Prospek pengembangan teknik tenaga panas. Masalah dan prospek pengembangan TPP PP Menunjukkan arah yang menjanjikan untuk pengembangan peralatan termal

Bagian termal pembangkit listrik pada setiap tahap perkembangannya ditentukan terutama oleh tingkat teknis unit utama panas dan peralatan listrik: ketel uap dan mesin uap.

Bergantung pada kekuatan, parameter, dan dimensi peralatan ini, masalah tata letak stasiun diselesaikan, di mana 4 tahap dapat dibedakan dalam pengembangan.

Tahap pertama ditandai dengan penggunaan tungku manual dengan pembakaran bahan bakar berlapis pada kisi-kisi kisi datar yang terletak di bawah boiler dari berbagai jenis - dari tabung api hingga tabung air horizontal. Kapasitas uap boiler pipa-air adalah 3 t / jam dan daya mesin uap hingga 5000 kW. Steam digunakan dengan tekanan hingga 15 atm. dengan panas berlebih hingga 300 ° С.

Tahap untuk negara-negara yang paling maju secara ekonomi ini mengacu terutama pada akhir abad ke-19.

Seperempat pertama abad XX ditandai dengan perubahan kualitatif dalam tiga arah:

Mekanisasi tungku, karena pemuatan manual menjadi tidak tertahankan dengan peningkatan produktivitas: untuk batubara coklat, desain tungku bertingkat telah dikembangkan, untuk tungku batu dengan kisi-kisi rantai;

Transisi ke boiler pipa-air dengan diameter drum yang lebih kecil dan jumlah pipa yang banyak karena peningkatan tekanan steam dan produktivitas boiler. Jenis utama boiler selama periode ini adalah boiler pipa-air horizontal dan vertikal;

Penggantian mesin uap dengan turbin uap. Karakteristik kuantitatif meningkat secara signifikan: kapasitas uap mencapai 30 t / jam, daya generator turbin adalah 30.000 kW. Karakteristik kualitatif: tekanan uap hingga 40 atm., Terlalu panas hingga 420 ° С.

Untuk tahap kedua, perbandingan jumlah turbin dan boiler adalah 1: 5 - 1: 8. Kebutuhan untuk memasang 5-8 boiler per turbin yang terpengaruh, pertama-tama tata letak bagian termal pembangkit listrik dengan susunan boiler 2 baris.

Pada tahap ketiga, ada transisi ke pembakaran pembakaran debu batubara di tungku ruang besar, disaring untuk melindungi selubung dengan permukaan pemanas radiasi, yang meningkatkan produksi uap tertentu. Keinginan untuk mengintensifkan proses pembakaran menyebabkan masuknya pemanas udara. Kapasitas uap boiler mencapai 400 t / jam, kapasitas generator turbin 120.000 kW. Tekanan uap naik hingga 125 atm., Yang memaksa penggunaan uap panas berlebih antara untuk menghindari terlalu banyak pelembapan pada cakram terakhir turbin kondensasi. Temperatur uap di depan turbin mencapai 525 ° C.

Periode ini ditandai dengan penggunaan boiler single-drum dan drumless. Jumlahnya per turbin berkurang dan mencapai satu, dan ruang ketel menjadi satu baris, terletak sejajar dengan ruang turbin. Ini adalah bagaimana stasiun "blok" muncul (blok: turbin ketel).

Perkembangan instalasi blok menjadi ciri tahap keempat. Tahap saat ini ditandai dengan keluaran uap boiler yang tinggi (hingga 2.500 t / jam dan lebih), yang mampu memasok uap ke turbin dengan kapasitas 300, 500, dan 800 MW yang terletak di blok tersebut. Parameter steam superkritis membutuhkan pemanasan ulang ganda.

Jenis utama pembangkit listrik tenaga panas adalah: kondensasi turbin uap (IES) dan pemanas (CHP).

Arah utama perkembangan mereka selalu menjadi peningkatan kapasitas peralatan listrik yang dipasang padanya.

Selain itu, jika dalam 20-30-an abad XX, kapasitas unit peralatan listrik dibatasi oleh ukuran cadangan yang mungkin - dalam sistem energi dengan kapasitas terbatas, kegagalan unit besar dapat menimbulkan konsekuensi yang sangat serius untuk seluruh sistem, sekarang, karena sistem energi interkoneksi terbesar sedang dibuat. , pembatasan ini telah dihapus - sekarang kapasitas satu unit tidak dibatasi bukan oleh kemampuan industri tenaga listrik, tetapi oleh tingkat pencapaian industri metalurgi dan pembuatan mesin.

Dalam beberapa tahun terakhir, pengembangan pembangkit listrik kondensasi di semua negara maju mengikuti skema blok (unit paling modern adalah satu boiler dan turbin poros tunggal). Kapasitas unit tersebut sudah mencapai 800 MW (Slavyanskaya GRES), dan kapasitas pembangkitnya sendiri mencapai 3000 - 4000 MW.

Panas gabungan dan pembangkit listrik menjadi lebih luas di industri tenaga panas dunia. Keunikannya terletak pada kenyataan bahwa uap yang diambil dari beberapa bagian jalur aliran turbin pemanas uap melepaskan panasnya ke air melewati sejumlah pemanas air dan kemudian dikirim ke jaringan pemanas untuk digunakan oleh konsumen industri dan perkotaan.

Negara kita selalu menempati posisi terdepan di bidang pembangkit listrik dan panas gabungan. Pembangkit listrik pertama adalah pembangkit listrik No. 3 di Leningrad (1924).

Kapasitas satu pembangkit listrik tenaga termal mencapai 1000 MW atau lebih. Namun, kapasitas CHPP tidak dapat meningkat di atas nilai tertentu, yang tidak dibatasi oleh permintaan listrik yang disuplai ke sistem tenaga, tetapi oleh permintaan energi panas dan panjang jaringan pemanas yang diizinkan. Misalnya di kota dengan jumlah penduduk kurang dari 1 juta orang. disarankan untuk membangun CHP dengan unit turbin 250 MW.

Pembangkit listrik tenaga nuklir memainkan peran yang semakin menonjol dalam industri tenaga listrik modern.

Pembangkit listrik tenaga nuklir (PLTN) industri pertama dengan kapasitas 5 MW ditugaskan pada bulan Juni 1954 di kota Obninsk.

Pengalaman pembangkit listrik tenaga nuklir di negara kita dan di negara-negara berpenduduk padat seperti Inggris, Prancis, Jerman, Jepang menunjukkan bahwa ketika sejumlah persyaratan teknis tertentu dipenuhi, keselamatan radiasi lengkap diamati untuk personel instalasi dan penduduk di daerah sekitarnya.

Pembangkit listrik tenaga nuklir tidak perlu membangun fasilitas penyimpanan bahan bakar yang besar dan menyediakan area yang luas untuk pembuangan abu dan terak.

Untuk alasan teknis dan lingkungan, kemajuan pesat dalam pembangunan pembangkit listrik tenaga nuklir harus diharapkan.

Pencapaian tingkat perkembangan baru di setiap cabang teknologi selalu menimbulkan masalah baru. Dengan demikian, peningkatan kapasitas pembangkit listrik karena komisioning unit besar dengan parameter uap superkritis telah mendesak untuk menyelesaikan masalah pengaturan jadwal beban harian. Untuk menutupi beban puncak, jenis pembangkit dan unit baru sedang dikembangkan. Dalam beberapa tahun terakhir, penggunaan turbin gas dan turbin gas siklus gabungan telah dimulai dalam rekayasa tenaga panas.

