Верно мыслите. Действительно, сопротивление на входе может увеличиться вследствие внедрение «инородного» теплообменника. Однако, не стоит забывать о том, что в КВОУ размещается система фильтрации, сопротивление которой во много раз выше, чем у нового теплообменника. Некоторый расчётный запас по сопротивлению в тракте до компрессора всегда имеется. К тому же для компенсации потерь могут быть демонтированы существующие поверхности нагрева в КВОУ с целью их замены на новые, которые будут учитывать летний (охлаждение) и зимний (подогрев) режимы работы. Вдобавок новые теплообменники должны быть сконструированы таким образом, чтобы их суммарное сопротивление потоку было не выше требуемого по условиям стабильной работы компрессора ГТУ.
Вопрос же окупаемости здесь сводится к суммарному объёму потерь генерирующей компании (реальная недовыработка электрической энергии, штрафы за недоотпуск её в сети и т.п.), а также к стоимости греющего источника (его условная бесплатность снижает OPEX).
Зачастую эта цена оказывается выше $200 за 1 кВт. Я бы сказал: от $200 и выше :)
Большое значение имеет единичная производительность АБХМ. Чем она больше, тем меньше удельная стоимость 1 кВт. То же самое относится и температурному графику охлаждаемой среды: менее требовательная система обходится дешевле той, где требуется более глубокое охлаждение.
С другой стороны, чем сложнее холодильная машина (это зависит от видов греющих источников и их количества), тем она дороже. Поэтому не всегда высокая холодопроизводительность АБХМ = низкой удельной стоимости 1 кВт холода.
На самом деле посыл несколько в другом: в условиях дороговизны энергоресурсов и нестабильности их поставки собственная генерация может стать решением для потребителя.
И поэтому я повторю вопрос: почему Вы сравниваете именно с ТЭЦ, а не с другими видами генерации? Потому что только на фоне старых ТЭЦ тригенерация выглядит белой и пушистой?
Потому, что больше 60% вырабатываемой электроэнергии в нашей стране производится на ТЭС и именно тепловые станции, сжигающие топливо, «грешат» выбросами в атмосферу. Вы не считаете, что в этом смысле ТЭС вреднее? Вернитесь выше по тексту и Вы увидите откуда взялись ТЭЦ в дискуссии.
Если Вы внимательно читали статью, то в ней не говорится о том, что тригенерация — решение всех проблем. Она не призвана заменить все ТЭС. Это лишь возможное частное решение для конкретного потребителя.
Специально этим не интересовался, но логика подсказывает, что для АБХМ в качестве опции тоже есть возможность нагрева не выхлопными газами, а от горелки, в которой сжигается дизтопливо.
Совершенно верно. В статье об этом также говорится. В АБХМ можно сжигать и дизель, и различные газы (не обязательно природный газ).
А у вас разве не газ?
И вообще, мы про выбросы? Тогда к чему упоминание КПД? И что доказывает утверждение «ТЭЦ — это газ, мазут, уголь»? Как соотносятся виды топлива и выбросы?
Вы загоняете себя в яму))
Можно, я не буду отвечать на эти вопросы?
Для любого вида топлива можно организовать мероприятия по приведению выбросов в нормы ПДВ. А можно не организовывать.
А кто за них платить станет? Конечно же, потребитель электроэнергии и тепла. А зачем это ему, когда можно свою генерацию организовать?
Вы предлагаете новую установку, но сравниваете почему-то с некой абстрактной ТЭЦ с «плохими» выбросами. Это возможно только в том случае, если рядом действительно стоит древняя ТЭЦ, которая будет выведена из эксплуатации в результате строительства новой тригенерации. В остальных случаях сравнение некорректно.
Ну почему же абстрактной? У нас вся Сибирь и половина Дальнего Востока на угле работают. В Подмосковье и то электростанции на угле имеются. Страна у нас большая — даже торф местами используется в качестве топлива. А японцы, вон, жалуются, что на них все из наших труб летит.
А КПД, как раз, и есть показатель полноты использования топлива — так, для справки.
Какой оптимистичный вывод. Отключается ГТУ (или ГПУ) и сразу нет: электроэнергии, тепла и холода.
Я понимаю, что можно поставить 2 установки, но тут два варианта:
1. При отказе одной вы имеете половинную мощность по всем трем видам энергии.
2. Либо одна установка обеспечивает всю мощность, тогда та установка, что стоит в резерве — закопанные в землю деньги.
Правильно, но есть вариант №3: обычный резерв от внешних электросетей на время перебоев.
Категорийность потребителя также имеет значение. Ведь нельзя быть готовым ко всему, Вы же понимаете. Важен разумный подход к имеющимся рискам.
Это как? Состав выхлопных газов в АБХМ как-то меняется?
Совсем нет. Имеется в виду комплекс мер:
1. Снижение выработки эл.энергии на ТЭЦ, а, следовательно, и вредных выбросов (при использовании не электрических чиллеров и кондиционеров, а АБХМ).
2. Снижение теплового загрязнения от ГПУ/ГТУ (при использовании тепла в АБХМ).
Тут нужно смотреть какое топливо сжигается на установке. Предельные допустимые концентрации выбрасываемых веществ никто не отменял. В случае глубокой утилизации тепла дымовых газов часть вредных и опасных веществ (те же оксиды азота и серы), как описано в статье, выпадает в жидком виде и нейтрализуется.
Решения могут быть разные. Можно ведь и не весь объём дымовых газов охлаждать, а какую-то его часть, на выходе подмешивая к основному потоку. Всё зависит от конфигурации существующей системы.
Всё зависит от сопротивления теплообменника. Но существуют антикоррозийные покрытия, способные защитить внутренние поверхности трубы и газоходов. Чисто технически вопрос решаем, но с экономической точки зрения их применение может быть не оправдано.
Почему-то всегда речь идёт о тех, кто живёт рядом с котельной. Как-будто выбросы вообще нигде не оседают, кроме как в ближайшем городе или посёлке.
Всё зависит от состава дымовых газов. Если котельная работает на природном газе, то оседать будет нечему, т.к. оксиды азота и серы будут выпадать с конденсатом.
Статья намеренно, скажем так, теоретизирована, и в ней рассматриваются существующие подходы к решению вопроса. Ещё раз повторюсь: таких проектов в России — по пальцам одной руки пересчитать, ещё и пальцы останутся.
У каждой системы свои характеристики (если говорить об уже существующих объектах), свои условия и режим эксплуатации. То, что подходит в одном случае, не обязательно будет работать в другом.
Пример с электромобилями показателен, но, так или иначе, те же батареи можно утилизировать, а выработка электроэнергии может осуществляться и солнечными электростанциями. Хотя и тут до абсурда можно дойти, говоря о том, что происходит отчуждение больших территорий. Едва ли какая концепция выдержит подобный подход.
Пока наше законодательство не будет ориентировано на улучшение экологии, все применяемые технологии обречены на выполнение одного главного условия их применения — срока окупаемости.
Теплообменники, врезаемые в газоходы имеют преодолимое сопротивление даже штатными тягодутьевыми механизмами. Примеры реализованных проектов по глубокой утилизации тепла дымовых газов (как раз до таких температур) имеются и в Европе, и в Азии. И они работают.
Поверхностный подход.
Во-первых, никто не отменяет экономическую целесообразность внедрения таких технологий (читаем статью до конца). И инженерную проработку во-вторых.
Проблемы тяги (в том числе естественной) и местных сопротивлений очень легко решаемы и без дополнительных дымососов.
И, если уж разбираться, то при чём здесь коррозия на дымососах? Точка росы уходящих газов преодолевается в габаритах нового теплообменника далеко за дымососами.
Ответ же на вопрос об использовании полученного тепла также освещается в статье. Рекомендую, всё-таки, дочитать её до конца и не торопиться с выводами.
Конечно, здесь основная задача — снять тепло, не «заперев» котёл.
Но это уже вопрос аэродинамического расчёта газоходов с учётом новых поверхностей нагрева (наличие дымососов на котле только в плюс). Вдобавок, можно ведь установить сам теплообменник не в основном газоходе, а на байпасе.
Всё решает инженерный подход и обоснованность применяемых решений.
Вопрос же окупаемости здесь сводится к суммарному объёму потерь генерирующей компании (реальная недовыработка электрической энергии, штрафы за недоотпуск её в сети и т.п.), а также к стоимости греющего источника (его условная бесплатность снижает OPEX).
Действительно, очень полезные книги.
Большое значение имеет единичная производительность АБХМ. Чем она больше, тем меньше удельная стоимость 1 кВт. То же самое относится и температурному графику охлаждаемой среды: менее требовательная система обходится дешевле той, где требуется более глубокое охлаждение.
С другой стороны, чем сложнее холодильная машина (это зависит от видов греющих источников и их количества), тем она дороже. Поэтому не всегда высокая холодопроизводительность АБХМ = низкой удельной стоимости 1 кВт холода.
Если Вы внимательно читали статью, то в ней не говорится о том, что тригенерация — решение всех проблем. Она не призвана заменить все ТЭС. Это лишь возможное частное решение для конкретного потребителя.
Можно, я не буду отвечать на эти вопросы?
А кто за них платить станет? Конечно же, потребитель электроэнергии и тепла. А зачем это ему, когда можно свою генерацию организовать?
Ну почему же абстрактной? У нас вся Сибирь и половина Дальнего Востока на угле работают. В Подмосковье и то электростанции на угле имеются. Страна у нас большая — даже торф местами используется в качестве топлива. А японцы, вон, жалуются, что на них все из наших труб летит.
А КПД, как раз, и есть показатель полноты использования топлива — так, для справки.
Это всего лишь иллюстрация возможности. Да, радикально, но это осуществимо.
А почему не ветряки и не солнечные электростанции?
Наверное, потому, что ТЭЦ — это газ, мазут, уголь и КПД 35% в лучшем случае.
Правильно, но есть вариант №3: обычный резерв от внешних электросетей на время перебоев.
Категорийность потребителя также имеет значение. Ведь нельзя быть готовым ко всему, Вы же понимаете. Важен разумный подход к имеющимся рискам.
Совсем нет. Имеется в виду комплекс мер:
1. Снижение выработки эл.энергии на ТЭЦ, а, следовательно, и вредных выбросов (при использовании не электрических чиллеров и кондиционеров, а АБХМ).
2. Снижение теплового загрязнения от ГПУ/ГТУ (при использовании тепла в АБХМ).
Всё зависит от состава дымовых газов. Если котельная работает на природном газе, то оседать будет нечему, т.к. оксиды азота и серы будут выпадать с конденсатом.
У каждой системы свои характеристики (если говорить об уже существующих объектах), свои условия и режим эксплуатации. То, что подходит в одном случае, не обязательно будет работать в другом.
Пока наше законодательство не будет ориентировано на улучшение экологии, все применяемые технологии обречены на выполнение одного главного условия их применения — срока окупаемости.
Во-первых, никто не отменяет экономическую целесообразность внедрения таких технологий (читаем статью до конца). И инженерную проработку во-вторых.
Проблемы тяги (в том числе естественной) и местных сопротивлений очень легко решаемы и без дополнительных дымососов.
И, если уж разбираться, то при чём здесь коррозия на дымососах? Точка росы уходящих газов преодолевается в габаритах нового теплообменника далеко за дымососами.
Ответ же на вопрос об использовании полученного тепла также освещается в статье. Рекомендую, всё-таки, дочитать её до конца и не торопиться с выводами.
Но это уже вопрос аэродинамического расчёта газоходов с учётом новых поверхностей нагрева (наличие дымососов на котле только в плюс). Вдобавок, можно ведь установить сам теплообменник не в основном газоходе, а на байпасе.
Всё решает инженерный подход и обоснованность применяемых решений.