Главная страница ->  Технология утилизации 

 

Сравнение когенерационных систем. Вывоз мусора. Переработка мусора. Вывоз отходов.


подготовлено по материалам:

 

ДЕВЯТОЙ МЕЖДУНАРОДНОЙ КОНФЕРЕНЦИИ

 

«Татэнерго» - одна из крупнейших энергосистем России, состоящая из 10 генерирующих объектов (электростанций) и 10 предприятий электрических сетей, распределенных по всей территории республики Татарстан, объединенных единым управляющим центром в г. Казань. Удаление объектов от центра достигает 400 км.

 

Поскольку качество корпоративного управления напрямую зависит от активного использования информационных технологий в области улучшения процессов производства, учета и сбыта, то приоритетными задачами Управления по автоматизации и информационным технологиям (УАИТ) ОАО «Татэнерго» в 2001-2002 гг. стало создание корпоративной сети передачи данных (КСПД), объединившая в единую IP-сеть все станции и предприятия электрических сетей энергосистемы и построение корпоративной системы учета энергоносителей (КАСКУ), объединяющей локальные подсистемы учета электроэнергии (АСКУЭ), газа (АСКУГ) и тепла (АСКУТ) на предприятиях в единую информационную систему.

 

Архитектура КАСКУ

 

Рис. 1. Структура АСКУГ

 

Структура корпоративной системы учета энергоносителей может быть представлена в виде пирамиды, приведенной на рисунке 1.

 

В основании пирамиды - нижний уровень системы, представленный счетчиками, датчиками, расходомерами и контроллерами-вычислителями подсистем учета различных видов энергоносителей: электроэнергии (рис. 2), газа (рис. 3) и тепла, расположенных на станциях энергосистемы.

 

Рис.2. Нижний уровень АСКУЭ: Счетчики электроэнергии и контроллеры Сикон-С1

 

С нижнего уровня информация поступает на общий для всех подсистем учета верхний уровень АСКУ станций, где расположены ОРС-сервера связи с контроллерами, SCADA система, обеспечивающая оперативный уровень представления информации для диспетчерского персонала станции, технологическая база данных и АРМы пользователей административного уровня предприятия. Для использования всех возможностей устройств нижнего уровня кроме информации об учете пользователям поступает еще и мгновенная, в темпе процесса информация о таких технологических параметрах, как давление, температура, объемный расход газа и т.п.

 

Рис.3. Узел учета газа: вычислитель расхода ROC407 и многопараметрические сенсоры

 

Объединяет все предприятия (10 станций) и центр сбора данных между собой корпоративная система передачи данных. Пользователи в Управлении и Энергосбыте получают информацию как с корпоративного сервера, так и напрямую с серверов станций.

 

Таким образом, на каждой из станций был реализован типовой проект, информационно-логическая структура которого представлена на рис. 4. В архитектуре комплекса можно выделить 4 типа узлов:

 

· Центральное вычислительное устройство (ЦВУ). Является основным узлом комлекса и осуществляет автоматический сбор, обработку и архивацию информации. Опрос контроллеров производится при помощи ОРС-серверов. МРВ Трейс Моуд 5 проводит необходимый дорасчет информации. Вся информации, как первичная, так и расчетная архивируется в локальный архив МРВ и базу данных Oracle. Последнюю функцию выполняет модуль архивирования, который по ОРС-интерфейсу получает первичную информацию от ОРС серверов, а расчетную - из МРВ Трейс Моуд. Осуществляется горячее резервирование ЦВУ при помощи дополнительной машины аналогичной конфигурации.

 

Рис.4. Информационно-логическая структура АСКУ станций (штрих-пунктиром показаны самостоятельно разработанные компоненты)

 

· АРМы оперативного персонала (начальника смены электроцеха, начальника смены станции и т.п.). Предназначены для визуализации информации о ходе технологического процесса оперативному персоналу в масштабе реального времени, а также генерации вахтовых и суточных диспетчерских отчетов. Данная категория пользователей работает преимущественно с данными реального времени и предъявляет повышенные требования к графическому интерфейсу, поэтому АРМы оперативного персонала реализуются посредством Трейс Моуд 5 Supervisor. На каждой станции пока установлено по 2 АРМ (Рис.5 и 6).

 

· База данных предприятия. В данном узле установлена база данных Oracle, где осуществляется долгосрочное хранение технологической информации, готовятся отчеты. Сервер базы данных является одновременно и WEB-сервером, через который пользователи административного уровня получают доступ к технологической информации. Для динамического формирования WEB-страниц и организации интерфейса построения запросов к данным разработан специализированный сервер приложений.

 

· АРМ пользователя административного уровня. Количество пользователей только на одной станции в среднем составляет 20-30, а в целом по энергосистеме составляет порядка 200 и непрерывно растет. Поэтому была поставлена цель получить возможность создания неограниченного числа рабочих мест пользователей без затрат на покупку дополнительных исполнительных модулей или лицензий. Цель была достигнута за счет применения web-технологий Java Servlet и ActiveX. Все что нужно для организации рабочих мест данного типа – машина с WEB-браузером. Любая информация или отчет, запрошенные пользователем у сервера БД возвращаются в виде готовых документов. Для пользователей, которым требуется наблюдать за ходом технологического процесса в масштабе реального времени в виде мнемосхем и динамичных трендов разработан специальный ActiveX-компонент, выполняющий функции, аналогичные модулю Supervisor Трейс Моуд 5. Компонент встраивается в любые HTML-страницы и активируется внутри браузера (Рис. 7 и 8).

 

Теперь хотелось бы рассказать об этапах реализации данного проекта.

 

Рис.5. АРМ начальника смены электроцеха Казанской ТЭЦ-1

 

Рис.6. Щит управления Заинской ГРЭС с установленными АРМ на базе Трейс Моуд 5

 

Рис.7. Та же схема что и на рис. 5 в web-браузере пользователя административного уровня

 

Рис.8. Пользователь в сотнях километров от ЗГРЭС просматривает в темпе процесса данные через web-браузер

 

Выбираем SCADA. Trace Mode 5: верен ли выбор?

 

Исходя из архитектуры системы на каждом объекте требовалось организовать дублированный сервер автоматического сбора, обработки и архивации информации и 2 операторских рабочих места. Перечисленные задачи являются типовыми для продуктов класса SCADA. Кроме того, с учетом обязательных требований к открытости, использованию стандартных протоколов и наличию инструментария для расширения и развития системы, решение использовать покупную универсальную SCADA-систему в качестве базового ПО для построения оперативного уровня сомнений не вызывало. Куда менее однозначным оказался вопрос выбора конкретного продукта, предоставляющего возможности, ставшие стандартными для практически любой современной SCADA:

 

· двухсторонняя поддержка ОРС: обмен данными с несколькими ОРС-серверами (ОРС-клиент) и работа в качестве ОРС-сервера;

 

· возможность реализации собственных алгоритмов обработки информации;

 

· встроенные средства ведения оперативного архива и журнала событий;

 

· развитые средства визуального представления информации, возможность встраивания пользовательских ActiveX – компонентов.

 

Поскольку средства, выделяемые на проект как правило ограничены, особенно в крупных компаниях, где бюджет жестко планируется, то чем меньше средств будет потрачено на оборудование и покупное ПО, тем больше средств остается на работы по проектированию и разработке. Поэтому ценовой критерий остается одним из важнейших при условиях достаточной функциональности сравниваемых продуктов. В таблице 1 приведены сравнительные затраты на приобретение различных SCADA-систем в расчете на 1 объект (станцию).

 

Таблица 1. Ценовое сравнение SCADA-систем

 

SCADA

 

Производитель

 

Инструментальная система

 

Дублированные сервера сбора и обработки данных

 

Рабочие места операторов

 

Общая стоимость

 

Trace Mode 5

 

Adastra

 

TRACE MODE 5 32 000 т. в/в

 

2 799 $

 

Double Force MRV 32 000 т. в/в

 

3 749 $

 

Supervisor 5

 

2 х 849 $

 

8 246 $

 

Genesis32

 

Iconics

 

Бесплатно

 

GENESIS32 - 1500 I/O

 

7 050 EUR

 

GraphWorX32

 

2 х 2892 EUR

 

12 834 EUR

 

InTouch 7.1

 

Wonderware

 

Система разработки InTouch 7.1 на 3k тэгов

 

7 500 $

 

Среда исполнения InTouch 7.1 на 3k тэгов

 

2 х 3 000 $

 

FactoryFocus 7.1

 

2 х 1 090 $

 

15 680 $

 

Citect

 

Ci

 

Technologies

 

Бесплатно

 

Citect Full License 1500 points

 

2 х 5 770 EUR

 

Citect Display Client License 1500 points

 

2 х 3 000 EUR

 

17 540 EUR

 

iFix

 

Intellution

 

iFIX Standard HMI Pack Developer

 

8 778 $

 

iFIX Standard HMI Pack Runtime

 

2 x 5 850 $

 

iClient ReadOnly

 

2 х 1 586 $

 

23 650 $

 

уже имеющегося положительного опыта работы, выбор вновь был остановлен на Трейс Моуд. Согласно соглашению о сотрудничестве между компаниями Татэнерго и Adastra реальные затраты уменьшились еще в 2 раза. Затраты на приобретение SCADA-системы для 10 объектов не превысили $ 40 тыс.

 

В качестве альтернативы применению SCADA можно рассмотреть использование узкоспециализированного программного обеспечения, например, «АСКУЭ Альфа ЦЕНТР» фирмы ABB. Однако стартовая цена от $ 12 тыс. для каждого объекта и сложность реализации концепции единого верхнего уровня для всех подсистем учета энергоносителей в силу неуниверсальности продукта делают данный вариант в нашем случае мало привлекательным.

 

Следует отметить ближайшего конкурента – Genesis32. Этот продукт обладает очень гибкой системой лицензирования – купив базовый продукт GEN32 получаешь абсолютно всю гамму продуктов и определенный объем клиентских лицензий (единиц). Запуск каждого отдельного продукта отнимает сравнительно небольшое количество клиентских единиц, поэтому фактически получаешь в свое распоряжение все продукты и комбинируешь их по своему усмотрению. Такая схема лицензирования, несомненно, сделала бы более привлекательной любую SCADA. Специалисты по Genesis32 утверждают, что при умелом использовании схемы лицензирования приведенные в таблице затраты можно было уменьшить на 3-5 тыс. евро и вплотную приблизиться к ценам на Трейс Моуд. Однако несколько забегая вперед следует упомянуть еще одно свойство SCADA-систем, которое трудно сравнить на бумаге. Речь идет о требованиях к квалификации как программиста, которой должен обладать разработчик. Применительно к Трейc Моуд 5 это свойство выражается в том, что это продукт позиционируется как инструмент для инженера АСУТП. Данное качество оказалось как никогда востребованным в данном проекте – разработка оперативного уровня выполнялась в основном силами эксплуатационного персонала АСУ станций. Трейс Моуд предлагает внятную идеологию построения проекта и направления информационных потоков внутри системы – от опроса источников данных к обработке, архивированию и, наконец, визуализации. С одной стороны это загоняет в определенные рамки и порой даже вызывает раздражение у опытных программистов, но с другой – гарантирует получение работоспособной системы, даже если разработку ведет не искушенный в вопросах программирования специалист. Единая база каналов является, по сути, готовым планировщиком опроса источников данных, запуска алгоритмов расчета и других задач реального времени.

 

Этапы внедрения проекта

 

Описание реализации нижнего уровня системы выходит за рамки темы конференции, поэтому скажу лишь, что он реализовался в виде отдельных проектов по каждой из подсистем учета различных видов энергоносителей. Это позволило как распределить большие объемы работ среди специализированных фирм, так и облегчить коммерческую аттестацию системы.

 

Разработка и внедрение верхнего уровня АСКУ для станций и корпоративных пользователей осуществлялась силами Татэнерго и фирмы «Центр».

 

Первым этапом явилась разработка пилотного проекта оперативного уровня АСКУЭ на базе Казанской ТЭЦ-1, в ходе которого были обкатаны самостоятельно разработанные компоненты (ОРС-сервер для контроллера Сикон-С1, компоненты генерации отчетов), отработаны технология работы с ОРС в Трейс Моуд, автопостроение по ОРС, настройки ОРС-серверов и модулей DoubleForce MRV и Supervisor, разработаны типовые алгоритмы в виде FBD-программ и объектов базы каналов. Данную работу проделали опытные разработчики из службы АСУТП «Татэнерго» и фирмы «Центр».

 

Вторым этапом стало формирование команды разработчиков (рис.9) из числа персонала АСУ станций (по 1 человеку с каждой станции). Им предстояло, основываясь на наработках и отработанных технологиях, которые появились при реализации пилотного проекта, создать оперативный уровень для своей станции. Поскольку опыт большинства из них был практически нулевой, они прошли обучение на курсах по Трейс Моуд в фирме Adastra, где приобрели необходимые навыки.

 

Рис. 9. Команда разработчиков из числа персонала АСУ станций на курсах по Трейс Моуд

 

Каждый из них с честью справился с поставленной задачей: в течение 3-4 месяцев, используя методическую поддержку разработчиков пилотного проекта, на всех станциях был реализован оперативный уровень на базе Трейс Моуд, аналогичный пилотному.

 

Параллельно велась разработка недостающих компонентов (базы данных Oracle, модулей для организации административного уровня), которые по мере появления удаленно устанавливались из центра или передавались на станции для использования местными разработчиками.

 

Рис. 10. Инженер АСУ Заинской ГРЭС Емекеев А.В. демонстрирует комиссии по приемке АСКУГ в пром. эксплуатацию работу дублированных МРВ. Внизу шкафа распложен сервер БД Oracle

 

Летом 2002 г. завершился монтаж нижнего уровня АСКУГ, поэтому третьим этапом стало расширение уже работающей системы данными по газу. Реализация третьего этапа проходила аналогично первым двум. Сначала был создан отдельный проект на Трейс Моуд, в ходе которого были отработанны вопросы работы с контроллерами учета газа Roc-407. В результате появились готовые отлаженные объекты базы каналов и фрагменты мнемосхем, которые были переданы разработчикам на станциях. Разработчики на станциях импортировали готовые объекты в математическую и графическую базы своих проектов и настроили их на свое оборудование. Благодаря наличию дублированных МРВ вся работа проводилась без остановки работы системы. За время опытной эксплуатации нижнего уровня учета газа (1-2 месяца) на всех станциях уже был создан соответствующий оперативный уровень на базе Трейс Моуд и организовано рабочее место начальника смены станции с полными данными от системы учета газа. В результате на комиссии по приемке систему АСКУГ в промышленную эксплуатацию каждая станция представила не только нижний уровень, а законченную систему, охватывающую оперативный и административный уровни пользователей (рис. 10).

 

Заключение

 

«По сравнению с другими системами, применяемыми на нашей станции, Трейс Моуд 5 показал себя как универсальная открытая система, которая позволяет строить системы АСУТП разнообразного назначения с простым получением информации как на оперативном, так и административном уровнях», - делает вывод вед. инженер АСУ Казанской ТЭЦ-1 Косолапов В.Б., принимавший участие в разработке и эксплуатации описываемой системы.

 

Применив SCADA-систему Трейс Моуд, помимо успешной реализации требований к проекту и полученного эффекта от внедрения систем учета, были достигнуты следующие результаты:

 

· значительная экономия средств за счет большого объема разработки своими силами;

 

· непосредственное участие персонала станций в процессе разработки является залогом грамотной эксплуатации системы;

 

· службы АСУ станций получили и освоили эффективный инструмент для создания АСУТП, что дает возможность осуществлять дальнейшее самостоятельное развитие системы. Некоторые станции уже приступили к реализации собственных идей по расширению функциональности созданной системы.

 

Внедрение системы в целом (включая административный уровень) подняло на качественно новый уровень технические и программные средства оперативного представления технологической информации для всех категорий пользователей. Уже есть предпосылки, что верхний уровень АСКУ со временем перерастет в единую систему представления технологической информации. Например, на Казанской ТЭЦ-1 уже осуществлена интеграция с АСУТП котла на базе SCADA системы КРУГ-2000. Благодаря поддержке стандарта ОРС обеими системами работа свелась лишь к настройке готовых модулей. Хотя и развитие систем учета еще не закончено: на очереди «3-я очередь» АСКУЭ и развитие АСКУТ, создание новых специализированных АРМ.

 

 

Введение

 

Когенерационные системы состоят из следующих основных частей:
Двигатель (основной)
Электрический генератор
Утилизатор тепловой энергии
Модуль управления

 

Когенерационные системы, как правило, классифицируются по типам основного двигателя и генератора, а также по типу топлива. В настоящем документе сравнение будет производиться между паровыми турбинами, поршневыми двигателями, газовыми турбинами, турбинами комбинированного цикла и микротурбинами.

 

Паровые турбины

 

Паровые турбины используются в качестве основных двигателей промышленных когенерационных систем в течение многих лет. Пар, образующийся в паровом котле, расширяясь, под высоким давлением проходит через лопатки турбины. Турбина вращается и производит механическую энергию, используемую генератором для производства электричества.

 

Электрическая мощность системы зависит от того, насколько велик перепад давления пара на входе и выходе турбины. КПД паровой турбины в части генерации электроэнергии самый низкий из всех рассматриваемых технологий (от 7 до 20%), но в составе когенерационных систем суммарная эффективность может достигать 80% в расчете на условную единицу израсходованного топлива (по теплотворной способности). Из этого следует, что паровые турбины находят применение в местах, где потребность в тепловой энергии намного выше, чем в электрической. Предлагаемые на рынке системы, как правило, рассчитаны на производство от 500 квт и более электроэнергии.

 

Для эффективной работы пар в турбину должен подаваться под высокими давлением и температурой (42 кг\см2 при 4000С или 63 кг/см2 при 480°С). Такие условия предъявляют повышенные требования к котельному оборудованию, что приводит к росту капитальных расходов и стоимости сопровождения. Преимуществом технологии является возможность использования в котле самого широкого спектра топлив, включая твердые. Однако использование тяжелых нефтяных фракций и твердого топлива снижает экологические показатели системы, которые определяются составом отходящих из котла продуктов горения. Паровые турбины бывают двух типов: с противодавлением (когда давление пара на выходе турбины выше атмосферного) и конденсационные (когда давление пара на выходе турбины ниже атмосферного). Применение дополнительного (внешнего по отношению к турбине) конденсора в последних позволяет увеличить электрическую эффективность, но практически сводит к нулю последующее использование отходящего тепла.

 

Газовые турбины

 

Благодаря повсеместному переходу в 90-е годы на использование природного газа в качестве основного топлива для электроэнергетики, газовые турбины заняли существенный сегмент рынка. Несмотря на то, что максимальная эффективность оборудования достигается на мощностях от 5 мвт и выше (до 250 мвт), некоторые производители выпускают модели в диапазоне 1-5 мвт.

 

Принцип работы газовых турбин состоит в следующем: газ, нагнетаемый в камеру сгорания компрессором, смешивается с воздухом, формируя топливную смесь, и поджигается. Образующиеся продукты горения с высокой температурой (900°С-1200°С), проходя через несколько рядов лопаток, установленных на валу турбины, приводят к вращению турбины. Механическая энергия вала передается через (понижающий) редуктор электрическому генератору. Тепловая энергия выходящих из турбины газов поступает в теплоутилизатор. Вместо производства электричества, механическая энергия турбины может использоваться для работы насосов, компрессоров и т.п. Наиболее традиционным видом топлива для газовых турбин является природный газ, хотя это не исключает возможности использования других видов газообразного топлива. При этом газовые турбины предъявляют повышенные требования к качеству его подготовки (механические включения, влажность).

 

Температура исходящих из турбины газов составляет 450°С — 550°С. Количественное соотношение тепловой энергии к электрической у газовых турбин составляет от 1.5:1 до 2.5:1, что позволяет строить когенерационные системы, различающиеся по типу теплоносителя:
Непосредственное (прямое) использование отходящих горячих газов;
Производство пара низкого или среднего давления (8—18 кг/см2) во внешнем котле;
Производство горячей воды (лучше, когда требуемая температура превышает 140°С);
Производство пара высокого давления (турбины комбинированного цикла, описание которых приведено ниже).

 

КПД газовой турбины составляет 25% — 35%, в зависимости от параметров работы конкретной модели турбины и характеристик топлива. В составе когенерационных систем эффективность возрастает до 90% в расчете на условную единицу израсходованного топлива (по теплотворной способности). Газовые турбины обладают хорошими экологическими параметрами (эмиссия NOx на уровне 25 ppm).

 

Работа турбины сопровождается высоким уровнем шума, поэтому для их установки используются индустриального типа здания (в том числе контейнерного типа), которые также обеспечивают влагозащищенность оборудования.

 

Поршневые двигатели

 

Поршневые двигатели, используемые в энергосистемах, обладают, с одной стороны, соизмеримой с турбинами эффективностью в части генерации электроэнергии. С другой стороны, создание когенерационных систем на базе поршневых двигателей осложнено рассеиванием тепловой энергии, часть которой отводится системой охлаждения двигателя (двигатель и масло, используемое в системе смазки, должны постоянно охлаждаться), а также пульсирующим характером потока отходящих газов (с температурой на уровне 400°С). Количественное соотношение тепловой энергии и электрической у поршневых двигателей составляет от 0.5:1 до 1.5:1.

 

На практике применяют два типа поршневых двигателей:
С воспламенением от сжатия (аналог автомобильного или судового дизеля), которые могут работать на дизельном топливе или природном газе (с добавлением 5% дизельного топлива для обеспечения воспламенения топливной смеси). На рынке доступны модели от единиц киловатт до 15 мвт выходной электрической мощности. Несмотря на повсеместную тенденцию использовать газ (в основном по экологическим причинам), в некоторых случаях (отсутствие газопровода, цена строительства, время работы) экономически оправданно использовать дизельное топливо.
С искровым зажиганием (аналог автомобильного бензинового двигателя). Электрическая выходная мощность двигателей этого типа, как правило, на 15—20% ниже, чем у дизелей (ограничивается специально для предотвращения детонации). Тепловая мощность у них также ниже, чем у дизелей. Двигатели с искровым зажиганием могут работать на чистом газе (природный газ, био и другие условно бесплатные газы).

 

Наиболее часто встречающиеся аппликации для тепловой энергии отходящих газов поршневых двигателей включают производство пара с давлением до 15 кг/см2 или горячей воды с температурой до 100°С или прямое использование тепла отходящих газов в процессах сушки. Помимо отходящих газов можно использовать воду из системы охлаждения двигателя, но она обладает низкой энергетической способностью (температура 80°С — 90°С).

 

Подготовка места установки поршневых двигателей должна обязательно включать решение вопросов, связанных с вибрацией. Наиболее эффективным методом является использование платформы с пневматической системой амортизации.

 

Шум от работы двигателя представляет меньшую проблему, чем для индустриальных газовых турбин, но вместе с тем, низкочастотная составляющая шума может создавать достаточно сильное давление на ухо человека и может потребовать создания специальных защитных конструкций.

 

Поршневой двигатель конструктивно имеет больше движущихся частей по сравнению с турбиной. Следовательно, интервалы сервисного обслуживания, связанного с остановкой и ремонтом двигателя короче, чем у турбин. Тем не менее, работоспособность поршневых двигателей, как правило, не опускается ниже 90%. Существенное ограничение состоит в работе на неполной мощности — поршневой двигатель, как правило, не рекомендуется запускать с нагрузкой менее 50% на продолжительный период времени.

 

Для борьбы с высокой эмиссией вредных веществ в поршневых двигателях используются как внешние каталитические фильтры, так и конструктивные модификации самих двигателей, направленные на увеличение времени горения и степени сжатия топливной смеси. Это, в свою очередь, приводит к росту стоимости самого оборудования и расходов на его сопровождение. Высокая эмиссия поршневых двигателей связана в первую очередь с тем, что развитие этих технологии происходило в период отсутствия экологических ограничений и основное внимание уделялось максимизации выходной мощности и производительности.

 

Системы комбинированного цикла

 

Комбинированная система строится на основе индустриальной газовой турбины, поток горячих отходящих газов которой направляется на производство пара, который, в свою очередь, поступает в паровую турбину. Как правило, такие системы используются генерирующими компаниями в случае, когда необходимо максимизировать производство электрической энергии. Когенерация в этом случае играет подчиненную роль и обеспечивается за счет отвода части тепла из паровой турбины. В принципе, комбинированные системы можно построить и на базе других типов двигателей (кроме газовых турбин), представленных в данном документе.

 

Микротурбины

 

Микротурбина используется в качестве двигателя компактных модульных генераторов электроэнергии, работающих в диапазоне мощностей от 25 до 200 квт.

 

Все движущиеся части микротурбинного двигателя — воздушный компрессор, генератор и сама турбина — расположены на одном валу, скорость вращения которого находится в диапазоне 45000—96000 оборотов в минуту. Вал закреплен на воздушных подшипниках, что позволяет отказаться от жидкостной смазки и использовать для этого воздух. Воздух также обеспечивает охлаждение двигателя и управляющей электроники. Это позволяет значительно снизить стоимость обслуживания оборудования по сравнению с другими технологиями. Для микротурбин стандартным считается проведение регламентных работ не чаще чем 1 раз в год, что обеспечивает работоспособность не ниже 99%.

 

Основным видом топлива для микротурбин является природный газ, но они также могут эффективно работать и на другом коммерческом или условно бесплатном углеводородном топливе (попутный нефтяной, биологический газы, шахтный метан, сжиженный пропан, бутан, дизель или керосин).

 

Микротурбины демонстрируют наилучшие показатели по экологическим параметрам по сравнению с остальными приведенными в настоящем обзоре технологиями: содержание N0X в отходящих газах не превышает 9 ppm, CO — 40 ppm (частей на миллион), что в 10 раз лучше, чем у поршневых двигателей и в 5 — чем у индустриальных турбин.

 

Микротурбины не вибрируют, акустическая эмиссия не превышает 65 ДБ и легко гасится с помощью дополнительных кожухов. Корпус микротурбины имеет защиту от влаги и позволяет устанавливать оборудование на открытой площадке, снижая тем самым расходы на организацию специальных помещений.

 

По совокупности все эти преимущества позволяют применять микротурбины в качестве постоянно работающего основного генератора даже в густонаселенных городских центрах внутри и вне помещений, отводя сети роль резерва.

 

В связи с тем, что микротурбины являются достаточно инновационным продуктом на рынке распределенных энергосистем (активное коммерческое применение началось в 1998 году) и стоимость оборудования, отнесенная на единицу электрической мощности в настоящее время выше, чем у других технологий, использование микротурбин в когенерационных системах существенно улучшает их экономическую привлекательность. Применение микротурбин в когенерации определяется температурой отходящих газов (270°С — 300°С) и количественным соотношением тепловой энергии к электрической (от 2:1 до 2.5:1):
Прямое использование газа для сушки, обогрева помещений, производства CO2 (теплицы);
Комплектация интегрированным или подключение внешнего теплообменника, в котором теплоносителем выступает вода или гликоль (горячее водоснабжение, отопление);
Интеграция с климатическими системами для охлаждения и осушки помещений (например, в абсорбционном чиллере).

 

Достаточно часто когенерация на базе микротурбин устанавливаются в дополнение к существующим индустриальным системам производства тепловой энергии. Малая единичная мощность, масштабируемость и возможность эффективно работать в диапазоне нагрузок от 0 до 100% позволяют оптимизировать схемы производства энергии, что приводит к существенной экономии топлива и увеличивает срок службы оборудования.

 

Вышеизложенные преимущества позволяют достигать производительности 96% при когенерации, устанавливая микротурбины на сернистых газах или газах с низкой теплотворной способностью.

 

Преимущества и недостатки различных типов двигателей

 

В нижеследующих таблицах суммируются данные по двигателям, используемым в когенерационных системах:

 

Наименование Преимущества Недостатки Паровая турбина Высокая производительность. Гибкость по отношению к типу сжигаемого топлива. Длительный срок службы. Высокая инертность (длительный период запуска). Высокая стоимость. Производство тепла преобладает над электроэнергией. Индустриальная газовая турбина Надежность. Отсутствие водяной системы охлаждения. Гибкость по отношению к выбору топлива. Низкая эмиссия вредных веществ. «Высокоэнергетический» выход тепловой энергии. Нижний порог эффективного применения (от 5 мвт электроэнергии). Производительность ниже, чем у поршневых двигателей. Высокий уровень шума. Требуется подготовка топлива (очистка, осушка, компрессия). Длительный период запуска (0.5 –2 часа). Сложный и дорогой капитальный ремонт. Поршневой двигатель Высокая производительность. Относительно низкий уровень начальных инвестиций. Широкий спектр моделей по выходной мощности. Возможность автономной работы. Быстрый запуск. Гибкость по отношению к выбору топлива. Дорогое обслуживание (обслуживающий персонал, использование смазочных масел и охлаждающих жидкостей). Высокая эмиссия вредных веществ. Высокий уровень (низкочастотного) шума. Низкая тепловая эффективность. Высокое соотношение вес/выходная мощность. Ресурс работы ниже, чем у турбин. Микротурбина Высокая надежность и длительный срок службы. Низкая стоимость обслуживания (отсутствие жидкостной смазки, удаленный мониторинг). Масштабируемость. Возможность автономной работы. Гибкость по отношению к выбору топлива. «Высокоэнергетический» выход тепловой энергии. Самая низкая эмиссия вредных веществ по сравнению с другими приведенными выше технологиями. Относительно высокий уровень начальных инвестиций. Относительно низкая выходная мощность одного модуля.

 

Соотношение производительности, начальных инвестиций
и стоимости владения для различных типов двигателе
(без учета стоимости утилизаторов тепла):

 

Наименование Диапазон электрической мощности, мвт КПД электрический, % Стоимость сопровождения, центов/1 квт Цена, 1000 долл. США Паровая турбина 1— 100 (500) 7 —20 1.0 900 —1200 Газовая турбина 5 —200 25 —35 0.08 700 —1200 Поршневые двигатели 0.003 —15 (20) 25 —40 1.4 600 —1000 Микротурбины 0.025 —0.2 28 —30 0.04 800 —1200

 

Электрический генератор

 

Генераторы предназначены для преобразования механической энергии вращающегося вала двигателя в электроэнергию. Генераторы могут быть синхронными или асинхронными. Синхронный генератор может работать в автономном режиме и продолжать или параллельно с сетью. Асинхронный генератор может работать только параллельно с сетью. Если произошел обрыв или другие неполадки в сети, асинхронный генератор прекращает свою работу. Поэтому, для обеспечения гибкости применения распределенных когенерационных энергосистем чаще используются синхронные генераторы.

 

Утилизатор тепловой энергии

 

Теплоутилизатор является основной компонентой любой когенерационной системы. Принцип его работы основан на использовании энергии отходящих горячих газов двигателя электрогенератора (турбины или поршневого двигателя).

 

Простейшая схема работы теплоутилизатора состоит в следующем: отходящие газы проходят через теплообменник, где производится перенос тепловой энергии жидкостному теплоносителю (вода, гликоль). После этого охлажденные отходящие газы выбрасываются в атмосферу, при этом их химический и количественный состав не меняется.

 

Кроме того, в атмосферу уходит и существенная часть неиспользованной тепловой энергии. Тому существует несколько причин:

 

Для эффективного теплообмена температура отходящих газов должна быть выше температуры теплоносителя (не менее чем на 30°С);

 

Отходящие газы не должны охлаждаться до температур, при которых начинается образование водяного конденсата в дымоходах, что препятствует нормальному выходу газов в атмосферу;

 

Отходящие газы не должны охлаждаться до температур, при которой начинается образование кислотного конденсата, что приводит к коррозии материалов (особенно это справедливо для топлива с повышенным содержанием сероводорода);

 

Извлечение дополнительной энергии (скрытой теплоты водяных паров, содержащихся в газе) возможно только путем понижения температуры отходящих газов до уровня ниже 100°С, когда водяные пары переходят в жидкостную форму. Но при этом необходимо не забывать о трех других ограничениях, указанных выше. Из вышесказанного следует, что в качестве утилизатора тепла в когенерационной системе трудно использовать готовое типовое теплоэнергетическое оборудование. Теплоутилизатор, как правило, проектируется с учетом параметров и характеристик отходящего потока газов для каждой модели турбогенератора или поршневого двигателя и типа применяемого топлива. Многие производители двигателей имеют собственные наработки или используют продукцию своих партнеров в части утилизации тепла, что упрощает проектирования и выбор решения в большинстве случаев.

 

Для повышения производительности тепловой части когенерационной системы утилизатор может дополняться экономайзером — теплообменником, обеспечивающим предварительный подогрев теплоносителя отходящими из теплоутилизатора газами до его подачи в основной теплообменник, где нагрев теплоносителя обеспечивается уже теплом отходящих газов двигателя. Позитивным моментом, связанным с использованием экономайзера, является дополнительное снижение температуры отходящих из теплоутилизатора в атмосферу газов до уровня 120°С и ниже.

 

Тепловые потери

 

Величина тепловых потерь определяется не только статическими величинами установленной мощности оборудования электрической и тепловой нагрузки, но и динамическими изменениями пропорций потребления тепла и электроэнергии, происходящими в течение суток, дня недели и времени года (сезона). В случае, если на объекте существует приоритет потребления электроэнергии, избыток тепла, содержащегося в отходящих газах двигателя, как правило, выбрасываются в атмосферу минуя теплоутилизатор.

 

Для определения потерь тепла используется значение альфа, определяемое как соотношения произведенной электроэнергии к величине тепловых потерь. При этом считается, что чем выше значение альфа, тем лучше экология когенерационной системы.

 

Применение когенерационных систем

 

Во многих странах существует государственная поддержка применения когенерационных систем, работающих на газе. Связано это, в первую очередь, с экологией: когенерация позволяет сократить на 30—50% эмиссию CO2 по сравнению с электростанциями, работающими на угле и на 15—20% — по сравнению с раздельной генерацией электроэнергии и тепла.

 

Для коммерческих предприятий решение о внедрении собственной когенерационной системы основано на экономическом обосновании, которое, как правило, привязывается к нормативам окупаемости, принятым в отрасли потенциального владельца системы, а не к нормам, действующим в энергетике. Такой подход накладывает существенные ограничения, компенсация которых возможно путем детального анализа текущего потребления энергии компанией и перспектив его роста, потребности в повышении качества и надежности энергоснабжения. Основное правило состоит в оценке времени работы когенерационной системы и степени ее загрузки — чем дольше система работает на максимальной мощности, тем лучше экономика ее применения. Частичное замещение или полный отказ от коммерческого топлива и переход на условно-бесплатное (биогаз, попутный газ, шахтный метан, отходы химического производства) способствуют улучшению экономических показателей когенерации. В случае, когда производство постоянно потребляет значительное количество пара или горячей воды, замещение части котлов на когенерационную систему позволит повысить эффективность использования топлива — при том же количестве тепла будет производиться еще и электроэнергия, которую можно использовать на замещение сети или для повышения надежности энергоснабжения.

 

Промышленная (индустриальная) когенерация

 

Когенерация в промышленности используется, как правило, в местах с высоким потреблением технологического тепла и электроэнергии в течение всего года. Яркие примеры могут быть найдены в нефтепереработке, производстве бумаги, химическом производстве, тепличных хозяйствах, текстильной промышленности. Тепловая энергия, чаще всего, потребляется в виде пара, поэтому большинство современных индустриальных когенерационных систем построено на базе газовых турбин или с комбинированным циклом.

 

Районная теплофикация

 

Районная теплофикация является одной из трех основных областей применения когенерации. Основное преимущество когенерационных систем по сравнению с традиционными котельными состоит в возможности более эффективного использования сжигаемого топлива (в дополнение к эквивалентному количеству тепла появляется бесплатная электроэнергия). Кроме того, гибкость по отношению к выбору топлива и более низкая эмиссия вредных веществ по сравнению с традиционными котлами позволяют решать экологические проблемы (использование биогаза со свалок, очистных сооружений и аграрных предприятий).

 

Классический подход, состоящий в построении централизованной тепловой сети, утрачивает свою привлекательность по причине снижения бюджетного финансирования на новые сети и содержание старых, а также возросшей стоимости выполнения этих работ, связанной с обилием подземных коммуникаций в крупных населенных пунктах.

 

Жилой и коммерческий секторы

 

Наличие на рынке малых модульных систем позволяет использовать когенерацию в жилом секторе, малом и среднем бизнесе. В частности, микротурбины могут поставляться в пакете с теплоутилизатором, интегрированным в единый влагозащищенный корпус с двигателем и электронным блоком управления. Это позволяет установить когенерационную систему внутри или вне помещения, подключив только газопровод, электрическую нагрузку и трубы системы отопления. Аналогичные комплекты существуют и на базе поршневых двигателей малой мощности. Такие системы эффективно используются в гостиницах, центрах досуга и магазинах, офисах, больницах, жилых помещениях (на блок квартир) и учебных заведениях. Для сглаживания пиков потребления тепловой энергии в таких системах часто применяются накопители тепла (в виде баков с горячей водой).

 

Тригенерация

 

Тригенерация может быть определена как преобразование энергии сжигаемого топлива в три различных энергетических продукта: электричество, пар (или горячая вода) и холодная вода с эффективностью и экологическими параметрами, лучшими, чем при производстве этих энергетических продуктов по отдельности. Существует два основных способа интеграции когенерационной системы с охладителем — компрессия или абсорбция. Тригенерация применяется в следующих аппликациях:

 

Районное кондиционирование

 

Районное кондиционирование (District Chilling) — термин, появившийся в последние годы, который определяет метод удовлетворения потребностей жилых зданий, коммерческих объектов и, иногда, промышленных предприятий в кондиционировании (охлаждении) с помощью систем коллективного пользования (в отличие от индивидуальных кондиционеров).

 

В таких аппликациях чаще всего используются абсорбционные охладители (чиллеры), которые достаточно легко интегрируются с когенерационным оборудованием. Основные причины для этого состоят в следующем: удовлетворение летней потребности в кондиционировании существенно повышает экономическую привлекательность применения когенерации за счет выравнивания сезонной потребности в тепловой энергии; в качестве хладагента в чиллере применяется вода, а не экологически вредные хлоро-фторо-углероды (традиционно используемые в индивидуальных кондиционерах).

 

Чиллеры могут располагаться централизованно вместе с когенерационной системой или удаленно на территории конкретных потребителей. Временное ограничение, связанное с нижним порогом мощности абсорбционных чиллеров, доступных сегодня на рынке, позволяет эффективно применять их в помещениях общей площадью от 300—400 м2 и выше.

 

Промышленное кондиционирование

 

В некоторых секторах экономики, в частности в пищевой промышленности, существует потребность в холодной воде с температурой 10°С — 15°С, используемой в технологических процессах. В то же время в летний период температура речной воды находится на уровне 25°С — 30°С (пивоварни, например, используют холодную воду для охлаждения и хранения готового продукта, на животноводческих фермах вода используется для охлаждения молока). Производители замороженной продукции работают с температурами от -20°С до -30°С круглогодично.

 

Заключение

 

Приступая к работам по созданию когенерационной системы необходимо понимать, что каждый проект несет в себе значительную долю уникальности, связанную с внешними (цены на топливо, надежность снабжения, тарифы сетей) и внутренними (профиль потребления тепла и электроэнергии, пиковые нагрузки, необходимый уровень надежности и качества энергоснабжения) факторами.

 

Для того, чтобы добиться высокой эффективности от внедрения когенерации, необходимо, помимо установки современного оборудования, провести анализ и выработать и реализовать мероприятия по повышению энергетической эффективности объекта в целом. В сочетании с всесторонней оценкой экономической составляющей проекта и тщательным контролем за исполнение позволят реализовать решение, которое обеспечит конкурентные преимущества на рынке.

 

Вывоз мусора специальный и утилизация отходов

 

Лампы philips master tl5. Закон україни. В ведущих странах мира биотопливо стремительно приобретает популярность, а где российский "воз"?. Модернизация в контексте энергос. Додаток 2.

 

Главная страница ->  Технология утилизации 

Экологически чистая мебель:


Сайт об утилизации отходов:

Hosted by uCoz