Газотурбинные установки для производства электроэнергии и тепла: Газотурбинная установка (ГТУ) — Что такое Газотурбинная установка (ГТУ)?

Содержание

Малые электростанции с газотурбинными установками — Энергетика и промышленность России — № 2 (18) февраль 2002 года — WWW.EPRUSSIA.RU

Газета «Энергетика и промышленность России» | № 2 (18) февраль 2002 года

Малые электростанции с газотурбинными установками (ГТУ-ТЭЦ) появились сравнительно недавно. Их особенность: они ориентированы на автономное энергоснабжение районов и наилучшим образом учитывают особенности потребителей.

Основная задача ГТУ-ТЭЦ — обеспечить надежное снабжение тепло- и электроэнергией небольшие города и отдельные жилые микрорайоны крупных городов. Электростанции такого типа обладают рядом преимуществ по сравнению с традиционными электростанциями:

— Высокие начальные параметры газотурбинного цикла в сочетании с использованием тепла выхлопных газов для производства горячей воды позволяют поднять КПД энергоустановки на 10-15% по сравнению с традиционными энергоблоками, а это снижает расходы на основную составляющую себестоимости тепло- и электроэнергии — на топливо.

— Благодаря компактности установки сокращаются объемы капитального строительства. Стоимость сооружения электростанции такого типа сокращается примерно на 25%.

— Размеры площадки ГТУ-ТЭЦ дают возможность приблизить ее к потребителю, сократить коммуникации — тепло- и электрические сети, добиться снижения капиталовложений, снизить потери при передачи энергии.

— Экологический эффект на ГТУ-ТЭЦ достигается благодаря нескольким факторам. Низкие удельные выбросы загрязняющих веществ обусловлены не только тем, что ГТУ работают на природном газе, но и эффективным использованием выделяемого при сгорании тепла, а также технологией сжигания топлива. Газотурбинный цикл почти не использует воды — отсюда минимальное воздействие на водный бассейн. Комплекс мероприятий обеспечивает низкий уровень шума.

Типы ГТУ-ТЭЦ:

1. Газотурбинная электростанция с выработкой только электроэнергии (ГТЭС). Эффективность работы такой станции определяется только степенью совершенства газовой турбины, т.

е. ее коэффициентом полезного действия, который для современных газовых турбин класса мощности 15-20 МВт колеблется от 30% до 35%. Капитальные затраты на строительство таких электростанций минимальные, однако срок их окупаемости может быть достаточно большим из-за больших затрат на топливо. Удельный расход условного топлива колеблется от 50 гут/кВт-ч до 400 гут/кВт-ч (под условным топливом в России понимается топливо с низшей теплотворной способностью 7000 ккал/кг или 29300 кДж/кг).

2. Газотурбинные электростанции с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии (ГТЭСК). За счет утилизации тепла газов, имеющих температуру от 370 до 530 °С появляется возможность генерирования тепловой энергии в виде горячей воды, идущей на теплоснабжение зданий жилого, социально-культурного и производственного назначения. Капитальные затраты на сооружение таких электростанций возрастают по сравнению с ГТЭС на 30 — 40 % за счет установки теплообменников-утилизаторов и оборудования системы теплоснабжения.

Поскольку в этом случае электрическая мощность станции не изменяется, удельные капвложения на установленный кВт возрастают. Как правило, тепловая мощность когенерационного цикла на 55 — 60% выше электрической, что и определяет большую эффективность ГТЭСК по сравнений с ГТЭС.

3. Если две предыдущие схемы работы ГТУ хорошо известны на Западе, то схемы ГТУ-ТЭЦ там не применяются. В России проект ГТУ-ТЭЦ является «пилотным». В этом проекте использованы традиционные технические решения, широко применяемые в схемах ТЭЦ с паротурбинными установками. Суть этих решений сводится к достижению максимальной надежности теплоснабжения потребителей. С этой целью дополнительно к оборудованию ГТЭСК устанавливаются водогрейные котлы с необходимым вспомогательным оборудованием. Мощность водогрейных котлов должна быть примерно такой же, как утилизационных теплообменников.

4. Широкое распространение в энергетике получили схемы парогазовых установок, в которых тепло уходящих газов газовой турбины утилизируется в парогенераторах, пар от которых поступает в паровые турбины для выработки электроэнергии. Основная энергия идет на выработку электроэнергии. Применение парогазовых технологий в российской теплоэнергетике особенно перспективно, поскольку доля природного газа — идеального топлива для ГТУ — в топливном балансе составляет более 60%.

Газотурбинные установки


Электростанция ГТЭС 0,3 – 300 электрической мощностью 300 кВт выполнена в контейнерном варианте с внешними габаритными размерами: 6 000 х 2 350 х 2 500. состоит из газотурбинного двигателя, понижающего редуктора, электрогенератора, котла-утилизатора и других узлов и деталей. Планируется к выпуску ГТЭС 0,7-300 электрической мощностью 700 кВт.

ГТЭС 0,3-300 и ГТЭС 0,7-300 представляют собой модульную, экологически чистую, требующую минимального обслуживания систему для производства электрической и тепловой энергии. Движимый газотурбинным приводом электрический генератор, интегрированный с электронной системой управления, позволяет генерировать электроэнергию в соответствии с ГОСТ 13109-97.

ГТЭС способны работать параллельно с сетью общего пользования или с другими источниками электроэнергии. ГТЭС могут работать в качестве резервного, аварийного или основного источника питания. Несколько ГТЭС могут быть объединены в единый энергетический комплекс.

ГТЭС может выполняться для различных макроклиматических районов. Основополагающим документом, определяющим выполнение ГТЭ для различных макроклиматических условий, является ГОСТ 15150-69. Заказчик может выбрать вид и категорию исполнения ГТЭС по таблице приведенной в этом ГОСТе.

Утилизация тепла выхлопных газов газотурбинного двигателя открывает широкие возможности для обогрева помещений и создания в них заданного климата, использования в технологических процессах промышленных предприятий, тепловых пушках и др., а также для производства холода.

 

Основные технические характеристики модельного ряда ГТЭС: 

   Наименование  ГТУ 0,3-300   ГТУ 0,7-300   ГТУ 0,7-300Р   ГТУ 30-300 
 1  Мощность номинальная, кВт        250
       700
       650        30 000
 2  Электрический КПД на
 номинальном режиме, %
       32        23        32        36
 3  КПД когенерационного цикла, %        84        83        83        84,5
 4  Расход воздуха на входе, кг/с        2        4,12         4,12        105
 5  Расход топлива, кг/час        65        262        188        6020
 6  Назначенный часовой ресурс,
 мото часы
       60 000        100 000        100 000        100 000
 7  Особенности конструкции  Рекуператор   Котёл-утилизатор   Рекуператор   Котёл-утилизатор 

 

 

 

II.

Термины и определения, используемые в настоящих Указаниях / КонсультантПлюс

II. Термины и определения, используемые

в настоящих Указаниях

2. Под термином «тепловая электростанция» понимается совокупность технологически связанных установок и оборудования, обеспечивающих преобразование внутренней энергии первичного топлива последовательно в тепловую, механическую, а затем в электрическую энергию с помощью турбинных и нетурбинных механических двигателей, посредством присоединенных к ним электрических генераторов.

К тепловым электростанциям относятся паротурбинные, газотурбинные, газопоршневые, дизельные электростанции, использующие в качестве первичного топлива углеводородное топливо органического происхождения, а также атомные электростанции, использующие тепло, выделяемое в ядерных реакторах.

2.1. Под термином «когенерация» понимаются технологии, позволяющие утилизировать часть тепла, образующегося в технологическом цикле производства электрической энергии на тепловых электростанциях, для целей общественного и хозяйственного теплоснабжения. Когенерация включает в себя в том числе теплофикацию — полезное использование тепла, содержащегося в паре, отработавшем в паровых турбинах тепловых электростанций, для систем централизованного теплоснабжения потребителей.

2.2. Тепловая электростанция может включать в свой состав пусковые и пиковые котельные, сжигающие первичное топливо, котлы утилизаторы выхлопа газовых турбин, модули утилизации тепла и водогрейные котлы газопоршневых энергоустановок, которые непосредственно не участвуют в выработке электроэнергии, но являются неотъемлемым оборудованием технологического цикла тепловой электростанции для получения тепловой энергии в виде теплоносителя (пара или горячей воды) нужных параметров, направляемого в системы централизованного теплоснабжения.

К пусковым котельным относят котельные, предназначенные для запуска в работу основного энергетического оборудования тепловых электростанций и котельных из холодного состояния или после остановки.

К пиковым водогрейным котлам относятся котельные установки тепловой электростанции, предназначенные для дополнительного подогрева сетевой воды после сетевых подогревателей турбоагрегатов, для обеспечения соблюдения необходимого температурного режима тепловой сети, по которой теплоноситель подается внешним потребителям тепла.

Котел-утилизатор газовой турбины — паровой или водогрейный котел, в котором используются выхлопные газы газотурбинной установки для получения теплоносителя (пара или горячей воды) нужных параметров, направляемого в системы централизованного теплоснабжения.

———————————

<*> Определения даны исключительно для целей заполнения формы N 6-ТП «Сведения о работе тепловой электростанции».

К модулям утилизации тепла газопоршневых энергоустановок относят утилизаторы тепла рубашки охлаждения двигателей, маслоохладительные установки, утилизаторы тепла газовых выхлопов двигателя, которые используются для получения теплоносителя в виде горячей воды нужных параметров, направляемого в системы централизованного теплоснабжения.

2.3. Новые электростанции, находящиеся в работе, но не принятые по акту в эксплуатацию к концу отчетного года, обязаны представить отчет по форме N 6-ТП, в котором данные по показателям, характеризующим установленную мощность, не приводятся.

В отчете по форме N 6-ТП действующей электростанцией должны быть отражены данные по всем показателям (кроме характеризующих установленную мощность) работы новых агрегатов, еще не принятых по акту в эксплуатацию, но находящихся в работе.

2.4. Значения всех показателей формы N 6-ТП должны быть приведены в единицах измерения, указанных в соответствующей графе.

2.5. Данные по показателям мощности в разделе 1 (строка 11) приводятся в целых числах.

Данные по показателям о выработке и отпуске электрической энергии в разделе 2 (строка 22, графы 1 — 6) приводятся с 3-мя знаками после запятой.

Данные по показателям об отпуске тепловой энергии в разделе 2 (строка 22, графы 7 — 10) приводятся в целых числах.

Значения удельных расходов условного топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию в разделе 3 (строки 32, 33, 34, графы 3 — 6) приводятся с одним знаком после запятой.

Данные о расходе условного топлива в разделе 3 (строки 31 — 34, графы 1, 2) приводятся с 3-мя знаками после запятой.

Данные о расходе топлива по видам в условном исчислении в разделе 4 (строки 41 — 90) в графах 3 и 5 приводятся в пересчете на тонну условного топлива с 3-мя знаками после запятой.

2.6. Распределение затрат топлива на тепловых электростанциях между электрической и тепловой энергией, вырабатываемой в комбинированном цикле на тепловой электростанции, в разделе 3 (строки 32, 33) настоящей формы производится в соответствии с пунктом 3.2.3 настоящих Указаний по формуле 11.

2.7. Атомные электростанции в настоящей форме заполняют разделы 1 и 2 в соответствии с общими правилами, описанными в данных Указаниях. Данные разделов 3 и 4 заполняются только по строке 34 и по строкам 41 — 90 при наличии расхода органического топлива в пиковых водогрейных котлах.

Мини ТЭЦ (типы, области применения). Газотурбинные мини-ТЭЦ. Использование биотоплива для производства энергии на мини-ТЭЦ



Мини ТЭЦ (Общая информация)

В последнее время развивается энергоснабжение, которое базируется на установках мини-ТЭЦ. Система утилизации тепла мини-ТЭЦ предусматривает также производство горячей воды или пара для отопления (когенерация) и холода для систем кондиционирования и вентиляции (тригенерация).

Типы мини ТЭЦ

Различают следующие типы мини-ТЭЦ:

  • паротурбинную с противодавленческой турбиной с отпуском тепловым потребителям всего или части отработавшего в ней пара;
  • паротурбинную с конденсационной турбиной, имеющей теплофикационный отбор или отборы для отпуска пара тепловым потребителям;
  • газотурбинную с использованием тепла выхлопных газов в котле-утилизаторе или непосредственно в технологическом процессе;
  • дизельную с производством высокопотенциального тепла благодаря энергии выхлопных газов и низкопотенциального — из контуров охлаждения двигателя;
  • парогазовую с использованием тепла выхлопных газов для производства пара, который полностью или частично направляется в одну или несколько паровых турбин.

