Какие документы нужны для газификации частного дома: Газификация частного дома: этапы подключения, требования, документация | Статьи

Содержание

Какие документы нужны для газификации частного дома

Владельцы частных домов все чаще предпочитают иметь автономное газоснабжение, несмотря на большие затраты и время, необходимое для проведения газификации. Необходимо подготовить и собрать все документы, соблюсти технические условия, получить разрешения.

Каждый этап регламентирован законодательными актами, поэтому не помешает получить консультацию у специалистов. Процесс подключения может затянуться, если не соблюдать инструкцию, которая была для этого разработана специалистами.

Предварительная подготовка

Чтобы приступить к сбору документов, надо выяснить некоторые моменты, так как это позволит быстрее газифицировать дом.
  1. В первую очередь следует выяснить собственника центрального газопровода, расположенного рядом с участком. Именно у него необходимо получить разрешение, затем узнать сумму подключения. На нее повлияет месторасположение участка, необходимость прокладки распределительной трубы, разрешение от соседей и т.д.
  2. Общая площадь дома, высоты потолков, количества окон необходимо знать не только для выбора котла, но и расчета тепловой нагрузки. Для отопления 50 квадратных метров необходимо около 5 кВт.
  3. Прокладка подземной трубы обойдется на 30 процентов дороже. К тому же придется получить разрешение от ГИБДД или соседей. Наземный способ даст возможность быстро подключиться, однако нужно каждый год следить за состоянием трубы, производить покраску.

В последнее время в частных домах используются котлы на комбинированном топливе. Про подобные агрегаты типа «газ-дрова» можно прочитать здесь: https://teplo.guru/kotly/combi/kombinirovannye-kotly-gaz-drova.html

Имейте в виду: сбором документов можно заниматься самостоятельно или поручить все специализированной компании, оформив доверенность.

Перечень необходимых документов

Следует учитывать, что часть бумаг и актов оформляются еще до начала работ, остальные — во время их проведения.
  1. Письменное заявление подается в организацию, которая занимается обслуживанием и реализацией газа в в данном городе или поселке.
  2. Необходима копия документа, удостоверяющего личность.
  3. Обязательно прикладываются бумаги, подтверждающие права собственности.
  4. Разрешение от соседей потребуется в том случае, если трубопровод пройдет через их участок.

Желательно сразу рассчитать мощность котла с учетом отопления. На 10 квадратных метров расход газа составит 1 кВт. Это будет учитываться при проектировании и монтаже газового котла.

Подробнее про установку и подключение газового котла можно прочитать перейдя по ссылке: https://teplo.guru/kotly/gazovye/ustanovka-i-podklyuchenie-gazovyh-kotlov.html

Получение технических условий

Кадастровый план земельного участка. (Нажмите для увеличения)

Без соответствующих технических условий будет невозможно получить разрешение на проведение газификации. Для получения технических условий необходимо предусмотреть следующее:

  1. Кроме паспорта и идентификационного кода нужны бумаги, подтверждающие права на участок и дом.
  2. Прилагается топографическая съемка участка и кадастровый план, который можно получить у главного архитектора.
  3. Нужен оригинал технического паспорта домостроения.
  4. В заявлении указывается отапливаемая площадь, расход газа, документы на оборудование и место его установки.
  5. Потребуется акт обследования дымохода и разрешение на строительство, если дом недостроенный.
  6. Время для изучения документов и выдачи разрешения составляет 10 дней.

В случае положительного решения надо найти проектную организацию, чтобы подготовить документацию для проведения монтажа и установки. У нее должны быть соответствующие лицензии и сертификаты, которые позволяют заниматься этой деятельностью.

Проектирование системы газоснабжения

Топографический план. (Нажмите для увеличения)

Перед подписанием договора, чтобы приступить к созданию проекта, собирается ряд важных документов:

  1. Топографический план, на котором указаны все инженерные коммуникации.
  2. Технический паспорт дома или проект, по которому его построили.
  3. Паспорт оборудования и описание применения котла.
  4. Информация о расположении вентиляции и дымоходов.
  5. Количество точек получения горячей воды.

Замеры и согласования нередко делаются непосредственно на месте, так как проектировщик сможет подсказать самый приемлемый вариант. Поэтому важно прописать этот пункт в договоре. Весь этап должен уложиться в две недели.

Договор с монтажной организацией

За две недели, пока готовится проект системы газоснабжения, составляется смета расходов. Вопрос согласования проекта должен взять на себя проектировщик. Придется получить разрешение от пожарного инспектора, который проведет обследование дымоходов.

Чтобы сэкономить средства желательно выбрать проектную компанию, занимающуюся монтажом и пуском. В договоре указываются все условия и сроки проведения работ.

Нужно установить наиболее рациональные режимы для газового оборудования, выявить все дефекты, чтобы сразу их устранить. При монтаже и настройке желательно присутствовать владельцу дома.

Важный момент: расчет должен происходить только после подписания акта о запуске системы в эксплуатацию.

Особенности подключения

Плата обычно проводится по выставленному счету перед врезкой в магистральный трубопровод. Сроки надо обговорить заранее.
  1. В указанный день будут привезены трубы и уложены вдоль линий прокладки.
  2. После сварки открывается газовый вентиль и делается пробный запуск.
  3. Требуется собрать всю исполнительно-техническую документацию, чтобы прошла приемка объекта заказчиком, подрядчиком и представителем газовой службы.
  4. Затем счетчик пломбируется и подписывается договор о поставке газа.
  5. Владелец обязательно проходит инструктаж по технике безопасности, а затем расписывается в специальном журнале.

За пуск газопровода отвечает организация, заключившая договор. Срок гарантийного обслуживания котлов или другого оборудования обычно составляет от одного года до трех лет.

Узнать подробнее о факторах, влияющих на цену газификации, можно здесь: https://teplo.guru/normy/kak-provesti-gaz-v-chastnyi-dom.html

Смотрите видео, в котором пользователь подробно объясняет все этапы при проведении газификации частного дома:

Оцените статью: Поделитесь с друзьями!

Газификация частного дома: требования, документация

Сегодня отапливать частный дом можно с помощью различных энергоносителей. К ним относится твердое или жидкое топливо, электричество и газ. Использовать первые варианты – это весьма хлопотное дело. Чаще всего собственники жилой недвижимости отдают предпочтение именно газификации частного дома.

Такой способ отопления является наиболее экономным вариантом. Сегодня газовые энергетические ресурсы имеют невысокую цену, а после подключения сооружения к общей магистрали потребуется лишь соблюдать безопасность и время от времени проводить техническое обслуживание оборудования. Каким образом подвести газ к жилой недвижимости, какую документацию при газификации частного дома нужно собрать – об этом расскажут специалисты. Они осведомлены обо всех нюансах в этом направлении.

Какие сооружения отвечают требованиям к газификации частного дома?

Централизованное газоснабжение отвечает за транспортировку энергетического носителя к потребителям. Ключевыми этапами газификации частного жилого дома являются организационные и технические действия. Организация подразумевает проведение подготовительных мероприятий и сбор всей требуемой технической документации. Собственнику жилья необходимо оформить заявление на газификацию сооружения. Если газовая служба примет положительное решение, заключается договор на оказание соответствующих услуг. Технические действия, основанные на требованиях к газификации частного дома в 2020 году, подразумевают:

  • Подводку газовой магистрали к жилому сооружению.
  • Подсоединение здания к распределительной сети.
  • Установку газового счетчика.
  • Подачу природного газа к объекту.

Газификация жилых сооружений четко регламентируется законодательством Российской Федерации. Согласно постановлению №1314, газ разрешено подключать к объектам капитального строения. Если ваша недвижимость имеет прочную связь с земельным участком (установлена на фундаменте) и зарегистрирована, с организацией газоснабжения не возникнет трудностей. В иных ситуациях вам будет отказано. Если попытаться подключить газоснабжение к сооружению, которое не является объектом капитального строительства, такое нарушение преследует административное или уголовное наказание. В многоквартирном доме природный газ подключается сразу ко всему сооружению, а для организации газификации частного здания заявление должен писать собственник земельного участка.

Какие документы нужны для оформления?

Чтобы ваше заявление рассмотрели в газораспределительной организации, в обязательном порядке требуется предоставить определенный перечень документов:

  • Копия удостоверения личности.
  • Документ, который подтверждает право собственности на сооружение и земельный участок.
  • Документ, который подтверждает соответствие сооружения техническим требованиям газификации частного дома и помещений.
  • Схема земельного участка (всей прилегающей к дому территории).
  • Справка, где указаны данные о планируемом расходе природного газа.
  • Проект.

В заявлении обязательно прописывается информация о месторасположении здания, которое нужно подключить к магистрали, даются контакты для связи и почтовый адрес. Сегодня можно оформить заявку в электронном формате или в бумажном виде, непосредственно в самой газораспределительной организации. Незнание основных этапов газификации частного дома не освобождает от ответственности при нарушении законодательства РФ. Более подробно узнать об этапах и документах для газификации частного дома можно у представителя компании «Водогазучет». Эта организация имеет свой личный магазин, где реализуется только качественная продукция. Здесь можно найти любое оборудование и комплектующие детали, используемые при газификации сооружений различной значимости.

форма 20 газоснабжения и другие документы для заключения договора на поставку

В этой статье мы рассмотрим, какие документы могут понадобиться при подключении газа в частном доме. Думаю, что практический каждый владелец частного дома сталкивался с некими трудностями при подключении газа, связанными с нехваткой того или иного документа.

Последовательность подачи документов для подключения вы можете прочитать в другой статье: Подключение газа к частному дому

Здесь же пройдемся по спискам.

Какие документы нужны для подключения газа

Первое, что необходимо сделать, это выяснить поставщика газа. Тут я советую просто пообщаться с соседями. Во-первых, вы узнаете, кто поставщик услуг, во-вторых, можно примерно прицениться, во сколько это все обойдется и какие «круги ада» вам придется пройти.

А теперь к перечню, для начала в кратко, ниже рассмотрим подробнее.

  1. Заявление на газификацию частного дома.
  2. Удостоверение личности (паспорт) владельца. Кстати вы можете делегировать подключение газа. Есть даже специальные фирмы, которые этим занимаются. Для этого понадобится доверенность на газификацию дома, а точнее на того человека кто этим займется.
  3. Проект на газоснабжение частного дома.
  4. Документ согласования с соседями. Согласование с соседями будет необходимо, если газопровод проходит через их участок.
  5. Справка о присвоении почтового адреса для газификации. С вас ее могут на первых этапах в плоть до подключения газоснабжающей организацией не потребовать, однако пуск газа без нее вам вряд ли разрешат.
  6. Свидетельство права собственности на землю.
  7. Кадастровый паспорт на землю и постройку.
  8. Справка об отсутствии животных (или их наличии при ведении домашнего скота).
  9. Акт от пожарников на подключение газа (форма 20 газоснабжения).
  10. Договор на поставку газа.

А теперь давайте рассмотрим наши пункты более подробно.  Естественно упустим очевидное, типа заявки на газификацию (подключение газа) частного дома, паспорта владельца – по-моему тоже очевидно и т.д.

Проект на подключение газа к частному дому

Подробно о проекте вы можете прочитать в нашей статье: Проект на газификацию частного дома. Здесь мы ограничимся списком:

  1. Заявление в газоснабжающую службу.
  2. Паспорт (удостоверение личности владельца).
  3. Технические условия. Далее мы еще рассмотрим, какие документы нужны для получения ТУ. Каким образом их получить, читайте в другой статье на нашем сайт: Технические условия на подключение к сетям газоснабжения
  4. Ситуационный план земельного участка. Целую статью на эту тему читайте по ссылке: Ситуационный план земельного участка
  5. План дома с поэтажной планировкой, в том числе с расстановкой запланированного оборудования.

Документы на получение технических условий для газификации частного дома

Сразу уточним, что на стадии строительства понадобятся дополнительные документы, такие как ситуационный и топографический план земельного участка.

Узнать о них подробно можно в наших статьях:   Ситуационный план земельного участка для газификации и Топосъемка земельного участка

Вернемся к перечню необходимых документов для ТУ:

  1. Заявка на получение ТУ.
  2. Копия паспорта владельца или доверенность.
  3. Документ о праве собственности на участок и само строение (дом, баня и т.д.) плюс кадастровый паспорт объекта.
  4. Акт ввода в эксплуатацию.
  5. Перечень оборудования, размещенного в доме и их характеристики.
  6. При необходимости расчет максимального часового потребления газа (не требуется, если потребление не более 5 м³ в час).

Справка формы 20

Остановимся на информации по справке от пожарной службы формы 20 подробнее. Начнем с того, что акт формы 20 для газоснабжения означает первичную проверку дымохода и вентиляции.

Вообще установлена периодичность проверки, например два раза в год при сезонном использовании газовых котлов и соответственно вентканалов. Однако справка понадобится лишь раз при подключении. Для примера, ниже на фото представлен тот самый акт формы 20 (бланк).

Договор на поставку газа

Стоит ли говорить, что конечным этапом считается подписание договора между владельцем и газоснабжающей организацией. Все документы для заключения договора на поставку газа для физических лиц должны быть представлены вместе с договором оферты и переданы в ресурсоснабжающую службу.

Да и еще: не забудьте подготовить копию паспорта на газовый счетчик и документ при наличии льготных условий оплаты газа.

Срок рассмотрения договора – 1 месяц.

Читайте про договор подробнее в статье: Оферта на заключение договора поставки газа

Рубрика. Вы спрашивали, мы отвечаем

Перейдем к наиболее часто задаваемым вопросам по теме.

Провели газ, как оформить подключение

Такой вопрос часто возникает у людей, которые приобрели дом с уже врезанным газопроводом, но дело до оформления на подключение газа в частном доме так и не дошло.

В этом случае обязательно запросите все документы на газификацию частного дома у предыдущего владельца. Поскольку, по сути, остается заключить договор с газоснабжающей службой и все! Но к нему понадобятся все ранее собранные документы, читайте выше.

Переехали в новый дом, надо ли переоформлять документы на газ

В любом случае у Вас должна быть абонентская книжка на газификацию, оформленная на Вас! Поэтому после переезда придется переоформлять договор. Но в данном случае все гораздо проще и договор, по сути, будет просто переоформлен на вашу фамилию.

Можно ли оформить заявку на подключение газа через интернет

Можно, если есть такая услуга у газовиков. Например, Мособлгаз располагает такой возможностью. Регистрируйтесь на сайте и получите доступ к личному кабинету. Необходимо будет оформить заявку и приложить копии документов. После рассмотрения надо будет явиться к газовикам и заключить договор.

Какие документы нужны для газификации частного дома в деревне

Без разницы, в деревни или в городе, основной перечень один и в этой статье он перечислен. Если же деревня не газифицирована в целом, то можно будет подать коллективную заявку на подключение газа.

Читайте об этом подробно в статье: Газификация дачи

Вкратце, наверное, все. В нашей рубрике: «Подключение газа» можно найти всю информацию о порядке подключения газа и газоснабжения в целом.

P.S. Перечисленный перечень исполнительной документации при газоснабжении в частном доме приблизительный и зависит от ресурсоснабжающей организации.

Мне нравитсяНе нравится

"Газпром" разъяснил условия бесплатного подключения газа к домам

МОСКВА, 7 мая — ПРАЙМ. Бесплатное подключение газа к жилым домам в России в рамках газификации страны распространяется на жилье с уровнем расхода газа до 7 кубометров в час, а площадь дома не является критерием для такого подключения, разъяснили глава Минэнерго России Николай Шульгинов и "Газпром межрегионгаз".

В России подготовят проект о создании единого оператора газификации

"Площадь дома не является критерием для подключения к газопроводу. В мероприятиях по ускоренной газификации "дорожной картой" определен максимальный часовой расход газа в размере 7 кубических метров/час для физических лиц", — приведены слова Шульгинова в Telegram-канале министерства.

Глава "Газпром межрегионгаза" Сергей Густов ранее на этой неделе сообщил, что бесплатное подключение к газу в России будет распространяться на дома площадью до 300 квадратных метров.

Как пояснили в компании в пятницу, критерии бесплатного подключения перечислены в дорожной карте газификации РФ, и площадь дома таким критерием не является. Если же дом площадью до 300 квадратных метров будет соответствовать необходимым критериям, такое подключение возможно.

Эксперт рассказал, кто заплатит за "бесплатную" проводку газа к участкам

"В среднем мощности газоиспользующего оборудования в 7 кубометров максимального почасового расхода достаточно для газоснабжения дома площадью в 300 квадратных метров… Однако площадь дома не является критерием для подключения", — говорится в сообщении "Газпром межрегионгаза".

Как напомнили в компании, критериями бесплатного подключения являются расположение земельного участка на расстоянии не более 200 метров от существующих газопроводов, в которых есть достаточная пропускная способность для подключения; и мощность газоиспользующего оборудования не более 7 кубометров в час.

Президент РФ Владимир Путин в послании Федеральному собранию заявил о необходимости разработки мер по бесплатному подключению газа к жилым домам, так называемый вопрос "последней мили".

Правительство России в мае утвердило дорожную карту повышения газификации регионов. Она предполагает постепенный рост уровня газификации страны с 71% в 2020 году до 82,9% в 2030 году.

Помощь в оформлении документов на подключение газа в частный дом

Обустройство автономного газоснабжения в доме требует от владельца наличия определенного пакета разрешительных документов. При отсутствии какого-либо из них или при неверном оформлении, допущенных ошибках газификация будет невозможной.

  • Важно, что специальные законодательные акты регламентируют наличие определенного набора документов для оформления газа в частный дом для каждого этапа разработки и строительства газовой системы.
  • Часть из них оформляется перед началом производства работ, остальные – после того, как они уже начнутся.

Процесс довольно затратный и длительный, поэтому частные домовладельцы предпочитают обращаться в специальные организации.

Компания «Объединение-Газ», один из лидеров рынка столицы в сфере газификации объектов самого разного назначения, оказывает все виды услуг для владельцев частных домостроений – жилья, коммерческих, производственных. Одно из направлений нашей деятельности - помощь в сборе и оформлении необходимых для разрешений и документов на подключение газа в частный дом.

Какие документы необходимы при газификации здания

Как было сказано выше, для каждого этапа газификации придется подготовить разные пакеты документов. Не только само оформление, но и утверждение, получение разрешений имеет нормированные законом сроки. Соответствующие органы проводят проверку на достоверность сведений, содержащихся в бумагах, и лишь после получения подтверждения корректности данных выдаются разрешения, включая окончательное. В результате наличие документов для газа в частный дом – это лишь начало пути.

Стартовый набор документов для оформления газификации

Первым шагом на пути получения разрешительных документов является составление письменного заявления в организацию, занимающуюся обслуживанием газовых сетей и реализацией газа в том районе, где находится домовладение. Это необходимо, чтобы были оформлены технические условия на газификацию (ТУ).

К заявлению при оформлении газификации частного дома прилагают копию документа, удостоверяющего личность заявителя, свидетельство на право собственности строения, где будет проводиться газификация. Подаются также следующие документы:

  1. разрешение на строительство газовой системы;
  2. копия технического паспорта, выданного в БТИ на дом;
  3. план участка в масштабе 1:500, который заверен в местной службе газа с указанием самого домостроения, а также газифицируемыми вместе с ним сооружениями с указанием проходящего газопровода, других коммуникаций;
  4. акт обследования дымоходов, составленный пожарной службой.

Если трубопровод проходит через участки соседей, необходимы их письменные разрешения на его прокладку. К этому моменту желательно иметь проектные расчеты мощности котла, где будут прописаны затраты газа на отопление жилища. В дальнейшем это учитывают при составлении проектной документации и монтаже системы.

Документы, оформляемые в процессе газификации

После получения технических условий начинается второй этап сбора документов для газификации дома, который находится в частной собственности. Речь идет о пакете, который составляется при проектировании газификации и отопления частного дома.

Учитывайте, что обращаясь в разные организации на соответствующих этапах подготовки документов, вы можете столкнуться с серьезной разницей и в предоставлении услуги проектирования отопления. Порой результаты сильно разниться, поэтому лучше обращаться в организацию, напрямую сотрудничающую с городским газовым хозяйством, т. е. для Москвы и области – в «Объединение-Газ». Так вы избежите возможных проблем.

  • Мы являемся давним и постоянным партнером ФГУП «МОСОБЛГАЗ».
  • Участвуем в реализации программы Правительства МО в сфере газификации региона до 2025 года.
  • Работаем по прямому договору субподряда, без посредников.
  • Имеем все допуски на газификацию частных владений.

При подписании договора на проведение проектных работ вносим пункт о выезде проектировщика к месту строительства. С мастером согласовываются точки размещения в здании газовых приборов, иного отопительного оборудования, имеющего сертификат соответствия, договор на обслуживание, разрешение на применение в конкретном районе.

В дальнейшем сам проектировщик согласует проект системы отопления частного дома с техническим отделом Мособлгаза. После согласования проекта проводятся сметные расчеты работ, оформляется договор на проведение технадзора.

Этап подписания договора со строительно-монтажной компанией

После оформления указанных выше бумаг наступает очередь монтажных работ. Их, как правило, выполняет строительно-монтажная фирма, имеющая лицензию, но мы предоставим все виды монтажных услуг по договору подряда.

Это поможет вам сэкономить средства не только на оформлении всех документов для пуска газа в частный дом. Обратите внимание на то, что это весьма важный момент:

  • не получившая разрешения организация не имеет права и заниматься данным видом деятельности;
  • если же работа выполнена без соответствующих допусков и разрешений, то документы не примет Мособлгаз.

Мы подписываем договор, где указываются обязательства исполнителя и гарантия на произведенную работу. Готовую работу подтверждает специальная комиссия, после чего представитель ведомства соответственно месту приписки частного строения, выдает квитанцию технадзора.

Остается ее оплатить, а копию передать монтажной организации, т. е. в «Объединение-Газ». По окончании строительно-монтажных работ мы составим двусторонний акт. Далее всю техническую документацию передаем заказчику и в Мособлгаз.

Все документы, необходимые для газификации частного дома, оформлены. Остается только дождаться решения и получить разрешительную документацию, подтверждающую возможность и безопасность эксплуатации системы.

Все услуги в одной организации – это выгодно, надежно и 100-процентно успешно. Вам гарантировано отсутствие ошибок, доработок, переделок, потерь времени, средств и нервов.

Газпром газораспределение Томск - Вопросы и ответы

Вопрос:
13.07.2021

Где в Томске можно заправить газом баллон 5-10л?

Сергей

Ответ:

Уважаемый Сергей!

Попробуйте обратиться в Торговый дом ООО "Томскоблгаз", г. Томск, ул. Мичурина, 98.

Вопрос:
30.06.2021

Добрый день! Скажите, пожалуйста, можно ли провести газ к дому и в последующем в дом, если земельный участок находится в аренде, а дом ещё не сдан в эксплуатацию? Какие нужны будут документы для подключения?

Любовь Александровна

Ответ:

Уважаемая Любовь Александровна!

Подведение газа к участку, который находится в аренде, возможно - потребуется дополнительно разрешение собственника земельного участка. Без документов на собственность на дом Вы сможете осуществить строительно-монтажные работы к дому и внутри дома. Но для поставки газа дом должен быть зарегистрирован.

Для предоставления информации по техническим условиям на подключение (технологическое присоединение) объектов капитального строительства к сетям газораспределения и предварительный расчет платы за ТП Вам необходимо предоставить следующие документы:

1. Копия правоустанавливающих документов на земельный участок, на котором располагается (будет располагаться) принадлежащий заявителю объект капитального строительства. Если земельный участок находится в собственности администрации, необходимо взять разрешение.
2. Ситуационный план;
3. Копия документа, подтверждающего право собственности или иное предусмотренное законом право на объект капитального строительства, в случае если завершено строительство указанного объекта;
4. Копия паспорта собственника;
5. Согласие основных абонентов (если собственников несколько).

Для сдачи документов Вы можете обратиться в Клиентский центр по адресу: пр. Фрунзе, 170 а, г. Томск. тел. 902-025 (по предварительной записи).
Есть возможность оформления онлайн-заявки на сайте gazpromgr.tomsk.ru, а также можно направить заявку по электронной почте [email protected]

Вопрос:
24.06.2021

В связи со сменой собственника необходимо перезаключить договор на техническое обслуживание и ремонт газового оборудования. Возможно ли это сделать, не посещая офис? Можно ли воспользоваться электронной почтой?

Татьяна

Ответ:

Уважаемая Татьяна!
Для перезаключения договора на техническое обслуживание и ремонт ВДГО/ВКГО собственнику помещения необходимо подойти лично в Клиентский центр по адресу: пр. Фрунзе, 170 а, г. Томск. с 09.00 до 18.00, тел. 8(3822) 902-025, при себе иметь паспорт и документ, подтверждающий право собственности.

Вопрос:
22.06.2021

Добрый день! Хотели бы узнать, когда будут газифицировать наш поселок - микрорайон «Западный» (Томский район), и в каком году это планируется?

Кирилл

Ответ:

Уважаемый Кирилл!
В текущем году и на плановый период 2022-2025 гг. газификация мкр Западный в рамках Программ газификации Томской области с участием ООО "Газпром газораспределение Томск" не предусмотрена. Для получения разъяснений по указанному вопросу, Вы можете обратится в Администрацию Томского района.

Вопрос:
10.06.2021

Здравствуйте. Какие предъявляются требования к площади помещения котельной частного дома, в которой будет установлен газовый котел и альтернативный вариант - печь на твердом топливе?

Надежда

Ответ:

Уважаемая Надежда!
Объем помещения, в котором будет находиться газовое оборудование, должен быть не менее 8 куб/метров. 

Вопрос:
09.06.2021

Здравствуйте. У меня есть технические условия на подключение газа, около земельного участка выведена газовая труба. Заключен договор на подключение, частично произведена оплата. Дом в настоящее время достраивается. Подключение газа производится в зарегистрированный дом, после ввода в эксплуатацию? Или возможно подключить газ, а после заняться оформлением дома в собственность?

Алексей

Ответ:

Уважаемый Алексей!
Подключение газа возможно только в зарегистрированное строение.

Вопрос:
08.06.2021

Здравствуйте! У меня квартира в собственности в деревянном 4-х квартирном доме без земли в собственности. Как подключить газ? Ветка газовая идет вдоль дома.

Иван

Ответ:

Уважаемый Иван!
Для подачи документов на предоставлении технических условий на подключение (технологическое присоединение) объектов капитального строительства к сетям газораспределения и предварительный расчет платы за техприсоединение, Вам необходимо предоставить следующие документы:
1. Копия правоустанавливающих документов на земельный участок, на котором располагается (будет располагаться) принадлежащий заявителю объект капитального строительства, Если земельный участок находится в собственности администрации, необходимо взять разрешение.
2. Ситуационный план.
3. Копия документа, подтверждающего право собственности или иное предусмотренное законом право на объект капитального строительства, в случае если завершено строительство указанного объекта.
4. Копия паспорта собственника.
5. Согласие основных абонентов (если собственников несколько).

Для сдачи документов Вы можете обратиться в Единый клиентский центр по адресу: пр. Фрунзе, 170 а, г. Томск, тел. 902-025 (по предварительной записи).
Вы можете воспользоваться возможностью оформления онлайн-заявки на сайте gazpromgr.tomsk.ru компании, а также направить документы по электронной почте [email protected]

Вопрос:
07.06.2021

Добрый день! У меня планируется ремонт на кухне, мне необходимо перенести трубу подключения к газовой плите. В данный момент стоит заглушка, газом не пользуюсь. Пока не начались работы по выравниваю стен, хотелось бы подготовить газовые трубы. Куда позвонить или, может, подойти для оформления документов или заявки?

Алексей

Ответ:

Уважаемый Алексей!
По вопросам проведения работ Вам  необходимо обратиться на участок ВДГО/ВКГО ООО "Газпром газораспределение Томск" в г. Томске по тел: 8 (3822) 90-14-87 с 8.00 до 17.00. 

Вопрос:
02.06.2021

Добрый день! Подскажите, пожалуйста, есть ли возможность отказаться от газа в квартире в многоквартирном доме? Какие действия для этого необходимо предпринять? Пользуюсь в основном электрическими приборами (электрический чайник, мультиварка, хлебопечка и пр.), газовой плитой практически не пользуюсь.

Ольга

Ответ:

Уважаемая Ольга!
Для отказа от газа в газифицированном доме Вам необходимо:
1. Получить письменное разрешение Управляющей компании о демонтаже газовой плиты.
2. Оставить заявку на демонтаж по тел. (3822) 90-14-87.
3. Получить справку об отсутствии газа в квартире для понижения тарифа на электричество.
4. По вопросам проведения работ можете обращаться на участок ВДГО/ВКГО ООО "Газпром газораспределение Томск" по тел: (3822) 90-14-87 с 8.00 до 17.00.

Вопрос:
01.06.2021

Как получить справку об отсутствии центрального газоснабжения?

И.М.

Ответ:

Для получения справки необходимо обратиться на участок ВДГО/ВКГО ООО "Газпром газораспределение Томск", тел. (3822) 90-14-87.

Документы для газификации

 

  Мы будем говорить о последовательных шагах при сборе документов для газификации частных домов в Минске, Минской области и Минском районе. Процедура в других регионах Республики Беларусь должна быть схожа. Речь пойдет о строительстве газового ввода к дому и проведении внутренних работ. Выполняя услуги по строительству магистралей и уличных газопроводов мы проводим полную техническую поддержку и консультацию с порядком действий для экономии Вашего времени.   Для начала Вам необходимо узнать, кто является собственником газопровода, который находится максимально близко от Вас. Вы должны получить у собственника разрешение на врезку в газопровод. Без данного разрешения технические условия,необходимые для проектирования объекта газификации Вы получить не сможете. Зачастую  собственником газопровода является Мингаз, тогда с необходимой документацией Вы можете обратиться в Управление Капитального Строительства Минского района  для получения направления в Мингаз (для регионов Сельсоветы и горгаз соответственно) и выдачи технических условий. Если же собственник газопровода не государственная структура, то получить разрешение Вы сможете только на условиях собственника газопровода, в основном кооперативов по газификации.

 

  После получения разрешения на врезку в газопровод Вам необходимо получить технические условия (ТУ). Для получения технических условий Вам необходимо предоставить в УКС Минского района (для регионов, и если дом не сдан в эксплуатацию, Сельсоветы и местные Исполкомы ) ходатайство  кооператива по газификации о выдаче ТУ (если газопровод в собственности частной организации), технический паспорт (ведомость технических условий или согласованный архитектурный план ) на дом и копию паспорта владельца. После прохождения необходимых процедур,  Мингаз (горгаз) выдаст технические условия, которые будут готовы в течении месяца и забрать их можно будет там же, где и подавались документы. 

В случае, если газопровод находится на балансе Мингаза (горгаза), вся процедура проходит так же, только разрешение от кооператива Вам не нужно.

Исключением являются садоводческие товарищества, в которых созданы и действуют кооперативы по газификации. Для получения ТУ, в данном случае, требуется подать заявление о выдаче ТУ на имя гл. инженера Мингаза (горгаза), закрепленное подписью и печатью, как председателя кооператива по газификации, так и председателя садоводческого товарищества.  Все изменения и нововведения по правилам подачи документов, а также всю актуальную информацию можно отслеживать посещая наш форум. Если  Вы делаете подвод газопровода к дому, то Вам так же необходимо сделать топографическую съемку Вашего земельного участка и предоставить ее в проектную организацию.  С полученными техническими условиями и техническим паспортом на дом (так же подойдет ведомость технических условий или согласованный архитектурный план дома) Вы можете обратиться в проектную организацию для изготовления проекта. Так же в проектную организацию Вам необходимо предоставить паспорт владельца дома, при использовании газового котла импортного оборудования необходимо иметь при себе оригинал паспорта на котел. Так же Вы должны знать расположение дымоходов и вентканалов и их размеры.

 

  После того , как проект пройдет все необходимые согласования и он будет у Вас на руках, Вы можете обращаться в строительно-монтажную организацию для заключения договора на проведение работ. Строительно-монтажной организации Вы должны предоставить проект, копии документов на все используемое оборудование, технические условия.

  После завершения строительно-монтажных работ по газификации Вам необходимо заключить договор с Мингазом на поставку газа. Для заключения договора с Мингазом  Вам понадобится технический паспорт на дом и свидетельство о государственной регистрации строения, паспорта на счетчик и регулятор газа и договор на техническое обслуживание котла, акт приемки Мингазом внутренних работ и паспорт владельца. В течении 10-ти дней Мингаз должен осуществить пуск газа к Вам в дом.

  

  Наша компания будет рада видеть Вас в числе наших клиентов. Мы максимально качественно и в сжатые сроки выполняем услуги по газификации ваших домов и объектов. ОПТИМИЗАЦИЯ СТОИМОСТИ И ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ГАЗИФИКАЦИОННОЙ УСТАНОВКИ

(Технический отчет)

Крамер, Шелдон. ОПТИМИЗАЦИЯ СТОИМОСТИ И ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ГАЗИФИКАЦИОННОГО ЗАВОДА . США: Н. П., 2003. Интернет. DOI: 10,2172 / 825086.

Крамер, Шелдон. ОПТИМИЗАЦИЯ СТОИМОСТИ И ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ГАЗИФИКАЦИОННОГО ЗАВОДА .Соединенные Штаты. https://doi.org/10.2172/825086

Крамер, Шелдон. Пн. «ОПТИМИЗАЦИЯ СТОИМОСТИ И ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ГАЗИФИКАЦИОННОЙ УСТАНОВКИ». Соединенные Штаты. https://doi.org/10.2172/825086. https://www.osti.gov/servlets/purl/825086.

@article {osti_825086,
title = {ОПТИМИЗАЦИЯ СТОИМОСТИ И ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ГАЗИФИКАЦИОННОГО ЗАВОДА},
author = {Kramer, Sheldon},
abstractNote = {В рамках этого проекта были разработаны оптимизированные конструкции и сметы для нескольких проектов совместного производства угля и нефтяного кокса IGCC, которые производили водород, промышленный пар и углеводородные прекурсоры жидкого топлива в дополнение к энергии.Реальный проект и фактические эксплуатационные данные из проекта модернизации газификации угля на реке Вабаш, спонсируемого Министерством энергетики, стали отправной точкой для этого исследования, которое было выполнено компаниями Bechtel, Global Energy и Nexant в соответствии с контрактом DE-AC26-99FT40342 Министерства энергетики. Во-первых, группа разработала проект низового предприятия, эквивалентного проекту модернизации газификации угля на реке Вабаш, чтобы обеспечить отправную точку и подробную смету затрат на середину 2000 года, основанную на фактическом проекте завода и последующих модификациях (подзадача 1.1). Эта неоптимизированная установка имеет тепловой КПД по мощности 38,3% (HHV) и EPC-стоимость в середине 2000 года в размере 1681 долл. США / кВт1. Этот проект был расширен и модифицирован, чтобы стать заводом совместного производства нефтяного кокса IGCC (подзадача 1.2) который производит водород, промышленный пар и топливный газ для соседнего нефтеперерабатывающего завода на побережье Мексиканского залива в дополнение к экспортной энергии. Для снижения затрат и повышения производительности был применен подход структурированной практики повышения ценности (VIP). Базовый вариант (подзадача 1.3) Оптимизированная установка совместного производства нефтяного кокса IGCC увеличила выходную мощность на 16% и снизила стоимость установки на 23%.В исследовании рассматривалось несколько вариантов экономии газификатора для повышения доступности. Подзадача 1.9 подготовила подробный отчет об этом исследовании анализа доступности. Подзадача 1.3 Next Plant, которая сохраняет предпочтительный подход к резервной линии газификации, снизила затраты только примерно на 21%, но имеет самую высокую готовность (94,6%) и вырабатывает электроэнергию по цене 30 долл. США / МВт-час (при рентабельности инвестиций 12%). ). Таким образом, такая установка совместного производства IGCC, работающая на коксе, могла бы занять нишу на рынке в ближайшем будущем. Во всех случаях показатели выбросов этих заводов выше, чем у проекта реки Вабаш.В рамках подзадач 1.5A и B разрабатывались проекты однорядных электростанций IGCC, работающих на угле и коксе. Параллельное сравнение этих заводов, которые содержат усовершенствования VIP подзадачи 1.3, показывает их сходство как по конструкции, так и по стоимости (1318 долл. США / кВт для угольной станции и 1260 долл. США / кВт для коксохимической установки). Таким образом, в ближайшей перспективе на рынок может выйти коксохимическая электростанция, работающая на угольном топливе. В рамках подзадачи 1.6 был разработан проект, смета и экономические показатели для четырехпоточной электростанции IGCC, работающей на угле, также на основе подзадачи 1.3 кейса. Эта установка имеет тепловой КПД по мощности 40,6% (HHV) и стоит 1066 долларов за кВт. Однопоточная усовершенствованная установка подзадачи 1.4, в которой используется усовершенствованная турбина внутреннего сгорания «G / H-класса», может иметь тепловой КПД по мощности 44,5% (HHV) и стоимость установки 1116 $ / кВт. Многопоездные заводы еще больше снизят стоимость. Опять же, все эти установки имеют превосходные показатели выбросов. Подзадача 1.7: разработана оптимизированная конструкция угольно-водородной установки. При нынешних ценах на природный газ этот объект не может конкурировать с водородом, производимым из природного газа.Предпочтительный сценарий - совместное производство водорода на установке, аналогичной подзадаче 1.3, как описано выше. Подзадача 1.8 оценила потенциальные преимущества технологии очистки теплого газа. Это исследование показало перспективность селективного каталитического окисления сероводорода (SCOHS). В рамках подзадачи 2.1 была разработана энергетическая установка IGCC для нефтяного кокса с совместным производством прекурсоров жидкого топлива из подзадачи 1.3 Next Plant путем исключения экспортного производства пара и водорода и замены его установкой синтеза углеводородов Фишера-Тропша, производящей 4,125 баррелей в сутки прекурсоров жидкого топлива.Максимально увеличивая производство жидких углеводородов за счет выработки электроэнергии, в рамках подзадачи 2.2 была разработана оптимизированная конструкция, позволяющая производить 10 450 баррелей в сутки прекурсоров жидкого топлива и 617 МВт экспортной мощности из 5 417 тонн сухого нефтяного кокса в сутки. При мощности 27 долл. / МВт-час и 30 долл. / Барр. Жидкости установка подзадачи 2.2 может иметь рентабельность инвестиций в 18%. Подзадача 2.3 преобразовала четырехмоторную электростанцию ​​IGCC, работающую на угле, подзадача 1.6 в электростанцию, которая совместно производит 12 377 баррелей в сутки прекурсоров жидкого топлива в дополнение к 676 МВт экспортной мощности.Добавление совместного производства прекурсоров жидкого топлива может повысить прибыльность электростанции IGCC, когда цены на нефть высоки по сравнению с ценами на электроэнергию. По мере развития технологии газификации усовершенствования, выявленные в этом исследовании, приведут к дальнейшему снижению затрат и повышению эффективности, что сделает электростанции IGCC более конкурентоспособными на рынке.},
doi = {10.2172 / 825086},
url = {https://www.osti.gov/biblio/825086}, журнал = {},
номер =,
объем =,
place = {United States},
год = {2003},
месяц = ​​{9}
}

5.1. Введение в газификацию | netl.doe.gov

5.1. Введение в газификацию

Газификация - это технологический процесс, позволяющий преобразовать любое углеродсодержащее (углеродное) сырье, такое как уголь, в топливный газ, также известный как синтез-газ (сокращенно синтез-газ). Газификация происходит в газификаторе, обычно в сосуде с высокой температурой / давлением, где кислород (или воздух) и пар непосредственно контактируют с углем или другим сырьевым материалом, вызывая серию химических реакций, которые превращают сырье в синтез-газ и золу / шлак минеральные остатки).Синтез-газ получил свое название из-за того, что он был промежуточным звеном в производстве синтетического природного газа. Синтез-газ, состоящий в основном из бесцветных и легковоспламеняющихся газов без запаха, оксида углерода (CO) и водорода (H 2 ), имеет множество применений. Синтез-газ может быть далее преобразован (или переведен) только в водород и диоксид углерода (CO 2 ) путем добавления водяного пара и реакции над катализатором в реакторе конверсии водяного газа. Когда водород сжигается, он не создает ничего, кроме тепла и воды, что дает возможность производить электричество без углекислого газа в выхлопных газах.Кроме того, водород, полученный из угля или другого твердого топлива, можно использовать для очистки нефти или для производства таких продуктов, как аммиак и удобрения. Что еще более важно, синтез-газ, обогащенный водородом, можно использовать для производства бензина и дизельного топлива. Заводы полигенерации, которые производят несколько продуктов, уникальны с технологиями газификации. Углекислый газ можно эффективно улавливать из синтез-газа, предотвращая выбросы парниковых газов в атмосферу и позволяя использовать его (например, для повышения нефтеотдачи) или безопасное хранение.

Газификация предлагает альтернативу более устоявшимся способам преобразования исходного сырья, такого как уголь, биомасса и некоторые потоки отходов, в электричество и другие полезные продукты. Преимущества газификации в конкретных применениях и условиях, особенно при экологически чистом производстве электроэнергии из угля, могут сделать ее все более важной частью мировых энергетических и промышленных рынков. Стабильная цена и обильные поставки угля во всем мире делают его основным сырьем для будущих технологий газификации.Рынки размещения технологии с учетом многих технико-экономических и политических факторов, включая затраты, надежность, доступность и ремонтопригодность (RAM), экологические соображения, эффективность, гибкость сырья и продукции, национальную энергетическую безопасность, общественное и государственное восприятие и политику, а также инфраструктуру. определит, реализует ли газификация весь свой рыночный потенциал.

График ниже представляет процесс газификации угля, демонстрируя как гибкость исходного сырья, присущую газификации, так и широкий спектр продуктов и полезность технологии газификации.


Газификатор

Газификация угля и биомассы как чистого углеродно-отрицательного источника энергии для экологически чистого производства электроэнергии в Китае

Значение

Развертывание систем газификации угля и биоэнергетики с улавливанием и хранением углерода (CBECCS) дает Китаю многообещающую возможность реализовать свои одновременно цели по сокращению выбросов углерода и загрязнению воздуха. Мы провели всестороннюю оценку технологии CBECCS для Китая, уделяя особое внимание конфигурации установки и топлива (например,g., соотношения биомассы) и экономики, а также CO 2 и выбросы парниковых газов и сопутствующие выгоды для качества воздуха. Мы находим значительные возможности для снижения выбросов углерода с помощью дополнительных преимуществ для качества воздуха от развертывания систем CBECCS в регионах, которые одновременно богаты пожнивными остатками и сталкиваются с острой необходимостью сдерживать серьезное загрязнение воздуха. Таким образом, исследование предоставляет важную информацию для политиков, стремящихся использовать возможности использования энергии CBECCS с отрицательным выбросом углерода.

Abstract

Реализация цели Парижского соглашения по ограничению глобального потепления до 2 ° C к концу этого столетия, скорее всего, потребует внедрения углеродно-отрицательных технологий.Особенно важно, чтобы Китай, как крупнейший в мире эмиттер углерода, избегал привязки к углеродоемким технологиям производства электроэнергии с использованием угля и предпринял плавный переход от производства электроэнергии с высоким содержанием углерода к производству электроэнергии с отрицательным выбросом углерода. Мы сосредоточены здесь на использовании комбинации угля и энергии биомассы для производства электроэнергии в Китае с использованием интегрированной системы цикла газификации в сочетании с улавливанием и хранением углерода (CBECCS). Такая система также снизит выбросы загрязняющих веществ в атмосферу, что будет способствовать достижению ближайшей цели Китая по улучшению качества воздуха.Мы оцениваем цены на производство электроэнергии с помощью шинопровода для CBECCS с соотношением компонентов растительных остатков от 0 до 100%, а также сопутствующие затраты на снижение выбросов углерода и дополнительные преимущества для качества воздуха. Мы обнаружили, что системы CBECCS, использующие долю растительных остатков 35%, могут производить электроэнергию с нулевыми чистыми выбросами парниковых газов в течение всего жизненного цикла при нормированной стоимости электроэнергии не более 9,2 цента США за киловатт-час. Цена на углерод около 52,0 долл. США за тонну сделает CBECCS конкурентоспособным по стоимости с электростанциями, работающими на пылевидном угле.Таким образом, наши результаты дают критически важную информацию для разработки стратегии CBECCS в Китае, чтобы использовать краткосрочные побочные выгоды для качества воздуха, закладывая основу для достижения отрицательных выбросов углерода в долгосрочной перспективе.

Внедрение углеродно-отрицательных технологий, вероятно, сыграет важную роль в достижении долгосрочных целей по снижению выбросов углерода. В Парижском соглашении об изменении климата поставлены амбициозные цели: удержать повышение средней глобальной температуры до уровня ниже 2 ° C и продолжить усилия по ограничению повышения температуры до 1.5 ° С (1). Многие сценарии смягчения последствий были разработаны с использованием моделей комплексной оценки для изучения возможных путей достижения целей, поставленных в Париже. Общей чертой всех сценариев стабилизации климата, исследованных в отчете Межправительственной группы экспертов по изменению климата с температурой 1,5 ° C (2), является то, что широкомасштабное применение углеродно-отрицательных технологий, особенно биоэнергетики с улавливанием и хранением углерода (BECCS), будет быть необходимым во второй половине века (3). Хотя масштаб мощности BECCS варьируется, во всех этих сценариях требуется некоторое развертывание технологии BECCS для достижения значительного сокращения выбросов парниковых газов (ПГ) (4).

Хотя важность технологий с отрицательными выбросами широко признана, прогресс в продвижении внедрения BECCS был медленным. Учитывая, что первые в своем роде установки, скорее всего, будут слишком дорогими без существенных государственных субсидий, вскоре должны начаться выкуп и обучение на практике, чтобы BECCS была готова к несубсидируемому и повсеместному развертыванию к середине века. Кроме того, из-за сложности отмены существующих обязательств в отношении недорогих новых угольных электростанций во многих развивающихся странах, потребность в углеродно-отрицательных технологиях производства электроэнергии становится еще более острой для компенсации выбросов, ожидаемых от этих электростанций.

Существующие исследования BECCS часто сосредоточены на двух технологических путях преобразования биоэнергии в жидкое топливо: ( i ) посредством биохимических процессов, таких как производство биоэтанола с ферментацией (5), и ( ii ) посредством термохимических процессов, таких как газификация в сочетании с обработкой Фишера – Тропша (6, 7) или пиролиз с катализом и улучшением качества (8). Что касается биохимического пути, хотя существуют проверенные технологии преобразования сахаров и зерна в этанол, BECCS с использованием биохимических процессов сталкивается с такими проблемами, как ограничения землепользования и проблемы продовольственной безопасности (5).Напротив, термохимические процессы, в которых растительные остатки используются в качестве топлива, были предложены в ряде исследований в качестве более многообещающего варианта снижения выбросов углерода (9, 10). Однако наиболее важным препятствием в этом случае, по крайней мере в ближайшей перспективе, является конкуренция со стороны стабильно низких цен на нефть (9, 11, 12).

Этот анализ фокусируется на альтернативном пути, который основан на термохимическом преобразовании угля и биомассы сельскохозяйственных культур для выработки электроэнергии. В частности, смеси угля и растительных остатков используются в качестве топлива для интегрированной системы комбинированного цикла газификации (IGCC) для производства электроэнергии.Благодаря этому процессу, выбросы CO 2 концентрируются и готовы к использованию CCS (далее именуемой CBECCS для обозначения энергозатрат угля и биомассы). Этот путь имеет множество преимуществ. CBECCS производит большое количество электроэнергии для базовой нагрузки, которую можно легко интегрировать в существующие рынки электроэнергии. Он также обладает гибкостью в отношении соотношения угля и биомассы, интенсивности углерода и масштабов обработки. Обе функции удобны для немедленного развертывания и в долгосрочной перспективе способствуют коммерциализации.

Здесь мы используем Китай в качестве важного тестового примера по двум причинам. Во-первых, технология CBECCS дает Китаю возможность одновременно решать свои долгосрочные климатические проблемы и краткосрочные проблемы загрязнения воздуха (13). Как крупнейшая страна-эмитент CO 2 , Китай в 2015 году внес 9,6 гигатонн (Гт) выбросов CO 2 , связанных с энергетикой (в основном из угля), что составляет 26,4% от общих мировых выбросов (14, 15). Китай также пообещал в Парижском соглашении достичь пика выбросов углерода к 2030 году или раньше, снизить углеродоемкость на 60-65% и к тому же времени увеличить потребление неископаемой энергии до 20% от общего потребления первичной энергии (16).Таким образом, системы CBECCS могут способствовать приверженности Китая декарбонизации своей энергетической системы. Кроме того, в отличие от традиционных угольных электростанций, системы CBECCS также удаляют почти все твердые частицы (включая твердые частицы с аэродинамическим диаметром менее 2,5 мкм, PM 2,5 ), оксиды азота (NO x ) и диоксид серы (SO 2 ) из синтез-газа перед инициированием процесса горения для выработки электроэнергии (6, 17, 18). В результате выбросы PM на киловатт-час 2.5 , NO X и SO 2 на заводе CBECCS значительно ниже, чем на электростанциях, работающих на пылевидном угле (PC). Кроме того, сжигание растительных остатков (на открытых полях и в сочетании с приготовлением пищи и обогревом в жилых помещениях) в настоящее время является важным источником загрязнения воздуха внутри и снаружи помещений в Китае (19, 20). Используя растительные остатки в качестве топлива, системы CBECCS могут избежать загрязнения воздуха и воздействия на здоровье, связанного с сжиганием биомассы, как показано ниже. Таким образом, внедрение CBECCS может принести локальные краткосрочные дополнительные выгоды для качества воздуха, одновременно облегчая плавный переход к углеродно-нейтральной и, в конечном итоге, углеродно-отрицательной электроэнергетической системе в будущем.

Во-вторых, в то время, когда глобальное развертывание CCS, похоже, замедляется, Китай выделяется как особенно многообещающая возможность улучшить улавливание CO 2 посредством газификации, которая является ключевым компонентом CBECCS. Среди трех подходов к улавливанию CO 2 - предварительное сжигание (например, путем газификации), последующее сжигание и улавливание кислородным сжиганием - продвигается только последующее сжигание, в частности, благодаря проекту модернизации системы CCS Petra Nova в Техасе, который был запущен в 2017 году (21) . Два других подхода на сегодняшний день не очень продвинулись.Однако, хотя многие запланированные или инициированные проекты IGCC-CCS в других местах были отменены, демонстрационный проект GreenGen IGCC в Китае является исключением; I фаза успешно эксплуатируется 7 лет, с 2012 г. (22). Фаза II планируется начать в 2020-х годах с целью окончательной интеграции ключевых технологий, включая захват, использование и хранение данных IGCC и CO 2 (22). Таким образом, Китай и его проект GreenGen могут предложить многообещающую возможность в ближайшем будущем усовершенствовать технологию газификации угля и биомассы с помощью CCS.

В данном исследовании используется целостный подход к оценке экономической эффективности, потенциала снижения выбросов углерода и преимуществ для качества воздуха от развертывания систем CBECCS с использованием пожнивных остатков в Китае. На основе моделирования систем CBECCS с использованием Aspen Plus (11, 23) поток энергии и углеродный след оцениваются для всех процессов термохимического преобразования. Затем мы оцениваем их экономическую конкурентоспособность по сравнению с установками для сверхкритического ПК (SC-PC) при различных ценах на углерод. Кроме того, мы количественно оцениваем сопутствующие выгоды для качества воздуха от развертывания систем CBECCS мощностью 150 ГВт в континентальном Китае (на основе прогнозируемого масштаба будущих добавок угля), в которых используется около 24.3% имеющихся пожнивных остатков ( SI Приложение , Таблица S8).

Отметим три вывода. Во-первых, при массовой доле растительных остатков в топливной смеси угля и биомассы более 35% системы CBECCS могут вырабатывать электроэнергию с нулевыми чистыми выбросами парниковых газов в течение жизненного цикла (в эквиваленте CO 2 ). Во-вторых, когда цена на углерод достигает 52,0 долл. США за тонну CO 2 , системы CBECCS с нулевыми выбросами парниковых газов становятся экономически конкурентоспособными по сравнению с традиционными электростанциями на базе ПК, при нормированной стоимости электроэнергии (LCOE) примерно 9.2 цента США за киловатт-час. На конкурентоспособность систем CBECCS также сильно влияет цена биомассы. Наконец, внедрение систем CBECCS может значительно снизить выбросы загрязняющих веществ в атмосферу и улучшить качество воздуха. Например, в сильно загрязненном регионе Северного Китая потенциальное сокращение количества загрязнителей воздуха (SO 2 , NO X и первичных PM 2,5 ) в результате развертывания ∼24,3 ГВт систем CBECCS может привести к 6,8% снижение среднегодовой PM 2.5 в 2015 году. Одна только эта мера может способствовать более чем 27% целевого показателя сокращения загрязнения, который был объявлен для части Пекин-Тяньцзинь-Хэбэй (BTH) в регионе Северного Китая в Плане действий по предотвращению и контролю Загрязнение воздуха выпущено Государственным советом Китая. В то время как системы CBECCS в настоящее время связаны с относительно высокими затратами, опасения по поводу загрязнения воздуха являются дополнительным стимулом для раннего развертывания и могут способствовать долгосрочному снижению затрат по мере продвижения обучения.

Результаты

От угля / биомассы до синтез-газа и электроэнергии.

Система CBECCS начинается с процесса газификации, в котором твердое сырье из угля и биомассы превращается в газообразное топливо, то есть синтез-газ, состоящий в основном из H 2 , CO и CO 2 (24) . Мы рассматриваем газогенератор с увлеченным потоком (EF), который обычно работает при высоких температурах (от 1300 до 1500 ° C), так что почти вся смесь угля и биомассы в сырье (более 99.5%) газифицируется (11, 23). Процесс высокотемпературной газификации эффективен для восстановления смол, что делает его более устойчивым, чем традиционные электростанции, в отношении неоднородности сырья (25, 26). Кроме того, вариант газификации позволяет значительно снизить выбросы загрязняющих веществ в атмосферу по сравнению с прямым сжиганием этих видов топлива (27). Сырье твердого топлива частично окисляется в процессе, а не только обеспечивает энергией эндотермические реакции в газогенераторе, которые генерируют CO и H 2 (рис.1), но также компенсируя потери энергии в системе (25, 28).

Рис. 1.

Производительность систем CBECCS при массовых соотношениях смешивания биомассы от 0 до 100%. ( A ) Процесс газификации: состав синтез-газа (CO, H 2 и CO 2 ) и соответствующая эффективность преобразования энергии (отношение выходной энергии к входящей при более низкой теплотворной способности, LHV). ( B ) Процесс WGS: производство CO, H 2 и CO 2 и связанная с этим эффективность преобразования энергии.( C ) Общая эффективность производства электроэнергии: затраты энергии из угля и биомассы, а также чистая и валовая эффективность производства электроэнергии в системах CBECCS.

Рис. 1 A иллюстрирует результаты моделирования газификации EF с соотношением компонентов биомассы растительных остатков (CrB) в диапазоне от 0 до 100%. Сохраняя постоянным общее количество потребляемой энергии из угля и пожнивных остатков, мы обнаруживаем увеличение отношения CO 2 в выходящих газах по мере увеличения доли биомассы.Между тем, эффективность преобразования снижается с ~ 81,8 до 75,2% с увеличением доли биомассы. Из-за относительно высокого содержания влаги и летучих веществ, содержащихся в биомассе ( SI Приложение , Таблица S6), и большего вклада кислородсодержащих химических связей (например, C – O, C = O и O – H) по сравнению с углем, более высокая доля биомассы требует дополнительной энергии в процессе газификации для разрыва этих связей. Кроме того, при более высоком соотношении биомассы газификация сырья дает немного более высокое содержание H 2 и более низкое содержание CO в синтез-газе, что обусловлено более высоким содержанием влаги в биомассе (25).Полученный синтез-газ в конечном итоге используется в процессе сгорания для выработки электроэнергии.

В процессе конверсии воды и газа (WGS) (CO + h3O↔CO2 + h3, ΔH (298K) = - 41,2 кДж / моль) большая часть углерода, содержащегося в сырье, превращается в CO 2 . Концентрации CO 2 , произведенные в процессе WGS, увеличиваются с 4% (3,7 ~ 4,3%) до 26% (24,9 ~ 27,4%) ( SI Приложение , таблицы S3 и S4). Поскольку процесс WGS является экзотермическим, синтез-газ на выходе из газификатора EF предварительно охлаждается с примерно 1300 ° C до 200 ° C путем гашения воды для облегчения реакции в прямом направлении (23).Приблизительно 16,0% энергии в сырье рекуперируется в виде пара от газификации и процесса WGS, который может быть направлен в систему парогенератора с рекуперацией тепла (HRSG) для повышения общей эффективности производства электроэнергии. Эффективность преобразования WGS демонстрирует тенденцию к небольшому увеличению в зависимости от увеличения доли поступающей биомассы (Рис. 1 B ). Это отражает тот факт, что дополнительные уровни биомассы приводят к более низкому содержанию CO в синтез-газе, полученном при газификации, что снижает требования к нагрузке для реакции WGS.

Сдвинутый синтез-газ состоит в основном из H 2 (от 35,6 до 40,1%), CO 2 (от 24,9 до 27,4%) и H 2 O (от 31,2 до 38,2%). CO 2 и другие кислые газы, включая H 2 S и COS, удаляются из смещенного синтез-газа с использованием метода Rectisol с использованием метанола в качестве рабочего тела (23). Во время процесса удаления кислого газа (AGR) требуется дополнительная энергия для термической регенерации растворителя и циклов абсорбции / десорбции CO 2 .Примерно от 6,4 до 11,6% валовой выработки электроэнергии потребляется внутри блока разделения воздуха для отделения кислорода и для AGR для сжатия потока CO 2 до 150 бар для использования (например, для увеличения нефтеотдачи или подготовки к окончательному использованию). секвестрация). SI Приложение , таблица S5 суммирует состав сырья и выбросы CO 2 на киловатт-час при условии, что уровень улавливания CO 2 составляет около 90%.

Как показано на рис.1 C , как валовая, так и чистая эффективность производства электроэнергии системой CBECCS несколько снижается с увеличением доли биомассы в сырье. Хотя добавление биомассы требует меньше энергии для подготовки сырья и улавливает больше тепла ПГРТ по сравнению с углем, высокое содержание влаги в биомассе требует большего количества кислорода для газификации и приводит к улавливанию большего количества CO 2 по сравнению с углем. единственный случай, CBECCS-CrB0 (Рис. 1 B и SI Приложение , таблицы S4 и S5).Из-за высокого внутреннего энергопотребления системы CBECCS могут производить электроэнергию с чистым КПД от 32,16 до 35,70%, что ниже, чем у современных электростанций с ПК без улавливания CO 2 (∼42,7%) (22, 29).

Прямой углерод и следы выбросов парниковых газов в течение всего жизненного цикла.

Мы оцениваем прямые выбросы CO 2 и выбросы парниковых газов в течение жизненного цикла (измеренные в эквиваленте CO 2 ) для систем CBECCS и сравниваем их с выбросами ПК и угольных электростанций IGCC в Китае.Прямые выбросы CO 2 происходят только при сжигании угля на электростанциях (столбцы на рис. 2), в то время как выбросы парниковых газов в течение жизненного цикла (квадраты на рис. 2) включают также выбросы парниковых газов от предварительной обработки. угля и биомассы перед поступлением в энергосистемы ( SI Приложение , раздел S3) (30, 31). Сжигание биомассы не влияет на выбросы CO 2 , поскольку содержание углерода в биомассе поступает из атмосферы в результате фотосинтеза.

Рис. 2.

Прямые выбросы CO 2 и выбросы парниковых газов в течение жизненного цикла из систем CBECCS, угольных электростанций (PC) и станций IGCC без CCS. Столбики представляют собой прямые выбросы CO 2 . Квадраты представляют выбросы парниковых газов в течение жизненного цикла, выраженные в общем эквиваленте CO 2 .

Мы рассматриваем диапазон соотношений биомассы для системы CBECCS, включая случай использования только угля, обозначенный как CBECCS-CrB0 (т.е. 0% растительных остатков), и четыре случая с 20%, 35%, 70% и 100% биомассы. обозначены как CBECCS-CrB1 - -CrB4, соответственно (более подробная информация приведена в приложении SI , таблица S2).Оценка диапазона соотношений биомассы для CBECCS является оправданной, потому что переход тепловой энергетической системы Китая с преобладанием угля на растущую зависимость от топлива из биомассы должен происходить постепенно из-за проблем с осуществимостью ( i ), учитывая время, необходимое как для создания эффективного система сбора пожнивных остатков в больших масштабах и внесение изменений в цепочки поставок угля (например, шахты и транспорт), а также ( ii ) институциональные и политические причины для смягчения сопротивления со стороны действующих групп угольных интересов.

По сравнению с установками ПК и традиционным IGCC без CCS (черные полосы), на рис. 2 показаны выбросы парниковых газов в течение жизненного цикла (в эквиваленте CO 2 ), связанных с производством 1 кВтч электроэнергии из систем CBECCS с коэффициентами биомассы. от 0 до 100%. Электроэнергия с нулевым выбросом в виде прямого CO 2 и парниковых газов жизненного цикла достигается при доле растительных остатков 20% и 35% в топливной смеси (или CBECCS-CrB1 и -CrB2), соответственно. При доле биомассы выше 35% системы CBECCS становятся технологиями производства электроэнергии с отрицательными выбросами не только с точки зрения прямого выброса CO 2 , но и с точки зрения парниковых газов жизненного цикла.

CO 2 , полученный в качестве побочного продукта из систем CBECCS, может использоваться и храниться в истощенных газовых бассейнах, использоваться для увеличения добычи нефти или метана из угольных пластов или улавливаться в соответствующих геологических резервуарах (например, в глубоких соленых осадочных формациях. ) (11, 32⇓⇓ – 35). Для сценария развертывания CBECCS (например, всего 150 ГВт), который будет обсуждаться позже, годовой объем CO 2 , потенциально необходимый для секвестрации, составляет 129 мегатонн (Mt), 164 Mt, 169 Mt, 169 Mt, 94 Mt и 77 Mt. соответственно, для шести регионов материкового Китая, а именно Северного Китая, Северо-Востока, Восточного Китая, Южно-Центрального Китая, Юго-Запада и Северо-Запада, что незначительно по сравнению с доступными наземными геологическими хранилищами в Китае (т.е., менее 0,036% от общего числа хранилищ) (34, 36⇓ – 38).

Нормированные и предельные затраты на электроэнергию с отрицательным выбросом углерода.

Мы оцениваем LCOE для пяти различных соотношений смешивания биомассы (т.е. от 0% в CBECCS-CrB0 до 100% в -CrB4) и сравниваем их с результатами для растений SC-PC и IGCC. Без цены на углерод LCOE увеличивается с 8,78 цента США за киловатт-час для CBECCS-CrB0 до 9,98 цента США за киловатт-час для CBECCS-CrB4. Электростанции SC-PC имеют самый низкий LCOE - 4.67 центов США за киловатт-час, что соответствует ценам на электричество с шинопроводами, которые в настоящее время доступны для сетевых компаний в Китае (39). Из-за низкого LCOE уголь был доминирующим топливом в электроэнергетической системе Китая, увеличившись с 1114 ТВтч в 2000 году до 4284 ТВтч в 2015 году (40). Результаты показывают, что при отсутствии налогов на выбросы углерода или регулирования, ограничивающего выбросы CO 2 , развертывание заводов CBECCS с экономической точки зрения в настоящее время не было бы привлекательным в Китае.

Рис. 3 A иллюстрирует влияние цен на углерод на LCOE систем CBECCS. CBECCS-CrB1 связан с нулевыми прямыми выбросами углерода, и поэтому его LCOE не зависит от цены на углерод. Для заводов с положительными выбросами углерода, в частности SC-PC, IGCC и CBECCS-CrB0, LCOE увеличивается с ростом цен на углерод. Напротив, для конфигураций установок с отрицательными прямыми выбросами (т.е. CBECSS-CrB2 to -CrB4) LCOE снижается с ростом цен на углерод.Более того, наклоны становятся более крутыми с более высокими отношениями смешивания биомассы (например, от CBECCS-CrB2 до -CrB4), предполагая, что более высокие цены на углерод могут эффективно стимулировать переход систем CBECCS к более высоким отношениям биомассы в качестве входящего топлива.

Рис. 3.

Экономический анализ выработки электроэнергии системами CBECCS. ( A ) LCOE для угольных электростанций, электростанций IGCC и систем CBECCS с ценой на углерод от 0 до 60 долларов за тонну CO 2 . ( B ) Предельные затраты на производство электроэнергии как функция массовых соотношений цен биомассы и углерода.Предельная стоимость CBECCS-CrB4 становится отрицательной при цене углерода выше 100 долларов за тонну CO 2 . ( C ) Безубыточная цена углерода, чтобы сделать системы CBECCS конкурентоспособными по стоимости с установками ПК, в зависимости от цен и массовых соотношений смешивания биомассы. Цветные линии - это изокванты с одинаковыми безубыточными ценами на углерод. Массовая доля биомассы в топливном запасе колеблется от 0 до 100%.

На основе LCOE мы считаем, что цена безубыточности на углерод составляет 42 доллара США.0 и 52,0 долл. США за тонну CO 2, , чтобы сделать CBECCS с нулевыми выбросами парниковых газов (то есть конфигурацию CBECCS-CrB2) конкурентоспособной по стоимости по сравнению с угольными установками IGCC и SC-PC, соответственно.

Предельная стоимость систем CBECCS зависит от затрат на топливо, эксплуатационных расходов и затрат на техническое обслуживание (O&M), а также цены на углерод. При цене на углерод в 100 долларов за тонну система CBECCS-CrB4 со 100% биомассой будет производить электроэнергию с отрицательным выбросом углерода с отрицательными предельными затратами. (Рис.3 B ).Примечательно, что при такой высокой цене на углерод и высоком относительном соотношении биомассы краткосрочные предельные издержки CBECCS могут быть ниже даже, чем затраты на возобновляемую электроэнергию (т. Е. Практически нулевые). Это означает, что при подходе к диспетчеризации с учетом требований, основанном на предельных затратах, CBECCS, как управляемый источник генерации, потенциально может иметь наивысший приоритет и отправляться первым среди всех источников генерации. Это может гарантировать высокий коэффициент мощности для блоков CBECCS, компенсируя связанные капитальные затраты и затраты на топливо.Однако в настоящее время решения об отправке в Китае не следуют процедурам экономического обоснования. Вместо этого правительство назначает фиксированные часы работы для каждого класса электростанций (41). В ближайшем будущем, поскольку CBECCS также использует уголь, вполне возможно, что электростанции CBECCS смогут следовать существующим правилам и практикам для угольных электростанций с гарантированными часами работы. В долгосрочной перспективе, по мере того как Китай продолжает текущую рыночную реформу электроэнергетического сектора (41, 42), переход к диспетчеризации с учетом требований может лучше отражать экономику и отдавать приоритет электроэнергии с отрицательной стоимостью, вырабатываемой из CBECCS с высокой ценой на выбросы углерода. и соотношение биомассы.