Dalam unit turbin gas (GTU), peran generator gas bertekanan tinggi dimainkan oleh mesin turbojet, khususnya mesin pesawat dan kapal laut yang telah kehabisan sumber dayanya. Mereka sangat dapat bermanuver, memulai dalam beberapa menit, jauh lebih mudah dioperasikan dan lebih murah daripada turbin uap. Tidak adanya unit boiler dan sejumlah sistem tambahan, serta kelebihan yang disebutkan di atas, menjadikan unit turbin gas ekonomis dan menjanjikan.

Contoh lain dari pencapaian baru dalam cara meningkatkan efisiensi ekonomi siklus panas dan kemampuan manuver adalah pembangkit turbin gas siklus gabungan (CCGT) yang menggabungkan keunggulan turbin gas (suhu siklus awal tinggi) dan turbin uap (suhu akhir rendah).

Cara baru penggunaan sumber energi alam termasuk pembangunan pembangkit listrik tenaga panas bumi. Pada tahun 1966, generator turbin eksperimental dengan kapasitas 2.500 kW dioperasikan di Kamchatka. Namun, dalam waktu dekat, pembangunan pembangkit listrik tenaga panas bumi dalam skala besar tidak dapat diperkirakan, khususnya karena banyaknya garam mineral yang terkandung di air panas bumi, yang endapannya sangat sulit dikendalikan.

Sebaliknya, keuntungan yang luar biasa besar terbuka di bidang terbaru energi suhu tinggi: penggunaan plasma untuk mengubah energi panas menjadi energi listrik, melewati siklus panas biasa. Implementasi terdekat dari arah ini adalah dengan menggunakan generator magnetohidrodinamik (generator MHD).

Dalam generator MHD, aliran gas konduktif elektrik "panas" diarahkan ke ruang interpolar dari elektromagnet yang kuat. Pergerakan gas semacam itu setara dengan pergerakan angker dengan konduktor dalam medan magnet, hanya EMF yang diinduksi dalam konduktor "mental" yang terbentuk di lapisan gas. Dengan bantuan elektroda yang dipasang di sepanjang saluran, energi listrik dialihkan ke sirkuit eksternal. Dengan demikian, konversi energi panas berlangsung tanpa turbin, tanpa adanya bagian yang berputar.

Bekerja pada suhu tinggi (~ 2500 ° C) memungkinkan seluruh siklus dibuat sangat ramah lingkungan. Penggunaan generator MHD dalam rekayasa tenaga skala besar akan memungkinkan sekitar 1,5 kali untuk mengurangi konsumsi bahan bakar untuk pembangkit listrik dibandingkan dengan pembangkit listrik tenaga panas konvensional. Fitur yang luar biasa dari MHD - generator adalah bahwa mereka tidak memerlukan pendingin air dan, oleh karena itu, tidak mencemari badan air, dan konsumsi bahan bakar relatif yang lebih rendah dan pembakaran yang lebih sempurna mengurangi polusi atmosfer. Kami sudah memiliki generator 200 kW MHD, pembangkit listrik industri dengan generator 25 MW MHD sedang dibangun.

Perkembangan lebih lanjut dari penggunaan plasma adalah pembuatan generator termonuklir, yang akan menggunakan aliran hidrogen super panas dalam medan magnet super kuat yang dibentuk oleh elektromagnet dengan superkonduktor sebagai lilitan eksitasi.

Terlepas dari perkembangan pesat industri energi non-tradisional dalam beberapa dekade terakhir, sebagian besar listrik dunia masih dihasilkan oleh pembangkit listrik tenaga panas. Pada saat yang sama, permintaan listrik yang terus meningkat setiap tahun memiliki efek stimulasi terhadap perkembangan energi panas. Insinyur listrik di seluruh dunia sedang bekerja untuk meningkatkan pembangkit listrik termal, meningkatkan keandalan, keamanan lingkungan, dan efisiensinya.

TUGAS TERMAL POWER ENGINEERING

Energi panas merupakan cabang dari sektor energi yang berfokus pada proses pengubahan panas menjadi jenis energi lain. Insinyur tenaga panas modern, berdasarkan teori pembakaran dan perpindahan panas, terlibat dalam studi dan peningkatan pembangkit listrik yang ada, menyelidiki sifat termofisika pembawa panas dan berusaha meminimalkan dampak lingkungan yang berbahaya dari pengoperasian pembangkit listrik tenaga panas.

PEMBANGKIT LISTRIK

Rekayasa tenaga panas tidak dapat dibayangkan tanpa pembangkit listrik tenaga panas. Pembangkit listrik termal beroperasi sesuai dengan skema berikut. Pertama, bahan bakar organik dimasukkan ke dalam tungku, di mana ia dibakar dan memanaskan air yang melewati pipa. Air, saat dipanaskan, diubah menjadi uap, yang membuat turbin berputar. Dan berkat rotasi turbin, generator listrik diaktifkan, yang menghasilkan arus listrik. Pembangkit listrik tenaga panas menggunakan minyak bumi, batu bara dan sumber energi tak terbarukan lainnya sebagai bahan bakar.

Selain pembangkit listrik tenaga termal juga terdapat instalasi yang energi panasnya diubah menjadi energi listrik tanpa bantuan generator listrik. Ini adalah generator termoelektrik, magneto-hidrodinamik dan pembangkit listrik lainnya.

MASALAH EKOLOGI TEKNIK TENAGA PANAS

Faktor negatif utama dalam pengembangan teknik tenaga panas telah menjadi bahaya yang ditimbulkan oleh pembangkit listrik tenaga panas terhadap lingkungan selama pekerjaan mereka. Saat bahan bakar dibakar, sejumlah besar emisi berbahaya dilepaskan ke atmosfer. Ini termasuk senyawa organik yang mudah menguap, dan partikel abu padat, dan gas oksida sulfur dan nitrogen, dan senyawa logam berat yang mudah menguap. Selain itu, pembangkit listrik termal sangat mencemari air dan merusak lanskap karena kebutuhan untuk mengatur tempat penyimpanan terak, abu atau bahan bakar.

Selain itu, pengoperasian TPP dikaitkan dengan emisi gas rumah kaca. Bagaimanapun, pembangkit listrik tenaga panas mengeluarkan sejumlah besar CO 2, yang akumulasi di atmosfer mengubah keseimbangan termal planet dan menjadi penyebab efek rumah kaca - salah satu masalah lingkungan paling mendesak dan serius di zaman kita.

Itulah mengapa tempat terpenting dalam perkembangan modern dalam energi panas harus diberikan kepada penemuan dan inovasi yang dapat meningkatkan pembangkit listrik tenaga panas ke arah keselamatan lingkungannya. Kita berbicara tentang teknologi baru untuk pemurnian bahan bakar yang digunakan oleh TPP, pembuatan, produksi, dan pemasangan filter pemurnian khusus di TPP, pembangunan pembangkit listrik tenaga termal baru, yang awalnya dirancang dengan mempertimbangkan persyaratan lingkungan modern.

PROSPEK PEMBANGUNAN

Perangkat tenaga panas, dan untuk waktu yang sangat lama akan menjadi sumber utama energi listrik bagi umat manusia. Oleh karena itu, para insinyur tenaga panas di seluruh dunia terus secara intensif mengembangkan sektor energi yang menjanjikan ini. Upaya mereka terutama ditujukan untuk meningkatkan efisiensi pembangkit listrik termal, yang kebutuhannya ditentukan oleh faktor ekonomi dan lingkungan.

Persyaratan ketat komunitas dunia untuk keamanan lingkungan fasilitas energi mendorong para insinyur untuk mengembangkan teknologi yang mengurangi emisi dari TPP hingga konsentrasi maksimum yang diizinkan.

Analis berpendapat bahwa kondisi modern sedemikian rupa sehingga pembangkit listrik tenaga panas yang beroperasi dengan batu bara atau gas akan menjanjikan di masa depan, oleh karena itu, ke arah inilah rekayasa tenaga panas di seluruh dunia melakukan upaya maksimal.

Peran dominan rekayasa tenaga panas dalam memenuhi kebutuhan listrik dunia manusia akan tetap ada untuk waktu yang lama. Memang, terlepas dari keinginan negara-negara maju untuk secepat mungkin beralih ke sumber energi yang lebih aman dan terjangkau secara lingkungan (yang penting mengingat krisis yang semakin dekat akibat kehabisan bahan bakar fosil), transisi cepat ke metode baru produksi energi tidak mungkin dilakukan. Dan ini berarti bahwa industri tenaga panas akan terus berkembang secara aktif, tetapi, tentu saja, dengan mempertimbangkan persyaratan baru untuk keamanan lingkungan dari teknologi yang digunakan.

Konsekuensi lingkungan dan sosial yang negatif dari pembangunan pembangkit listrik tenaga air besar membuat kita melihat lebih dekat kemungkinan tempat mereka dalam industri tenaga listrik di masa depan.

Masa depan tenaga air

Pembangkit listrik tenaga air besar menjalankan fungsi-fungsi berikut dalam sistem tenaga:

1. pembangkit listrik;
2. pencocokan cepat daya pembangkitan dengan konsumsi daya, stabilisasi frekuensi dalam sistem tenaga;
3. akumulasi dan penyimpanan energi dalam bentuk energi potensial air di medan gravitasi bumi yang sewaktu-waktu dapat diubah menjadi listrik.

Pembangkit listrik dan manuver daya dapat dilakukan pada semua skala HPP. Dan akumulasi energi untuk jangka waktu dari beberapa bulan hingga beberapa tahun (untuk musim dingin dan tahun-tahun kering) membutuhkan pembuatan waduk besar.

Sebagai perbandingan, aki mobil 12 kg, 12 volt, 85 amp jam dapat menyimpan 1,02 kilowatt-jam (3,67 MJ). Untuk menyimpan jumlah energi ini dan mengubahnya menjadi energi listrik dalam unit pembangkit listrik tenaga air dengan efisiensi 0,92, Anda perlu menaikkan 4 ton (4 meter kubik) air ke ketinggian 100 m atau 40 ton air ke ketinggian 10 m.

Untuk pembangkit listrik tenaga air dengan kapasitas hanya 1 MW untuk beroperasi pada air yang ditampung 5 bulan setahun selama 6 jam sehari pada air yang ditampung, perlu diakumulasi pada ketinggian 100 m dan kemudian dijalankan melalui turbin 3.6 juta ton air. Dengan luas reservoir 1 km2 akan turun 3,6 m. Volume output yang sama pada pembangkit listrik tenaga diesel dengan efisiensi 40% akan membutuhkan bahan bakar solar sebanyak 324 ton. Jadi, di iklim dingin, penyimpanan energi air untuk musim dingin membutuhkan bendungan tinggi dan waduk besar.

Selain itu, pada b tentangdi sebagian besar wilayah Rusia di zona permafrost, sungai-sungai kecil dan menengah membeku di musim dingin. Di bagian ini, pembangkit listrik tenaga air kecil tidak berguna di musim dingin.

Pembangkit listrik tenaga air besar pasti terletak pada jarak yang cukup jauh dari banyak konsumen, dan biaya pembangunan saluran listrik serta kehilangan energi dan kabel pemanas harus diperhitungkan. Jadi, untuk pembangkit listrik tenaga air Transsiberian (Shilkinskaya), biaya pembangunan saluran transmisi-220 ke Transsib dengan panjang hanya 195 km (sangat sedikit untuk konstruksi semacam itu) melebihi 10% dari semua biaya. Biaya pembangunan jaringan transmisi tenaga sangat besar sehingga di Cina kapasitas turbin angin, yang belum terhubung ke jaringan, melebihi kapasitas seluruh sektor energi di Rusia sebelah timur Baikal.

Dengan demikian, prospek tenaga air bergantung pada kemajuan teknologi dan produksi, serta penyimpanan dan transmisi energi secara bersamaan.

Energi adalah industri yang padat modal dan karenanya konservatif. Beberapa pembangkit listrik masih beroperasi, terutama pembangkit listrik tenaga air yang dibangun pada awal abad kedua puluh. Oleh karena itu, untuk menilai prospek selama setengah abad, alih-alih indikator volume dari satu atau jenis energi lain, lebih penting untuk melihat kecepatan kemajuan di setiap teknologi. Indikator kemajuan teknis yang sesuai dalam pembangkitan adalah efisiensi (atau persentase kerugian), kapasitas satuan unit, biaya pembangkit listrik 1 kilowatt, biaya transmisi 1 kilowatt per 1 km, biaya penyimpanan 1 kilowatt-jam per hari.

Penyimpanan energi

Penyimpanan kelistrikan adalah industri baru di bidang energi. Untuk waktu yang lama, orang menyimpan bahan bakar (kayu bakar, batu bara, kemudian minyak dan produk minyak di tangki, gas di tangki bertekanan dan fasilitas penyimpanan bawah tanah). Kemudian datanglah penyimpanan energi mekanik (air terangkat, udara tekan, roda gila super, dll.), Di antaranya adalah pembangkit listrik penyimpanan yang dipompa tetap menjadi yang terdepan.

Di luar zona permafrost, panas yang diakumulasi oleh pemanas air tenaga surya sudah dapat dipompa ke bawah tanah untuk menghangatkan rumah di musim dingin. Setelah runtuhnya Uni Soviet, eksperimen tentang penggunaan energi panas matahari untuk transformasi kimia berhenti.

Baterai kimiawi yang dikenal memiliki jumlah siklus pelepasan muatan yang terbatas. Supercapacitors memiliki lebih banyak lagi tentang daya tahannya lebih lama, tetapi kapasitasnya masih kurang. Perangkat penyimpanan energi medan magnet dalam kumparan superkonduktor sedang ditingkatkan dengan sangat cepat.

Terobosan dalam distribusi penyimpanan energi akan terjadi ketika harga turun menjadi $ 1 per kilowatt-hour. Hal ini memungkinkan penggunaan jenis pembangkit listrik yang tidak mampu beroperasi secara terus menerus (tenaga surya, angin, energi pasang surut) secara luas.

energi alternatif

Dari teknologi menghasilkan energi matahari berubah paling cepat. Panel surya memungkinkan untuk menghasilkan energi dalam jumlah berapa pun yang diperlukan - mulai dari mengisi daya telepon hingga memasok kota-kota besar. Energi Matahari di Bumi seratus kali lebih banyak daripada gabungan jenis energi lain.

Ladang angin telah mengalami periode penurunan harga dan berada pada tahap peningkatan ukuran menara dan kapasitas pembangkit. Pada 2012, kapasitas semua turbin angin di dunia melampaui kapasitas semua pembangkit listrik di Uni Soviet. Namun, pada 20-an abad ke-21, kemungkinan untuk meningkatkan turbin angin akan habis dan energi matahari akan tetap menjadi mesin pertumbuhan.

Teknologi pembangkit listrik tenaga air besar telah melewati "jam terbaik" nya, setiap dekade, pembangkit listrik tenaga air besar semakin sedikit dibangun. Perhatian para penemu dan insinyur beralih ke pembangkit listrik tenaga pasang surut dan gelombang. Namun pasang surut dan gelombang besar tidak terjadi dimana-mana, sehingga perannya akan kecil. Pembangkit listrik tenaga air kecil masih akan dibangun pada abad ke-21, terutama di Asia.

Mendapatkan listrik dari panas yang berasal dari perut bumi (geothermal energy) memang menjanjikan, tapi hanya di wilayah tertentu. Teknologi pembakaran bahan bakar fosil akan bersaing dengan energi matahari dan angin selama beberapa dekade, terutama di mana hanya ada sedikit angin dan matahari.

Teknologi yang paling cepat berkembang untuk menghasilkan gas yang mudah terbakar dengan fermentasi limbah, pirolisis atau dekomposisi dalam plasma). Namun, limbah padat rumah tangga akan selalu membutuhkan pemilahan (atau lebih baik, pengumpulan terpisah) sebelum gasifikasi.

Teknologi TPP

Efisiensi pembangkit listrik siklus gabungan melebihi 60%. Peralatan ulang dari semua CHPP berbahan bakar gas menjadi pembangkit siklus gabungan (lebih tepatnya, uap gas) akan meningkatkan pembangkitan listrik lebih dari 50% tanpa meningkatkan pembakaran gas.

CHPP batubara dan bahan bakar minyak jauh lebih buruk daripada pembangkit listrik tenaga gas dalam hal efisiensi, harga peralatan, dan jumlah emisi berbahaya. Selain itu, penambangan batu bara membutuhkan paling banyak nyawa manusia per megawatt jam listrik. Gasifikasi batu bara akan memperpanjang keberadaan industri batu bara selama beberapa dekade, tetapi profesi penambang kemungkinan tidak akan bertahan hingga abad ke-22. Sangat mungkin bahwa turbin uap dan gas akan digantikan oleh sel bahan bakar yang diperbaiki dengan cepat, di mana energi kimia diubah menjadi energi listrik dengan melewati tahap-tahap perolehan energi termal dan mekanik. Sementara itu, sel bahan bakar sangat mahal harganya.

Daya nuklir

Efisiensi pembangkit listrik tenaga nuklir tumbuh paling lambat selama 30 tahun terakhir. Perbaikan reaktor nuklir, masing-masing menelan biaya beberapa miliar dolar, sangat lambat, dan persyaratan keselamatan menaikkan biaya konstruksi. "Kebangkitan nuklir" tidak terjadi. Sejak tahun 2006, commissioning pembangkit listrik tenaga nuklir di dunia tidak hanya untuk commissioning pembangkit listrik tenaga angin, tetapi juga tenaga surya. Namun demikian, ada kemungkinan beberapa pembangkit listrik tenaga nuklir akan bertahan hingga abad ke-22, meskipun karena masalah limbah radioaktif, penghentiannya tidak dapat dihindari. Mungkin, reaktor termonuklir akan berfungsi di abad ke-21, tetapi jumlah mereka yang kecil, tentu saja, "tidak akan mempengaruhi cuaca."

Hingga saat ini, kemungkinan untuk mewujudkan "fusi dingin" masih belum jelas. Pada prinsipnya, kemungkinan terjadinya reaksi termonuklir tanpa suhu ultra-tinggi dan tanpa pembentukan limbah radioaktif tidak bertentangan dengan hukum fisika. Namun prospek untuk memperoleh energi murah dengan cara ini sangat meragukan.

Teknologi baru

Dan sedikit fantasi dalam gambar. Sekarang di Rusia tiga prinsip baru konversi isotermal panas menjadi listrik sedang diuji. Eksperimen-eksperimen ini menimbulkan banyak keraguan: bagaimanapun juga, hukum kedua termodinamika dilanggar. Sejauh ini, sepersepuluh microwatt telah diterima. Jika berhasil maka jam dan batere instrumen akan tampil lebih dulu. Kemudian bola lampu tanpa kabel. Setiap bola lampu akan menjadi sumber kesejukan. AC akan menghasilkan listrik alih-alih mengonsumsinya. Kabel di rumah tidak lagi dibutuhkan. Masih terlalu dini untuk menilai kapan fiksi menjadi kenyataan.

Sementara itu, kami membutuhkan kabel. Lebih dari setengah harga satu kilowatt-hour di Rusia dihitung dari biaya pembangunan dan pemeliharaan saluran listrik dan gardu induk. Lebih dari 10% listrik yang dihasilkan dihabiskan untuk kabel pemanas. Mengurangi biaya dan kerugian memungkinkan "jaringan pintar", yang secara otomatis mengelola banyak konsumen dan produsen energi. Dalam banyak kasus, arus searah lebih baik daripada arus AC untuk mengurangi kerugian. Secara umum, kabel pemanas dapat dihindari dengan membuatnya menjadi superkonduktor. Namun, superkonduktor suhu kamar belum ditemukan, dan tidak diketahui apakah mereka akan menemukannya.

Untuk daerah berpenduduk jarang dengan biaya transportasi tinggi, prevalensi dan ketersediaan sumber energi juga penting.

Yang paling umum adalah energi Matahari, tetapi Matahari tidak selalu terlihat (terutama di luar Lingkaran Arktik). Tetapi di musim dingin dan malam hari angin sering bertiup, tetapi tidak selalu dan tidak di mana-mana. Kendati demikian, pembangkit listrik tenaga surya-angin kini sudah memungkinkan beberapa kali untuk mengurangi konsumsi bahan bakar solar di desa-desa terpencil.

Beberapa ahli geologi menyatakan bahwa minyak dan gas terbentuk hampir di semua tempat saat ini dari karbon dioksida yang masuk ke dalam tanah bersama air. Namun, penggunaan rekahan hidrolik ("fracking") menghancurkan tempat-tempat alami di mana minyak dan gas dapat terakumulasi. Jika ini benar, maka sejumlah kecil minyak dan gas (sepuluh kali lebih sedikit dari sekarang) dapat diekstraksi hampir di mana-mana tanpa merusak sirkulasi geokimia karbon, tetapi mengekspor hidrokarbon berarti menghilangkan masa depan Anda.

Keragaman sumber daya alam dunia berarti bahwa produksi energi yang berkelanjutan memerlukan perpaduan teknologi yang berbeda untuk menyesuaikan dengan kondisi lokal. Bagaimanapun, jumlah energi yang tidak terbatas di Bumi tidak dapat diperoleh baik karena alasan lingkungan dan sumber daya. Oleh karena itu, pertumbuhan produksi listrik, baja, nikel, dan benda-benda material lainnya di Bumi pada abad mendatang mau tidak mau akan tergantikan oleh peningkatan produksi intelektual dan spiritual.

Igor Eduardovich Shkradyuk

Indikator utama keadaan TPP saat ini

Kapasitas terpasang TPP di Rusia adalah 148,4 juta kW, dimana sekitar 50% merupakan gabungan pembangkit listrik dan panas (CHP) dan sekitar 50% merupakan pembangkit listrik kondensasi (IES).

Kapasitas terpasang TPP di RAO "UES of Russia" untuk tahun 2004 adalah 121,4 juta kW. Pembangkit listrik di TPP RAO UES Rusia - 521,4 miliar kWh. RAO UES Rusia juga menghasilkan 465,8 juta Gkal energi panas, yang setara dengan 541,7 miliar kWh energi panas.

Tabel 1 menunjukkan indikator konsumsi bahan bakar menurut jenis bahan bakar yang digunakan.

Tabel 1. Konsumsi bahan bakar menurut RAO UES Rusia menurut jenisnya pada tahun 2004

Efisiensi TPP

Efisiensi pembangkit kondensasi yang ada saat ini adalah 36,8%, dan efisiensi rata-rata untuk pembangkit IES dan CHP dari holding adalah 29,45%.

Untuk membandingkan skenario energi yang berbeda, diperlukan data mengenai efisiensi kapasitas pembangkit listrik.

Produk yang berguna dari industri tenaga panas adalah listrik dan panas yang dihasilkan di CHP, IES, dan rumah boiler puncak.

Kapasitas IES dimaksudkan hanya untuk menghasilkan listrik dengan pembuangan ke kondensor-pendingin limbah uap yang mengandung sekitar 50% energi yang disuplai semula. Efisiensi listrik (efisiensi e) dari pembangkit-pembangkit tersebut relatif tinggi, tetapi biasanya tidak melebihi 40% untuk kapasitas yang tersedia (IES).

Kapasitas CHPP beroperasi dalam "mode pemanasan", di mana uap panas digunakan secara berurutan di turbin untuk menghasilkan listrik, dan energi uap sisa disuplai ke konsumen panas. Ekstraksi uap kogenerasi menyebabkan penurunan efisiensi listrik (efisiensi e) dibandingkan dengan pengoperasian CHPP dalam mode "kondensasi", di mana uap dipicu sepenuhnya dalam turbin, tetapi kemudian dibuang ke lingkungan. Pada saat yang sama, efisiensi keseluruhan penggunaan bahan bakar dalam mode pemanasan meningkat, karena uap yang dihabiskan, yang mengandung lebih dari setengah energi, hampir seluruhnya digunakan. Efisiensi penggunaan bahan bakar di CHPP ditentukan oleh faktor pemanfaatan bahan bakar (FUF) yang dapat mencapai 85% atau lebih. Dengan tidak adanya konsumen panas, misalnya, pada bulan-bulan musim panas, CHPP dapat beroperasi dalam mode kondensasi, seperti IES dengan efisiensi e yang serupa.

Boiler puncak hanya menghasilkan panas.

Untuk RAO "UES of Russia", sebagian besar energi panas dan lebih dari setengah listrik dibangkitkan di CHPP. Sebagian kecil energi panas dihasilkan di rumah boiler puncak, yang hanya dihidupkan pada cuaca beku yang parah, dengan kurangnya daya termal yang diambil dari turbin. Pangsa bahan bakar yang dikonsumsi di rumah ketel tersebut dapat diambil sama dengan sekitar 10% dari total konsumsi oleh RAO UES Rusia, yang konsisten dengan data.

Laporan RAO "UES of Russia" untuk tahun 2004 memberikan data tentang konsumsi bahan bakar spesifik secara terpisah untuk pembangkit panas dan listrik. Divisi ini bersyarat dan diperkenalkan terutama untuk menilai biaya produksi dari kedua jenis energi tersebut. Ada berbagai teknik untuk membagi biaya bahan bakar antara panas dan pembangkit listrik di pembangkit CHP. Dalam perhitungan lebih lanjut, bahan bakar yang dikonsumsi di rumah boiler puncak, serta konsumsi bahan bakar yang berlebihan terkait dengan penurunan efisiensi operasi CHPP dalam mode pemanasan dibandingkan dengan mode kondensasi, dikaitkan dengan konsumsi bahan bakar untuk pembangkitan energi panas.

Dalam tabel 2, menurut data, energi primer yang dikonsumsi oleh RAO "UES of Russia" untuk pembangkit listrik dalam berbagai mode dihitung, serta KIT rata-rata dan faktor efisiensi e. Untuk penghitungan, data yang diberikan untuk energi listrik dan panas digabungkan terlebih dahulu, dan kemudian indikator rata-rata KIT dan efisiensi diambil darinya, dengan mempertimbangkan bagian konsumsi bahan bakar yang diterima di rumah boiler puncak.

Tabel 2. Perhitungan indikator utama efisiensi produksi energi di RAO "UES of Russia"

Jenis energi yang disuplai	Liburan yang berguna (2004)	konsumsi bahan bakar spesifik	Efisiensi (KIT)	Konsumsi energi primer
Energi listrik	521,4 miliar kWh	334.1 g setara bahan bakar / kWh		1418,2 miliar kWh
Energi termal	541,7 miliar kWh	124,5 g setara bahan bakar / kWh		549,1 miliar kWh
Total pasokan energi, konsumsi energi total dan faktor pemanfaatan bahan bakar	1063,1 miliar kWh	KIT \u003d 1063,1 / 1967,2 \u003d 54%		1967,2 miliar kWh
Konsumsi energi primer untuk pembangkit panas di rumah boiler puncak (perkiraan pangsa konsumsi total - 10%)				196,7 miliar kWh
Konsumsi energi primer untuk pembangkit listrik dalam mode kondensasi dan pemanas, dan efisiensi listrik rata-rata		Efisiensi e \u003d 521,4 / 1770,5 \u003d 29,45%		1.770,5 miliar kWh

Tabel 2 menunjukkan bahwa KIT rata-rata untuk holding (54%) relatif rendah, karena sebagian besar pembangkit kondensasi (jika semua listrik dibangkitkan dalam mode pemanas, akan mencapai 70% atau lebih).

Prospek pengembangan TPP

Untuk menilai skenario “siklus gabungan”, perlu ada gambaran tentang seberapa jauh efisiensi yang ada dapat ditingkatkan.

Sesuai dengan persyaratan yang direkomendasikan, peralatan pengganti untuk TPP berbahan bakar batubara harus memiliki efisiensi 42-46% dalam mode kondensasi, dan untuk TPP gas alam - 52-58% dalam mode kondensasi dan 47% dalam mode pemanasan. Peningkatan efisiensi e yang begitu tajam untuk TPP yang menggunakan gas alam dijelaskan oleh kemungkinan penggunaan teknologi steam-gas (CCGT-TPP), di mana gas dibakar dalam unit turbin gas listrik (GTU) untuk menghasilkan listrik, dan panas gas buang digunakan dengan memanaskan uap yang digunakan secara konvensional. turbin uap. Panas uap yang dihabiskan dalam turbin uap dapat digunakan untuk kebutuhan pemanasan, seperti dalam CHP konvensional (lihat di atas).

Telah ditentukan dalam undang-undang bahwa hanya teknologi uap-gas yang dapat digunakan dalam pembangunan pembangkit listrik tenaga panas baru dengan gas.

Saat ini, terdapat tidak lebih dari selusin CCGT-TPP yang beroperasi dan sedang dibangun di Rusia, yang tidak secara signifikan mempengaruhi efisiensi rata-rata dan indikator konsumsi bahan bakar untuk RAO UES Rusia.

Tabel 3 menunjukkan informasi tentang 6 stasiun tersebut, yang memungkinkan untuk memperoleh informasi dari sumber terbuka.

Tabel 3. Sedang dibangun dan dioperasikan CCGT-TPP di Federasi Rusia

P / p No.	Nama	Tenaga, MW	Satuan	Efisiensi listrik bersih	investasi modal khusus $ / kW	tahap implementasi	Catatan	sumber
	Unit CHPP barat laut No.1		CCGT-450			Dioperasikan	Blok kedua dengan kapasitas yang sama sedang dibangun	memiliki data sendiri
	Ivanovskaya GRES unit No.1		CCGT-325 dengan GTE-110			konstruksi dimulai pada 24/02/05	Konstruksi dijadwalkan selesai pada Maret 2007.
	TPP Sochinskaya					Diluncurkan pada Desember 2004
	Ufimskaya CHPP-5		CCGT-450 dengan GTE - 160			mulai konstruksi sesuai rencana - September 2002	penyelesaian konstruksi 2007
	Kaliningradskaya CHPP-2		CCGT-450 - 2 buah.			Unit pertama diluncurkan pada 28 Oktober 2005.
	Tyumen CHP-1					diluncurkan pada 26 Februari 2004	periode konstruksi - 4 tahun

B.P. Varnavsky, anggota dewan editorial NT, Direktur Produksi Energi dan Konstruksi Modal, EuroSibEnergo, Moskow

Tentang pentingnya CHP di Uni Soviet

Dalam sistem pengembangan sistem energi Uni Soviet, pembangkit listrik dan panas gabungan (CHP) memainkan peran kunci. Setiap orang memahami betul bahwa pengembangan intensif industri membutuhkan listrik dalam jumlah besar dan, yang terutama penting, energi panas industri. Berdasarkan hal ini, pabrik CHP-lah yang menerima pengembangan mendasar sebagai bentuk utama pasokan energi ke perusahaan industri besar dan kota-kota di mana (atau di sebelahnya) fasilitas industri ini berada.

Misalnya, kilang minyak Omsk, yang termasuk dalam peringkat 100 kilang terbaik dunia, adalah satu-satunya perusahaan dari daftar ini yang tidak memiliki stasiun blok sendiri, tetapi menerima panas dan listrik dari pembangkit CHP eksternal.

Di luar negeri, mereka mengikuti prinsip pengembangan skema catu daya yang berbeda - setiap perusahaan industri besar (dengan volume besar konsumsi energi panas, dengan hasil tinggi dari sumber daya sekunder dan kebutuhan untuk pemanfaatannya) harus memiliki stasiun blok sendiri, yang akan memastikan kebutuhannya akan listrik dan panas. - energi. Dalam hal ini, menjadi mungkin untuk mengoptimalkan skema catu daya dari perusahaan semacam itu, menghindari perantara.

Berbicara tentang pembangkit listrik tenaga termal domestik yang jumlahnya meningkat pesat hingga tahun 1990, perlu dicatat bahwa pada tahun-tahun Soviet, jenis pembangkit listrik tenaga panas telah terbentuk, yaitu (tergantung pada jenis beban) satu set turbin seimbang dari jenis PT, T, dan R. nama "Desain khas CHPP-300", yang kemudian dimodernisasi menjadi "Desain khas CHPP-350", yang sangat menyederhanakan desain pembangkit listrik tenaga panas. Diketahui bahwa, memiliki solusi standar, jauh lebih mudah untuk menangani pengembangan proyek, sementara tidak diperlukan untuk menarik spesialis berkualifikasi tinggi pada tahap ini. Kehadiran proyek tipikal semacam itu berkontribusi pada munculnya struktur bangunan terpadu, elemen individu, rakitan, solusi sirkuit (termasuk sirkuit termal, kecuali untuk jenis bahan bakar), dll. Dan hari ini kami mengerjakan peralatan terpadu ini secara praktis di seluruh negeri.

Operasi CHPP pada periode pasca-Soviet

Saat ini, orang dapat berdebat tentang kebenaran arah yang dipilih untuk pengembangan sistem energi di

Uni Soviet, tetapi, tentu saja, pilihan yang dibuat bertahun-tahun yang lalu berdampak serius pada kinerja ekonomi pabrik CHP di era pasca-Soviet, ketika beban industri banyak dari mereka, karena berbagai alasan, menurun secara signifikan, dan dalam beberapa kasus turun menjadi nol. Karena sekarang semua perusahaan industri beroperasi dalam kondisi pasar, fluktuasi rencana produksi mereka cukup besar, sedangkan beban panas harian perusahaan dapat berubah dua kali atau lebih (misalnya, turun dari 800 menjadi 400 t / jam). Seperti yang ditunjukkan oleh praktik CHPP di periode pasca-Soviet, masalah utama CHPP adalah kurang digunakan dan tidak fleksibelnya respons terhadap perubahan beban panas. Jadi, pembangkit listrik tenaga CHP dan skema catu daya dari mereka, yang dibuat pada zaman Soviet, tidak siap untuk bekerja dalam kondisi pasar.

Akibatnya, timbul masalah dengan beban panas untuk kebutuhan pasokan panas ke fasilitas perkotaan (non-industri) lainnya, yang juga menurun karena terputusnya CHP dari masing-masing konsumen. Cukuplah mengingat ledakan yang terjadi pada tahun 1990-2000, ketika desentralisasi sistem pasokan panas dimulai di berbagai wilayah negara karena kadang-kadang tidak dipikirkan dan tidak didukung oleh studi kelayakan untuk pembangunan rumah ketel terpasang dan atap, serta melengkapi bangunan tempat tinggal bertingkat dengan boiler apartemen. Selain itu, diyakini bahwa semua solusi teknis baru ini jauh lebih ekonomis dan lebih menguntungkan dibandingkan dengan sistem pemanas terpusat (DH) dari rumah ketel besar dan pabrik CHP, tetapi operasinya (dengan pengecualian kasus tertentu) menunjukkan sebaliknya. Dan saat ini, tanaman CHP masih dianggap sebagai elemen utama sistem DH.

Mempertimbangkan sistem DH dari pabrik CHP, orang tidak boleh melupakan radius pasokan panas yang wajar. Mungkin, jari-jari jaringan pemanas 20-30 km saat ini tidak dapat dianggap sebagai nilai yang dapat diterima, tidak hanya dalam hal efisiensi, tetapi juga dalam hal keandalan sistem. Kita tidak boleh melupakan masalah keandalan sistem secara keseluruhan, dan jika ada CHP besar di kota, di mana 500 ribu penduduk "menggantung", yang merupakan satu-satunya sumber untuk wilayah tertentu. Pada saat yang sama, meningkatkan keandalan karena redundansi di pembangkit CHP sangatlah mahal. Pertama-tama, setidaknya, itu harus dilindungi dari semua jenis situasi darurat agar dapat memenuhi kebutuhannya sendiri dan memberi konsumen beban panas. Sedangkan untuk beban listrik, bisa "hilang" (tentunya tidak diinginkan), karena redundansinya dapat disediakan oleh sistem tenaga umum. Tetapi bagaimana cara "tidak kehilangan" beban panas stasiun dan jaringan pemanas utama? Apakah perlu untuk memesan jaringan pemanas utama dari CHP (misalnya, dengan diameter DN 1200) dengan investasi keuangan kolosal yang sesuai? Masalah ini belum diselesaikan dengan cara apa pun.

Ada satu lagi detail yang sangat penting yang perlu diperhatikan - fungsi sistem pasokan panas di zaman Soviet. Jadi, Uni Soviet menghabiskan 50% dari sumber daya alam bahan bakar yang diekstraksi untuk menyediakan energi panas bagi konsumen; untuk listrik - 25%. Namun demikian, pengaturan standar teknis dan normatif untuk produksi listrik adalah dua kali lipat lebih tinggi daripada pengaturan produksi panas. Di bidang pasokan panas, terdapat terlalu sedikit peraturan yang memungkinkan terciptanya sumber energi dan jaringan pemanas yang andal, berbeda dengan industri tenaga listrik. Jika kita mengikuti kriteria keandalan "n-1" (redundansi kuantitatif), yang diadopsi dalam industri tenaga listrik, maka sulit untuk mentransfernya ke industri tenaga panas, karena secara tajam meningkatkan biaya modal. Tidak ada cara revolusioner nyata untuk meningkatkan keandalan sistem DH dengan sumber energi yang besar.

Menurut pendapat kami, meningkatkan keandalan sistem DH apa pun, yang didasarkan pada CHPP, tidak mencakup penerapan langkah-langkah berdasarkan kriteria "n-1", tetapi dalam meningkatkan tingkat keandalan masing-masing elemen sistem (alat bantu, peralatan stasiun umum, dan peralatan jaringan pemanas) sesuai persyaratan untuk peralatan utama stasiun, dan sikap yang sesuai terhadapnya (yaitu dalam hal ini, akan dianggap bahwa kegagalan elemen sistem sebanding dengan kegagalan peralatan utama). Misalnya, redundansi kuantitatif dari jaringan pemanas utama, ketika pengambilan utama jaringan pemanas berkualitas rendah yang ada dilengkapi dengan pipa ketiga dengan kualitas yang sama, tidak mungkin mengarah pada peningkatan nyata dalam keandalan sistem dengan peningkatan biaya yang signifikan. Tetapi jika ada cadangan berkualitas tinggi dari pipa jaringan pemanas yang sama, yang memungkinkan untuk melupakannya secara praktis untuk sumber daya yang dinyatakan selama 25 tahun atau lebih, maka ini adalah cara yang sama sekali berbeda untuk meningkatkan keandalan, yang pada akhirnya ternyata lebih murah daripada cadangan kuantitatif.

Situasinya mirip dengan peralatan pompa. Mungkin ini adalah ide revolusioner, tetapi jika pompa jaringan dengan sumber daya kerja yang tinggi (misalnya, 15 tahun) beroperasi di sistem, yang dicapai melalui penggunaan bahan lain, solusi teknis (ini adalah tugas pabrikan), yang memiliki keandalan yang sama dengan dirinya sendiri sumber pasokan panas, maka jumlahnya di CHPP dapat dikurangi menjadi satu bagian. Jika pendekatan ini pada tingkat persyaratan untuk peralatan bantu dan peralatan lainnya dalam hal keandalan berlaku, maka menurut persyaratan ini, pabrikan akan membuat peralatan yang sesuai. Pada saat yang sama, jumlah semua jenis alat kelengkapan berkurang, skema disederhanakan, yang akan membuatnya lebih andal dan dapat dipahami, meskipun terjadi peningkatan biaya modal. Skema ini lebih mudah untuk diotomatisasi, lebih mudah untuk membangun sistem kontrol proses otomatis pada mereka, karena algoritma lebih sederhana. Jika pendekatan ini digunakan dalam pengembangan kemajuan teknis, maka sistem terpusat semacam itu akan memiliki hak untuk melanjutkan kehidupan.

Pertanyaan serius berikutnya adalah apa yang harus dilakukan dengan pembangkit CHP yang telah menghabiskan sumber dayanya? Saat ini ada proyek untuk menggantikan sebagian besar dari mereka. Untuk beban listriknya, tidak ada pertanyaan disini. Tetapi apa yang harus dilakukan dengan beban panas tidak jelas. Rata-rata, masa pakai standar peralatan utama pabrik adalah 250 ribu jam, dan di Rusia, sebagian besar peralatan pabrik CHP telah lama menjalani masa pakai standar yang ditetapkan ini. Misalnya, tahap kedua dari Avtozavodskaya CHPP (Nizhny Novgorod) bekerja selama 400 ribu jam, dan beban DHW dari 500 ribu penduduk Nizhny Novgorod "duduk" di atasnya. Akhirnya, keputusan dibuat untuk mengganti peralatan tahap kedua stasiun ini. Pertanyaan: bagaimana cara mengganti kapasitas saat mengoperasikan CHPP? Jelas, ini harus situs yang sama atau dekat dengannya. Tentu saja, pilihan terbaik adalah dengan sepenuhnya melikuidasi stasiun lama dan membangun stasiun modern baru, tetapi cara kerjanya tidak seperti itu. Misalnya, kami mempertimbangkan banyak opsi untuk Irkutsk: cara mengganti pembangkit listrik tenaga panas lama. Jelas bahwa perlu untuk membangun kapasitas yang sesuai, dan kemudian menghapus kapasitas usang, semuanya logis, tetapi di mana mendapatkan ruang kosong. Biasanya, hampir semua CHPP adalah pemanas industri, mereka dijepit dari semua sisi oleh semua jenis kombinasi dan pabrik, mis. Pabrik CHP berada dalam kendala mutlak. Pembangunan CHPP di situs baru dengan transfer jaringan pemanas adalah kesenangan yang sangat mahal. Dengan demikian, relevansi masalah penggantian pembangkit listrik tenaga panas yang sudah ketinggalan zaman semakin meningkat setiap hari, tetapi tidak ada prinsip penggantian yang ditetapkan, mereka harus dibuat. Seseorang harus mengambil inisiatif untuk menyelesaikan masalah ini.

Apakah ini tugas masing-masing perusahaan energi secara terpisah, ataukah tugas negara yang harus memantau pelaksanaan strategi energi? Tetapi proses penggantian adalah masalah strategis, bukan taktis. Tetapi hari ini kami tidak mungkin menerima bantuan dari negara dalam menyelesaikan masalah ini. Karena kita mewarisi sistem seperti itu dari Uni Soviet, hari ini kita harus tahu apa yang harus dilakukan selanjutnya.

Semua pembangkit listrik CHP, pada umumnya, adalah peserta pasar listrik grosir. Di pasar ini, kepentingan pemanasan distrik, tidak peduli bagaimana kami mendeklarasikannya, tidak diperhitungkan. Meskipun, pada prinsipnya, prioritas diberikan secara formal: ketika pabrik CHP beroperasi di pasar atau untuk menutupi beban jadwal pengiriman, ada keputusan yang jelas bahwa pabrik tersebut harus beroperasi dalam kondisi 100% keluaran listrik yang dihasilkan dalam siklus gabungan; pengoperasian CHPP dalam mode kondensasi tidak diperbolehkan, dll. Namun dalam kehidupan nyata, ternyata sangat buruk untuk mematuhi prioritas ini untuk pembangkit CHP, oleh karena itu tidak selalu mungkin untuk mempertahankan indikator ekonomi yang dilindungi tarif, dll. Oleh karena itu, kerangka kerja yang lebih keras harus ditetapkan tentang masalah ini, dan dalam posisi ini saya mendukung A.B. Poin Bogdanov bahwa prioritas harus diberikan pada biaya listrik yang dihasilkan dalam siklus gabungan, yang dipasok oleh pembangkit CHP kepada penduduk perkotaan, yang ia tulis dalam sejumlah publikasi di halaman majalah NT (lihat siklus artikel

A.B. "Boilerization of Russia - a national calamity" karya Bogdanov di majalah NT, diterbitkan pada periode 2006-2007 - Approx. ed.). Dengan demikian, mekanisme ekonomi operasi CHPPs tidak lengkap, akibatnya situasi mereka saat ini di seluruh negeri sangat tidak stabil.

Kami melakukan analisis peningkatan beban panas pada CHPP di berbagai kota di Rusia, ternyata indikator-indikator ini sebagian besar terhenti, karena koneksi baru ke pabrik CHP terlihat lebih mahal daripada membangun rumah ketel Anda sendiri. Sampai kita mengubah keadaan dalam hal ini, kita akan menandai waktu. Mari kita berikan contoh Ust-Ilimskaya CHPP, yang pernah dibangun untuk memasok listrik ke pabrik pulp dan kertas yang terletak di dekat pembangkit listrik ini. Dalam beberapa tahun terakhir, pabrik telah mengubah nomenklatur dan mengurangi volume produksi, yang secara alami mempengaruhi beban panas dan pengoperasian pabrik CHP dan masalah yang diakibatkannya, yang telah dibahas di atas. Pabrik pulp dan kertas mulai menangani masalah penghematan energi, pertama-tama, limbah perusahaan (kulit kayu, serbuk gergaji, dll.), Yang terakumulasi selama bertahun-tahun, mulai digunakan, pembakaran yang memungkinkan untuk sepenuhnya memenuhi kebutuhan pabrik sendiri akan energi termal. Dengan demikian, saat ini perusahaan tersebut tidak lagi membutuhkan volume beban panas yang sama. Manajemen Ust-Ilimskaya CHPP, memahami bagaimana situasi ini dapat mempengaruhi kinerja ekonomi pembangkit listrik, pergi menemui pabrik pulp dan kertas dengan segala cara yang mungkin, tetapi penawaran untuk biaya energi termal giga-kalori yang disediakan hanya mungkin sampai nilai tertentu - hingga biayanya, di bawahnya pasokan listrik perusahaan tidak bisa turun dengan cara apapun. Jadi, bahkan proposal kami untuk pasokan energi panas dari CHPP dengan biayanya kehilangan biaya energi panas yang dihasilkan oleh pembangkit dari sumber daya sekundernya. Akibatnya, CHPP kehilangan sebagian besar ekstraksi industrinya dan, oleh karena itu, indikator teknis dan ekonomi di stasiun turun drastis. Kami hanya memberikan satu contoh, tetapi itu bukan satu-satunya, tren ini, yang merugikan pabrik CHP yang ada, terus berlanjut. Dengan tren yang tidak diinginkan, kita harus memahami bagaimana mungkin saat ini untuk memodernisasi armada mesin yang ada untuk menggunakan turbin tipe P, yang pada dasarnya tidak diperlukan ketika beban uap hilang. Di sini berbagai skema dapat diterapkan yang memungkinkan kita menggunakan mesin tipe P untuk kebutuhan pasokan panas ke konsumen non-industri. Semuanya baik-baik saja, kecuali untuk satu hal - kita perlu memperluas pasar DH dari CHP.

Misalnya, di Irkutsk, perluasan pasar ini disebabkan oleh pembelian rumah ketel umum dan jaringan pemanas, yang menghabiskan dana besar. Kemudian, sebagai aturan, rumah ketel ditutup, yang terbesar dipindahkan ke operasi puncak. Jaringan panas yang diterima di neraca perusahaan pembangkit tunduk pada modernisasi wajib - kondisinya dibawa ke tingkat yang dapat diterima, di mana perlu menginvestasikan 3-4 kali lebih banyak uang di dalamnya daripada di jaringan pemanas (utama) perusahaan pembangkit yang ada. Dalam hal ini, ada kemungkinan pemuatan tambahan CHPP hanya setelah "transfer" beban panas rumah boiler ke sana. Memuat pabrik CHP dengan cara ini memungkinkan untuk mengganti sebagian biaya yang dikeluarkan sebelumnya jika terjadi hilangnya beban industri. Tetapi program serupa dan lainnya (untuk penghematan energi, meningkatkan keandalan) membutuhkan insentif pemerintah, setidaknya serupa dengan yang ada di industri listrik, karena bagi perusahaan swasta yang telah memasuki sektor energi “besar”, program semacam itu membutuhkan dana tunai yang sangat besar. Pada saat yang sama, otoritas lokal tidak selalu menyetujui keputusan seperti di Irkutsk.

Sebagai solusi lain, mari kita berikan contoh St. Petersburg, di mana terdapat banyak rumah boiler yang efisien di neraca Perusahaan Negara Kesatuan “TEK SPb”. Rumah ketel tersebut ternyata cukup kompetitif dengan CHPP tidak pada dasarnya, tetapi dalam hal indikator ekonomi umum.

Kami telah mengutip beberapa contoh, di mana jelas bahwa dalam setiap kasus perlu dicari mekanisme yang memungkinkan pengembangan lebih lanjut dari gabungan pembangkit listrik dan panas, dengan mempertimbangkan pengenalan siklus baru, misalnya, siklus uap-gas.

Saat memperkenalkan unit CCGT di Rusia, pertama-tama, pertanyaan tentang pemuatan ekonomisnya muncul. Begitu Anda “menutup” beban pemanas di unit CCGT, di musim panas Anda masih harus bekerja dalam mode yang tidak efisien karena penurunan beban panas, karena hanya beban DHW yang ada. Misalnya, selama rekonstruksi CHPP Avtozavodskaya untuk menggantikan tahap kedua dari stasiun, pertama-tama kami menyesuaikan parameter untuk steam aktif, untuk steam yang dipilih, untuk ekstraksi pemanasan sehingga unit pengganti baru dapat bekerja secara paralel dengan tahap lainnya. Ini secara drastis mempersempit pilihan turbin gas, karena turbin harus menyediakan parameter seperti itu di knalpot sehingga uap dengan parameter 140 atm, 540 ° C dapat diperoleh pada boiler limbah-panas CCGT. , dan peralatan yang kurang ekonomis akan menjadi peredam (meskipun memiliki parameter uap yang tinggi). Jadi, saat memodernisasi dan merekonstruksi instalasi CHP, terutama saat memperkenalkan unit CCGT, perlu menggunakan skema progresif yang sesuai yang bergantung pada sejumlah faktor. Kriteria utamanya, tentu saja, adalah beban CHPP yang ada dan yang akan datang.

Rusia akan tetap menjadi negara di mana biaya produksinya, semua hal lainnya sama, akan selalu lebih tinggi karena perbedaan suhu pemanasan tahunan rata-rata dibandingkan dengan negara asing. Dengan demikian, volume bahan bakar dan sumber daya energi (FER) yang dibutuhkan untuk produksi setiap unit produksi di Rusia akan selalu lebih tinggi secara obyektif dibandingkan dengan produk serupa yang diproduksi di luar negeri. Apakah kita ditakdirkan untuk selamanya tidak kompetitif karena alasan obyektif atau tidak? Hanya ada satu jalan keluar: Rusia harus setengah bangunan lebih maju dari negara lain dalam hal penggunaan dan pembangkitan berbagai jenis energi. Untuk Rusia, situasinya dipermudah hanya oleh fakta bahwa bahan bakar dan sumber daya energi di negara kita adalah milik mereka sendiri, dan tidak diimpor, seperti di banyak negara asing, masing-masing kita mendapatkannya lebih murah. Penting untuk terus mengurangi nilai komponen bahan bakar dalam pembuatan semua jenis produk, termasuk panas dan listrik. Ini tidak memerlukan pekerjaan terisolasi dari semua perusahaan pembangkit Rusia, tetapi koordinasi semua upaya kami dalam hal melaksanakan R&D yang relevan, R&D yang bertujuan untuk meningkatkan sistem pasokan energi yang ada, dll.

Di sini juga perlu diperhatikan satu hal lagi, yang secara tidak langsung menyangkut masalah yang diangkat di atas. Saat ini, setiap proyek untuk konstruksi objek apa pun menjalani pemeriksaan negara untuk kepatuhan dengan kriteria (misalnya, kekuatan struktural, dll.). Dalam hal ini, sampai proyek tersebut lulus ujian, izin mendirikan bangunan tidak akan diterima. Semua baik-baik saja, tetapi keahlian yang ada tidak memasukkan kriteria komponen energi. Menurut pendapat kami, pada tingkat keahlian negara bagian proyek, parameter efisiensi energi suatu objek (pertama-tama, yang besar) harus disamakan dengan parameter keandalannya (kekuatan, keamanan struktur, dll.). Ya, ini adalah sumber daya administratif, tetapi diperlukan dalam kondisi Rusia yang ada. Jadi, pada tahap desain, keputusan harus dibuat tentang kelayakan pembangunan fasilitas tertentu, dengan mempertimbangkan parameter (kriteria) di atas.

Ketika kita berbicara tentang desain fasilitas global, maka perlu mempertimbangkan pengalaman dunia, dan di perusahaan besar yang terletak di dalam kota, perlu untuk bertindak sedemikian rupa sehingga industri listrik "besar" tidak berakhir pada posisi CHPP Ust-Ilimskaya. Substitusi di CHP yang membentuk kota dalam kondisi saat ini harus didasarkan pada beban pasokan panas yang terjamin untuk penduduk, dan bukan pada beban industri, yang seharusnya menjadi perhatian perusahaan industri itu sendiri!

Sebagai kesimpulan, perlu dicatat bahwa rekayasa tenaga "besar" tidak boleh melupakan teknologi baru, misalnya, teknologi seperti pompa panas. Misalnya, di kota Baikalsk (wilayah Irkutsk), kami menghadapi dilema saat memperkenalkan pompa panas dengan adanya listrik murah yang dihasilkan di pembangkit listrik tenaga air. Akibatnya, kami membuat keputusan untuk memasang pompa kalor untuk mempelajari fitur-fitur operasinya, yang sebaiknya dipertimbangkan dalam penerapan lebih lanjut dari teknologi ini. Mungkin dalam beberapa hal posisi ini memiliki kelemahan, tetapi saat ini tidak mungkin untuk mereduksi semuanya menjadi keuntungan semata, terutama di sektor energi, program yang disebut altruistik (tidak menguntungkan) juga harus ada.