CC BY
115
УДК 697.34:620.9(571.16)
ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ГАЗОВЫХ МИНИ-ТЭЦ В ЭНЕРГОДЕФИЦИТНОМ РЕГИОНЕ
© Г.Г. Лачков1, А.В. Федяев2, Ю.Е. Колегов3, С.В. Якшин4
Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, 664033, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130.
Ввиду сложившегося дефицита собственной электроэнергии, сильной зависимости экономики многих регионов РФ от поставок электроэнергии извне, относительно высоких тарифов на электрическую и тепловую энергию актуальным является вопрос развития собственной генерации на данной территории. Одним из эффективных направлений развития собственной генерации в энергодефицитном регионе с высоким уровнем газификации представляется внедрение газовых мини-ТЭЦ. В статье приведены результаты оценки экономической эффективности применения газовых мини-ТЭЦ на примере Тамбовской области. Показана эффективность ряда конкретных проектов реконструкции котельных с переводом в разряд газовой мини-ТЭЦ, а также сооружения новой газовой мини-ТЭЦ. Определены потенциальные масштабы применения в регионе мини-ТЭЦ на природном газе. Ключевые слова: регион; энергодефицит; газовая мини-ТЭЦ; эффективность; масштаб.
COST-EFFECTIVENESS OF GAS-FIRED MINI-COGENERATION PLANT USE IN ENERGY-DEFICIENT REGIONS G.G. Lachkov, A.V. Fedyaev, Yu.E. Kolegov, S.V. Yakshin4
Melentiev Energy Systems Institute SB RAS, 130 Lermontov St., Irkutsk, 664033, Russia.
Due to the insufficient power production in many regions of the Russian Federation, heavy dependence of their economy on power supply from other regions, and relatively high power and heat rates the development of their own power generation has become an urgent issue. One of the effective directions in the development of such power generation in energy-deficient regions with a high level of gasification is introduction of gas-fired mini-cogeneration plants. The paper presents the evaluation results of gas-fired mini-cogeneration plant cost-effectiveness taking Tambov region as an example. The authors demonstrate the efficiency of a number of certain projects for the reconstruction of boiler plants and their conversion to gas-fired mini-cogeneration plants, as well as the projects for the construction of a new gas-fired mini-cogeneration plant. The potential scale of natural gas-fired mini-cogeneration plant application in the region is identified. Keywords: region; shortage of energy; gas-fired mini-cogeneration plant; cost-effectiveness; scale.
Введение
Большинство регионов Российской Федерации являются энергодефицитными с точки зрения снабжения собственной электроэнергией. Это особенно характерно для европейской части нашей страны, что подтверждают данные по регионам Центрального федерального округа (ЦФО), приведенные в табл. 1.
Как видно из табл. 1, лишь шесть из восемнадцати регионов ЦФО имеют избыток собственной электроэнергии, а остальные двенадцать являются энергодефицитными. Причем дефицит электроэнергии в некоторых регионах превышает 50%. В них, как правило, высоки тарифы на электроэнергию и тепло, мал остаточный ресурс и велика изношенность основного оборудования источников тепла [1]. В то же время в этих регионах очень высок уровень газификации -свыше 70% при среднем уровне газификации по стране 65,4%.
В этих условиях представляется актуальным вопрос о целесообразности применения в таких регионах газовых мини-ТЭЦ, которые в отдельных случаях могут быть достаточно эффективными [5-7]. Сооружение в энергодефицитном регионе мини-ТЭЦ должно, с одной стороны, частично компенсировать дефицит собственной электроэнергии, а с другой, повысить эффективность местных систем теплоснабжения.
Данный вопрос рассмотрен в статье на примере Тамбовской области.
Оценка эффективности применения газовых мини-ТЭЦ в Тамбовской области
Тамбовская область обеспечена собственной электроэнергией лишь на 30%, остальные 70% потребляемой в регионе электроэнергии поступают из соседних регионов, при этом средний уровень газификации в области составляет 94%.
1Лачков Георгий Георгиевич, кандидат технических наук, главный специалист, тел.: 89148767103, e-mail: g.lachkov@isem.sei.irk.ru
Lachkov Georgy, Candidate of technical sciences, Chief Specialist, tel.: 89148767103, e-mail: g.lachkov@isem.sei.irk.ru
2Федяев Андрей Витальевич, доктор технических наук, главный научный сотрудник, тел.: 89148851799, e-mail: 1120.fed@meil.ru
Fedyaev Andrei, Doctor of technical sciences, Senior Researcher, tel.: 89148851799, e-mail: 1120.fed@meil.ru
3Колегов Юрий Евгеньевич, старший научный сотрудник, тел.: 89642886977. Kolegov Yuri, Senior Researcher, tel.: 89642886977
4Якшин Сергей Владимирович, ведущий инженер, тел.: 89149477361, e-mail: s.yakschin@isem.sei.irk.ru Yakshin Sergey, Leading Engineer, tel.: 89149477361, e-mail: s.yakschin@isem.sei.irk.ru
Таблица 1
Баланс электроэнергии регионов Ц ¡ФО за 2013 г.*
Регион Потребление, млн кВт-ч Производство, млн кВт-ч Получено из других регионов, млн кВт-ч Получено из других регионов, % Уровень газификации, % **
Белгородская область 14699,4 963,1 13736,3 93,4 96,2
Брянская область 4136,0 53,0 4083,0 98,7 84,0
Владимирская область 6983,2 1486,1 5497,1 78,7 80,0
Воронежская область 10615,9 15753,8 -5137,9 -48,4 80,1
Ивановская область 3464,3 1932,8 1531,5 44,2 75,7
Калужская область 5807,6 343,9 5463,7 94,1 87,3
Костромская область 3453,2 15216,0 -11762,8 -340,6 56,8
Курская область 7963,6 25043,2 -17079,6 -214,5 91,0
Липецкая область 11907,7 5279,6 6628,1 55,7 87,0
Московская область 41946,5 28287,3 13659,2 32,6 96,0
Орловская область 2828,3 1335,2 1493,1 52,8 91,5
Рязанская область 6351,1 9692,8 -3341,7 -52,6 89,1
Смоленская область 6105,5 23336,5 -17231,0 -282,2 70,5
Тамбовская область 3438,7 1036,6 2402,1 69,9 93,9
Тверская область 8590,0 39745,9 -31155,9 -362,7 61,2
Тульская область 9822,5 6120,3 3702,2 37,7 87,7
Ярославская область 8431,8 4233,3 4198,5 49,8 77,0
Город Москва 54808,4 47647,5 7160,9 13,1 н/д
* По данным Росстата
** По данным ООО «Газпром межрегионгаз»
Для оценки эффективности применения газовых мини-ТЭЦ в рассматриваемом регионе в качестве пилотных были выбраны следующие три проекта.
Проект реконструкции котельной филиала «Тамбовтеплосервис» ОАО «Тамбовские коммунальные системы»
Газовая котельная филиала «Тамбовтеплосервис» ОАО «Тамбовские коммунальные системы» расположена по адресу: г. Тамбов, ул. Астраханская, 191. На котельной установлены 2 котлоагрегата типа КВ-ГМ-10 (год установки - 1992). Установленная мощность котельной составляет 20 Гкал/ч, присоединенная мощность - 13,244 Гкал/ч (9,769 - отопление, 3,475 - горячее водоснабжение). Годовая выработка теплоэнергии - 34335 Гкал. КПД котлов составляет 81,2%, удельный расход электроэнергии - 32,4 кВт-ч/Гкал.
Проект реконструкции котельной предусматривает ее перевод в режим мини-ТЭЦ с использованием двух когенерационных энергоблоков на базе газотурбинных установок (ГТУ) отечественного производства мощностью 2,5 МВт каждый.
Основные параметры проекта реконструкции котельной:
• устанавливаемая мини-ТЭЦ (2х2,5 МВт) работает в базовом режиме на покрытие тепловой нагрузки по горячему водоснабжению (ГВС) и частично на покрытие тепловой нагрузки по отоплению подключенных объектов, при этом вырабатывает электроэнергию для нужд города (число часов совместной выработки тепла и электроэнергии - 4000 в год);
• существующие котлы газовой котельной переводятся в пиково-резервный режим на покрытие остальной тепловой нагрузки подключенных объектов по отоплению и вентиляции;
• выработка мини-ТЭЦ за год должна составить порядка 20 млн кВт-ч электроэнергии и 35 тыс. Гкал тепловой энергии.
Проект реконструкции котельной «Новая пром-площадка» в г. Мичуринске
Газовая котельная «Новая промплощадка» МУП «Теплосервис» г. Мичуринска обеспечивает централизованное теплоснабжение прилегающего жилого фонда общей площадью 163232 м2. На котельной установлены 3 котлоагрегата типа ПТВМ-30М (год установки - 1970). Установленная мощность котельной составляет 105 Гкал/ч, присоединенная мощность -17,0 Гкал/ч (13,68 - отопление, 3,32 - ГВС). Годовая выработка теплоэнергии - 51189 Гкал. КПД котлов составляет 83,73%, удельный расход электроэнергии - 52,75 кВт-ч/Гкал.
Проект реконструкции котельной предусматривает перевод ее в режим мини-ТЭЦ с использованием трех когенерационных энергоблоков на базе ГТУ отечественного производства мощностью 2,5 МВт каждый.
Основные параметры проекта реконструкции котельной:
• устанавливаемая мини-ТЭЦ (3х2,5 МВт) работает в базовом режиме на покрытие тепловой нагрузки по ГВС и частично по отоплению подключенных объектов, при этом вырабатывает электроэнергию для нужд города (число часов совместной выработки теп-
ла и электроэнергии - 4500 в год);
• существующие котлы газовой котельной переводятся в пиково-резервный режим на покрытие остальной тепловой нагрузки подключенных объектов по отоплению и вентиляции;
• выработка мини-ТЭЦ за год должна составить порядка 34 млн кВт-ч электроэнергии и 52 тыс. Гкал тепловой энергии.
Проект сооружения новой мини-ТЭЦ сахарного завода в г. Бокино
Рассмотрен проект сооружения газовой мини-ТЭЦ с использованием шести когенерационных энергоблоков на базе газо-поршневых установок (ГПУ) зарубежного производства мощностью 1,95 МВт каждый для нужд планируемого к строительству нового сахарного завода в с. Бокино Тамбовского района. Проектная электрическая нагрузка Бокинского сахарного завода составляет 12 МВт при годовом числе часов максимальной нагрузки - 3000. Проектная тепловая нагрузка составляет 15 Гкал/ч (12,7 - отопление, 2,3 - ГВС).
Основные параметры проекта сооружения мини-ТЭЦ:
• мини-ТЭЦ (6х1,95 МВт) работает в базовом режиме на покрытие тепловой нагрузки по отоплению и ГВС подключенных объектов;
• дополнительную потребность систем отопления и вентиляции объектов будет покрывать пиковая газовая котельная;
• устанавливаемая мини-ТЭЦ (число часов совместной выработки тепла и электроэнергии - 3000 в год) вырабатывает электроэнергию для нужд завода и населенного пункта;
• выработка мини-ТЭЦ за год должна составить порядка 35 млн кВт-ч электроэнергии и 45 тыс. Гкал тепловой энергии.
Методика и критерии оценки эффективности проектов (чистый дисконтированный доход, максимальная норма внутренней доходности и минимальный срок окупаемости) приняты в соответствии с методическими рекомендациями [2], адаптированными к расчету систем электро- и теплоснабжения [3] на стадии
прединвестиционных исследований.
В расчетах использовалась следующая экономическая информация: жизненный цикл (экономически рентабельный) теплоснабжающих систем с мини-ТЭЦ принят равным 20 годам; предполагается, что изготовление оборудования, подготовка площадки, монтаж и пуско-наладочные работы с выходом на полную тепловую нагрузку заканчиваются к началу 3-го года; амортизация - 5%; ставка дисконтирования - 10%; ставка налога на прибыль - 20%; ставка налога на добавленную стоимость - 18%; ставка налога на имущество - 2,2%; отчисления в страховые фонды - 30%; цены на газ - 4530,5 руб./ 1000 м3; тариф на электроэнергию - 2,57 руб./кВтч; тариф на тепловую энергию в г. Тамбове - 1605,80 руб./Гкал, в г. Мичуринске -2005,86 руб./Гкал, в г. Боково - 2517,36 руб./Гкал.
Капитальные затраты на реконструкцию газовой котельной с переводом в режим мини-ТЭЦ, а также на сооружение новой мини-ТЭЦ состоят из следующих основных частей: стоимости блочно-модульной мини-ТЭЦ в стандартной комплектации; затрат на строительно-монтажные и пуско-наладочные работы; затрат на разработку ТЭО и прединвестиционные работы.
Стоимость блока мини-ТЭЦ на базе ГТУ определена по удельным показателям на единицу установленной мощности, которые составляют в зависимости от типа блока порядка 1100-1800 долл./кВт (в ценах 2013 г.) (табл. 2).
Цены на газо-поршневые электростанции зарубежных фирм-изготовителей устанавливаются на договорной основе и зависят от комплектации, дополнительных коммерческих услуг и величины партии заказа. Для технико-экономических расчетов строительства мини-ТЭЦ в г. Боково принят уровень средней цены (цены 2010 г. с пролонгацией) по сметной стоимости установки на основе прайс-листов фирмы-поставщика (табл. 3). Эти цены соответствуют мировым ценам на энергетическое оборудование такого класса.
Таблица 2
Технико-экономические показатели мини-ТЭЦ на базе ГТУ_
Тип оборудования Мощность Удельный расход топлива, кг у.т./кВтч Удельные капвложения, долл./кВт
электрическая, МВт тепловая, Гкал/ч
ГТУ-2,5р 2,5 3,75 0,45 1800
ГТУ-6р 6 11,7 0,4 1600
ГТУ-8р 8 15 0,44 1400
ГТУ-16р 16 29 0,4 1150
ГТУ-32р 25 38 0,38 1100
ГТУ-2,5п 2,5 6 0,563 1800
ГТУ-4п 4 8 0,497 1700
Таблица 3
Технико-экономические показатели мини-ТЭЦ на базе ГПУ_
Блок мини-ТЭЦ Установленная мощность Стоимость блока, млн руб. Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии, кг у.т./кВтч
электрическая, МВт тепловая, Гкал/ч
ЛМБ-616 1,95 1,785 54-60 0,293
В капитальные вложения включены: стоимость объектов транспортного хозяйства и связи (1%); внут-риплощадочные дороги (1%); вертикальная планировка и благоустройство (2,5%); временные здания и сооружения (2,5%); содержание дирекции и технический надзор (0,4%); проектно-изыскательские работы (4%); прочие затраты (3,5%) и непредвиденные расходы (5%).
Капитальные затраты в объекты для выдачи мощности мини-ТЭЦ в электрическую сеть города (до ближайшей подстанции 10 кВ) определены по укрупненным показателям стоимости и по проектам-аналогам. Для рассматриваемых существующих котельных затраты в тепловые сети, необходимые для подключения к ним мини-ТЭЦ, приняты в размере 10 млн руб.
При расчете эксплуатационных затрат были учтены расходы: на топливо; оплату труда обслуживающего персонала; затраты на капитальный ремонт; амортизационные отчисления; затраты на собственные нужды; прочие издержки.
Удельный расход топлива принят: для газовых пиковых котельных - 0,16 т у.т./Гкал; для мини-ТЭЦ - в зависимости от выбранного типа блока и КПД (см. табл. 2, 3).
Численность персонала мини-ТЭЦ принята на основании данных производителей. Численность персонала существующей газовой котельной и службы тепловых сетей дополнительно учитывается исходя из 1 штатной единицы на 1 Гкал/ч пиковой нагрузки, а на мини-ТЭЦ - в зависимости от количества блоков. Средняя месячная заработная плата принята из расчета 30000 руб./мес.
Для эксплуатации одного отечественного блока ГТУ на ТЭЦ требуется 4 смены, состоящих из 4 человек, для блоков мощностью 2,5-4 МВт (минимально это - инженер-электронщик, техник-электрик, оператор и моторист). Кроме того, необходимо 2 человека управленческого персонала. Количество обслуживающего персонала не учитывается. При этом также считается, что слесари по ремонту электротехнического и механического оборудования, а также рабочие ремонтных мастерских входят в численность персонала существующей котельной и служб эксплуатации тепловых и электрических сетей. При большем количестве блоков численность управленческого персонала не возрастает, и в каждой смене есть инженер-электронщик и техник-электрик по одному на всю станцию. Количество эксплуатационного персонала мини-ТЭЦ для аналогичных зарубежных установок составляет 2 человека в смену при работе в четыре смены. В принципе используемая на зарубежных блоках автоматика позволяет управлять станцией дистанционно (без операторов).
Затраты на ремонт приняты в размере 0,3% от капиталовложений. Затраты на собственные нужды рассчитываются по стоимости электроэнергии, расходуемой на собственные нужды, исходя из расчета 25 кВтч на 1 Гкал выработанного тепла. Прочие издержки приняты в следующих размерах: 3% от капиталовложений плюс затраты, связанные с расходом масла.
По результатам расчетов рассмотренные проекты показали относительно высокую экономическую эффективность (табл. 4).
Таблица4
Основные технико-экономические показатели проектов_
Наименование котельной и конфигурация мини-ТЭЦ Годовое производство тепла/электроэнергии, тыс. Гкал/ млн кВтч Годовой расход топлива, млн м3 Капвложения в основное оборудование, млн руб. Чистый дисконтированный доход, млн руб. Внутренняя норма доход-ности,% Срок окупаемости, лет
Котельная «Тамбовтеплосервис»; мини-ТЭЦ (2хГТУ-2,5р) в г. Тамбове 35,0/20,0 7,29 270 149 17,0 8
Котельная «Новая промплощадка»; мини-ТЭЦ (3хГТУ-2,5р) в г. Мичуринске 52,0/33,75 11,46 405 416 23,0 6
Мини-ТЭЦ (6хЛМБ-616) сахарного завода в с. Бокино 45,0/35,0 9,53 702 296 16,0 8
При принятых соотношениях цен на газ, тарифов на тепло- и электроэнергию, а также базовых ценах на отечественные ГТУ, соответствующих ценам мирового рынка энергетического оборудования, проекты реконструкции газовых котельных с переводом в режим мини-ТЭЦ с числом часов использования установленной мощности 4000-4500 в год могут быть достаточно эффективными (срок окупаемости проектов равен 6-8 годам, а внутренняя норма доходности 23-17%). При увеличении числа часов использования эффективность модернизации котельной с переводом в режим мини-ТЭЦ может быть выше.
При принятых соотношениях цен на газ, тарифов на тепло- и электроэнергию, а также базовых ценах на импортные ГПУ проект сооружения новой мини-ТЭЦ с числом часов использования установленной мощности порядка 3000 в год по графику загрузки сахарного завода также может быть относительно эффективным (срок окупаемости проекта равен 8 годам, внутренняя норма доходности - 16%). При увеличении числа часов использования эффективность сооружения мини-ТЭЦ соответственно может быть выше.
Оценка масштабов применения газовых мини-ТЭЦ в Тамбовской области
Для оценки масштабов применения газовых мини-ТЭЦ были проанализированы десятки теплоисточников региона. Проведенный анализ состава и характеристик существующих коммунальных источников тепла в городах и районах Тамбовской области, а также источников тепла существующих и планируемых новых промышленных и сельскохозяйственных предприятий показывает, что в регионе имеется достаточно большое количество потенциальных объектов для реконструкции с переводом в мини-ТЭЦ и для сооружения новых мини-ТЭЦ.
В табл. 5 приведены сводные данные по рассчитанному потенциалу развития газовых мини-ТЭЦ в Тамбовской области с разбивкой по группам потреби-
телей энергоресурсов (коммунально-бытовые потребители, промышленные и сельскохозяйственные предприятия).
Потенциально на территории Тамбовской области может найти применение достаточно большое количество газовых мини-ТЭЦ. Как следует из табл. 5, в регионе могут быть построены газовые мини-ТЭЦ суммарной мощностью до 560 МВт. Это может обеспечить выработку около 1840 млн кВтч дополнительной электроэнергии и снизить энергодефицит до 46,5%. Реализация таких масштабов мини-ТЭЦ потребует 250 млн м3 природного газа в год, что также является положительным с точки зрения повышения спроса на природный газ и загрузки газопроводов, так как построенные в период 2005-2015 гг. в рамках Программы газификации регионов РФ газопроводы протяженностью более 25 тыс. км к настоящему времени загружены лишь на 27% [4].
Для определения реальных масштабов сооружения мини-ТЭЦ в Тамбовской области необходима детальная проработка каждого конкретного проекта. При этом, учитывая инвестиционные возможности, наиболее вероятной реализация таких проектов представляется в промышленности и сельском хозяйстве.
Заключение
1. Ввиду сложившегося дефицита собственной электроэнергии, сильной зависимости экономики многих регионов от поставок электроэнергии извне, относительно высоких тарифов на электрическую и тепловую энергию актуальным является вопрос развития собственной генерации на данных территориях. Одним из эффективных направлений развития собственной генерации в энергодефицитном регионе с высоким уровнем газификации представляется внедрение газовых мини-ТЭЦ, в том числе путем реконструкции действующих котельных с переводом их в режим мини-ТЭЦ.
Сфера потребления энергии Количество блоков, шт. Установленная мощность, МВт Выработка электроэнергии, млн кВт-ч Выработка тепла на мини-ТЭЦ, тыс. Гкал Выработка тепла на пиковых котельных, тыс. Гкал Суммарный расход топлива, тыс. т у.т.
Коммунально-бытовые потребители 127 378,5 1209,5 2077,1 1358,2 761,6
Промышленность 24 138,5 463,5 853,1 5191,0 1026,4
Сельское хозяйство 10 42,0 168,0 308,0 101,1 85,4
Итого по области 161 559,0 1841,0 3238,1 6650,3 1873,3
Таблица 5
Потенциал развития газовых мини-ТЭЦ в Тамбовской области
2. Проведенная оценка пилотных проектов реконструкции газовых котельных с переводом в мини-ТЭЦ, а также сооружения новой мини-ТЭЦ в Тамбовской области показала относительно высокую их эффективность.
3. Проведенный анализ состава и характеристик существующих источников тепла Тамбовской области, а также источников тепла существующих и планируемых новых промышленных и сельскохозяйственных предприятий показал, что на территории региона потенциально может найти применение достаточно большое количество газовых мини-ТЭЦ - до 560 МВт суммарной мощности. Это может обеспечить выработку около 1840 млн кВтч дополнительной электро-
энергии и снизить энергодефицит до 46,5%. Реализация таких масштабов мини-ТЭЦ потребует дополнительно до 250 млн м3 природного газа в год, что будет способствовать повышению загрузки газопроводов и спроса на природный газ.
4. Для определения реальных масштабов сооружения мини-ТЭЦ в энергодефицитном регионе необходима детальная проработка каждого конкретного проекта с оценкой его экономической эффективности. При этом, учитывая инвестиционные возможности, наиболее вероятной реализация таких проектов представляется в промышленности и сельском хозяйстве.
Статья поступила 30.06.2015 г.
Библиографический список
1. Башмаков И.А. Анализ основных тенденций развития систем теплоснабжения в России и за рубежом [Электронный ресурс]. URL: http://www.cenef.ru/file/Heat.pdf (04.06.2015).
2. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов: (вторая редакция) / Мин. экон. РФ [и др.]; авт. кол.: В.В. Косов, В.Н. Лившиц, А.Г. Шахназаров. М.: ОАО «НПО Изд-во «Экономика», 2000. 421 с.
3. Методические рекомендации по применению унифицированных подходов к оценке экономической эффективности инвестиционных проектов ОАО «Газпром» в области тепло-и электроэнергетики. М.: Изд-во ОАО «Газпром», 2009. 45 с.
4. Миллер А.Б. О реализации программы газификации регионов Российской Федерации [Электронный ресурс]. URL: http:// government.ru/news/18596/ (04.06.2015).
5. Федяев А.В., Колегов Ю.Е., Сендеров А.М. Особенности реконструкции и модернизации систем централизованного теплоснабжения г. Нариманов Астраханской области // Вестник ОАО «Промгаз». 2005. Вып. 1. С. 73-80.
6. Федяев А.В., Колегов Ю.Е., Сендеров А.М. Разработка технико-экономических предложений по реконструкции и модернизации систем теплоснабжения г. Ахтубинска в связи с газификацией // Вестник ОАО «Промгаз». 2005. Вып. 1. С. 62-72.
7. Эффективность применения газотурбинных технологий в условиях разработки небольших нефтегазоконденсатных месторождений Иркутской области / А.М. Карасевич, Г.Г. Лачков, А.В. Федяев, О.Н. Федяева // Теплоэнергетика. 2012. № 2. С. 41-45.
УДК 628.165.081
ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОБЛЕМЫ ПОВЫШЕННЫХ РАСХОДОВ ВОДЫ МЕМБРАННЫХ УСТАНОВОК НА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ
© А.В. Нахабо1, Е.В. Самаркина2
Иркутский национальный исследовательский технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
Проведен анализ проблемы существования высоких собственных нужд при эксплуатации комбинированных мембранных установок на производстве. Рассмотрены различные причины, влияющие на увеличение затрат количества воды на собственные нужды при реальной работе мембранных систем, в сравнении с расчетными значениями. Для снижения собственных нужд установки мембранной фильтрации в период минимальных нагрузок предложен метод консервации блоков обратного осмоса. Показана эффективность применения данного метода. Для исследования влияния старения мембран на расходы воды на собственные нужды проведены испытания обратноосмотического элемента на лабораторной установке. По результатам испытаний и анализа загрязнений предложена технология промывки для восстановления рабочих характеристик мембран. Ключевые слова: водоподготовка; мембранные технологии; комбинированные мембранные установки; обратный осмос; собственные нужды; аутопсия; лабораторные установки.
EXPLORING THE PROBLEM OF INCREASED AUXILIARY WATER CONSUMPTION IN MEMBRANE SYSTEMS A.V. Nakhabo, E.V. Samarkina
Irkutsk National Research Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074, Russia.
1Нахабо Анна Вадимовна, аспирант, тел.: 89021705249, e-mail: nahabo.av@mail.ru Nakhabo Anna, Postgraduate, tel.: 89021705249, e-mail: nahabo.av@mail.ru
2Самаркина Екатерина Владимировна, кандидат технических наук, доцент кафедры теплоэнергетики, тел.: 89025115775, e-mail: katsamar@rambler.ru
Samarkina Ekaterina, Candidate of technical sciences, Associate Professor of the Department of Heat Power Engineering, tel.: 89025115775, e-mail: katsamar@rambler.ru
