Электротеплоснабжение. Выход?, Использование электрической энергии для теплоснабжения. Опции

[Бойко]

За последние годы в "большой" энергетике прорыв.

В качестве НИЖНЕЙ технологической границы эффективности для новых станций при оценке потенциала энергосбережения Международное энергетическое агентство (МЭА) использует показатели КПД станций
на угле – 43 %, на газе – 55 %, а в качестве верхней оценки для станций на угле – 48 %, на жидком топливе – 50 %, на газе – 60 %
(Electricity Information – 2008. OECD/IEA. Paris, 2008).
Ведутся СМР на ПГУ с КПД 60% и ставится задача повышения его в обозримом будущем до 61,5-62%. Для этого в ГТУ вместо циклового воздуха используется в качестве охладителя водяной пар и осуществляется более тесная интеграция газотурбинного и парового циклов.

Высокотемпературные топливные элементы (ТЭ), твердооксидные или на основе расплавленных карбонатов, работающие при температуре 850 и 650 °С, служат при этом источниками тепла для газотурбинного и парового цикла. В конкретных проектах мощностью около 20 МВт - в основном в США - получены КПД на уровне 70%.

Еще большие возможности открывает создание «гибридных» установок, в которых ГТУ (или ПГУ) надстраиваются топливным элементом. В имеющихся программах ставится задача повышения мощности гибридных установок до 300 МВт и более, а их КПД - до 75% на природном газе и 60% на угле.

Эти установки спроектированы для работы на природном газе с внутренним реформингом. Работают на синтез газе или чистом водороде, полученных при газификации угля, и создаются комплекы, в которых переработка угля интегрирована в технологический цикл. У них с ничтожно низкие выбросы СО2 в атмосферу. СО2 выводится из цикла и минерализуется в процессах карбонизации таких минералов как, например, силикат магния, распространенный повсеместно в природе.
Это только часть из ста двадцати перспективных направлений в энергетике, активно финансируемых в США..

Как это уже влияет на системы теплоснабжения в мире и в России?

Теплоснабжение является значимым и энергоемким сектором экономики — в нем потребляется примерно 46% используемых в стране энергоресурсов.

Нынешняя система теплоснабжения, основанная на совместном производстве электроэнергии и тепла, более чем за сто лет функционирования доказала свою эффективность. На ТЭЦ страны в экономичном теплофикационном режиме вырабатывается 71% общего объема тепла.

В современной теплоэнергетике имеется ряд проблем, которые не могут быть решены при существующей системе водяного теплоснабжения в ее современном виде.
Среди них:

1. Несоответствие электрической и тепловой мощностей энергоисточников соотношению тепловой и электрической нагрузки потребителей.

Иными словами, при обеспечении пользователей тепловой энергией от ТЭЦ «выход» электрической энергии будет избыточным. И наоборот, при достаточности производства электроэнергии тепловой будет не хватать.
Так, для средней полосы России бытовые зимние тепловые и электрические нагрузки распределяются примерно как 3:1, а это отношение для ТЭЦ С ПГУ уже составляет около 1:1. В последнем случае недостаток тепловой мощности восполняется сжиганием топлива (как правило, газа) в котельных, что является не лучшим решением — во многих странах в законодательном порядке запрещается сжигать газ в котельных. В США с 1978 года.
Высокий электрический кпд оборачивается недостатком, а большая выработка электроэнергии на тепловом потреблении в перспективе уже не является показателем, характеризующим эффективность ТЭЦ. С увеличением кпд ТЭЦ все более превращается в КЭС, так как уменьшается доля тепла в ее производстве. Продолжив тенденцию, получим, что «идеальная» ТЭЦ с максимальной выработкой электроэнергии на тепловом потреблении — это сверхвысокоэкономичная КЭС, например на базе парогазовой установки утилизационного типа с ТЭ, с отоплением зданий станции и микрорайона энергетиков — на большее просто не останется «тепловых хвостов».

2. Зависимость эффективности работы ТЭЦ от тепловой нагрузки.

Эффективность работы ТЭЦ во многом зависит от эффективности функционирования систем централизованного теплоснабжения, в составе которых работают эти электростанции. Тепловая нагрузка имеет значительные колебания, которые оказывают влияние на работу ТЭЦ. При сниженных тепловых нагрузках эксплуатация оборудования усложняется, приходится применять неэкономичный конденсационный режим, а это ведет к неэффективному использованию топлива. Сезонное изменение тепловой нагрузки может быть довольно значительным — затраты энергии на горячее водоснабжение в 4—5 раз меньше всей нагрузки теплоснабжения.

3. Неравномерность графика электрической нагрузки (в том числе тепловой).

Подавляющее большинство современных промышленных энергоустановок (возможно, за исключением газопоршневых агрегатов — ГПА) не позволяют сохранять их приемлемые технико-экономические показатели при значительном падении нагрузки. А это означает, что при проектировании системы энергоснабжения нельзя ориентироваться на максимальные величины потребляемой мощности. Создаются базовые источники электроэнергии, которые работают 5—7 тыс. ч в году, и пиковые, экономичность которых настолько мала, что стоимость получаемой на них электроэнергии в 2—14 раз превышает отпускные тарифы, рождая прямые убытки у ее поставщиков. По оценкам специалистов, колебание пиковой нагрузки в ±1% приводит к росту (снижению) затрат на производство электроэнергии на 10%.

4. Нарушение иерархии системы управления.

Система более высокого порядка (энергоисточник) подстраивается под более «низкую» (систему теплоснабжения), потому что последняя априори может быть только системой водяного теплоснабжения.
Подобный алгоритм приводит к парадоксальному, на первый взгляд, выводу, что высокий электрический КПД энергоисточника опять является его недостатком — «значительная выработка электроэнергии на тепло-
вом потреблении вследствие высокого электрического КПД станции может быть отнесена к минусам ТЭЦ, поскольку увеличивает завоз топлива в населенные пункты»

Кроме этих проблем в современной теплоэнергетике существуют и другие, обусловленные применением традиционной системы теплоснабжения. К ним можно отнести потери в тепловых сетях при транспортировке тепло-
вой энергии, затраты энергии на перекачку теплоносителя, сложность учета и регулирования, трудности, связанные с водоподготовкой, и т. п. Многие элементы системы водяного теплоснабжения довольно громоздки — ЦТП, тепловые сети, протяженность которых составляет сотни тысяч километров. Проблемы с квалифицированными кадрами и т.д.

Видимо, современное состояние систем теплоснабжения находится в такой фазе, когда накапливаются противоречия типа «чем больше вкладываешь в разрешение противоречия, тем острее и сложнее оно становится».

Необходимы качественные изменения. Они происходят.

Повысить эффективность теплоэнергетики позволит использование электроэнергии для теплоснабжения. Разумеется, речь не идет о полном отказе от функционирующей в настоящее время системы водяного теплоснабжения — ее наличие неизбежно, пока при производстве электроэнергии выделяется низкопотенциальное тепло. Главное, что весь комплекс систем энерготеплоснабжения не должен подлаживаться под существующую схему водяного теплоснабжения.