В настоящее время используются также следующие виды установок для производства электроэнергии и теплоты малой и средней мощности:

  • теплофикационные ГТУ на базе газотурбинных двигателей самолетов и судов единичной электрической мощностью от 50 до 6000 кВт и тепловой мощностью от 0,6 до 50 МВт для установки в местах размещения отопительных и промышленных котельных, работающих на природном газе;
  • теплофикационные паросиловые установки малой мощности с противодавлением на промышленные параметры пара электрической мощностью до 1200 кВт и тепловой мощностью до 12 МВт, работающих на мазуте и твердом топливе;
  • теплофикационные дизельные установки для энергоснабжения на базе двигателей судов, колесных и гусеничных машин электрической мощностью до 600 кВ;
  • паросиловой и газотурбинный привод с утилизацией тепла мощностью от 5 до 20000 кВт для энергоснабжения нефтяных газодобывающих комплексов.

Перспективными альтернативными решениями являются мини-ТЭЦ, например на основе газо-дизель-генераторов. Для получения тепловой энергии в камере сгорания используется дизельное топливо, природный или сжиженный газ. Особенно перспективны мини-ТЭЦ для отдаленных районов сельской местности. В качестве альтернативного топлива в этом случае возможно использовать биотопливо, например, метан, полученный в метантенках из отходов сельского хозяйства.

В последние годы также внедряются микро-ТЭЦ мощностью 45-100 кВт для автономного энергоснабжения на базе микротурбин и электротехнических генераторов.

В малой энергетике нецелесообразно рассматривать возможности применения сложных комбинированных циклов ПГУ для производств электроэнергии, а газовые турбины как приводы электрогенераторов существенно проигрывают газовым двигателям по КПД и эксплуатационным характеристикам при малых мощностях. В широком диапазоне мощностей (от сотен киловатт до десяток мегаватт) КПД моторного привода на 13-17% выше, чем газотурбинного; при снижении нагрузки со 100 до 50% КПД электрогенератора с приводом от газового двигателя меняется слабо, КПД газового двигателя практически не изменяется до температуры воздуха 25 0С. Мощность газовой турбины падает при изменении температуры воздуха от -30 до 30 0С, при температурах выше 40 0С уменьшение мощности газовой турбины (от номинальной 15 0С) составляет 20%.

Газотурбинные мини-ТЭЦ

Газовые турбины находят широкое применение в производстве электроэнергии. Электрический КПД больших установок составляет 35 -38%, характеристики при частичной нагрузке скорее неудовлетворительные. Большой срок службы, очень незначительные инвестиционные затраты в широком диапазоне мощностей, большая доля пригодной для использования энергии уходящих газов и очень небольшая эмиссия вследствие непрерывного горения являются достоинствами этой технологии. До настоящего времени было нецелесообразно применять турбины в диапазоне мощностей менее 500 кВт. Это стало возможным только в результате комбинации двух мероприятий: рекуперации и обратной подачи части объемного потока уходящего газа в компрессор с одной стороны и прямого присоединения генератора. В сочетании с не зависящим от скорости вращения инвертированием тока посредством силовой электорники достигаются наряду с приемлемыми показателями электрического КПД более 25% и общего КПД более 70% также хорошие показатели КПД при неполной нагрузке. Эти параметры имеют решающее значение для использования на не больших объектах.

Возможность получения большой мощности при небольших размерах и массе, высокая надежность и экономичности газотурбинных установок позволяют широко использовать их в промышленной энергетике. В частности на промышленных предприятиях их можно применять как для отдельной, так и комбинированной выработки тепловой и электрической энергии, в качестве источников питания, для покрытия пиков нагрузок, в качестве надстроек на водогрейных котельных.

Мини-ТЭЦ на базе ДВС

Принцип выработки электрической к тепловой энергии с использованием ДВС известен уже несколько десятилетий. Первые установки этого типа использовались на кораблях, в тепловозах, для аварийного электроснабжения.

В области мощностей от 10 кВт до 4 МВт существенные преимущества перед газотурбинными установками имеют поршневые приводы. У таких установок меньшие расходы топлива и эксплуатационные затраты.

Это объясняется тем, что КПД поршневых машин составляет 36-45%, а газовых турбин — 25-34%. Установки газовых турбин требуют высоких давлений газа (до 2,0 МПа), в то время как газопоршневые установки работают на газе с низким давлением и им не требуется установка для газа дожимного копрессора.

Поршневые газовые двигатели могут работать на газе среднего давления, промышленном газе (коксовый, биогаз, шахтный), пропан-бутановых смесях и попутном газе. Любой применяемый газ должен иметь метановое число не менее 30 и подаваться в двигатель под давлением 1,0-2,5 кгс/см2 (0,1-0,25 МПа).

Мини-ТЭЦ на базе ДВС состоит из моноблока двигатель-генератор с теплообменниками, в которых утилизируется тепловая энергия.

Утилизация тепла выхлопных газов, газовоздушной смеси, тепла в рубашке охлаждения двигателя, масла в специальном водяном утилизационном контуре позволяет нагревать воду до 95’С и использовать ее тепло в системах теплоснабжения. Газопоршневой двигатель это дизельный двигатель, переоборудованный для работы на газе (94%) и использующий лишь 6% дизельного (запального) топлива. Дизельное топливо может служить в нем в качестве резервного топлива.

Газопоршневые мини ТЭЦ, представляют собой электрогенераторные установки с первичным двигателем, работающим на природном газе, а также утилизирукнцие выделяемое тепло. Потребление топлива составляет 0,25-0,3 н.м3 на кВт-час выработанной электрической энергии.

Экономически оправданные системы утилизации тепла позволяют использовать 1 Гкал тепла на 1 МВт-час выработанной электроэнергии (75% от выделяемого тепла).

Расход смазочного масла от 3 г до 0,3 г на 1 кВт-час. Межремонтный ресурс 20-40 тыс. моточасов. Поэтапный ресурс достигает сотен тысяч часов. Стоимость ремонта составляет 5-20% от общих капитальных затрат. Электрический КПД достигает 38-42%. Оставшиеся тепловые потери, около 60%, приходятся на:

  • 1. Тепло, отбираемое охлаждающей жидкостью 38-44%
  • 2. Тепло выхлопа 15-10%(охлаждаемые выхлопные коллекторы)
  • 3. Тепло наддувочного воздуха (в системах с турбонаддувом) 5-6%
  • 4. Тепло смазочного масла (в системах с масляным радиатором) 3-6%.

Альтернативные источники энергоснабжения

Вот уже несколько лет в установках мини-ТЭЦ применяется тепловые насосы с целью использования низкопотенциальной энергии для отопления и горячего водоснабжения.

Тепловые насосы, предназначенные для работы в системах мини-ТЭЦ, бывают двух типов: парокомпрессионные (использующие механическую энергию в качестве энергии высокого потенциала) и абсорбционные (относительно высокопотенциальным теплоносителем является пар, отопительная вода или продукты сгорания).

Компрессионные тепловые насосы могут работать с приводом от тепловых двигателей. В этом случае весь агрегат состоит из компрессионного теплового насоса и теплового двигателя. Преобразование химической энергии топлива в теплоту происходит непосредственно внутри теплового двигателя (например, в цилиндре двигателя внутреннего сгорания) или снаружи, причем теплота горючего газа передается к рабочему телу двигателя.

В двигателе в соответствии с термодинамическим круговым циклом часть теплоты переходит в механическую энергию, которая приводит в действие собственно компрессионный тепловой насос, благодаря чему повышается полезный температурный уровень низкотемпературное окружающей среды или отработанной теплоты. Отработанная теплота двигателя также может быть использована в качестве полезного тепла. Теплообменник или теплообменники отработанной теплоты в зависимости от температурных условий подключаются параллельно или последовательно с конденсатором компрессионного теплового насоса или теплота подводится к специальным.

В качестве приводов могут быть использованы тепловые двигатели всех типов, однако наиболее удобны газовые и дизельные двигатели, так как они работают на природном газе и нефти- высококачественных носителях первичной энергии, применяемых в настоящее время для отопления.

В связи с уменьшением запасов топлива и ростом цен важно обеспечить значительную экономию топливных ресурсов. Получение тепла с помощью такой двигательной отопительной установки может сократить расход первичной энергии примерно вдвое по сравнению с обычным способом получения тепла при сжигании топлива.

В тепловых насосах с приводом от газовых двигателей в качестве привода применяют как специальные газовые двигатели для больших мощностей, так и модифицированные карбюраторные двигатели грузовых автомобилей с повышенным сроком службы для небольших мощностей.

Применение тепловых насосов с газовым двигателем при наличии природного газа позволяет значительно снизить расход первичной энергии для отопительных установок. Использование городского газа намного уменьшает эффективного системы из-за низкого коэффициента полезного действия при получении газа из угля.

Для тепловых насосов с приводом от дизельного двигателя наиболее часто применяют двигатели грузовых автомобилей, которые имеют разветвленную сеть пунктов по техническому обслуживанию.По конструкции тепловые насосы с дизельным двигателем почти не отличаются от тепловых насосов с газовым двигателем.

Особой проблемой в тепловых насосах с приводом от двигателя внутреннего сгорания является конструкция теплообменника отработавших газов, который в зависимости от вида газа или дизельного топлива и его сгорания в двигателе должен иметь достаточный срок службы.

В последнее время в области малых мощностей представляют интерес мини-ТЭЦ на базе топливных элемемнтов.

Топливные элементы представляют собой электрохимические преобразователи с непрерывной подачей продуктов реакции. Они непосредственно преобразуют поступающие прдукты реакции (водород и кислород) в электричество, тепло и воду. В результате этого проявляется такие важные свойства топливных элементов как высокий электрический КПД при полной и частичной загрузке при очень незначительной эмиссии вредных веществ, которая возникает из-за подключения горелочного устройства для подготовки водорода из жидких энергоносителей. Кислород получают из окружающего воздуха, а водород — недорого и с минимальной эмиссией — из природного газа Отсутствие механических компонентов в батарее элементов дает основание ожидать, что они почти не будут нуждаться в техобслуживании и будут иметь продолжительный срок эксплуатации.

Области применения и схемы автономных мини-ТЭЦ

Мини-ТЭЦ на базе ДВС можно использовать в различных областях промышленного производства, особенно эффективны они могут быть в отдаленных районах страны с холодным климатом. Особенностью таких установок, является способность работать автономно, с использованием практически любого топлива. Кроме того, они мобильны, передвижные мини-ТЭЦ малой мощности за несколько часов вводятся в эксплуатацию. Для обслуживания таких установок требуется малое количество людей. Особенно выгодно применение мини-ТЭЦ для использования в чрезвычайных ситуациях.

При проектировании мини-ТЭЦ должны учитываться следующие основные факторы:

  • 1.Наличие местных видов топлива. Наличие таких источников как биомасса или отходов из которых можно получать газ, существенно снизят затраты на мини-ТЭЦ. Если таких источников нет, или не возможно их использовать, то надо выбрать вариант с меньшими транспортными затратами на доставку топлива. Мини-ТЭЦ на базе ДВС могут работать на многих видах топлива (бензин, дизельное топливо, природный газ, газах, получаемых из биомассы и органических отходах производств). Необходимо выбрать вариант с меньшими капитальными затратами. Подобрать поршневую мини-ТЭЦ можно фактически для любого топлива, используя различные схемы работы установки.
  • 2. Важным фактором является соотношение электрической и тепловой нагрузок потребителя.
  • 3. Необходимо учитывать и характер нагрузки, колебание по часам суток.
  • 4. Важным фактором для выбора мини-ТЭЦ являются климатические условия, в которых будет работать установка. Прежде всего, этот фактор влияет на выбор типа ДВС.

Использование биотоплива для производства энергии на мини-ТЭЦ

Перспективным топливом, для производства энергии на мини-ТЭЦ является газ, полученный из органических отходов путем их переработки. Конвертирование биомассы в топливо может производиться различными способами.

Основные способы это термохимическая конверсия биомассы в топливо (прямое сжигание, пиролиз, газификация, снижение) и биотехнологическая конверсия при влажности от 75% и выше (низкоатомные спирты, жирные кислоты, биогаз). Переработка биоммассы может нести существенную энергетическую и социальную пользу.

Для производств биогаза можно использовать органическую часть бытовых отходов, а также отходы животноводства, птицеводства (экскременты животных и остался корма), растениеводства и овощеводства (солома, ботва, фрукты, овощи), древесина, отходы лесной и деревообрабтывающей промышленности, канализационные стоки. Какие-то из перечисленных отходов обязательно существуют в любой местности.

Один из наиболее эффективных способов переработки биомассы — ее конверсия в биогаз, который используется для выработки энергии в мини- ТЭЦ. Техническая реализация биогазовых технологий проста и они могут применяется как в малом фермерском хозяйстве, так и в крупных животноводческих и пищеводческих комплексах. Анаэробная бактериальнохимическая система при температуре 30-55 0С за время 5-20 суток разлагает до 50% органического вещества в биогаз, который содержит 55-80% метана и 20-45% углекислого газа. Современные мембранные технологии позволяют разделить биогаз на горючий метан и инертную кислоту имеющую спрос на рынке удобрений. Теплотворная способность биогаза составляет 5-6000 ккал/м3. По теплоотдаче 1м3 биогаза эквивалентен 0,7 м3 природного газа, 0.7 кг мазута, 0,6 кг керосина, 0,4 кг бензина, 3.5 кг дров. Технология производство биогаза сбраживанием неплохо освоена и находит применение.

Дня приготовления пиши на семью из 3-4 человек в день необходимо сжигать 3-4 м3 биогаза, для отопления дома площадью 50-60 м3 затрачивается 10-11 м3 биогаза в сутки.

Еще одним эффективным способом получения топлива для мини-ТЭЦ является использование отходов лесозаготовительных и лесоперерабатывающих предприятий. По данным исследований капитальные вложения в производство электроэнергии на базе древесного генераторного газа окупаются за 1 год.

Себестоимость единицы электроэнергии при этом снижается на 60%, а тепловой на 70%.

Лесные регионы, как правило, оторваны от линий электропередач, электроснабжение в этих местах осуществляется дизельными электростанциями, а отопление — путем сжигания древесины. Доставка дорогого и дефицитного топлива для этих регионов является довольно трудной задачей. В связи с этим, предлагается строительство мини-ТЭЦ, использующих отходы деревообработки в качестве топлива. Важным достоинством такой технологии является, то что в большинстве случаев не требуется создания новых установок. Технологический процесс можно организовать на базе имеющегося оборудования.

Основные преимущества мини-ТЭЦ по сравнению со стандартными схемами энергоснабжения Эффективность использования установок малой и средней мощности, устанавливаемых непосредственно у потреблителей в качестве альтернативы централизованному энергоснабжению, определяется следующими факторами:

  • снижение себестоимости производства электроэнергии и теплоты за счет комбинированной их выработки и использования более совершенного оборудования;
  • повышение надежности энергоснабжения;
  • независимость режима работы потребителя от режима работы энергосистем;
  • снижение масштабов отчуждения территорий под крупное энергетическое строительство;
  • более просто решаются вопросы обеспечения экологической безопасности и снижение затрат на охрану окружающей среды.

Мини-ТЭЦ является альтернативными источниками получения тепловой и электрической энергии, предназначенными для использования в различных областях народного хозяйства.

По сравнению с традиционными способами производства электроэнергии и тепла мини-ТЭЦ выбрасывают в атмосферу на 60 % меньше СО2 и NOx, значительно сокращая потребление топлива, благодаря этому они становятся перспективной альтернативой существующих ТЭЦ.

Мини-ТЭЦ позволяют добиться весьма высокого использования первичной энергии до 90 % и выше. При этом 30-35 % энергии прообразовывается в электрический ток и до 60% в тепловую энергию.



Всероссийский теплотехнический институт (ОАО ВТИ)

Актуальность

В последние годы мощные парогазовые установки с КПД выше 50% заняли прочное место в мировой электроэнергетике. К концу 2009 г. в мире эксплуатировалось 29 тыс. энергетических ГТУ общей мощностью 1170 ГВт. Ежегодно вводится в среднем 300 энергетических ГТУ. Их суммарная мощность составляет 50–70 ГВт, а стоимость – более 10 млрд. дол.

В России мощность конденсационных газомазутных энергоблоков, работающих с КПД 35–40 % составляет 35 ГВт. Замена их парогазовыми установками позволит экономить 30–40% природного газа или вырабатывать на том же газе на 30–40% больше электроэнергии. Большая экономия возможна при переводе на парогазовый цикл газомазутных ТЭЦ с комбинированной выработкой электроэнергии и тепла.

В настоящее время в стране разработано и может поставляться на электростанции все основное оборудование для создания парогазовых установок, (кроме некоторых типоразмеров ГТУ): котлы-утилизаторы, паровые турбины, насосы и т.д. Данное оборудование успешно освоено на электростанциях.

В России эксплуатируется 13 ГТУ типа ГТЭ-160 и завершается монтаж еще нескольких аналогичных ГТУ.

На всех ГТУ подтверждены расчетные показатели. ГТУ работают надежно и экономично.

В настоящее время изготовлены 4 ГТУ типа ГТЭ-110 и еще 2 находятся в производстве. Проведены их испытания, как при автономной работе, так и в составе ПГУ, подтвердившие высокие показатели двигателя.

Однако, при освоении ГТУ типа ГТЭ-110 в регулярной эксплуатации возникли трудности как технического, так и организационного характера, препятствующие пока широкому распространению этой ГТУ. Необходимы быстрые и энергичные меры по устранению этих трудностей.

Национальным интересам России, безусловно, соответствует использование на её электростанциях оборудования отечественного производства.

Организация в стране производства энергетических ГТУ позволит:

  • уменьшить, а затем и прекратить их импорт;
  • сохранить и развить с использованием передового опыта авиационного двигателестроения имеющуюся в стране компетенцию в области конструирования, производства и эксплуатации энергетических ГТУ;
  • создать потенциал для экспорта парогазотурбинного оборудования и услуг.

Цели и задачи технологии

Учитывая масштаб потребностей, отечественная разработка и создание производства перспективных газовых турбин для энергетики является крупнейшей государственной задачей.

Необходимо быстро завершить «доводку» газотурбинной установки ГТ-110, которая по своим технико-экономическим показателям привлекательна для установки на многих отечественных ТЭЦ.

Так же целесообразна локализация в России производства мощных, порядка 300 МВт, энергетических ГТУ, в настоящее время серийно выпускаемых за рубежом.

Разрабатывать следующее поколение энергетических ГТУ необходимо внутри страны на общей технологической базе с авиадвигателями следующего поколения.

Технический уровень этих ГТУ при реальных сроках их разработки и освоения должен быть чрезвычайно высоким; единичные мощности около 350–400 МВт при начальной температуре газов выше 1600 °С, а КПД парогазовых установок с ними – выше 60%.

Во Владивостоке ввели в эксплуатацию ТЭЦ «Восточная»

Теплоэлектроцентраль оснащена тремя комплектами современных газотурбинных установок

ВЛАДИВОСТОК, 10 сентября. /ТАСС/. Компания «Русгидро» ввела в эксплуатацию ТЭЦ «Восточная» во Владивостоке, передает корреспондент ТАСС с церемонии ввода объекта.

Современная станция электрической мощностью 139,5 МВт и тепловой мощностью 432 Гкал/ч обеспечит Владивосток электричеством, теплом и горячей водой. «Проектная годовая выработка электрической энергии ТЭЦ составляет 791 млн кВт/ ч, тепловой энергии — 1377 тыс. Гкал», — говорится в сообщении компании.

ТЭЦ «Восточная» оснащена тремя комплектами современных газотурбинных установок.

«Отработавшие в турбинах горячие газы попадают в котлы-утилизаторы, где нагревают воду, — это повышает общую эффективность использования топлива. Для производства тепла установлены три пиковых водогрейных котла, а для производства пара для промышленных нужд — два паровых котла. Газ является основным видом топлива», — сообщает компания.

При этом ожидается, что выбросы на новой ТЭЦ будут в три — четыре раза ниже предельно допустимых.

По словам главы «Русгидро» Николая Шульгинова, новая станция обеспечит до 20% потребности Владивостока в электроэнергии, а также потребность в тепле и горячей воде более 50 тыс. жилых квартир и промышленных предприятий.

Значительная часть оборудования новой станции — российского производства. В частности, это котлы-утилизаторы, пиковые водогрейные котлы, паровые котлы, силовые трансформаторы. При этом газотурбинные установки изготовлены General Electric.

О компании

«Русгидро» — крупнейшая российская энергетическая компания, объединяющая более 400 объектов генерации в России и за рубежом. Установленная мощность электростанций, входящих в состав «Русгидро», включая Богучанскую ГЭС, превышает 39 ГВт.

«Русгидро» обеспечивает более 90% выработки электроэнергии Дальнего Востока. Компания осуществляет передачу электрической и тепловой энергии (ей принадлежит более 100 тыс. км электрических и более 4 тыс. км тепловых сетей), а также ее сбыт конечным потребителям. Активы компании в регионе включают 345 объектов генерации и 225 котельных. Их электрическая мощность превышает 9 ГВт, тепловая составляет 18,5 тыс. Гкал/ч.

1,5 МВт для «Ямал СПГ»

03. 10.2016


В Ямало-Ненецкий автономный округ в поселок Саббета в рамках осуществления проекта «Ямал СПГ» отправились дизельные генераторы производства «КАМА-Энергетика» суммарной мощностью 1,5 МВт.

Проект «Ямал СПГ» предусматривает строительство завода по производству сжиженного природного газа (СПГ) на ресурсной базе Южно-Тамбейского газоконденсатного месторождения, расположенного за Полярным кругом на северо-востоке полуострова Ямал. Оператором Проекта является крупнейшее в России предприятие по производству сжиженного газа ОАО «Ямал СПГ» – совместное предприятие ОАО «НОВАТЭК» и его иностранных партнеров: французского нефтегазового концерна TOTAL и Китайской Национальной Нефтегазовой Корпорации СNPC.

Для обеспечения электроэнергией завода СПГ была построена электростанция мощностью 376 МВт на базе восьми газотурбинных установок и четырех установок утилизации тепла производства «Siemens». Данная электростанция призвана обеспечить электроэнергией все технологические линии завода СПГ по добыче, производству и подготовке сжиженного газа и газового конденсата, вспомогательные объекты электростанции, аэропорт, морской порт, вахтовый жилищный комплекс и другие объекты комплекса. Электростанция предназначена для выработки электрической и тепловой энергии.

Энергообъект будет эксплуатироваться в Арктике в условиях вечной мерзлоты самым северным СПГ-объектом в мире. В нем, кроме удаленного местоположения, есть особые сложности, такие как значительные перепады температур. Продолжительность зимнего периода составляет до восьми месяцев в году и может доходить до минус 50°С. Для решения проблемы быстрого запуска газотурбинных установок при температуре ниже 0°С и повышения надежности электроснабжения «КАМА-Энергетика» осуществила поставку шести дизельных электростанций серии КАМА-КАМАЗ номинальной мощностью 250 кВт каждая. После установки станций на объекте дизель-генераторы будут объединены в единый энергокомплекс суммарной мощностью 1,5 МВт.

Согласно требованиям заказчика энергокомплекс КАМА-КАМАЗ должен обеспечить первый запуск завода СПГ, запланированный на 2017 год. Также энергокомплекс будет отвечать за запуск газотурбинных установок в холодное время года, и работать в качестве аварийного источника энергоснабжения при проведении ремонтных и аварийных работ на объекте.

Электростанции К-250B разработаны в рамках реализации заказчиком политики импортозамещения, и изготовлены полностью из российских комплектующих на базе сверхнадежных отечественных двигателей КАМАЗ и синхронных генераторов производства Баранчинского электромеханического завода. Выбор заказчиком отечественных электростанций не случен, им не страшны сильные холода и повышенные нагрузки, они просты в использовании, ремонтопригодны и обладают высокой износостойкостью.

Камазовские моторы как нельзя лучше подходят для экстренного резервирования объектов в условиях Крайнего Севера. Их отличает быстрый запуск с принятием 100% нагрузки в течении 2-х секунд, высокая надежность, простота в обслуживании, низкий расход топлива и масла и адаптированность к российским горюче-смазочным материалам. И наконец, КАМАЗ является единственным двигателем отечественного производства способным запускаться при температуре -50°С, что, несомненно, является большим преимуществом для агрегатов, работающих в одном из самых холодных регионов страны. Двигатель КАМАЗ отлично зарекомендовал себя на объектах военных структур и нефтегазовой отрасли в регионах с суровыми климатическими условиями. Не новы и для генераторов БЭМЗ поставки на серьезные объекты, принадлежащие Министерству Обороны РФ, атомной отрасли или нефтедобывающим компаниям. Генераторы серии БГ надёжно работают и в океане при высокой влажности, и в любом месте на суше, во всех географических широтах, будь то крайний север или жаркие тропики.

Панель управления дизель генераторных установок для проекта «ЯМАЛ СПГ» оборудована простыми и информативными аналоговыми приборами, и релейной автоматикой российского производства, позволяющими производить мониторинг ключевых параметров работы установки. Использование систем управления на базе стрелочных приборов позволяет гарантировать работоспособность устройств контроля в условиях экстремально низких температур Крайнего Севера, где показания на жидкокристаллических дисплеях не видны или искажаются, что значительно осложняет эксплуатацию при температуре ниже -40°С. Кроме того, аналоговые приборы российского производства более устойчивы к конденсации влаги при перепадах температур и редко выходят из строя, что подтверждают многочисленные испытания.

