Технико-экономическая оценка внедрения энергосберегающих проектов (на примере Забайкальского края) Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

наряду с отсутствием прямой взаимосвязи с основной тепловой схемой ТЭС (за исключением линии подпитки контура обессоленной воды) являются преимуществами данной схемы по сравнению с утилизацией низкопотенциальной теплоты обратной сетевой воды и технической воды, охлаждающей конденсатор паровой турбины в обход градирни.

4. Особенность предложенного варианта применения теплового насоса на тепловых электростанциях — прямая зависимость режима работы теплонасосной установки от электрической нагрузки генератора.

5. Наиболее эффективным с точки зрения коэффициента преобразования энергии и расхода

приемника низкопотенциальной теплоты является режим работы конденсатора теплового насоса 50/70, предусматривающий использование теп-лоприемникадля горячего водоснабжения.

6. Для повышения маневренности ТНУ, применяемой в системе охлаждения генератора, предусмотрен режим работы ТН + ВВТО, предполагающий возможность перераспределения расходов обессоленной воды между испарителем теплового насоса и водоводяным теплообменником, охлаждаемым технической водой.

7. Единообразие замкнутых систем воздушного охлаждения для турбогенераторов позволяет применять исследованную схему на любых тепловых электростанциях.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Боровков, В.М. Эффективность применения тепловых насосов на тепловых электростанциях с парогазовыми установками [Тексту учебное пособие / В.М. Боровков, А. Аль-Алавин.— СПб.: Изд-во Политехн. ун-та, 2008.— 264 с.

2. Вольдек, А.Н. Электрические машины ¡'1скст|

/ АН. Вольдек— J1.: Энергия, 1978.— 832 с.

3. Соколов, Е.Я. Энергетические основы трансформации тепла и процессов охлаждения ¡'Iскст |: учебное пособие / Е.Я. Соколов, В.М. Бро-дянский.— 2-е изд., перераб. и доп.— М.: Энергоиз-дат, 1981,- 320 с.

УДК 620.92; 620.9:662.62; 620.9:662.92

М.С. Басс

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ВНЕДРЕНИЯ ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ ПРОЕКТОВ

(на примере Забайкальского края)

По оценкам, принятым в «Энергетической стратегии России на период до 2020 года», утвержденной распоряжением № 1234-р Правительства Российской Федерации от 28 августа 2003 года, существующий потенциал энергосбережения составляет 360—430 млн т у.т., или 39—47 % текущего внутреннего потребления первичной энергии. Почти третья часть его сосредоточена в отраслях ТЭК (в том числе четверть — в электроэнергетике и теплоснабжении), еще 35—37 % — в промышленности и 25—27 % — в жилищно-коммунальном хозяйстве.

Чтобы оценить эффективность использования тепловой энергии необходимо рассматривать весь комплекс — источники, тепловые сети

и потребители, как в совокупности, так и по отдельности. Каждый объект данного комплекса имеет свой потенциал энергосбережения, эффективность его работы влияет и на остальные составляющие.

Существуют два основных источника централизованного теплоснабжения — котельные и ТЭС.

Тепловые электрические станции представляют собой достаточно совершенное производство, отвечающее технологическому уровню времени их постройки. Разумеется, большинство станций морально и физически устарело, и требуется их серьезная модернизация или введение новых мощностей.

Наиболее сложная ситуация сложилась в котельных, работающих на углях, особенно на объектах, находящихся на балансе муниципальных образований. Отсутствует достоверная информация о типах котлов, их паспортных характеристиках, не говоря уже о фактическом состоянии оборудования (что можно оценить только после режимных испытаний).

Разработана упрощенная методика расчета нормативов удельных расходов топлива по отопительным котельным Забайкальского края [1]. Она позволяет с достаточно высокой точностью без проведения режимно-наладочных работ определить средневзвешенный норматив удельного расхода топлива для котельной в условиях Забайкальского края исходя только из вида топлива, количества котлоагрегатов, годового отпуска тепла и установленной мощности котельной или котлоагрегатов. Причем весь расчет легко автоматизировать. Предлагаемая методика хорошо подходит для предварительной оценки характеристик котельных, находящихся на балансе предприятий, административных районов и региона в целом. Кроме того, полученные зависимости могут быть использованы при комплексном исследовании систем централизованного теплоснабжения, а также для оценки годовых эффектов от внедрения энергосберегающих мероприятий как на котельных и тепловых сетях, так и у потребителей тепловой энергии. Методика легко адаптируется под условия любого региона.

В Забайкальском крае в различных отраслях и ведомствах по данным Забайкалкрайстат [2] эксплуатируется 1107 котельных тепловой мощностью от 0,5 до 20 Гкал/ч. Кроме того, более 22 котельных имеют теплопроизводителыюсть выше 20 Гкал. На котельных установлено 2701 котло-агрегат. Доля потребления бурого угля 98,15 % (6 878 769 т), а каменного - 1,85 % (129645 т).

Проведенные обследования большого числа котельных выявили, что реальный их КПД лежит в пределах 49—64 % при норме 70—75 %. Для предварительного установления причин низкой экономичности работы котельного агрегата возьмем 1 котел мощностью £> = 1,16 МВт (1 Гкал/ч), работающий на харанорском угле с теплотой сгорания <2р 11467 кДж/кг « 2730 ккал/кг с паспортным КПД 75 %. Цена топлива 700 руб./т.

Если фактический КПД (после испытания) составляет 60 %, то документально необоснованный пережог топлива будет 87,4 т в месяц или свыше 60 тыс. руб в месяц с одного котла:

= ^__Ц6^ =

Ллкбр 0,15-11,467-10 = 0,135 кг/с « 87,4т/мес.

Основные выявленные недостатки работы котлоагрегатов

1. Ни один котел не несет номинальную нагрузку (нагрузка меньше на 30—90 %).

2. У всех котлов на всех режимах завышены расходы воздуха, что приводит к снижению нагрузки и к увеличению потерь с уходящими газами.

3. По причине неудовлетворительного режима горения наряду с повышенным расходом воздуха фиксировались значительные концентрации монооксида углерода. С одной стороны, воздуха много, а с другой, его не хватает для полного сгорания топлива по причине плохого перемешивания.

4. В ряде случаев выявлено неудовлетворительное состояние обмуровок котлов.

5. На некоторых котлах температура уходящих газов превышает допустимые значения, что приводит к существенному снижению КПД. Вместе с тем наблюдались случаи, когда температуры уходящих газов были ниже точки росы (на небольших нагрузках), что служит причиной коррозии хвостовых поверхностей нагрева, газоходов, дымососов и дымовой трубы.

6. Отсутствие топливоподготовки.

7. Отсутствие водоподготовки, что отрицательно сказывается как на поверхностях нагрева котлоагрегатов, так и на состоянии тепловых сетей и внутренних коммуникациях зданий.

Мероприятия по повышению КПД можно условно разделить нарежимно-наладочные, ре-конструкционные и модернизационные. Последние два вида сложно оценить, так как данные работы существенно зависят от конкретного котельного оборудования. Для оценки эффективности работ по наладке котлоагрегатов вначале необходимо определить отпуск тепла с коллекторов котельной, Гкал:

О =Оср

'о Л

V бгод

где О',

,ср янв

средняя нагрузка в январе, Гкал/ч;

относительный расход, приходя-

(о

V бгод уянв

гцийся на январь; тянв — число часов работы оборудования в январе (744 ч).

Экономия денежных средств при изменении КПД котлоагрегата (в тыс. руб.)

419 Ц,^

1

лбр

11ка

1

(Л?. У

низшая

где Цт — стоимость топлива, руб/т; ()р

теплота сгорания топлива, кДж/кг; ^а, (Лка)'

КПД котла (котельной) до и после внедренных мероприятий, %.

Была произведена оценка режимно-наладоч-ныхработ применительно к котлоагрегатам, работающим на буром, каменном углях и на мазуте (принято, что режимно-наладочные работы позволят повысить КПД котла на 5 %. Результаты представлены в табл. 1).

Ориентируясь на данные таблицы, можно сделать вывод, что в первую очередь наиболее выгодны при проведении наладочных работ котлы с большой мощностью.

Чем ниже начальный КПД котла, работающего на одном виде топлива, тем больше эффективность от мероприятий, направленных на повышение экономичности его работы. Скажем, при увеличении КПД на 5 % при начальном его значении 50 % экономия топлива для котла мощностью 1 Гкал/ч будет 71 т у. т./год, при 60 % — 50 тут/год, при 70 % — 37,2 т у. т./год. Т. е. чем хуже изначально работает котел, тем эффективнее проведение мероприятий по повышению его работы.

Котлы одной мощности, работающие на различных видах топлива, имеют различные технико-экономические показатели при внедрении мероприятий, направленных на повышение их КПД: наиболее выгодно внедрять их при работе на мазуте, затем — на буром угле, на последнем месте — на каменном угле. Это связано в основном со стоимостью топлива (самым дорогим является мазут); даже незначительная его экономия приводит к резкому снижению срока окупаемости выполняемых работ. Стоимости же каменного и бурого угля относительно одинаковы, но изначальный КПД котлоагрегатов, работающих на каменном угле, выше.

Современные российские системы централизованного теплоснабжения характеризуются значительными потерями при транспортировке и распределении тепловой энергии. Были проведены тепловые испытания ряда тепловых сетей Забайкальского края. Установлено, что реальные тепловые потери превышают норма-

Таблица 1

Общий ресурс экономии ГЭР на котельных Забайкальского края

Значения показателей

Показатели Ед. измерения для котельных разной мощности

до 3 Гкал/ч от 3 до 20 Гкал/ч свыше 20 Гкал/ч Всего

Число источников тешоснабжения шт 948 159 22 1129

Стоимость ноадочных работ млнруб 91,9 18,2 2,9 113,0

Суммарная мощность источников теплоснабжения Гкал/ч 1131,3 1130,2 865,4 3126,9

Экономия тошшва при ^еличении КПД на 5 % тыс.т у.т./год 56,6 56,5 43,3 156,4

Экономия денежных средств при увеличении ЮТД на 5 % млнруб 108,7 108,6 83,1 300,4

Срок окупаемости лет месяц 0,846 10,15 0,167 2,01 0,035 0,42 0,376 4,51

тивные расчетные на 24—28 %; причем расчетные нормы приняты для периода с 1959 по 1990 год, что уже давно не соответствует современным требованиям, предъявляемым к тепловой изоляции.

Уменьшение потерь тепла — главнейшее средство экономии топлива на пути от источника до потребителя. Опыт эксплуатации тепловых сетей в России показывает, что до 50 % транспортируемой теплоты не доходит до потребителя из-за нарушения теплоизоляции и утечек теплоносителя. После развала СССР практически полностью прекратились плановые замены трубопроводов. Состояние как самих труб, такитеп-ловой изоляции плачевно. Местами сети могут быть затопленными, кое-где полностью отсутствует изоляция или находится в таком состоянии, когда ни о какой эффективной передаче тепловой энергии нет и речи.

Один из способов улучшения ситуации — восстановление изоляции путем ее замены. Для технико-экономической оценки эффективности мероприятий по замене тепловой изоляции необходима адекватная методика расчета затрат. Наиболее точную методику можно предложить для конкретного региона, имеющего свои климатические и технологические особенности.

Протяженность тепловых и паровых сетей в Забайкальском крае (в двухтрубном исчислении) — 2005,2 км. Из них с условным диаметром до 200 мм - 1505,7 км (75,1 %), от 200 до

400 мм - 333,8 км (16,6 %), от 200 до 600 -125,3 км (6,3 %), более 600-40,4 км (2 %) [2]. На балансе ведущей энергетической компании региона ОАО — «ТГК-14» находится 84 %.

Для определения оптимального теплоизоляционного материала был разработан программный комплекс по расчету экономической толщины изоляции и тепловых потерь теплосетей. В нем были использованы нормативные методы, разработанные Е.П. Шубиным [3], с учетом методики определения затрат при замене теплоизоляции тепловых сетей для условий Забайкальского края [4].

В качестве примера применения данной методики рассмотрим систему теплоснабжения г. Читы, самую крупную в Забайкальском крае. Источники теплоснабжения в ней— ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 ОАО «ТГК-14».

В ходе расчетов были найдены затраты (табл. 2) на приобретение экономически оптимальных количеств теплоизолятора и покрывного слоя при воздушной и подземной прокладке для различных типов изоляции (ППБ — пено-полимербетон; ППУ — пенополиуретан; АПБ — армопенобетон; МВ — минеральная вата; ВП — вспененный полиэтилен; ФП — фенольный по-ропласт).

На основе расчетов, произведенных с помощью разработанного программного комплекса, можно сделать вывод о том, что наиболее эффективный и экономичный из выбранных теплоизоляционных материалов — это вспененный

Таблица 2

Тепломагистраль Показатели для р^ных тштов изоляции

ППБ ППУ АПБ МВ ВП ФП

Финансовые затраты, млн руб

ТЭЦ-1 — город 51,434 54,183 44,199 41,837 42,514 50,514

ТЭЦ-1 — КСК 30,370 25,529 24,312 24,312 24,483 28,855

ТЭЦ-2 — город 20,722 21,346 18,155 17,381 17,395 20,249

В сумме 102,526 101,058 86,666 83,530 84,393 99,618

Срок окупаемости, лет

ТЭЦ-1 —город 9,586 9,532 6,91 6,305 6,272 8,855

ТЭЦ-1 — КСК 11,961 9,229 7,683 7,378 7,245 10,416

ТЭЦ-2 — город 12,161 11,338 8,489 7,789 7,596 10,907

В сумме 10,67 9,78 7,408 6,868 6,78 9,642

Рентабельность, % 9,373 10,225 13,499 14,561 14,75 10,372

Экономические показатели замены изоляции в г. Чита

полиэтилен (это подтверждают и выводы по значениям тепловых потерь, а также по прибыли и сроку окупаемости). Ему незначительно уступает минераловатная изоляция. Самым нецелесообразным является теплоизолирующий материал из полимерпенобетона, так как у него самые высокие тепловые потери.

Однако при конечном выборе теплоизоляционного материала следует исходить не только из вышеприведенных факторов, но и учитывать требования, предъявляемые к теплоизоляционным материалам и конструкциям: эксплуатационную надежность и долговечность; пожарную и экологическую безопасность; простоту нанесения на трубопроводы.

Вспененный полиэтилен отвечает почти всем этим требованиям. К его недостаткам можно отнести то, что он, наиболее эффективный при применении уже готовых труб в изоляции, при замене старой изоляции труб оказывается наиболее трудоемким и требует определенной подготовки персонала.

Минераловатная изоляция лишена этих недостатков. Ее главный недостаток — высокое влагопоглощение, но с применением качественного покрывного слоя и при соблюдении всех норм монтажа этот недостаток исчезает.

В ходе проведения энергоаудитов потребителей были выявлены три основные направления внедрения энергосберегающих мероприятий: автоматизация тепловых узлов, замена окон, утепление ограждающих конструкций зданий.

Для оценки эффективности замены элементов ограждающих конструкций предлагается следующая методика:

1. Вначале определяется расчетная нагрузка здания. Для этого можно воспользоваться методикой нахождения расчетной нагрузки отопления здания по его наружному объему [5].

Расчетную нагрузку отопления здания по его наружному объему (20, Вт(ккал/ч), вычисляют по формуле

Удельные теплопотери

0о=Чо "'н )> (1)

где с/о — удельные теплопотери (удельная отопительная характеристика) жилых и обществен-

о

ных зданий при tu = —30 С, ВтДм'-К) [ккал/

о

(ч-м_- С)]; К— объем здания по наружному обмеру, м3; (в — расчетная температура внутреннего воздуха отапливаемых помещений, °С; tll — расчетная для отопления температура наружного воздуха, °С.

Удельные теплопотери (д0 ) жилых и общественных зданий, построенных после 1958 года, для климатических районов с расчетной (для отопления) наружной температурой tu = —30 "С приведены в табл. 3.

Удельные теплопотери жилых и обществен-

о

ных зданий с наружным объемом У> 3000 для этого же климатического района могут быть приблизительно определены по эмпирической формуле

о

где К— объем здания по наружному обмеру, ; а, я — коэффициенты.

Для зданий, построенных до 1958 года, т. е. более утепленных, можно принять я = 6; а = = 1,85'вт/(м2'83-К) [1,6 ккал/(м2'83-ч-°С)]; для зданий строительства после 1958 года — я = 8; а= 1,52Вт/(м2'875-К) [1,3 ккал/(м2'875-°С)].

Для районов с другой расчетной температурой для отопления вводятся поправочные коэффициенты р к значениям д0:

$=1,2 при?н>- 10°С; р= 1,1 при?н-20°С; р = 0,9 при ?н < - 40 °С.

На следующем этапе определяется снижение тепловых потерь через ограждающую конструкцию при соответствующей расчетной для отопления температуре наружного воздуха:

Таблица 3

х и общественных зданий

Этажность здания 1 2-3 4-5 6 и более

Удельные теплопотери, Вт/(м3-К) [га:ал/(чм3оС)] 0,7-0,8 0,6-0,7 0,47-0,58 0,4-0,5 0,42-0,47 0,36-0,4 0,35-0,41 0,3-0,35

1 1

я

WJ

('в -'н \

(3)

где ^ ¥ — сумма площадей заменяемого элемента ограждающей конструкции, м2; /?,, Яп — термическое сопротивление теплопередаче ограждающих конструкций соответственно до и после

? о

замены , м • С/Вт.

3. Последним определяется количество тепла, сэкономленного за отопительный сезон. На рис. 1 и 2 приведены зависимости отно-

6мсс

сительных тепловых нагрузок

О,,

■ = f{%) в те-

чение года с учетом и без учета нагрузки горячего водоснабжения (ГВС).

Зависимость теплоты от времени для любого объекта можно описать следующей формулой:

Qm

Qt

cos

год \

Т

-2п

+ 1 + 0ГВС

0П

2 bQn

где ттах — момент времени, к которому достигается наибольшая нагрузка <2тах; Т — продолжительность года; дгвс — доля выработанной теплоты, идущей на горячее водоснабжение; а и Ь — эмпирические коэффициенты.

Достаточная точность в случае работы источника теплоснабжения на угле достигается при а = 3/2 и Ь= 1,35, а при работе на мазуте — а = = 1,4 и Ь= 1,47.

Размерность времени может быть любая — месяцы, дни, часы.

Зная снижение тепловых потерь через ограждающую конструкцию, соответствующие ра-

^мес/^гол 18 16 14 12 10

XV \ / \ \ !г \ \ s \ v\ ч\ \\ /7 // / / / /

\\ г / / J

\\ V V / / / /

\\ \\ // / /

\\ \\ //

--1- V ч- д -h у/ /

0 744 1416 2160 2880 3624 4344 5088 5832 6552 7296 8016 8760 Часы

Рис. 1. Зависимость относительной тепловой нагрузки без ГВС в течение года: - -■---факт; —*--расчет

QwJQ ГС

12 10 8 6 4 2 0

Г \\ J \\ /

\\

\ \

vV

\\

\ \ у

0 744 1416 2160 2880 3624 4344 5088 5832 6552 7296 8016 8760 Часы

Рис. 2. Зависимость относительной тепловой нагрузки с ГВС в течение года: - -■---факт; —*--расчет

счетной (для отопления) температуре наружного воздуха можно найти ежемесячные значения от-

пуска тепловой энергии: А(2М

^мсс

АО

Данные значения суммируются, и получается значение снижения тепловых потерь в течение года.

Зная стоимость 1 Гкал или 1 кВт, легко определить экономию в денежном эквиваленте.

Проведенные исследования позволили сделать следующие выводы:

1. Самое эффективное энергосберегающее мероприятие для Забайкальского края в комплексе котельная — сеть — потребитель — это наладка котельного оборудования; срок его окупаемости составляет 0,4—10 месяцев в зависимости от мощности котлоагрегата.

2. Существующие нормы тепловых потерь в 1,9—4,1 раза превышают фактические их значения при использовании различных типов изоляционных материалов. Реальные годовые тепловые потери превышают минимум в 2,3 раза уровень потерь, если в качестве тепловой изоляции используется пенополимербетон, и максимум в 3,8 раза — если используется вспененный полиэтилен. По полученным тепловым потерям

можно сделать вывод, что наиболее оптимальные теплоизоляционные материалы — это минеральная вата и вспененный полиэтилен. Для них сроки окупаемости проектов по замене теплоизоляции — около 10 лет.

3. Большинство потребителей в системах теплоснабжения России подключены без применения даже гидравлической автоматики. Практика и расчет показывают, что внедрение энергосберегающей автоматики у потребителя — наиболее инвестиционно привлекательно, так как срок окупаемости варьируется от 0,5 до 3 лет в зависимости от тепловой нагрузки (чем больше объект, тем меньше срок окупаемости).

4. Замена окон на стеклопакеты целесообразна как реконструкционное мероприятиедля старых зданий и имеет срок окупаемости в среднем 2—4 года.

5. Утепление ограждающих конструкций на существующих зданиях с применением современных вентилируемых фасадов малопривлекательна с точки зрения привлечения финансовых ресурсов, так как имеет большой срок окупаемости — примерно 15—20 лет.

Статья написана по результатам работ в рамках Федеральной целевой программы «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России» на 2009—2013 годы.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Басс, М.С. Упрощенная методика расчета нормативов удельных расходов топлива в отопительных котельных применительно к условиям Забайкальского края |Текс^ / М.С. Басс, А.Г. Батухтин, С.А. Требунских // Промышленная энергетика.— 2009. N° 9.

2. О снабжении населения Читинской области теплоэнергией в 2007 году [Тексту статистический сборник. — Чита: Забайкалкрайстат, 2008.

3. Шубин, Е.Г1. Материалы, методы, устройства и расчет тепловой изоляции трубопроводов |Текст| / Е.П. Шубин.— М.: Госэнергоиздат, 1948.

4. Басс, М.С. Методига определения затрат при замене теплоизоляции тепловых сетей для условий Забайкальского края |Текс^ / М.С. Басс // Научно-технические ведомости СПбГТУ. — 2009. №3.

5. Соколов, Е.Я. Теплофикация и тепловые сети [Тексту Учебникддя вузов / Е.Я. Соколов. — 7-е изд., стереот. — М. : Изд-во МЭИ, 2001. — 472 с. : ил.

УДК 621.1

СЛ. Требунских, А.Г. Батухтин

ЭНТРОПИИНАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ТЕПЛОПОТРЕБЛЯЮЩИХ ОБЪЕКТОВ

Термодинамическая теория неравновесных процессов преимущественно применяется при изучении процессов с химическими превращениями веществ, однако существенные результа-

ты получены и в направлении информационных процессов. Центральные понятия термодинамики неравновесных процессов — энтропия и производство энтропии. Теория информации также