При формировании программ развития систем теплоснабжения, видимо, следует руководствоваться мыслью, высказанной директором института ИЭИ РАН, академиком РАН А. А. Макаровым: «Энергетические технологии обычно работают не изолированно, а в комплексах или системах, где сумма локальных оптимумов по определению не соответствует глобальному»

Утверждение о нецелесообразности применения электроэнергии для теплоснабжения справедливо лишь при ее производстве в конденсационном режиме. При работе ТЭЦ в теплофикационном режиме расход топлива на получение тепловой и электрической энергии определяется лишь коэффициентом использования топлива (КИТ).

Для современных ТЭЦ КИТ приближается к КПД котельной; таким образом, при сгорании одной той же массы топлива и в котельной, и в ТЭЦ образуется одно и то же количество энергии.
Потребителю безразлично, каким путем поступает к нему энергия — по тепловым сетям при помощи горячей воды или по электрическим сетям. Требуется лишь наличие приборов, преобразующих электрическую энергию в тепловую.

На первый взгляд, процесс превращения выделенной при сжигании топлива в котле тепловой энергии в электрическую с ее последующей трансформацией в теплоту нецелесообразен. Однако поскольку при использовании электроэнергии для теплоснабжения состав оборудования на ТЭЦ не изменится, а лишь увеличится его мощность, то единица электроэнергии по сравнению с единицей тепла подорожает несущественно, а эффективность всего комплекса энерготеплоснабжения значительно возрастет.

Возможны схемы теплоснабжения населенного пункта, в которых часть потребителей, расположенных вблизи энергоисточника и обеспечивающих достаточную плотность тепловой нагрузки, имеют водяную систему теплоснабжения, а остальные, находящиеся за пределами эффективного радиуса теплоснабжения, — электрическую. Возможно также совмещение в одном здании двух типов систем — водяной и электрической (бивалентная система теплоснабжения). При таком исполнении водяная часть является базовой и поддерживает минимально допустимый уровень температуры в помещении, а электрическая часть осуществляет догрев по мере необходимости. Заметим, что такой тип системы стихийно уже применяется достаточно широко — до трети электрической мощности используется на термические цели.
Во Франции стационарными системами электрического отопления оборудовано около 40% всех зданий, в Испании и Финляндии — 30%, в Норвегии — свыше 80%. (Последний пример не совсем корректен — в Норвегии 99% электроэнергии вырабатывается на ГЭС.)
Эти тенденции лавинообразно ускоряются.

Сообщение отредактировал Бойко - 23.4.2010, 16:32

[Бойко]

За последние годы в "большой" энергетике прорыв.

В качестве НИЖНЕЙ технологической границы эффективности для новых станций при оценке потенциала энергосбережения Международное энергетическое агентство (МЭА) использует показатели КПД станций
на угле – 43 %, на газе – 55 %, а в качестве верхней оценки для станций на угле – 48 %, на жидком топливе – 50 %, на газе – 60 %
(Electricity Information – 2008. OECD/IEA. Paris, 2008).
Ведутся СМР на ПГУ с КПД 60% и ставится задача повышения его в обозримом будущем до 61,5-62%. Для этого в ГТУ вместо циклового воздуха используется в качестве охладителя водяной пар и осуществляется более тесная интеграция газотурбинного и парового циклов.

Высокотемпературные топливные элементы (ТЭ), твердооксидные или на основе расплавленных карбонатов, работающие при температуре 850 и 650 °С, служат при этом источниками тепла для газотурбинного и парового цикла. В конкретных проектах мощностью около 20 МВт - в основном в США - получены КПД на уровне 70%.

Еще большие возможности открывает создание «гибридных» установок, в которых ГТУ (или ПГУ) надстраиваются топливным элементом. В имеющихся программах ставится задача повышения мощности гибридных установок до 300 МВт и более, а их КПД - до 75% на природном газе и 60% на угле.

Эти установки спроектированы для работы на природном газе с внутренним реформингом. Работают на синтез газе или чистом водороде, полученных при газификации угля, и создаются комплекы, в которых переработка угля интегрирована в технологический цикл. У них с ничтожно низкие выбросы СО2 в атмосферу. СО2 выводится из цикла и минерализуется в процессах карбонизации таких минералов как, например, силикат магния, распространенный повсеместно в природе.
Это только часть из ста двадцати перспективных направлений в энергетике, активно финансируемых в США..

Как это уже влияет на системы теплоснабжения в мире и в России?

Теплоснабжение является значимым и энергоемким сектором экономики — в нем потребляется примерно 46% используемых в стране энергоресурсов.

Нынешняя система теплоснабжения, основанная на совместном производстве электроэнергии и тепла, более чем за сто лет функционирования доказала свою эффективность. На ТЭЦ страны в экономичном теплофикационном режиме вырабатывается 71% общего объема тепла.

В современной теплоэнергетике имеется ряд проблем, которые не могут быть решены при существующей системе водяного теплоснабжения в ее современном виде.
Среди них:

1. Несоответствие электрической и тепловой мощностей энергоисточников соотношению тепловой и электрической нагрузки потребителей.

Иными словами, при обеспечении пользователей тепловой энергией от ТЭЦ «выход» электрической энергии будет избыточным. И наоборот, при достаточности производства электроэнергии тепловой будет не хватать.
Так, для средней полосы России бытовые зимние тепловые и электрические нагрузки распределяются примерно как 3:1, а это отношение для ТЭЦ С ПГУ уже составляет около 1:1. В последнем случае недостаток тепловой мощности восполняется сжиганием топлива (как правило, газа) в котельных, что является не лучшим решением — во многих странах в законодательном порядке запрещается сжигать газ в котельных. В США с 1978 года.
Высокий электрический кпд оборачивается недостатком, а большая выработка электроэнергии на тепловом потреблении в перспективе уже не является показателем, характеризующим эффективность ТЭЦ. С увеличением кпд ТЭЦ все более превращается в КЭС, так как уменьшается доля тепла в ее производстве. Продолжив тенденцию, получим, что «идеальная» ТЭЦ с максимальной выработкой электроэнергии на тепловом потреблении — это сверхвысокоэкономичная КЭС, например на базе парогазовой установки утилизационного типа с ТЭ, с отоплением зданий станции и микрорайона энергетиков — на большее просто не останется «тепловых хвостов».

2. Зависимость эффективности работы ТЭЦ от тепловой нагрузки.

Эффективность работы ТЭЦ во многом зависит от эффективности функционирования систем централизованного теплоснабжения, в составе которых работают эти электростанции. Тепловая нагрузка имеет значительные колебания, которые оказывают влияние на работу ТЭЦ. При сниженных тепловых нагрузках эксплуатация оборудования усложняется, приходится применять неэкономичный конденсационный режим, а это ведет к неэффективному использованию топлива. Сезонное изменение тепловой нагрузки может быть довольно значительным — затраты энергии на горячее водоснабжение в 4—5 раз меньше всей нагрузки теплоснабжения.

3. Неравномерность графика электрической нагрузки (в том числе тепловой).

Подавляющее большинство современных промышленных энергоустановок (возможно, за исключением газопоршневых агрегатов — ГПА) не позволяют сохранять их приемлемые технико-экономические показатели при значительном падении нагрузки. А это означает, что при проектировании системы энергоснабжения нельзя ориентироваться на максимальные величины потребляемой мощности. Создаются базовые источники электроэнергии, которые работают 5—7 тыс. ч в году, и пиковые, экономичность которых настолько мала, что стоимость получаемой на них электроэнергии в 2—14 раз превышает отпускные тарифы, рождая прямые убытки у ее поставщиков. По оценкам специалистов, колебание пиковой нагрузки в ±1% приводит к росту (снижению) затрат на производство электроэнергии на 10%.

4. Нарушение иерархии системы управления.

Система более высокого порядка (энергоисточник) подстраивается под более «низкую» (систему теплоснабжения), потому что последняя априори может быть только системой водяного теплоснабжения.
Подобный алгоритм приводит к парадоксальному, на первый взгляд, выводу, что высокий электрический КПД энергоисточника опять является его недостатком — «значительная выработка электроэнергии на тепло-
вом потреблении вследствие высокого электрического КПД станции может быть отнесена к минусам ТЭЦ, поскольку увеличивает завоз топлива в населенные пункты»

Кроме этих проблем в современной теплоэнергетике существуют и другие, обусловленные применением традиционной системы теплоснабжения. К ним можно отнести потери в тепловых сетях при транспортировке тепло-
вой энергии, затраты энергии на перекачку теплоносителя, сложность учета и регулирования, трудности, связанные с водоподготовкой, и т. п. Многие элементы системы водяного теплоснабжения довольно громоздки — ЦТП, тепловые сети, протяженность которых составляет сотни тысяч километров. Проблемы с квалифицированными кадрами и т.д.

Видимо, современное состояние систем теплоснабжения находится в такой фазе, когда накапливаются противоречия типа «чем больше вкладываешь в разрешение противоречия, тем острее и сложнее оно становится».

Необходимы качественные изменения. Они происходят.

Повысить эффективность теплоэнергетики позволит использование электроэнергии для теплоснабжения. Разумеется, речь не идет о полном отказе от функционирующей в настоящее время системы водяного теплоснабжения — ее наличие неизбежно, пока при производстве электроэнергии выделяется низкопотенциальное тепло. Главное, что весь комплекс систем энерготеплоснабжения не должен подлаживаться под существующую схему водяного теплоснабжения.

При формировании программ развития систем теплоснабжения, видимо, следует руководствоваться мыслью, высказанной директором института ИЭИ РАН, академиком РАН А. А. Макаровым: «Энергетические технологии обычно работают не изолированно, а в комплексах или системах, где сумма локальных оптимумов по определению не соответствует глобальному»

Утверждение о нецелесообразности применения электроэнергии для теплоснабжения справедливо лишь при ее производстве в конденсационном режиме. При работе ТЭЦ в теплофикационном режиме расход топлива на получение тепловой и электрической энергии определяется лишь коэффициентом использования топлива (КИТ).

Для современных ТЭЦ КИТ приближается к КПД котельной; таким образом, при сгорании одной той же массы топлива и в котельной, и в ТЭЦ образуется одно и то же количество энергии.
Потребителю безразлично, каким путем поступает к нему энергия — по тепловым сетям при помощи горячей воды или по электрическим сетям. Требуется лишь наличие приборов, преобразующих электрическую энергию в тепловую.

На первый взгляд, процесс превращения выделенной при сжигании топлива в котле тепловой энергии в электрическую с ее последующей трансформацией в теплоту нецелесообразен. Однако поскольку при использовании электроэнергии для теплоснабжения состав оборудования на ТЭЦ не изменится, а лишь увеличится его мощность, то единица электроэнергии по сравнению с единицей тепла подорожает несущественно, а эффективность всего комплекса энерготеплоснабжения значительно возрастет.

Возможны схемы теплоснабжения населенного пункта, в которых часть потребителей, расположенных вблизи энергоисточника и обеспечивающих достаточную плотность тепловой нагрузки, имеют водяную систему теплоснабжения, а остальные, находящиеся за пределами эффективного радиуса теплоснабжения, — электрическую. Возможно также совмещение в одном здании двух типов систем — водяной и электрической (бивалентная система теплоснабжения). При таком исполнении водяная часть является базовой и поддерживает минимально допустимый уровень температуры в помещении, а электрическая часть осуществляет догрев по мере необходимости. Заметим, что такой тип системы стихийно уже применяется достаточно широко — до трети электрической мощности используется на термические цели.
Во Франции стационарными системами электрического отопления оборудовано около 40% всех зданий, в Испании и Финляндии — 30%, в Норвегии — свыше 80%. (Последний пример не совсем корректен — в Норвегии 99% электроэнергии вырабатывается на ГЭС.)
Эти тенденции лавинообразно ускоряются.

Сообщение отредактировал Бойко - 23.4.2010, 16:32

[Alex_]

... таким образом, при сгорании одной той же массы топлива и в котельной, и в ТЭЦ образуется одно и то же количество энергии.
Потребителю безразлично, каким путем поступает к нему энергия — по тепловым сетям при помощи горячей воды или по электрическим сетям. Требуется лишь наличие приборов, преобразующих электрическую энергию в тепловую.

Все именно так. Вопрос только в том, что дешевле для удаленных потребителей, к которым нельзя проложить теплосеть: электрогенерирующие мощности + электрические сети + электроотопители или сети газоснабжения + газовые котлы. И сдается мне, что второе дешевле просто капитально - достаточно посмотреть на соотношение цен газ/электричество. В той же Германии разница не такая бешеная, но тоже существенная (3 раза)

Другое дело, что электроэнергию можно использовать на привод теплового насоса - там уже картинка не такая однозначная и намного интереснее.

[timmy]

нашли, блин, о чем задуматься. Можно конечно завязать избыток электры на генерацию тепла. Хоть через искрицкий котел, хоть через горячо любимый Алексом тепловой насос. Только сначала придется развязать государственный узелок на тарифах на ту же электру и тепло. Или начать региональные эксперименты. Допустим в отдаленных поселках Крайнего Севера. Там как раз тепла нужно много больше, чем электры. Сделать КЭС наоборот, ну типа ГТУ-водогрейный котел-утилизатор + электрокотел. Тогда можно организовать выдачу электры и тепла с преобладанием тепла. Еще лучше наверное будет совместить ТЭЦ и предложенный вариант, но тогда будет много разнотипного оборудования на объекте, что повлечет желание упростить полученный вариант.