Электростанции успешно прошли тестовые испытания на производстве «КАМА-Энергетика» в Набережных Челнах, где продемонстрировали бесперебойную работу в различных режимах работы. На всех испытаниях присутствовали представители французской инжиниринговой компании Technip и компании Swiss Engineering Group, мирового эксперта на рынке инспекционных услуг, которые отметили высокое качество и надежность отечественного оборудования и полное соответствие всем предъявленным требованиям заказчика. Оборудование уже доставлено заказчику, в ближайшее время будет смонтировано на заводской площадке «ЯМАЛ СПГ» и введено в эксплуатацию.

Таким образом, «КАМА-Энергетика» в очередной раз показала себя как надежный партнер в области поставки оборудования на крупные объекты нефтегазовой отрасли.

Газотурбинная электростанция с комбинированным циклом — обзор

Долгосрочные соглашения о сервисном обслуживании

Долгосрочные сервисные соглашения (LTSA), иногда также известные как контрактные сервисные соглашения, для долгосрочного обслуживания оборудования и программ обслуживания на крупных заводах ( особенно для современных газовых турбин) стали нормой, в большинстве случаев из-за настойчивости долгосрочного держателя банкнот. Операторы и владельцы заводов по всему миру должны иметь дело с этими сложными контрактами. LTSA обычно обязывают производителей оригинального оборудования (OEM) предоставлять по относительно «фиксированной цене» услуги по техническому обслуживанию сложных и иногда непроверенных передовых газовых турбин.Эти газовые турбины раздвигают границы технологий, поэтому LTSA дают кредитору чувство комфорта, зная о своей долгосрочной подверженности риску. По самой своей природе долгосрочные соглашения об обслуживании будут важной частью бизнеса владельцев в течение очень долгого времени, поэтому полное понимание этих сложных соглашений очень важно.

LTSA предлагают множество преимуществ владельцам и операторам крупных современных газотурбинных электростанций с комбинированным циклом:

1.

Фиксированные долгосрочные затраты на техническое обслуживание.

2.

Доступность запчастей благодаря стимулам для поддержки OEM.

3.

Гарантированная договорная готовность и надежность установки.

4.

Гарантия производительности и мощности с бонусами.

LTSA из-за их очень сложного и юридического языка трудно понять многим операторам. Некоторые из недостатков LTSA:

1.

Высокие затраты на техническое обслуживание.

2.

Долгосрочные отношения, которые нелегко разорвать.

3.

Собственник будет нести чрезмерный риск, если договор не будет согласован должным образом.

4.

Длительные судебные разбирательства, если контракты не анализируются должным образом.

5.

Операторы завода часто приходят после того, как контракт был согласован, и не полностью понимают его объем, что может привести к дорогостоящим и длительным спорам с OEM.

LTSA — это договоры, заключенные в ходе переговоров, поэтому нет двух одинаковых, но они должны охватывать некоторые из следующих основных важных моментов:

1.

Фиксированное плановое обслуживание оборудования, включая замену всех горячих частей по относительно фиксированной цене, например:

a.

Вкладыши камеры сгорания

б.

Форсунки

c.

Переходники

d.

Лопатки и лопатки сопла турбины

2.

Внеплановые работы по техническому обслуживанию оборудования по относительно фиксированной цене.

3.

Четко определенные обязанности между внеплановым обслуживанием и гарантийными обязательствами.

4.

Дополнительные работы по запросу собственника в расчете на единицу стоимости.

5.

Определение того, на что распространяется гарантия и на что распространяется LTSA.

6.

Четкое определение деталей, предназначенных только для осмотра, и запасных частей.

7.

Гарантии доступности и надежности для защиты владельца при минимальном отключении.

8.

Гарантия производительности и тепловой мощности.

9.

Качество запасных частей в конце срока.

10.

Правила досрочного аннулирования.

11.

неустойки.

12.

Пределы ответственности.

Хотя LTSA могут предложить владельцам множество преимуществ, эти очень сложные соглашения часто могут содержать подводные камни для неосторожных — ловушки, которые могут заставить владельца нести чрезмерный риск или которые могут привести к дорогостоящим и длительным спорам. с OEM. Большинство LTSA были подписаны во время пузыря 1990-х годов, когда рынок продавцов был в основном выгодным для производителей оригинального оборудования.Теперь ситуация изменилась на рынке покупателей, и OEM-производители получают конкуренцию со стороны других крупных групп технического обслуживания, не относящихся к OEM, в области предоставления LTSA.

В те дни разработчики станций предполагали, что станции будут использоваться в режиме базовой нагрузки, но обнаружили, что их станции работают в циклических условиях, когда нагрузка в нерабочее время может составлять всего 40-50%. базовой нагрузки. Многие из этих заводов сейчас закрыты на выходные. Эти изменения в работе во многих случаях требуют технического обслуживания и проверок.Техническое обслуживание большинства газовых турбин зависит от эквивалентных моточасов и количества запусков, как показано в Таблице 21-7.

Таблица 21-7. Типичный интервал проверки газовой турбины

Эквивалентные часы работы 8000 16000 24000 32000 40 000 48000
Проверка камеры сгорания и Осмотр камеры сгорания и лопатки и лопатки сопла ступени Проверка тракта горячего газа Проверка камеры сгорания Лопатки и лопатки сопла первой ступени Полное техническое обслуживание турбины
Пуск зажигания 400 800 1200 1,200
Проверка Проверка камеры сгорания Проверка тракта горячего газа Проверка камеры сгорания Полное техническое обслуживание турбины

Самая распространенная проблема, с которой сталкиваются в LTSAs, — это отсутствие четко определенного объема OEM обязанности по обеспечению планового технического обслуживания оборудования. Риски, с которыми сталкивается владелец из-за отсутствия ясности, могут быть очень дорогостоящими, особенно в контексте LTSA, который содержит фиксированные цены на плановые работы по техническому обслуживанию.

Требования доступности и надежности в LTSA дают владельцу большое преимущество, поскольку OEM-производитель будет иметь финансовые штрафы, чтобы гарантировать, что оборудование способно достичь коммерческих уровней эксплуатационных характеристик в кратчайшие сроки.

Самый важный вопрос, который волнует каждого владельца при заключении LTSA (особенно владельцев торговых предприятий), заключается в том, останутся ли цены, присущие LTSA, конкурентоспособными с течением времени по сравнению с программой самообслуживания.Поскольку доступность запасных частей продолжает расти, программа самостоятельного обслуживания или программы с участием основных сторонних поставщиков обслуживания будут альтернативой LTSA.

Наконец, долгосрочный характер LTSA создает атмосферу, в которой владельцы не сосредотачиваются на проблемах, которые возникнут в отдаленном будущем. По завершении последней серьезной проверки в конце срока действия LTSA возникает ряд важных вопросов, таких как качество деталей, которые будут установлены в оборудование в то время.Решение этих вопросов во время подписания контракта было бы чрезвычайно выгодно для оператора.

Газовая турбина с комбинированным циклом — обзор

1.11.8.1 Накопительный гидроаккумулятор

Накачиваемый гидроаккумулятор (PHES) — это наиболее широко используемая технология аккумулирования энергии в Соединенных Штатах. Он использует перепад высот между естественными (или созданными руками человека) резервуарами для увеличения потенциальной энергии воды, закачивая ее в более высокий резервуар, а затем вырабатывает электроэнергию, реверсируя работу насоса, работающего как турбина.Схема гидроаккумулирующей станции, расположенной в Раккун-Маунтин, штат Теннесси, показана на Рис. 8 . Вода падает на 990 футов от высокого водохранилища для работы 4 блоков, вырабатывающих 1,5 ГВт и поставляющих электроэнергию при пиковой нагрузке, когда спрос высок. Продолжительность разряда 22 ч [47]. Как правило, установки PHES имеют КПД в оба конца около 75% и могут иметь пропускную способность более 20 часов.

Рисунок 8. Концептуальная схема завода PHS.

Как и завод в Раккун-Маунтин, большинство хранилищ PHES были введены в эксплуатацию в 1970-х годах сразу после значительного повышения цен на нефть, достигнув сегодня общей мощности 20 ГВт в Соединенных Штатах.Более десяти лет PHES считался дешевой и жизнеспособной альтернативой для производства пиковой мощности. Несмотря на то, что капитальные затраты на PHES всегда были выше, чем у традиционной генерации, разница была небольшой до конца 1980-х годов (капитальные затраты на 10-часовую установку PHES по сравнению с генератором CCGT составляли 110–280 долларов и 175–275 долларов соответственно [3, 48]). . Однако переменные затраты на топливо PHES были намного ниже, чем затраты на топливо для газовых и нефтяных генераторов с середины 1970-х годов [4]. PHES, изначально планировавшаяся в качестве дополнения к атомным станциям, обеспечивающим пиковую выработку электроэнергии, стала менее конкурентоспособной с 1980-х годов после (а) снижения капитальных затрат на энергоэффективные технологии ПГУ, (б) снижения цен на природный газ, (в) повышения эффективности технологии ГТ и (г) остановка развертывания ядерной энергетики. Более того, в настоящий момент капитальные затраты на ПГУ почти вдвое превышают капитальные затраты на ПГУ (овернайтные капитальные затраты на ПГУ в 2006 году составляли около 800–1100 долларов [49] по сравнению с оценочной стоимостью 10-часовой традиционной установки PHES в 2009 году в 2100 долларов [49]). 50]).

Несмотря на то, что PHES дороже по сравнению с ПГУ для пиковой выработки, они намного дешевле в пересчете на кВтч по сравнению с большинством технологий хранения энергии (см. , Таблица 2, ). К дополнительным преимуществам можно отнести следующее:

Таблица 2. Смета НИЭИ, 2009 г.

600–750 10 9 0193
Тип накопителя $ кВт -1 $ кВтч -1 Часы Итого капитал $ кВт / ч −1
Накопитель энергии на сжатом воздухе
Большой (подземный накопитель 100–300 МВт) 590–730 1–2 10
Малая (10–20 МВт надземный накопитель) 700–800 200–250 3 1300–1500
Гидравлическая насосная (условная 1000 МВт) 1300 80 2100
Аккумулятор (10 МВт)
Свинцово-кислотный, промышленный 420–660 330–480 4 1740–2580
Натрий-сера (прогнозируемая) 450–550 350–400 4 1850–2150
Проточная батарея (прогнозируемая) 425–1300 280–450 1545–3100
Литий-ионный (маленький элемент) 700–1250 450–650 4 2300–3650
Литий-ионный (большой элемент, проектируемый) 350 500 400–600 4 1950–2900
Маховик (10 МВт) 3360–3920 1340–1570 0. 25 3695–4313
Сверхпроводящий магнитный накопитель (коммерческий) 200–250 650 000–860 000 1 с 380–489 ​​
Суперконденсаторы (прогнозируемые –50197) 20 000–30 000 10 с 300–450

Примечания: Общие капитальные затраты = $ / кВт + (количество часов × $ кВтч −1 ). Все цифры являются приблизительными и могут изменяться по мере поступления более точной информации.Общие капитальные затраты включают АСУ ТП и все оборудование, необходимое для электроснабжения сети. Не включены затраты на замену батарей, разрешение на строительство, проценты во время строительства и затраты на подстанцию. Эти затраты указаны для часов ± 25%. Стоимость может варьироваться в зависимости от стоимости товарных материалов и местоположения проекта.

Источник: Rastler D Обзор вариантов накопления электроэнергии для электроэнергетического предприятия, EPRI . http://www.greentechmedia.com/images/wysiwyg/News/EPRIEnergyStorageOverview%20DanRastler.pdf.

Большое время разряда

Высокая выходная мощность для крупномасштабного производства (> 100 МВт)

Проверенная технология

В нерегулируемой электрической системе В США гидроаккумулирующие станции могут получать доход, участвуя в оптовом рынке энергии, предоставляя вспомогательные услуги или предоставляя доступную мощность. В частности, гидроаккумулируемые гидроэлектростанции с высокими скоростями нарастания и высокой выходной мощностью подходят для регулирования нагрузки, поддержки VAR, черного запуска, резервного запаса вспомогательной мощности, отслеживания нагрузки, энергетического арбитража, отсрочки модернизации передачи, временного сдвига энергии и увеличения мощности возобновляемых источников энергии [ 6].

1.11.8.2 Накопитель энергии на сжатом воздухе

CAES преобразует электрическую энергию в механическую энергию в виде сжатого воздуха, хранящегося в подземных (или наземных) резервуарах. Источником потребляемой энергии может быть избыток электроэнергии в непиковый период или возобновляемая электроэнергия, поступающая от ветряных или солнечных ферм. Чтобы преобразовать накопленную энергию обратно в электричество, сжатый воздух выпускается через систему трубопроводов в систему турбогенератора после нагрева. Когда сжатие и расширение происходят быстро, процессы близки к адиабатическим; при сжатии выделяется тепло, а при расширении происходит охлаждение.Первый связан с большими потерями энергии, так как сжатие до 70 атм может привести к температуре около 1000 ° C, что требует охлаждения.

