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

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

Tergantung pada daya, parameter, dan dimensi peralatan ini, masalah tata letak stasiun diselesaikan, yang dalam pengembangannya dapat dibedakan 4 tahap.

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

Tahap ini adalah untuk yang paling berkembang di secara ekonomis negara mengacu terutama pada akhir abad XIX.

Kuartal pertama abad XX ditandai oleh perubahan kualitatif dalam tiga arah:

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

Transisi ke boiler pipa air dengan diameter drum yang lebih kecil dan jumlah pipa yang banyak karena peningkatan tekanan uap dan produktivitas boiler. Jenis utama unit 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 ° .

Untuk tahap kedua, rasio antara 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 kelongsong dengan permukaan pemanas radiasi, yang meningkatkan produksi uap spesifik. Keinginan untuk mengintensifkan proses pembakaran menyebabkan pengenalan pemanas udara. Kapasitas uap boiler mencapai 400 t / jam, kapasitas generator turbin adalah 120.000 kW. Tekanan uap naik menjadi 125 atm., yang memaksa penggunaan pemanasan super antara uap untuk menghindari terlalu banyak pelembapan pada cakram terakhir dari turbin kondensasi. Temperatur uap di depan turbin mencapai 525 °C.

Periode ini ditandai dengan penggunaan boiler drum tunggal dan tanpa drum. Jumlahnya per turbin berkurang dan mencapai satu, dan ruang ketel menjadi satu baris, terletak sejajar dengan ruang turbin. Beginilah tampilan stasiun "blok" (blok: boiler-turbine).

Pengembangan instalasi blok menjadi ciri tahap keempat. Tahap saat ini ditandai dengan output uap yang tinggi dari unit boiler (hingga 2.500 t / jam dan lebih banyak), yang mampu memasok uap ke turbin dengan kapasitas 300, 500 dan 800 MW yang terletak di blok. Parameter uap superkritis memerlukan pemanasan super menengah ganda.

Jenis utama pembangkit listrik termal adalah: steam turbine condensing (IES) dan district heating (CHP).

Arah utama pengembangan mereka selalu menjadi peningkatan kapasitas peralatan listrik yang dipasang di atasnya.

Selain itu, jika pada 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 menyebabkan konsekuensi yang sangat serius bagi seluruh sistem, sekarang, sebagai sistem energi interkoneksi terbesar diciptakan , pembatasan ini telah dihapus - sekarang kapasitas satu unit dibatasi tidak oleh kemampuan industri tenaga listrik, tetapi oleh tingkat pencapaian industri metalurgi dan mesin-bangunan .

Dalam beberapa tahun terakhir, pengembangan pembangkit listrik kondensasi di semua negara maju telah berjalan sesuai dengan 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.

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

Di bidang produksi gabungan energi panas dan listrik, negara kita selalu menempati posisi terdepan. Pembangkit listrik pertama adalah pembangkit listrik No. 3 di Leningrad (1924).

Kapasitas satu pembangkit listrik termal mencapai 1000 MW dan lebih. Namun, daya pembangkit CHP tidak dapat meningkat di atas nilai tertentu, yang dibatasi oleh permintaan bukan untuk listrik yang dipasok ke sistem tenaga, tetapi untuk permintaan energi panas dan panjang jaringan pemanas yang diizinkan. Misalnya, di kota-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 Juni 1954 di kota Obninsk.

pengalaman kerja pembangkit listrik tenaga nuklir di sini dan di negara-negara berpenduduk padat seperti Inggris, Prancis, Jerman, Jepang, itu menunjukkan bahwa ketika sejumlah tertentu persyaratan teknis keselamatan radiasi lengkap diamati untuk personel stasiun dan penduduk daerah terdekat.

Untuk PLTN 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 baru perkembangan setiap cabang teknologi selalu menimbulkan masalah baru. Dengan demikian, peningkatan kapasitas pembangkit listrik karena commissioning unit besar dengan parameter uap superkritis membuatnya mendesak untuk memecahkan 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 bermanuver, mulai dalam beberapa menit, jauh lebih mudah dioperasikan dan lebih murah daripada turbin uap. Ketiadaan unit boiler dan sejumlah sistem bantu, serta keunggulan-keunggulan di atas, membuat unit turbin gas menjadi ekonomis dan menjanjikan.

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

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

Sebaliknya, keuntungan 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 penggunaan generator magnetohydrodynamic (generator MHD).

Dalam MHD - generator, aliran gas konduktif listrik "panas" diarahkan ke ruang interpolar 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 bagian yang berputar.

Bekerja di 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 termal konvensional. Sebuah fitur yang luar biasa dari generator MHD adalah bahwa mereka tidak memerlukan pendinginan air dan, oleh karena itu, tidak mencemari badan air, dan konsumsi bahan bakar yang relatif lebih rendah dan pembakaran yang lebih sempurna mengurangi polusi atmosfer. Kami sudah memiliki generator MHD 200 kW, pembangkit listrik industri dengan generator MHD 25 MW sedang dibangun.

Pengembangan lebih lanjut dari penggunaan plasma adalah penciptaan generator termonuklir, yang akan menggunakan aliran hidrogen super panas dalam medan magnet superkuat yang dibentuk oleh elektromagnet dengan superkonduktor sebagai belitan eksitasi.

Meskipun perkembangan pesat industri energi non-tradisional dalam beberapa dekade terakhir, sebagian besar listrik dunia masih dihasilkan oleh pembangkit listrik termal. Pada saat yang sama, pertumbuhan permintaan listrik setiap tahun memiliki efek merangsang pada pengembangan energi panas. Insinyur listrik di seluruh dunia bekerja untuk meningkatkan TPP, meningkatkan keandalan, keamanan lingkungan, dan efisiensinya.

TUGAS TEKNIK TENAGA PANAS

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

PEMBANGKIT LISTRIK

Rekayasa tenaga termal tidak dapat dibayangkan tanpa pembangkit listrik termal. 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, ketika dipanaskan, diubah menjadi uap, yang membuat turbin berputar. Dan berkat putaran turbin, generator listrik diaktifkan, berkat arus listrik yang dihasilkan. Pembangkit listrik termal menggunakan minyak, batu bara dan sumber energi tak terbarukan lainnya sebagai bahan bakar.

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

MASALAH LINGKUNGAN TEKNIK TENAGA PANAS

Faktor negatif utama dalam pengembangan rekayasa tenaga panas adalah kerusakan yang ditimbulkan oleh pembangkit listrik termal terhadap lingkungan selama pekerjaan mereka. Ketika bahan bakar dibakar, sejumlah besar bahan bakar dipancarkan ke atmosfer emisi berbahaya... Ini termasuk senyawa organik yang mudah menguap, dan partikel abu padat, dan oksida gas belerang dan nitrogen, dan senyawa yang mudah menguap. logam berat... Selain itu, pembangkit listrik termal sangat mencemari air dan merusak lanskap karena kebutuhan untuk mengatur tempat untuk menyimpan terak, abu atau bahan bakar.

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

Itulah sebabnya tempat paling penting dalam perkembangan modern dalam rekayasa tenaga termal harus diberikan pada penemuan dan inovasi yang dapat meningkatkan pembangkit listrik termal ke arah keselamatan lingkungan mereka. Kita berbicara tentang teknologi baru untuk pemurnian bahan bakar yang digunakan oleh TPP, pembuatan, produksi, dan pemasangan filter pembersih khusus di TPP, pembangunan pembangkit listrik termal baru, yang awalnya dirancang dengan mempertimbangkan persyaratan lingkungan modern.

PROSPEK PENGEMBANGAN

Perangkat daya termal adalah, dan untuk waktu yang sangat lama akan menjadi sumber utama energi listrik bagi umat manusia. Oleh karena itu, para insinyur tenaga panas dari seluruh dunia terus gencar 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 masyarakat dunia untuk keamanan lingkungan fasilitas energi mendorong para insinyur untuk mengembangkan teknologi yang mengurangi emisi dari pembangkit listrik termal hingga konsentrasi maksimum yang diizinkan.

Analis mengatakan 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 manusia dunia akan listrik akan tetap ada untuk waktu yang lama. Memang, terlepas dari keinginan negara-negara maju untuk bergerak sesegera mungkin ke lingkungan yang lebih aman dan lebih terjangkau (yang penting mengingat krisis kelelahan yang semakin dekat. bahan bakar organik) sumber energi, transisi cepat ke metode produksi energi baru tidak mungkin. Dan ini berarti bahwa industri tenaga termal akan terus berkembang secara aktif, tetapi, tentu saja, dengan mempertimbangkan persyaratan baru untuk keamanan lingkungan dari teknologi yang digunakan.

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

Masa depan pembangkit listrik tenaga air

Pembangkit listrik tenaga air besar melakukan 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 berupa energi potensial air dalam medan gravitasi bumi dengan konversi menjadi listrik setiap saat.

Pembangkit tenaga dan manuver tenaga dimungkinkan pada skala HPP apa pun. Dan akumulasi energi untuk periode dari beberapa bulan hingga beberapa tahun (untuk musim dingin dan musim kemarau) membutuhkan pembuatan reservoir besar.

Untuk perbandingan: baterai mobil seberat 12 kg dengan tegangan 12 V dan kapasitas 85 ampere-jam dapat menyimpan 1,02 kilowatt-jam (3,67 MJ). Untuk menyimpan energi sebesar itu dan mengubahnya menjadi 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 disimpan 5 bulan setahun selama 6 jam sehari pada air yang disimpan, perlu diakumulasikan pada ketinggian 100 m dan kemudian dijalankan melalui turbin 3.6 juta ton air. Dengan luas reservoir 1 Km persegi, levelnya akan berkurang 3,6 m. Jumlah output yang sama di pembangkit listrik tenaga diesel dengan efisiensi 40% akan membutuhkan 324 ton bahan bakar diesel. Jadi, di iklim dingin, menyimpan energi air untuk musim dingin membutuhkan bendungan tinggi dan waduk besar.

Selain itu, pada b HAI Di sebagian besar wilayah Rusia di zona permafrost, sungai kecil dan menengah membeku ke dasar 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 membangun saluran listrik dan kehilangan energi serta kabel pemanas harus diperhitungkan. Jadi, untuk pembangkit listrik tenaga air Transsiberia (Shilkinskaya), biaya membangun saluran transmisi-220 ke Transsib dengan panjang hanya 195 km (sangat sedikit untuk konstruksi seperti itu) melebihi 10% dari semua biaya. Biaya membangun jaringan transmisi daya sangat signifikan sehingga di Cina kapasitas turbin angin, yang belum terhubung ke jaringan, melebihi kapasitas seluruh sektor energi di Rusia di sebelah timur Danau Baikal.

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

Energi adalah industri yang sangat 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 volumetrik dari satu atau beberapa jenis energi lainnya, lebih penting untuk melihat kecepatan kemajuan di setiap teknologi. Indikator yang sesuai untuk kemajuan teknis dalam pembangkitan adalah efisiensi (atau persentase kerugian), kapasitas unit unit, biaya 1 kilowatt pembangkit listrik, biaya transmisi 1 kilowatt per 1 km, biaya penyimpanan 1 kilowatt-jam per hari.

Penyimpanan energi

Penyimpanan kelistrikan merupakan industri baru di bidang energi. Lama orang menyimpan bahan bakar (kayu bakar, batu bara, kemudian minyak dan produk minyak dalam tangki, gas dalam tangki bertekanan dan fasilitas penyimpanan bawah tanah). Kemudian perangkat penyimpanan energi mekanis muncul (air yang diangkat, udara bertekanan, roda gila super, dll.), Di antaranya, pembangkit listrik penyimpanan yang dipompa tetap menjadi yang terdepan.

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

Baterai kimia yang dikenal memiliki jumlah siklus pengisian-pengosongan yang terbatas. Superkapasitor memiliki lebih banyak lagi HAI daya tahan lebih lama, tetapi kapasitasnya masih belum mencukupi. Perangkat penyimpanan energi meningkat dengan sangat cepat Medan gaya dalam kumparan superkonduktor.

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

energi alternatif

Dari teknologi menghasilkan perubahan tercepat terjadi sekarang dalam energi matahari. 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 lainnya.

Peternakan angin telah melalui 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 terbaiknya"; 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 ada di mana-mana, sehingga perannya tidak akan signifikan. Pembangkit listrik tenaga air kecil masih akan dibangun pada abad ke-21, terutama di Asia.

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

Teknologi peningkatan tercepat untuk memproduksi gas yang mudah terbakar dengan fermentasi limbah, pirolisis atau dekomposisi dalam plasma). Namun demikian, limbah padat rumah tangga akan selalu memerlukan pemilahan (atau lebih baik, pengumpulan terpisah) sebelum gasifikasi.

teknologi TPP

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

CHPP berbahan bakar batubara dan bahan bakar minyak jauh lebih buruk daripada yang berbahan bakar gas dalam hal efisiensi, harga peralatan, dan jumlah emisi berbahaya. Selain itu, penambangan batu bara paling banyak membutuhkan kehidupan manusia per megawatt jam listrik. Gasifikasi batubara akan memperpanjang keberadaan industri batubara selama beberapa dekade, namun profesi penambang tidak mungkin bertahan hingga abad ke-22. Sangat mungkin bahwa turbin uap dan gas akan digantikan oleh sel bahan bakar yang berkembang pesat di mana energi kimia diubah menjadi energi listrik melewati tahapan memperoleh energi panas dan mekanik. Sementara itu, sel bahan bakar sangat mahal.

Daya nuklir

Efisiensi pembangkit listrik tenaga nuklir telah 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 2006, commissioning pembangkit listrik tenaga nuklir di dunia kurang dari tidak hanya commissioning ladang angin, tetapi juga pembangkit listrik tenaga surya. Namun demikian, kemungkinan beberapa pembangkit listrik tenaga nuklir akan bertahan hingga abad ke-22, meskipun karena masalah limbah radioaktif, akhir mereka tidak dapat dihindari. Mungkin, reaktor termonuklir akan bekerja di abad ke-21, tetapi jumlah mereka yang kecil, tentu saja, "tidak akan membuat cuaca."

Hingga saat ini, kemungkinan untuk mewujudkan "fusi dingin" masih belum jelas. Pada prinsipnya, kemungkinan reaksi termonuklir tanpa suhu ultra-tinggi dan tanpa pembentukan limbah radioaktif tidak bertentangan dengan hukum fisika. Tetapi 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 ini memiliki banyak skeptis: bagaimanapun, hukum kedua termodinamika dilanggar. Sejauh ini, sepersepuluh microwatt telah diterima. Jika berhasil, jam dan baterai instrumen akan muncul terlebih dahulu. Kemudian bola lampu tanpa kabel. Setiap bola lampu akan menjadi sumber kesejukan. AC akan menghasilkan listrik alih-alih mengkonsumsinya. Kabel di rumah tidak lagi diperlukan. Masih terlalu dini untuk menilai kapan fiksi ilmiah menjadi kenyataan.

Sementara itu, kita membutuhkan kabel. Lebih dari setengah harga per kilowatt-jam di Rusia diperhitungkan oleh 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, lebih baik mentransfer arus searah daripada arus bolak-balik 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.

Energi yang paling umum adalah dari 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 di mana-mana. Namun demikian, pembangkit listrik tenaga angin-solar sekarang memungkinkan untuk secara signifikan mengurangi konsumsi bahan bakar diesel di desa-desa terpencil.

Beberapa ahli geologi mengklaim bahwa minyak dan gas terbentuk hampir di mana-mana dan hari ini dari karbon dioksida jatuh di bawah tanah dengan air. Namun, penggunaan rekahan hidrolik ("fracking") menghancurkan tempat-tempat alami di mana minyak dan gas dapat menumpuk. 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 sendiri.

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

Igor Eduardovich Shkradyuk

Indikator utama dari keadaan TPP saat ini

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

Kapasitas terpasang TPP di RAO "UES Rusia" 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 oleh RAO "UES of Russia" menurut jenis pada tahun 2004

Efisiensi TPP

Efisiensi eksisting pembangkit listrik kondensasi adalah 36,8%, dan koefisien efisiensi rata-rata untuk pembangkit IES dan CHP induk adalah 29,45%.

Untuk membandingkan skenario energi yang berbeda, perlu memiliki data tentang 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 uap limbah yang mengandung sekitar 50% dari energi yang dipasok pada awalnya. Efisiensi listrik (efisiensi e) dari 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 dalam turbin untuk menghasilkan listrik, dan energi uap sisa dipasok ke konsumen panas. Ekstraksi uap kogenerasi menyebabkan penurunan efisiensi listrik (efisiensi e) dibandingkan dengan pengoperasian CHP dalam mode "kondensasi", di mana uap sepenuhnya dipicu di 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 sepenuhnya digunakan. Efisiensi penggunaan bahan bakar pada CHPP ditentukan oleh faktor pemanfaatan bahan bakar (FUF) yang dapat mencapai 85% atau lebih. Dengan tidak adanya konsumen panas, misalnya, di bulan-bulan musim panas, CHPP dapat beroperasi dalam mode kondensasi, seperti IES dengan efisiensi yang sama e.

Boiler puncak hanya menghasilkan panas.

Untuk RAO "UES Rusia", sebagian besar energi panas dan lebih dari setengah listrik dihasilkan di CHPP. Sebagian kecil energi panas dihasilkan di rumah boiler puncak, yang dinyalakan hanya pada cuaca beku yang parah, dengan kurangnya daya termal yang diambil dari turbin. Bagian bahan bakar yang dikonsumsi di rumah boiler semacam itu dapat diambil sama dengan sekitar 10% dari total konsumsinya oleh RAO UES Rusia, yang konsisten dengan data.

Laporan RAO "UES of Russia" untuk tahun 2004 menyediakan data tentang konsumsi bahan bakar spesifik secara terpisah untuk pembangkitan panas dan listrik. Pembagian ini bersyarat dan diperkenalkan terutama untuk menilai biaya produksi kedua jenis energi. 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 CHPP yang beroperasi dalam mode pemanasan, dibandingkan dengan mode kondensasi, dikaitkan dengan konsumsi bahan bakar. untuk pembangkitan energi panas.

Pada tabel 2, menurut data, energi primer yang dikonsumsi oleh RAO "UES Rusia" untuk pembangkit listrik dalam berbagai mode dihitung, serta KIT rata-rata dan efisiensi e. Untuk perhitungan, data yang diberikan untuk energi listrik dan termal pertama-tama digabungkan, dan kemudian indikator rata-rata KIT dan efisiensi diekstraksi darinya, dengan mempertimbangkan bagian konsumsi bahan bakar yang diterima di rumah boiler puncak.

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

Jenis energi yang disuplai	Liburan yang bermanfaat(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	1.063,1 miliar kWh	KIT = 1063,1 / 1967,2 = 54%		1967,2 miliar kWh
Konsumsi energi primer untuk pembangkitan panas di rumah boiler puncak (perkiraan bagian dari total konsumsi - 10%)				196,7 miliar kWh
Konsumsi energi primer untuk pembangkit listrik dalam mode kondensasi dan pemanasan, dan efisiensi listrik rata-rata		Efisiensi e = 521,4 / 1770,5 = 29,45%		1770,5 miliar kWh

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

Prospek Pengembangan TPP

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

Menurut 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 kogenerasi. Peningkatan tajam dalam efisiensi e untuk TPP menggunakan gas alam, dijelaskan dengan kemungkinan menggunakan teknologi uap-gas (CCGT-TPP), di mana gas dibakar di unit turbin gas listrik (GTU) untuk menghasilkan listrik, dan panas gas buang dimanfaatkan dengan memanaskan uap yang digunakan dalam turbin uap konvensional. Panas dari uap yang dikeluarkan dalam turbin uap dapat digunakan untuk kebutuhan pemanasan, seperti pada pembangkit CHP konvensional (lihat di atas).

Ditetapkan dalam undang-undang bahwa hanya teknologi uap-gas yang dapat digunakan dalam pembangunan pembangkit listrik termal baru dengan gas.

Saat ini, di Rusia tidak ada lebih dari selusin CCGT-TPP yang beroperasi dan sedang dibangun, 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. CCGT-TPP yang sedang dibangun dan beroperasi di Federasi Rusia

P/p Tidak.	Nama	Daya, MW	Satuan	Efisiensi listrik bersih	investasi modal spesifik $ / kW	tahap implementasi	Catatan	sumber
	Unit CHPP Barat Laut No. 1		CCGT-450			Dioperasikan	Blok kedua dengan kapasitas yang sama sedang dibangun	data sendiri
	Ivanovskaya GRES unit No. 1		CCGT-325 dengan GTE-110			konstruksi dimulai pada 24/02/05	Konstruksi dijadwalkan selesai pada Maret 2007.
	Sochinskaya TPP					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	masa konstruksi - 4 tahun

B.P. Varnavsky, anggota dewan redaksi 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. Semua orang mengerti betul bahwa pengembangan industri yang intensif membutuhkan sejumlah besar listrik dan, yang sangat penting, energi panas industri. Berdasarkan hal tersebut, pembangkit CHP-lah yang mendapat perkembangan mendasar, seperti bentuk kunci catu daya 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 listrik termal eksternal.

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

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

Operasi CHP pada periode pasca-Soviet

Hari 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 di beberapa kasus turun menjadi nol. Sejak sekarang semuanya perusahaan industri bekerja di kondisi pasar, fluktuasi mereka dalam rencana produksi cukup besar, sedangkan beban panas harian perusahaan dapat berubah dengan faktor dua atau lebih (misalnya, turun dari 800 menjadi 400 t / jam). Seperti yang ditunjukkan oleh praktik CHPP di periode pasca-Soviet, masalah utama CHPP adalah kurangnya pemanfaatan dan ketidakfleksibelan respons terhadap perubahan beban panas. Dengan demikian, pembangkit CHP dan skema catu daya dari mereka, yang dibuat pada zaman Soviet, tidak siap untuk bekerja dalam kondisi pasar.

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

Mempertimbangkan sistem DH dari pabrik CHP, orang tidak boleh melupakan jari-jari pasokan panas yang masuk akal. Mungkin, jari-jari jaringan pemanas 20-30 km saat ini tidak dapat dianggap sebagai nilai yang dapat diterima, tidak hanya dari sudut pandang efisiensi, tetapi juga dari sudut pandang keandalan sistem. Kita tidak boleh melupakan masalah keandalan sistem secara keseluruhan dan di hadapan 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 pabrik CHP sangat mahal. Pertama-tama, setidaknya, itu harus dilindungi dari semua jenis Situasi darurat, agar dapat memenuhi kebutuhan mereka sendiri dan memberi konsumen beban panas. Sedangkan untuk beban listrik bisa “hilang” (tentu saja tidak diinginkan), karena redundansinya dapat disediakan oleh sistem tenaga umum. Tetapi bagaimana cara "tidak kehilangan" beban panas stasiun dan jaringan pemanas utama? Apakah perlu memesan jaringan pemanas utama dari CHPP (misalnya, dengan diameter DN 1200) dengan investasi keuangan kolosal yang sesuai? Masalah-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. Dengan demikian, 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 normatif dan teknis produksi listrik dua kali lipat lebih tinggi daripada produksi panas. Di bidang pemanasan, ada terlalu sedikit peraturan untuk menciptakan sumber energi yang andal dan jaringan pemanas, 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 yang 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 terdiri dari penerapan langkah-langkah berdasarkan kriteria "n-1", tetapi dalam meningkatkan tingkat keandalan elemen individu sistem (tambahan, peralatan stasiun umum dan peralatan jaringan pemanas) dengan persyaratan untuk peralatan utama stasiun, dan sikap yang sesuai terhadapnya (yaitu, dalam hal ini, akan dianggap bahwa kegagalan elemen sistem sebanding dengan kegagalan sistem peralatan utama). Misalnya, redundansi kuantitatif jaringan pemanas utama, ketika cabang utama yang ada dari jaringan pemanas berkualitas rendah dilengkapi dengan pipa ketiga dengan kualitas yang sama, tidak mungkin mengarah pada peningkatan aktual dalam keandalan sistem dengan peningkatan yang signifikan dalam biaya. Tetapi jika ada cadangan berkualitas tinggi dari jaringan pipa yang sama dari jaringan pemanas, yang akan memungkinkan untuk secara praktis melupakannya 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 dalam sistem, yang dicapai melalui penggunaan bahan lain, solusi teknis (ini adalah tugas pabrikan), yang memiliki keandalan yang sama dengan sumber pasokan panas itu sendiri, maka jumlah mereka di CHPP dapat dikurangi menjadi satu bagian. Jika pendekatan ke tingkat persyaratan untuk peralatan bantu dan 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 ada peningkatan biaya modal. Skema ini lebih mudah untuk diotomatisasi, lebih mudah untuk membangun sistem kontrol proses otomatis di atasnya, karena algoritma lebih sederhana. Jika pendekatan ini digunakan dalam pengembangan kemajuan teknis, maka jenis ini sistem terpusat akan memiliki hak untuk kehidupan masa depan.

Pertanyaan serius berikutnya adalah apa yang harus dilakukan dengan pembangkit CHP yang telah kehabisan sumber dayanya? Saat ini ada proyek untuk menggantikan sebagian besar dari mereka. Adapun beban listrik, tidak ada pertanyaan di sini. Tapi 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 mengembangkan masa pakai standar ini. Misalnya, tahap kedua CHPP Avtozavodskaya (Nizhny Novgorod) bekerja selama 400 ribu jam, dan beban DHW 500 ribu penduduk Nizhny Novgorod "duduk" di atasnya. Akhirnya, keputusan telah dibuat untuk mengganti peralatan tahap kedua stasiun ini. Pertanyaan: bagaimana cara mengganti kapasitas pada pengoperasian CHPP? Jelas, ini harus menjadi situs yang sama atau dekat dengannya. Tentu saja, pilihan terbaik adalah sepenuhnya melikuidasi stasiun lama dan membangun stasiun baru yang modern, tetapi cara itu tidak berhasil. Misalnya, kami mempertimbangkan banyak opsi untuk Irkutsk: cara mengganti pembangkit listrik termal lama. Jelas bahwa perlu untuk membangun kapasitas yang sesuai, dan kemudian menghapus kapasitas yang aus, semuanya logis, tetapi di mana mendapatkan ruang kosong. Sebagai aturan, 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 pabrik CHP di lokasi baru dengan transfer jaringan pemanas adalah kesenangan yang sangat mahal. Dengan demikian, relevansi masalah penggantian pembangkit listrik termal yang sudah ketinggalan zaman meningkat setiap hari, tetapi tidak ada prinsip penggantian yang ditetapkan, mereka harus dibuat. Seseorang harus mengambil inisiatif dalam menyelesaikan masalah ini.

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

Semua pembangkit CHP, sebagai suatu peraturan, adalah peserta di pasar listrik grosir. Di pasar ini, kepentingan pemanasan distrik, tidak peduli bagaimana kami menyatakannya, tidak diperhitungkan. Meskipun, pada prinsipnya, prioritas diberikan secara formal: ketika pabrik CHP beroperasi di pasar atau untuk menutupi beban jadwal pengiriman, ada jelas keputusan bahwa itu harus beroperasi pada 100% keluaran daya siklus gabungan; pengoperasian CHPP dalam mode kondensasi, dll. tidak diperbolehkan. Tetapi 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 dibuat mengenai 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. Bogdanov "Perumahan boiler Rusia adalah bencana nasional" di majalah NT, yang diterbitkan pada periode 2006-2007 - Kira-kira. ed.). Dengan demikian, mekanisme ekonomi operasi CHPP tidak lengkap, akibatnya, situasi mereka saat ini di seluruh negeri sangat tidak stabil.

Kami telah melakukan analisis peningkatan beban panas pada CHPP di berbagai kota di Rusia, ternyata indikator ini sebagian besar macet, karena koneksi baru ke pabrik CHP terlihat lebih mahal daripada membangun rumah boiler Anda sendiri. Sampai kami mengubah keadaan dalam hal ini, kami akan menandai waktu. Mari kita beri contoh CHPP Ust-Ilimskaya, yang pada suatu waktu 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 dihasilkan, yang telah dibahas di atas. Pabrik pulp dan kertas mulai menangani masalah penghematan energi, pertama-tama, limbah perusahaan (kulit kayu, serbuk gergaji, dll.), terakumulasi selama bertahun-tahun, mulai digunakan, pembakaran yang memungkinkan untuk sepenuhnya menutupi kebutuhan pabrik sendiri untuk energi panas. Jadi, hari ini perusahaan ini tidak lagi membutuhkan volume beban panas yang sama. Manajemen CHPP Ust-Ilimskaya, memahami bagaimana situasi ini dapat mempengaruhi kinerja ekonomi pembangkit listrik, pergi menemui pabrik pulp dan kertas dengan segala cara yang mungkin, tetapi menawar biaya giga-kalori energi panas yang dipasok adalah hanya mungkin hingga nilai tertentu - hingga biayanya, di bawah mana pasokan energi perusahaan tidak dapat turun dengan cara apa pun. Jadi, bahkan proposal kami untuk pasokan energi panas dari CHPP dengan biayanya sendiri kehilangan biaya energi panas yang dihasilkan oleh pembangkit dari sumber daya sekundernya. Akibatnya, CHPP kehilangan sebagian besar ekstraksi industrinya dan, karenanya, indikator teknis dan ekonomi di stasiun tersebut turun secara serius. Kami hanya memberikan satu contoh, tetapi itu bukan satu-satunya; tren ini, yang merugikan pabrik CHP yang ada, terus berlanjut. Dengan kecenderungan yang tidak diinginkan seperti itu, 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. Berbagai skema dapat diterapkan di sini, yang memungkinkan kami menggunakan mesin tipe P untuk kebutuhan pasokan panas ke konsumen non-industri. Semuanya baik-baik saja, kecuali satu hal - kita perlu memperluas pasar DH dari CHP.

Misalnya, di Irkutsk, pasar ini berkembang karena pembelian rumah boiler komunal dan jaringan pemanas, di mana dana besar dihabiskan. Kemudian, sebagai aturan, rumah boiler ditutup, yang terbesar dari mereka dipindahkan ke operasi puncak. Jaringan panas yang diterima di neraca perusahaan pembangkit tunduk pada modernisasi wajib - kondisinya dibawa ke tingkat yang dapat diterima, yang perlu diinvestasikan di dalamnya 3-4 kali lebih banyak Uang daripada ke jaringan pemanas (utama) yang ada dari perusahaan pembangkit. Dalam hal ini, ada kemungkinan pemuatan tambahan CHPP hanya setelah "transfer" beban panas dari rumah boiler ke sana. Memuat pabrik CHP dengan cara ini memungkinkan penggantian sebagian biaya yang dikeluarkan sebelumnya jika terjadi kehilangan beban industri. Tetapi program serupa dan lainnya (untuk penghematan energi, peningkatan keandalan) membutuhkan insentif negara, setidaknya mirip dengan yang ada di industri tenaga listrik, karena untuk perusahaan swasta yang telah memasuki sektor energi "besar" saat ini, program semacam itu membutuhkan suntikan dana yang sangat besar. Namun, tidak selalu Orang yang berwenang dalam lingkup lokal pihak berwenang menyetujui keputusan seperti di Irkutsk.

Sebagai solusi lain, mari kita berikan contoh St. Petersburg, di mana ada banyak rumah boiler yang efisien, yang ada di neraca Perusahaan Kesatuan Negara "TEK SPb". Rumah boiler seperti itu ternyata cukup kompetitif dengan CHPP tidak pada dasarnya, tetapi dalam hal indikator ekonomi secara umum.

Kami telah memberikan beberapa contoh, dari mana jelas bahwa dalam setiap kasus individu perlu untuk mencari mekanisme yang akan memungkinkan pengembangan lebih lanjut dari gabungan panas dan pembangkit listrik, dengan mempertimbangkan pengenalan siklus baru, misalnya, steam- siklus gas.

Saat memperkenalkan unit CCGT di Rusia, pertama-tama, pertanyaan tentang pemuatan ekonomisnya muncul. Segera setelah Anda "menutup" beban pemanas di unit CCGT, di musim panas Anda masih harus bekerja dalam mode yang tidak efektif karena penurunan beban panas, karena hanya ada beban DHW. Misalnya, selama rekonstruksi CHPP Avtozavodskaya untuk menggantikan stasiun tahap kedua, pertama-tama kami menyesuaikan parameter untuk uap langsung, untuk uap yang dipilih, untuk ekstraksi pemanas sehingga unit pengganti baru dapat bekerja secara paralel dengan tahap lainnya. . Ini mempersempit pilihan secara drastis. turbin gas, karena turbin harus menyediakan parameter seperti itu di knalpot sehingga uap dengan parameter 140 atm, 540 ° C dapat diperoleh pada boiler panas limbah CCGT. Tetapi di sisi lain, di masa depan keputusan ini akan memungkinkan untuk memuat unit baru ini berdasarkan unit CCGT dengan kapasitas penuh, dan peralatan yang kurang ekonomis akan menjadi peredam (meskipun faktanya memiliki parameter uap yang tinggi). Jadi, ketika memodernisasi dan merekonstruksi pembangkit CHP, terutama ketika memperkenalkan unit CCGT, perlu menggunakan skema progresif yang sesuai, yang bergantung pada sejumlah faktor. Kriteria utama, tentu saja, adalah beban CHPP yang ada dan yang akan datang.

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

Satu hal lagi yang perlu dicatat di sini, yang secara tidak langsung menyangkut masalah yang diangkat di atas. Saat ini, setiap proyek untuk konstruksi objek apa pun menjalani pemeriksaan status untuk memenuhi kriteria yang ditentukan (misalnya, kekuatan struktural, dll.). Terkait hal itu, hingga proyek tersebut lolos pemeriksaan, izin mendirikan bangunan tidak akan diperoleh. Semuanya baik-baik saja, tetapi keahlian yang ada tidak memasukkan kriteria untuk komponen energi. Menurut pendapat kami, pada level keahlian negara dari 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 di tempat yang sudah ada kondisi Rusia... Jadi, pada tahap proyek, keputusan harus dibuat tentang kelayakan membangun fasilitas tertentu, dengan mempertimbangkan parameter (kriteria) di atas.

Ketika kita berbicara tentang desain objek global, perlu untuk mempertimbangkan pengalaman dunia, dan seterusnya perusahaan besar terletak di dalam kota, perlu untuk bertindak sedemikian rupa sehingga industri listrik "besar" tidak berakhir di posisi CHPP Ust-Ilimskaya. Pergantian pada CHPP pembentuk kota dalam kondisi saat ini harus didasarkan pada beban pasokan panas yang dijamin ke populasi, dan bukan pada beban industri, yang harus menjadi perhatian perusahaan industri itu sendiri!

Sebagai kesimpulan, perlu dicatat bahwa industri tenaga "besar" tidak boleh melupakan teknologi baru, misalnya, teknologi seperti pompa panas. Misalnya, di kota Baikalsk (wilayah Irkutsk), kami menghadapi dilema ketika memperkenalkan pompa panas dengan adanya listrik murah yang dihasilkan di pembangkit listrik tenaga air. Akibatnya, kami memutuskan untuk memasang pompa panas untuk mempelajari fitur operasinya, yang disarankan untuk diperhitungkan dalam implementasi lebih lanjut dari teknologi ini. Mungkin dalam beberapa hal posisi ini cacat, tetapi hari ini tidak mungkin untuk mengurangi semuanya menjadi keuntungan telanjang, terutama di sektor energi, yang disebut program altruistik (tidak menguntungkan) juga harus ada.