Программа: 22. 09. 2009 г. Заезд участников конференции и регистрация в холле 1-го этажа 15

Вид материала

Способы энергосбережения на базе современных газотурбинных технологий при теплоэнергоснабжении коммунальных и производственных п
Опыт применения контактных водонагревателей для энергосберегающей реконструкции систем теплоснабжения
Снижение себестоимости 1 Гкал
Що таке "зелений тариф", механізм його дії та практика застосування в Україні
Газобетон неавтоклавного тверднення – технологія та перспективи виробництва в Україні

Подобный материал:

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Регулирование температуры ГВС

Автоматическая система регулирования потребления тепла с коррекцией по погодным условиям и температуры ГВС состоит из двух независимых автоматических регуляторов, управляющие части которых объединены в одном тепловычислителе ВКТ-5 .

Регулятор предназначен для поддержания сравнительно неизменной температуры воды горячего водоснабжения. Регулятор вычисляет отклонение заданного значения температуры горячей воды. При наличии отклонения с абсолютным значением, превышающим ширину зоны нечувствительности, формируется управляющее воздействие в соответствии с законом ПД-регулирования. Если отклонение лежит внутри зоны нечувствительности, то управляющее воздействие отсутствует.

При возникновении диагностируемых нештатных ситуаций регуляторами формируются импульсы положительного управляющего воздействия максимальной длительности, что вызывает полное открытие исполнительного механизма.

Измерение объемного расхода воды в автоматической системе регулирования производится электромагнитными преобразователями расхода.

Принцип работы электромагнитного преобразователя расхода основан на явлении электромагнитной индукции. При движении электропроводящей жидкости в поперечном магнитном поле, в ней, как в проводнике, наводится электродвижущая сила (э.д.с). Величина наведенной э.д.с. пропорциональна средней по сечению скорости потока измеряемой среды.

Поперечное магнитное поле создается с помощью пары катушек (индуктора), расположенных снаружи немагнитной трубы первичного преобразователя, устанавливаемого в разрыв трубопровода с измеряемой средой.

Для измерения величины наведенной э.д.с используются два электрода, расположенных в одном поперечном сечении немагнитной трубы заподлицо с внутренней поверхностью футеровки (фторопласта), изолирующей их от металлического трубопровода с измеряемой средой.

Измерение температуры теплоносителя производится однотипными термопреобразователями сопротивления с НСХ 100П, Pt100, 100М, 500П или Pt500.

Принцип действия термопреобразователя сопротивления основан на использовании зависимости электрического сопротивления материала чувствительного элемента от температуры. Чувствительный элемент выполнен напылением или в виде спирали из платиновой или медной проволоки и помещен в защитную оболочку.

Сигналы от первичных преобразователей в вычислителе ВКТ-5 преобразуются в цифровые коды и подвергаются математической обработке по программе, заложенной в его памяти. На основе результатов обработки на выходах вычислителя формируются импульсы управления исполнительными механизмами регуляторов.

Эксплуатация и техническое обслуживание системы регулирования тепла

Эксплуатация системы сводится к считыванию с ВКТ-5 текущих и архивных показаний и внешнему осмотру системы. Считывание показаний производится не реже одного раза в месяц. Во время считывания по архиву проверяется наличие нештатных ситуаций и своевременно принимаются меры к их устранению.

Во время эксплуатации, за исключением времени считывания показаний или проведения регламентных работ, щит КИПиА должен находиться запертым на ключ, с целью исключения несанкционированного доступа.

Техническое обслуживание системы производится по технологическим картам – «Технологическая карта КТП-ТС-П-То» по проведению технического обслуживания тепловых установок индивидуального теплового пункта системы теплоснабжения здания.

Ежедневное техническое обслуживание системы заключается в систематическом наблюдении за режимами ее работы. Ежедневный осмотр необходим для своевременного обнаружения неисправностей в работе вычислителя, датчика расхода, датчиков температуры и исполнительных механизмов.

Сезонное техобслуживание необходимо для подготовки к отопительному сезону и к окончанию отопительного сезона. Состав работ, выполняемых в начале отопительного сезона:

Проверка работоспособности датчиков температуры и преобразователя расхода;
Проверка соединений силовых кабелей, изоляции, заземления;
Обслуживание электроприводов и регулирующих органов в соответствии с документацией на них. Проверка работоспособности регулирующих органов и электроприводов;
Настройка (при необходимости) теплового графика;
Корректировка (при необходимости) недельной программы;
Установка рабочих режимов системы регулирования;
Перевод системы регулирования в зимний режим работы;
Проверка работы систем блокировок.

По окончании отопительного сезона система регулирования переводится на летний режим работы.

Периодически, не реже одного раза в год, необходимо проверять:

состояние электропроводки, и своевременно устранять неисправности;
надежность контактных соединений и, при необходимости, подтягивать ослабшие зажимные винты;
показания времени вычислителем, и в случае необходимости его корректировать.

В срок, с периодичностью, указанной в паспортах, необходимо проводить поверку измерительного оборудования. В случае выхода из строя первичного преобразователя или вычислителя ВКТ, незамедлительно ставить об этом в известность организацию, обслуживающую систему регулирования.

Способы энергосбережения на базе современных газотурбинных технологий при теплоэнергоснабжении коммунальных и производственных потребителей.

А. Б. Дубинин, Р. А. Дубинин, П. Г. Антропов

Саратовский государственный технический университет

ООО «Сименс», г. Москва.

Конечной целью энергосберегающих мероприятий является экономия первичных невозобновляемых ресурсов, то есть снижение их удельного расхода на выработку единицы продукции. Теплофикация по своей сути представляет собой способ экономии топлива в энергосистемах, где альтернативой комбинированной выработке электроэнергии и теплоты является раздельная. Получившие в последнее время распространение газотурбинные мини-ТЭЦ дают заметную экономию топлива при различных степенях централизации теплоэнергоснабжения. Особенно эффективными они могут оказаться в комбинированных однотрубных системах теплоснабжения. Здесь районные и загородные ТЭЦ (паротурбинные или парогазовые) используются для дальнего горячего водоснабжения. В котлах-утилизаторах газотурбинных мини-ТЭЦ вода догревается до температур необходимых для отопления. При необходимости может генерироваться технологический пар.

Как правило, газотурбинные установки мини-ТЭЦ выполняются по простым схемам и реализуют термодинамический цикл Брайтона. При этом температура уходящих из котла-утилизатора газов может иметь ограничения по условиям низкотемпературной коррозии поверхностей нагрева и не должна быть ниже 363…373 К. Ее величина может определяться и температурным напором в котле-утилизаторе между теплоносителем теплового потребителя (например, обратной сетевой водой) и уходящими газами. Это приводит к тому, что для целей теплоснабжения используется не вся отводимая от термодинамического цикла теплота, а только ее часть. Вследствие этого одна часть электроэнергии ГТУ вырабатывается комбинированным способом, другая раздельным, с отводом теплоты в окружающую среду. Это приводит к уменьшению экономии топлива по сравнению с раздельной выработкой. Более того, при определенных значениях степени утилизации отводимой от газового цикла теплоты и электрического КПД ГТУ возможен и перерасход топлива.

Экономия топлива часто является определяющим фактором при сравнении вариантов теплоэнергоснабжения. Поэтому в качестве дополнительного термодинамического критерия эффективности целесообразно использовать величину относительной экономии топлива

, определяемой по формуле

где -абсолютная реальная экономия топлива на самой ТЭЦ или в энергетической системе

, где она функционирует: В-расход топлива газотурбинной установкой; В^*-расход топлива в альтернативном варианте, то есть при раздельной (некомбинированной) выработке соответствующих количеств электрической и тепловой энергий.

Величины ∆В, В^*, В и

могут определяться как в единицу времени, так и за определенный период с учетом графика потребления тепловой и электрической энергии. При этом возможные отклонения в выработке электрической энергии от номинального режима должны компенсироваться соответствующим количеством из энергосистемы с последующим пересчетом в расход органического топлива.

Фактически

показывает количество сэкономленного топлива в энергосистеме (или на мини-ТЭЦ), приходящееся на 1 кг сожженного в камере сгорания. Установлено, что основными факторами, определяющими

, являются электрический КПД ГТУ η_Э , степень использования отводимой от цикла теплоты φ, коэффициент использования теплоты топлива (когенерационного КПД) К₁теплофикационной частью цикла. Перечисленные величины зависят как от параметров цикла, так технологической (тепловой) системы ГТУ. Увеличение каждой из них приводит к росту относительной экономии. Однако эти величины взаимосвязаны и неоднозначно (например, рост η_Э может сопровождаться уменьшением φ и наоборот). Характер и степень взаимосвязи, а также их влияние на

зависят от конкретных условий. В результате оптимальные параметры, соответствующие максимуму

, могут существенно отличаться от параметров, определенных из условия максимумов известных критериев.

Повышение топливной эффективности газотурбинных мини-ТЭЦ может быть достигнуто и схемными решениями. Такой подход целесообразен при сооружении ТЭЦ с использованием стандартного газотурбинного оборудования, предлагаемого отечественными и зарубежными фирмами. Перспективными решениями, позволяющими увеличить экономию топлива, являются следующие: 1) применение внутрицикловой регенерации; 2) предварительный подогрев поступающего в компрессор воздуха газами, уходящими из котла-утилизатора; 3) впрыск холодной воды в сжатый в компрессоре воздух с последующей внутрицикловой регенерацией теплоты; 4) использование котлов-утилизаторов и газовоздушных теплообменников конденсационного типа со снижением температур уходящих газов да 320…340 К.

Подобные выводы можно сделать и для когенерационных газотурбинных установок. Во всех случаях при определении действительных масштабах энергосбережения необходимо учитывать системные факторы; системы топливоснабжения, замещаемые электро- и теплогенерирующие установки и т. д.

Предложены рациональные схемы газотурбинных мини-ТЭЦ с газотурбинными установками малой и средней мощности зарубежных и отечественных изготовителей. Показано, что относительная экономия топлива может быть увеличена на 25…30% по сравнению с простейшими схемами при незначительном увеличении капитальных вложений.