Для крупных заводов CAES требуется большой объем хранилища, и подземные резервуары являются наиболее экономически выгодным решением. Такие резервуары могут быть соляными образованиями, водоносными горизонтами или истощенными месторождениями природного газа. Когда объем воздуха постоянен, давление колеблется в течение всего цикла сжатия. Работа с постоянным давлением в кавернах, добытых в твердых породах, достигается за счет использования напора воды, подаваемого из надземного резервуара. Для небольших установок CAES (например, <5 МВт) воздух может храниться в надземных металлических резервуарах или больших трубопроводах на месте, например, в трубах, предназначенных для транспортировки природного газа под высоким давлением.

Типичная электростанция CAES включает компрессорную и генерирующую линии, соединенные через устройство двигатель / генератор. В режиме сжатия электричество запускает динамические компрессоры, которые сжимают воздух под давлением 70 бар и более. Из-за требуемой высокой степени сжатия сжатие происходит в несколько этапов, разделенных периодами охлаждения.Охлаждение воздуха необходимо для снижения энергопотребления и удовлетворения требований к объему каверны. Чем больше количество ступеней, тем выше достигается КПД; однако это увеличивает стоимость системы. В режиме расширения работа двигателя останавливается, и муфты включают привод генератора. Воздух выпускается для запуска детандеров после первого нагрева в правильно спроектированных камерах сгорания. Нагрев воздуха обеспечивает высокий КПД и предотвращает повреждение турбомашин из-за низких температур в результате быстрого расширения воздуха и эффекта Джоуля-Томпсона.Рекуператор, расположенный после выхода из детандеров, улавливает часть энергии нагретого воздуха перед его выпуском в атмосферу. Несмотря на то, что для работы электростанции CAES требуется топливо, потребляемая мощность для определенной мощности примерно на 65% меньше количества, необходимого для работы ГТ, потому что около двух третей энергии, производимой ГТ, используется для работы его компрессора. . Таким образом, когда компрессоры питаются от возобновляемой электроэнергии, выбросы электростанции CAES составляют 35% от выбросов ГТ такой же мощности. Рисунок 9 — это схема типичной электростанции CAES.

Рисунок 9. Схема типичной электростанции CAES.

Источник: веб-страница Sandia National Laboratories (2008). https://share.sandia.gov/news/resources/releases/2008/images/compressor.gif[51].

В настоящее время действуют две электростанции CAES. Первое в мире предприятие — завод Huntorf CAES, работающий с 1978 года в Бремене, Германия. Это объект мощностью 290 МВт, предназначенный для предоставления услуг по запуску с нуля для расположенных поблизости атомных электростанций, наряду с резервными запасами и поддержкой VAR, а также дешевой электроэнергией в непиковое время.Он хранит воздух под давлением до 1000 фунтов на квадратный дюйм (68 атм) в двух истощенных соляных пещерах, расположенных на 2100 и 2600 футах под землей; он предлагает до 4 часов выработки электроэнергии. Вторая станция CAES — это электростанция мощностью 110 МВт, работающая в Макинтоше, Алабама, с 1991 года (, рис. 10, ). Он нагнетает воздух до 1100 фунтов на квадратный дюйм (75 атм) и имеет цикл выработки электроэнергии до 26 часов между полными зарядами. На установке McIntosh также есть рекуператор тепла в расширительной линии, которая снижает потребление топлива на 25% по сравнению с установкой Huntorf, которая не включает рекуперацию [53].

Рис. 10. Схема системы сжатия и расширения McIntosh, Alabama, CAES.

Источник: Интеграция возобновляемых источников энергии, технологические решения, CAES. Http://integrating-renewables.org/integrating-renewables-technology-solutions/ [52]. www.espcinc.com

Дерегулирование и текущая структура рынков электроэнергии теперь позволяют накопительным технологиям участвовать в рынке и получать прибыль от их работы. Например, NYISO включает рынки установленной мощности, энергии, вспомогательных услуг и контракты на перегрузку линий электропередачи [54].Несколько конкретных преимуществ электростанций CAES делают их пригодными для крупномасштабного, суточного, многодневного и сезонного хранения энергии:

1.

CAES и гидроаккумулятор — единственные технологии хранения, которые предлагают высокую мощность (> 100 МВт) на длительные периоды.

2.

CAES имеет примерно одинаковую тепловую мощность в условиях частичной нагрузки.

3.

CAES имеет самую низкую ожидаемую годовую стоимость для 8-часовой разрядной системы, которая включает затраты на ЭиТО, электроэнергию, используемую во время цикла зарядки, потребности в топливе (если используются неадиабатические системы CAES) и капитальные затраты. [39].

4.

CAES имеет потенциал самой низкой нормированной годовой стоимости ($ кВт / год −1 ) из-за недорогого хранения (в час разряда) и большей эксплуатационной эффективности, чем другие системы, обе из которых переводят на более низкие эксплуатационные расходы, чем батареи и другие системы хранения, показанные на Рисунок 5 .

Электростанция CAES может участвовать на рынке мощности, предоставлять услуги по отслеживанию нагрузки и энергетический арбитраж, работать в качестве вспомогательного резерва и предлагать VAR-контроль или сдвиг энергии для возобновляемых источников энергии.Одновременно возможно использование более одной из этих услуг.

4.3 Газовые турбины — Общие сведенияCHP.com

Основными загрязнителями газовых турбин являются оксиды азота (NOx), оксид углерода (CO) и летучие органические соединения (ЛОС). Другие загрязнители, такие как оксиды серы (SOx) и твердые частицы (PM), в первую очередь зависят от используемого топлива. Содержание серы в топливе определяет выбросы соединений серы, в первую очередь SO2. Газовые турбины, работающие на десульфизированном природном газе или дистиллятном масле, выбрасывают относительно незначительные уровни SOx.Как правило, выбросы SOx выше при сжигании тяжелой нефти в турбине. Таким образом, контроль SOx — это вопрос закупки топлива, а не вопрос технологии газовых турбин. Твердые частицы являются незначительно значительным загрязнителем для газовых турбин, работающих на жидком топливе. Зола и металлические добавки в топливе могут способствовать образованию твердых частиц в выхлопных газах.

Важно отметить, что рабочая нагрузка газовой турбины оказывает значительное влияние на уровни выбросов основных загрязнителей NOx, CO и ЛОС. Газовые турбины обычно работают при высоких нагрузках. Следовательно, газовые турбины предназначены для достижения максимальной эффективности и оптимальных условий сгорания при высоких нагрузках. Одновременный контроль всех загрязняющих веществ при всех условиях нагрузки затруднен. При более высоких нагрузках возникают более высокие выбросы NOx из-за пиковых температур пламени. При более низких нагрузках происходит более низкая тепловая эффективность и более частое неполное сгорание, что приводит к более высоким выбросам CO и ЛОС. См. Предыдущее обсуждение образования NOx в (раздел 4.2.3).

В последнее десятилетие основное внимание при усовершенствовании контроля выбросов NOx в турбинах и горения было направлено на снижение температуры горячих точек пламени с использованием бедных топливно-воздушных смесей и предварительно смешанного горения. Бедное сжигание снижает соотношение топливо / воздух в зонах, где происходит образование NOx, так что пиковая температура пламени меньше, чем стехиометрическая адиабатическая температура пламени, тем самым подавляя термическое образование NOx.

При сжигании с предварительной смесью обедненной смеси (DLN / DLE) происходит предварительное смешивание газообразного топлива и сжатого воздуха таким образом, чтобы не было локальных зон высоких температур или «горячих точек», где могли бы образоваться высокие уровни NOx.Для сжигания обедненной смеси с предварительно приготовленной смесью требуются специально разработанные смесительные камеры и зоны впуска смеси, чтобы избежать обратного пламени. Оптимизированное применение сгорания DLN требует комплексного подхода к конструкции камеры сгорания и турбины. Камера сгорания DLN становится неотъемлемой частью конструкции турбины, и для каждого применения турбины необходимо разрабатывать особые конструкции камеры сгорания. В то время как уровни NOx до 9 ppm были достигнуты при сжигании обедненной смеси с предварительным смешиванием, немногие турбины, оборудованные DLN, достигли уровня практической работы при этом уровне выбросов, необходимом для коммерциализации — способности поддерживать 9 ppm в широком рабочем диапазоне от полной мощности до минимальной. нагрузка.Одна из проблем заключается в том, что пилотное пламя, которое представляет собой небольшое диффузионное пламя и источник NOx, обычно используется для непрерывного внутреннего воспламенения и стабильности в камерах сгорания DLN и затрудняет поддержание полного чистого снижения NOx
во всем диапазоне диапазона изменения.

Шум также может быть проблемой в камерах сгорания с обедненной смесью с предварительным смешиванием, поскольку акустические волны образуются из-за нестабильности горения при воспламенении предварительно смешанного топлива и воздуха. Этот шум также проявляется в виде волн давления, которые могут повредить стенки камеры сгорания и ускорить необходимость замены камеры сгорания, тем самым увеличивая затраты на техническое обслуживание и снижая доступность установки.

Все ведущие производители газовых турбин используют камеры сгорания DLN, по крайней мере, в части своих производственных линий. При использовании этой технологии производители турбин обычно гарантируют выбросы NOx от 15 до 42 частей на миллион. Выбросы NOx при сжигании дистиллятного масла обычно гарантируются на уровне 42 ppm с DLN и / или в сочетании с впрыском воды. Некоторые модели (в основном модели мощностью более 40 МВт) имеют камеры сгорания, способные работать на 9 ppm (на природном газе) в пределах ожидаемого рабочего диапазона.

Разработка готовых к выпуску моделей турбин, оборудованных DLN, является дорогостоящим мероприятием из-за эксплуатационных трудностей, связанных с поддержанием надежной работы газовых турбин в широком диапазоне мощностей.Следовательно, сроки применения DLN к нескольким производственным линиям турбин зависят от рыночных приоритетов и ограничений ресурсов. Производители газовых турбин изначально разрабатывают камеры сгорания DLN для моделей газовых турбин, для которых они ожидают наибольшие рыночные возможности. Со временем и накоплением опыта технология распространяется на дополнительные модели газовых турбин.

В настоящее время основным методом контроля выбросов NOx после сжигания является селективное каталитическое восстановление (SCR). Аммиак впрыскивается в дымовой газ и реагирует с NOx в присутствии катализатора с образованием N2 и h3O.Система SCR расположена в выхлопном тракте, обычно внутри HRSG, где температура выхлопных газов соответствует рабочей температуре катализатора. Рабочая температура обычных систем SCR составляет от 400 до 800 ° F. Стоимость обычных систем SCR со временем значительно снизилась — инновации в катализаторах стали основной движущей силой, что привело к сокращению объема и стоимости катализатора на 20% без изменения рабочих характеристик. .

Низкотемпературный SCR, работающий в диапазоне температур от 300 до 400 ° F, был коммерциализирован в 1995 году и в настоящее время используется примерно на двадцати газовых турбинах.Низкотемпературный SCR идеален для модификаций, когда он может быть расположен после HRSG, избегая потенциально дорогостоящей модернизации HRSG для размещения катализатора в более горячей зоне HRSG.

Высокотемпературные установки SCR, работающие в диапазоне температур от 800 до 1100 ° F, за последние годы значительно расширились. Высокая рабочая температура позволяет размещать катализатор непосредственно после выпускного фланца турбины. Высокотемпературный SCR также используется в газовых турбинах с пиковыми нагрузками и в газовых турбинах простого цикла с базовой нагрузкой, где нет HRSG.

SCR снижает от 80 до 90% NOx в выхлопе газовой турбины, в зависимости от степени однородности химических условий в выхлопе. При последовательном использовании с впрыском воды / пара или сгоранием по технологии DLN, SCR может приводить к низким уровням NOx, измеряемым однозначными числами (от 2 до 5 частей на миллион).

Системы SCR

дороги и значительно влияют на экономическую осуществимость небольших проектов газовых турбин. Для проекта мощностью 5 МВт затраты на производство электроэнергии увеличиваются примерно на полцента за кВтч.Кроме того, SCR требует хранения на месте опасного химического вещества аммиака. Наконец, аммиак может «проскочить» через процесс, не вступив в реакцию, что усугубит проблемы со здоровьем окружающей среды.

Наши источники энергии, природный газ — Национальные академии

Природный газ

Природный газ обеспечивает 29% нашей энергии и используется для отопления примерно половины домов в Соединенных Штатах. Это также сырье для различных обычных продуктов, таких как краски, удобрения, пластмассы, лекарства и антифризы.Пропан, который используется во многих кухонных плитах и ​​уличных грилях, а также в системах отопления домов, получают из природного газа. Природный газ также используется для производства 33% нашей электроэнергии.