Однако цена биомассы может зависеть от множества факторов, включая радиус сбора и затраты на транспортировку и хранение (более подробное обсуждение в SI Приложение , раздел S2.2). Здесь мы исследуем, при различных соотношениях биомассы, как цены на биомассу повлияют на безубыточную цену углерода, то есть уровень, на котором CBECCS-CrB2 становится рентабельным по сравнению с установками SC-PC (рис. 3 C). ). При отсутствии топлива из биомассы (например, CBECCS-CrB0) безубыточная цена углерода составляет около 63 долларов за тонну CO 2 , независимо от цены биомассы.Как показано на рис. 3 C , при цене биомассы ниже 80 долларов за тонну безубыточная цена на углерод уменьшается в зависимости от соотношений смешивания биомассы. Это указывает на то, что добавление биомассы к сырью приводит к снижению затрат на сокращение выбросов CO 2 . Например, при текущей цене растительных остатков 50 долларов за тонну безубыточная цена на углерод снижается с 63 долларов за тонну для CBECCS-CrB0, который использует только уголь, до 52 долларов за тонну для CBECCS-CrB2 с коэффициентом смешивания биомассы 35. %.Однако, если цена биомассы превышает 80 долларов за тонну, безубыточная цена углерода будет расти с увеличением доли биомассы.

Снижение выбросов углерода и повышение качества воздуха.

По сравнению с установками ПК или прямым сжиганием биомассы, производство электроэнергии с помощью систем CBECCS имеет более низкие выбросы углерода и загрязняющих веществ в атмосферу. Чтобы пролить свет на потенциальные выгоды для углерода и качества воздуха от развертывания CBECCS, мы разработали контрфактический сценарий на 2015 год, в котором CBECCS развертываются для вытеснения недавно построенных заводов по производству ПК в Китае, которые в основном являются сверхкритическими и сверхсверхкритическими установками.В мире с ограниченными выбросами углерода этим молодым угольным станциям, возможно, потребуется досрочно выйти из эксплуатации к середине века - вероятному временному горизонту, когда CBECCS может начать играть более важную роль. В частности, мы разрабатываем сценарий, в котором в общей сложности развертывается 150 ГВт установок CBECCS с нулевыми выбросами парниковых газов (CBECCS-CrB2), исходя из масштаба прогнозируемых добавок угля Международным энергетическим агентством (43). В частности, мы предполагаем, что около 24,3% пожнивных остатков, имеющихся в материковом Китае, используются в качестве входящего топлива, что, таким образом, может поддерживать развертывание и эксплуатацию 366 установок CBECCS с нулевыми выбросами парниковых газов (т.е., CBECCS-CrB2) мощностью по 410 МВт каждая (44). При коэффициенте мощности 80% для CBECCS этот сценарий может заменить 1051 ТВтч электроэнергии, вырабатываемой угольными электростанциями, что эквивалентно 18,1% от общего объема электроэнергии, произведенной в Китае в 2015 году (40). Замещение этого количества угольной электроэнергии, производимой сверх- или сверхкритическими установками, может снизить годовые выбросы CO 2 на целых 0,88 Гт, что эквивалентно 9,3% от общих выбросов углерода в Китае (9,6 Гт) в 2015 году (рис.4).

Рис. 4.

Сокращение общих годовых выбросов загрязняющих веществ в атмосферу, достигаемое сценарием развертывания CBECCS-CrB2 при массовом соотношении биомассы 35%: ( A ) SO 2 , ( B ) NO X , ( C ) PM 2,5 и ( D ) BC. Мы представляем результаты для шести регионов материкового Китая: Северного Китая (Северная Каролина), Северо-Востока (Северо-Восток), Восточного Китая (ЕС), Южно-Центрального Китая (ЮЦК), Юго-Западного (ЮЗ) и Северо-Западного (Северо-Западный). Столбики представляют собой сокращения выбросов от замены угольных электростанций (ПК) системами CBECCS и от отказа от OBB и DBB.

Помимо потенциального вклада в борьбу с выбросами углерода, развертывание систем CBECCS для вытеснения угольной энергетики может также привести к сокращению обычных выбросов загрязняющих веществ в атмосферу, что, таким образом, будет способствовать достижению краткосрочных целей Китая по контролю за загрязнением воздуха (13). Развертывание CBECCS снижает загрязнение воздуха двумя способами: ( i ) вытесняет выработку электроэнергии на угле и связанное с этим загрязнение воздуха и ( ii ) избегает биомассы, которая в противном случае могла бы потребляться более загрязняющими способами, такими как открытое сжигание биомассы (OBB) и сжигание биомассы в домашних условиях (DBB).Традиционно для китайских фермеров 17-25,6% пожнивных остатков сжигаются на поле (10, 27, 28). Таким образом, OBB является основным источником загрязнения воздуха, особенно прямых выбросов твердых частиц, включая черный углерод (BC). Наши результаты показывают, что предусмотренный здесь сценарий развертывания может способствовать значительному сокращению первичных загрязнителей воздуха, включая NO X , SO 2 , PM 2,5 и BC, во всех регионах, особенно в Северном и Восточном Китае, где смог. эпизоды с высоким уровнем загрязнения воздуха случаются часто ( SI Приложение , рис.S5).

Например, развертывание систем CBECCS-CrB2 мощностью 24,3 ГВт в Северном Китае может снизить выбросы SO 2 на 169,3 килотонн (кт), NO X на 132,4 кт, первичных PM 2,5 на 225,2 кт и BC на 8,8 кт, что эквивалентно соответственно 5,2%, 3,6%, 12,2% и 3,8% общих региональных выбросов в 2015 году. На основе моделирования качества воздуха с использованием метеорологических исследований и прогнозирования - многомасштабного уровня качества воздуха сообщества (45) шкала снижения выбросов загрязняющих веществ в атмосферу, достигаемого с помощью сценария развертывания CEBCCS-CrB2, может снизить среднегодовую концентрацию PM 2.5 на 6,8% в регионе Северного Китая (19). Чтобы поместить это в контекст, Китай поставил цель снизить среднегодовую концентрацию PM 2,5 на 25% в регионе BTH на севере Китая с 2012 по 2017 год, как было объявлено в выпущенном Плане действий по предотвращению и контролю загрязнения воздуха. Государственным советом Китая. Наш сценарий CEBCCS-CrB2 может достичь более 27,2% от этого целевого показателя сокращения PM 2,5 . Учитывая, что стоимость ВВП для реализации плана действий для региона BTH в 2017 году была оценена примерно в 61 миллиард долларов, потенциальная экономия, которую может дать развертывание CBECCS на затратах на борьбу с загрязнением воздуха, может быть значительной (46, 47).Ожидается, что процентное снижение концентраций PM 2,5 будет еще больше зимой, когда сжигание биомассы в жилых помещениях вносит значительный вклад в эпизоды серьезного загрязнения воздуха в Китае (48). Кроме того, поскольку выбросы СУ вносят свой вклад как в загрязнение воздуха, так и в локальное воздействие на климат (в виде нагревающего аэрозоля), сокращение выбросов СУ за счет развертывания CBECCS приведет к уменьшению загрязнения, а также снижению потепления.

Обсуждение

Пути развертывания CBECCS в Китае.

Развертывание систем CBECCS, использующих растительные остатки в качестве сырья для биомассы, представляет собой беспроигрышную стратегию по сокращению загрязнения воздуха и выбросов углерода в Китае (49, 50). Внедрение CBECCS в Китае может иметь четыре основных преимущества: ( i ) CBECCS может в конечном итоге достичь отрицательных выбросов парниковых газов при увеличении соотношения биомассы; ( ii ) OBB / DBB и связанного с ним загрязнения воздуха можно было бы избежать, используя биомассу в качестве топлива для системы CBECCS; ( iii ) фермеры могут получить дополнительную компенсацию от продажи биомассы из остатков сельскохозяйственных культур, что может принести пользу экономическому развитию сельских районов; и ( iv ) по сравнению с другими странами или регионами, такими как Соединенные Штаты и Европейский Союз, капитальные и эксплуатационные затраты на систему CBECCS, вероятно, будут намного ниже в Китае, что обеспечивает более низкую возможность развертывания (22 , 51).Хотя наш анализ сосредоточен на Китае, многие страны развивающегося мира, такие как Бразилия и Индия, также сталкиваются с проблемой изменения климата, а также серьезного загрязнения воздуха в результате сжигания биомассы. Дорожная карта CBECCS в Китае, следовательно, также имеет эталонное значение для развивающегося мира, позволяющего использовать сопутствующие преимущества уменьшения как загрязнения воздуха, так и выбросов CO 2 .

Чтобы добиться большей роли CBECCS в долгосрочной стратегии декарбонизации Китая, краткосрочное развертывание может быть сосредоточено на нескольких провинциях, которые имеют большие запасы биомассы и возможности для связывания CO 2 , с одной стороны, а также с другой стороны, под давлением необходимости ограничить местное использование угля и уменьшить загрязнение воздуха.Как показано в приложении SI , рис. S4 и таблице S8, производство пожнивных остатков в Китае сконцентрировано, в частности, в двух зернопроизводящих районах, а именно в регионе Хуан-Хуай-Хай и на Северо-восточной равнине. Пять районов Китая с наибольшей плотностью посевов расположены в 10 провинциях, которые также имеют большой местный спрос на электроэнергию и страдают от серьезного местного загрязнения воздуха ( SI Приложение , Таблица S17) (40). Кроме того, бассейны Хуабэй и Ювань, охватывающие провинции Хэбэй, Хена, Шаньдун и Аньхой, обладают высокой способностью улавливать CO 2 , оцениваемую в 264 Гт и 186 Гт соответственно ( SI Приложение , Таблица S18).Исходя из этих критериев, мы предполагаем, что четыре провинции - Шаньдун, Хэнань, Хэбэй и Аньхой - могут быть кандидатами на раннюю демонстрацию и первоначальное развертывание CBECCS. Эти провинции обладают достаточным запасом пожнивных остатков, обильными мощностями по улавливанию CO 2 , большим существующим парком тепловых генераторов и значительными локальными выбросами углерода и загрязнителей воздуха (рис. 4 и приложение SI , рис. S5 и таблица S8. ). Развертывание систем CBECCS в этих провинциях могло бы использовать местные растительные остатки и ограничить загрязнение воздуха и в то же время увеличить производство зеленой электроэнергии.

Для широкомасштабного внедрения технологии CBECCS в Китае потребуется преодоление ряда препятствий, включая управление рисками и неопределенностями, связанными с соответствующими технологиями, сбором биомассы и углеродной политикой. Во-первых, системы CBECCS зависят от сложной комбинации передовых технологий, включая газификацию EF, конверсию WGS, CCS и сжигание водорода в газовых турбинах. Хотя IGCC, ключевой компонент CBECCS, является зрелой технологией в США и Европе, ее применение в Китае все еще находится на стадии демонстрации.В Китае необходимы программы исследований и разработок и демонстрационные проекты, чтобы овладеть основными технологиями и получить опыт, чтобы избежать технических рисков (50).

Во-вторых, для обеспечения надежного снабжения биоэнергией в больших масштабах необходимо создать двухточечную сеть сбора биомассы в сельскохозяйственных и / или лесных районах для повышения эффективности сбора (6). Централизованно-механизированный сбор урожая может не только снизить затраты на сбор пожнивных остатков, но и способствовать повышению продуктивности сельского хозяйства (52).Поскольку поставки биомассы колеблются в зависимости от сезона, также потребуются хранилища, чтобы гарантировать стабильную и надежную поставку топливного сырья для систем CBECCS. Некоторые меры предварительной обработки, такие как гранулирование и торрефикация, могут быть применены для уменьшения места для хранения и уменьшения рисков (53). Кроме того, переход с пожнивных остатков на более крупные и надежные заменители, такие как лесная биомасса, может способствовать более стабильному предложению (54).

В-третьих, несмотря на значительно более низкие выбросы CO 2 и загрязняющих веществ, капитальные и постоянные затраты на эксплуатацию и обслуживание систем CBECCS составляют 102.На 17% и 117,94% выше, чем у электростанций СК-ПК соответственно (22). Без цены на выбросы, особенно CO 2 , CBECCS в настоящее время невыгодно конкурировать с традиционными угольными электростанциями и реализовывать связанные с этим углеродные и экологические выгоды. В Китае в декабре 2017 года было объявлено о создании национального углеродного рынка, начиная с электроэнергетического сектора, и теперь планируется, что он будет полностью запущен в 2020 году. Он будет вводить цену на выбросы углерода, которая должна отдавать предпочтение низкоуглеродным технологиям, таким как CBECCS (6 ).Дополнительные стимулы потребуются для достижения критической точки безубыточности (около 52,0 долл. США за тонну CO 2 ), чтобы эффективно способствовать крупномасштабному применению CBECCS.

Роль CBECCS как части широкой дорожной карты CCS для Китая.

В широком контексте разработки китайской стратегии CCS, помимо технологии улавливания CO 2 до сжигания на основе газификации, которая находится в центре внимания данного исследования, улавливание после сжигания также рассматривается как многообещающий выбор технологии, особенно в качестве варианта модернизации существующего угля. обожженные растения (43).Успешные демонстрации в промышленных масштабах уже были реализованы в Китае и других странах (22). Однако модернизация существующих угольных электростанций влечет за собой логистические проблемы, такие как наличие поблизости хранилища CO 2 и наличие на площадке достаточного пространства для добавления объектов дожигания. Для сравнения, поскольку темпы добавления новых угольных электростанций в Китае, по прогнозам, замедлятся в ближайшие десятилетия, рынок CBECCS посредством газификации, вероятно, будет включать замену угольных электростанций, которые будут выведены из эксплуатации к середине века или позже (55).Для согласованности с таким временным горизонтом в этом исследовании сравниваются экономические и экологические последствия CBECCS с наиболее передовыми угольными установками в настоящее время, то есть сверхкритическими и сверхсверхкритическими угольными установками.

Чтобы дать информацию о долгосрочной дорожной карте Китая для CCS и о том, как следует разделить рынок CBECCS между подходами к газификации и дожиганию, директивным органам и инвесторам необходимо сравнить вариант строительства новых заводов CBECCS с использованием технологии улавливания до сжигания со стратегией модернизации или строительство угольных электростанций с использованием технологии совместного сжигания биомассы и улавливания после сжигания.Ответ на эти вопросы требует будущих исследований по оценке существующих угольных электростанций на уровне электростанций с точки зрения их площади и доступности воды для добавления и эксплуатации улавливающих установок после сжигания, а также связанных с этим изменений в затратах и ​​эффективности (43, 56, 57). Тогда вариант модернизации существующих заводов можно сравнить с вариантом строительства новых заводов, использующих подходы газификации или дожигания.

Хотя количественное сравнение выходит за рамки настоящего исследования, качественно CBECCS с газификацией имеет ряд преимуществ перед технологией дожигания.Наиболее важно то, что, хотя модернизация традиционных угольных блоков с CCS после сжигания, безусловно, может снизить выбросы углерода, оно ограничено техническим пределом для коэффициента совместного сжигания биомассы, который, следовательно, ограничивает потенциал снижения выбросов углерода. В настоящее время доля биомассы в установках совместного сжигания биомассы / угля обычно ниже 5% и редко превышает 10% на постоянной основе, хотя совместное сжигание 20% технически возможно (58). Напротив, технология CBECCS может работать не только при высоких соотношениях биомассы, но и обеспечивать нулевые выбросы CO 2 в течение жизненного цикла при соотношении биомассы всего 35%.Таким образом, с учетом крайней необходимости в отрицательных выбросах углерода для решения климатических проблем, CBECCS посредством газификации предоставляет более многообещающую возможность для постепенного увеличения доли биомассы, тем самым закладывая основу для полного отказа от ископаемой энергии и производства электроэнергии с отрицательным углеродом. долгий пробег.

Методы

Система CBECCS была смоделирована с использованием программного обеспечения Apsen Plus с допущениями для имеющихся в настоящее время современных процессов. Было смоделировано 20 соотношений смешивания растительных остатков с уравновешиванием потоков массы и энергии на каждом этапе и подтверждено существующей литературой (11, 23).Блок-схема системы CBECCS для производства электроэнергии проиллюстрирована на рис. 5, с подробной информацией о параметрах модели, входами и выходами материалов и энергии, обобщенной в SI Приложение , таблицы S1 – S6.

Рис. 5.

Блок-схема системы CBECCS для производства электроэнергии с использованием технологии IGCC с CCS.

Выбросы парниковых газов от угля и биомассы за жизненный цикл в системах CBECCS оцениваются с использованием стандартной модели ISO (Международной организации по стандартизации) с учетом как эксплуатационных выбросов, так и выбросов выше по технологической цепочке, связанных с производством, переработкой и транспортировкой угля и биомассы. .Подробные данные приведены в приложении SI , раздел S3 (30, 59). Побочные эффекты от снижения загрязнения воздуха были оценены для основных загрязнителей воздуха, включая SO 2 , NO X , PM 2,5 и BC. Коэффициенты выбросов этих видов для систем CBECCS, угольных электростанций, OBB и DBB были взяты из кадастра выбросов для загрязнения воздуха в Китае, разработанного Университетом Цинхуа и задокументированного в существующей литературе ( SI Приложение , таблицы S15 и S16). (10, 51, 60–62).

LCOE для CBECCS, угольного IGCC и традиционных электростанций были оценены с использованием финансовой модели движения денежных средств, разработанной для этого анализа. Экономические параметры для Nth of a kind CBECCS-CrB0 были взяты из тематического исследования проекта GreenGen (IGCC) в Тяньцзине, Китай, представленного Азиатским банком развития (22). Поскольку доля биомассы увеличивается с 0% в CBECCS-CrB0 до 100% в -CrB4, мы предполагаем, что капитальные вложения за ночь увеличатся на 10%, а фиксированные затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание - на 30% (10, 63).Экономические параметры для различных энергоблоков и моделей движения денежных средств описаны в приложении SI , таблица S14. Цены на уголь в Китае были взяты на уровне 80 долларов за тонну на основе средней цены энергетического угля на Бохайском крае в период с 2017 по 2018 год (64), а цены на биомассу были оценены как функция расстояния транспортировки и плотности биомассы с параметрами, откалиброванными с использованием существующей литературы. ( SI Приложение , раздел S2.2) (65). Анализ чувствительности LCOE с точки зрения капитальных затрат, ставки дисконтирования и цен на топливо проиллюстрирован в приложении SI , рис.S3.

Настоящий анализ также количественно оценил влияние на LCOE различных технологий производства электроэнергии налогов на выбросы углерода в диапазоне от 0 до 60 долларов за тонну CO 2 . Затраты на сокращение выбросов CO 2 (CCO2) с использованием систем CBECCS по сравнению с электростанциями SC-PC были количественно определены с использованием следующего уравнения: CCO2 = PkWhCBECCS − PkWhPCECO2CBECCS − ECO2PC,

, где реализованные PkWhCBECCS и PkWHEPC соответственно относятся к , системой CBECCS и установкой SC-PC, а ECO2CBECCS и ECO2PC указывают на выбросы CO 2 , связанные с производством 1 кВтч электроэнергии с использованием электростанций CBECCS и SC-PC, соответственно.

Благодарности

Мы благодарим рецензентов за ценные и конструктивные предложения. Мы особенно благодарны одному из рецензентов за ее кропотливые усилия по критике нескольких версий рукописи и за поднятые вопросы, которые способствовали важному улучшению окончательной презентации. XL, LC, JX, SW и SC были поддержаны Национальной программой ключевых исследований и разработок 2016YFC0208901, Национальным фондом естественных наук Китая, проектами 71722003 и 716

, Государственной лабораторией по охране окружающей среды, ключевой лабораторией источников и контроля загрязнения воздуха, Совместным инновационным центром для регионов. Качество окружающей среды, Государственная ключевая объединенная лаборатория моделирования окружающей среды и контроля загрязнения, и Volvo Group в исследовательском проекте Исследовательского центра зеленой экономики и устойчивого развития Университета Цинхуа; и H.W., Q.Y., C.P.N. и M.B.M. были поддержаны грантом Гарвардского глобального института Гарвардско-китайскому проекту «Китай 2030/2050: энергетические и экологические вызовы будущего».

Сноски

  • Автор: X.L. и M.B.M. спланированное исследование; X.L. и L.C. проведенное исследование; X.L., L.C., J.X., S.W., S.C. и Q.Y. внесены новые реагенты / аналитические инструменты; X.L., L.C., H.W., W.P., Q.Y., C.P.N. и M.B.M. проанализированные данные; и X.L., L.C., H.W., W.P., J.X., S.W., B.S., C.P.N. и M.B.M. написал газету.

  • Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов.

  • Эта статья представляет собой прямое представление PNAS.

  • Эта статья содержит вспомогательную информацию на сайте www.pnas.org/lookup/suppl/doi:10.1073/pnas.1812239116/-/DCSupplemental.

  • Авторские права © 2019 Автор (ы). Опубликовано PNAS.

Кислородная газификация - обзор

5.3.4.4.3 Газификация

По сравнению со сжиганием, газификация, как правило, не только более эффективна, но и вызывает гораздо меньше проблем с окружающей средой, поскольку среда с дефицитом кислорода в газификаторе не способствует образованию тех загрязнителей окружающей среды, которые образуются в установке для сжигания. Более того, технология газификации хорошо подходит для децентрализованного применения, что обеспечивает значительную гибкость в обращении с отходами. Благодаря минимальным технологическим разработкам технология газификации не ограничивается твердым сырьем, и жидкое или даже газовое топливо можно использовать для получения более ценных газов.

Технология газификации имеет долгую историю. Первое промышленное применение было для освещения в 1792 году; после этого по всему миру было построено множество процессов газификации. К концу 1920-х гг. В США было построено более 1200 заводов по газификации [48]. После того, как Карл фон Линде коммерциализировал криогенное разделение воздуха в 1920-х годах, процессы газификации получили ускорение с использованием кислородного газификатора для производства синтез-газа и водорода. Также в это время были усовершенствованы новые процессы газификации, т.е.е., процесс с псевдоожиженным слоем Винклера (1926 г.), процесс газификации под давлением с подвижным слоем Lurgi (1931 г.) и процесс с увлеченным потоком Коппса – Тоцека (1940-е годы). После Второй мировой войны открытие, что природный газ обладает высокой теплотворной способностью, снизило интерес к процессам газификации. Но в начале 1970-х годов первый нефтяной кризис с потенциальной нехваткой природного газа возродил технологии газификации [49]. Некоторые важные вехи технологии газификации показаны на рис. 12.

Рис. 12.Исторические вехи и вехи в технологии газификации.

Модифицировано на основе Басу П. Газификация и пиролиз биомассы. Амстердам: Эльзевир; 2010.

Газификация - это преобразование топлива или отходов в горючую газовую смесь посредством частичного окисления при высоких температурах, обычно от 800 до 900 ° C [46]. Кроме того, содержание синтез-газа может изменяться в зависимости от температуры реактора, материала газификации, времени пребывания материала в реакторе, типа подаваемого газа, скорости подаваемого газа, технологии газификации, типа реактора и т. Д.Воздух, кислород, пар, CO 2 или их смесь широко используются в качестве газифицирующих агентов. Условия реакции с теплотворной способностью следующие:

(1)

Кислородная газификация: дает газ лучшего качества с теплотворной способностью 10–15 МДж Н / м 3 . В этом процессе достигаются температуры от 1000 ° C до 1400 ° C. Поставка O 2 может вызвать одновременно проблему стоимости и безопасности.

(2)

Газификация воздуха: это наиболее широко используемая технология, поскольку она дешевая, единый продукт образуется с высокой эффективностью и не требует кислорода.Производится газ с низкой теплотворной способностью, содержащий до 60% N 2 , имеющий типичную теплотворную способность 4–6 МДж Н / м 3 с такими побочными продуктами, как вода, CO 2 , углеводороды, смола и газообразный азот. . Температура реактора составляет от 900 ° C до 1100 ° C.

(3)

Паровая газификация: паровая газификация превращает углеродсодержащие материалы в постоянные газы (H 2 , CO, CO 2 , CH 4 и легкие углеводороды), уголь и гудрон.Этот метод имеет некоторые проблемы, такие как коррозия и отравление катализаторов, но сводит к минимуму компоненты смолы [46].

По типу газификаторов они в основном делятся на три группы: неподвижный / подвижный слой, псевдоожиженный слой и увлеченный слой. Кроме того, каждую группу можно разделить на подгруппы, такие как нисходящий поток, восходящий поток и поперечный поток для движущегося слоя, барботажа, циркуляции для псевдоожиженного слоя и т. Д. [50]. В дополнение к этому, области применения каждого газификатора различны.Для подвижного слоя, в то время как типы восходящего и нисходящего потоков используются для небольших блоков (10 кВт th –10 MW th ), газификаторы с поперечным потоком имеют наименьшую мощность. Типы псевдоожиженного слоя удобны для промежуточных мощностей (5–100 МВт th ). Наибольшая мощность принадлежит газификаторам с увлеченным слоем (> 50 МВт тыс. ) [50].

В газогенераторе с неподвижным / подвижным слоем топливо поддерживается на решетке. Основная привлекательность этого типа заключается в том, что они могут быть построены недорого при небольших размерах, поэтому типы газификаторов широко используются во всем мире.Его недостатком является то, что трудно обеспечить равномерное распределение топлива, температуры и состава газа [49,50].

Газификаторы восходящего течения - самые старые. Пока топливо движется вниз, газифицирующий агент (воздух, кислород или пар) движется вверх. Последовательность реакций топлива - сушка, пиролиз, газификация и окисление, как показано на рис. 13. Газификаторы с восходящим потоком могут использоваться для высокозольных (до 25%), влажных (до 60%) и низколетучих видов топлива, таких как как биомасса и древесный уголь. Газификаторы более удобны для прямого сжигания, как небольшие кухонные плиты, из-за того, что они имеют чрезвычайно высокое содержание смол [50–52].

Рис. 13. Схема восходящего газогенератора.

По материалам Huang S, Wu S, Wu Y, Gao J. Структурные характеристики и активность газификации остаточного углерода из золы газификации биомассы с восходящим потоком в неподвижном слое. Energy Convers Manag, 2017; 136: 108–18.

В газогенераторе с нисходящим потоком топливо и синтез-газ движутся вниз, воздух подается в газогенератор с определенной высоты ниже верха, и синтез-газ выходит, проходя через слой горячей золы. Во время этого перехода компоненты смолы в синтез-газе могут треснуть. Таким образом, газификаторы с нисходящим потоком имеют самое низкое содержание смол (0.015–3 г Н / м 3 ). Рекомендуется, чтобы влажность топлива не превышала 25%; Кроме того, он дает наилучшие результаты с гранулированным топливом вместо тонкой легкой биомассы. Эти преимущества обеспечивают их использование в двигателях внутреннего сгорания. Также они могут быть разделены на безгорловые и горловые, как показано на рис. 14A и B. В качестве недостатков можно указать проблемы блокировки решетки, образования каналов и перекрытия [50,53].

Рис. 14. Схема газогенератора с нисходящим потоком (А) горлового типа и (Б) без горловины.

По материалам Susastriawan AAP, Saptoadi H. Purnomo, Маломасштабные газификаторы с нисходящим потоком для газификации биомассы: обзор. Renew Sustain Energy Ред. 2017; 76: 989–1003.

В газогенераторе с поперечной тягой топливо подается сверху, воздух подается через сопло сбоку, а синтез-газ отбирается с противоположной стороны, как показано на рис. 15. Газификаторы обычно используются для газификации древесного угля с низким содержанием золы. Газификаторы этого типа обычно используются для небольших установок биомассы. Их преимущества - время запуска (5–10 мин) и низкое образование гудрона (0.01–0,1 г Н / м 3 ). Также они требуют простой системы очистки газа [50,51].

Рис. 15. Схема перекрестного газогенератора.

По материалам Basu P. Газификация и пиролиз биомассы. Амстердам: Эльзевир; 2010.

Газификаторы с псевдоожиженным слоем обычно используются на установках среднего размера. Кроме того, они обладают различными преимуществами, такими как простота масштабирования, гибкость типа и размера исходного сырья, равномерное распределение температуры и высокая эффективность преобразования углерода. Таким образом, они подходят для газификации биомассы.Псевдоожиженные слои обеспечивают идеальное перемешивание и однородную температуру для предотвращения агломерации топлива. Кроме того, псевдоожиженный слой состоит из твердых частиц. В отличие от газификатора с неподвижным слоем, такие зоны, как сушка, пиролиз, окисление и восстановление, не могут быть различимы. Схема псевдоожиженного слоя приведена на рис. 16. В основном газификаторы с псевдоожиженным слоем бывают двух типов, то есть барботажные и циркуляционные. Газификатор с барботажным псевдоожиженным слоем, разработанный Фрицем Винклером в 1921 году, может быть старейшим газификатором в псевдоожиженном слое, который использовался для газификации угля в течение многих лет.Затем они стали популярным вариантом для газификации биомассы. Газификаторы могут работать при атмосферном или более высоком давлении. Газификатор CFB состоит из реактора-газификатора, циклона и устройства для рециркуляции твердого вещества. Скорость псевдоожиженного слоя CFB (3,5–5,5 м / с) выше, чем в газогенераторе с барботажным псевдоожиженным слоем (0,5–1 м / с). Твердые частицы могут мигрировать из реактора CFB; они захватываются и снова возвращаются в реактор. В зависимости от топлива и условий эксплуатации реактор газификации работает при температуре от 800 до 1000 ° C [49,50].

Рис. 16. Схема газогенератора с псевдоожиженным слоем.

По материалам Andritz. Барботажная газификация в псевдоожиженном слое. Доступно по адресу: https://www.andritz.com/products-and-services/pf-detail.htm?productid=14969; 2017 [дата обращения 15.06.17].

Газификаторы с увлеченным потоком обычно удобны для крупномасштабной газификации с использованием высокосортного угля, нефтяного кокса и остатков нефтепереработки в качестве сырья. Топливо, состоящее из высокой влажности, такое как бурый уголь или биомасса, не может быть привлекательным для систем. Но использование биомассы в газификаторах может быть спорным из-за того факта, что газификаторы могут легко устранить проблемы с дегтем газификации биомассы.Это связано с тем, что температура газификации газификатора с увлеченным потоком превышает 1000 ° C. Таким образом, полученный синтез-газ почти не содержит смол и имеет очень низкое содержание метана [50]. Несмотря на то, что газификация биомассы с помощью газификатора с захваченным потоком обычно не подходит, существует успешный пример, известный как процесс Чорена [49], как показано на рис. 17. Наконец, основные характеристики трех основных систем газификации суммированы в таблице 6.

Рис. 17. Чоренский процесс для биомассы.

По материалам Higman C, van der Burgt M.Газификация, 2-е изд. Хьюстон, Техас: издательство Gulf Professional Publishing; 2008.

Таблица 6. Сравнение некоторых промышленных газификаторов

Параметры Неподвижный / подвижный слой Псевдоожиженный слой Вовлеченный слой
Размер загружаемого материала 6–509 мм мм & lt; 100 мкм
Допуск для мелких частиц Ограниченный Хороший Отличный
Допуск для грубых частиц Очень хороший Хороший Плохой –650 ° C 900–1050 ° C 1250–1600 ° C
Допуск на сырье Низкосортный уголь Низкосортный уголь, отлично подходит для биомассы Любой уголь, включая спекание, но непригодный для биомасса
Требования к окислителю Низкая Средняя Высокая
Температура зоны реакции 1090 ° C 800–1000 ° C 1990 ° C
Потребность в паре Высокая Умеренная Низкая
Характер образующейся золы Сухой Сухой шлак Сухой шлак Сухой шлак
КПД холодного газа 80% 89% 80%
Применение Малые мощности Установки среднего размера Большие мощности
Проблемные области мелочь Конверсия углерода Охлаждение сырого газа

Источник : Данные Higman C, van der Burgt M.Газификация, 2-е изд. Хьюстон, Техас: издательство Gulf Professional Publishing; 2008. Басу П. Газификация и пиролиз биомассы. Амстердам: Эльзевир; 2010.

Также известно, что плазменная газификация является перспективной технологией среди технологий газификации. Плазма, состоящая из свободных электронов, ионов и нейтральных частиц, определяется как четвертое состояние вещества. Хотя наличие электронов и заряженных частиц является причиной того, что плазма считается полностью нейтральной. Для получения и поддержания плазменной энергии требуется электрическое, тепловое или ультрафиолетовое излучение и т. Д.

Плазма подразделяется на две основные группы: высокотемпературная плазма и термоядерная плазма, в которой все частицы (электроны, ионы и нейтральные частицы) находятся в состоянии термодинамического равновесия, и низкотемпературная плазма или газовые разряды. В низкотемпературной плазме можно провести еще одно различие между тепловой плазмой, в которой имеет место квазиравновесное состояние (высокая электронная плотность и 2 × 10 3 < T плазма <3 × 10 4 ° В) и холодная плазма, в которой имеет место неравновесное состояние.Среди всех плазменных процессов термическая плазма является наиболее подходящей для обработки отходов, поскольку органические соединения в условиях высоких температур разлагаются на составляющие элементы, а неорганические материалы (стекло, металлы, силикаты, тяжелые металлы) расплавляются. и превращается в плотный, инертный, невыщелачиваемый остеклованный шлак [54,55].

Плазменная газификация имеет некоторые преимущества, такие как отсутствие проблем со смолой / золой и меньший размер установки, а также она обрабатывает широкий спектр гетерогенных материалов с низкой теплотворной способностью, включая различные опасные отходы, такие как медицинские отходы и низкоактивные отходы.Кроме того, с помощью этого метода выбросы загрязняющих веществ могут быть сокращены почти до нуля и может быть достигнута оценка всех компонентов отходов. Эти системы приняты как системы с несколькими поколениями, производящие электричество, стекловидный шлак и пеностекло. Несмотря на эти преимущества, технология все еще обсуждается из-за требуемой мощности. Основные потоки плазменного газификатора показаны на рис. 18.

Рис. 18. Схема плазменного газификатора.

По материалам Westinghouse, Отходы в энергию.Доступно по адресу: http://westinghouse.com/story-waste-to-energy/; 2017 [дата обращения 15.06.17].

В мире есть несколько хороших примеров газификации отходов. Одним из них была установка плазменной газификации EcoValley, расположенная в Уташинае, Япония, на острове Хоккайдо. Можно сказать, что установка стала важной вехой для плазменных технологий. Завод работал на полную мощность с 2003 по 2013 год. Проектная мощность завода составляла до 220 т ТБО в день или до 165 т ТБО в сутки, состоящих из смеси остатков авто измельчения и ТБО в соотношении 50/50.Его технология была улучшена благодаря сотрудничеству с Westinghouse Plasma Corp. и Hitachi Metals. Когда процесс исследуется, отходы поступают в верхнюю часть емкости и превращаются в синтез-газ (например, CO, H 2 и CH 4 ), который выходит в верхней части газогенератора. Неорганические материалы расплавляются и выходят из нижней части газогенератора в виде шлака, который можно использовать в различных формах, таких как стекловидное тело и гранулы. Синтез-газ поступает в камеру дожигания и там сжигается. Горячий газ, покидающий дожигатель, направляется в парогенератор-утилизатор для производства пара, а пар используется для выработки энергии с помощью парогенераторов.Основное оборудование там - плазмотрон. Плазменные резаки Westinghouse Plasma Corporation, используемые в EcoValley, представляли собой высокотемпературные нагревательные устройства, способные перегревать технологический газ (воздух) до температуры, превышающей 5500 ° C. Четыре плазмотрона располагались по периметру в нижней части реактора. Выработанная и экспортированная мощность составила 7,9 МВт (проектная) и 4,3 МВт (проектная), соответственно. На установке было три основных проблемы: слишком большой диаметр дна реактора и неправильная конфигурация огнеупора с уносом твердых частиц [56,57].Технологическая схема установки представлена ​​на рис. 19.

Рис. 19. Технологическая схема установки плазменной газификации EcoValley в Уташинае.

По материалам Osada S. Ранняя эволюция плазменного газогенератора Westinghouse - уроки, извлеченные из Eco Valley, Япония, Alter NRG Open House 2015. Доступно по адресу: http://apageinc.com/wp-content/uploads/2015/07/Osada -Июнь-Презентация-2015.pdf; 2015 [дата обращения: 29.06.17].

Другим примером является электростанция Кюмиярви II компании Lahti Energy, которая является первой в мире электростанцией с газификацией, использующей SRF для производства электроэнергии и централизованного теплоснабжения, как показано на рис.20. Лахти был выбран из-за его географического положения, так как он находится недалеко от хороших транспортных маршрутов и на юге Финляндии имеется много вторичных отходов для производства SRF. Первоначальный бюджет проекта составлял 157 млн ​​евро, затем он увеличился до 160,5 млн евро за счет дополнительных закупок. Kymijärvi II начал коммерческую эксплуатацию 21 мая 2012 года. Топливо завода состоит из легковоспламеняющихся отходов, которые не могут быть переработаны, так называемые энергетические отходы; например, нечистые пластмассы, бумага, картон и дерево из домашнего хозяйства, промышленности, магазинов и строительных площадок.Во-первых, бытовые энергетические отходы поступают на станцию ​​приема отходов Пяйят-Хямеен-Ятехуолто, где измельчаются на полосы примерно 2–4 см и превращаются в SRF. Затем SRF транспортируется в пункт приема топлива Kymijärvi II. В установке используется CFBG атмосферного давления высотой 25 м и внешним диаметром 5 м. Газификатор запускается на природном газе. Кроме того, слой газификатора состоит из песка и извести и псевдоожижается, когда под газификатором подается воздух. Когда SRF подается из бункера в реактор газификатора, псевдоожиженный песок при температуре 850–900 ° C окружает части топлива, и происходит газификация.Хотя основные компоненты добываемого газа зависят от условий эксплуатации, основными компонентами газа являются N 2 из воздуха, CO, CH 4 , H 2 , CO 2 и H 2 O. При извлечении смеси песка, извести и золы полученный газ поступает в газоохладитель. Во время газификации SRF некоторые примеси, которые могут вызвать коррозию котла, переходят в газ. Таким образом, газ охлаждается с 900 ° C примерно до 400 ° C. С помощью этого процесса некоторые примеси в газообразном продукте могут быть преобразованы в твердые частицы, такие как хлориды щелочных металлов.Затем твердые частицы отфильтровываются. Но горячий газ нельзя так сильно охлаждать, потому что компоненты смолы в газе могут конденсироваться при более низких температурах. В процессе охлаждения отбираемое тепло используется для предварительного нагрева питательной воды котла. Затем охлажденный газ поступает на механическую горячую фильтрацию. Вся технологическая процедура включает три вида золы: зольный остаток, зольный остаток и зольный остаток. Компоненты зольного остатка представляют собой топливо и материалы слоя, тогда как зола фильтра образуется в фильтрующих установках из углерода и примесей.Зольность SRF в Кюмиярви II составляет около 10%. Используемый котел представляет собой паровой котел с естественной циркуляцией, который может использовать как природный, так и продуктовый газ. Пар из котла производится при температуре 540 ° C и давлении 121 бар. Перегретый пар приводит в действие паровую турбину для производства электроэнергии. Кроме того, пар, выходящий из паровой турбины, по-прежнему имеет значительную энергоемкость, поэтому он направляется в теплообменники. Наконец, мощность Kymijärvi II составляет 300 ГВт-ч электроэнергии, что покрывает годовую потребность в электроэнергии 75 000 квартир и 600 ГВт-ч центрального отопления или годовую потребность в отоплении 30 000 отдельных частных домов [58].

Рис. 20. Электростанция газификации Кюмиярви II.

По материалам Lahti Energia. Доступно по адресу: https://www.lahtigasification.com/power-plant/power-plant-technology; 2017 [дата обращения 25.07.17].

В качестве другого примера, завод Vaskiluodon Voima Oy в Финляндии известен как первая в мире установка для газификации биомассы с такой крупномасштабной заменой ископаемого топлива. Действительно, станция работает с 1982 года как тепловая с тепловой мощностью 560 МВт. Он производит 230 МВт и и 170 МВт централизованного теплоснабжения.Расход угля составляет 400 000–500 000 т / год. Цель проекта газификации Vaskiluodon Voima Oy - дать возможность заменить большую часть угля биомассой; контракт был подписан в 2011 году, а установка газификации была запущена в 2012 году с общей стоимостью проекта <40 миллионов евро. Итак, Vaskiluodon Voima Oy происходит от двух отдельных электростанций. Один расположен на острове Васкилуото в Вааса, а другой - на берегу озера Кюркёсъярви в Сейняйоки. Установка газификации биомассы рассчитана на мощность 140 МВт , топливо и до 40% замещения угля.Эти две электростанции обеспечивают около 2% потребности страны в электроэнергии в год. Также они удовлетворяют потребности в отоплении более 60% регионов Вааса и 90% Сейняйоки. Топливо для бытовых нужд поставляется в радиусе около 100 км от завода. Кроме того, Vaskiluodon Voima производит 70 000 т золы в год, что в качестве побочного продукта отлично подходит для земляных работ [59,60]. Общие компоненты установки показаны на рис. 21.

Рис. 21. Установка газификации биомассы Vaskiluodon Voima.

Адаптировано из «Установка газификации биомассы» к Vaskiluodon Voima в Вааса 2017.Доступно по адресу: http://www.zelenaenergija.org/blobs/eb16f372-fa48-42fe-b621-e9cf0b5fdc7a.pdf; 2017 [дата обращения 17.05.2017].

В качестве нового проекта было начато строительство завода по газификации WtE в Уэст-Мидлендсе, известного как SynTech Energy Center, при поддержке Института энергетических технологий Великобритании (ETI), который представляет собой государственно-частное партнерство между энергетическими и инжиниринговыми фирмами. ETI инвестирует 5 млн фунтов стерлингов в проект с соответствующими инвестициями от SynTech Bioenergy LLC из Денвера. Завод будет состоять из системы газификации отходов, которая будет иметь высокую эффективность и будет поставлять химические вещества или топливо, такое как экологически чистое авиационное топливо.Технология газификации предоставляется американской компанией Frontline Bioenergy, в которой SynTech US является основным участником, и будет построена в Великобритании. Технология FluiMax от Frontline Bioenergy не выбрасывает в атмосферу ничего, кроме чистого выхлопа из двигателя-генератора. Ожидается, что выбросы будут соответствовать стандартам качества воздуха ЕС и США. Установка считается более компактной, чем многие другие конструкции WTE. Мощность завода составит 1,5 МВт при использовании примерно 40 т в день вторично переработанного RDF.Ожидается, что он обеспечит электроэнергией 2500 домов и теплом более 1000 домов. Кроме того, на заводе будет уникальная испытательная установка, которая позволит испытывать новые двигатели, турбины и процессы модернизации [61,62].

Перспективы и недостатки использования древесины для производства электроэнергии

Обещания и недостатки использования древесины для производства электроэнергии

Джеймс «Скотт» Гренир, руководитель проекта
Гэри Киз, инженер-механик
Тед Эттер, инженер-электроник
Саманта Лидстром, ассистент проекта
Чарльз Шоуерс, руководитель программы

Основные моменты...

  • Древесный газ, получаемый из биомассы, является возобновляемые источники энергии.
  • Древесный газ широко использовался в качестве топлива автомобильные двигатели и электрические генераторы во время Второй мировой войны.
  • Демонстрационная газификация биомассы система в Missoula Technology и Центр развития мог производят почти 25 киловатт электричество, но для этого нужен оператор пока он работает.
  • Для системы газификации биомассы до работать наиболее эффективно, тепло сгенерированный системой должен использоваться а также электричество.

Лесная служба изучает способы использования деревьев небольшого диаметра или малоценных деревьев для производства древесного газа для отопление и охлаждение и выработка электроэнергии. Древесина газ может снизить потребление ископаемого топлива, сократить потребление энергии затрат, снизить производство парниковых газов и обеспечить рынок избыточной биомассы.

Газификация биомассы - нагревание биомассы для производства газов, а не просто сжигать биомассу - это не новость технология.Когда нефть стала дефицитной повсюду Европа, Азия и Австралия во время Второй мировой войны, древесный газ использовался для заправки автомобильных двигателей и электрогенераторов. Технология начала терять популярность, когда природный газ и запасы нефти стали доступны после войны. В виде спрос на возобновляемые источники энергии увеличился, поэтому интересуется газификацией биомассы.

Несмотря на потенциальные преимущества газификации биомассы, проблемы должны быть решены до газификации биомассы надежен и достаточно экономичен для небольшого приложения, обсуждаемые в этом техническом совете.

Типы оборудования

Газификация - это частичное сжигание материал для производства синтез-газа (синтез-газа), смесь окись углерода, водород, двуокись углерода, метан, вода пар и азот. Древесный газ - это один из видов синтез-газа. А богатая углеродом биомасса и контролируемое количество кислорода объединяются при высоких температурах в газификаторе. Газификаторы Updraft ввести кислород через основание газогенератора и собрать газ наверху. Газификаторы с нисходящим потоком вводят кислород через сверху или сбоку газификатора и собирать газ снизу.

Газификатор с восходящим потоком выдерживает более высокое содержание влаги в биомассы, чем газификатор с нисходящим потоком, что устраняет большую часть необходимость сушки топлива. Однако синтез-газ, производимый версия с восходящим потоком содержит больше дегтярного масла, чем идеально для внутреннего двигатели внутреннего сгорания. Топливо для восходящих газификаторов обычно ограничивается углем и нелетучими материалами, такими как древесный уголь.

В газификаторах с нисходящим потоком гудрон расходуется в процесс горения.Газификаторы с нисходящим потоком - идеальный выбор для лесной службы, потому что газ, который они производят, может быть используется в двигателях внутреннего сгорания с небольшим отложением смолы.

Биомасса Топливо

Выбор правильного топлива из биомассы имеет решающее значение. Древесина чипы должны быть относительно небольшими и примерно одинакового размера, чтобы обеспечить равномерный прогрев топлива и не допустить проблемы. Материалы неправильной формы могут застрять в оборудование (рисунок 1).


Рисунок 1 - Древесная щепа (слева) является желательным топливом для газификации, поскольку
их форма и размер одинаковы.Измельчение (справа) может вызвать неровности
нагревание и может заклинить оборудование.

Хотя древесные гранулы могут быть желательным топливом из биомассы, они не могут быть произведены на месте. Компьютер BioMax необходимо отрегулировать при использовании древесных гранул. Иначе, гудрон накапливается, исходя из опыта исследователей в Обернском университете (Кристиан Бродбек, личный сообщение 2010).

Топливо из биомассы должно иметь влажность 15 процентов или меньше, хотя большинство газификаторов будут работать с топливо с влажностью до 25 процентов.Обычно перед подачей в газогенератор топливо следует высушить. (фигура 2).

По данным Community Power Corporation, производит системы газификации BioMax, характеристики к хорошему топливу из биомассы относятся:

  • В наличии в больших количествах на длительный срок
  • Низкое содержание влаги
  • плотный
  • Маленький, хорошо течет
  • Низкая зольность
  • Низкая стоимость, не подвержены большим колебаниям цен
  • Доступно на месте
  • Нетоксичен, легко обрабатывается

Доступна дополнительная информация о топливе из биомассы. в часто задаваемых вопросах Community Power Corporation Интернет-страница вопросов (http: // www.gocpc.com/faq.html).


Рисунок 2 - Эта решетка отсеивает слишком маленькую или слишком большую стружку для использования в качестве топлива
подается в систему BioMax.

Эксплуатация и обслуживание

Для производства чистого, пригодного для использования синтез-газа, обычно операции следуют этим рекомендациям:

  • Регулировать температуру биомассы при газификации камера - Обугливание и деготь производятся, если слишком мало вводится кислород. Если присутствует слишком много кислорода, добытый газ будет гореть.Температура камера газификации (рисунок 3) должна быть выше 800 градусов Цельсия для эффективного преобразования углерода и относительно низкое образование смол. Правильная эксплуатация температура поддерживается за счет контроля кислорода соотношение в камере газификации.
  • Убедитесь, что биомасса, подаваемая в газификатор, постоянно размер - материал неправильной формы, например крошки, может вызвать перемычку или ченнелинг. Уменьшенное топливо поток увеличивает соотношение кислорода к топливу и может вызвать проблемы, если синтез-газ начинает гореть.
  • Используйте биомассу с низким содержанием золы и загрязнителей (например, как диоксид кремния) для предотвращения образования «клинкеров» при высоких температуры. Эти клинкеры могут мешать воздуху и топливу. поток в газификатор.

По оценке Community Power Corporation, системе BioMax требуется в среднем полчаса обслуживание в день. Система BioMax мощностью 50 киловатт имеет поставил электроэнергию за 732,6 часа (30,5 суток) из 745,4 часов (31.1 день) для 98,3% доступности.


Рис. 3. Воздушные клапаны регулируют температуру внутри BioMax
. камера газификации.

Операция Mobile BioMax в MTDC

С 2008 года компания Missoula Technology and Development Центр (MTDC) работал с программой энергетических технологий Университета Монтаны, чтобы продемонстрировать потенциал возобновляемой энергии, производимой мобильная система BioMax (рисунок 4).


Рисунок 4 - Мобильная система BioMax в MTDC.

Грант Центра исследований и развития биомассы Инициатива, совместная работа Министерства сельского хозяйства США. и Министерство энергетики США предоставили финансирование приобрести систему BioMax. 25-киловаттная система - это полностью мобильный, но остается в MTDC, когда он не включен отображать в другом месте. Электрогенератор системы BioMax (рисунок 5) подает питание на MTDC, когда система работает, компенсация электроэнергии, купленной у NorthWestern Energy.


Рисунок 5 - Электрогенератор BioMax приводится в действие стандартным двигателем V-6
. двигатель модифицирован для работы на древесном газе.

Стационарный режим BioMax на Южная научная станция

Южная исследовательская станция установила 25-киловаттная система BioMax в Национальном лесу Кисатчи Офис Winn Ranger District в Виннфилде, штат Луизиана. Биомакс система может обеспечить всю мощность, необходимую Winn Район рейнджеров.Избыточная мощность возвращается в электросеть.

Томас Элдер, химик-исследователь Южного Исследовательская станция в Пайнвилле, штат Луизиана, сообщает, что BioMax система используется для обеспечения электричеством и изучения осуществимость технологии газификации. Система BioMax был привлекателен тем, что его можно было купить под ключ система, и Community Power Corporation была доступны для поддержки при возникновении проблем.

Дополнительная информация о Южных исследованиях Система BioMax на станции доступна по телефону:

. Мобильная операция BioMax в Оберне Университет

Кристиан Бродбек, инженер-исследователь компании Auburn Университета, эксплуатирует передвижную систему BioMax мощностью 25 киловатт, а в по его мнению, системе BioMax необходимо следующее, чтобы имеет смысл с экономической точки зрения:

  • Тепло должно использоваться системой отопления.
  • Электроэнергия должна быть необходима на месте или продаваться электрическая компания.
  • Биомасса, используемая в качестве топлива для установки, должна быть свободной или иметь свой стоимость субсидируется.

Мобильные системы BioMax требуют дополнительных мер предосторожности по сравнению со стационарными системами, сказал Бродбек. После мобильная система BioMax была перемещена, система должна Убедитесь, что детали не расшатались.

Какая информация доступна?

В 1989 г. Федеральное агентство по чрезвычайным ситуациям выпустила отчет «Строительство упрощенного древесного газа. Генератор для заправки двигателей внутреннего сгорания в Нефтяная авария »(http: // www.woodgas.net/files/FEMA%20emergency%20gassifer.pdf). Отчет включает инструкция по изготовлению и реализации устройства по образцу газификатора Имберта, использовавшегося во время World Вторая война за производство топлива для транспорта. Это устройство может быть произведены с использованием легкодоступных материалов кем-либо, у кого есть умеренные навыки обработки.

Исследователи Лесной службы смоделировали экономическую возможность газификации косяка для питания электрогенераторов и вернуть электроэнергию в сеть на юге Орегона («Топливо для сжигания: Экономика преобразования рубок ухода за лесом в использование энергии BioMax в Южном Орегоне "http: // www.fpl.fs.fed.us/documnts/fplgtr/fpl_gtr157.pdf). Хотя самый большой BioMax коммерчески доступная система вырабатывает всего 75 киловатт электричество, исследователи подумали, могут ли системы быть экономичен, если они генерируют 100 или 1000 киловатт. Отчет пришел к выводу, что завод по газификации биомассы, производящий 1000 киловатт или более электричества стоит учесть:

  • Если бы растение могло быть расположено на лесной площадке рядом с существующая линия электропередачи.
  • Если завод получал операционные субсидии в размере не менее 1,8 цента за киловатт-час.

Энергоэффективность и возобновляемые источники энергии (EERE) офис Министерства энергетики США опубликовал отчет за 2006 г. отчет (http://www.nrel.gov/docs/fy06osti/39945.pdf) с изложением усовершенствованные методы очистки газа, производимого небольшими системы газификации биомассы. В августе 2006 года EERE начал сотрудничество с муниципальным колледжем Маунт Вачусетт в Гарднере, MA, чтобы определить преимущества модульной газификации биомассы система, используемая для подачи электричества, отопления и охлаждения для детский сад на территории своего кампуса.Проект продолжается.

Исследователи из Государственного университета Миссисипи и Техаса Компания A&M изучила качество газа, производимого 18-киловаттной станцией. система газификации производства Community Power Corporation в Литтлтоне, штат Колорадо. Авторы заявили, что «В целом, система с обширным электронным управлением на основе температуры и давления во многих местах, произведенные удивительно стабильный высококачественный синтез-газ [синтез-газ] независимо от входных параметров."(" Оценка качества синтетического газа для газификации биомассы с газификатором с нисходящим потоком "2009 г., http://asae.frymulti.com/newresults.asp, поиск по запросу" качество синтез-газа ").

Куда мы идем отсюда?

25-киловаттная система BioMax (рис. 6) продемонстрированная на MTDC, работа еще не завершена. Одна из самых больших проблем - это полное использование отходящего тепла, производимого системой. Теперь отработанное тепло сушит древесную щепу, используемую в качестве топлива. Около 50 процентов энергии биомассы преобразуется в тепло - всего 20-30 процентов преобразуется в электричество.


Рисунок 6 - Система BioMax включает модуль нагрева древесины
(или другой биомасса) для производства древесного газа.

Система BioMax требует оператора, когда она работа, затраты, которые производимая энергия не может покрытие. Если бы системой можно было управлять дистанционно, а тепло его можно было бы использовать, система, вероятно, могла бы сэкономить деньги на MTDC при одновременном использовании возобновляемых источников энергии.

Об авторах

Джеймс «Скотт» Гренье начал работать в MTDC. в 2003 году инженером-строителем.Гренье получил степень бакалавра степень Висконсинского университета в Мэдисоне и степень магистра государственного университета Монтаны. Он работал в государственных департаментах Висконсин и Иллинойс транспорта до того, как начать карьеру в Forest Услуга. Он работал инженером-строителем восточной зоны в Восточного региона и в качестве инженера-строителя в компании Ashley and Национальные леса Тонгасс.

Гэри Кис присоединился к MTDC в 2002 году в качестве руководителя проекта.Kees работает в лесовосстановлении и питомниках, здоровье леса и Программы GPS. Его текущие проекты включают лазерное наведение. системы, опрыскиватели квадроциклов и ранцевых, сеялки, и удаленные метеостанции. Киз, имеющий степень в машиностроение из Университета Айдахо, 10 лет проработал инженером-механиком и инженером-строителем, руководитель проекта и руководитель инженерной группы Monsanto Co., в Сода-Спрингс, штат Иллинойс.

Тед Эттер присоединился к MTDC в 2002 году в качестве инженера-электронщика. и руководитель проекта.Он имеет 20-летний опыт проектирования испытательного оборудования, устройств отображения и медицинского оборудования. для частного сектора. За 6 лет до работы в MTDC Эттер преподавал курсы электроники в Университете Монтаны Технологический колледж, Миссула. Его работа в MTDC включает проекты в области беспроводной связи, альтернативные источники энергии, контрольно-измерительные приборы и управление технологическими процессами. Эттер получила степень бакалавра математики от Университет Орегона и степень магистра педагогики образование - Государственный университет Восточного Орегона.

Саманта Лидстром изучает инженерное дело в Государственный университет Монтаны в Бозмане, штат Монтана. Lidstrom имеет работал неполный рабочий день в MTDC в качестве исследований и публикаций помощник с 2008 года.

Чарльз Шоуерс, профессиональный инженер, стал руководитель инженерной программы в MTDC в 2002 году после службы 2 лет в качестве руководителя операционной программы. Души пришли в МТДК после 9 лет работы помощником лесного инженера на Пайетте Национальный лес.Свою карьеру в лесной службе он начал на Национальный лес Бойсе после 8 лет строительства инженер Транспортного департамента Айдахо.

За дополнительной информацией о газификации обращайтесь к Скотту Гронье по тел. MTDC:
Лесная служба Министерства сельского хозяйства США
Центр технологий и развития Миссулы
5785 Hwy. 10 Запад
Миссула, MT 59808-9361
Телефон: 406–329–4719
Факс: 406–329–3719
Электронная почта: jgroenier @ fs.fed.us

Электронные копии документов MTDC доступны в Интернете по адресу:
http://www.fs.fed.us/eng/t-d.php

Лесная служба и бюро землеустройства сотрудники могут искать более полную коллекцию Документы MTDC, компакт-диски, DVD-диски и видео на их внутренние компьютерные сети по адресу:
http://fsweb.mtdc.wo.fs.fed.us/search/

Технико-экономический анализ использования энергии биомассы с помощью технологии газификации для устойчивого производства энергии и экономического развития в Нигерии

Нигерия не смогла обеспечить достаточным количеством электроэнергии около 200 миллионов человек.Последняя попытка федерального правительства произвести к концу 2009 года мощность 6000 МВт провалилась. Даже при наличии менее 6000 МВт электроэнергии, вырабатываемой в стране, только около 40% населения имеют доступ к электроэнергии из национальной сети, из которых городские центры имеют доступ более чем на 80%, в то время как сельские районы, которые составляют около 70% всего населения имеют менее 20% доступа к электричеству. В этом документе рассматривается возможность удовлетворения спроса на энергию в Нигерии с помощью технологии газификации биомассы.Продемонстрирован технико-экономический анализ энергии биомассы и представлены преимущества технологии газификации биомассы. Согласно техническому анализу, в Нигерии прогнозируется общий потенциал биомассы в размере около 5,5 ЭДж в 2020 году, который, по прогнозам, вырастет примерно до 29,8 ЭДж к 2050 году. проект оказался положительным, коэффициент рентабельности больше 1, срок окупаемости проекта - 10.14 лет. Эти экономические показатели определили экономическую жизнеспособность проекта при данной стоимости. Однако экономический анализ показывает, что отпускная цена составляет 0,727 / кВтч. Таким образом, капитальные вложения, затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание, а также затраты на топливо могут быть снижены за счет развития системы газификации с использованием местных материалов, целенаправленных и эффективных плантаций биомассы для производства энергии, предоставления финансовых стимулов со стороны правительства для инвесторов, и размещение электростанции очень близко к источнику производства сырья.

1. Введение

Постоянно растущие потребности в энергии, сокращение источников ископаемого топлива и озабоченность по поводу уровней загрязнения окружающей среды были основными проблемами правительства Нигерии. Имеются постоянные отказы в непрерывном производстве электроэнергии и низкие показатели сектора производства электроэнергии Нигерии. Такие одиозные явления можно объяснить высокими показателями потерь при передаче, низкой производительностью генерирующих мощностей (Таблица 1) и плохим сбором доходов при удовлетворении спроса на энергию в Нигерии.Следовательно, были изысканы различные альтернативные способы производства электроэнергии, из которых более 70% электроэнергии в стране вырабатывается из ископаемого топлива. И наоборот, выбросы парниковых газов от таких видов топлива высоки; примерно одна треть национальных выбросов связана с производством электроэнергии. Кроме того, транспортные системы в значительной степени зависят от ископаемого топлива. Бесспорно, цены на ископаемое топливо подвержены колебаниям, а конечные пользователи практически не могут их контролировать.Чрезмерная зависимость от ископаемого топлива привела к быстрому сокращению использования высококачественных источников энергии.

9057 1990

Год установки Производительность Общая выработка Производительность 9057
4548,0 1536,9 33,8
1991 4548.0 1647,2 35,6
1992 4548,0 1693,4 37,0
1993 4548,6 4548,6 1655,8 9057 9057 9057 9057 905
1995 4548,6 1810,1 39,8
1996 4548,6 1854,2 40,8
1997 4548.6 1839.8 40.4
1998 4538.6 1724.9 37.9
1999 5580.0 1859.8 9057 9057 905 905 905 9057 905
2001 6180,0 1689,9 27,5
2002 6180,0 2237,3 36,2
2003 6130.0 2378.4 38.8
2004 6130.0 2763.6 45.1
2005 6538.3 249438 9075 9075 905 Управление электроэнергетики [6].

Нигерия в значительной степени зависит от своих крупных запасов сырой нефти, которые составляют менее 40 миллиардов баррелей нефти. Не так давно добыча сырой нефти также оценивалась в 2 единицы.2 миллиона баррелей в сутки. Большая часть из них идет на экспорт, а 280 тысяч баррелей нефти ежедневно перерабатываются для потребления внутри страны. Управление энергетической информации (EIA) [1] сообщает, что доказанные запасы природного газа оцениваются примерно в 185 триллионов кубических футов. В 2008 году Нигерия потребила около 430 миллиардов кубических футов в основном для производства электроэнергии. Было выброшено 140 миллиардов кубических футов, 530 миллиардов кубических футов было сожжено на факеле и около 500 миллиардов кубических футов было повторно закачано для увеличения нефтеотдачи.Годовое валовое потребление природного газа оценивается в 1 600 миллиардов кубических футов. Извлекаемые запасы угля оцениваются примерно в 210 миллионов коротких тонн при добыче 9 тысяч коротких тонн в год и потреблении около 12 тысяч коротких тонн в год [1]. Исходя из предположения, что новые запасы нефти или газа не обнаружены, предполагается, что запасы сырой нефти в Нигерии должны иссякнуть в течение следующих 50 лет, а доказанные запасы природного газа должны иссякнуть примерно через 115 лет.На основании прошлых отчетов и прогнозируемого спроса на энергию в Нигерии, как показано на Рисунке 1, установлено, что запасы сырой нефти Нигерии скоро иссякнут. В отчете «Бритиш Петролеум» от 5 августа 2001 г. указывается, что 22-миллиардные запасы нефти Нигерии в 2001 году будут исчерпаны через 29 лет, если уровень добычи сохранится. С 2002 по 2007 год было зарегистрировано более 2% ежегодного спада [2]. Согласно отчету энергетических ведомств крупнейшего производителя нефти в Африке, нефтяные запасы Нигерии (которые увеличились до 32.93 миллиарда баррелей, 2008 г.) может иссякнуть в следующие 50 лет.


Более того, учитывая цены на ископаемое топливо, как правительству Нигерии, так и потребителям становится ясно, что цены на энергоносители в целом теперь, вероятно, будут оставаться более высокими в течение более длительного периода времени. Вследствие растущей политической осведомленности о глобальном изменении климата и растущей озабоченности по поводу зависимости от импорта энергии правительства многих стран-потребителей стремятся разработать более последовательную политику в отношении альтернативных источников энергии.Несомненно, альтернативная энергия обеспечивала потенциальное решение проблемы роста выбросов углерода и отсутствия энергетической безопасности на протяжении многих лет, но по цене, которая считалась неприемлемо высокой по сравнению с преобладающими ценами на традиционные источники энергии (нефть, газ и уголь). Из-за низких цен на нефть большинство технологий альтернативных источников энергии не использовались на протяжении большей части периода 1986–2002 годов. Теперь, когда цены на сырую нефть неуклонно растут, а в некоторых юрисдикциях уже пытаются списать затраты на выбросы углерода, перспективы использования определенных форм альтернативной энергии значительно улучшаются.Кроме того, поиск баланса между энергией, экономикой и окружающей средой был трилеммой, угрожающей выживанию человека не только в Нигерии, но и во всем мире.

2. План по альтернативным источникам энергии

Тревожный рост населения Нигерии, следовательно, увеличил потребность в энергии в геометрической прогрессии. Кроме того, постоянно возрастает угроза здоровью человека и окружающей среде в результате выбросов углерода при сжигании ископаемого топлива.Кроме того, непрерывно растущие потребности в энергии и постоянное уменьшение количества высококачественных источников энергии проложили путь для использования различных альтернативных источников энергии. Такие устойчивые энергетические средства обеспечивают потенциальное решение проблемы роста выбросов углерода и отсутствия энергетической безопасности на протяжении многих лет. Кроме того, чтобы преодолеть трилемму достижения экономического роста, поставок продуктов питания и энергоресурсов при сохранении окружающей среды, федеральное правительство Нигерии разработало долгосрочный «энергетический спуск» через Энергетическую комиссию Нигерии (ECN).Они предназначены для постепенного снижения чрезмерной зависимости от высококачественной энергии и перехода на местные возобновляемые источники энергии (солнечные, ветровые, волновые, биомассовые, геотермальные, океанические и приливные, гидротермальные и т. Д.) В рамках местной экономики. Закладывая прочный фундамент для потенциала возобновляемых источников энергии, установлено, что Нигерия занимает общую территорию в 92 337 000 га (923 370 км 2 ), из которых 30 200 000 га составляют пахотные земли, 2 800 000 га используются для многолетние культуры, 39 200 000 га используются под постоянные пастбища, 14 300 000 га - леса и редколесья и 5 837 000 га используются для других целей [5].В этой среде нет никаких сомнений в том, что страна обладает достаточным потенциалом возобновляемых источников энергии, особенно для производства биомассы, и поэтому биоэнергетика должна рассматриваться как важная часть будущего баланса возобновляемых источников энергии в стране. Следовательно, существует необходимость использовать этот огромный энергетический потенциал, используя различные технологии биомассы и формулируя соответствующие меры. Также существует потребность в ускорении развития сельскохозяйственного подсектора экономики, поскольку биомасса производится в сельском хозяйстве.

3. Возможность удовлетворения энергетических потребностей Нигерии с помощью биоэнергии

Известно, что прогнозировать долгосрочный спрос на энергию очень сложно. Однако необходимость прогнозирования спроса на энергию для краткосрочных планов совершенно необходима. Следуя моделям, разработанным Энергетической комиссией Нигерии (ECN) [7], спрос страны на энергию был проанализирован за период с 2000 по 2030 год с использованием Модели для анализа спроса на энергию (MAED) и автоматического планирования системы Вина ( WASP) (таблица 2).Из таблицы видно, что спрос на энергию продолжает расти. Одно из беспрецедентных решений для удовлетворения ускоренного роста спроса на энергию - заложить основу для ускоренного развития возобновляемых источников энергии, которое поддержит экономику.


Сценарий 2000 180 2000
180 2000
180 9057 11,5%)
2030

Ссылка (7%) 32.01 51,40 79,36 118,14 169,18 245,19
Высокий рост (10%) 32,01 56,18 94,18 94,18 32,01 56,18 108,57 245,97 331,32 553,26
Оптимистичный (13%) 32,01 72.81 148,97 312,61 426,11 715,70

Источник: адаптировано из ECN [7].

Согласно Европейской Комиссии в стратегии сообщества и плане действий в политике Европейского Союза [11], биомасса, как ожидается, будет играть важную роль в качестве возобновляемого источника энергии. Разработка установки газификации биомассы для производства энергии рассматривается как средство повышения экологической приемлемости сельскохозяйственных отходов в качестве источников энергии, а также повышения общей эффективности преобразования химической энергии отходов в электричество.Обильное владение биомассой в Нигерии, как указывается в литературе, доказало, что меры по устойчивости различных технологий биомассы в Нигерии выходят за рамки мер. Согласно исследованию, проведенному Ojolo и Orisaleye [11], Нигерия имеет большой потенциал биомассы, который оценивается как минимум 3,2 ЭДж в 2010 г., и это может в достаточной мере удовлетворить потребность страны в энергии. В качестве источников биомассы рассматриваются остатки сельскохозяйственных культур, отходы животноводства, твердые бытовые отходы и лесные остатки. Ожидается, что энергетический потенциал продолжит расти примерно с 3.2 ЭДж в 2010 г. до примерно 5,5 ЭДж в 2020 г. и может достигнуть примерно 29,8 ЭДж в 2050 г. Оценка хорошо согласуется с прогнозируемым спросом на энергию и будет играть большую роль в энергоснабжении в будущем. Задержка в использовании возобновляемых источников энергии связана с формулировками государственной политики, которые не способствовали развитию технологий биомассы для эффективного использования биомассы. Однако в 2012 году федеральное правительство пересмотрело свои планы и намеревалось построить первую установку по газификации биомассы в штате Экити.Перед полным внедрением политики необходимо рассмотреть технический и экономический потенциал использования энергии биомассы и технологии газификации биомассы в стране. Таким образом, это исследование представляет технико-экономический потенциал технологии газификации биомассы в Нигерии.

4. Технический потенциал энергии биомассы в Нигерии

Сельское хозяйство, являющееся доминирующим видом экономической деятельности в Нигерии, составляет 41% ВВП и обеспечивает наибольшую занятость в стране [12].Хотя приоритетом сельскохозяйственной политики правительства Нигерии является производство продуктов питания, потенциал твердого топлива для производства электроэнергии, сопровождающий сельскохозяйственную деятельность в стране, весьма велик. Согласно недавнему отчету Aurela [13], в Нигерии ежегодно потребляется около 43,4 млрд кг топливной древесины, а ежегодно производится 1,8 млн тонн опилок. Кроме того, Ojolo и Orisaleye [14] указали, что общая оценка энергетического потенциала остатков сельскохозяйственных культур, полученная в Нигерии в 2005 г., составляет 1.924x10 18 J. Чтобы установить технический потенциал энергии биомассы в Нигерии, были проведены некоторые исследования, и в таблице 4 показана пятилетняя оценка энергетического потенциала сельскохозяйственных остатков, которая основана на 6% ежегодном увеличении сельскохозяйственная продукция по данным Центрального банка Нигерии [15]. Предполагается, что прирост годового производства сельскохозяйственной продукции и годового образования пожнивных остатков одинаковы. Из таблицы видно, что энергетический потенциал в 2020 году составит около 4.6 ЭДж и может вырасти примерно до 26,5 ЭДж в 2050 году. Следует отметить, что основными факторами, способствующими увеличению потенциала, являются отходы фруктов и овощей, стебли сорго, остатки кукурузы, остатки риса и кожура кассавы, которые составляют около 60% от общего количества годовой энергетический потенциал.

Количество лесных остатков, произведенных в Нигерии в 1997 году, и энергия от каждого вида отходов показаны в таблице 3, в то время как пятилетний энергетический потенциал лесных остатков для полной и загруженной мощности с 2005 по 2050 год показан в таблице 5 с использованием увеличения в индексе производства леса.На основе анализа можно сделать вывод, что энергетический потенциал лесных остатков в 2020 году при текущей загруженной мощности составит около 12,3 ПДж и может достигнуть примерно 62 ПДж в 2050 году. К 2020 г. будет около 28,4 ПДж и может достигнуть 142 ПДж в 2050 г., как показано в Таблице 5.

913 утилизировано тонн 49 м3 980


Лесные остатки Объем Масса Производимая энергия Объем Масса Производимая энергия
(10 15 Дж) 3 ) ('000 тонн) (10 15 Дж)

Опилки 463,580 185.4 2,7 200000 80 1,2
Древесная стружка 1,390,740 403,3 5,6 600000 174 8,3 3,6

909 80 905 79 2050 девяносто одна тысяча четыреста пятьдесят шесть
Год 2005 2010 2015 2020 2025 2030 911
2030

Энергетический потенциал остатка (ПДж) 1924.2 2575 3445,9 4611,5 6171,2 8258,4 11051,6 14789,6 19791,8 26485,9
9057 905 905 905 905 905 905 905 905 905 905 905 905 905 905 905

Год 2005 2010 2015 2015 80 80 80 2040 2045 2050

Полезная емкость 5.5 7,2 9,4 12,3 16,1 21,1 27,5 36,0 47,0 61,5
48,6 63,5 83,0 108,4 141,7

В таблице 6 представлены оценки численности населения, расчетное годовое образование твердых бытовых отходов и энергия, получаемая из отходов.Предполагается, что объем твердых бытовых отходов, а также их энергетический потенциал будут увеличиваться с увеличением населения. Энергетический потенциал твердых бытовых отходов, который можно было бы использовать, составляет около 534,4 ПДж в 2020 году и может возрасти примерно до 987,1 ПДж в 2050 году.

2 энергия Потенциал энергии и энергии из биасс. в Нигерии (Таблица 8) сводка результатов, представленных на Рисунке 2, показывает, что общий потенциал биомассы в Нигерии по состоянию на 2020 год составит около 5.5 ЭДж и имеет потенциал возрасти примерно до 29,8 ЭДж к 2050 году. Результаты показывают, что лесные остатки вносят наименьший вклад в общий годовой энергетический потенциал биомассы. Сельскохозяйственные остатки, отходы животноводства и твердые бытовые отходы вместе составляют более 99% общего потенциала биомассы в стране. Остатки сельскохозяйственных культур вносят наибольший вклад в общий потенциал биомассы, производя более 75% общего годового энергетического потенциала.

80 905 79 29.7
Год 2005 2010 2015 2020 2025 2030 911
2030 2050

Расчетная численность населения ('000 000) 129 150 165 183 202 9057 9057 9057 9057 9057 9057 9057 905
Оценка ТБО ('000 000 тонн) 34,5 37,9 42,1 46,4 52,0 57,5 ​​ 64,2 70,4 77,7
Энергетический потенциал (10
Дж 534,4 589,9 660,0 730,1 814,8 893,6 987,1


ро 24

2 905 9057 9057 9057 9057 9057 0 0 0

80
80 80 2005 80 2025 2030 2055 2040 2045 2050
2575 3445,9 4611,5 6171,2 8258,4 11051,6 14789,6 19791,8 14789,6 19791,8 26485.9
623,4 847,3 1161,6 1606,1 2239,0
Лесные остатки 5,5 7.2 9,4 12,3 16,1 21,1 27,5 36,0 47,0 61,5
Твердые бытовые отходы 376,7 438,1
376,7 438,1
376,7 438,1
730,1 814,8 893,6 987,1

ИТОГО (PJ) 2459.0 2319,3 4198,7 5504,6 7239,87 9562,9 12656,5 16802 22338,5 29773,5

08 0 0 9071


19 9 2020 2025 2030 Средний темп роста ( )

Промышленность 12,59 26,03 39,34 92,34 145,21 16,2
Транспорт 11,7 13,48 11,7 9057 9057 905 905 905 905 905 905 9057 9057 18,82 22,42 28,01 33,60 33,94 34027 2,6
Услуги 6.43 8,38 12,14 15,89 26,95 38,00 8,7

ВСЕГО (PJ)
ВСЕГО (PJ)
108,66 179,75 250,84 8,3

75
75, анализ энергии и анализ энергии Пакет автоматического планирования системы (WASP) Энергетическая комиссия Нигерии [7] спрогнозировала спрос на энергию в Нигерии с 2000 по 2030 год.Общий спрос на энергию по секторам, предполагающий рост валового внутреннего продукта на 10%, показан в Таблице 8. Общий годовой спрос на энергию был экстраполирован на 2050 год, предполагая средний темп роста 8,3%. Общая потребность в энергии и общий энергетический потенциал биомассы сравниваются на Рисунке 3. Сравнение показывает, что при эффективном использовании энергия из биомассы в виде сельскохозяйственных остатков, отходов животноводства, лесных остатков и твердых бытовых отходов имеет потенциал. удовлетворения спроса на энергию в краткосрочной перспективе в период с 2005 по 2030 год.После 2030 года спрос на энергию превышает биоэнергетический потенциал. Это может быть связано с прогнозируемым быстрым ростом населения или увеличением промышленной деятельности в стране.


Согласно Дайо [16], топливная древесина составляла более 60% годового потребления энергии в период с 1990 по 2005 год. При условии сохранения тенденции учет топливной древесины при оценке потенциала биомассы повысит возможность получения энергии из биомассы. в удовлетворении потребностей в энергии в Нигерии, как показано на Рисунке 3.Однако использование топливной древесины в энергетических целях в Нигерии не поощряется, чтобы предотвратить обезлесение, которое оказывает негативное воздействие на окружающую среду. Следовательно, чтобы удовлетворить спрос на энергию, не обращая внимания на топливную древесину, необходимо будет использовать энергетические культуры, которые можно выращивать как на пахотных, так и на пастбищных землях. Выращивание энергетических культур увеличит биоэнергетический потенциал. Также может возникнуть необходимость в значительном использовании других форм возобновляемой энергии, таких как солнечная, ветровая, геотермальная, океанская, приливная и волновая энергия.

При всем огромном потенциале биомассы в стране, к сожалению, прямое сжигание в течение многих лет использовалось в основном для получения энергии из возобновляемых ресурсов. Помимо огромного внутреннего загрязнения, сопровождающего этот метод, эффективность этого метода утилизации составляет от 5 до 15%, что довольно неэффективно [14]. Следовательно, следует использовать другие способы преобразования, кроме прямого сжигания. Кроме того, необходимо обеспечить эффективное использование биомассы, чтобы можно было использовать лучшую часть получаемого биоэнергетического потенциала.Более того, рассматривая другие возобновляемые источники энергии, энергетическая политика в стране должна также охватывать развитие и модернизацию сельского хозяйства, инвестиции в инфраструктуру, а также разработку и коммерциализацию технологий биомассы.

Использование энергии, получаемой из возобновляемых источников, позволяет добиться заметного сокращения потребления ограниченного количества ископаемых видов топлива, уровней загрязнения и тревожных климатических изменений. Внутренний потенциал возобновляемых источников энергии был показан в литературе посредством технико-экономического анализа биомассы для производства энергии [17–44].Продолжение анализа технического потенциала, как показано в предыдущих разделах этой работы, биомасса может быть использована для борьбы с нынешним энергетическим кризисом в Нигерии. В отличие от энергии ветра или солнца, производство электроэнергии на основе биомассы может осуществляться по запросу. Что касается технологий преобразования энергии из биомассы, показанных на Рисунке 4, в настоящее время большая часть ресурсов биомассы в Нигерии используется путем прямого сжигания в основном в сельских районах. Несмотря на прогресс, достигнутый в других средствах преобразования биомассы, как показано в Таблице 9, политика правительства, похоже, не указывает точно, как внедрять и развивать использование биоэнергии в стране, но больше внимания уделяется развитию и финансированию традиционных источников энергии [ 14].

×

Маршрут преобразования Исследования в процессе Внутреннее приложение Промышленное применение
Промышленное применение
×
Газификация × ×
Пиролиз × ×
Анаэробное сбраживание ×
Биодизель × ×


Благодаря технологии преобразования биомассы, показанной выше, предлагается значительный потенциал преобразования биомассы и может выступать в качестве ключевой технологии для разработки комплексных и гибких биоэнергетических стратегий для Нигерии.Кроме того, учитывая преимущества технологии газификации биомассы (преобразование углеродного сырья в чистый синтетический газ, который в первую очередь представляет собой смесь газообразного водорода и монооксида углерода в качестве топлива) по сравнению с другими технологиями преобразования энергии биомассы, показанными на рисунке 4, принимая технико-экономические обоснования , жизнеспособность производства и удовлетворение потребностей в энергии в Нигерии, настоятельно рекомендуется предотвратить неминуемый энергетический кризис в Нигерии с помощью технологии газификации биомассы.

5.Принцип технологии газификации биомассы

Газификация - это преобразование горючих твердых веществ (, например, древесины, угля и древесного угля) в газообразную топливную смесь с небольшими количествами полукокса и конденсируемых соединений. В зависимости от производственного контекста, газ может называться «древесный газ», «синтез-газ», «генераторный газ» или «угольный газ», чтобы назвать несколько. Во время газификации биомассы материал нагревается в реакторе, называемом газификатором, до высокой температуры, что вызывает ряд физических и химических изменений, которые приводят к выделению летучих продуктов и углеродистых твердых остатков.Количество образующихся летучих веществ и их состав зависят от температуры реактора, типа и характеристик топливного материала. В этом процессе газифицирующим агентом может быть воздух, пар, кислород или водород. Энергия, вырабатываемая системой, может быть использована для производства электроэнергии или тепловой энергии.

В процессе газификации используется несколько реакторов, которые можно классифицировать в зависимости от относительного движения топлива и газифицирующей среды как неподвижные слои (восходящий поток, нисходящий поток и поперечный поток) или псевдоожиженные слои (барботаж, циркуляция, фонтанирование и закрученный).В газификаторах с неподвижным слоем твердое топливо движется либо противотоком, либо одновременно с потоком газа, когда происходит реакция, и твердые частицы превращаются в газы.

Потеря массы (или термическое разложение) в атмосфере азота происходило в основном в три стадии: дегидратация (ниже 125 ° C), вторая стадия - активный пиролиз (125–500 ° C), а третья стадия - пассивный пиролиз выше. 500 ° С. В восходящем газификаторе сгорание происходит в нижней части слоя, которая является самой горячей частью газификатора, а газообразный продукт выходит сверху при более низкой температуре (около 500 ° C).В газогенераторе с нисходящим потоком и сырье, и газ продукта движутся вниз, а продукт выходит снизу при более высокой температуре, то есть около 800 ° C. Газификация происходит при высокой температуре в присутствии окислителя (также называемого газифицирующим агентом). Тепло подается в газификатор прямо или косвенно, что повышает температуру газификации на 600–1000 ° C. Однако температура газификации должна быть достаточно высокой (выше 750–800 ° C).

Следует отметить, что газификаторы с неподвижным слоем газа имеют отдельные реакционные зоны - сушка, пиролиз, сгорание и газификация, которые происходят одновременно в реакторе, особенно подходят для операций по контактированию твердого топлива, которые требуют тщательного контроля температуры (особенно, если температура изменяется. вдоль пути потока), вынос частиц из зоны реакции, простота эксплуатации и минимальная эрозия корпуса реактора.

В отличие от реакторов с неподвижным слоем, модели газогенераторов с псевдоожиженным слоем не имеют отдельных реакционных зон - сушка, пиролиз и газификация происходят в реакторе одновременно, поскольку реактор смешивается и, таким образом, становится изотермическим. Реакторы с псевдоожиженным слоем можно классифицировать по конфигурации и скорости газифицирующего агента, например барботажный, циркулирующий, фонтанирующий и закрученный псевдоожиженный слой. Газификаторы с псевдоожиженным слоем имеют ряд преимуществ по сравнению с другими реакторами газификации, в том числе прочный контакт с газом и твердыми частицами, отличные характеристики теплопередачи, лучший контроль температуры, большую теплоемкость, хорошую степень турбулентности и высокую объемную емкость.Недостатками реакторов с псевдоожиженным слоем являются большой перепад давления, унос частиц и эрозия корпуса реактора. Благодаря сложным и дорогостоящим системам управления газификаторы с псевдоожиженным слоем кажутся коммерчески выгодными при тепловой мощности свыше 30 МВт. Сводка преимуществ и недостатков этих газификаторов приведена в Таблице 10.

смола 0 0 Низкое содержание твердых частиц 0 Газ с низким содержанием 0579 Чувствительный к влаге 9 905
C

Типы газогенераторов Преимущества

72

Updraft Зрелый для тепла Ограничения по размеру сырья
Маломасштабное применение Высокий выход смолы
Может справляться с золой с высокой влажностью Ограничения по шкале
Потенциал шлакообразования

Нисходящий поток Маломасштабное применение Пределы размера сырья
Низкое содержание твердых частиц Ограничение масштаба

псевдоожиженный слой Крупномасштабные приложения Средний выход смолы
Характеристики сырья Высокая загрузка частиц
905 905 905 905 905 905 Непрямое / непрямое нагревание производство синтез-газа

Циркулирующий псевдоожиженный слой Крупномасштабные приложения Средний выход гудрона
Характеристики сырья Производить Высокая загрузка частиц
Увлеченный поток Можно масштабировать Большое количество газа-носителя
Потенциал для низкого содержания смол Высокая загрузка частиц
Может производить синтез-газ Потенциально высокий S / Предел потенциального размера

Принципиальная схема установки газификации биомассы для производства энергии показана на рисунке 5, а на рисунке 6 показаны потенциалы производства энергии различных типов газификаторы.



На рисунке 6 показано, что нисходящий газификатор подходит для диапазона тепловой мощности от 1 кВт до 1,2 МВт, тогда как восходящий поток составляет от 1,2 МВт до 20 МВт, газификатор с псевдоожиженным слоем составляет от 1,3 МВт до 50 МВт, циркулирующий псевдоожиженный слой - 8 МВт. до 200 МВт, а с циркулирующим псевдоожиженным слоем под давлением от 70 до 1000 МВт. Хотя тепловая мощность газогенератора с поперечной тягой не показана на рисунке, хорошо известно, что газогенератор с поперечной тягой подходит для диапазона тепловой мощности от 10 МВт до 200 МВт.

5.1. Применение технологии газификации биомассы

Газы, получаемые при газификации биомассы, содержат как горючие, так и негорючие газы. Газ можно использовать в промышленных областях, в орошении, в автомобильной промышленности, в производстве электроэнергии, в прямом отоплении и в производстве продуктов с добавленной стоимостью. Хотя в настоящее время технология биомассы будет непривлекательной в городских районах из-за логистических проблем, связанных с транспортировкой биомассы к объектам выработки энергии, эта технология стала значительно более привлекательной для применения в промышленных шахтах в сельской местности, где электроэнергия из энергосистемы либо дорогая, либо недоступен.В настоящее время используется много установок, работающих на ископаемом топливе; таким образом, там, где перебои с поставками ископаемого топлива являются обычным явлением, ищутся альтернативные источники энергии, такие как генераторный газ. В качестве альтернативы двигателям внутреннего сгорания, использующим исключительно генераторный газ, существуют двигатели, работающие по принципу двойного действия. В таких системах генераторный газ используется как добавка к дизельному топливу. Здесь потребление древесины составит примерно 1,4 кг на кВтч мощности на валу. Там, где подходящая биомасса ограничена, всегда существует возможность выращивания деревьев, которым требуется примерно три-четыре года для созревания.Возможность использования пожнивных остатков в газификаторах также привлекла большое внимание. Хотя вопросы о технической пригодности пожнивных остатков в качестве топлива для газификаторов оставались без ответа, концепция является многообещающей. Экономические и технические проблемы использования газификаторов с прямым нагревом кажутся относительно небольшими. Чем больше опыта, тем лучше будет дизайн, и диапазон потенциальных применений расширится.

5.2. Преимущества технологии газификации биомассы

В качестве преимущества системы газификации биомассы по сравнению с традиционной технологией сжигания газификатор предлагает несколько преимуществ для преобразования твердых отходов (биомассы) в энергию.Основным преимуществом проекта газификации является сокращение выбросов парниковых газов (ПГ). Твердые отходы считаются углеродно-нейтральным биотопливом, потому что они выделяют в атмосферу такое же количество углерода, какое было поглощено в течение своего срока службы (рис. 7). С другой стороны, ископаемое топливо увеличивает количество выбросов углерода в атмосферу, поскольку углерод удерживался в течение многих лет.


Разработка и использование системы газификации биомассы будет способствовать снижению основных рисков для здоровья за счет уменьшения загрязнения воздуха, земли и воды.Неблагоприятное воздействие глобального потепления на погоду и климат можно смягчить за счет сокращения выбросов CO 2 . Калифорнийский энергетический альянс биомассы [45] заявил, что газификация биомассы в два раза эффективнее в сокращении выбросов парниковых газов по сравнению с другими типами возобновляемых технологий или ядерной энергии. В заявлении подтверждается тот факт, что в будущем произойдет сокращение затрат на здравоохранение и влияние более строгих федеральных стандартов выбросов, если в стране будет принята технология газификации биомассы.Такая здоровая окружающая среда, достигаемая за счет правильного использования газификаторов биомассы, привлекает и сохраняет бизнес, а также стимулирует туристическую индустрию. Небольшие предприятия могут получить выгоду от его использования, тем самым увеличивая свою маржинальную прибыль и сокращая время простоя. Образовательные учреждения также могут извлечь выгоду из использования установки, поскольку они могут запускать на ней свое лабораторное оборудование без прерывистого или прерывистого энергоснабжения. Это также даст учреждению возможность исследовать, переезжать и обучать своих преподавателей и студентов новым экологическим технологиям.Следовательно, чрезмерная зависимость от бензина и последствия дефицита нефти в Нигерии резко сократятся, если технология будет надлежащим образом адаптирована, поддержана и развита. Применение технологии улучшит контроль над отходами, переработку питательных веществ, создание рабочих мест, использование излишков сельскохозяйственных земель, обеспечение сельскими общинами современными энергоносителями и улучшение землепользования.

Среди биоэнергетических технологий вариант газификации биомассы для удовлетворения потребностей в электроэнергии в сельской местности для бытовых, ирригационных и сельских малых и коттеджных промышленных предприятий, а также для тепловой деятельности имеет большой потенциал.Согласно расчетам, удельная стоимость электроэнергии при использовании технологии газификации биомассы для системы выработки электроэнергии сравнительно ниже, чем у других доступных биоэнергетических технологий. В промышленных масштабах хорошо зарекомендовали себя системы газификации биомассы и производства электроэнергии. Это передовая и подходящая технология для электрификации удаленных деревень (RVE) и программы энергетической безопасности деревень (VESP). Таким образом, технология газификации биомассы оказалась эффективным способом утилизации отходов биомассы и производимого газа.Газификация производит менее вредные выхлопные газы, поскольку биомасса очень бедна серой, хлором или тяжелыми металлами, которые вредны для окружающей среды. Самым большим преимуществом газификации является использование разнообразного сырья и продуктов, поскольку синтез-газ также может использоваться в химической промышленности наряду с выработкой электроэнергии. Как аграрная страна Нигерия имеет большой потенциал для производства электроэнергии из сельскохозяйственных остатков. Следовательно, на завод будет бесперебойная поставка.