Опыт применения контактных водонагревателей для энергосберегающей реконструкции систем теплоснабжения

к.т.н., Королевич А.Я., Ходак А.П. НП ООО «ЛОТА»

Одним из перспективных направлений, обеспечивающих реальную экономию энергоносителей и снижение затрат на отопление и технологическое теплопотребление является создание локальных систем теплоснабжения.

Однако специфика работы локальных отопительных котелен, особенно предназначенных для использования в коммунальной энергетике, предъявляет ряд дополнительных требований к габаритам, эффективности и экологическим характеристикам теплогенерирующего оборудования.

Общеизвестно, что эффективность работы котельного агрегата, прежде всего, определяется температурой отходящих дымовых газов. У современных котлов эта температура составляет 120-150⁰С, а их КПД, рассчитаный по низшей теплотворной способности топлива достигает 90-94%. Однако, следует заметить, что за счет накипеобразования на теплообменных поверхностях КПД этих котлов падает. Поэтому реальный эксплуатационный КПД котельной на протяжении отопительного сезона с учетом потерь тепла на собственные нужды редко превышает 80-85%. Если же говорить о котельных оснащенных котлами устаревшей конструкции (НИИСТУ, «Факел», «Универсал») то их, средний КПД часто не достигает и 60%.

Для существенного повышения КПД котельного оборудования необходимо более глубокое охлаждение продуктов сгорания до температуры, при которой удается сконденсировать часть водяных паров, содержащихся в дымовых газах, и использовать для нагрева воды выделяющуюся при конденсации “скрытую” теплоту. Кроме того, глубокое охлаждение позволяет полнее использовать и так называемую “явную” теплоту продуктов сгорания.

Глубокое охлаждение дымовых газов в принципе возможно в теплообменнике любой конструкции, однако, при традиционном способе теплообмена для эффективного охлаждения дымовых газов при малых температурных напорах требуются громоздкие и металлоемкие конструкции с большой поверхностью теплообмена.

Поэтому для глубокого охлаждения дымовых газов более целесообразно применять контактный способ нагрева воды при котором теплообмен между продуктами сгорания топлива и нагреваемой водой происходит при их непосредственном контакте т.е. при отсутствии теплообменной поверхности.

Специалистами НПО “ЛОТА” совместно с НТУУ “Киевский политехнический институт” разработана конструкция высокоэффективного теплогенерирующего оборудования – контактного водонагревателя.

Контактные водонагреватели (КВН) предназначены для нагрева воды в системах отопления и горячего водоснабжения, а также для генерации паро-газовой смеси используемой в качестве теплоносителя в разнообразных технологических процессах (например, для термо-влажностной обработки железобетонных изделий).

Контактные водонагреватели представляют собой аппараты смесительного (контактного) типа, нагрев воды в которых осуществляется за счет ее непосредственного контакта с высокотемпературными продуктами сгорания природного газа.

Нагрев воды в КВН осуществляется в два этапа. Сначала вода нагревается в тепломасообменной части за счет контакта с отходящими дымовыми газами. При этом обеспечивается охлаждение дымовых газов до температур 45-55^оС и предварительный нагрев воды до температур 65-72 ^оС.

Окончательный нагрев воды до температуры 85-90 ^оС происходит в горелочной камере, где вода контактирует с высокотемпературными продуктами сгорания.

Способ нагрева воды, основанный на ее непосредственном контакте с продуктами сгорания, обеспечивает контактным водонагревателям ряд существенных преимуществ по сравнению с котлами традиционной конструкции:

высокая интенсивность теплообмена, который обеспечивается, при контактном нагреве воды легко позволяет охладить дымовые газы, отходящие от аппарата, до температуры 45-55 ^оС. При такой низкой температуре дымовых газов происходит частичная конденсация водного пара, образующегося за счет окисления водорода, который входит в состав любого органического топлива. При конденсации этого водного пара выделяется дополнительное количество тепла, которое не учитывается величиной низшей теплотворной способности топлива.

За счет этого коэффициент полезного действия контактного водонагревателя, рассчитанный по низшей теплотворной способности топлива, превышает 100%. Опыт практической эксплуатации контактных водонагревателей показал, что в среднем на протяжении отопительного сезона эта величина составляет 100-102%. Паспортный КПД традиционных котлов редко превышает 92%, а их реальный эксплуатационный КПД обычно составляет 80-85%. Таким образом, контактные водонагреватели обеспечивают экономию топлива в сравнении с традиционными котлами на уровне 20-25% .

в контактных водонагревателях отсутствуют теплообменные поверхности, на которых возможно образование накипи, что позволяет эксплуатировать такие аппараты без предварительной химической обработки питательной воды.
конденсат, образующийся за счет глубокого охлаждения дымовых газов, остается в циркуляционном контуре системы отопления и частично компенсирует протечки воды. Это позволяет существенно уменьшить расход воды на подпитку системы теплоснабжения, а в случае небольших и плотных систем отопления вообще отказаться от их подпитки.
высокая интенсивность процессов теплообмена позволяет существенно уменьшить габариты, массу и металлоемкость оборудования. Так, аппарат тепловой мощностью 2,9 Мвт имеет собственную массу 1,8 т. Котел традиционной конструкции той же мощности имеет собственную массу 8-10 т.
простота конструкции контактных водонагревателей обеспечивает их высокую надежность и простоту обслуживания и ремонта.
нагрев воды в КВН происходит под атмосферным давлением. Поэтому, независимо от тепловой мощности, они не подпадают под действие правил Котлонадзора. Учитывая их малый вес и габариты, это делает их в особенности перспективными для применения в крышных котельных.
контактные водонагреватели представляют собою аппараты проточного типа и потому характеризуются очень низкой инерционностью. Аппарат мощностью 2,9 Мвт включается и выходит на полную мощность за 3-4 минуты. Это позволяет очень точно согласовать тепловую мощность аппарата с реальным тепло потреблением, за счет чего обеспечивается дополнительная экономия топлива.
контактные водонагреватели КВН имеют высокую степень автоматизации, что позволяет осуществлять их эксплуатацию без постоянного присутствия персонала. Автоматика КВН предусматривает погодное регулирование, автоматическое снижение мощности в нерабочее время и выходные дни, месячное программирование режимов и прочее.
горелки оригинальной конструкции обеспечивают снижение выбросов вредных веществ в 2-3 раза по сравнению с нормативами.

Совместно с КП «Теплокомуненерго» г.Александрия нами был разработан проект реконструкции системы теплоснабжения центральной части города, предусматривающий строительство в зданиях существующих тепловых пунктов 25-ти

котелен мощностью от 1 до 7,5 Гкал/ч на базе контактных водонагревателей взамен двух центральных котолен мощностью 105 и 30 Гкал/ч.

Технико-экономический анализ разработанной схемы показал, что такое решение позволяет существенно сократить расходы топлива, электроэнергии, воды, затрат на оплату труда, снизить потери в тепловых сетях и в конечном счете существенно уменьшить себестоимость выработанной тепловой энергии (Таблица №1)

В результате применения умеренной децентрализации обеспечивается значительная экономия энергоресурсов :

экономия природного газа составляет - 27%

экономия электроэнергии - 42%

Общий экономический эффект от внедрения проекта составляет 26 млн. грн. в год. Срок окупаемости менее 4-х лет. Расчетная экономия природного газа составляет 10 млн. нм³ в год.

Кроме, этого умеренная децентрализация теплоснабжения на базе КВН позволяет существенно улучшить экологические показатели работы котелен.

Таблица №1

№ з/п	Наименование затрат	До внедрения проекта: всего, грн.	После внедрения проекта: всего, грн.
1	Природный газ с учетом транспортирования и целевой надбавки	23 349 200	17 041 000
2	Электроэнергия	3 642 450	2 141 200
3	Материалы на текущий ремонт	1 157 100	125 400
4	Химические реагенты	66 200	-
5	Водоснабжение	493 270	127 890
6	Водоотведение	47 250	2 532
7	ФОТ с отчислениями	5 066 900	2 307 900
8	Амортизация	993 871	1 984 792
9	Горюче-смазочные материалы	206 450	112 400
10	Налоги	41 351	34 141
11	Другие затраты	352 100	182 000
12	Инвестиционная составная	735 900	-
Всего		36 152 042	24 059 255
13	Возмещение затрат водоканалом	-121 886	-121 886
14	Общая себестоимость затрат	36 030 155	23 937 369
15	Себестоимость 1 Гкал без НДС	168,71	112,09
16	Себестоимость 1 Гкал с НДС	202,45	134,5
17	Снижение себестоимости 1 Гкал		67,95 33,6 %

Опыт внедрения струйно-нишевой технологии сжигания топлива

на объектах промышленной и коммунальной энергетики

Петренко Виктор Николаевич

Научно-производственное объединение «Струйно-нишевая технология», г.Киев

Учеными НТУУ «КПИ» создана принципиально новая, универсальная технология сжигания топлива на основании фундаментальных исследований в области теплофизических процессов. Эта технология запатентована и получила название «Струйно-нишевая технология сжигания топлива» или сокращенно «СНТ».

Горелочные устройства СНТ на базе данной технологии нашли применение в теплогенераторах, сушилах, подогревателях, котлоагрегатах, газовых турбинах и т.д., которые работают на огнетехнических объектах коммунального хозяйства, строительной, химической, металлургической, угольной, кондитерской, сахарной и других сфер промышленности во всех областях Украины, а также на предприятиях России, Беларуси и Польши (сотни объектов).

На сегодняшний день наиболее актуальными становятся вопросы повышения эффективности использования устаревшего топливоиспользующего оборудования, учитывая его моральный и физический износ, либо несоответствие ранних проектов реальным ухудшившимся условиям эксплуатации.

Существует два пути решения этого вопроса.

Первый – замена устаревшего котельного оборудования на новое, соответствующее современным энергосберегающим требованиям. Этот путь требует больших капиталовложений. При этом окупаемость его составит не менее 8-10 лет.

Второй вариант – модернизация существующего оборудования на основе современных энергосберегающих технологий. Такая модернизация значительно дешевле и более эффективна, нежели покупка нового оборудования.

Струйно-нишевая технология эффективно работает не только на новых установках, но и позволяет достаточно легко модернизировать морально устаревшее теплогенерирующее оборудование (20-40 лет эксплуатации) и вывести его на уровень лучших мировых образцов по экономичности, экологической безопасности и надежности.

Срок окупаемости такой модернизации, только за счет экономии топлива, не превышает одного года эксплуатации.

Существующий опыт проведения такой модернизации различных объектов показал, что окупаемость всего комплекса работ по одному объекту (аудит, конструкторская проработка, изготовление горелочных устройств, монтажные и пусконаладочные работы и др.) составляет:

- менее 1 года для объектов с незначительным потреблением газа – до 100 м3/час (котлы НИИСТу-5, Универсал и т.п.);

- 1,5-3 месяца для больших объектов – котлы ПТВМ-50, КВГМ-50, ОП-50, БКЗ-75, мартеновские печи, цементные печи и др.

Зафиксированная экономия энергетических ресурсов на модернизированных объектах, как показала эксплуатация, составляет не менее 5% и может достигать 15…80% в зависимости от типа объекта, его технического состояния и периода эксплуатации.

Кроме того, СНТ обеспечивает:

- экономию электроэнергии в 1,5-2 раза;

- снижение выбросов окиси углеродов и оксидов азота на 40-50%;

- повышение безопасности во время розжига и эксплуатации;

- увеличение межремонтного периода;

- улучшение качества технологического процесса производства;

- возможность работы оборудования при значительном падении давления газа.

Горелочные устройства СНТ рекомендованы к применению Министерством по вопросам жилищно-коммунального хозяйства Украины и Национальным агентством Украины по вопросам обеспечения эффективного использования энергетических ресурсов.

Що таке "зелений тариф", механізм його дії та практика застосування
в Україні

Жуля Юлія Олександрівна

ПП "Управляюча компанія "Метрополія", м. Київ

Управляюча компанія "Метрополія" спеціалізується на управлінні проектами в сфері електроенергетики. Одним з перспективних напрямків розвитку компанії є дослідження альтернативної енергетики в Україні.
Це – дослідження перспективи та розробка відповідних заходів щодо скорочення викидів парникових газів, розгляд можливостей участі України в проектах спільного впровадження та схема "зелених" інвестицій; розробка методології розрахунку квоти викидів парникових газів з метою дотримання зобов’язань України за Кіотським протоколом тощо.

Як відомо, на сьогоднішній день питання щодо стимулювання використання альтернативних джерел енергії в Україні є досить актуальним для держави в цілому.

Розвиток альтернативних джерел енергії в Україні знаходиться на початковому етапі. В структурі енергобалансу нетрадиційні джерела енергії займають значно менше 1 %. Відповідно до Кіотського протоколу, до якого долучилася і Україна, кожен учасник зобов'язується обмежувати і скорочувати викиди, в тому числі за рахунок впровадження відновлюваних джерел енергії.

Собівартість вироблення електроенергії з альтернативних джерел енергії як у світі, так і особливо в Україні, залишається вищою, ніж при традиційних методах (теплова енергетика на викопних корисних копалинах, ядерна енергетика, великі ГЕС). Тому є необхідним стимулювання використання відновлюваних джерел енергії.

До впровадження "зелених" тарифів на електричну енергію процедура встановлення тарифів для альтернативних джерел енергії була незрозумілою та непрозорою (основні кошти, що отримували ВЕС були не платою за відпущену електроенергію, а інвестиціями, які держава направляла на їх розвиток).

В кінці 2008 року Верховною Радою України було прийнято рішення про необхідність встановлення "зеленого" тарифу. Так були прийняті відповідні зміни до деяких законів України щодо встановлення "зеленого" тарифу" і стимулювання використання альтернативних джерел енергії та розроблено Порядок встановлення, перегляду та припинення дії "зеленого" тарифу для суб’єктів господарської діяльності, затверджений Національною комісією регулювання електроенергетики України (НКРЕ).

"Зелений" тариф – це спеціальний тариф, за яким закуповується електрична енергія, вироблена на об’єктах електроенергетики, що використовують альтернативні джерела енергії (крім доменного та коксівного газів, а з використанням гідроенергії – вироблена лише малими гідроелектростанціями).

"Зелений" тариф затверджується НКРЕ та встановлюється до 1 січня 2030 року для кожного виробника, що використовують альтернативні джерела енергії, за кожним видом альтернативної енергії.

Величини "зелених тарифів" встановлюються на рівні роздрібного тарифу для споживачів другого класу напруги на 1 січня 2009 року, помноженого на відповідний коефіцієнт "зеленого" тарифу, рівень якого встановлюється окремо для кожного виду енергії та кожного об’єкту електроенергетики і складає від 0,8 до 4,8.

Відповідно до статті 17¹ Закону України "Про електроенергетику" величина "зеленого" тарифу не може бути меншою за фіксований мінімальний розмір "зеленого" тарифу. Фіксований мінімальний розмір "зеленого" тарифу для суб'єктів господарювання встановлюється шляхом перерахування його величини в євро станом на 1 січня 2009 року за офіційним валютним курсом НБУ на зазначену дату.

Таким чином, 23 липня п.р. на відкритому засіданні НКРЕ було затверджено "зелений" тариф на відпуск електричної енергії для суб’єктів господарської діяльності, які виробляють електричну енергію з використанням альтернативних джерел енергії та встановлено його фіксований мінімальний розмір.

Відповідно до постанови НКРЕ від 27.082009 № 978 було встановлено величини "зелених" тарифів на електричну енергію на вересень 2009 року суб’єктам господарювання на об’єктах електроенергетики, що використовують альтернативні джерела енергії.

В подальшому розмір мінімального "зеленого" тарифу буде переглядатися НКРЕ відповідно до зміни валютного курсу НБУ євро-гривня.

Позитивним є те, що мінімальний розмір зеленого тарифу "прив'язаний" до вільно конвертованої валюти – ЄВРО. Більшість обладнання, що використовується в нетрадиційній енергетиці є імпортованим – купується в іноземній валюті. Тому в подальшому виплата коштів за встановлене обладнання буде безпроблемною.

Станом на 01.09.2009 в Україні зареєстровано 10 компаній-виробників електроенергії з використанням альтернативних джерел енергії, що працюють за "зеленим" тарифом: 5 виробників електричної енергії ВЕС та 5 виробників малими ГЕС. З них 2 ліцензіати вже фактично працюють на Оптовому ринку електричної енергії, продаючи вироблений обсяг електричної енергії за "зеленими" тарифами, встановленими НКРЕ для цих виробників.

Слід зазначити, що відповідно до нових змін в Законі "Про електроенергетику" коефіцієнт "зеленого" тарифу електроенергії, виробленої об'єктами електроенергетики, введеними в експлуатацію (або суттєво модернізованими) після 2014, 2019 та 2024 років, зменшується відповідно на 10, 20 та 30 % від його базової величини.

Застосування "зелених" тарифів відповідними виробниками електроенергії можливе за умови, що починаючи з 1 січня 2012 року, питома вага сировини, матеріалів, основних фондів, робіт та послуг має бути українського походження на рівні 30 % від вартості будівництва відповідного об’єкта електроенергетики, а починаючи з 1 січня 2014 року – 50 %; додаткова умова для виробників електроенергії з використанням енергії сонця, – починаючи з 1 січня 2011 року, питома вага матеріалів та сировини українського походження у вартості виробництва сонячних модулів становить не менше ніж 30 %.

Також менш ефективно вводити в експлуатацію електростанції на нетрадиційних джерелах енергії з 2014 року, так як величина "зеленого" тарифу буде поступово знижуватися на 10% кожні 5 років.

Наведені міркування наводять на думку, що споруджувати електростанції з використанням нетрадиційних джерел енергії потрібно в найближчі роки для досягнення максимального економічного ефекту. Але це має бути реалізація ретельно опрацьованих проектів, тому що ресурси, які використовує ця енергетика є часто мінливими і важко прогнозованими (сила вітру, сонячна радіація, річковий стік).

Враховуючи все вищевказане, на сьогоднішній день для власників генеруючих установок з використанням альтернативних джерел енергії, що приєднані до електричних мереж енергопостачальників, існують наступні умови здійснення підприємницької діяльності з виробництва електричної енергії:

отримання ліцензії на виробництво електроенергії в НКРЕ;
затвердження НКРЕ "зеленого" тарифу на електроенергію;
вступ до Оптового ринку електричної енергії.

Також хочеться відмітити, що відповідно до Умов та правил здійснення підприємницької діяльності з виробництва електричної енергії, виробники здійснюють продаж виробленої електроенергії в Оптовий ринок. Виняток може становити електроенергія, вироблена на електростанціях потужністю нижче 20 МВт. Звертаю Вашу увагу на те, що для виробників, які працюють за "зеленими" тарифами, найбільш ефективним є продаж 100-% обсягу виробленої енергії в ОРЕ, крім обсягів на власні потреби. Адже знайти споживача, який готовий споживати електричну енергію за ціною більше 70 коп. за кВт·год, а не за роздрібним тарифом 58,5 коп., досить складно. Тобто, жоден споживач електроенергії не зацікавлений в екологічно чистій електроенергії. Зрозуміло, що вона за своїми характеристиками нічим не відрізняється від тієї, що вироблена традиційною енергетикою. Лише після значного росту цін на енергоносії та ядерне паливо вартість електроенергії альтернативних джерел виробництва нетрадиційними станціями може стати нижчою чи рівною. Але це занадто далека і непрогнозована перспектива. Тому, держава має стимулювати вироблення електроенергії на основі відновлюваних джерел енергії. Різноманітні дотації, пільги та інші заходи можуть стати підґрунтям для корупції. Натомість, "зелений" тариф найбільш прозоро дотує нетрадиційну енергетику. При цьому виключається створення неконкурентних умов для виробників електроенергії. Прийняття "зеленого" тарифу має створити умови для залучення іноземних інвестицій, так як в дану сферу необхідні значні капіталовкладення на фоні стагнації української енергетики.

УДК 666.973.6
Страшук С.В., завідуючий лабораторією силікатних матеріалів, Багаева Т.Ю., старший науковий співробітник, Щепащенко Т.А., інженер ДП «ДНІБМВ», м. Київ

Газобетон неавтоклавного тверднення – технологія та перспективи виробництва в Україні

В лабораторії силікатних матеріалів ДП «Український науково-дослідний та проектно-конструкторський інститут будівельних матеріалів та виробів» було проведено комплекс науково-дослідних робіт, що пов`язаних з розробкою технології виробництва газобетону неавтоклавного тверднення. Одне з основних направлень в цій роботі було спрямовано на використання в технології виробництва газобетону неавтоклавного тверднення в якості основного сировинного компоненту доменного гранульованого шлаку.

Постійне зростання вартості енергоносіїв зумовлює необхідність збільшення обсягів виробництва теплоефективних стінових матеріалів та зниження енерговитрат на їх виготовлення. Перспективними теплоефективними матеріалами є вироби з ніздрюватого бетону. За прогнозними даними обсягів розвитку житлового будівництва річна потреба у ніздрюватобетонних виробах зросте до 15 разів у порівнянні з існуючими обсягами його виробництва.

З метою підвищення конкурентоспроможності ніздрюватих бетонів в сучасних умовах актуальною задачею є подальше покращення фізико-технічних властивостей цих матеріалів та створення енергозберігаючих технологій їх виготовлення.

Доменний гранульований шлак (граншлак) може являти собою цінний компонент для виробництва ніздрюватобетонних виробів. Кількість шлаку, який можуть гранулювати на металургійних виробництвах, при необхідності, може складати кілька мільйонів тонн на рік, що забезпечить зростаючий попит виробництва ніздрюватобетонних виробів якісною сировиною, що є відходом промисловості, та покращить екологічний стан довкілля.

Тонкодисперсний гранульований шлак в ряді гідравлічної та пуцоланової активності розташовується після мікрокремнезему та метакаоліну. По ефективності впливу на довгострокову міцність та хімічну стійкість ефект його вводу може перевищувати інші добавки .

Доменний гранульований шлак отримується при виплаві чавуну в результаті взаємодії залізної руди, коксу та флюсів – вапняку, доломітів та інших. В ході доменного процесу із руди, що вміщує кремнієву кислоту та глинозем, з вапном та домішками коксової золи утворюється доменний шлак в рідкому стані. Виходячи з домни, розплави шлаків схильні до кристалізації та тверднення в залежності від хімічного складу та інтенсивності охолодження. При цьому шлак не розпадається на окремі фази, хоча згодом це явище може спостерігатися.

Перехід до твердого стану характеризується показниками в`язкості, що визначаються терміном температурного інтервалу переходу з пластичного становища в тверде. Найбільш важливим при цьому є склад рідкої фази, що формує склад та структуру охолоджених шлаків, що розділяються на кислі SiO₂та основні CaO, MgO, Fe₂O₃, MnO. Оксиди в загальній формулі шлаків зв`язані співвідношенням nRO/SiO₂. Ступінь кислотності доменних шлаків визначається співвідношенням суми кислотних та основних оксидів.

Доменні шлаки Дніпровсько-Криворіжського регіону України відрізняються високим вмістом найбільш активного оксиду СаО – до 47-50% від загальної маси. Кислотний оксид також займає в загальній масі вагоме місце – 39-42% .

Гідравлічна активність доменного шлаку, крім мінерального складу, залежить в значній мірі від ступеню закристалізованності структури, форми та розмірів кристалів, просторового співвідношення кристалічної та аморфної фаз. Основний спосіб диспергування та придбання шлаками в вогненно-рідкому становищі активних гідравлічних властивостей – грануляція. Її суть в швидкому охолодженні з температури 1500С до 800С.

Прийнято рахувати, що швидке охолодження не дозволяє кремнекислоті зв`язуватися з основними оксидами СаО та Al₂О₃ в кристалічні з`єднання, що залишаються в аморфному реакційноздатному стані, тому що теплова енергія не витрачається на утворення кристалів - гідравлічно не активних з`єднань. Швидко охолоджений шлак - це переохолоджена рідина скловидної структури, що знаходиться в термодінамічно активному нестійкому та нерівноважному стані. Скрита теплота плавлення зберігається у вигляді потенціальної енергії. Крім того, активні SiO₂ та Al₂О₃ як і СаО визначають реакційну здатність і, тим самим, гідравлічну активність шлаків. Проява гідравлічної та пуцоланової активності при зв`язуванні Са(ОН)₂, що утворюється при гідратації, обумовлює значне підвищення хімічної стійкості бетонів та позитивно сприяє на властивості бетонів.

Державні нормативні документи та вимоги до доменного шлаку як домішки в бетон ще не розроблені.

Ефективність використання гранульованого шлаку в бетоні залежить в великій мірі від його хіміко-мінералогічного складу, дисперсності та розподіленню часток за розмірами.

Вибір та визначення фізико-технічних властивостей сировини для виробництва ніздрюватого бетону проведено згідно з вимогами таких нормативних документів:

- ДСТУ Б В.2.7-45-96 “Будівельні матеріали. Бетони ніздрюваті. Технічні умови”;

- СН 277-80 “Инструкция по изготовлению изделий из ячеистого бетона”;

- ДСТУ Б В.2.7-46-96 “Будівельні матеріали. Цементи загальнобудівельного призначення. Технічні умови”;

- Дсту б в.2.7-90-99 “Будівельні матеріали. Вапно будівельне. Технічні умови ”;

- Дсту б в.2.7-32 “Будівельні матеріали. Пісок щільний природний для будівельних матеріалів, виробів, конструкцій і робіт. Технічні умови”;

- ГОСТ 5494-71 “Пудра алюминиевая пигментная”;

- ГОСТ 5382-91 “Цементы и материалы цементного производства. Методы химического анализа”

Для проведення аналізу придатності шлаку доменного гранульованого виробництва ВАТ «Дніпропетровський металургійний завод ім. Петровського» щодо використання в складі ніздрюватого бетону неавтоклавного тверднення визначено його хімічний склад, який представлено в табл. 1.

Таблиця 1 - Вміст оксидів в доменному гранульованому шлаку ВАТ «Дніпропетровський металургійний завод ім. Петровського»

SiO₂	Al₂O₃	Fe заг.	TiO₂	CaO	MgO	S	МпO	Р₂O₅
38,9	5,4	5,92	0,15	48,1	1,55	1,52	0,4	0,025

Були визначені модуль активності та модуль основності згідно вимог СН 277-80 «Инструкция по изготовлению изделий из ячеистого бетона».

%Al₂O₃ 5,4

Модуль активності = ------------- = -------- = 0,14;

%SiO₂ 38,9

%CaO+ %MgO 49,65

Модуль основності = --------------------- = -------- = 1,12

%SiO₂ +%Al₂O₃ 44,3

Характеристика шлаку за модулями активності та основності не відображає ролі окремих оксидів в прояві активності шлаку.

Оцінка гідравлічних властивостей за вмістом окремих оксидів в більш повній мірі відображає коефіцієнт якості, який регламентується в ГОСТ 3476, що передбачає використання шлаку в якості компоненту при виробництві цементу.

Спираючись на те, що нормативні документи на доменні гранульовані шлаки, як домішки до бетону ще не розроблені, така оцінка активності являється більш точною на даний час.

Коефіцієнт якості визначається за формулою, в котрій в чисельнику стоїть кількість оксидів, що підвищують гідравлічну активність, а в знаменнику - що знижують її.

Коефіцієнт якості доменного гранульованого шлаку ВАТ «Дніпропетровський металургійний завод ім. Петровського» (при вмісті MgO до 10%) дорівнює:

% СаО + %Аl₂O₃ + %MgO 48,1 + 5,4+1,55

K = ------------------------------------ = --------------------- = 1,4

% SiO₂ + % TiO₂ 38,9 + 0,15

Оцінка якості доменного гранульованого шлаку за гідравлічною активністю згідно вимог ГОСТ 3476 та СН 277-80 представлена в табл.2.

Таблиця 2 - Оцінка якості доменного гранульованого шлаку ВАТ «Дніпропетровський металургійний завод ім. Петровського» за ГОСТ 3476 та СН 277-80

Найменування показників	Вимоги за СН 277-80 як до в`яжучого	Вимоги до сортів за ГОСТ 3476 як компоненту шихти при виробництві цементу			Фактичне значення
Найменування показників	Вимоги за СН 277-80 як до в`яжучого	1-го	2-го	3-го	Фактичне значення
Коефіціент якості, не менше	-	1,65	1,45	1,20	1,4
Вміст окису алюмінію (Al₂O₃), % не менше	-	8,0	7,5	Не норму-ється	5,4
Вміст окису магнію (MgO), % не більше	-	15,0	15,0	15,0	1,55
Вміст окису тітану (TiO₂), % не більше	-	4,0	4,0	4,0	0,15
Вміст закису марганцю (МпO), % не більше	-	2,0	3,0	4,0	0,4
Модуль активності, не менше	0,4	-	-	-	0,14
Модуль основності, не менше	0,9	-	-	-	1,12

Насипна щільність шлаку - 854 кг/м³.

Аналіз наведених фізико-технічних властивостей дозволяє припустити, що шлак доменний гранульований ВАТ «Дніпропетровський металургійний завод ім. Петровського» можна використовувати при виробництві неавтоклавного ніздрюватого бетону при заміні частки в`яжучого та кремнеземистого компоненту.

Blog

Программа: 22. 09. 2009 г. Заезд участников конференции и регистрация в холле 1-го этажа 15