В отличие от нефти, около четверти которой в настоящее время импортируется, практически весь наш природный газ поступает из Соединенных Штатов.

Природный газ часто называют «чистым сжиганием», поскольку он производит меньше нежелательных побочных продуктов на единицу энергии, чем уголь или нефть. Как и все ископаемое топливо, при его сжигании выделяется углекислый газ, но примерно в два раза меньше, чем уголь на киловатт-час вырабатываемой электроэнергии. Кроме того, он более энергоэффективен. В среднем типичная угольная электростанция в 2013 году показала около 33% эффективности преобразования тепловой энергии в электрическую. Газовая установка имела КПД около 42%. А на электростанциях с комбинированным циклом, работающих на природном газе, где отработанное тепло от турбины, работающей на природном газе, используется для питания паровой турбины, эффективность выработки может достигать 60%.

В отличие от нефти, около четверти которой в настоящее время импортируется, практически весь наш природный газ поступает из Соединенных Штатов.Согласно прогнозам, годовое потребление вырастет примерно на 25% в течение следующих 25 лет, с 28,3 триллиона кубических футов (триллионов кубических футов) в 2015 году до 35,4 триллиона кубических футов в 2040 году. Но темпы открытия могут возрасти еще быстрее: по данным Управления энергетической информации США ( EIA), общие доказанные запасы природного газа в США выросли на 10% только в 2014 году и достигли рекордного для США уровня 389 триллионов кубических футов. Хотя Соединенные Штаты импортируют часть своего природного газа, они также экспортируют растущие объемы, а чистый импорт составляет менее 4% от U.С. расход.

Одной из причин такого увеличения является расширение добычи путем гидроразрыва пласта («гидроразрыва пласта») природного газа, задержанного в сланцах и других пластах, — крупных ресурсов, которые увеличились почти в девять раз с 2007 года. По прогнозам EIA, в течение 25 лет сланцевый газ будет составляют более половины от общей добычи природного газа в стране. Однако остается много безответных вопросов о долгосрочном воздействии на окружающую среду методов, используемых для добычи газа из сланцев.

Газовые турбины

стали лучшим выбором для дополнительной выработки электроэнергии

Практически не изменился и способ проведения проверок.

Исторически, проверка состояния электрической инфраструктуры была обязанностью мужчин, идущих по очереди. Когда везет и есть подъездная дорога, линейные рабочие используют автовышки. Но когда электрические конструкции находятся на заднем дворе, на склоне горы или иным образом вне досягаемости механического лифта, рабочие все равно должны пристегнуть свои инструменты и начать подъем. В отдаленных районах вертолеты несут инспекторов с камерами с оптическим зумом, которые позволяют инспектировать линии электропередач на расстоянии.Эти инспекции на большом расстоянии могут охватывать больше территории, но не могут заменить более пристальный взгляд.

В последнее время электроэнергетические компании начали использовать дроны для более частого сбора дополнительной информации о своих линиях электропередач и инфраструктуре. Помимо зум-объективов, некоторые устанавливают на дроны термодатчики и лидары.

Термодатчики улавливают избыточное тепло от электрических компонентов, таких как изоляторы, проводники и трансформаторы. Если игнорировать эти электрические компоненты, они могут вызвать искру или, что еще хуже, взорваться. Лидар может помочь в управлении растительностью, сканировании области вокруг линии и сборе данных, которые программное обеспечение позже использует для создания трехмерной модели области. Модель позволяет менеджерам энергосистемы определять точное расстояние от растительности до линий электропередач. Это важно, потому что, когда ветви деревьев подходят слишком близко к линиям электропередач, они могут вызвать короткое замыкание или воспламенить искру от других неисправных электрических компонентов.

Алгоритмы на основе искусственного интеллекта могут обнаруживать участки, в которых растительность посягает на линии электропередач, обрабатывая десятки тысяч аэрофотоснимков за несколько дней. Buzz Solutions

Хорошая новость — использование любой технологии, которая позволяет проводить более частые и качественные проверки. А это означает, что, используя современные, а также традиционные инструменты мониторинга, основные коммунальные предприятия ежегодно собирают более миллиона изображений своей сетевой инфраструктуры и окружающей среды.

AI хорош не только для анализа изображений. Он может предсказывать будущее, глядя на закономерности в данных с течением времени.

А теперь плохие новости.Когда все эти визуальные данные возвращаются в центры обработки данных коммунальных предприятий, выездные техники, инженеры и монтажники тратят месяцы на их анализ — от шести до восьми месяцев на цикл проверки. Это отвлекает их от работы по техническому обслуживанию в полевых условиях. И это слишком долго: к моменту анализа данные уже устарели.

Пришло время вмешаться ИИ. И он начал это делать. ИИ и машинное обучение начали использоваться для обнаружения неисправностей и разрывов в линиях электропередач.

Несколько энергетических компаний, в том числе Xcel Energy и Florida Power and Light тестируют ИИ для обнаружения проблем с электрическими компонентами на линиях электропередач как высокого, так и низкого напряжения. Эти энергетические компании наращивают свои программы инспекции дронов, чтобы увеличить объем собираемых данных (оптических, тепловых и лидарных), ожидая, что ИИ сможет сделать эти данные более полезными.

Моя организация, Buzz Solutions — одна из компаний, которые сегодня предоставляют подобные инструменты искусственного интеллекта для электроэнергетики.Но мы хотим сделать больше, чем обнаруживать проблемы, которые уже произошли, — мы хотим предсказать их до того, как они произойдут. Представьте, что могла бы сделать энергетическая компания, если бы она знала, где находится оборудование, приближающееся к отказу, позволяя экипажам войти внутрь и принять меры по профилактическому обслуживанию, прежде чем искра вызовет следующий крупный лесной пожар.

Пора спросить, может ли ИИ быть современной версией старого талисмана Дымчатого медведя Лесной службы США: предотвращение лесных пожаров. до они случаются.

Повреждение оборудования линии электропередач из-за перегрева, коррозии или других проблем может вызвать возгорание. Buzz Solutions

Мы начали создавать наши системы, используя данные, собранные государственными учреждениями, некоммерческими организациями, такими как Исследовательский институт электроэнергетики (EPRI), энергокомпании и поставщики услуг по воздушной инспекции, которые предлагают в аренду вертолеты и дроны. В совокупности этот набор данных включает тысячи изображений электрических компонентов на линиях электропередач, включая изоляторы, проводники, соединители, оборудование, столбы и опоры.Он также включает коллекции изображений поврежденных компонентов, таких как сломанные изоляторы, корродированные разъемы, поврежденные проводники, ржавые конструкции оборудования и треснувшие опоры.

Мы работали с EPRI и энергосистемами, чтобы создать рекомендации и таксономию для маркировки данных изображений. Например, как именно выглядит сломанный изолятор или корродированный разъем? Как выглядит хороший изолятор?

Затем нам пришлось объединить разрозненные данные, изображения, снятые с воздуха и с земли с использованием различных датчиков камеры, работающих под разными углами и разрешениями и снятых в различных условиях освещения.Мы увеличили контрастность и яркость некоторых изображений, чтобы попытаться привести их в единый диапазон, мы стандартизировали разрешения изображений и создали наборы изображений одного и того же объекта, снятого под разными углами. Нам также пришлось настроить наши алгоритмы, чтобы сосредоточиться на интересующем объекте в каждом изображении, например на изоляторе, а не рассматривать все изображение целиком. Для большинства этих корректировок мы использовали алгоритмы машинного обучения, работающие в искусственной нейронной сети.

Сегодня наши алгоритмы искусственного интеллекта могут распознавать повреждения или неисправности, связанные с изоляторами, соединителями, амортизаторами, полюсами, траверсами и другими конструкциями, а также выделять проблемные области для личного обслуживания.Например, он может обнаруживать то, что мы называем перекрывающимися изоляторами — повреждение из-за перегрева, вызванного чрезмерным электрическим разрядом. Он также может обнаружить износ проводов (что также вызвано перегревом линий), корродированные разъемы, повреждение деревянных опор и траверс и многие другие проблемы.

Разработка алгоритмов анализа оборудования энергосистемы требовала определения того, как именно выглядят поврежденные компоненты под разными углами в разных условиях освещения.Здесь программное обеспечение отмечает проблемы с оборудованием, используемым для уменьшения вибрации, вызванной ветром. Buzz Solutions

Но одна из самых важных проблем, особенно в Калифорнии, заключается в том, чтобы наш ИИ распознал, где и когда растительность растет слишком близко к высоковольтным линиям электропередач, особенно в сочетании с неисправными компонентами, что является опасным сочетанием в стране пожаров.

Сегодня наша система может обрабатывать десятки тысяч изображений и выявлять проблемы за часы и дни, по сравнению с месяцами для ручного анализа.Это огромная помощь коммунальным предприятиям, пытающимся поддерживать инфраструктуру электроснабжения.

Но ИИ хорош не только для анализа изображений. Он может предсказывать будущее, глядя на закономерности в данных с течением времени. ИИ уже делает это, чтобы предсказывать погодные условия, рост компаний и вероятность возникновения заболеваний — это лишь несколько примеров.

Мы считаем, что ИИ сможет предоставить аналогичные инструменты прогнозирования для электроэнергетических компаний, упреждая сбои и отмечая области, где эти сбои потенциально могут вызвать лесные пожары.Мы разрабатываем систему для этого в сотрудничестве с отраслевыми и энергетическими партнерами.

Мы используем исторические данные проверок линий электропередач в сочетании с историческими погодными условиями для соответствующего региона и передаем их в наши системы машинного обучения. Мы просим наши системы машинного обучения найти закономерности, относящиеся к сломанным или поврежденным компонентам, здоровым компонентам и заросшей растительности вокруг линий, наряду с погодными условиями, связанными со всем этим, и использовать эти закономерности для прогнозирования будущего состояния источника питания. линии или электрические компоненты и растительность вокруг них.

Программное обеспечение PowerAI от компании

Buzz Solutions анализирует изображения энергетической инфраструктуры для выявления текущих проблем и прогнозирования будущих

Прямо сейчас наши алгоритмы могут предсказать на шесть месяцев вперед, что, например, существует вероятность повреждения пяти изоляторов в определенной области, наряду с высокой вероятностью зарастания растительности вблизи линии в то время, что в совокупности создает риск возникновения пожара.

Сейчас мы используем эту систему прогнозирующего обнаружения неисправностей в пилотных программах с несколькими крупными коммунальными предприятиями — одним в Нью-Йорке, одним в регионе Новой Англии и одним в Канаде.С тех пор, как мы начали наши пилотные проекты в декабре 2019 года, мы проанализировали около 3500 электрических опор. Мы обнаружили среди примерно 19 000 исправных электрических компонентов 5 500 неисправных, которые могли привести к отключению электроэнергии или искрообразованию. (У нас нет данных о произведенных ремонтах или заменах.)

Куда мы отправимся отсюда? Чтобы выйти за рамки этих пилотных проектов и более широко развернуть прогнозирующий ИИ, нам понадобится огромный объем данных, собранных с течением времени и в разных географических регионах. Это требует работы с несколькими энергетическими компаниями, сотрудничества с их группами по инспекции, техническому обслуживанию и управлению растительностью.У крупных энергетических компаний США есть бюджеты и ресурсы для сбора данных в таком большом масштабе с помощью программ инспекций с помощью дронов и авиации. Но небольшие коммунальные предприятия также получают возможность собирать больше данных, поскольку стоимость дронов падает. Чтобы сделать такие инструменты, как наш, широко полезными, потребуется сотрудничество между крупными и мелкими коммунальными предприятиями, а также поставщиками дронов и сенсорных технологий.

Перенесемся в октябрь 2025 года. Нетрудно представить западный U.S ждет еще один жаркий, сухой и чрезвычайно опасный пожарный сезон, во время которого небольшая искра может привести к гигантской катастрофе. Люди, живущие в стране пожаров, стараются избегать любых действий, которые могут привести к пожару. Но в наши дни они гораздо меньше обеспокоены рисками, связанными с их электросетью, потому что несколько месяцев назад пришли коммунальные работники, ремонтировавшие и заменяющие неисправные изоляторы, трансформаторы и другие электрические компоненты и подрезавшие деревья, даже те, которые еще не были дойти до линий электропередач.Некоторые спрашивали рабочих, почему такая активность. «О, — сказали им, — наши системы искусственного интеллекта предполагают, что этот трансформатор, расположенный рядом с этим деревом, может искрить при падении, а мы не хотим, чтобы это произошло».

В самом деле, конечно же, нет.

Электростанции мира

A первый для GE

Энергетический проект линии 4А парогазового цикла мощностью 1440 МВт Южного энергогенератора

Малайзия планирует сократить выбросы CO2 на 45% к 2030 году.Страна с населением 33 миллиона человек состоит из нескольких больших холмистых островов и полуострова, на котором мало открытых земель, пригодных для строительства больших ветряных или солнечных электростанций. Недавний экономический рост страны привел к неуклонному увеличению мощности, отвечая на растущую потребность в большем количестве электроэнергии, однако существует необходимость в достижении правильного баланса между затратами и воздействием на окружающую среду.

Большая часть электроэнергии, производимой на полуострове Малайзия, производится на угольных электростанциях, поскольку это самое дешевое решение по цене $ / кВтч.Сегодня угольная электростанция производит около 65% электроэнергии, производимой на полуострове Малайзия. Тем не менее, в соответствии с чаяниями правительства, участники отрасли твердо привержены сокращению или почти нулевому уровню выбросов углерода для своей деятельности.

Благодаря последнему плану развития страны по увеличению количества возобновляемых источников энергии при одновременном снижении зависимости от угля, газовая энергия остается критически важной для процветания страны.

В феврале 2021 года газовая электростанция Трек 4А компании Southern Power Generation была введена в эксплуатацию с мощностью 1440 МВт.

Дебют гигантской газовой турбины 9HA.02 GE

В феврале 2021 года газовая электростанция Трек 4A компании Southern Power Generation была введена в эксплуатацию с мощностью 1440 МВт. Завод расположен в Пасир-Гуданге, промышленном городе на южной оконечности полуострова Малайзии, всего в нескольких милях от Сингапура. Он будет питать около 3 миллионов домов.

Установка состоит из двух генерирующих блоков, каждый из которых оснащен газовой турбиной 9HA.02 и паровой турбиной STF-D650, приводящей в действие генератор W88, и, впервые установленным на установке H-класса, проходным генератором GE ( ОТ) Парогенератор-утилизатор (HRSG).Технология OT HRSG компании GE является ключевым фактором в усовершенствованных пароводяных циклах, обеспечивающих более высокую эффективность комбинированного цикла.

Электростанция

Track 4A оснащена первыми газовыми турбинами GE 9HA.02, которые эксплуатируются в коммерческих целях во всем мире. Турбины принадлежат новому поколению машин GE, которые уже установили мировой рекорд эффективности электростанций. 9HA.02 объединяет достижения в аддитивном производстве и прорыве в области горения, присутствующие также в моделях 7HA.01 и 7HA.02. 9HA.02 оснащен DLN 2.Камера сгорания 6e с осевым каскадом подачи топлива (AFS), которая позволяет снизить выбросы оксидов азота (NOx) с улучшенным диапазоном изменения. Кроме того, он включает в себя эволюционное усовершенствование топливных форсунок для предварительного смешивания — технологию, разработанную GE в сотрудничестве с Министерством энергетики США для улучшения характеристик, выбросов и гибкости в отношении топлива.

Система сгорания DLN 2.6e позволяет турбине сжигать до 50% по объему водорода при смешивании с природным газом. В будущем систему можно будет настроить для работы на 100% h3.Эта возможность обеспечивается системой сгорания DLN2.6e, которая является стандартной для текущих предложений газовых турбин HA. Водород — не единственный путь обезуглероживания газовых турбин. Установки комбинированного цикла GE H-класса также могут быть оснащены системой улавливания дожигания для снижения выбросов CO2 до 95%.

Расширенная аналитика на предприятии

Завод контролируется интегрированной системой управления предприятием Mark VIe компании GE. Оснащенный единым интерфейсом оператора и общими инструментами поиска и устранения неисправностей, персонал предприятия может управлять установкой более эффективно и, когда все же возникают проблемы, быстро восстанавливаться для повышения общей готовности предприятия.Обладая превосходной отзывчивостью и гибкостью, он позволяет операторам установки быстро распределять электроэнергию в сеть.

В течение 21 года общая производительность предприятия будет контролироваться и улучшаться с помощью программного обеспечения Predix Asset Performance Management от GE Digital, которое поможет улучшить видимость, надежность и доступность активов при одновременном снижении эксплуатационных расходов и затрат на техническое обслуживание. Кроме того, данные, собранные с датчиков по всему объекту, будут отслеживаться и анализироваться круглосуточно и без выходных в Центре мониторинга и диагностики (M&D) GE в Куала-Лумпуре.

Безопасность во время пандемии

Этот завод был безопасно построен с тайваньским партнером EPC, CTCI. Несмотря на пандемию COVID-19, CTCI и GE сотрудничают без ущерба для здоровья и безопасности.

Турбины прибыли в модульных контейнерах, что позволило инженерам относительно быстро установить их. Машины GE H-класса спроектированы с более модульной архитектурой, что позволяет быстрее проводить проверки и техническое обслуживание, что приводит к повышению надежности.Кроме того, GE разрабатывает и производит все основное оборудование комбинированного цикла на собственном предприятии, что позволяет применять полносистемный подход. Полноценный системный подход GE обеспечивает высокую выходную мощность и эффективность, а также улучшенную работоспособность предприятия.

CTCI и GE достигли более 10 миллионов безопасных человеко-часов в этом проекте, что свидетельствует о надежности команды. Совместный успех двух компаний также проложил путь к еще одному недавнему партнерству в конце 2020 года, что помогло GE выиграть многомиллиардный EPC-контракт на пять газовых энергоблоков с комбинированным циклом на Тайване.Вместе с опытом и поддержкой GE на месте это обеспечит долгосрочную работу и устойчивую передачу электроэнергии в сеть.

«Первая в мире коммерческая эксплуатация нашей флагманской турбины знаменует собой огромную веху для нашего парка HA», — сказал Рамеш Сингарам, президент и генеральный директор GE Gas Power в Азии. «Мы надеемся помочь компании Southern Power Generation воспользоваться преимуществами наших новейших технологий. а также комбинированные услуги и цифровые решения, помогающие обеспечить более надежное и гибкое производство электроэнергии для страны.”

Власть во время кризиса

Электростанция MWM обеспечивает бесперебойную работу вентиляторов

Dräger — ведущий международный производитель медицинской продукции и оборудования для обеспечения безопасности, включая аппараты ИВЛ. В условиях нынешней пандемии неудивительно, что компания из Любека, Германия, пользуется большим спросом на свою продукцию, особенно на производимые ею аппараты ИВЛ. Штаб-квартира компании на Моислингер-аллее в ганзейском городе Любек управляет производственными мощностями и торговыми компаниями по всему миру.Чтобы обеспечить бесперебойную работу в любое время, а не только во время кризиса, специализированная когенерационная электростанция MWM вырабатывает около 30% тепла и электроэнергии. Значительное количество энергии необходимо для 3000 сотрудников на Мойслингер-аллее.

Dräger, ведущий международный производитель продуктов для медицины и техники безопасности, решил обновить ядро ​​своей когенерационной электростанции в 2020 году, установив газовый генератор MWM TCG 2020 V12 с повышенной эффективностью.

Надежное снабжение

Когда в 2007 году впервые была запущена когенерационная электростанция, Dräger выбрал надежную и эффективную технологию двигателей MWM в виде TCG 2020 V12.После 13 лет бесперебойной работы ядро ​​когенерационной электростанции было заменено в 2020 году газовым агрегатом MWM TCG 2020 V12 с повышенным КПД.

«Заменяя двигатель когенерационной электростанции Dräger, мы хотим добиться еще большей экономии углекислого газа и повысить рентабельность», — сказал Серен Зивертсен, руководитель проекта в Stadtwerke Lübeck. В прошлом когенерационная электростанция эксплуатировалась непосредственно Dräger; Теперь этим будет заниматься Stadtwerke Lübeck по договоренности.

Теплоуправляемая когенерационная электростанция поставляет тепловую энергию и электроэнергию для Dräger, а также тепловую энергию для различных поставщиков услуг на территории. Все вырабатываемое тепло используется для обогрева рабочих мест в производственных цехах и офисах, и почти весь 1 МВт электроэнергии, который отныне будет производиться, будет использоваться на месте и не будет подаваться в местную электросеть. «Таким образом, мы можем сократить расходы Dräger на электроэнергию, так как электроэнергия, вырабатываемая собственными силами, не облагается дополнительными сборами», — объясняет Бьорн Вервольд, менеджер по работе с клиентами в Stadtwerke Lübeck.Тепловая мощность составляет 1272 кВт, тепловой КПД — 53%, электрический КПД — 41,7%, что приводит к общему КПД 94,7%.

Современный двигатель, более мощный

Многолетнее сотрудничество в области надежного электроснабжения и теплоснабжения с MWM продолжится и со Stadtwerke Lübeck. В июне 2020 года новый газовый двигатель MWM, который может похвастаться лучшим в своем классе электрическим и тепловым КПД, был запущен и продолжает обеспечивать бесперебойное снабжение Dräger электроэнергией и теплом.

Улучшение состояния окружающей среды

Производитель тарного картона выбирает солнечные турбины

New-Indy Containerboard управляет четырьмя заводами по производству 750 000 тонн вторичного тарного картона. Заводы New-Indy’s ежедневно получают более 100 грузовиков старого гофрокартона (OCC). Этот материал очищается, превращается в суспензию, а затем реформируется для создания нового тарного картона. Затем переработанная бумага отправляется на заводы по производству коробок на местных рынках. В каждом из их филиалов в Калифорнии, США, есть теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), которые вырабатывают всю электроэнергию комбината, а также снабжают энергией тысячи домов в Южной Калифорнии в рамках партнерства с Southern California Edison.

Две генераторные установки Titan 130 обеспечивают предприятие в Онтарио, Калифорния, США, 100% электроэнергии, а также паром для сушки бумаги во время производства.

New-Indy ранее владела и эксплуатировала ТЭЦ, которая обеспечивала паром и электроэнергией существующую целлюлозно-бумажную фабрику и новую коробчатую фабрику, примыкающую к основной фабрике. Срок службы существующей ТЭЦ подошел к концу. Из-за увеличения затрат на техническое обслуживание, платы за охрану окружающей среды и изменений в экологических нормах, New-Indy решила модернизировать свою существующую ТЭЦ с помощью новой, эффективной и экологически чистой системы.Новая модернизированная ТЭЦ использует природный газ для всех операций по производству электроэнергии и пара. Две новые газовые турбины Titan 130 от Solar оснащены системами выбросов SoLONOx и будут намного чище и эффективнее, чем замененный агрегат, заявили в компании.

Эти две генераторные установки Titan 130 обеспечивают производственное предприятие в Онтарио 100% необходимой электроэнергии, паром для сушки бумаги во время производства и подачей электроэнергии в сеть. New-Indy заявила, что гордится своими экологически сознательными производственными процессами, которые позволяют ей сохранять прочное присутствие на рынке, который она обслуживает.

Кроме того, New-Indy приобрела с Solar Turbines соглашение о полном обслуживании двух генераторных установок Titan 130. Это обеспечивает решение для долгосрочного обслуживания, которое разработано, чтобы помочь продлить срок службы их оборудования, обеспечивая фиксированную стоимость обслуживания в долгосрочной перспективе и значительно снижая финансовые риски, связанные с необходимостью оборудования. Это комплексное предложение услуг включает в себя несколько сервисных возможностей, которые в совокупности позволят успешно поддерживать работоспособность оборудования и сокращать незапланированные простои оборудования, одновременно продлевая его жизненный цикл.

Гибкая сила, дождь или солнце

Завод мощностью 22,7 МВт в Миссисипи использует газовые двигатели Wärtsilä

Благодаря своей эффективности и надежности Wärtsilä 31SG является предпочтительным двигателем для коммунальных предприятий, которые переходят на возобновляемые источники энергии. Случай Cooperative Energy в Миссисипи — один из таких примеров, позволяющий гибкую генерацию для поддержки солнечной энергии, а также устойчивость в случае ураганов.

Гибкая газовая электростанция мощностью 22,7 МВт с двумя высокоэффективными газовыми двигателями Wärtsilä 20V31SG в качестве тягачей начала коммерческую эксплуатацию в Бенндейле, штат Миссисипи, США, в апреле 2020 года.Завод принадлежит Cooperative Energy, некоммерческому электрическому кооперативу, принадлежащему его членам, который охватывает 432 000 домов и предприятий в Миссисипи. Wärtsilä поставила установку по полному контракту на проектирование, закупки и строительство (EPC), что снизило финансовые и временные риски строительства.

Миссия

Cooperative Energy — обеспечивать своих членов надежным и экономичным электроэнергией. По данным Cooperative Energy, двигатели Wärtsilä обеспечивают эффективность, намного превышающую эффективность любого из агрегатов простого цикла компании, а также добавляют гибкости парку генераторов компании.В 2005 году уголь производил более половины их энергии, но сегодня более чистый природный газ составляет около двух третей от общего количества. Cooperative Energy также имеет десять солнечных станций, что свидетельствует о возрастающей важности солнечного света Миссисипи в обеспечении электроэнергией.

Электростанция ответственного назначения

Станция обеспечивает ценную сетевую поддержку для интеграции возобновляемых источников энергии в систему Cooperative Energy сегодня и в будущем, а также надежность во время возможных перебоев в передаче электроэнергии, вызванных ураганами или другими суровыми погодными условиями.Лето в Миссисипи определяется жарким солнцем, а сезон ураганов создает свои известные проблемы. Погода играет жизненно важную роль в энергетической системе Миссисипи, и она стояла на первом месте в повестке дня, когда Cooperative Energy начала переговоры с Wärtsilä о модернизации их завода в Бендейле. Станция расположена в южной части энергосистемы и играет важную роль в восстановлении критических нагрузок в этом районе.

Cooperative Energy стремилась не только к надежности, быстрому запуску, эффективности и хорошей эксплуатационной гибкости, но и к возможности запуска с нуля.Завод Benndale может выполнять начальную подачу питания на участки сети, чтобы обеспечить электроэнергией критически важную местную инфраструктуру, такую ​​как больницы, средства связи и другие более крупные объекты в системе, чтобы облегчить полное восстановление сети. Решение Wärtsilä удовлетворяет все потребности клиентов, что важно как для Cooperative Energy, так и для общества.

Рекордная техника

Дизельная версия двигателя Wärtsilä 31 была признана Книгой рекордов Гиннеса как самый эффективный четырехтактный дизельный двигатель в мире.Электростанция может обеспечить до 49% электрического КПД открытого цикла. Он имеет очень широкий диапазон нагрузок от 10% до 100%. Пока установка не работает, она потребляет очень мало энергии в режиме ожидания. Важно также то, что эффективность установки существенно не изменяется в более жарких, холодных или влажных условиях, и она очень устойчива к снижению выходной мощности при различном качестве газа или условиях окружающей среды.

Гибкая газовая электростанция мощностью 22,7 МВт с двумя высокоэффективными газовыми двигателями Wärtsilä 20V31SG в качестве основных двигателей начала коммерческую эксплуатацию в Бенндейле, штат Миссисипи, США, в апреле 2020 года.

Гибкость, пожалуй, самая важная ценность, требуемая от диспетчерского оборудования для выработки электроэнергии. Wärtsilä 20V31SG обеспечивает полную мощность всего за 2 минуты после команды запуска и синхронизируется с сетью менее чем за 30 секунд. Двигатель имеет постоянный предел минимальной нагрузки 10%. В горячем состоянии он может загружаться со скоростью 2% в секунду. У него нет минимального времени безотказной работы или простоя. Генератор имеет очень высокий КПД при частичной нагрузке, что делает его очень целесообразным выбором для работы с постоянно меняющимися схемами нагрузки.Всякий раз, когда в системе наблюдается насыщение возобновляемой энергией, генераторные установки могут быть остановлены по отдельности или все одновременно. Ограничений по запуску и остановкам нет, и они не влияют на график капитального ремонта двигателей.

Первый год работы завода Benndale продемонстрировал гибкость и эффективность технологии двигателей Wärtsilä 20V31SG. Последние операционные результаты показывают, что тепловая мощность станции при полной нагрузке на низковольтную тепловую энергию составляет 6989 БТЕ / кВтч.

Использование энергии зеленого водорода

Коммунальное предприятие в Германии работает с INNIO на переходе к экологически чистому использованию

По данным Международного энергетического агентства (МЭА), электроэнергетика производит 40% мировых выбросов CO2.Такое интенсивное производство парниковых газов заставляет энергетическую отрасль вести острую конкуренцию за предоставление экономичных, безопасных и чистых альтернативных источников энергии по мере того, как мир переходит от ископаемого топлива к более чистым технологиям, которые уменьшат его углеродный след. Водород снова стал жизнеспособной технологией для крупномасштабной промышленной электрификации. INNIO подрывает электроэнергетику, доказывая, что экологически чистые водородные электростанции — это не только теоретическое решение крупномасштабной промышленной электрификации, но и реальное, работоспособное решение.В 2020 году INNIO тесно сотрудничал с немецким коммунальным предприятием HanseWerk Natur над созданием пилотного «Зеленого коммунального предприятия», которое может вырабатывать электроэнергию и тепло с помощью газового двигателя INNIO, работающего на 100-процентном водороде, смеси водорода и природного газа или природного газа в Гамбурге, Германия. .

INNIO работал с немецкой компанией HanseWerk Natur над разработкой водородной теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) мощностью 1 МВт в центре Гамбурга. Завод приступил к полевым испытаниям в ноябре 2020 года.

Водородная ТЭЦ

INNIO работал с немецкой компанией HanseWerk Natur над разработкой водородной теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) мощностью 1 МВт в центре Гамбурга.Завод приступил к полевым испытаниям в ноябре 2020 года. Этот флагманский пилотный проект привел к широкомасштабному внедрению водородной технологии на ТЭЦ. «Полевые испытания этой ТЭЦ INNIO с содержанием водорода до 100% показывают, что более экологичное, надежное, гибкое и ориентированное на будущее энергоснабжение Гамбурга технически возможно», — пояснил Томас Бааде, технический директор HanseWerk Natur. GmbH. Переоборудованная ТЭЦ является частью тепловой сети в Бахренфельде, в которой HanseWerk Natur предоставляет 30 жилых домов, спортивный центр, детский сад и развлекательный комплекс Othmarschen Park с надежным источником местного отопления, что составляет 13 000 МВт / ч каждый год.Вырабатываемая электроэнергия подается на точки зарядки электромобилей в многоуровневом гараже Othmarschen, а также в местную электросеть.

«Вместе с HanseWerk Natur мы прокладываем путь к будущему энергоснабжению в Гамбурге, которое будет более экологичным, более безопасным, более гибким и более децентрализованным», — сказал Карлос Ланге, президент и генеральный директор INNIO. Продукция будет пущена в локальную тепловую сеть HanseWerk Natur, обслуживающую около 1,3 миллиона потребителей. Использование двигателей на водородном топливе в качестве источника более безопасной и чистой энергии открывает путь к децентрализованным приложениям для сообществ по всему миру.Например, 16-цилиндровый газовый двигатель от INNIO Jenbacher, который когда-то работал на природном газе, теперь может работать на 100-процентном водороде или любой смеси водорода и природного газа или природного газа. При использовании водорода в качестве источника топлива выбросы CO2 отсутствуют, поскольку водород сжигается без CO2.

Завод Green Utility, расположенный на Юрген-Тёпфер-штрассе в центре Гамбурга, имеет электрическую мощность 999 кВт в режиме природного газа и работает на различных смесях водорода / природного газа, а также на 100% экологически чистом водороде.Установка, оптимизированная для работы с природным газом, отличается превосходным общим КПД 93%. При работе с чистым водородом или его смесями мощность регулируется соответствующим образом. Вырабатываемое тепло подается в локальную тепловую сеть HanseWerk Natur, а электрическая энергия подается в сеть и используется для подзарядки электромобилей на объекте, когда это необходимо. Интегрированная энергетическая система, объединяющая электрические, тепловые и газовые сети, является ключом к более экологически чистой энергии будущего.Используя технологию преобразования энергии в газ (P2G), зеленый водород преобразуется из избыточной возобновляемой энергии, производимой в основном за счет солнца и ветра. В отличие от электричества, его можно хранить долгое время в резервуарах или в больших количествах в подземных пещерах, как природный газ, в течение месяцев или сезонов.

Возможности зеленого водорода

Изначально зеленый водород, производимый по технологии P2G, будет дорогим, а его объемы будут ограничены. На этом переходном этапе — по мере продолжения исследований экологически чистых водородных технологий — голубой водород, полученный из природного газа с использованием и хранением углерода (CCUS), может сыграть свою роль и способствовать переходу.Небольшое количество водорода можно подавать в существующую сеть природного газа, а большее количество водорода транспортировать в отдельной инфраструктуре. Водород в качестве топлива можно использовать на местном уровне во всех секторах, включая промышленность, транспорт и выработку ТЭЦ. Институт Земли Колумбийского университета сообщает, что многие эксперты считают, что зеленый водород необходим для достижения целей Парижского соглашения, учитывая, что определенные части экономики производят выбросы, которые трудно устранить.В США три основных источника выбросов, способствующих потеплению климата, — это транспорт, производство электроэнергии и промышленность.

Зеленый водород открывает значительные возможности для Северной Германии, учитывая ее обширные ветровые ресурсы и растущее значение в качестве носителя для хранения энергии. Поскольку энергетическая отрасль продолжает стремиться к преобразованию электроэнергии, вырабатываемой ветром, в экологически чистый водород, она также видит, как ее можно использовать в секторах энергетики, тепла, транспорта и промышленности.В январе 2020 года правительство Германии отреагировало на усилия энергетических компаний, таких как INNIO, одобрив общенациональное прекращение производства угля в Германии к 2038 году.

По определению, экологически чистые источники энергии, такие как электростанции INNIO и HanseWerk Natur, работающие на 100% водороде, работают как источники энергии с нулевым уровнем выбросов. По сути, зеленые источники энергии не производят дополнительного количества углекислого газа или других парниковых газов в процессе производства электроэнергии. Этот флагманский пилотный проект не только будет способствовать широкомасштабному использованию водородной технологии на ТЭЦ, но город Гамбург также поставил перед собой цель обеспечить почти полное снабжение всех заинтересованных потребителей в секторах энергетики, тепла и транспорта. полностью с зеленым водородом к 2035 году.

Зеленый водород может быть преобразован гибкими газовыми электростанциями в управляемую возобновляемую энергию. Как и природный газ, он идеально подходит для ТЭЦ и может обеспечивать обогрев и охлаждение при достижении коэффициента использования топлива 90% и более. Газовые двигатели, работающие на водороде, являются зрелой технологией, не требуют высокой чистоты водорода, доступны по очень конкурентоспособным капитальным и эксплуатационным затратам и обеспечивают необходимую эксплуатационную гибкость при достижении очень низкого уровня выбросов. Кроме того, электростанции с водородными двигателями являются CO2-нейтральными и могут снизить выбросы NOx более чем на 80% по сравнению с природным газом.Это решение направит мир на путь более зеленого будущего.

Как когенерация обеспечивает тепло и электроэнергию?

Уважаемый EarthTalk! Что такое «когенерация» как средство обеспечения теплом и электроэнергией?
— Джерри Шлеуп, Андовер, Массачусетс

Когенерация — также известная как комбинированное производство тепла и электроэнергии, распределенное производство или переработанная энергия — это одновременное производство двух или более форм энергии из одного источника топлива. Когенерационные электростанции часто работают с коэффициентом полезного действия на 50-70 процентов выше, чем установки с одной генерацией.

На практике когенерация обычно влечет за собой использование того, что в противном случае было бы потраченным впустую теплом (например, выхлопными газами производственного предприятия), для получения дополнительной энергетической выгоды, например, для обеспечения теплом или электричеством здания, в котором оно работает. Когенерация полезна как для чистой прибыли, так и для окружающей среды, поскольку переработка отработанного тепла спасает от сжигания другие виды ископаемого топлива, выделяющие загрязнители.

Большинство из тысяч когенерационных станций, работающих в Соединенных Штатах и ​​Канаде, представляют собой небольшие объекты, эксплуатируемые некоммунальными компаниями и такими учреждениями, как университеты и военные.Для небольших когенерационных станций — тех, которые вырабатывают от 1 до 20 мегаватт энергии — биомасса или даже метан из мусорных свалок могут использоваться в качестве начального источника топлива, но природный газ гораздо более распространен в качестве основного источника энергии.

Например, компания Network Appliance Inc., расположенная в Саннивейл, штат Калифорния, компьютерная сетевая компания, полагается на когенерационную систему мощностью в один мегаватт, работающую на природном газе, для обеспечения потребности здания в обширном кондиционировании воздуха и для резервного питания для использования во время пикового спроса. раз.По оценкам компании, благодаря системе когенерации она экономит около 300 000 долларов в год на энергозатратах.

В другом примере компания Epcor USA Ventures из Иллинойса управляет тремя когенерационными электростанциями среднего размера (25 мегаватт и выше) в Сан-Диего для обеспечения там питания баз морской пехоты и военно-морского флота США. Все три завода работают одинаково: турбины, работающие на природном газе, приводят в действие электрогенераторы, которые, в свою очередь, выбрасывают горячие газы. Затем они улавливаются для приведения в действие парогенератора, подключенного к базовым системам централизованного отопления и охлаждения.Поскольку системы генерируют лишнюю электроэнергию, Epcor ведет переговоры с местными компаниями о выделении доли пара, чтобы контролировать свои счета за электроэнергию и выбросы углекислого газа.

Когенерация не ограничивается стационарными электростанциями. Honda изучает возможность использования специализированного автомобильного когенерационного генератора, предназначенного для повышения общей эффективности гибридных автомобилей за счет улавливания отработанного тепла от двигателя внутреннего сгорания и преобразования его в электричество для подзарядки аккумуляторной батареи.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *