Энергосбережение и парниковый эффект Выполнила: Денисова Александра Евгеньевна, обучающаяся 10 класса МБОУ СОШ № 2 Российская федерация Тюменская область Ханты-Мансийский автономный округ — Югра г. Ханты-Мансийск муниципальное бюджетное общеобразовательное учреждение «Средняя общеобразовательная школа №2»
Сберечь каплю воды, кубический метр природного газа и каплю нефти, ватт электроэнергии, джоуль тепла- значит, сохранить маленький кусочек Земли в первозданном виде. «Зеленая экономика» – новый вектор устойчивого развития государства. В.В. Путин
О том, что все ресурсы надо экономить, в нашей стране заговорили почти 20 лет назад. Так, в 1992 году на законодательном уровне была принята Концепция энергетической политики России. В 1996 году приняли Федеральный закон № 28-ФЗ «Об энергосбережении». Сегодня нужно руководствоваться Федеральным законом № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» от 23 ноября 2009 года. ЗАКОНОДАТЕЛЬНАЯ БАЗА
Экономя энергию сегодня, мы сохраняем природу и энергетические ресурсы для будущих поколений. Выбросы в атмосферу при выработке энергии приводят к образованию парникового эффекта, что отрицательно сказывается на экологии нашей планеты . Энергосбережение – гарантия будущего благополучия Энергосбережение — это не только сэкономленные деньги семейного бюджета, это и забота о тех, кому предстоит жить после нас на планете Земля .
CО 2 , или оксид углерода, опасен, потому что мешает живым организмам усваивать кислород, а также является парниковым газом. Парниковые газы, такие как метан, оксиды азота, оксиды серы и СО 2 , мешают Земле отдавать лишнее тепло и, скапливаясь в атмосфере, создают над Землей оболочку, препятствующую естественному теплообмену. Биосфера суши и океан поглощает около половины выбросов СО 2 , остальное накапливается в атмосфере. Россия занимает 4 место среди стран – главных «поставщиков» парниковых газов. Климат меняется, и все живые существа страдают от дискомфорта. СО 2 — основной парниковый газ
Интересный факт Парниковый эффект на Земле был всегда. Без него океаны давно бы замерзли, а высшие формы жизни никогда бы не появились. Интересный факт Самый сильный парниковый эффект, о котором известно ученым, находится на соседней планете Венере. Её атмосфера почти целиком состоит из углекислого газа, из-за чего поверхность планеты разогрета до 475 °С.
Последствия парникового эффекта и глобального потепления: Повышенная испаряемость воды в океанах. Быстрое таяние ледников, смена климатических зон. Замедление течений, из-за чего может начаться резкое похолодание в Арктике. Сокращение площади тропических лесов, исчезновение многих видов животных.
Цель работы – изучение влияния энергосбережения семьями в быту на выделение в атмосферу парниковых газов (углекислого газа). Объект исследования — является процесс энергосбережения. Предмет исследования – углекислый газ (парниковый газ), выделяющийся в результате сгорания попутного нефтяного газа на газовых теплоэлектростанциях. Гипотеза: если экономно использовать электроэнергию в быту, то можно уменьшить выбросы в атмосферу парниковых газов (углекислого газа).
Задачи: Дать краткую характеристику энергетической отрасли Ханты-Мансийского автономного округа-Югры . Изучить потребительский спрос в электроэнергии на примере пяти семей города Ханты-Мансийска. Произвести оценочный расчёт экономии электроэнергии семьями — участниками исследования. Рассчитать объём углекислого газа, не выделившегося в атмосферу вследствие экономии электроэнергии семьями-участниками исследования. Информировать общество об экономии электроэнергии с целью пропаганды улучшения экологической обстановки в ХМАО-Югре .
Стержнем энергетической отрасли ХМАО-Югры является топливно-энергетический комплекс ОАО « Тюменьэнерго » Сургутская ГРЭС-1 Сургутская ГРЭС-2 Нижневартовская ГРЭС Няганская ГРЭС + более 600 трансформаторных подстанций напряжением 100-500 кВт Выработано электроэнергии за 2014 год-90,1 млрд. кВт.*ч
Мероприятие Снижение выбросов ПГ (млн. т экв . СО 2 ) на 2011 – 2015 гг. Электроэнергетика 6719 Производство электроэнергии 6354 На крупных электростанциях 6244 Теплоэнергетика 971 Экономия энергии и снижение выбросов парниковых газов за счёт реализации технических мероприятий программы автономного округа «Энергосбережение — повышение энергетической эффективности в Ханты-Мансийском автономном округе – Югре на 2010 — 2015 гг.»
Какие энергетические ресурсы мы используем в быту? Воду для гигиены и приготовления пищи. Тепло для обогрева помещения. Электричество для работы приборов и освещения.
Экономить энергию в быту– это просто Не преграждайте путь теплу. Не перегревайте квартиру. Больше света с меньшими затратами энергии. Когда варите и печёте, уменьшайте интенсивность пламени. Охлаждайте с умом. Маленькие специальные приборы — большие помощники в энергосбережении. Не выбрасывайте д еньги в окно. Используйте наиболее экономичные бытовые приборы. Умные хозяйки и хозяева стирают, помня об энергии.
Энергетический паспорт семьи №1 Месяц Количество израсходованной электроэнергии, кВт/ч Денежные затраты, рубли Экономия кВт/ч рубли Июль 410 922,5 0 0 Август 398 895,5 12 27 Сентябрь 375 843,75 23 51,75 Октябрь 372 837 3 6,75 Итого: 1555 3498,75 38 85,5
Энергетический паспорт семьи №2 Месяц Количество израсходованной электроэнергии, кВт/ч Денежные затраты, рубли Экономия кВт/ч рубли Июль 510 1147,5 0 0 Август 509 1145,25 1 2,25 Сентябрь 475 1091,25 34 54 Октябрь 466 1048,5 9 42,75 Итого: 1960 3285 44 195,75 Месяц Количество израсходованной электроэнергии, кВт/ч Денежные затраты, рубли Экономия кВт/ч рубли Июль 301 677,25 0 0 Август 297 668,25 4 9 Сентябрь 286 643,5 11 24,75 Октябрь 282 634,5 4 9 Итого: 1166 2623,5 19 42,75 Энергетический паспорт семьи № 3
Энергетический паспорт семьи №4 Месяц Количество израсходованной электроэнергии, кВт/ч Денежные затраты, рубли Экономия кВт/ч рубли Июль 280 630 0 0 Август 275 618,75 5 11,25 Сентябрь 234 526,5 41 92,25 Октябрь 229 515,25 5 11,25 Итого: 1018 1660,5 51 114,75 Месяц Количество израсходованной электроэнергии, кВт/ч Денежные затраты Экономия кВт/ч рубли Июль 340 765 0 0 Август 320 720 20 45 Сентябрь 270 607,5 50 112,5 Октябрь 230 517,5 40 90 Итоги: 1160 2610 110 247,5 Энергетический паспорт семьи №5
Экономия электроэнергии и денежных средств участниками исследования за четыре месяца 2014 года Месяц Экономия кВт/ч Рубли Июль 0 0 Август 42 94,5 Сентябрь 159 335,25 Октябрь 61 159,75 Итого: 262 589,5
Определение количества, израсходованного попутного нефтяного газа, и объёма, выделившегося при его сжигании углекислого газа V (топлива) = Е (э нергия) : q (удельная теплота сгорания) V (углекислого газа) = V (топлива) . с (удельное количество углекислого газа) Вид топлива Удельная теплота сгорания, кВт•ч/м 3 (для газа) Удельное количество углекислого газа, м 3 Попутный нефтяной газ 11, 4 1, 2
Определение количества, израсходованного попутного нефтяного газа, и объёма, выделившегося при его сжигании углекислого газа Расчёты для ХМАО-Югры : V (топлива) = 2,16069 . 10 14 м 3 V (СО 2 ) =2,16069 . 10 14 . 1,2 = 2,592828 . 10 14 м 3 (за 2014 год) 2) Расчёты для пяти семей: V (топлива) = 262 : 11,4 = 22,98 м 3 V (СО 2 ) = 22,98 м 3 . 1,2 = 27,58 м 3 (за 4 месяца 2014 года) Результат Пять семей, сэкономив в быту 262 кВт/ч электроэнергии за 4 месяца, сохранили 22,98 м 3 попутного нефтяного газа и предотвратили выброс в атмосферу 27,58 м 3 углекислого газа.
Вывод 1. Энергетический комплекс Ханты-Мансийского автономного округа-Югры является одним из крупнейших в стране. По производству электроэнергии в настоящее время он занимает 2 место в Российской федерации. 2. П отребительский спрос в электроэнергии для пяти семей — участников исследования за 4 месяца 2014 года составил 6859 кВт/ч. 3. Экономия электроэнергии и денежных средств семьями за 4 месяца 2014 год составила соответственно 262 кВт/ч и 589,5 рублей. 4. Вследствие экономии электроэнергии в течение четырёх месяцев семьями — участниками исследования, объём не выделившегося углекислого газа в атмосферу составил 27,58 куб. м. 5. Пропаганда сбережения электроэнергии способствует уменьшению выбросов углекислого газа в атмосферу и уменьшению парникового эффекта.
В статье приведен анализ одного из методов повышения энергетической эффективности конвертерного газа путем поочередного добавления в него водяного пара и природного газа с целью полного удаления балластного углекислого газа и обогащения его горючими монооксидом углерода и водородом на основе расчета теплотворной способности образовавшегося топлива на примере конкретного оборудования конвертерного производства металлургического комбината.
Ключевые слова: конвертерный газ, ВЭР, металлургия
В настоящее время на российских металлургических предприятиях все чаще поднимается вопрос об использовании конвертерного газа в качестве топлива. В таком случае конвертерный газ после котлов-утилизаторов и последующей очистки и охлаждения поступает в газгольдер для усреднения его состава, и может использоваться на энергетических котлах утилизационной ТЭЦ для выработки пара.
Однако в таком случае необходимо рассмотреть возможные варианты повышения энергетической эффективности конвертерного газа для наиболее полного использования его потенциала как вторичного энергоресурса и выбора наиболее экономически оправданной схемы его утилизации.
Данную работу целесообразно провести на примере реально существующего конвертерного цеха современного металлургического комбината, в состав которого входит Конвертер № 1 емкостью 330 т. и Конвертеры № 2 и № 3 по 300 т. каждый.
Рассмотрев объемный состав конвертерного газа, который приведен в Таблице 1, можно увидеть, что вторым по содержанию компонентом является диоксид углерода, который по сути является балластом, не участвующим в процессе горения при использовании конвертерного газа в качестве топлива. Для повышения энергетической эффективности конвертерного газа требуется исключить из состава газа СО2 и заменить его на горючий элемент.
Известны реакции углеводородов с диоксидом углерода, протекающие при высокой температуре (800–1600 0С):
Рассмотрев внимательно приведенные уравнения, можно сделать вывод, что чем больше диоксида углерода удаляется из газа, тем больше горючих оксида углерода и водорода образуется.
Рассмотрим следующую реакцию:
Согласно данной реакции при добавлении воды или водяного пара в конвертерный газ после ее реакции с оксидом углерода образуется горючий газ водород, а также диоксид углерода.
Таким образом, целесообразно рассмотреть способ повышения энергетической эффективности конвертерного газа путем поочередного добавления в него водяного пара для образования СО2 и H2, (согласно формуле 3) и природного газа для превращения всего объема образовавшегося углекислого газа в горючий монооксид углерода и водород (согласно формулам 1 и 2).
Для определения эффективности этого мероприятия имеет смысл рассмотреть несколько случаев:
– без добавления воды;
– добавление водяного пара для удаления 25 % монооксида углерода из исходного конвертерного газа;
– добавление водяного пара для удаления 50 % монооксида углерода из исходного конвертерного газа;
– добавление водяного пара для удаления 75 % монооксида углерода из исходного конвертерного газа;
– добавление водяного пара для удаления 100 % монооксида углерода из исходного конвертерного газа.
Каждую из указанных ситуаций имеет смысл сначала рассмотреть на примере работы Конвертера № 1, выход конвертерного газа из которого составляет 380 тыс. м3/час.
В случае № 1, при котором вода не добавляется, конвертерный газ, состав которого приведен в Таблице 1, вступает в реакцию с природным газом. Состав природного газа приведен в Таблице 2.
Зная состав конвертерного газа, можно в соответствии с процентным содержанием горючих элементов определить его теплоту сгорания, которая в данном случае составит:
Для получения газа с максимально возможной в данном случае энергетической эффективностью необходимо полностью удалить из его состава углекислый газ.
Из курса химии известно, что отношение объемов, участвующих в реакции газов, равно отношению их стехиометрических коэффициентов.
Тогда для реакции (1) справедливо следующее соотношение:
для реакции (2) аналогичное соотношение выглядит так:
— стехиометрические коэффициенты в уравнении реакции (1) (
— стехиометрические коэффициенты в уравнении реакции (2) (
— объемы метана, этана и диоксида углерода, принимающих участие в реакциях (1) и (2) соответственно.
Воспользовавшись данными соотношениями, зная состав и объем конвертерного газа, можно определить необходимое количество природного газа, добавление которого позволит полностью исключить из состава углекислый газ.
При расходе конвертерного газа, равном 380 м3/ч, количество необходимого природного газа составит 73,6 тыс. м3/ч.
В таблице 3 приведен процентный и объемный состав газа, образующегося после добавления природного газа в конвертерный после Конвертера № 1
Состав ипараметры образовавшегося газа (случай №1)
Теплоемкость в первом приближении рассчитана для температуры 9000С, т. к. при понижении температуры ниже указанной отметки, в реакциях углекислого газа с углеводородами (1) и (2) равновесие смещается влево.
Во втором рассматриваемом случае в конвертерный газ добавляется водяной пар в количестве, необходимом для удаления 25 % монооксида углерода.
Используя обозначенный выше метод стехиометрических коэффициентов для уравнения (3), можно составить следующее соотношение:
— объемы монооксида углерода и водяного пара, принимающих участие в реакции.
Воспользовавшись указанным соотношением, зная состав и объем конвертерного газа, аналогично предыдущим расчетам можно определить необходимое количество водяного пара, добавление которого в конвертерный газ позволит сократить количество монооксида углерода в его составе на 25 %, при этом увеличив содержание водорода и диоксида углерода, который в дальнейшем будет исключен полностью после добавления природного газа. В таблице 4 приведен состав газа, образовавшегося после добавления водяного пара и удаления 25 % монооксида углерода.
Параметры газа после удаления 25% монооксида углерода
Основываясь на реакциях (1) и (2), а также используя соотношения (4) и (5), можно определить, что в таком случае для полного удаления диоксида углерода из состава газа потребуется 131 295,5 м3/ч природного газа. Состав, количество и параметры получившегося после смешения газа сведены в Таблицу 5.
Состав параметры образовавшегося газа (случай №2)
Аналогичным образом можно рассчитать состав получившегося газа для случаев № 3–5, т. е. поочередно для случаев исключения из состава первоначального конвертерного газа монооксида углерода в количествах 50 %, 75 %, 100 % за счет добавления водяного пара и последующего добавления природного для удаления диоксида углерода. Полученные данные сведены в таблицы 6–8:
Состав параметры образовавшегося газа (случай №3)
Состав параметры образовавшегося газа (случай №4)
Состав параметры образовавшегося газа (случай №5)
Как видно из приведенных таблиц, чем больше монооксида углерода удаляется из конвертерного газа после добавления водяного пара, тем ниже теплота сгорания газа после удаления из него диоксида углерода.
Рис. 1. Изменение теплоты сгорания газа при различном количестве удаляемого СО.
Кроме того, чем больше добавляется пара для удаления СО, тем больше требуется природного газа для удаления диоксида углерода, что значительным образом сказывается на величине затрат на реализацию описанного мероприятия. При этом неоправданно увеличивается объем требуемого хранилища газа (газгольдера).
Таким образом, очевидно, что наиболее оптимальным во всех отношениях является реализация режима № 1, когда природный газ добавляется сразу в конвертерный без предварительного удаления СО.
В результате расчета теплового расчета реакций (1) и (2) была рассчитана температура смешанного газа, которая при первоначальной температуре на выходе из конвертера 1600 0С будет составлять 1016 0С. Полученное значение температуры превышает 900 0С, что обеспечивает наиболее полное превращение газов в процессе реакций (1) и (2).
Таким образом, добавление природного газа в конвертерный для проведения углекислотной конверсии позволяет увеличить теплоту сгорания газа с 8,99
Количество теплоты, которое может быть получено в таком случае при использовании газа от всех трех конвертеров, по результатам расчетов составляет:
в то время как суммарное количество теплоты, которое может быть получено от котлов-утилизаторов и энергетических котлов при сжигании конвертерного газа первоначального состава и рассчитанного количества природного газа в чистом виде, составит:
В таком случае увеличение количества теплоты, составит:
Таким образом, исходя из описанного выше, наиболее эффективным способом повышения энергетической эффективности конвертерного газа является добавление природного для осуществления углекислотной конверсии метана и этана и удаления 100 % углекислого газа без добавления водяного пара.
Основные термины (генерируются автоматически): конвертерный газ, водяной пар, природный газ, монооксид углерода, объемная доля, объемный состав, состав, теплота сгорания, энергетическая эффективность, образовавшийся газ.
Перспективы использования природного газа в глобальной системе мирового энергообеспечения
NATURAL GAS USE PERSPECTIVES IN THE GLOBAL ENERGY SUPPLY SYSTEM
BESSEL V.V.1,2, MINGALEEVA R.D.1
1 National University of Oil and Gas «Gubkin University», Moscow, 119991, Russian Federation
2 NewTech Services LLC, Moscow, 115162, Russian Federation
На основании анализа статистических данных за последние 40 лет показан опережающий рост энергопотребления по сравнению с ростом численности населения Земли, что связано с изменением технологических укладов и ростом уровня энергетического комфорта. Представлен опережающий рост потребления газа и энергии возобновляемых источников, что связано с их энергетической эффективностью и экологической чистотой. Проанализированы запасы органического топлива в мире, а также показатель обеспеченности ресурсами существующего уровня добычи природного газа (R-P-R), на основании чего обосновано предположение, что природный газ будет доминирующим видом органического топлива как минимум в первой половине текущего века. С учетом темпов развития возобновляемой энергетики сделан вывод о перспективности применения «гибридных технологий» энергообеспечения, особенно в отдаленных и труднодоступных регионах.
Based on the analysis of statistical data over the past 40 years a faster growth in energy consumption compared to the growth in the world’s population is shown that is associated with a change in technological structures and with energy comfort level increase. The outstripping growth in natural gas and renewable energy sources consumption is shown that is associated with their energy efficiency and environmental friendliness. The world’s fossil fuel reserves as well as the Reserves-to-Production ratio of natural gas (R-P-R) are analyzed and the assumption is demonstrated that natural gas will be the dominant type of fossil fuel, at least in the first half of the XXI century. Taking into account the rate of renewable energy sources development it is concluded that the use of «hybrid technologies» of energy supply is promising, especially in remote and hard-to-reach regions.
ВЫВОДЫ • Запасы углеводородов огромны, с учетом концепции их абиогенного генезиса – практически не ограничены, однако существующие технико-технологические ограничения позволяют вовлечь в разработку их незначительную часть. Это обосновывает практический тезис об их ограниченности на современном этапе технологического развития. • В долгосрочной перспективе будет наблюдаться устойчивый рост доли потребления природного газа в мировом балансе энергопотребления. • Природный газ будет главенствующим энергетическим ресурсом, как минимум, первой половины ХХI века, как самый энергетически эффективный и экологически чистый вид органического топлива. Развитая инфраструктура транспортировки природного газа как по магистральным газопроводам, так и в сжиженном состоянии, а также постоянно развивающаяся и совершенствующаяся инфраструктура для его потребления делают природный газ самым эффективным и доступным видом органического топлива. • Очевидна тенденция постоянного роста энергопотребления в ХХI веке, что связано как с ростом населения Земли, так и с увеличением потребления энергии на душу населения. Тепловая энергетика, базирующаяся на сжигании органического топлива и использовании энергии атома, будет доминировать в мировом энергобалансе, но ее доля будет постепенно снижаться. В среднесрочной перспективе продолжится увеличение доли природного газа в мировом энергетическом балансе с растущим вкладом в энергообеспечение ВИЭ, которые будут развиваться в виде «гибридных» технологий. В связи с этим стратегию устойчивого развития энергетики для удовлетворения растущих потребностей человечества в энергии можно определить как дальнейшее и опережающее развитие добычи и использования для энергетических нужд природного газа и как значительные инвестиции в развитие «гибридных» технологий с применением альтернативных источников энергии.
Об эффективности энергетического использования попутного нефтяного газа
Литвак В.В., Яворский М.И., Томский политехнический
университет,
Региональный центр управления энергосбережением
Подготовка товарной нефти предусматривает
освобождение ее от попутного нефтяного газа (ПНГ),
обеспечивает технологическую безопасность, а его утилизация – экологические
обязанности. Содержание нефтяного газа в добываемой нефти для разных
месторождений существенно различается, лежит в пределах (для месторождений
Томской области) от 30 до 80 м3/т.
Мировая практика нефтедобычи и
высокие экологические требования довели уровень утилизации ПНГ до 98-99%. К
сожалению, на многих месторождениях России такой уровень утилизации в настоящее
время недостижим. Основная причина этого состоит в том, что разрабатываемые
месторождения находятся в труднодоступных районах, удаленных от магистральных
газопроводов, а высокие капиталозатраты, требуемые
для обустройства компрессорных станций и газопроводов, как правило, не
включаются в число первоочередных. В результате значительное количество
попутного нефтяного газа сжигается в факелах, загрязняя атмосферу.
Сегодня известно большое
количество способов утилизации попутного нефтяного газа. Среди них:
·
сбор, компренирование (?), транспортировка;
·
компренирование (?) и возврат в пласт (????);
·
сжигание в энергетических установках;
·
физико-химическая переработка в жидкое топливо.
Утилизация ПНГ является
безальтернативной перспективой эксплуатации нефтяных месторождений, поскольку
варварство его сжигания в факелах не будет далее терпимо обществом.
Энергетическое использование
ПНГ может оказаться экономически эффективным в достаточно широком диапазоне
объемов и состава. В связи с этим необходимо исследование экономической
эффективности при действующих и перспективных тенденциях экономики в стране и
регионе.
На экономическую эффективность
энергетических установок влияют в общем случае две взаимопротивоположные
тенденции:
·
изменение стоимости капиталовложений (инвестиций) энергетической
установки и установок по сбору и подготовке ПНГ;
·
изменение тарифов на электроэнергию, налогов за выбросы загрязняющих
газов в атмосферу и затрат на эксплуатацию.
В связи с этим
возможно представить следующие экономические ситуации и стратегии по их
разрешению:
Рисунок 1. Предельные ситуации и стратегии
1.
При высокой стоимости капиталовложений и
тенденции их роста, сопровождающейся низкими энергетическими тарифами, может
быть принято единственное решение о невозможности энергетического использования
ПНГ.
2.
При высоких капиталовложениях и высоких
тарифах с перспективой их дальнейшего роста эффективность выработки
электроэнергии будет возрастать, но необходимы поиски других, менее
капиталоемких технологий, в том числе и неэнергетических.
3.
Низкие стоимости капиталовложений и
высокие тарифы делают энергетическую утилизацию ПНГ внеконкурентной,
и оценки экономической эффективности необходимы лишь для выбора мощности, типа,
количества агрегатов и т.п.
4.
Низкие капиталовложения и низкие тарифы
на электроэнергию представляют неопределенную и ??? ситуацию,
поскольку противоречат реально существующим тенденциям.
Отмеченные здесь предельные ситуации и стратегии
оставляют широкое поле промежуточных случаев, в каждом из которых необходима
выработка грамотных технических и особенно экономических решений. Основой этих
решений является определение срока окупаемости инвестиций t, при котором чистая дисконтированная стоимость становится равной
первоначальным инвестициям:
где k –
размер инвестиций; P(t) –
номинальная годовая прибыль, получаемая в t-году; — реальная годовая процентная
ставка; r – номинальная процентная ставка; i – годовой коэффициент инфляции; —
коэффициент дисконтирования.
Хотя критерий срока окупаемости t в такой форме является несколько упрощенным, но, безусловно, является
уверенным ориентиром для многовариантных, сценарных расчетов. Именно к такой
группе задач относится и рассматриваемая. Необходимо
выявить и описать зону технико-экономической целесообразности утилизации ПНГ в
энергетических установках. Такое описание может представлять собой линию
разграничения, где критерий эффективности не превышает заданного значения.
Поскольку на разных месторождениях сосредоточены
разные объемы ПНГ, что обеспечивает разную производительность, дальнейшие
расчеты целесообразно вести исходя из затрат на единичную мощность 1 кВт. Тогда
могут успешно сравниваться объекты, разные по мощности, производительности,
отпуску электроэнергии и т.п.
Капитальные вложения в этом случае складываются из:
· капвложений на строительство, монтаж, оборудование
электростанции;
· капвложений на устройства сбора, компренирования
(?) и транспортировки газа.
Издержки
эксплуатации при создании такой электростанции состоят из:
· расходов по эксплуатации;
· платежей по кредитам;
· платежей за выбросы загрязняющих газов;
· платежей за покупную электрическую и тепловую энергию;
· амортизационных отчислений;
· платежей за топливо (за потребляемый газ, если его
цена будет установлена);
· арендной платы за использование сетей энергоснабжающей организации;
· зарплаты персонала и др.
В
результате эксплуатации электростанции возникают доходы:
· поступления от продажи электрической и тепловой
энергии;
· снижение платежей за выбросы загрязняющих газов;
· снижение платежей за получаемую энергию.
Сопоставление доходов, расходов и требуемых инвестиций
позволяет сделать вывод об их эффективности. Действующие сегодня цены и тарифы
делают в большинстве случаев энергетические проекты малоэффективными даже при
нулевой стоимости топлива.
Пример. Электростанция стоимостью 30 тыс. руб. в
течение года вырабатывает и отпускает 6 тыс. кВт·ч электроэнергии по цене 52,8
коп./кВт·ч. Определить, в
течение какого времени окупятся капиталовложения, если пренебречь другими
составляющими доходов и расходов. Срок освоения проекта принимается равным году. Годовой доход от продажи электроэнергии
составит:
а
срок окупаемости равен:
r=0,25; i=0,14, q=(0,25-0,14)/(1+0,14)=0,096; a=1/(1+0,096)=0,912.
Таким образом, даже при отсутствии затрат на топливо, а
это, по сути, главная составляющая себестоимости, такая электростанция
экономически неэффективна.
Естественно, возникает вопрос о том, как должны
измениться расходы и доходы, чтобы энергетические проекты становились
экономически эффективными. Уменьшение стоимости капиталовложений весьма
маловероятно, поэтому должны расти цены на электроэнергию и платежи за выбросы.
I – Р=4 тыс. руб./год.
II – Р=5 тыс. руб./год.
III – Р=7 тыс. руб./год.
IV – Р=10 тыс. руб./год.
На рис. 2 показаны зависимости срока окупаемости от
величины удельных капвложений при разных уровнях доходности. Очевидно, нынешние
тарифы на электроэнергию (основная статья дохода) не обеспечивают быструю
окупаемость капиталовложений, и только увеличение в 2,5 раза делает проект
привлекательным для инвестиций.
На
рис. 3 показаны, по сути, те же зависимости срока окупаемости от доходности при
разных величинах удельных капиталовложений:
I – k=30 тыс.
руб./кВт
II – k=20 тыс.
руб./кВт
III – k=15 тыс.
руб./кВт.
Здесь
проявляется тот же характер взаимосвязи: если вдвое снизить удельные
капиталовложения, то срок окупаемости проекта быстро приближается к приемлемому
уровню.
Линии
постоянного уровня срока окупаемости в координатах «инвестиции-доходы» показаны
на рис. 4.
1.
Существующие соотношения стоимости
капиталовложений и тарифов на электроэнергию определяют низкую инвестиционную
привлекательность установок энергетического использования попутного нефтяного
газа. Увеличение тарифов на электроэнергию в 2,5-3 раза (до уровня мировых цен)
приводит к приемлемым срокам окупаемости.
ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ УТИЛИЗАЦИИ ПОПУТНОГО ГАЗА
Ключевые задачи предприятий нефтегазового комплекса на ближайшие годы определены необходимостью утилизации и переработки попутного нефтяного газа. На протяжении многих лет нефтегазовый комплекс оставался основным загрязнителем воздуха и окружающей среды за счет повсеместного сжигания больших объемов попутного нефтяного газа. На его долю приходилось до 30% вредных выбросов всего промышленного комплекса страны. В то же время специфика добычи ПНГ заключается в том, что он является побочным продуктом добычи нефти. Отсутствие инфраструктуры для его сбора, подготовки, транспортировки и переработки долгое время были основной причиной нерационального использования ПНГ.
ПРОГРАММЫ УТИЛИЗАЦИИ ПНГ
При сложившихся ценах на ПНГ создавать инфраструктуру для транспортировки его на ГПЗ с целью дальнейшей переработки экономически невыгодно. Между тем, сжигание газа в факелах приводит к существенным экономическим потерям. По расчетам института энергетической стратегии, сжигание 1 млрд. куб.м попутного газа эквивалентно потере товарной массы на сумму более 300 млн. долларов. После ратификации Россией Киотского протокола, с учетом его требований по ограничению выбросов парниковых газов, сжигание ПНГ в факелах приводит к дополнительным убыткам в объеме от 3 до 5 млрд. долларов. В связи с этим проблема утилизации попутного газа приобрела актуальность для многих предприятий нефтегазового комплекса.
Практически во всех компаниях нефтегазовой отрасли уже на протяжении ряда лет реализуются программы по энергосбережению и повышению энергоэффективности. Предприятия постоянно расширяют арсенал энергоэффективных технологий. В добыче значительные возможности энергосбережения связаны с утилизацией попутного нефтяного газа (ПНГ) для выработки собственной электроэнергии, а также с утилизацией отводимого тепла (когенерацией). Рост тарифов на электроэнергию после перехода к рынку непредсказуем и уже сегодня составляет 15-30% ежегодно. Поэтому развитие собственных источников электроэнергии становится все более актуальным для нефтегазового бизнеса.
Постановление Правительства РФ от 8 января 2009 года «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установка» обязало нефтяников обеспечить целевой показатель сжигания ПНГ на 2012 год и последующие годы в размере не более 5%. За сверхлимитное сжигание попутного газа к нефтегазовым компаниям применяются штрафные санкции.
И, напротив, для предприятий, применяющих энергоэффективные технологии для обеспечения целевых показателей утилизации попутного газа, в соответствии с Постановлением Правительства РФ №308 от 16 апреля 2012 года (Об утверждении перечня объектов, имеющих высокую энергетическую эффективность, для которых не предусмотрено установление классов энергетической эффективности) предусмотрены налоговые льготы. Так, в соответствии со ст. 259.3. п. 4 Налогового Кодекса РФ (N 261-ФЗ от 23.11.2009) при использовании для выработки электроэнергии микротурбинных и газотурбинных установок, работающих на попутном нефтяном газе, предприятие может в 2 раза быстрее списать затраты, понесенные на приобретение оборудования, в счет уменьшения налогооблагаемой прибыли. Кроме того, в соответствии со ст. 381 п.21 Налогового Кодекса РФ (№ 132-ФЗ от 07.06.2011) предприятие освобождается от налога на имущество, составляющего 2,2% в год от стоимости оборудования, сроком на 3 года.
В связи с этим, применение микротурбин обеспечивает нефтегазовым предприятиям дополнительную экономию расходов на строительство собственной автономной электростанции на месторождении, в отличие от газопоршневых установок, которые не подпадают под действие данного законодательства.
ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ И ИННОВАЦИИ
Несмотря на востребованность автономных источников энергии, интенсивное развитие автономной генерации долгое время сдерживалось слабой отечественной материально-технической базой. Традиционное генерирующее оборудование — промышленные газотурбинные электростанции, газопоршневые и дизельные генераторы, к сожалению, не всегда отвечают требованиям надежности и энергоэффективности объектов нефтегазовой инфраструктуры. В частности, до сих пор существует проблема подбора генерирующего оборудования для автономных электростанций небольших нефтегазовых объектов в диапазоне мощностей до 10-20 МВт. Ранее для обеспечения потребностей таких объектов использовались большие газовые турбины. Имея большую, чем необходимо, мощность, они эксплуатировались на низкой нагрузке, что сводило на нет экономику их применения. Другим вариантом было использование авиационных или судовых двигателей, находящихся в заданном диапазоне мощностей, но имеющих низкие показатели эффективности и слабые эксплуатационные характеристики.
Использование газопоршневых установок на объектах нефтегазового комплекса также часто сопряжено с рядом сложностей, связанных с жесткими требованиями техники к составу топлива и дорогостоящим сервисным обслуживанием. Высокий риск детонации не позволяет использовать их на месторождениях с низким качеством топлива или содержанием сероводорода свыше 0,1% без строительства системы предварительной газоподготовки, что значительно увеличивает капитальные затраты на внедрение и эксплуатацию газопоршневых электростанций. Зачастую из-за высокого риска детонации газопоршневые станции эксплуатируются с нагрузкой не более 40-60% от номинальной мощности. Это приводит к повышению расходов на обслуживание оборудования и его быстрому выходу из строя.
Трансфер ведущих мировых достижений в области теплоэнергоснабжения и приход на российский рынок нового поколения генерирующего оборудования — микротурбин Capstone сделали возможным выработку нового подхода к обеспечению качественной и недорогой электроэнергией нефтегазовых объектов. Этот подход выражается в главном принципе — «включи и работай», в основе которого лежит надежное оборудование высокой степени заводской готовности, отличающееся полностью автоматизированной системой управления, отличными техническими характеристиками и потребительскими свойствами. Микротурбины Capstone были разработаны специально для промышленного применения.
Сравнение микротурбин Capstone c промышленными газотурбинными электростанциями и газопоршневыми установками:
РЕШЕНИЕ ПО УТИЛИЗАЦИИ ПНГ
Одним из эффективных путей использования попутного газа и минимизации вредных выбросов в атмосферу является выработка электроэнергии и тепла для обеспечения собственных нужд нефтегазовых месторождений. Сегодня подобные проекты реализует большинство крупных представителей нефтегазового комплекса, среди которых: ЛУКОЙЛ, ГАЗПРОМ, ТНК-BP, ТАТНЕФТЬ, НОВАТЭК, ИТЕРА, ТATEX и другие. Наибольшую актуальность эти проекты приобрели в свете обязательств нефтяников перед государством обеспечить утилизацию ПНГ в объеме не менее 95% к 2012 году. Сложившиеся рыночные цены на ПНГ сделали невыгодным процесс его транспортировки и переработки на газоперерабатывающих заводах.
Применение микротурбин Capstone открывает широкие возможности для эффективной утилизации попутного газа. Производство электричества из практически бросового сырья позволяет снизить себестоимость собственной электроэнергии месторождений в 2-3 раза по сравнению с сетевыми тарифами, что ведет к значительному снижению энергоемкости нефтедобычи в целом и позволяет избежать экологических штрафов. Автономные электростанции на основе микротурбинных становок отвечают самым жестким требованиям по энергобезопасности и экологичности.
Сравнение экологических показателей различных видов энергетического оборудования:
Допустимое содержание сероводорода в топливе для микротурбин Capstone – до 7%
Главным достоинством микротурбин Capstone при реализации проектов утилизации ПНГ является способность работать на неподготовленном попутном газе с переменным компонентным составом, различной теплотворной способностью и содержанием сероводорода до 7%. Особенности конструкции двигателей и применение специальных антикоррозийных материалов обеспечивают возможность сжигания попутного газа в установках напрямую без предварительной газоочистки. При этом полностью исключен риск повреждения двигателя вследствие низкого качества топлива, что выгодно отличает их от газопоршневых агрегатов, способных работать только на магистральном газе или очищенном ПНГ с содержанием H2S не более 0,1%. Это позволяет сэкономить на строительстве сложной системы газоочистки и ее последующей эксплуатации, сократив затраты на обслуживание всей системы в 3-4 раза по сравнению с газопоршневыми решениями. В результате срок окупаемости электростанций на базе микротурбинных установок составляет в среднем 2-4 года.
ПРЕИМУЩЕСТВА АВТОНОМНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ НА ПОПУТНОМ НЕФТЯНОМ ГАЗЕ
ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ГАЗОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ БПЦ В РОССИЙСКИХ ПРОЕКТАХ УТИЛИЗАЦИИ ПНГ
Теплоэлектростанция на базе 4-х ГТУ OPRA, Родниковское нефтяное месторождение
Более 10 лет БПЦ Инжиниринг реализует проекты по утилизации попутного газа. Энергоцентры на базе газовых турбин нового поколения уже функционируют на месторождениях крупнейших нефтяных компаний, таких как ОАО «ТНК-ВР», ОАО «ЛУКОЙЛ», ЗАО «ТАTEX». Сегодня примерами решения проблемы утилизации попутного газа с помощью применения инновационных технологий и оборудования могут служить уже построенные электростанции, среди которых: энергоцентр на Родниковском месторождении ТНК-ВР на базе 4 ГТУ OPRA (8 МВт); Вахитовском месторождении ОАО «Оренбургнефть», на котором установлены 6 газовых турбин OPRA общей мощностью 12 МВт. В 2010 году завершено строительство газотурбинной электростанции 16 МВт на Западно-Малобалыкском месторождении (ОАО НК «РуссНефть»), в основе которой 8 газовых турбин OPRA. Микротурбины Capstone хорошо зарекомендовали себя на Онбийском и Погромненском нефтяных месторождениях, эксплуатирующихся уже более 4 лет. На территории установки предварительного сброса воды (УПСВ) «Шемети» ООО «УралОйл» в октябре 2009 года введена в эксплуатацию первая в Прикамье микротурбинная электростанция мощностью 195 кВт, способная без специальной системы очистки перерабатывать весь попутный газ Шеметинского месторождения, а это около 600 тыс. кубических метров в год. На сгенерированной таким образом энергии работают насосы системы поддержания пластового давления, ежегодно экономя предприятию, с учетом платежей за сверхлимитные выбросы, более 2 млн. рублей. Автономная электростанция на основе микротурбин Восточно-Сотчемью-Талыйюского нефтяного месторождения ЗАО «Печоранефтегаз» использует в качестве топлива попутный нефтяной газ с содержанием сероводорода 1,15% напрямую с сепаратора. Исключительные эксплуатационные характеристики микротурбин оценили многие нефтегазодобывающие компании, и сегодня они внедряются на целом ряде нефтепромыслов: Никольском нефтяном месторождении ОАО «Богородскнефть», Полазненском, Мало-Усинском, Кустовском и других нефтяных месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» в Пермской области, Гарюшкинском нефтяном месторождении ЗАО «ПермьТОТИнефть» и других. На сегодняшний день для реализации проектов утилизации ПНГ на территории России компанией БПЦ Инжиниринг поставлены более 100 газовых турбин нового поколения совокупной электрической мощностью порядка 53 МВт, способных в общей сложности утилизировать более 160 млн. куб. м попутного нефтяного газа ежегодно.
Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей
к.т.н., профессор РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, исполнительный вице-президент
ГК «НьюТек Сервисез»
старший преподаватель кафедры термодинамики и тепловых двигателей
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
потребление энергии, баланс энергопотребления, органическое топливо, природный газ, запасы, добыча, Reserves-to-Production ratio, инфраструктура потребления, возобновляемые источники энергии, гибридные технологии энерго-обеспечения
energy consumption, energy consumption balance, fossil fuels, natural gas, reserves, production, Reserves-to-Production ratio, consumption infrastructure, renewable energy sources, hybrid energy technologie