Главная страница -> Технология утилизации

Удк 621. Вывоз мусора. Переработка мусора. Вывоз отходов.

Игорь Рохликов, Региональное Энергетическое Партнерство

1. Предпосылки успешной работы ЭСКО в России

Говоря о предпосылках успешной работы ЭСКО в России (и в Северо-Западном регионе, в частности), можно отметить, по меньшей мере, три основных момента:

1) деятельность ЭСКО приобретает глобальный, интернациональный характер, что связанно с тенденциями мирового экономического развития;

2) рынок энергетических и коммунальных услуг развивается быстрыми темпами и становится более интегрированным. Это приводит к тому, что простых решений (например, только поставка оборудования) уже недостаточно, клиенту нужен комплексный продукт, работа «под ключ», что возможно в рамках ЭСКО. Такой ситуации способствует и достаточно широкое использование в России проектного подхода, являющегося основой планирования и реализации программ по строительству и модернизации объектов коммунальной и промышленной энергетики. На данном рынке, в том числе, используя концепцию ЭСКО, начинает активно действовать крупный частный бизнес (РАО «ЕЭС», «Газпром» и т. д.). Другие российские компании, работающие в этой сфере, также широко применяют в своей практике эту концепцию, зачастую не называя ее «ЭСКО». Например, в Санкт-Петербурге есть несколько фирм, успешно действующих в таком режиме уже несколько лет;

3) Россия находится в выгодном положении в отношении того, что уже есть определенный опыт применения ЭСКО в других странах, то есть можно «учиться на чужих ошибках», использовать существующие схемы работы (в том числе, финансовые).

В настоящий момент в сфере коммунальной энергетики идут изменения, как минимум, в двух направлениях, важных для ЭСКО. Первое: к 2006 г. должен закончиться процесс акционирования муниципальных предприятий тепло- , водоснабжения и т.п. Это может дать определенный эффект, особенно с точки зрения финансирования проектов. Второй момент – реформирование местного самоуправления.

Эти два процесса способны привести к тому, что появится реальная возможность деятельности в данном секторе небольших компаний.

2. Риски компаний, предоставляющих услуги по энергосбережению

Условия, в которых работают российские компании, различаются по регионам. Связано это как с некоторыми различиями в законодательной базе, так и в разном экономическом положении территорий. В общем виде, риски, которые несут компании, осуществляющие ЭСКО-проекты, можно описать так:

· политические риски. В настоящее время их значение снижается, так как политическая ситуация в стране стабилизируется;

· организационные риски. Важный момент здесь – воля руководителя;

· финансовые риски, связанные с общим финансовым состоянием предприятий, которые хотели бы осуществить у себя ЭСКО-проект;

· риски, связанные с законодательным регулированием энергетической сферы. Так как нормативная база находится сейчас в стадии разработки, крайне важно правильно спрогнозировать ситуацию.

Один из способов снижения рисков – привлечение к реализации проекта как можно большего числа специалистов: профессиональных консалтинговых, инжиниринговых компаний. Таким образом, ЭСКО предоставляет рынок и для этих участников. В этой связи можно отметить, что компании сейчас расширяют виды деятельности и предоставляют эти услуги вместе, пакетом. Создать объединение независимых предприятий, работающих отдельно в каждом секторе, гораздо сложнее, но более перспективно с точки зрения снижения рисков.

Препятствиями для реализации ЭСКО также являются неплатежи клиентов, недостаточность средств и другие экономические и организационные трудности (особенно у начинающих, развивающихся компаний).

3. Объекты ЭСКО

Потенциальными клиентами ЭСКО на российском рынке являются:

· предприятия жилищно-коммунального хозяйства;

· организации бюджетной сферы;

· промышленные предприятия.

Каждая группа имеет свои специфические особенности, связанные с организационной формой предприятий, формой собственности, финансовым состоянием, краткосрочными и долгосрочными планами развития и текущими проблемами. Учитывая эти различия, можно говорить о создании разных типов ЭСКО-компаний (например, муниципальные ЭСКО).

Важным вопросом, особенно при работе с бюджетными организациями, является финансирование проекта, в частности, начальных мероприятий (например, энергоаудита). И здесь, конечно, не обойтись без помощи фондов. Например, два года назад ЕБРР в рамках специальной программы для консалтинга в энергетической сфере предоставил нам такое финансирование. На эти средства был проведен энергоаудит предприятия по производству железобетонных плит, реализован ЭСКО-проект, и получен экономический эффект – 37% экономии по теплу и 12-13% - по электричеству. Кроме того, за счет внедрения проекта время производства плит уменьшилось в два раза, что привело к необходимости пересмотра организации трудового процесса, сокращению персонала. То есть дело вышло за рамки финансово-технических решений. Кроме того, промышленному предприятию энергоаудит нужен не сам по себе, а как база для реализации своих процессов (модернизации и т.д.). А это уже предполагает другой тип работы с этим предприятием, применение системы управления его энергоресурсами, начинающейся с энергоаудита и заканчивающейся, например, подготовкой персонала (и не только технического). В концепцию ЭСКО, таким образом, укладываются все профессиональные участники рынка, работающие на развитие бизнеса.

Особенности развития когенерационных технологий в Украине

В.Н. Клименко

Институт технической теплофизики НАН Украины

г. Киев, ул. Желябова, 2-а

В условиях непрерывного наращивания производств и сопутствующего этому увеличения затрат энергии и тепловых ресурсов, важнейшими проблемами человечества стали проблемы энерго- и ресурсосбережения и защиты окружающей среды. На сегодняшний день одним из наиболее эффективных и многообещающих путей решения этих проблем является использование когенерационных технологий в производстве теплоты, электроэнергии, пара, механической энергии с использованием органических топлив. Совместное производство двух и более перечисленных видов энергии в одном технологическом процессе (когенерация) позволяет существенно снизить расход топлива для производства энергий по сравнению с их раздельным генерированием в автономных установках. Сокращение расхода топлива автоматически приводит к снижению выбросов СО2, а применение схем когенерации с дожигом топлива - еще и к снижению выбросов NОх и СО за счет улучшения и оптимизации процессов горения.

Поэтому когенерационные схемы производства теплоты и электроэнергии нашли и находят все большее применение в большинстве промышленно-развитых стран. Огромный интерес когенерационные технологии представляют и для Украины.

Несмотря на то, что принципы когенерации известны давно, не все подходы в их реализации исследованы и применяются в одинаковой степени. Среди когенерационных технологий наиболее известными, изученными и давно применяемыми являются ТЭЦ, первые из которых были построены еще в начале ХХ века. В последней четверти ХХ века начали применяться когенерационные схемы, основанные на утилизации теплоты отработавших газов энергетических тепловых двигателей, а также когенерационные парогазовые циклы. Общей чертой этих схем является то, что в их основе лежит использование теплового двигателя, генерирующего электрическую или механическую энергию, т.е. эти виды энергии являются первичными, базовыми, а тепловая энергия -вторичной. В соответствии с этим объемы вырабатываемой в таких когенерационных установках тепловой энергии являются ограниченными, а основным фактором, сдерживающим развитие этого направления когенерации, является отсутствие достаточно мощных потребителей теплоты в месте расположения крупных энергогенерирующих комплексов (тепловых и атомных электростанций, приводных газотурбинных агрегатов магистральных газопроводов и т.п.). Поэтому, за исключением небольшого числа промышленных объектов, развитие когенерации в западных странах идет по пути создания сети небольших (до 1-1,5 МВт) когенерационных установок, главным образом, утилизационного типа, что полностью соответствует идеологии децентрализации теплоснабжения, принятой в большинстве промышленно-развитых стран.

Для Украины (так же, как и для России и других стран СНГ) характерна мощная централизация теплоснабжения населения и предприятий. На протяжении нескольких десятилетий в городах создавались крупные котельные и развитые сети теплоснабжения, работающие в преобладающем большинстве случаев по экологическим соображениям на природном газе. Это и послужило толчком к тому, что в начале прошлого десятилетия Институтом технической теплофизики НАНУ и Акционерной компанией “Рассвет” тепловых сетей г. Запорожья была предложена идея создания когенерационных установок на базе существующих теплогенерирующих мощностей системы централизованного муниципального теплоснабжения путем их надстройки электрогенерирующими тепловыми двигателями. При кажущейся идентичности этого предложения и рассмотренного подхода построения когенерации на базе электрогенерирующих мощностей, существует, по крайней мере, два отличия, носящих принципиальный характер. Во-первых, построение когенерационной установки на базе теплогенерирующего агрегата (например, водогрейного котла) ликвидирует основной недостаток когенерационных схем на базе электрогенерирования - ограничение объемов выработанной тепловой энергии, поскольку тепловая энергия является базовой и поэтому априори - полностью ликвидной. Во-вторых, в предлагаемом подходе когенерационные установки практически однозначно должны выполняться со сжиганием дополнительного топлива в потоке отработавших газов теплового двигателя с тем, чтобы сохранить неизменными характеристики базового теплогенерирующего агрегата. Результатом этих отличий является изменение свойств и технико-экономических характеристик рассматриваемой схемы по сравнению со схемами на базе электрогенерирования.

Типичная схема надстройки водогрейного котла системы теплоснабжения газотурбинным энергетическим двигателем показана на рис. 1. Для данного котла мощность ГТУ выбирается таким образом, чтобы расход ее продуктов сгорания был равен номинальному расходу газа через котел. В потоке продуктов сгорания ГТУ в топке котла производится сжигание топлива в количестве, обеспечивающем номинальную тепловую мощность. При необходимости часть топлива сжигается в потоке дополнительно подаваемого свежего воздуха. Тепловая мощность котла уменьшается со снижением расхода сжигаемого в нем топлива. Обычно система рассчитывается таким образом, что в режиме утилизации (т.е. при отсутствии сжигания топлива в топке) обеспечивалась летняя тепловая нагрузка, соответствующая режиму горячего водоснабжения. При такой организации совместной работы котла и турбины обеспечивается практически круглогодичная эксплуатация последней при номинальной электрической нагрузке.

Энергетические характеристики когенерационной установки указанного типа представлены на рис. 2. Е. основные показатели - коэффициент полезного использования теплоты топлива Кит и доля выработанной в установке электрической энергии полностью определяются эффективностью применяемого теплового двигателя, которая характеризуется коэффициентом избытка воздуха aТ в продуктах сгорания турбины и коэффициентом тепловой нагрузки котла y, который представляет собой отношение расходов топлива, сжигаемого в котле (в продуктах сгорания турбины) при данной тепловой нагрузке к расходу топлива при максимальной нагрузке, соответствующей aК= 1 и y = 1. Режим чистой утилизации (т.е. без сжигания топлива в топке котла) соответствует условию aК=aТ и y = 0. Как следует из графика, энергетическая эффективность когенерационной установки возрастает при увеличении кпд применяемого двигателя (при снижении его aТ) и при увеличении тепловой нагрузки котла, т.е. при увеличении доли сжигаемого в котле топлива. С увеличением кпд ГТУ возрастает и доля выработанной в установке электрической энергии.

Экономический эффект от применения когенерационных технологий в энергетике можно оценивать при помощи следующих показателей:

· абсолютной экономией топлива по сравнению с его затратами на выработку тех же количеств энергии традиционным способом;

· удельными капиталовложениями на установленный электрический кВт;

· себестоимостью выработанной электроэнергии;

· сроками самоокупаемости проекта;

· снижением себестоимости основной продукции предприятия (в случае применения когенерации в технологическом процессе).

Из этих показателей только первый является абсолютным и корректным. Все остальные зависят от конъюнктуры рынка оборудования, топлива и энергии.

На рис. 3 показаны удельные затраты условного топлива на выработку 1 кВт ч. электроэнергии в когенерационном цикле в зависимости от степени дожига дополнительного топлива в топке котла и от термодинамического совершенства применяемого энергетического двигателя aТ (коэффициента избытка воздуха в продуктах сгорания двигателя). Пунктирной линией показаны удельные затраты топлива на выработку 1 кВт ч. электроэнергии на тепловой конденсационной электростанции. При расчетах удельных затрат топлива на выработку электроэнергии принято, что показатели базового теплогенерирующего устройства, работающего в когенерационной схеме, остаются такими же, как и в отдельно работающем агрегате (например, котле). В соответствии с этим удельные затраты топлива на выработку когенерационной электроэнергии определяются как отношение дополнительных затрат топлива (по сравнению с базовым теплогенерирующим агрегатом) к выработанной электроэнергии. Как следует из рисунка, этот показатель для когенерационной установки при номинальном режиме в 2-2,5 раза ниже, чем для теплоэлектростанции. В утилизационном режиме ( y = 0) различие уменьшается особенно при использовании низкоэкономичных тепловых двигателей (aТ = 8), таких, как, например, ПАЭС-2500. Отсюда следует, что для производства заданного количества электроэнергии в когенерационном цикле потребуется до 2,5 раз меньше топлива, чем в традиционном. Это и является тем ресурсосберегающим эффектом, который привлекает внимание к когенерационным технологиям во всем мире.

Удельные затраты на установленный кВт электрический, себестоимость выработанной электроэнергии, сроки самоокупаемости капиталовложений и получаемая прибыль зависят от стоимости примененного оборудования, его технических характеристик, стоимости топлива, теплоты и электроэнергии. На рис. 4 показаны зависимости окупаемости газотурбинной когенерационной установки от экономичности применяемой ГТУ, тепловой нагрузки котла и стоимости газа и электроэнергии. Зависимости построены при следующих условиях: капитальные затраты - 480 $ США на установленный кВт электрический, цена электроэнергии - 4,1 цент/кВт ч, цена природного газа - 83 $ США за 1000 нм3, коэффициент амортизации 0,1, время работы электрогенерирующей установки - 7000 час/год, отопительный сезон - 0,5 года (горячее водоснабжение - круглогодично). Эксплуатационные расходы и налоги не учитывались. При этих условиях для режима полной тепловой нагрузки котла период окупаемости когенерационной установки составляет примерно 3 года и слабо зависит от характеристик применяемой ГТУ. При снижении y период окупаемости увеличивается и тем больше, чем ниже кпд ГТУ. Достаточно высокие усредненные показатели окупаемости когенерационной установки в рассмотренном примере определяются диспропорциями цен на современном рынке энергоносителей Украины: высокими (практически мировыми) ценами на топливо и сравнительно низкими ценами на теплоту и электроэнергию. Для сравнения укажем, что цена 1 кВт ч электроэнергии составляет в Германии 8...10 центов, во Франции 10...13, Англии - до 15 центов. Влияние стоимости топлива и электроэнергии на сроки окупаемости когенерационной установки показано на рис. 4-б.

В целом, следует отметить, что рассмотренные показатели когенерационных установок значительно лучше аналогичных показателей традиционных электростанций. Так, например, удельные капиталовложения составляют от 300 до 600 дол. США на установленный кВт электрический по сравнению с 1500 $/кВт и выше для угольных и атомных электростанций. Как результат этого а также низких удельных затрат топлива себестоимость кВт ч выработанной в когенерационном цикле электроэнергии в 1,5-2 раза ниже, чем на существующих электростанциях. Указанные выше сроки самоокупаемости до 3-4 раз ниже, чем для тепловых и атомных электростанций.

С экономическими показателями когенерационных технологий непосредственно связаны проблемы реализации когенерационных установок и, прежде всего, проблемы возврата кредитов, полученных на их сооружение. Мировой опыт показывает, что даже в промышленно-развитых странах со сбалансированной ценовой политикой в топливо-энергетическом комплексе, для обеспечения привлекательной рентабельности производства теплоты и электроэнергии в когенерационном цикле требуется государственная поддержка энергосберегающих технологий и стимулирующая их развитие налоговая политика и система дотаций (хотя бы на начальном этапе). Так, например, в Дании в последнее десятилетие в налоговой политике и политике субсидий-грантов принято ряд положений, стимулирующих развитие когенерационных технологий в теплоэнергетике страны, увеличение эффективности использования топлива, развитие использования возобновляемых источников энергии, в частности, биомассы (на 1 % в год), повышение энергосбережения и снижение выбросов в окружающую среду. Основными задачами сформулированными в последней энергетической программе Дании, является превращение всех отопительных котелен в ТЭЦ, максимальная централизация отопительной системы страны, снижение выбросов СО2 на 20 % (к 2005 году). В области генерирования теплоты и электроэнергии основу государственной энергетической политики Дании составляет идея максимального использования когенерационных технологий и последовательного превращения всех отопительных котельных в мини-ТЭЦ с подключением их к системе централизованного теплоснабжения. Уже сегодня централизованное теплоснабжение составляет 50 %, а выработка теплоты и электроэнергии в комбинированном цикле достигла 48 % от объемов энергий, генерируемых в стране. На этом пути планируется достичь максимальной эффективности использования топлива, снизить его расходы и в результате улучшить экологическую обстановку в стране.

Для Украины сегодня задачи повышения топливной эффективности и экологической безопасности энергетики должны решаться параллельно с решением основной задачи - выводом энергетики из глубочайшего кризиса, обусловленного острым дефицитом собственных первичных энергоносителей, предельным и запредельным физическим и моральным износом энергетического оборудования, тяжелейшим общим состоянием экономики страны. В этих условиях широкое применение когенерационных технологий приобретает исключительное значение в силу своих свойств, на которые указывалось выше, а именно: низкие удельные капиталовложения, малые сроки ввода в эксплуатацию и малые сроки самоокупаемости проекта. При этом параллельно решаются следующие задачи:

1. Вводятся новые электрогенерирующие мощности, которыми можно заместить отработавшие свой ресурс низкоэффективные паротурбинные агрегаты на конденсационных электростанциях;

2. Сэкономить при указанной замене до 30 % органического топлива;

3. Приблизить производителей электроэнергии к ее потребителям, ликвидировав таким образом огромные потери в сетях;

4. Создать столь дефицитные в стране маневренные электрогенерирующие мощности;

5. Повысить энергетическую независимость и безопасность предприятий, защитив технологические процессы от внезапных отключений электроэнергии;

6. Снизить себестоимость выпускаемой продукции и цену отпускаемой тепловой и электрической энергии;

7. Снизить вредные выбросы в окружающую среду.

Важнейшей особенностью теплоэнергетики Украины, способствующей широкомасштабному внедрению когенерационных технологий, является централизация системы муниципального теплоснабжения. На протяжении ряда десятилетий в большинстве городов страны создавалась мощная сеть системы теплообеспечения и горячего водоснабжения и концентрация теплогенерирующих мощностей. На сегодняшний день в котельных централизованного теплоснабжения установлено свыше 90 тыс. котлов мощностью от нескольких сот кВт до 150 МВт. По экологическим соображениям до 75 % топлива, сжигаемого в этих котлах, составляет природный газ. Расчеты показывают, что создание когенерационных установок только на части этих котлов позволит ввести более 6000 МВт электрогенерирующих мощностей с использованием газотурбинных двигателей на котлах мощностью свыше 10 МВт и газопоршневых двигателей на котлах до 10 МВт. Если на каждом конкретном предприятии муниципального теплоснабжения когенерацию внедрять в комплексе других энергосберегающих мероприятий (глубокая утилизация теплоты уходящих газов котла, теплоизоляция зданий, снижение потерь на теплотрассе и т.п.), то выработка электроэнергии будет производиться с уменьшением расхода топлива, потребляемого котельной до модернизации.

В промышленности существует огромное число технологий и технологических процессов, в которых для производства теплоты и технологического пара применяется сжигание природного газа. Каждая такая установка может быть преобразована в когенерационную путем надстройки ее тепловым двигателем. Использование теплоты уходящих газов двигателя в технологическом процессе позволяет сократить объемы потребляемого природного газа и снизить таким образом себестоимость выпускаемой продукции. Выполненные примерные оценки возможных масштабов применения когенерационных технологий в промышленности показывают, что только в таких отраслях, как производство строительных материалов, цемента, в химической промышленности, металлургии общая мощность установленных когенерационных электрогенерирующих агрегатов может достигнуть 5...6 тыс. МВт. При этом в силу непрерывности технологических процессов эффективность использования топлива в промышленных когенерационных установках будет близкой к максимальной (90-92 %) в течение всего года и времени суток.

Украина обладает одной из самых мощных в мире газотранспортных систем. Длина транзитных и внутренних газовых магистралей достигает 36 тыс. км. На них работает 78 газоперекачивающих станций, в которых установлено 456 газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом. Реальный кпд большинства этих агрегатов не превышает 25 %, вследствие чего до 4 % перекачиваемого в Украине газа сжигается в приводных ГТУ, что составляет сегодня около 7,0 млрд. нм3/год. Поэтому газотранспортная система Украины обладает огромным потенциалом для применения когенерационных технологий. Расположение и инфраструктура газоперекачивающих станций налагают существенные ограничения на использование сбросной теплоты ГПА, поэтому основной когенерационной схемой в газоперекачке будет парогазовый цикл с сжиганием дополнительного топлива в котле-утилизаторе. Исследования, проведенные в ИТТФ НАНУ, показали, что для ГТУ, применяемых на газоперекачивающих станциях, может быть предложена схема с дожигом, существенно (не менее чем на 10 %) повышающая эффективность парогазовой схемы по сравнению с ее традиционным исполнением. Эффективность использования топлива в таких установках будет достигать 50 % в электрогенерирующем и 80-90 % - в комбинированном цикле. Сейчас ведутся организационные работы по сооружению первой такой установки на ГПС “Богородчаны” Ивано-Франковской области. Потенциал создания когенерационных электрогенерирующих мощностей в этой отрасли Украины составляет не менее 1100 МВт.

На 27 ТЭЦ Минтопэнерго Украины сегодня вырабатывается всего лишь 7,5 % энергии в когенерационном цикле. Это можно объяснить тем, что большинство наших ТЭС расположены вдали от потребителей теплоты и работают на угле. При этом используется низкокалорийный и высокозольный украинский уголь, вследствие чего в котлах необходимо сжигать до 6-7 млрд. нм3 (а по некоторым данным – до 13 млрд. нм3 ) природного газа в год для “подсветки”. Указанные особенности украинских КЭС хорошо “вписываются” в когенерационную схему, которая предлагается для их модернизации. Речь идет о создании на базе существующих паротурбинных блоков парогазовых циклов путем модернизации и надстройки паровых котлов газотурбинными электрогенерирующими установками. Отличие от широко известных ПГУ будет состоять в том, что паровой котел будет работать не на теплоте сбросных газов ГТУ, а на теплоте продуктов сгорания угля в потоке выхлопных газов турбины, т.е. будет применена схема ПГУ с дожигом. Это позволит:

1. даже при использовании выпускаемых в Украине ГТУ с низкотемпературным выхлопом (450-500 оС) поднять коэффициент полезного использования топлива на наших ТЭС до 50-52 % в парогазовом цикле и до 85-90 % в теплофикационном парогазовом цикле;

2. минимум удвоить электрическую мощность существующих тепловых электростанций (потенциал), при этом общее потребление топлива увеличится лишь незначительно (на 10-12 %). Естественно, увеличится в топливном балансе ТЭС доля природного газа, но сравнительно не намного, т.к. в ГТУ будет использован газ, применявшийся ранее для “подсветки”, а также газ получаемый при газификации угля;

3. улучшится экологическая обстановка вследствие снижения доли угля, сжигаемого в котлах, а также вследствие лучшей организации процессов горения.

Вполне очевидно, что для реализации когенерационных проектов на тепловых электростанциях потребуется модернизация оборудования ТЭС и в первую очередь котельных агрегатов. Однако, это будет проведено в естественном процессе необходимой модернизации или замены устаревшего оборудования.

Реально идеи когенерации на существующих ТЭС могут быть осуществлены путем строительства цеха ГТУ совместно с новым специализированным паровым котлом, рассчитанным на сжигание угля в потоке выхлопных газов турбины, а старые котлы переводятся в резерв для работы в внештатных ситуациях.

В таблице 1 приведены данные, отражающие экономически целесообразные потенциальные возможности широкомасштабного внедрения когенерационных технологий в Украине.

Таблица 1 - Потенциал строительства когенерационных электрогенерирующих установок в различных отраслях теплоэнергетики Украины

№

Когенерационные технологии

Электрогенерирующие мощности, млн. кВт

Экономия топлива, млн. т.у.т/ год

% по отношению к мощности существующих ТЭС

В системе централизованного теплоснабжения

6,0

В промышленной теплоэнергетике

5,0-7,0

9-12

14-20

В системе транспорта природного газа

1,1

На паровых электростанциях

15-20

43-57

В графе “Экономия топлива” указано снижение затрат топлива на производство электроэнергии в когенерационных установках по сравнению с затратами на выработку того же количества электроэнергии на конденсационных ТЭС.

Приведенные данные показывают, что при помощи когенерационных технологий в Украине может быть произведено практически такое же количество электроэнергии, которое производится сейчас на тепловых конденсационных электростанциях. При этом экономится примерно столько же топлива, сколько его расходуется на электростанциях сейчас. Другими словами, в результате широкомасштабного внедрения когенерационных технологий в стране можно удвоить выработку электроэнергии практически без увеличения затрат топлива.

Следует отметить, что реальная экономия топлива в стране при выработке электроэнергии существенно (примерно на 20-25 %) превысит значения, указанные в таблице, поскольку при анализе не учитывалась экономия топлива, расходуемого базовым оборудованием электростанций при переводе его на работу по схеме ПГУ.

Несмотря на то, что приведенные результаты анализа достаточно поверхностны и нуждаются в более глубокой и детальной проработке, показанные возможности увеличения эффективности использования топлива при внедрении когенерационных технологий столь впечатляющи, что дальнейшее игнорирование этого перспективного пути развития теплоэнергетики становится недопустимым.

Требуется существенная корректировка национальной программы развития энергетики и всего топливно-энергетического комплекса в целом, создание законодательной базы для развития когенерационных и других энергосберегающих технологий, создание системы стимулов и грантов для поощрения развития этих направлений энергетики, и, наконец, организационно-правовой базы, обеспечивающей приток инвестиций в энергетику. Но все эти вопросы и проблемы являются предметом другого обсуждения.

Вывоз мусора важности и утилизация отходов

Мероприятия по энергосбережению. Повідомлення. Технологические правила оптового. От энергосбережения к энергоэффективности жкх. Сергей федоренко.

Главная страница -> Технология утилизации

Экологически чистая мебель:

Сайт об утилизации отходов: