Тригенерация

Тригенерация представляет собой использование тепловой энергии, получаемой при работе газопоршневых электростанций, для получения охлажденной воды (холода).

Технологически для выработки холода необходимо дополнительно установить холодильные установки (абсорбционные чиллеры). Они используют в качестве «источника» холода тепло.

Тригенерационная система является логическим развитием идеи о комбинированной выработке электро-энергии с утилизацией тепла, получаемого от работы газопоршневой электростанции. В зависимости от необходимого количества холода часть тепла (либо все) от ГПУ используется в технологическом цикле абсорбционных чиллеров. Таким образом, если на чиллер уйдет не все тепло с ГПУ, комплекс, помимо электроэнергии, сможет вырабатывать одновременно, и тепло, и холод. Данная технология применяется на объектах, имеющий постоянную потребность в холодоснабжении, или в вентиляции, например, при строительстве торгово-развлекательных или офисных центров.,

Данная технология является прекрасной альтернативой компрессионным чиллерам, которые требуют для своей работы огромное количество э/э - использование абсорбционных холодильных машин является оптимальным техническим решением в случае высокой стоимости или дефицита электроэнергии. Они потребляют на порядки меньше электроэнергии, в сравнении с компрессорными установками и требуют, соответственно, меньших расходов. При этом, применение чиллеров крайне выгодно, в случаях, если мини-ТЭЦ вырабатывает тепло зимой (холод не нужен или нужен в малых количествах), а летом потребности в нем нет, но есть потребность в холоде.

Абсорбционные холодильные машины, работают по абсорбционному холодильному циклу, хладагентом является вода, абсорбентом – бромистый литий. Источником тепла может служить пар низкого давления или горячая вода. Агрегат работает без шума и вибрации. Эти машины идеальны для применения в больницах, учебных заведениях, офисах, торговых помещениях, на предприятиях легкой промышленности и теплофикационных установках.

Работа абсорбционной холодильной машины основана на поглощении паров хладагента, т. е. воды, бромистым литием с последующим выпариванием воды из раствора за счет внешнего источника теплоты. Одноступенчатая абсорбционная холодильная машина, с горячей водой или паром в качестве источника теплоты, обеспечивает экономичное и эффективное охлаждение при минимальном потреблении электроэнергии. Электроэнергия расходуется только на работу органов управления и насосов хладагента и раствора.

Абсорбционные чиллеры отличаются долговечностью и надежностью. В них не применяются фреоны, поэтому они являются экологически безопасной альтернативой традиционным электрическим холодильным машинам.

Абсорбционные холодильные машины могут располагаться как в помещении, так и на крыше здания мини-ТЭЦ.

Модель Производственного Процесса

Производственная деятельность в широком смысле - деятельность человека, коллектива людей, государства, направленная на создание новых материальных и иных ценностей.

Как правило, современное энергетическое производство очень сложно. Его особенности заключаются в:

• комплексном характере необходимости учета экономических, технических, политических факторов;
• сложности как технической, так и организационной;
• тесной связи с внешней средой предприятия;
• быстрой номенклатурной обновляемости продукции;
• резком росте значения кадрового потенциала предприятий.

Конкретным содержанием управления производственной деятельностью являются, в частности:

• выбор и обоснование производственной структуры предприятия, его производственной мощности, специализации цехов, организации участков, рабочих мест;
• определение состава оборудования с учетом его технико-экономических характеристик;
• организация технической подготовки и технического обслуживания производства;
• определение и управление кадровым составом предприятия;
• выбор и организация производства продукции исходя из интересов рыночных потребителей;
• получение в результате производства необходимого соотношения экономических результатов (прибыли и затрат);
• определение и организация рационального движения предметов труда, темпов выпуска и запуска в производство всей номенклатуры продукции;
• организация материально-технического снабжения производства исходя из его бесперебойного функционирования;
• организация управления предприятием;
• решение задач социального развития коллектива.

Сегодня стало очень популярным выражение автоматизация производственных процессов. Но, как бы то ни было, любые новейшие технологии, глобальная автоматизация и всевозможное упрощение процессов не заменят самый важный ресурс, являющийся залогом успеха любого производственного процесса  - человеческий. 

Как последовательно и без революций автоматизировать работу Генерирующей Компании

Генерирующие компании являются субъектами оптового рынка электроэнергии и мощности. Они имеют филиальную структуру. В центре каждой компании находится исполнительный аппарат, управляющий производственными филиалами – ТЭЦ или ГЭС, расположенными, как правило, на значительной территориальной удаленности друг от друга.

Автоматизация генерирующей компании – процесс трудоемкий. Но, предприятие, задавшееся данной целью, в результате гарантированно получит точный механизм, работающий на его благо, как часы.

Для начала стоит отметить, что автоматизация генерирующего предприятия подразумевает охват самых главных подразделений компании:

• Планирование и бюджетирование
• Управление денежными средствами
• Корпоративная отчетность
• Бухгалтерский, налоговый учет
• Техническое обслуживание и ремонты
• Сбыт
• Управление финансами
• Централизованное материально-техническое снабжение
• Техническое обслуживание и ремонт оборудования
• Бизнес-аналитика

Именно комплексная автоматизация с учетом всех вышеперечисленных пунктов обеспечит слаженную работу сотрудников и самой компании.

Стоит также отметить, что конечный результат и качество работы системы во многом зависит от компании - исполнителя. Грамотные специалисты учтут все нюансы, начиная от количества пользователей будущей системы до различных моментов сопровождения. Высочайший уровень производительности и надежности также обеспечит архитектура системы, и современные технологии.

Преимущества российского решения по автоматизации работы генерирующей компании

Данная тема связана со сравнением российских и западных игроков, работающих в сфере автоматизации оптового рынка электроэнергии, и их реакцией на изменения ОРЭМ.

Западные пакеты по автоматизации рынка электроэнергии достаточно дорогие. Их можно внедрить на стабильном западном рынке, но, скорее всего, компании, занимающиеся внедрением данных информационных продуктов, в случае каких-либо изменений на рынке, не возьмутся вносить коррекцию в систему.

Российский рынок ОРЭМ, в отличие от западного, меняется постоянно. Например, появление новых секторов КОМ, ВИЭ и прочие изменения, заставляют российские компании уделять огромное внимание сопровождению своих продуктов, а также их изменению. Как показывает практика, западные игроки, этим заниматься не будут. 

Как возобновляемая энергетика почти завоевала полмира

Несмотря на снижение инвестиций в «зеленые» технологии, их доля на мировом энергетическом рынке продолжает расти.

Больше всего инвестиции в возобновляемые источники снизились в Европе: на 44%. Исключение – Великобритания, где они выросли на 12%. Впервые англичане обогнали немцев по объему инвестиций на этом рынке. Например, в 2014 году начнется строительство крупной электростанции Westermost Rough: на восточном побережье Англии в восьми километрах от берега будут установлены 35 ветряков, каждый мощностью 6 МВт. На 80% выросли инвестиции в Японии – ну, оно и понятно, надо как-то заменять атомную энергию: последний энергоблок был полностью остановлен в сентябре 2013 года.

44% всей установленной мощности в энергетике в 2013 году приходится на возобновляемые источники, свидетельствует доклад Global Trends in Renewable Energy Investment, опубликованный 7 апреля. Это при том, что общий объем инвестиций в «зеленые» технологии уменьшился на 14% по сравнению с 2012 годом и составил $214,4 млрд. И та, и другая тенденция на самом деле отражают одно и то же явление: альтернативная энергетика перестает быть такой уж альтернативной. Инвестиционный ажиотаж спадает, рынок стабилизируется, по мере того как новые технологии забирают себе все большую часть энергетического пирога. Чем меньше развит рынок, тем быстрее он растет: так, инвестиции в геотермальную энергетику, в отличие от ветра и солнца, не упали, а выросли на 38%, при том что всего в эту отрасль вложили не больше $500 млн.

Параллельно мы наблюдаем смену глобального лидерства. Вперед выходит Китай: в 2013 году инвестиции в энергетику возобновляемых источников составили $56 млрд (то есть больше четверти от общего числа). Развивающиеся страны постепенно догоняют развитые по этому показателю (а если пересчитать на душевой ВВП, то может оказаться, что давно обогнали).

Есть и еще один признак того, что рынок нормализуется. Хотя в новые проекты денег было вложено меньше, чем в прошлом году, акции энергетических «зеленых» компаний впервые за долгое время подросли. Средняя стоимость акций на этом рынке непрерывно падала с 2008 по 2012 год. И вот в 2013 году – рост, да еще какой: 54%! Возможно, сказались наконец рост рентабельности и снижение издержек. С 2009 по 2013 год себестоимость кВт электричества, полученного от солнечных батарей, снизилась на 25%, от ветряных станций – на 53%. Поэтому число ветряных электростанций мощностью несколько сотен мегаватт и более, которые строятся без государственных субсидий, растет.

Правда, климатологам пока радоваться рано: влияние «зеленой» энергетики на концентрацию углекислого газа в атмосфере пока незначительное. В 2013 году за счет энергии, полученной из возобновляемых источников, удалось избавить атмосферу от 1,2 млрд тонн лишнего углекислого газа. Для сравнения: общий годовой объем антропогенных выбросов CO2, по разным подсчетам, сейчас колеблется около 40 млрд тонн, что составляет от 8% до 10% от естественного притока углекислого газа в атмосферу.

Парадокс Когенерации

Всем известно о преимуществах совместной выработки тепла и электроэнергии, однако когенерация в нашей стране по-прежнему практически не развивается, а существующие ТЭЦ несут убытки. Представители крупных генерирующих компаний рассказали, почему так происходит.

Много ли на сегодня убыточных ТЭЦ? С чем это связано?

Мария Лучко, руководитель центра проектов повышения эффективности ОАО «ТГК-1»:

— ОАО «ТГК-1» владеет 14 ТЭЦ в Санкт-Петербурге и Ленинградской области, Мурманске, Апатитах и Петрозаводске. При этом прибыль приносят только новые парогазовые блоки, остальные закончили год с убытком. Причин тому несколько. Во-первых, сегодня мы наблюдаем заведомо убыточный тариф на тепловую энергию. Это своего рода тарифная дискриминация, которая ведет к убыточности ТЭЦ. Во-вторых, выработка электрической энергии на электростанциях не эффективна. Возьмем для примера станции, на которых давление составляет 90 ата [абсолютная техническая атмосфера — Прим. ред.] и менее. Каждый киловатт-час энергии, произведенной на такой ТЭЦ, приводит к существенным убыткам в связи с высокими удельными расходами топлива. При этом оба этих фактора фактически не зависят от генерирующей компании — снизить выработку на убыточных ТЭЦ до минимально возможной нельзя по собственному желанию. Надежность энергетической системы в узлах работы ТЭЦ регулируется Системным оператором. Без разрешения системного оператора уменьшить выработку нельзя, поэтому генерирующим компаниям, в состав которых входят теплоэлектроцентрали (объекты когенерации), приходится работать себе в убыток.

Вячеслав Костин, главный инженер ОАО «Квадра»:

— На сегодняшний день сфера тепловой энергетики находится в достаточно сложном положении. Предприятия, работающие в комбинированном цикле производства тепловой и электрической энергии (когенерация), в действующих условиях чувствуют себя хуже всего. Предыдущая реформа энергетики предусматривала изменения в электроэнергетике и совершенно не учитывала вопросы, связанные с необходимыми преобразованиями в теплоснабжении. Изменения в электроэнергетике, рынок электроэнергии и мощности одинаково не учитывали и не учитывают особенности работы когенерации, что негативно влияет на производственные и финансово-экономические показатели тепловых генерирующих компаний (ТГК). Сегодня теплогенерирующий бизнес в России испытывает на себе риски высокого износа и неэффективного тарифообразования. Пласт накопившихся проблем существенно сдерживают модернизацию отрасли, которая в данной ситуации не является привлекательной для инвестиций. К сожалению, в настоящее время регулирование в тепле устроено таким образом, что оно не то что не стимулирует инвесторов к вкладыванию денег в отрасль, а наоборот, побуждает их к уходу с рынка. Так как для инвестора важны понятные правила игры и долгосрочные перспективы, чего нынешнее законодательство обеспечить не может. Кроме того, за последнее 10-летие из-за банкротства части потребителей и строительства крупными предприятиями-потребителями собственных теплоисточников произошло снижение тепловой нагрузки. В результате многие ТЭЦ работают с высокими удельными расходами. Кроме того, ТГК не участвуют в формировании цены на рынке электроэнергии, так как с 1 июля 2011 г. ТЭЦ работают в режиме «ценопринимания», за счет чего не могут компенсировать даже затраты на топливо. Естественно, что в сложившейся ситуации, практически все теплогенерирующие компании, работающие в комбинированном цикле, демонстрируют отрицательные показатели.

Какие еще факторы препятствуют развитию когенерации в нашей стране?

Мария Лучко, руководитель центра проектов повышения эффективности ОАО «ТГК-1»:

— Решающий фактор — отсутствие увеличения спроса на электрическую энергию. Сегодня попросту отсутствует необходимость строительства новых ТЭЦ. Оно становится актуальным исключительно в случае замещения существующих котельных или старых ТЭЦ новыми. Тогда строительство можно считать экономически оправданным. Однако в данном случае также необходим новый законодательно утвержденный механизм возврата инвестиций в строительство когенерации, аналогичный механизму ДПМ.

Юрий Ерошин, вице-президент по управлению портфелем производства и трейдингу ОАО «Фортум»:

— Важный сдерживающий фактор развития когенерации в России — искусственное ограничение оплаты фактически поставленной мощности ТЭЦ не выше установленной. В летние, а часто и в зимние месяцы, когда объем теплопотребления не достигает максимума, ТЭЦ поставляют на оптовый рынок объем мощности, который на 10-15% превышает установленную. Однако Правила оптового рынка не позволяют ТЭЦ получать оплату всей поставленной мощности. Такая дискриминация дестимулирует развитие когенерации в России.

