Синапс пришлось впервые решать многие научно – технические вопросы, связанные с проектированием многих узлов этой когенерационной электростанции (КГЭС) и подготовки газа – шахтного метана, так как большую проблему составляют нестабильность концентрации шахтного метана, высокая взрывоопасность метановоздушной смеси с низкой концентрацией метана, наличие взрывоопасных компонентов. В соответствии с проектом когенерационная газовая электростанция на Восточной промышленной площадке ш.им.Засядько использует в качестве топлива шахтный газ. Ее проектная мощность 36,4 МВт электрической и 35 МВт тепловой энергии. В качестве энергогенерирующего оборудования на первом этапе использованы двенадцать газопоршневых когенерационных модуля типа JMS 620 производства фирмы GE JED. Использованные агрегаты выгодно отличаются от своих аналогов более продолжительным сроком службы и возможностью стабильной работы при использовании в качестве топлива шахтного метана с большой частотой колебания метана в смеси.Рабочие цилиндры газопоршневого двигателя снабжены форкамерой, наличие которой позволяет агрегату работать на относительно бедных топливных смесях. Экспликация оборудования когенерационной установки, ее основные характеристики, принципиальная схема утилизации тепловой энергии когенерационной установки на шахте им. Засядько приведены на рисунке 3.
Технические характеристики анимации: 3 кадра, интервал между кадрами - 5 секунд, повторяемость - 15 раз
Рисунок 3. - Экспликация оборудования когенерационной установки, ее основные характеристики, принципиальная схема утилизации тепловой энергии когенерационной установки на шахте им. Засядько.
Тепловая схема спроектированной когенерационной установки — трехступенчатая. Схема предусматривает отпуск теплоносителя в виде горячей воды с параметрами 110/70 °С. На первом этапе происходит утилизация тепла смазочного масла, газовоздушной смеси и рубашки двигателя. При этом вода подогревается с 70 до 86 °С.Дальнейший подогрев теплоносителя с 86 до 110°С осуществляется за счет утилизации тепла выхлопных газов.
При недостаточной присоединенной тепловой нагрузке потребителей излишняя теплота удаляется с помощью системы аварийного охлаждения, при этом поток выхлопных газов перенаправляется в обход теплообменника при активировании цепи байпаса выхлопного газа. Для более компактного расположения установки и уменьшения длин инженерных коммуникаций была принята двухэтажная компоновка производственных помещений станции. Когенерационные модули расположены в четырех машинных залах на отметке 0.000 м.На этой же отметке расположены также: маслохозяйство, насосная, помещение распредустройства РУ-6 кВ, диспетчерская, другие вспомогательные и бытовые помещения. Тепловые залы когенерационной установки расположены на отм.+5.400. Кровля основного здания когенерационной установки также используется. Здесь расположены сухие градирни аварийного охлаждения и охлаждения второй ступени газо-воздушной смеси. Важной составной частью установки использования шахтного газа является площадка газоподготовки, которая расположена рядом со зданием когенерационной станции. Основной задачей газоподготовки является обеспечение требуемых параметров топливного и форкамерного газа для когенерационных модулей. Для этого контролю и регулированию подлежат следующие параметры: давление, температура, влажность, содержание твердых примесей и концентрация метана в топливном газе. При этом не должна быть нарушена работа вакуум-насосных станций, обеспечивающих дегазацию шахтных лав. Как показала практика, эта задача тоже заслуживает особого внимания. Для поддержания стабильной работы вакуум-насосов избыточное давление газа на выходе из них не должно превышать 0,45 бар.
Контроль этого давления, а также смешивание газа и сброс его избытков на свечу осуществляется на узле смешивания.
Анализ режимов работы установки, а также требований, предъявляемых так называемым Киотским протоколом к системам уменьшения вредных выбросов, показал, что вместо свечи целесообразно рассмотреть возможность использования факельной установки с автоматической системой розжига.В основу газоподготовки был заложен принцип изменения влагосодержания газа при изменении его температуры.
Для того чтобы обеспечить относительную влажность газа не более 80%,как этого требует когенерационный модуль, при исходной влажности, достигающей 100%,шахтный газ проходит узел охлаждения.
В указанном узле температура газа понижается с 40 …46 до 35 °С, а сконденсировавшаяся влага вместе с твердыми примесями удаляется в фильтрах-сепараторах с фторопластовыми пакетами.