Электростанция мощностью 60 МВт может создать до 3 500 устойчивых рабочих мест, тем самым снижая безработицу и улучшая экономику сельских районов за счет расширения прав и возможностей фермеров и сельских жителей Нигерии.

Электростанции, которые будут потреблять более 300 000 зеленых тонн твердых отходов / биомассы в год, могут производить достаточно электроэнергии примерно для 30 000 домов в течение 20 лет, исходя из среднего бытового потребления 7,4 МВтч в год. Энергетические объекты, работающие в таком масштабе, скорее всего, будут иметь установленные капитальные затраты примерно в 2 миллиона долларов на МВт мощности. Общая стоимость строительства и ввода в эксплуатацию биоэнергетической установки мощностью 30 МВт оценивается в диапазоне от 60 до 65 миллионов долларов [46].Более того, эта технология привлекает внимание в различных частях мира, потому что это экологически безопасная технология, она обеспечивает децентрализованное производство электроэнергии, обеспечивает эффективное использование внутренних ресурсов, способствует экономии в иностранной валюте при импорте энергии, дает толчок развитию сельского хозяйства. , прост в эксплуатации и обслуживании, обеспечивает занятость местного населения и эффективно заменяет ископаемое топливо. Недостатки, связанные с использованием, могут быть успешно устранены как «передовой практикой», так и инженерными мерами.

Более того, тот факт, что предлагаемая установка газификации имеет высокоэффективный процесс, гибкость в применении в диапазоне номинальных мощностей (от пяти до сотен кВт), низкие начальные инвестиции, низкую стоимость производства электроэнергии, лучший контроль процесса и удобство, более чистые сжигание в подключенном оборудовании и низкие затраты на техническое обслуживание дают технологии неоспоримые преимущества перед другими технологиями, в которых используется высококачественная энергия, полученная из ископаемого топлива [46].

6. Экономический анализ технологии газификации биомассы

Чтобы обеспечить устойчивый и здоровый рост энергетического сектора биомассы в Нигерии, необходимо рационально оценить стоимость производства энергии и определить курс продажи произведенной энергии, который должны быть приемлемыми для потребителей и привлекательными для инвесторов.При реализации экономического потенциала технологии газификации биомассы, использующей тип псевдоожиженного слоя для удовлетворения энергетических потребностей, затраты Дасаппа [47] и Хьюитта [4] на строительство заводов по газификации биомассы, показанные в Таблице 11 и на Рисунке 8, соответственно, были использованы в качестве ориентиры для экономического анализа системы газификации биомассы в Нигерии.

Стоимость / кВт

Стоимость Потенциал
Мощность свыше 100 кВт ~ 1500 долл. США / кВт

Стоимость обслуживания Мощность до 100 кВт ~ 2.5 - 3 доллара США за кВт · ч
Мощность свыше 100 кВт ~ 1,0 - 2 доллара США за кВт · ч

Эксплуатационные расходы Стоимость топлива ~ 2,5 - 3 доллара США в час кВтч

Энергетический потенциал Потребление биомассы 1,0 - 1,4 кг / кВтч

Потенциал тепловой энергии заменен на 3 кг ископаемого топлива.5 кг биомассы


Для успеха и коммерциализации любой новой технологии важно знать, является ли технология экономически жизнеспособной или нет. Поэтому была сделана попытка оценить экономичность газификатора биомассы. В экономическом анализе среди различных вариантов, которые существуют для проверки фискальных показателей инвестиционного энергетического проекта, приведенные затраты на производство электроэнергии (LGC) и чистая приведенная стоимость (NPV) являются рекомендуемыми индикаторами в электроэнергетической отрасли для проверки жизнеспособности энергетических проектов. децентрализованная система производства электроэнергии [48].Достоинства, экономический потенциал и анализ технологии газификации биомассы можно оценить с помощью следующих показателей: (i) Чистая приведенная стоимость (NPV): текущая стоимость всего проекта. (Ii) Соотношение выгод и затрат (BCR) : выгоды от проекта, которые пропорциональны затратам. (iii) Срок окупаемости (PBP): годы, которые потребуются для возврата инвестиций от проекта, т. е. год, в котором чистая приведенная стоимость всех затраты равны чистой приведенной стоимости всех выгод.Его также можно определить как минимальный период, в течение которого окупаются инвестиции в проект. (Iv) Внутренняя норма прибыли (IRR): реальная доходность проекта или максимальная процентная ставка, по которой капитал может быть привлечен для проект.

6.1. Допущения технико-экономической модели

В экономическом анализе стоимость генерации в основном определяется следующим:

(1) Стоимость капитальных вложений , которая включает стоимость газификатора, двигателя-генератора, общестроительных работ и монтажа, установка подготовки биомассы, установка очистки синтез-газа, электрическая распределительная сеть, а также электрическое и трубопроводное подключение к месту установки газификатора.

(2) Расходы на эксплуатацию и техническое обслуживание , которые включают заработную плату, стоимость ремонта (включая запасные части, воду, смазку и прочие расходы), фиксированные затраты, стоимость топлива, стоимость катализатора, химикатов и утилизации отходов, капитал амортизация, средний налог на прибыль, средняя рентабельность инвестиций, страхование, стоимость капитального ремонта оборудования, стоимость административных помещений, складских площадей, инженерных сетей и других важных и второстепенных вспомогательных объектов.

Следующие модели [9, 10, 49–53] разработаны и используются для экономического анализа технологии биомассы:

(i) Общие инвестиционные затраты выражаются как (ii) Годовое количество электроэнергии (), отправляемое мощность электростанции в киловатт-часах нетто рассчитывается по формуле (iii) стоимость эксплуатации и технического обслуживания определяется по формуле (iv) годовой доход (AR) от продажи электроэнергии определяется по формуле (v) Стоимость топлива определяется по формуле (vi) стоимость один кВтч электроэнергии, произведенной газификацией биомассы, определяется как (vii) Ежегодная выгода, получаемая проектом, составляет (viii) Срок окупаемости проекта определяется как (ix) Чистая приведенная стоимость (NPV) проекта определяется как Экономическая жизнеспособность устанавливается, когда NPV больше 0.

(x) Соотношение выгод и затрат (BCR) определяется по формуле

Проект приемлем, если BCR больше 1.

Внутренняя норма доходности (IRR) определяется по следующей модели с использованием численных методов, таких как Newton -Raphson:

(xi)

(xii) Нормированная стоимость электроэнергии - где

6.2. Экономические допущения и параметры

Общие капитальные вложения в систему преобразования биомассы со всеми вспомогательными средствами, как показано в Таблице 12, плюс поправка на импорт и фрахт, оцениваются НКРЭ [9] как 4000 $ / кВтч.Оценки процентной доли различных компонентов затрат приведены в Таблице 12 [10]. Номинальная средневзвешенная стоимость капитала после налогообложения (WACC) в размере 17%, рекомендованная НКРЭ [9], использовалась в качестве ставки дисконтирования в этом исследовании, в то время как линейный метод в течение 20 лет использовался для амортизации основных средств.


Пункт Капитальные затраты Доля затрат 905 9095 6%
Строительные работы 705,1 13%
Обращение с топливом / подготовка 324,5 6%
Электрооборудование / баланс завода
Конвертерная система (газификатор) 3362,9 62%
Первичный движитель 488,2 9%


905 Средняя цена 3 905 905 кг (0.025), основанный на оценке предыдущего исследования 2003 г. [54], увеличился до предполагаемой стоимости в долларах США 2010 г. при уровне инфляции 3% [49]. Другие экономические параметры, использованные в анализе, представленном NERC [9], приведены в таблице 13.

9057 Номинальная рентабельность капитала

Параметр Значение 9
Инвестиционные затраты 4000 долларов США / кВт
Фиксированные затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание 56 долларов США / кВт-год
Переменные затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание 5.17 долларов США / кВт-год
Тариф на электроэнергию 0,17 доллара США / кВт-год
Стоимость топлива 0,024 доллара США / кг
Федеральный подоходный налог 32%
18%
Капитал за счет заемных средств 70%
Капитал за счет собственного капитала 30%
Номинальная стоимость заемного капитала 24%
Номинальное после уплаты налогов WACC 17%

Источник: NERC [10].
1 доллар США = 150 ₦ за доллар США 2010 г. (по имеющимся данным).

В таблице 14 показаны некоторые другие параметры, используемые для проведения экономического анализа системы газификации.

905 6
0 Приведенные выше экономические параметры, разбивка инвестиционных затрат на предлагаемую систему газификации биомассы мощностью 60 мВт для децентрализованного производства электроэнергии показана в Таблице 15.С использованием некоторых экономических предположений и факторов [55–57] расчетная структура затрат на систему газификации биомассы показана в таблице 16.


Параметр Процент первоначального инвестирования


Ставка дисконтирования 10
Остаточная стоимость 10
Рабочая сила 10
Ремонт и техническое обслуживание 3
00 9115 9057,000

Элемент Капитал Стоимость (долл. США)

Консультации / дизайн 16,200,000
Строительные работы 35,100,000
Принадлежности для обращения с топливом / подготовка 90,258075 905 завода 10,800,000
Система преобразователя (газогенератор) 167,400,000
Первичный двигатель (двигатель) 24,300,000
Капитальные вложения 9115
Годовой срок эксплуатации из 20975 Год долларов США в год 9057 долл. США .21 долл. США Стоимость 365

Установленная мощность завода по газификации биомассы 60 МВт
Годовой час работы 8000
8000
Биомасса в тоннах сухой массы в год 400000

Капитальные вложения в систему газификации биомассы 270000000 долларов
Проценты на стоимость машин и оборудования Амортизация 51 300 000 долл. США
Годовые затраты на рабочую силу 27 000 000 долл. США
Годовые затраты на ремонт и техническое обслуживание 8 100 000 долл. США
Расходы на страхование и налоги 10 800 долл. США, 000

Общая стоимость 395 550 000 долл. США
Годовое производство электроэнергии на заводе 170 294 000 кВтч
Операционные расходы в час 49 443,75 долл. США
Ежегодная выплата пособия 35,761 824 долл. США
Чистая приведенная стоимость выплаты Чистая стоимость 304,440,408
$ 347,751,230
Накопленная чистая приведенная стоимость всех затрат 833 301 230 долларов США
Чистая приведенная стоимость выгоды 528 860 822 долларов
Стоимость пособия

Исходя из рекомендованной стоимости 0,025 доллара США / кг, в таблице 16 показана структура сметной стоимости проекта газификации электростанции. Хотя инвестиции в электростанцию ​​с газификацией биомассы принесут экономические дивиденды сельским жителям, результаты финансового анализа показывают, что инвестирование в систему газификации для производства электроэнергии в районах Нигерии не является экономически жизнеспособным и прибыльным, как показано в Таблице 16.Отрицательная чистая приведенная стоимость-528 860 822 долларов США и коэффициент выгод и затрат, который намного меньше единицы, являются финансовыми показателями огромных финансовых потерь, если стоимость произведенной электроэнергии составляет 0,21 доллара США / кВтч (35 фунтов стерлингов / кВтч).

В Таблице 17 показана структура предполагаемых затрат на систему газификации биомассы для выработки электроэнергии по нормированной стоимости выработки 0,5775 долл. США / кВтч, что почти в три раза превышает тариф, установленный НКРЭ [9]. Хотя чистая приведенная стоимость проекта положительна, как показано в таблице, не рекомендуется и нецелесообразно инвестировать в этот проект при заданных нормированных затратах на генерацию, поскольку соотношение затрат и выгод указывает на единицу, а срок окупаемости проекта приблизительно равен жизни в годы завода.Более того, высокая нормированная стоимость выработки в 0,5775 долларов США / кВтч (96 фунтов стерлингов / кВтч) будет недоступна для сельских жителей.

часов работы в год 905 000 долл. США

Установленная мощность завода по газификации биомассы 60 МВт
Годовой период работы 9057 9057 209 905
Биомасса в тоннах сухой массы / год 400000

Капитальные вложения в систему газификации биомассы 270 000 000 долл. США
Амортизация 51 300 000 долларов США
Годовые затраты на оплату труда 27 000 000 долларов США
Годовые затраты на ремонт и техническое обслуживание 8 100 000 долларов США
Страхование и налоги 905,75 долларов США Итого год $ 1 0,800,000

Общая стоимость 395 550 000 долларов США
Годовая выработка электроэнергии на заводе 170 294 000 кВт · ч
Ежегодная выплата вознаграждения 98 345 016 долл. США
Чистая приведенная стоимость выплаты 837 211 121 долл. США
Чистая приведенная стоимость операций и обслуживания 437 751 259 долл. США Накопленная от всей стоимости 833 301 230 долл. США
Чистая приведенная стоимость проекта 220 642 467 долл. США
Коэффициент рентабельности 1.00
Срок окупаемости инвестиций 19,19 лет
Внутренняя норма доходности 10
Сниженная стоимость кВтч электроэнергии, произведенной от газификации 0,5775 долл. США
Годовая выручка от продажи электричество 41 666 511 долл. США

Расчетная структура затрат системы газификации биомассы с плановой продажной ценой 0 долл. США.727 / кВтч показано в Таблице 18. Из таблицы чистая приведенная стоимость проекта положительна, коэффициент рентабельности больше 1, а срок окупаемости проекта составляет 10,14 года. Эти экономические показатели определили экономическую жизнеспособность проекта при данной стоимости. Однако отпускная цена в 0,727 доллара США / кВтч (120 фунтов стерлингов / кВтч) находится на очень высоком уровне, который будет недоступен для сельских жителей. Поскольку технология газификации биомассы представляет собой наименее предпочтительную технологию для электрификации сельских районов, особенно там, где нет расширения электросети [49], затраты на капитальные вложения, затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание, а также затраты на топливо должны быть снижены за счет разработки системы газификации с использованием местные материалы, целенаправленное и эффективное выращивание биомассы для производства энергии, предоставление финансовых льгот со стороны государства инвесторам и размещение электростанции очень близко к источнику производства сырья.

часов работы в год 905 000 долл. США 9057 годовой продажи 9057 электричество

Установленная мощность завода по газификации биомассы 60 МВт
Годовой период работы 9057 9057 209 905
Биомасса в тоннах сухой массы / год 400000

Капитальные вложения в систему газификации биомассы 270 000 000 долл. США
Амортизация 51 300 000 долларов США
Годовые затраты на оплату труда 27 000 000 долларов США
Годовые затраты на ремонт и техническое обслуживание 8 100 000 долларов США
Страхование и налоги 905,75 долларов США Итого год $ 1 0,800,000

Общая стоимость 395 550 000 долларов США
Годовая выработка электроэнергии на заводе 170 294 000 кВт · ч
Ежегодная выплата вознаграждения 123 804 026 долларов
Чистая приведенная стоимость выплаты 1 053 943 697
Чистая приведенная стоимость операций и обслуживания 437 751 259 Накопленная 905 905 Накопленная от всей стоимости 833 301 230 долл. США
Чистая приведенная стоимость проекта 220 642 467 долл. США
Коэффициент рентабельности 1.265
Срок окупаемости инвестиций 10,14 года
Внутренняя норма доходности 17,55
Цена продажи кВтч электроэнергии, произведенной от газификации $ 0,727 выручка
$ 41 666 511

7. Заключение

В данной работе изучен и проанализирован технико-экономический потенциал технологии газификации биомассы в Нигерии.На основе технического и экономического анализа установлена ​​возможность и экономическая жизнеспособность технологии преодоления нынешнего энергетического кризиса в Нигерии. Были продемонстрированы преимущества и различные применения этой технологии. Такие недостатки, как высокие капитальные затраты и отпускная цена за кВтч, стандартизация технологических пакетов с услугами и логистические проблемы, связанные с технологией, могут быть смягчены с помощью «передовой практики» и технических мер. Поскольку использование технологии газификации биомассы практически и решительно предотвратит, если не полностью устранит энергетический кризис в Нигерии, особенно в сельских районах, где нет расширения электросети, поэтому рекомендуется применять эту технологию с уменьшенными капитальными затратами. стоимость эксплуатации и технического обслуживания, а также стоимость топлива за счет развития системы газификации с использованием местных материалов, целенаправленного и эффективного выращивания биомассы для производства энергии, предоставления финансовых стимулов со стороны государства инвесторам и размещения электростанции очень близко к источнику производства сырья.Это снизит стоимость производства электроэнергии и срок окупаемости, а также будет способствовать развитию газификации биомассы.

Номенклатура
: Стоимость топливо (биомасса) 80
AR: Годовая выручка
: Ежегодная выплата пособий
BCR: Соотношение затрат и затрат
Стоимость кВтч электроэнергии, произведенной на установке газификации биомассы
: Стоимость электроэнергии, принадлежностей, вспомогательного оборудования и прочего
: Стоимость биомассы
:
: Стоимость газификатора или системы конверсии топлива
: Стоимость первичного двигателя
: Общие капитальные вложения по проекту
: 90 общестроительных работ
: Дополнительные затраты (труд, ремонт расходы на техническое обслуживание, строительные услуги, магазины, страхование и налоги)
CF: Коэффициент мощности
d: Ставка дисконтирования с поправкой на инфляцию
E: Годовое производство электроэнергии из завод
: Общая инвестиционная стоимость проекта
I: Реальная норма прибыли
IRR: Внутренняя норма прибыли
: Стоимость доли капитала электростанция газификации, используемая для эксплуатации и технического обслуживания газификатора
: Доля капитальных затрат электростанции газификации биомассы, используемая для эксплуатации и обслуживания первичного двигателя (двигателя)
: Доля капитальные затраты на электростанцию ​​газификации биомассы, используемую для эксплуатации и технического обслуживания инженерных и строительных рабочие работы
: Доля капитальных затрат электростанции газификации биомассы, используемая для эксплуатации и технического обслуживания принадлежностей и прочего
: Доля капитальных затрат электростанции газификации биомассы, использованной для покупки топлива и обращения с топливом
: Доля капитальных затрат электростанции с газификацией биомассы, используемая для оплаты труда, ремонта и технического обслуживания, строительных услуг, складских запасов, страхования и налогов
: Преобразование массы биомассы потенциал, кг / кВт · ч
MLF: Коэффициент предельных потерь
: Требуемая рабочая сила
m: Процент первоначальных инвестиций для годовых эксплуатационных расходов и затрат на техническое обслуживание 75 N : Годовой час завода
n: Срок службы по годам завода
NPV: Чистая приведенная стоимость
PBP: Срок окупаемости инвестиций
: Установленная мощность завода
: Процентное потребление электроэнергии
: Номинальная мощность или установленная мощность
: Номинальная стоимость долга
: Номинальная стоимость собственного капитала
SFCR Удельный расход топлива T: Ставка налога компании
V: Общая рыночная стоимость,%
W: Рыночная стоимость собственного капитала,%
: Ставка заработной платы для рабочей силы в Нигерии
X: Рыночная стоимость долга,%.
Доступность данных

Данные, используемые в этой работе, взяты из Национального управления электроэнергетики [6], Управления энергетической информации, Энергетических данных, статистики и анализа EIA Нигерии [2], Энергетической комиссии Нигерии [7] и Центральной Банк Нигерии (2009 г.), «Статистический бюллетень Центрального банка Нигерии», CBN Press, Абуджа [15]. Остальные данные можно легко оценить в режиме онлайн из различных исследовательских работ, цитируемых в этой статье, или их можно получить у соответствующего автора по запросу.

Конфликт интересов

Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов в отношении публикации данной статьи.

Благодарности

Авторы выражают признательность и признательность за финансовую поддержку, полученную от Национального центра по энергоэффективности и сохранению энергии Комиссии Нигерии, инженерный факультет Университета Лагоса, Нигерия.

10 ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ | Уголь: энергия будущего

КОГАРН.1987. Газификация угля: прямое применение и синтез химикатов и топлива. Рабочая группа по исследованию потребностей в газификации угля Министерства энергетики США, DOE / ER-0326. Вашингтон, округ Колумбия: Министерство энергетики.

DOE. 1991. Отчет для Конгресса: угольные заводы: определение и примеры концепций. Министерство энергетики США, DOE / FE-0240P. Вашингтон, округ Колумбия: National Academy Press.

DOE. 1993a. Чистые угольные технологии: план программы исследований, разработок и демонстрации. Министерство энергетики США, DOE / FE-0284.Вашингтон, округ Колумбия: Министерство энергетики.

DOE. 1993b. Базовый план прямого сжижения угля и системный анализ: Заключительный отчет по базовому и улучшенному базовому плану, Резюме. Подготовлено для Питтсбургского центра энергетических технологий Министерства энергетики США по контракту № DEAC22 90PC89857. Питтсбург, Пенсильвания: DOE.

DOE. 1994a. Стратегический план: стимулирование конкурентоспособной экономики. Министерство энергетики США, DOE / S0108. Вашингтон, округ Колумбия: Министерство энергетики.

DOE. 1994b. Перспективные исследования ископаемых источников энергии: стратегический план.Обзор проекта, 15 июля. Вашингтон, округ Колумбия: Министерство энергетики.

DOE. 1994c. Всеобъемлющий отчет для Конгресса: Программа чистых угольных технологий, завершение миссии. Вашингтон, округ Колумбия: Министерство энергетики США.


EIA. 1994. Annual Energy Outlook 1994. Управление энергетической информации, Министерство энергетики США, DOE / EIA-0383 (94). Вашингтон, округ Колумбия: Министерство энергетики.

EPRI. 1993. Руководство по технической оценке TAGTM. EPRI TR-102275-VIR7. Vol. 1, Rev. 7. Пало-Альто, Калифорния: EPRI.


Frey, H.C., E.S. Рубин, У. Дивекар. 1994. Моделирование неопределенностей в передовых технологиях: применение к системе газификации угля с очисткой горячего газа. Энергия 19 (4): 449-463.


Грей, Д. 1994. Угольные заводы: обновление. Подготовлено для Sandia National Laboratories корпорацией Mitre по контракту № AF-7166. Маклин, Вирджиния: Корпорация Митра.


Мод, C. 1993. Современное производство электроэнергии - сравнительное исследование вариантов конструкции для угля.Лондон: Исследование угля Международного энергетического агентства.

Merrow, E., K.E. Филлипс и К.В. Майерс. 1981. Понимание роста затрат и снижения производительности на первых технологических предприятиях. Подготовлено Rand Corporation для Министерства энергетики США, R-2569-DOE. Санта-Моника, Калифорния: Rand Corporation.


NCC. 1994. Чистые угольные технологии для устойчивого развития. Вашингтон, округ Колумбия: Национальный угольный совет.

NRC. 1992. Национальная система моделирования энергетики.Совет по энергетике, Национальный исследовательский совет. Вашингтон, округ Колумбия: National Academy Press.


Tam, S.S., D.C. Pollock, and J.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *