|
| |
|
Главная страница -> Переработка мусора
К вопросу выбора тепловых насосо. Вывоз мусора. Переработка мусора. Вывоз отходов. СтроительствоАлександр Григорьев Цена замещения газа на уголь в электроэнергетике достаточно высока Об авторе: Александр Владимирович Григорьев - кандидат экономических наук, руководитель отдела исследований угольной отрасли Института проблем естественных монополий. Если вопрос о том, дефицитен ли газ или просто непозволительно дорог для российской электроэнергетики, все еще продолжает волновать умы экспертов, то необходимость замещать голубое топливо уже давно не вызывает сомнений. Идея газозамещения в электроэнергетике принята российским экспертным сообществом, политическими и экономическими кругами. На нынешнем этапе дискуссия в основном ведется по следующим вопросам: какими средствами и способами добиться этой цели в кратчайшие сроки и с максимальным экономическим эффектом? Практических вариантов выхода из сложившейся ситуации несколько – это развитие угольной, атомной и гидроэнергетики. У угольной генерации есть ряд несомненных преимуществ. Это и высокая маневренность по мощности, то есть способность быстро реагировать на изменение суточной потребности в электроэнергии, по сравнению с АЭС, и слабая зависимость от физико-географического фактора – в отличие от ГЭС, и возможность размещения тепловых электростанций (ТЭС) в тех районах, где по каким-либо причинам строительство АЭС или ГЭС невозможно или затруднительно. Значимым фактором являются более короткие сроки строительства угольных ТЭС по сравнению с АЭС и ГЭС. Немаловажно и главное преимущество угля – самая низкая цена строительства электростанции в пересчете на 1 кВт установленной мощности из всех трех типов электростанций. Что же препятствует «дегазации» российской электроэнергетики? Прежде всего это существующее соотношение цен на газ и уголь в пересчете на тонны условного топлива (т у.т.), составляющее 1:1. Такое положение не стимулирует перевод действующих ТЭС на уголь и ввод новых генерирующих мощностей на этом топливе. Резервы повышения экономической привлекательности угля в межтопливной конкуренции нужно искать через механизм постепенного доведения соотношения цен газ/уголь до минимум 2:1. Расчеты, проведенные экспертами ИПЕМ, показывают, что на сегодняшний день только в Сибири – основном угледобывающем регионе – наблюдается ценовое соотношение газ/уголь, заложенное в действующей Энергетической стратегии России, равное 1,6–2:1. Расстояние между потребителем и поставщиком угля там наименьшее, а значит, доля железнодорожного тарифа в цене угля у конечного потребителя минимальная среди всех российских регионов. В остальных регионах ценовое соотношение газ/уголь колеблется в пределах от 0,9:1 до 1:1. Стоит отметить существенные различия в принципах ценообразования: для угля цену устанавливает рынок, в том числе и мировой; что касается газа и железнодорожных перевозок – здесь уровень цен регулируется государством, так как это естественно-монопольные секторы. Процесс выравнивания необходимо сделать двусторонним, то есть, с одной стороны, это плавное и постепенное повышение цен на газ, с другой – работа по стабилизации цен на энергетические угли, чтобы рост цен на газ не приводил к синхронному росту цен на уголь. Кроме того, необходимо учитывать, что на стоимость угля влияют и транспортные тарифы. По словам железнодорожников, существующие тарифы покрывают только 50% затрат на перевозку угля. Это, в свою очередь, приводит к недофинансированию и ухудшению ситуации с угольным грузооборотом. Таким образом, рост железнодорожных тарифов становится единственным выходом из создавшегося положения. Но рост тарифов в 2 раза приведет к росту стоимости угля у конечного потребителя в 1,2–1,5 раза, что, по сути, ставит крест на развитии угольной генерации, так как искомое соотношение 2:1 окажется недостижимым. Но выход есть. Сложившуюся ситуацию может разрешить государство, которому угольное газозамещение принесет ощутимые дивиденды. В результате увеличения использования угля в электроэнергетике будут высвобождены дополнительные объемы газа, которые можно направить на экспорт. С каждой перенаправленной с внутреннего рынка на экспорт 1000 куб. м газа государство при нынешних мировых ценах получает около 110 долл. дополнительных поступлений в бюджет. Ради подобных прибылей вполне логично государственное финансирование проекта создания компании – эксклюзивного перевозчика энергетических углей, в задачи которой должно входить выполнение госзаказа на перевозку угля для строящихся и переводимых на уголь ТЭС. Экономический эффект от работы государственной компании-перевозчика можно описать следующим образом: каждая высвобожденная 1000 куб. м газа дает не менее 110 долл. дополнительных поступлений в госказну. Полная себестоимость доставки 1 тонны угля в европейскую часть страны (максимальная себестоимость) – 40 долл. Предположим, что государство оплачивает полный экономический обоснованный тариф на перевозку угля к потребителю из этих дополнительных поступлений. И если, к примеру, в результате перевода на уголь тех станций, где для этого существует техническая возможность, высвободится около 27 млрд. куб. м газа, то после вычета государственных субсидий на доставку 40 млн. тонн угля это принесет бюджету почти 1,4 млрд. долл. в год дополнительных поступлений. Реализация этого предложения может вызвать у угольных компаний соблазн поднять цену на свою продукцию. Поэтому необходимо ввести так называемую цену отсечения по аналогии с нефтяным экспортом. Только ориентиром здесь будет являться соблюдение соотношение цен газ/уголь минимум 2:1. Например, если цена на газ составляет 40 долл. за т у.т., то цена на энергетический уголь не может превышать 20 долл. – все остальное государство изымет при помощи фискальных инструментов. Развитие угольной генерации – общенациональная экономически обоснованная задача, требующая целого комплекса мер для успешной реализации, и государству в ее решении отведена особая роль. «Газовая пауза» была общегосударственным проектом, и «угольный ренессанс» не может обойтись без участия власти.
Историческая справка Толчком для развития теплонасосных систем в мире послужили энергетические кризисы 1973 и 1978 гг. В Америке, в начале своего развития, геотермальные системы устанавливались в домах высокой ценовой категории. Но сегодня, за счет применения современных технологий, геотермальные тепловые насосы стали доступны многим американцам. Они устанавливаются в новых зданиях или заменяют устаревшее оборудование с сохранением или незначительной модификацией прежней отопительной системы. В 1980-ом году в Америке уже работало около 3 млн тепловых насосов, в Японии — более 0,5 млн, в Европе — 0,15 млн. В 1993 г. общее количество установленных тепловых насосов в странах западной Европы составило свыше 12 млн. Сегодня в США ежегодно производится около 1 млн. геотермальных тепловых насосов. А при строительстве новых общественных зданий используют исключительно геотермальные тепловые насосы. Эта норма была закреплена Федеральным законодательством США. Геотермальный тепловой насос был установлен даже в широко известном небоскребе Нью-Йорка «The Empire State Building». В Швеции 70% потребности в тепловой энергии обеспечивают тепловые насосы. В Стокгольме 12% всего отопления города обеспечивается геотермальными тепловыми насосами общей мощностью 320 МВт, использующими в качестве источника тепла Балтийское море. В Германии предусмотрена дотация государства на установку тепловых насосов в размере 200 евро за каждый кВт установленной мощности. В Финляндии, Швеции и Норвегии процент использования геотермальных систем составляет около 30%. По прогнозам Мирового Энергетического Комитета, к 2020 г. доля геотермальных тепловых насосов в теплоснабжении составит 75%. Активный процесс инсталляции геотермальных систем начался в странах Прибалтики. В России, имеющей большие запасы нефти и газа, за последние 3 года установлено около 1000 геотермальных установок. Геотермальные системы безопасны и экологически чисты, они не наносят вред окружающей среде. Это утверждение подтверждает опыт более чем 30-летней эксплуатации геотермальных систем в странах, где вопрос экологии стоит далеко не на последнем месте. Тепло Земли с точки зрения теплофизики Внутренняя температура приповерхностного слоя Земли составляет около 10 °С и не зависит от сезона: зимой она выше, а летом — ниже температуры воздуха. Безусловно, эта температура слишком мала, чтобы её использовать для нужд человека. Еще в прошлом веке, успехи теплофизики и технологии рефрижераторных установок позволили разработать способы преобразования этой «низкокачественной» тепловой энергии в «высококачественную» (пригодную для использования в тепловых системах). С точки зрения теплофизики грунт является неиссякаемым источником тепловой энергии. «Отобрать» геотермальное тепло (тепло грунта) можно с помощью тепловых насосов. Тепловой насос — это устройство, которое позволяет принимать тепло от низкотемпературного источника, преобразовывать в высокотемпературное и передавать его в теплоноситель различных систем отопления или нагрева. Технически простая система геотермального отопления может преобразовать и направить в здание 3,5…4,5 кВт (или около 80 Мкал/сут.) тепловой энергии, затрачивая при этом на работу установки всего 1кВт электрической мощности. В летнее время эта же система позволит охлаждать помещения. Геотермальные системы сохраняют работоспособность и эффективность даже при экстремальных температурах окружающей среды. При «отборе» тепла Земли используют ее верхний слой, находящийся на глубине до 100 метров от поверхности. С точки зрения теплообмена этот слой грунта находится под воздействием лучистой энергии Солнца, радиогенного тепла из глубинных слоев Земли, конвективного теплообмена с атмосферным воздухом и теплопереноса за счет различных массообменных процессов (дождь, таяние снега, грунтовая вода и т.д.). В зарубежной литературе существует несколько различных классификаций грунтов. Нас, в большей степени, интересует классификация грунтов по их теплопроводности. В приведенной табл. 1 используются данные известного американского справочника ASHRAE [1]. В российских источниках нами обнаружена Таблица 3 СНиП 2.02.04-88 [2], на основе которой можно составить табл. 2 по определению теплопроводности талого грунта — th. Из сравнения табл. 1 и 2 видно, что данные американских и российских справочников довольно адекватны. Для точного определения теплопроводности грунтов необходимо проводить экспериментальные исследования теплопроводности в месте предполагаемой установки оборудования. Отметим, что теплопроводность грунта не является величиной постоянной в течение года. Она зависит от влажности, агрегатного состояния влаги в грунте и температуры. Причем особенно сильно влажность меняется при замерзании грунта. Данные [4] говорят о том, что теплопроводность мерзлых грунтов f составляет: О температуре грунта на различной глубине у автора есть лишь данные из зарубежных источников (см. рис. 1). Из этих данных можно сделать вывод, что на глубине более 8 м температура практически постоянна в течение года (изменения составляют только 1/20 изменений на поверхности). В странах, где тепловые насосы нашли широкое применение, существует такое понятие, как температура грунта. Справочник ASHRAE предлагает определять температуру грунта по температуре грунтовых вод в данной местности. Если исходить из температуры грунтовых вод, то она колеблется в пределах 8-10 °С для условий Беларуси. С незначительными отклонениями этиданные можно принять и для условий Украины. Значение количества радиогенного тепла составляет (для зоны Центральной Европы) 0,05-0,12 Вт/м2. Если оно не известно, то обычно принимается 0,1 Вт/м2. Существует два основных способа отбора геотермального тепла — с помощью открытых и закрытых контуров. Под открытым контуром понимают использование теплоты грунтовых вод, предусматривающих доставку этих вод на поверхность, использования их теплоты и возврат в пласт. Под закрытым контуром понимают использование теплоты грунта с помощью промежуточных теплообменников и теплоносителей. В свою очередь системы с закрытыми контурами различают по типу теплообменников — горизонтальные (рис. 2, а) и вертикальные (рис. 2, б).Устройство закрытых контуров с вертикальными теплообменниками дороже, чем с горизонтальными теплообменниками. В то же время контуры с горизонтальными теплообменниками занимают большие площади, что может оказать в некоторых случаях весьма критичным условием. Размещение труб в траншее обычно выполняется двумя основными способами: прямые и свитые в спираль трубы. В жизни существуют и другие, иногда довольно экзотические, способы, например, трубопроводы, прикрывают сверху медными пластинками (copper fins) — видимо для улучшения теплообмена. Решение по выбору системы отопления принимается на этапе проектирования, и связано с реализацией конкретного проекта. Теплообмен в грунтах довольно сложный процесс, поэтому производители тепловых насосов подходят к этому вопросу по-разному. Одни рекомендуют при расчетах усредненные значения теплообмена, другие приводят вполне конкретные значения для производимых ими теплообменников, полученные в результате изучения грунтов и исследований. В Украине фактически единственная компания «ГеолбудМ» вплотную подошла к решению аналогичных вопросов. Выбор мощности теплового насоса при проектировании В ряду тепловых насосов, для работы которых в качестве источника тепла используется тепло поверхностного слоя Земли, выделяется тепловые насосы EarthLinked® с подземным медным теплообменником DIRECT AXXESS® американской компании ECR Technologies Inc. Отличительной особенностью этих насосов является то, что для доступа к стабильной земной температуре используется U-образный трубопровод-испаритель с хладагентом. Хладагент непосредственно подается к источнику земного тепла, и это инженерное решение обеспечивает высокую эффективность геотермальной отопительной системы. Испаритель устанавливается в грунт горизонтально ниже глубины промерзания или вертикально, в предварительно пробуренные скважины. Скважины бурят диаметром 40-60 мм вертикально или диагонально до глубины 15 или 30 м. На примере тепловых насосов этой компании рассмотрим, как происходит выбор мощности теплового насоса. В первую очередь определяются теплопотери здания по методике разработанной ECR Technologies Inc. с использованием программного продукта этой же компании. Фактически методика мало чем отличается от отечественного пособия к СНиП 2.04.05-91 «Отопление, вентиляция, кондиционирование» с изменениями № 1,№2, введенными в действие Госстроем Украины в 1996 и 1999 гг. Отдельно нужно сказать, что опыт инсталляции тепловых насосов в США, да и в Европе говорит о том, что установку теплового насоса нужно рассматривать как комплексное решение задачи по энергосбережению. С одной стороны, это установка в здании энергосберегающей системы, с другой — это снижение теплопотери здания до уровня при котором для отопления здания достаточно 50 Вт/м2. Только при таких условиях проект в целом считается энергосберегающим и обеспечивается поддержкой государственного финансирования, стимулирования установщиков оборудования в странах, где сегодня разработаны соответствующие программы и активно проводится установка тепловых насосов. При проектировании, выбор теплового насоса для конкретного здания сводится к условиям, которые наглядно отображены на приведенном на рис. 3 графике димензионирования (измерения) мощности. Из рис. 3 видно, что точка баланса системы (пресечение прямой теплопроизводительности системы отопления и прямой нагрузки ограждающих конструкций здания) должна соответствовать проектной температуре для региона, где устанавливается система отопления. Зона графика, лежащая от точки баланса системы справа, определяет рабочую зону системы отопления. Зона графика, лежащая от точки баланса системы слева, определяет зону, в которой система не справляется с покрытием тепловых потерь ограждающих конструкций. Для таких случаев в системе предусмотрен так называемый «пиковый догреватель», который при необходимости автоматически включается, увеличивая тепловую мощность системы. Мощность «пиковых догревателей» выбрана таким образом, что при его включении система отопления в состоянии обеспечить заданную температуру в здании при наружных температурах воздуха до -30 ... -34 °С. В табл. 3 приведены значения необходимой дополнительной мощности, которая потребуется для поддержания стабильной, заданной температуры в условном здании при проектировании. Среднестатистические расчеты показывают, что использование «пикового догревателя» составляет 2-3% в год, что не может существенно отразиться в затратах на отопление. Тем не менее, существует возможность установить систему с изначально заложенной избыточной мощностью, однако это существенно скажется на капитальных затратах, то есть затратах связанных со стоимостью системы и её установкой. Нужно отметить, что температура бытовой воды либо теплоносителя для системы отопления на выходе теплового насоса не может превышать 50-55 °С. Именно по этой причине тепловой насос рекомендуется использовать с системой отопления «водяной лучистый пол». В такой системе температура теплоносителя, как правило, составляет 30 °С и не превышает 35 °С. Для бытовой воды 50 °С достаточная температура, даже избыточная. Использование тепловых насосов в системах радиаторного отопления влечет за собой увеличение площади радиаторов почти в два раза. На практике не всегда существует такая возможность, поэтому решение по выбору системы отопления принимается на этапе проектирования, и связано с реализацией конкретного проекта. Итогом расчета является представление КПД (СОР) системы при различных температурных нагрузках на здание (табл. 4). Литература 1. ASHRAE Handbook. HVAC Application. Ch. 31. Energy resources. — 1999. 2. СНиП 2.02.04-88. Основания и фундаменты вечномерзлых грунтов. Вывоз строительного мусора мусоровоз Ивановское. Вывоз строительного мусора состоит частей. Концепция проекта. Энергосбережение - новый виток с. Куда идёт малая энергетика – пре. Ввиду газового дефицита в россии. Экономические и технические аспекты строительства автономных источников энергии. Главная страница -> Переработка мусора  |