После этого газ поступает на блоки нагрева,где его температура повышается с 35 до 40 °С, а относительная влажность понижается до 80%. Отсепарированная влага подается в бак дегазации для отделения остатков растворенного газа.
В качестве теплоносителя используется горячая вода, подготавливаемая на когенерационной станции, а холодоноситель подготавливается на холодильной станции, состоящей из двух холодильных машин общей холодопроизводительностью 420 кВт и расположенной возле площадки газоподготовки. Для запальной дозы (форкамеры), а также для поддержания концентрации метана в топливном газе не ниже заданного уровня используется природный газ или газ с поверхностных скважин с содержанием метана до 95%.Следует обратить внимание на то, что для обеспечения нормальной и стабильной работы когенерационного модуля требуется форка мерный газ с концентрацией метана не ниже 25% и в незначительных объемах, а именно 25 Нм 3 /ч при расходе топливного газа в 2830 Нм 3 /ч.Подмешивание природного газа или газа с поверхностных скважин предусмотрено только в случае понижения концентрации метана в шахтном газе ниже 25%. За время эксплуатации (с января по сентябрь 2006 г.) фактических случаев использования природного газа для повышения концентрации шахтного газа не было.
Газ из поверхностных скважин после стабилизация давления поступает на сепаратор С-2.В сепараторе из газа удаляется капельная влага и твердые примеси размером более 5 мкм. После сепаратора происходит разделение газа на два потока: поток подмешивания и на запальную дозу. На природном газе разделение потоков на запальную дозу и на подмешивание происходит сразу после стабилизации давления. На выходе топливного газа с площадки газоподготовки контролируются его относительная влажность, давление, концентрация кислорода и метана. Измеренные значения автоматически передаются в систему управления когенерационным модулем для первичных настроек агрегата перед стартом. Их точность и оперативное поступление имеют огромное значение для нормального запуска модуля. Сброс подготовленного газа на свечу на выходе с площадки предусматривается только в аварийном режиме после закрытия охранных задвижек для опорожнения аппаратов и системы газопроводов.
3 Внедрение современных высокоэффективных энергосберегающих технологий — основное направление работы «Донецктеплокоммунэнерго».
Основные мероприятия, предусмотренные данным проектом, в Донецкой области следующие:
— оптимизация схем теплоснабжения городов и поселков Донецкой области (закрытие 57 низкоэффективных котельных);
— замена морально и физически устаревших котлов с КПД до 75% на высокоэффективные котлы на 156 котельных области;
— реконструкция тепловых сетей (150 км по каналу) с прокладкой предварительно изолированных пенополиуретаном трубопроводов;
— перевод котельных с угля и жидкого топлива на газ и электроотопление;
— внедрение 12-ти когенерационных установок суммарной электрической мощностью 7,3 МВт на 9 котельных в г.г. Славянске, Святогорске, Красном Лимане, Дружковке, Краматорске и Ясиноватой и 5-ти КГУ суммарной мощностью 2,89 МВт на 4-х котельных г. Донецка.
Затраты на внедрение проекта оценочно составляют 33,9 млн. Е.
В качестве экономического результата внедрения проекта планируется прибыль от экономии топлива, прибыль от использования электроэнергии собственного производства по себестоимости, прибыль от оплатной поставки единиц сокращения выбросов парниковых газов на европейский рынок (650 тыс.тонн в период с 2008 по 2012 г.г.).
Годовая экономия средств от снижения расхода топлива составит
26,7 млн. грн., в т. ч.:
— природный газ — снижение на 11,8 млн.м3 (4,6% от базового уровня 2003 г. с учетом увеличения расхода газа на когенерацию и перевод угольных котельных на природный газ) — на сумму 8,1 млн. грн.;
снижение расхода природного газа без учета когенерации и угольных котельных составляет 14,8%
— уголь — 48,34 тыс.т.на сумму 15,7 млн.грн;
— жидкого топлива — 2,0 тыс.т. на сумму 2,9 млн.грн.
Использование электрической энергии собственного производства позволит ежегодно экономить 35,7 млн.грн. средств предприятий (за счет разницы между тарифами Облэнерго и себестоимостью на КГУ).
Внедрение проекта также позволит снизить выбросы СО2 от системы теплоснабжения Донецкой области на 145,9 тыс.т СО2 в год. В рассматриваемый период с 2008 по 2012 г.г. суммарное снижение выбросов согласно проекта составит 733,3 тыс.т. СО2. На оплатную поставку единиц сокращения выбросов по проекту выставляется 650 тыс.т. СО2 на сумму 25,4 млн.грн.
Таким образом, суммарная годовая экономия от внедрения проекта составит 87,8 млн.грн.
Срок окупаемости с учетом всех статей прибыли составит 2,6 года.
Замена оборудования на котельных и реконструкция тепловых сетей повысят качество предоставляемых потребителю услуг за счет сведения к минимуму вероятности аварий или неисправностей в системе теплоснабжения. Кроме этого, уменьшение удельных расходов топлива на выработку единицы тепловой энергии и использование электроэнергии от когенерационных установок приведет к снижению себестоимости тепловой энергии.
Учитывая невысокий срок окупаемости основных мероприятий проекта и то, что многие работы уже выполнены, проект реален и, безусловно, принесет экологическую и социальную пользу жителям Донецкой области.
Снижение удельных расходов энергоресурсов на выработку тепловой энергии, кроме финансового оздоровления теплоснабжающих предприятий, оказывает благотворное влияние на экологическую ситуацию в регионе, что немаловажно для Донбасса, а внедрение энергосберегающих технологий даст возможность снизить потребление природного газа и уменьшить выброс СО2.
В качестве примера рассмотрим установку в на квартале «Химик» г. Славянска на базе многоэтажных жилых домов. На внедрение этого проекта из областного бюджета выделено и направлено на реализацию полтора миллиона гривен. Стоимость установки для одного 9- этажного двухподъездного дома составляет порядка 50 тысяч. Новая схема теплоснабжения позволяет значительно снизить потери и сэкономить энергоресурсы. «Отсекаются» километры лишних магистралей, снижается энергоемкость насосов, за счет автоматических регуляторов можно «управлять» температурой дома и поставлять качественную и бесперебойную услугу тепло- и горячего водоснабжения. Основные положения работы индивидуальных тепловых пунктов следующие. В соответствии с первоначальной схемой (действовавшей до внедрения пилотного проекта), грею-щий теплоноситель от котельной направлялся к 2-м центральным тепловым пунктам (ЦТП № №1,2), на которых в скоростных теплообменниках происходила подготовка горячей воды; тру- бопроводы отопления проходили через ЦТП транзитом. После ЦТП жилые дома, получающие горячую воду, были подключены по 4-хтрубной схеме. В результате внедрения данного проекта в подвальных помещениях и колясочных жилых домов установлены индивидуальные тепловые пункты, которые состоят из разборных пластинчатых теплообменников, циркуляционных насосов, приборов учета воды, теплоносителя, электроэнергии и регулирующей арматуры. Подпитка внутренних систем отопления зданий производится из обратного трубопровода тепловой сети через прибор учета. У потребителей в ИТП установлено 2 группы подогревателей (на отопление и горячее водоснабжение) и 2 группы циркуляционных насосов. Работа индивидуального теплового пункта осуществляется в автоматическом режиме в соответствии с температурой наружного воздуха. На пульт управления поступает сигнал от датчика температуры наружного воздуха; желаемая температура внутри помещения выставляется оператором по согласованию с потребителями. На основании этих двух данных автоматически корректируется температура теплоносителя внутреннего контура отопления жилого дома. Система автоматизации также обеспечивает работу ИТП в экономном режиме. Данный режим позволяет выставлять требуемую температуру в помещениях в зависимости от времени суток и дней недели. Но эта функция более полезна для организаций — так этим режимом активно пользуются детский сад и поликлиника. Доступ к пульту имеет только человек, обслуживающий установку; перенастройка ИТП осуществляется с помощью чип-карты. Система ИТП позволяет потребителям при повышении уровня платежеспособности переходить на более комфортный режим теплопотребления — температура внутри помещения может быть выставлена любая, но это приведет к увеличению показаний прибора учета. Пластинчатые подогреватели, установленные в ИТП имеют более высокий «КПД», т.е. разность температур теплоносителя и нагреваемой среды составляет 2–5 С, а не 15 С как в скоростных теплообменниках на центральных тепловых пунктах. Это позволяет в переходный период, понизить температурный график до 60С на подающем трубопроводе после «точки излома» (при ЦТП для обеспечения температуры горячей воды на уровне 50–55 С температура Т1 поддерживается на уровне 70 С). Так как время стояния температур наружного воздуха после точки излома составляет 1762 часа, экономия тепловой энергии в переходный период за счет применения пластинчатых те-плообменников составляет 2820 Гкал, или в пересчете на природный газ — 422,7 тыс.м3. Кроме этого, за счет устранения перегревов, вызванных самовольным увеличением диаметров расчетных шайб на вводах и благодаря автоматически поддерживаемому располагаемому перепаду на домах, количество тепловой энергии, отпущенной потребителю, ежедневно фактически ниже нор-мируемого значения на величину от 5 до 15 Гкал. При этом, санитарные условия у потребителя полностью соблюдены. Упразднение сетей горячего водоснабжения также способствует снижению потерь тепловой энер-гии. Так, в результате перехода с 4-х на 2-хтрубную систему, экономия тепловой энергии составит 655 Гкал/год, или в пересчете на природный газ — 98,1 тыс.м3. Наличие приборов учета у потребителей (тепловой счетчик, электросчетчик, водомер на подпитке внутренней системы отопления) позволяет выполнять ежесуточный мониторинг потребления и качества предоставляемых услуг тепло- и горячего водоснабжения. Интересны некоторые законо- мерности. Так, снижение установленной температуры внутри помещения на 2С приводит к сниже-нию расхода тепловой энергии на 10%. Расход горячей воды потребителями при установке ИТП снизился с 280 м³/сутки до 200 м³/сутки. Установка ИТП, оснащенных приборами учета по каж-дому параметру, послужила стимулом к установке измерительного комплекса ПОТОК-ДН на ко- тельной. Комплекс является хозрасчетным прибором по газу; определяет мгновенный и часовой расход тепловой энергии; вычисляет удельную норму расхода топлива, фиксирует подпитку, тем-пературы теплоносителя и наружного воздуха, строит часовые и суточные графики по различным параметрам. Наличие архива позволяет проводить анализ и определять наиболее эффективные режимы производства тепловой энергии. Наличие циркуляционных насосов у потребителей позволяет уменьшить электрическую мощность сетевых насосов на котельной, т.к. требуемое давление, развиваемое насосами, уменьшается на величину сопротивления внутренних систем отопления потребителей. Кроме этого, демонтируются существующие циркуляционные насосы горячего водоснабжения. Для компенсации колебаний расхода теплоносителя в сети, вызванного регулированием тепловой мощности ИТП по смешанному качественно- количественному методу, на существующем сетевом насосе котельной Д 200/90 мощностью 90кВт установлен частотно-регулируемый электропривод, который обеспечивает плавное изменение электрической мощности двигателя в зависимости от переменной нагрузки. На откорректированные расход и требуемое давление, расчетная электрическая мощность двигателя колеблется от 27 до 40 кВт. Таким образом, снижение расхода электрической энергии при сохранении существующего сетевого насоса достигает до 1000 кВт в сутки. В планах предприятия — установка частотнорегулируе-мых электроприводов на дымососах № =22 кВт и подпиточном насосе № = 7,5 кВт. В общем, установка ИТП у потребителей позволяет снизить: расход электроэнергии за счет оптимизации электрической мощности насосов и уменьшения гидравлического сопротивления сети; потери тепловой энергии в наружных сетях за счет упразднения сетей горячего водоснабжения; расход природного газа за счет применения погодного регулирования и устранения перегревов в переходный период. Срок окупаемости мероприятия по самым скромным подсчетам не превышает 3-х лет. Кроме внедрения пилотного проекта по работе индивидуальных тепловых пунктов, намечается внедрение когенерационной установки (КГУ) для совместной выработки тепловой и электрической энергии, что является эффективным, с точки зрения энергосбережения, мероприятием. При совместной выработке тепловой и электрической энергии суммарный коэффициент полезного действия достигает 90%, в то время как при раздельном производстве суммарный КПД не превышает 60%. Для обеспечения нагрузки горячего водоснабжения котельной МР Химик в летний период преду- смотрена установка газо-поршневого двигателя мощностью 600 кВт. Электрическая мощность ма- шины — 0,6 МВт; максимальная тепловая мощность при утилизации — 0,84 МВт. При подборе машины, определяющей была нагрузка горячего водоснабжения котельной с целью обеспечения круглогодичной работы установки. Использование электроэнергии планируется следующим обра-зом: по месту- около 30% вырабатываемой электрической энергии; на близлежащих предприятиях — 30% ;около 40% — на других котельных предприятия через транспортировку по сетям энерго-снабжающей организации. Капитальные затраты на внедрение мероприятия — 5,6 млн.грн. Внедрение планируется в 2007 году. Источник финансирования — средства областного и государственного бюджетов. Кроме капитальных, будут иметь место дополнительные затраты на приобретение природного газа, на экс-плуатацию (масло, текущий и капитальный ремонты, заработная плата и др.) и затраты на транс-портировку 30% электрической энергии по сетям энергоснабжающей организации. Доходы, полу-чаемые от КГУ — это снижение платежей за электроэнергию сторонним организациям и доходы от реализации утилизированной тепловой энергии. Срок окупаемости мероприятия — 1,7 года. Внедрение всех вышеперечисленных мероприятий повысит качество предоставляемых потребите-лю услуг за счет сведения к минимуму вероятности аварий или неисправностей в системе теплоснабжения. Кроме этого, будет достигнуто снижение удельного расхода топлива до уровня 161,3 кг.у.т./ Гкал, что приведет к снижению себестоимости тепловой энергии. В случае повсеместного проведения мероприятий по утеплению жилья, удельная норма расхода топлива может быть снижена до 154 кг.у.т. (для сравнения — европейские нормы удельного расхода топлива — 149 — 153 кг.у.т./Гкал).