[Бойко]

Будем держать перед собой. Дабы лучше было видно.

Соотношение тепловой и электрической нагрузки коммунального сектора 3:1. Т. е. 70% составляет тепловая нагрузка , а 30% электрическая.

Из единицы топлива соотношение тепловой и электрической мощности ТЭЦ:
СЕГОДНЯ УТРОМ 3:1. Т. е. 70% составляет тепловой "хвост" цикла , а 30 % КПД электрической генерации.
УЖЕ СЕГОДНЯ ВЕЧЕРОМ 1:1. Т. е 50% составляет тепловой "хвост" цикла и 50% КПД электрической генерации.
ЗАВТРА 1:3. Т. е 30% составляет тепловой "хвост" цикла и 70% КПД электрической генерации.

Это является реальным фактором значительного снижения тарифов на электроэнергию в перспективе, что сегодня практически не учитывается в дебатах по реформированию электроэнергетики.

ЁЖИКУ ЯСНО - ГРЯДУТ ПЕРЕМЕНЫ !

Пример. Если все будет по старому:
Парогазовый энергоблок ПГУ-450Т, введенный в эксплуатацию на ТЭЦ-27 «Мосэнерго», имеет следующие характеристики: электрическая мощность составляет 450 МВт, тепловая — 300 Гкал/ч (348,9 МВт).
Эффект от использования парогазового цикла: КПД — 51,5% (паросиловая установка — 38%), экономия топлива — +30%. Выбросы в атмосферу сократились на 33,3%. Исходя из этих данных, тепловой КПД равен 40%, а КИТТ — около 90%.

Но, таким образом, реконструкция ТЭЦ с внедрением ПГУ приводит к недостатку тепловой энергии и еще большему избытку электрической.

Все именно так. Вопрос только в том, что дешевле для удаленных потребителей, к которым нельзя проложить теплосеть: электрогенерирующие мощности + электрические сети + электроотопители или сети газоснабжения + газовые котлы. И сдается мне, что второе дешевле просто капитально - достаточно посмотреть на соотношение цен газ/электричество. В той же Германии разница не такая бешеная, но тоже существенная (3 раза)

Другое дело, что электроэнергию можно использовать на привод теплового насоса - там уже картинка не такая однозначная и намного интереснее.

Себестоимость энергии при переходе системы теплоснабжения от тепловой энергии котельной к электрической энергии "ТЭЦ". Собственно это уже не ТЭЦ в традиционном смысле.
Наиболее весомые компоненты в структуре себестоимости при производстве энергии — это топливная составляющая, амортизационные отчисления и расходы на обслуживание, включая ремонт и зарплату. Для базовой нагрузки определяющими являются затраты на топливо (около 60%). Так как КИТ ТЭЦ с ПГУ близок к КПД котельной, то расход топлива при выработке единицы тепловой и электрической энергии одинаков. Поскольку в себестоимость так-же входят амортизационные отчисления, то можно предположить, что увеличение мощности ТЭЦ скажется в основном на них. По "некоторым" данным, амортизационные отчисления (то есть вклад стоимости оборудования в себестоимость) составляют от 8 до 18%. Расчеты показывают, что для ТЭЦ с ПГУ при отношении тепловых нагрузок к электрическим 3:1 рост себестоимости единицы дополнительной электроэнергиипо сравнению с замещаемой тепловой составит, в зависимости от величины амортизации, не более 4—9%. (При более строгих экономических расчетах следует учесть, что с увеличением мощности турбоагрегатов их удельная стоимость уменьшается.) Кроме того, отпадет необходимость в котельных, а при использовании бивалентной системы теплоснабжения (водяная — базовая, электрическая — дополнительная) снизится температура теплоносителя в сетях, что поднимет электрический КПД ТЭЦ и сократит потери в тепловых сетях.
Если при модернизации ТЭЦ происходит замена парового энергоблока на газотурбинный или парогазовый, то важно помнить, что газотурбинные и парогазовые ТЭЦ дешевле
паровых].



Плюсы электротеплоснабжения очевидны. В дальнейшем его позиции только усилятся, и этому будут способствовать следующие факторы:
1. Неизбежный процесс модернизации ТЭЦ с повышением их электрического КПД и, вероятно, мощности (из соображений экологичности и экономичности). При этом многие потребители могут оказаться за пределами эффективного радиуса теплоснабжения.
2. Увеличение доли энергоэффективных зданий за счет строительства новых и реконструкции существующих при тенденции к росту электропотребления в быту. Сокращение тепловых потерь зданий до величин, сопоставимых с расходом электроэнергии в домашних хозяйствах, позволит использовать одни и те же электрические сети для тепло- и электроснабжения. Предпочтение осветительной и розеточной нагрузки отоплению и горячему водоснабжению путем применения электронагревательных приборов аккумуляционного типа и автоматики ограничения максимума электропотребления дает возможность перенести значительную часть потребления электроэнергии на ночное время



Применение системы электротеплоснабжения позволит уменьшить или совсем устранить перечисленные выше недостатки системы водяного теплоснабжения.
Какой эффект может быть достигнут за счет использования электроэнергии для целей теплоснабжения?
1. Значительно снизится, а в некоторых случаях и исчезнет, зависимость ТЭЦ от тепловой нагрузки, поскольку часть этой нагрузки обеспечивается электроэнергией, которая в
отличие от тепловой может быть использована и для других целей (так называемое «энерготехнологическое комбинирование»).

2. Сгладится неравномерность графика нагрузки:
- сезонная — электроэнергия для теплоснабжения зимой идет летом на кондиционирование и холодоснабжение;
- суточная — за счет аккумуляции теплоты (не исключено в будущем, что и электроэнергии).

Как отмечает генеральный директор «ВНИПИэнергопром» В. Г. Семенов, «перевод потребителей Московского региона, суммарно использующих 1 500 МВт (из 3 500 МВт) электрической мощности для отопления, на теплоаккумуляторы позволит не только снизить пиковое потребление, но и превратить суточный график потребления мощности практически в прямую линию, то есть, по опыту других стран, теплоаккумуляторы могут служить средством управления нагрузкой».

3. Поскольку система теплоснабжения вследствие возможности аккумулирования теплоты может «одолжить» свою энергию для обеспечения пиковых режимов, значительно
сократится или совсем отпадет необходимость в пиковых источниках электроэнергии, что, безусловно, положительно скажется на экономических показателях всей системы энер-
готеплоснабжения. Все потреблениеэнергии будет осуществляться только из базовых энергоисточников, причем их мощность может быть выбрана, исходя не из максимального
энергопотребления, а из среднеинтегрального за сутки.

4. Значительно повысится энергоэффективность системы теплоснабжения за счет возможностей учета и регулирования. По некоторым данным, расход энергии на те-
плоснабжение может снизиться не менее чем на 30%.

5. Для объектов, которые получают тепло только за счет электрической энергии, значительно упростится состав оборудования — одни и те же сети могут служить и для тепло-, и для электроснабжения. При этом существенно возрастет живучесть системы теплоснабжения благодаря возможности приема энергии из других регионов и будет достигнут более высокий уровень энергетической безопасности путем подключения автономных аварийных источников питания у наиболее ответственных потребителей.

6. Для энергоэффективных зданий плотность тепловой нагрузки в тепловых сетях может быть настолько мала, что экономически невыгодным станет водяное теплоснабжение с тепловыми пунктами, сетями и системами перекачки теплоносителя. Затраты на эксплуатацию такой системы способны превысить эффект от ее использования.



В России, кроме трех заводов, которые производили стационарные турбины - Ленинградский металлический, Невский и Екатеринбургский, - есть 11 заводов и 14 авиадвигательных конструкторских бюро, которые сейчас практически без работы по основному профилю. Но мощности и люди сохранены. В России производилось до 70 типоразмеров авиадвигателей во многих тысячах штук. Эта гигантская производственная база используется в настоящее время очень плохо, так как заказы упали в десятки раз. Создавая же на базе авиадвигателей малые ГТУ-ТЭЦ взамен существующих старых котельных, можно, прежде всего, очень быстро обеспечить страну высокоэффективной, высококачественной, высокоэкологичной энергетикой.

"Общество, в котором терпят, что в 21 веке, 70% его граждан готовит пищу на открытом огне, а 60 % живет натуральным хозяйством и бортничеством, обречено не жить, а выживать..."

Из застольной беседы с другом детства... бывшим соотечественником... конструктором летательных аппаратов... там работает по специальности...



Сообщение отредактировал Alex_ - 24.4.2010, 11:04

[jota]

Допустим в отдаленных поселках Крайнего Севера. Там как раз тепла нужно много больше, чем электры.

Только наружные с большими потерями, бо подземные будут по цене золота (с условием о недопустимости оттайки вечной мерзлоты)

[Alex_]

Соотношение требуемой тепловой и электрической энергии может быть очень разным. С этим полностью согласен. Для того, чтобы сделать ТЭЦ гибче, необходимо:
1) Увеличение "электрического" КПД оборудования.
2) Установка пиковых котлов - догревателей.
Если первая задача - это сама суть тепловой генрации, дорогостоящий и длительный прцесс; то второе, при имеющейся на ТЭЦ инфрастуктуре - вообще не вопрос. Так, мелкие расходы...
И временную нехватку тепловой мощности разумно закрывать именно водогрейными котлами на ТЭЦ, а не электрокотлами у потребителей.
А тепловые насосы, да, я их люблю... В том числе и за термодинамические качества. Тому, кто собрался топиться электричеством, они уж точно показаны...

[Бойко]

Соотношение требуемой тепловой и электрической энергии может быть очень разным. С этим полностью согласен. Для того, чтобы сделать ТЭЦ гибче, необходимо:
1) Увеличение "электрического" КПД оборудования.
2) Установка пиковых котлов - догревателей.
Если первая задача - это сама суть тепловой генрации, дорогостоящий и длительный прцесс; то второе, при имеющейся на ТЭЦ инфрастуктуре - вообще не вопрос. Так, мелкие расходы...
И временную нехватку тепловой мощности разумно закрывать именно водогрейными котлами на ТЭЦ, а не электрокотлами у потребителей.
А тепловые насосы, да, я их люблю... В том числе и за термодинамические качества. Тому, кто собрался топиться электричеством, они уж точно показаны...

Ваша версия? Почему в США с 1978 года запрещщено сжигание газа в котельных?
Посмотрите... Нет времени дать в лучшем виде..



"...И временную нехватку тепловой мощности разумно закрывать именно водогрейными котлами на ТЭЦ"

Показано, что КИТ котельной и современной ТЭЦ РАВНЫ!! Себестоимость ОДИНАКОВА!!!
Зачем строить котельные? Чтобы СОХРАНИТЬ тепловые сети? ГЛУПО!!!Вчитайтесь в написанное...

Сообщение отредактировал Бойко - 24.4.2010, 12:49

[Alex_]

Ваша версия? Почему в США с 1978 года запрещщено сжигание газа в котельных?

Наверное потому, что газ можно с бОльшей пользой сжечь в ГТУ, или в ДВС, или в топливных элементах...
Когда я говорил о пиковых котлах, то подразумевал, что они должны работать на чем-нибудь типа угля или мазута... Хоть это и неудобно.

А вообще, все определяетс конкретным графиком нагрузок по теплу или электричеству для конкретной ТЭЦ. Мне как-то пришлось оценивать такие графики для коттеджного поселка и считать оптимальную автономную работу энергоузла с газопоршневыми КГУ. Очень увлекательно... Жаль, проект не пошел в дело - не дали лимиты на газ. Так вот, все проблемы перекосов легко решаемы. Кроме одной - низкого электрического КПД установки. Кстати, электрокотлу в проекте тоже нашлось место. Для догрузки одного генератора глухой ночью, когда электропотребление минимально.

[Бойко]

В структуру ОАО ≪Мосэнерго≫ входят 15 электростанций Москвы и Подмосковья с установленной электрической мощностью 11,9 тыс. МВт и тепловой мощностью 34,9 тыс. Гкал/ч (40,6 МВт). То есть тепловая мощность электростанций в 3,4 раза превышает электрическую. Большая часть электростанций работает на газе. Данные по производству энергии в 2008 г.: электроэнергии — 64 273,8 млн кВт•ч; теплоэнергии — 62 439,7 тыс. Гкал (72 617 млн кВт•ч ). Для справки: 1 тыс. Гкал = 1,163 млн кВт•ч. Данные показывают, что выработка тепла за год опережает производство электроэнергии всего в 1,13 раза при превышении тепловой мощности по сравнению с электрической в 3,4 раза. Не вдаваясь в технологию производства тепла, можно предположить, что либо значительную его часть получают в котельных, которые летом простаивают, либо летом электростанции работают при меньшей тепловой нагрузке или вообще в конденсационном режиме, что значительно снижает КИТ (коэффициент использования теплоты топлива). К этому можно добавить следующие обстоятельства.
- выработку электрической энергии преимущественно на тепловом потреблении;
- повышение КИТТ при комбинированной выработке тепла и электроэнергии до 80—85%;
- диверсификацию топливного баланса Московской области и близлежащих регионов с увеличением доли угольной генерации и атомной энергетики;
- обеспечение пикового спроса и выравнивание графика нагрузок.

После проведения реконструкциии ТЭЦ превратятся фактически в КЭС. Сохранять их в черте города.... Ради тепловых сетей?

" Кстати, электрокотлу в проекте тоже нашлось место. Для догрузки одного генератора глухой ночью, когда электропотребление минимально."

Тогда тепловой хвост был велик и смысл в водяных тепловых сетях был... Сейчас ситуация качественно меняется и у нас и с существенным опережением в развитых странах....