Как, на ваш взгляд, лучше развивать когенерацию: строить новые объекты или переводить существующие электростанции в теплофикационный режим?

Юрий Ерошин, вице-президент по управлению портфелем производства и трейдингу ОАО "Фортум":

- Здесь нет однозначного ответа, поскольку выбор технического решения зависит от большого набора внешних факторов, таких как темпы роста теплопотребления, возможности по выдаче электрической мощности, наличие резервов по топливоснабжению, расположение площадки ТЭЦ и многих других.

С большой долей вероятности можно сказать, что если в радиусе эффективного теплоснабжения конденсационной электростанции наблюдается устойчивый рост теплопотребления, то в данном случае выгодно проводить ее модернизацию и переводить в когенерационный режим.

Мария Лучко, руководитель центра проектов повышения эффективности ОАО "ТГК-1":

- Все существующие ТЭЦ работают в теплофикационном режиме, а перевести существующие ГРЭС в режим когенерации невозможно. Дело в том, что они не имеют потенциальных потребителей тепловой энергии. Те ГРЭС, которые расположены в непосредственной близости к населенным пунктам, имеют в своем составе ТЭЦ, которая и работает в комбинированном режиме.

Вячеслав Костин, главный инженер ОАО "Квадра":

Кроме того, целесообразность развития теплофикации и центрального теплоснабжения была обоснована и климатическими условиями. Безусловно, свои плюсы есть и в развитии локальных теплоисточников. Они могут стать основой для быстрого развития вновь осваиваемых районов, открывающихся новых производств, благодаря блочно-модульным техническим решениям, легкости монтажа и многим другим факторам.

Решение о развитии когенерации, либо локальных теплоисточников в каждом конкретном случае должно быть экономически обусловлено и зависеть от экономических, географических и социальных условий конкретного региона, где этот объект будет работать.

Новый энергоблок ПГУ-450 МВт Правобережной ТЭЦ ОАО "ТГК-1" (фото ОАО "ТГК-1")

Существуют ли сегодня меры государственной поддержки когенерации? Достаточно ли они? Какие изменения необходимы на законодательном уровне?

Мария Лучко, руководитель центра проектов повышения эффективности ОАО "ТГК-1":

- Да, например, в Санкт-Петербурге в случае комплексного освоения территорий разрешается строительство локальных источников теплоснабжения, но только в случае отказа в теплоснабжении от существующих ТЭЦ.

Кроме того, при разработке и утверждении генеральных схем теплоснабжения рассматривается вопрос покрытия тепловых нагрузок. В рамках данного документа определяются наиболее эффективные источники покрытия тепловых нагрузок, рассчитывается стоимость мероприятий, необходимых для реализации предложенных технических решений, устанавливаются прогнозные тарифы на тепловую энергию.

Для эффективной совместной работы генерирующих компаний и государственных органов необходимо детально разрабатывать генеральную схему теплоснабжения населенных пунктов и городов с привлечением профильных органов государственной власти, а также учитывать решения, заложенные в генеральную схему теплоснабжения при тарифном регулировании.

Модель Оптового рынка электроэнергии

Все участники ОРЭМ знают, что система финансовых расчетов на рынке создана таким образом, чтобы заставлять потребителя, в первую очередь гарантирующих поставщиков, планировать, т.е. прогнозировать собственное потребление как можно точнее. 

Отклонения фактических значений от прогнозных являются собственной инициативой и оплачиваются по невыгодной цене на балансирующем рынке. Для каждого потребителя, в зависимости от его объемов потребления, финансовые последствия неточности прогнозирования высчитываются индивидуально.

Кроме того, что точный краткосрочный прогноз энергопотребления необходим для формирования заявки на РСВ, на основании среднесрочного и долгосрочного прогноза выполняется расчет плановых финансовых требований и обязательств компаний. В действительности, компаниям для повседневной работы необходим весь спектр прогнозов энергопотребления.

Прогнозирование энергопотребления в собственной ГТП – большая и важная задача для всех участников-потребителей. Решение задачи прогнозирования временного ряда энергопотребления выполняется на основе создания модели прогнозирования.

В дополнение к финансовым расчетам на базе прогноза цен РСВ, возможно определение плановых требований и обязательств на БР на базе прогноза индикатора БР. В довершении ко всему прогноз индикатора БР может быть учтен компаниями-генераторами при формировании стратегии на РСВ и в текущих сутках, например, для подачи ОЦЗ.

Материал подготовлен на основе данных сайта http://www.mbureau.ru/