3.Недостатки когенерационных установок
Как и любая технология, когенерационные установки имеют и некоторые недостатки по сравнению с традиционным электроснабжением от сетей облэнерго:
Когенерационная электростанция требует выделения помещения либо участка земли под установку контейнера и сооружения дымовой трубы. Помимо этого, необходимо организовать текущее обслуживание станции, а также предпринять меры по защите от шумового загрязнения и выбросов вредных веществ (СО, NOx).
Эти особенности требуют соответствующих проектных решений, при этом как правило всегда можно найти тот или иной компромисс. Например см. референцию в Германии: установка 3-х когенерационных модулей (1,35 МВтэл) на 37-ом этаже в небоскребе Центрального Европейского Банка в центре Франкфурта. Практикуется установка когенерационных модулей в зданиях больниц, университетов, санаториев и на других объектах, требовательных к шумовому загрязнению (см.референции), однако в каждом конкретном случае необходимо соответствующие проектные решения.
Надежная работа когенерационной станции зависит от поставок топлива: природного газа либо другого проектного топлива. В случае повышенных требований к надежности энергоснабжения, применяют двух топливный тракт, имеющий в качестве резервного топлива, например, сжиженный газ (возможно до 4-х видов топлива).
В том случае, когда когенерационная электростанция работает в режиме производства только электрической энергии, при росте стоимости топлива повышение себестоимости будет полностью ложится на себестоимость электроэнергии .
При работе в автономном режиме (без сетей облэнерго), когенерационные модули имеют ограничения по возможному набросу и сбросу нагрузки. Уровень возможных набросов и сбросов нагрузки в автономном (островном) режиме зависит от многих факторов, таких как: тип топлива, единичная мощность модуля, требования к качеству напряжения при набросах/ сбросах, а также текущая нагрузка агрегата в момент наброса/сброса нагрузки, и не превышает 30÷38% от номинальной единичной мощности агрегата.
Показатели надежности электроснабжения при питании объекта только от когенерационных газопоршневых модулей (без резервирования от сети, или от источников безперебойного электроснабжения UPS) как правило несколько хуже, чем от сетей облэнерго. Однако, если Заказчик имеет сеть облэнерго в качестве резервного источника, появляется возможность обеспечить очень высокую общую надежность электроснабжения объекта ( в т.ч. потребителей по 1-ой и особой категории) без дорогостоящей прокладки дополнительных независимых питающих линий.
В совокупности, вышеперечисленные факторы и формируют разницу между стоимостью электроэнергии в сети облэнерго и себестоимостью ее собственного производства.
Литература
Официальный сайт ИСТИЛ. Мини-металлургический завод «ИСТИЛ(Украина)» - флагман ИСТИЛ Груп.
Экологические статьи газеты «Факты»
Статья И. Осипчука «Глобальное потепление для Украины», газета «Факты», №34 2007.
Федоров С.Д., генеральный директор "СИНАПС", Облакевич С.В., исполнительный директор "СИНАПС", Радюк О.П., руководитель проектного сектора "СИНАПС". Статья «Проект на шахте им. Засядько», Промэлектро, №5, 2006
Газовый кнут, киотский пряник. Статья Н. Прудкой в газете «Эксперт», №43, 2007.