Существенной разницы между электро и тепловой энергиями в скором времени не будет. По мере перехода на современные циклы...

ЗАЧЕМ ТАЩИТЬ ЭНЕРГИЮ В ВОДЕ... дешевле, проще и эффективней кабелем...

[Alex_]

Существенной разницы между электро и тепловой энергиями в скором времени не будет. По мере перехода на современные циклы...

" - Только жить в эту пору прекрасную не придется ни мне, ни тебе, ни ему..."
Это ж сколько надо времени и денег, чтобы заменить оборудование на станциях, в которых тепловая мощность в 3 раза превышает электрическую. Ну хорошо, перейдем, а сколько ждать возврата средств от гиганстких инвестиций?

Я к тому, что у современных циклов есть вполне конкретная стоимость, и немалая. И никогда цена электроэнергии не сравнится с ценой тепловой энергии.

[kord]

Недавно участвовал в конференции "Уход от газовой зависимости" - там был представлен доклад о том, что на металлургическом заводе запущен первый энергоблок (планирую запустить еще один) на угле, который дает 95% электроэнергии. Очень сложная схема на основе японских технологий с утилизацией технологического газа, подробностей не помню. Но тенденция есть - крупные производства строят свои энергоблоки, вырабатывающие только электричество. И в качестве топлива используют: уголь, сланцевый газ, угольный газ (подземная газификация), водо-угольное топливо. В такую схему прекрасно вписываются тепловые насосы - все чаще ими отапливают АБК.
Михаил

[timmy]

Газовая зависимость, тепловой перекос... Слишком много слов. Централизованная энергетика разваливается на части. Только и всего.

[Сергей А.]

Несколько моментов.
1. Наверное стоит выделить минимум два подхода – хотя бы «новострой» и «старый город». Понятно, что бОльшая часть Москва с ее жилфондом, ТЭЦ и теплосетями надолго остается на теплофикации (и это правильно для зон ТЭЦ). И логично что Alex_ для новостроя предложил более интересный вариант.
2. То, что ТЭЦ имеют тепловую мощность в 3,4 раза больше электрической, а используют только треть возможности - это экономические потери для ТЭЦ а в итоге и для нас (потребителей). Речь идет не о необходимости строительства новых ТЭЦ, а о разумном использовании существующих (а то рядом с ними строятся котельные). Кстати, при разумных тарифах тепло обратной сетевой воды, возвращаемой на ТЭЦ, может эффективно использоваться в ТНУ – и для ТЭЦ и для теплосети это тепло по сути не имеет цены.
3. Вариантов выделения вариантов масса – опять же газ/уголь. И для того же угля где-то перспективна высокотехнологичная генерация с КПД 95%, а где-то водоугольное топливо – может и как разумное сохранение централизованного теплоснабжения – транспорт тепла остался, но генерация стала экологичнее.
4. Соотношение тепловой и электрической мощности ТЭЦ, если необходимо использовать «тепловой хвост цикла» скорее не 3:1 (это для приличной КЭС), а 6:1 (для ТЭЦ с турбинами типа ПТ и Р). Это «сегодня утром». Соответственно вечером 1,5:1. Но это к слову для точных расчетов.
5. Тема крайне важная. Теплоснабжение у нас это очень большая часть экономики. Реализация лучших или худших вариантов имеет последствия для всех! Жаль, что обсуждается только на АВОКе, а в «большой» энергетике молчание.

[timmy]

Москва... У Москвы есть Генплан и она вовсе не жаждет что-либо строить. В том числе ТЭЦ, ТЭС и котельные. В Москве все есть, это у соседних регионов (всякие там Московские и прочие области) кой-чего нету. Поэтому Москва тормознулась и ждёт отстающих. Вот так.

[испытатель]

Вот со всем согласен, но крайне пессемистично отношусь к перспективе развития энергосбережения секторе генерации.
Собственно говоря, "кого" это жизненно задевает, кроме будущих поколений. При передаче генерирующих мощностей в частную собственность, эти рассуждения, поневоле, переместились в сферу частных интересов. Собственник, осуществляющий и направляющий свою деятельность на извлечение прибыли в зоне действия антимонопольного законодательства, как мотивирован на энергосбережение? Тупо и цинично рассуждая- снизив издержки по топливу через большие капитальные затраты, можно компенсировать лишь инвестиции с небольшими процентами, но при этом у надзирающих от политической и исполнительной власти всегда будет желание "оптимизировать тариф" по полученным результатам. Замкнутый круг какой-то. Рановато радоваться прорыву!

[timmy]

Существует баланс интересов между поставщиком энергоресурсов, контролирующим чиновником и потребителем. Когда этот баланс нарушается (а нарушается он повсеместно) то в первую очередь проседает потребитель, за потребителем поставщик и только самым последним - чиновник. И во многих случаях в этой просадке виноват сам потребитель. Например Москва сейчас не хочет развиваться, потому что её мощно прокачали в 60-70-е годы. Образцово-показательная столица победившего социализма как-никак. Но уже сейчас очевидно, что распредсети столицы загружены почти под завязку. Это показала чагинская авария и последние массовые обследования состояния подстанций. А через 10 лет окажется, что оборудование городских ТЭЦ надо массово менять. Но власти Москвы видимо рассчитывают, что через 10 лет вовсю будет работать энергосистема всего центрального округа и на период замены оборудования они просто станут забирать мощности у соседних регионов. Если же система не заведется, то Москва останется наедине со своими проблемами. Но это очень и очень маловероятно.

[Ликреонский]

С ростом электоросоставляющей увеличится нагрузка на подстанции, а они не расчитаны на такие мощности. Энергоэффективные констркции нужны и поскорее отказыватся от газовой сети в городах. Бомбу себе провели по всему городу и думаем что все хорошо.
Тапло подстанций в атмосфере рассеивать расточительно.

Сообщение отредактировал Ликреонский - 30.4.2010, 14:16

[Бойко]

В административно-производственных комплексах. В эти выходные дни собственно расход тепловой энергии на ГВС составляет от 2 до 10 %, а остальное циркуляцией "греет" здания. Вроде и разница между подающей и циркуляцией ГВС была 10 гр.
Поехали "давить".

В связи с этим...
Год назад в России заработала новая модель оптового рынка электроэнергии с возможностью заключать договоры на сутки вперед, в том числе по свободным ценам.
В настоящий момент в европейской части страны средняя цена за 1 МВт ч на свободном рынке составляет порядка 582 руб. и 324 руб. в Сибири. Регулируемый государством тариф для Европы - 332 руб./МВт ч, для Сибири - 156 руб./МВт ч.

Вот более точные данные...



Все это происходит синхронно с газом.



Структура цены.



По Сибири


Разительно отличается от "рынка" тепловой энергии.
Возможен такой или похожий рынок тепловой энергии?
Не является ли отсутствие свободного рынка тепловой энергии еще одним фактором перехода на электротеплоснабжение?

В свете этого получается, что уже сейчас греть воду для ГВС почти всегда выгодней, чем получать от котельной. Тем более летом по переразмеренным для ГВС сетям.

Сообщение отредактировал Бойко - 9.5.2010, 14:45

[Бойко]

С ростом электоросоставляющей увеличится нагрузка на подстанции, а они не расчитаны на такие мощности...

К сожалению авторов решения не знаю. Сохранились в ПК только кусочки необходимые для продолжения работ в этом направлении. Помню, что авторы в Челябинске. Это уровень примерно 2006 г. Ну и немного своих соображений. Пока вынужден дежурить, а народ шашлыки с водкой...




Все электропотребители квартиры разделены по приоритетам включения на группы. К первой, наивысшей группе приоритетов относятся традиционные потребители: освещение, электроплита и все бытовые электроприборы, подключаемые к штепсельным розеткам. Ко второй группе приоритетов относятся водонагреватели. К третьей - отопительные приборы

Включение электропотребителей первой группы может осуществляться в любой момент времени, независимо от уровня загрузки квартирной сети потребителями других групп. При этом если квартирная сеть окажется перегруженной, то поочередно отключаются потребители, имеющие низший приоритет включения - электрообогревательные приборы; если этого недостаточно, то и электроводонагреватель. При разгрузке квартирной сети происходит автоматическое включение в обратном порядке вынужденно отключенных потребителей.




Задача регулирования сводится к выдерживанию максимума нагрузки, величина которого ограничена допустимым нагревом линии ввода квартирной сети. Возможны дополнительные критерии. Например лимит денежных средств.
Для регулирования потребления энергии дискретное осреднение графика нагрузки на непересекающихся контролируемых интервалах Т=3 ṯ, где ṯ - постоянная времени нагрева линии ввода квартирной сети. В контрольные моменты времени ti производится вычисление фактического потребления энергии и за счет управления электронагревательными приборами осуществляется общей нагрузки квартирной сети, содержащей регулируемые и нерегулируемые приемники. Регулирование осуществляется из расчета обеспечения к концу регулируемого интервала Т совпадения значения фактического потребления энергии с допустимым по нагреву потреблением. При этом оптимизация регулирования заключается в обеспечении одинакового качества регулирования во всех /если помещения неравнозначны по приоритету, то еще интереснее/ во всех помещениях. Приоритет во включении имеют электронагревательные приборы в помещениях с максимальным отклонением температуры от заданной. При наличии неравнозначных для пользователя помещений и приемников, им назначается ранг приоритета включения /отключения/. Возможны наборы "сценариев".




В квартире 1, имеющей сеть электроснабжения 2, устанавливается контроллер 3, которое через линии связи 4, соединено с датчиками температуры 5, и мощности 6. К сети электроснабжения подключены регулируемые , и нерегулируемые приемники .
Основная трудность регулирования отопления зданий заключается в сложности настройки регуляторов, т.к. в замкнутый контур регулирования входит здание и помещения, определение динамических характеристик которого зависит от многих факторов, в т.ч. формы и размеров, конструкции окон, пола, потолка и стен, кратности воздухообмена, степени заполнения помещения оборудованием, мебелью и пр. В процессе эксплуатации эти параметры могут динамично меняться. Требуется индивидуальная настройка и перенастройка регулятора.

Адаптивный регулятор позволяет "решить" эту задачу, а в случае электротеплоснабжения наиболее эффективным образом.

Тут прошу прощения за банальность, но ради ясности...

Контроллер в режиме максимального быстродействия двухпозиционного регулирования производит в пределах одного цикла пробное воздействие на температуру в помещении: включает электронагревательный прибор на полную мощность при температуре в помещении ниже уставки и полностью отключает его при температуре выше или равной уставки. По результатам оценивает сумму всех возмущений, как равную среднему значению теплопоступлений от электронагревательных приборов отопления за данный цикл регулирования. Формирует адекватное /обеспечивающее требуемое качество регулирования/ воздействие, т.е. устанавливает мощность прибора отопления равной среднему значению за пробный или далее - предшествующий цикл регулирования с непрерывными полуцикличными его уточнениями. Для обеспечения устойчивости системы автоматически вводятся поправки на управляющее воздействие. Так или примерно так. Сейчас вариантов адаптивных систем море. Можно добавить максимум в зоне допустимых температур /натоп/ в часы ночного тарифа и использовать "массивность" помещения. Но это отдельная песня.

Приводится пример. На трехкомнатную квартиру площадью 145 м2 выделено 12 кВт мощности. Для отопления использовано 9 кВт (исходя из расчета теплопотерь), для ГВС - 6 кВт, установлена электрическая плита - 8 кВт. Рассмотрим вариант работы системы. Включены все 9 электропанелей - 9 кВт, включена электроплита - 1 кВт, включены осветительные приборы и бытовые электроприборы (холодильник, телевизор и т.д.) - 2 кВт. Суммарная потребляемая мощность равна предельной выделенной на квартиру. В розетку, которая относится к первой группе приоритетов, подключается электрический чайник мощностью 0,5 кВт. При этом отключается одна электропанель отопления. Вода вскипает, чайник отключается, и электропанель снова подключается. Эта операция практически не оказывает никакого влияния на температурный режим квартиры.

Используя этот принцип, в случаях, если на энергопотребление объекта установлено ограничение по величине потребляемой мощности, можно более, чем в 2 раза по сравнению с проектом, увеличить мощность устанавливаемых электроприборов и исключить неудобства, связанные с ограничением мощности. Кроме того, такой подход позволяет оптимизировать выбор трансформаторной подстанции, сечений подводящих кабелей и внутридомовой электропроводки.

Приводились результаты внедрения.





С использованием таких подходов и "мягких" ИК панелей суммарная эффективность такой системы может быть на 70% выше чем обычной "водяной". Возможно бивалентное.

Сообщение отредактировал Бойко - 10.5.2010, 16:06

[Бойко]

П.С. С учетом "свободных договоров на сутки в перед" можно творить чудеса.

[timmy]

При отвратной работе централизованного теплоснабжения, греть воду электричеством - дешевле, чем покупать уже нагретую у ТСО. Если привести хозяйство ТСО в порядок, то тариф на тепло можно держать без повышения как минимум 2-3 года, а то и 5 лет. Это даже с учетом затрат на приведение сетей в порядок и постоянной норме прибыли. Знают об этом многие, но всем лень этим заниматься.

[vnvik]

Приводится пример. На трехкомнатную квартиру площадью 145 м2 выделено 12 кВт мощности. Для отопления использовано 9 кВт (исходя из расчета теплопотерь), для ГВС - 6 кВт, установлена электрическая плита - 8 кВт. Рассмотрим вариант работы системы. Включены все 9 электропанелей - 9 кВт, включена электроплита - 1 кВт, включены осветительные приборы и бытовые электроприборы (холодильник, телевизор и т.д.) - 2 кВт. Суммарная потребляемая мощность равна предельной выделенной на квартиру. В розетку, которая относится к первой группе приоритетов, подключается электрический чайник мощностью 0,5 кВт. При этом отключается одна электропанель отопления. Вода вскипает, чайник отключается, и электропанель снова подключается. Эта операция практически не оказывает никакого влияния на температурный режим квартиры.

Используя этот принцип, в случаях, если на энергопотребление объекта установлено ограничение по величине потребляемой мощности, можно более, чем в 2 раза по сравнению с проектом, увеличить мощность устанавливаемых электроприборов и исключить неудобства, связанные с ограничением мощности. Кроме того, такой подход позволяет оптимизировать выбор трансформаторной подстанции, сечений подводящих кабелей и внутридомовой электропроводки.

Приводились результаты внедрения.





С использованием таких подходов и "мягких" ИК панелей суммарная эффективность такой системы может быть на 70% выше чем обычной "водяной". Возможно бивалентное.

Как всё это стыкуется с такой прозой жизни.
 таблица.doc ( 37,5 килобайт ) Кол-во скачиваний: 582

Это что надо будет поменять все подстанции и кабеля?

[Alex_]

Как всё это стыкуется с такой прозой жизни.

Да оно с любой прозой никак не стыкуется. Красивая мечта - стереть грань между теплом и электричеством. А мечтать - это здорово!

[Бойко]

Как всё это стыкуется с такой прозой жизни.
 таблица.doc ( 37,5 килобайт ) Кол-во скачиваний: 582

Это что надо будет поменять все подстанции и кабеля?

Не знаю.

Пытаюсь обсудить.
Что получается.... Сейчас в одной временной точке сошлись многие факторы
1. Износ существующих сетей и водяных и электрических оценивается как больше 60%. Они нуждаются в ремонте.
2. Снижение нормативнойудельной отопительной нагрузки зданий.
3. Износ инженерных систем зданий их замена при массово проводимых капитальных ремонтах.
4. Объективное снижение зоны покрытия водяных тепловых сетей связанное с ростом КПД эл. генерации.
5. Качественное и институциональное опережение на порядок рынком эл. энергии рынка тепловой энергии.
6. Отсутствие специалистов по эксплуатации водяных сетей и систем отопления. На фоне их существенного усложнения.
7. Появление бюджетной приборной базы автоматики.
8. Появление организованных собственников жилья.

Видимо есть и другие факторы. Но и перечисленного хватает для понимания перепутья...

[Бойко]

Да оно с любой прозой никак не стыкуется. Красивая мечта - стереть грань между теплом и электричеством. А мечтать - это здорово!

Но согласитесь, объективно - зона эффективного действия водяных тепловых сетей будет уменьшаться /уменьшается/.

ТЭЦ вымирают как класс...

К последнему посту Бойко...

9. Экология. Вынос ТЭЦ и котельных за пределы города.
10. Рост доли альтернативной эл. энергетики...

Уже больше 15 стран вступило в проект строительства в Сахаре супер эл. солнечной станции...
Выделены гигантские ресурсы... К 2050 г. около 20 процентов потребности Европы.

Проект DESERTEC стоимостью в 400 млрд. евро. ее площадь превысит 130 квадратных километров. Расположится станция на севере Сахары. В рамках проекта предполагается создать сеть разветвленных высоковольтных кабелей, которые пройдут по дну Средиземного моря в Европу. В будущем по таким кабелям подавать электричество Siemens планирует не только от солнечных, но и от ветровых электростанций, которые также можно разместить на открытых пространствах африканской пустыни.

Немецкие компании планируют устанавливать в Сахаре так называемые солнечные термические системы, которые генерируют электричество не только за счет фотоэлектрических реакций, но и за счет использования тепла от нагревающихся поверхностей панелей. При помощи тепла под установками нагревается вода, пар от которой вращает турбины, генерирующие электричество.

Alex_ ! Это объективная реальность.

Сообщение отредактировал Бойко - 11.5.2010, 23:28

[timmy]

Станция да еще и в Сахаре... Жрать им нечего вот они с голодухи и маются дурью. Ну построют они в этой самой Сахаре станцию. А как они себе электру потянут? Через Испанию? ЭлектроНабукко это. Потому что вполне бы могли эти солнечные станции и поближе к себе строить. А так им еще надо будет поискать, как перераспределить потоки электры в неэлектрифицированной местности.

[Alex_]

ТЭЦ вымирают как класс...

Может, где и вымирают... А я вот уже 5 лет наблюдал из окон собственного дома строительство и ввод в эксплуатацию нового энергоблока (с дополнительной градирней) на Московской ТЭЦ-21 (Коровинская)
Хотя само по себе электричество лучше хотя бы тем, что на местах для производства тепла можно использовать тепловые насосы. Да, это мой конек и я всегда об этом говорю, но

[timmy]

Бойко просто хочет побыстрее с советским прошлым распрощаться. И жажду модернизации испытывает. Да и вымирание будет идти долго и для обычного человека малозаметно. Резкого перехода на электроотопление не будет. Потому что газ стоит дешевле.

[Бойко]

Страна у нас северная. Доля "отопительной" составляющей в любом продукте у нас заведомо больше чем в других странах. Это во всем от жилья до ракеты. Еще одна составляющая себестоимости любого продукта произведенного в России - "труд". Он у нас относительно дешевый, но с Китаем или Индией к счастью конкурировать тоже не можем. Можно привести еще факторы институцианального отставания...
Поэтому любая технология скопированная с западных стран уже по факту ее расположения в России проигрывает конкурентам.

Единственный способ сползания с "сырьевой иглы" это внедрение прорывных /опережающих/ технологий.

Энергетика это долгие циклы жизни оборудования и решений... Тем важней размышления о возможно упускаемых возможностях...

Сообщение отредактировал Бойко - 12.5.2010, 22:14

[Alex_]

Страна у нас северная. Доля "отопительной" составляющей в любом продукте у нас заведомо больше чем в других странах. Это во всем от жилья до ракеты. Еще одна составляющая себестоимости любого продукта произведенного в России - "труд". Он у нас относительно дешевый, но с Китаем или Индией к счастью конкурировать тоже не можем.

Это прям как по Паршеву...
А если китаец или индус захочет (поверьте, это будет очень скоро) работать в человеческих условиях, так ему потребуется кондиционер, и мощность этого кондиционера будет опупенная - снять "климатические" теплопритоки да еще теплопритоки от оборудования. А электричество для этого кондиционера будет производииться на угольной ТЭС, где идет борьба за каждый % КПД, но выше головы не прыгнуть...

Заводик в г. Таганроге - переработка полимеров (производство труб). Какое-либо топливо на отопление не тратится вообще. Зимой утилизируется тепло от систем охлаждения оборудования. Летом это тепло сбрасывается на улицу + бешеная вентиляция в помещении. Но выше +30 худо... Вот Вам и Индия - Китай...

Взгляды г-на Паршева не разделяю.