|
|
Главная страница -> Технология утилизации
Проблемы развития энергетики мос. Вывоз мусора. Переработка мусора. Вывоз отходов.Канев С.Н., Торопков С.А., Хабаровский центр энергоресурсосбережения В Хабаровске и Хабаровском крае, как и во многих других регионах Росси, преимущественно используются «открытые» системы теплоснабжения. Под «открытой» системой в термодинамике понимается система, обменивающаяся массой с окружающей средой, т.е. «неплотная» система. В данной публикации под «открытой» системой понимается система теплоснабжения, в которой система горячего водоснабжения (ГВС) подключена по «открытой» системе, т.е. с непосредственным водоразбором из трубопроводов системы теплоснабжения, а система отопления и вентиляции подключены по зависимой схеме присоединения к тепловым сетям. Открытые системы теплоснабжения имеют следующие недостатки: 1. Большие расходы подпиточной воды и, следовательно, большие затраты на водоподготовку. При данной схеме теплоноситель может использоваться как продуктивно (на нужды ГВС), так и непродуктивно: несанкционированные утечки. К несанкционированным утечкам относятся: - утечки через запорно-регулирующую арматуру; - утечки при повреждении трубопроводов; - утечки через стояки системы отопления (сбросы) при разрегулированных системах отопления и при недостаточных перепадах давления на элеваторных вводах; - утечки (сбросы) при ремонтах системы отопления, когда приходится полностью сливать воду и затем снова наполнять систему, а если выходные задвижки «не держат», то приходится «обесточивать» целый квартал или врезку. Пример – авария в ноябре 2001 г. в Хабаровске на микрорайоне Большая – Вяземская. Чтобы провести в одной из школ ремонт системы теплоснабжения, пришлось отключить целый квартал. 2. При открытой схеме ГВС потребитель получает воду непосредственно из тепловой сети. В этом случае горячая вода может иметь температуру 90оС и более и давление 6-8 кгс/см2, что приводит не только к перерасходу тепла, но и потенциально создает опасную ситуацию как для санитарного оборудования, так и для людей. 3. Неустойчивый гидравлический режим теплопотребления (один потребитель вместо другого). 4. Плохое качество теплоносителя, который содержит большое количество механических примесей, органических соединений и растворенных газов. Это приводит к уменьшению срока эксплуатации трубопроводов систем теплоснабжения из-за повышенной коррозии и к уменьшению их пропускной способности из-за «обрастания», что нарушает гидравлический режим. 5. Невозможность, в принципе, создания комфортных условий у потребителя при использовании элеваторных систем отопления. Необходимо ответить, что практически все тепловые пункты абонентов г. Хабаровска оборудованы элеваторным тепловым вводом. Главное достоинство элеватора – это то, что он не потребляет энергии на свой привод. Сложилось мнение, что элеватор имеет низкий КПД, и это было бы справедливо, если для его работы необходимо было бы расходовать энергию. На самом деле для работы смешения используется разность давлений в трубопроводах системы теплоснабжения. Если бы не элеватор, то пришлось бы дросселировать поток теплоносителя, а дросселирование – это потеря энергии. Поэтому применительно к тепловым вводам, элеватор – это не насос с низким КПД, а устройство для вторичного использования энергии, затраченной на привод циркуляционных насосов ТЭЦ. Также к достоинствам элеватора можно отнести то, что для его обслуживания не требуются высококвалифицированные специалисты, так как элеватор – это простое, надежное и непритязательное в эксплуатации устройство. Основной недостаток элеватора – это невозможность пропорционального регулирования тепловой мощности, так как при не изменяющемся диаметре отверстия соплового аппарата он имеет постоянный коэффициент смешения, а процесс регулирования предполагает возможности изменения этой величины. По этой причине на Западе элеватор отвергнут как устройство для тепловых пунктов. Отметим, что данный недостаток можно ликвидировать, если использовать элеватор с регулируемым соплом. Однако практика использования элеваторов с регулируемым соплом показала их низкую надежность при плохом качестве сетевой воды (наличие механических примесей). Кроме того, такие устройства имеют небольшой диапазон регулирования. Поэтому в г. Хабаровске эти устройства не нашли широкого применения. Другой недостаток элеватора – это ненадежность его работы при малом располагаемом перепаде давления. Для устойчивой работы элеватора необходимо иметь перепад давления от 120 кПа и более. Однако до настоящего времени в г. Хабаровске проектируются элеваторные узлы при перепаде давления 30-50 кПа. При таком перепаде нормальная эксплуатация элеваторных узлов, в принципе, невозможна и поэтому очень часто потребители с такими узлами работают на «сброс», что приводит к сверхнормативным потерям сетевой воды. Применение элеваторных узлов тормозит внедрение в системах теплоснабжения энергосберегающих мероприятий, таких как комплексное автоматическое регулирование параметров теплоносителя в здании и адекватную этим задачам конструкцию системы отопления, обеспечивающих точность и стабильность комфортных условий и экономичный расход тепла. Комплексное автоматическое регулирование включает в себя следующие базовые принципы: регулирование в индивидуальных тепловых пунктах (ИТП) или автоматизированных узлах управления (АУУ), обеспечивающих в соответствии с отопительным графиком изменение температуры теплоносителя, подаваемого в систему отопления в зависимости от температуры наружного воздуха; индивидуальное автоматическое регулирование на каждом отопительном приборе при помощи термостата, обеспечивающего поддержание заданной температуры в помещении. Все вышеизложенное привело к тому, что, начиная с 2000 г., в г. Хабаровске начался масштабный переход от «открытых» зависимых систем теплоснабжения к «закрытым» независимым системам с автоматизированными тепловыми пунктами. Реконструкция системы теплоснабжения с применением энергосберегающих мероприятий и переходом от «открытых» зависимых систем к «закрытым» независимым системам позволит: - повысить комфортность и надежность обеспечения теплом за счет поддержания необходимой температуры в помещениях вне зависимости от погодных условий и параметров теплоносителя; - повысит гидравлическую устойчивость системы теплоснабжения: гидравлический режим магистральных тепловых сетей нормализуется вследствие того, что автоматика не допускает сверхнормативного превышения потребления тепла; - получить экономию тепла в размере 10-15% за счет регулирования температуры теплоносителя в соответствии с температурой наружного воздуха и ночного снижения температуры в отапливаемых зданиях до 30% в переходный период отопительного сезона; - увеличить срок эксплуатации трубопроводов системы отопления здания в 4-5 раз, вследствие того, что при независимой схеме теплоснабжения во внутреннем контуре системы отопления циркулирует чистый теплоноситель, не содержащий растворенного кислорода и поэтому отопительные приборы и подводящие трубопроводы не забиваются грязью и продуктами коррозии; - резко уменьшить подпитку тепловых сетей и, следовательно, затраты на водоподготовку, а также повысить качество горячей воды. Применение независимых систем теплоснабжения открывает новые перспективы в развитии внутриквартальных сетей и внутренних систем отопления: использование гибких предизолированных пластиковых распределительных трубопроводов, имеющих срок службы около 50 лет, полипропиленовых труб для внутренних систем, штампованных панельных и алюминиевых радиаторов и т.п. Однако переход в Хабаровске к современным системам теплоснабжения с автоматизированными тепловыми пунктами поставил перед проектными и монтажными организациями, энергоснабжающей организацией, потребителями тепла ряд проблем таких как: Отсутствие круглогодичной циркуляции теплоносителя в магистральных тепловых сетях. Устаревший подход к проектированию и монтажу внутренних систем теплоснабжения. Необходимость в техническом обслуживании современных систем теплоснабжения. Рассмотрим эти проблемы более подробно. Проблема №1 Отсутствие круглогодичной циркуляции в магистральных трубопроводах тепловых сетей. В Хабаровске магистральные трубопроводы системы теплоснабжения находятся под циркуляцией только в течение отопительного сезона: примерно с середины сентября до середины мая. В остальное время теплоноситель поступает по одному из трубопроводов: подающему или обратному, причем часть времени он подается по одному, а часть по другому трубопроводу. Это приводит к большим неудобствам и дополнительным затратам при внедрении энергосберегающих технологий в системах теплоснабжения, в частности, в системах горячего водоснабжения (ГВС). Из-за отсутствия циркуляции в межотопительном сезоне приходится использовать смешанную «открыто-закрытую» систему ГВС: «закрытую» в отопительном сезоне и «открытую» в межотопительном сезоне, что увеличивает капитальные затраты на монтаж и оборудование теплового пункта на 0,5-3%. Проблема №2. Устаревший подход к проектированию и монтажу внутренних систем теплоснабжения зданий. В доперестроечный период развития нашего государства правительством была поставлена задача по экономии металла. В связи с этим началось массовое внедрение однотрубных нерегулируемых систем отопления, что было обусловлено более низкими (по сравнению с двухтрубными) металлозатратами, затратами на монтаж и более высокой теплогидравлической устойчивостью в многоэтажных зданиях. В настоящее время при вводе новых объектов в городах России, таких как Москва и Санкт-Петербург, а также на Украине в целях энергосбережения обязательно применение терморегуляторов перед нагревательными приборами, что фактически, за незначительным исключением, предопределяет проектирование двухтрубных систем отопления. Поэтому широкое распространение однотрубных систем при оснащении каждого отопительного прибора термостатом потеряло смысл. В регулируемых системах отопления при установке термостата перед нагревательным прибором двухтрубная система отопления оказывается высокоэффективной и обладающей повышенной гидравлической устойчивостью. При этом расхождения по металлозатратам по сравнению с однотрубными находятся в пределах ±10%. Следует также отметить, что за рубежом однотрубные системы отопления практически не применяются Схемы двухтрубных систем могут быть различными, однако наиболее целесообразно применять независимую схему, так как при применении терморегуляторов (термостатов) зависимая схема ненадежна в эксплуатации из-за низкого качества теплоносителя. При незначительных отверстиях в термостатах, измеряемых миллиметрами, они быстро выходят из строя. В [1] предлагается применять однотрубные системы отопления с терморегуляторами только для зданий не более 3-4 этажей. Там же отмечается нецелесообразность применения в системах отопления с терморегуляторами чугунных нагревательных приборов, так как в процессе эксплуатации из них вымываются формовочная земля, песок, окалина, которые забивают отверстия терморегуляторов. Применение независимых схем теплоснабжения открывает новые перспективы: использование полимерных или металлополимерных трубопроводов для внутренних систем, современных нагревательных приборов (алюминиевые и стальные нагревательные приборы со встроенными терморегуляторами). Следует отметить, что двухтрубная система отопления, в отличие от однотрубной, требует обязательной наладки с использованием специального оборудования и высококвалифицированных специалистов. Необходимо отметить, что даже при проектировании и монтаже автоматизированных тепловых пунктов с погодным регулированием в г. Хабаровске до настоящего времени проектируются и внедряются только однотрубные системы отопления без терморегуляторов перед отопительными приборами. Причем эти системы гидравлически разбалансированы, а иногда настолько (например, детский дом по ул. Ленина), что для того, чтобы поддерживать нормальную температуру в здании, концевые стояки работают «на сброс» и это при независимой схеме отопления! Хочется верить, что недооценка важности балансировки гидравлики систем отопления связана просто с отсутствием необходимых знаний и опыта. Если Хабаровским проектировщикам и монтажным организациям задать вопрос: «Нужно ли проводить балансировку колес автомобиля?», то последует очевидный ответ: «Несомненно!» Но почему же тогда балансировка системы отопления, вентиляции и ГВС не считается необходимым делом. Ведь неправильные расходы теплоносителя приводят к неправильным температурам воздуха в помещении, плохой работе автоматики, шумам быстрому выходу из строя насосов, неэкономичной работе всей системы. Проектировщики полагают, что достаточно провести гидравлический расчет с подбором труб и при необходимости шайб, и проблема будет решена. Но это не так. Во-первых, расчет имеет приближенный характер, а, во-вторых, при монтаже возникает масса дополнительных неконтролируемых факторов (чаще всего монтажники просто не устанавливают дроссельные шайбы). Существует мнение [2], что гидравлику систем отопления можно увязать с помощью расчета настроек термостатических клапанов. Это тоже неверно. Например, если по каким-либо причинам через стояк не проходит достаточное количество теплоносителя, то термостатические клапаны будут просто открыты, а температура воздуха в помещении при этом будет низкой. С другой стороны, при перерасходе теплоносителя может возникнуть ситуация, когда открыты форточки и термостатические клапаны. Все вышесказанное абсолютно не умаляет необходимости и важности установки перед отопительными приборами термостатических клапанов, а лишь подчеркивает, что для их хорошей работы необходима балансировка системы. Под балансировкой системы понимается наладка гидравлики, чтобы каждый элемент системы: радиатор, калорифер, ветвь, плечо, стояк, магистраль – имели проектные расходы. При этом определение и выставление настроек термостатических клапанов является частью процесса наладки. Как было указано выше, в г. Хабаровске проектируются и монтируются только гидравлически разбалансированные однотрубные системы отопления без термостатов. Покажем на примерах новых, вводимых в эксплуатацию объектах к чему это приводит. Пример 1. Детский дом №1 по ул. Ленина. Введен в эксплуатацию в конце 2001г. Система ГВС закрытая, а система отопления однотрубная, без термостатов, подключенная по независимой схеме. Проектировал – Хабаровскгражданпроект, монтаж системы отопления и ГВС – Хабаровское монтажное управление №1. Проектирование и монтаж теплового пункта – специалисты ХЦЭС. Тепловой пункт находится на техническом обслуживании в ХЦЭС. После запуска системы теплоснабжения выявились следующие недостатки: Система отопления не сбалансирована. В одних помещениях наблюдался перегрев: 25-27оС, а в других недогрев: 12-14оС. Это связано с несколькими причинами: для балансировки системы отопления проектировщики предусмотрели шайбы, а монтажники их не врезали, мотивируя это тем, что «все равно они засорятся через 2-3 недели»; отдельные отопительные приборы выполнены без замыкающих участков, их поверхность завышена, что приводит к перегреву отдельных помещений. Кроме того, для того чтобы обеспечить циркуляцию и нормальную температуру, в недогретых помещениях, концевые стояки работали на «сброс», что приводило к утечкам воды 20-30 т в сутки и это при независимой схеме!!! Система приточной вентиляции не работает, а это недопустимо, так как в здании установлены термостатические окна с низкой воздухопроницаемостью. По просьбе Заказчика специалисты ХЦЭС установили на стояках балансировочную арматуру и провели балансировку системы отопления. В результате этого температура в помещениях выровнялась и составила 20-22оС, подпитка системы сократилась до нуля, а экономия тепловой энергии составила около 30%. Наладка системы вентиляции не проводилась. Пример 2. Институт повышения квалификации врачей. Введен в эксплуатацию в октябре 2002. Система ГВС закрытая, система отопления однотрубная без термостатов подключена по независимой схеме. После запуска системы отопления были выявлены следующие недостатки: система отопления не сбалансирована, арматура для регулировки системы отсутствует (проектом даже не предусмотрены дроссельные шайбы). Температура воздуха в помещениях изменяется от 18 до 25оС, причем для того, чтобы довести температуру в угловых помещениях до 18оС пришлось увеличить расход тепла в 3 раза по сравнению с требуемым. То есть если теплопотребление здания уменьшить в три раза, то в большинстве помещений будет температура 18-20оС, но при этом в угловых помещениях температура не превысит 12оС. Эти примеры распространяются на все вновь введенные здания с независимыми схемами отопления в г. Хабаровске: цирк и гостиница цирка (в гостинице открыты форточки (перетоп), а в закулисной части холодно (недотоп), жилые дома по ул. Фабричной, ул. Дзержинского, терапевтический корпус Железнодорожной больницы и т.д. С проблемой №2 тесно сплетается проблема №3. Проблема №3. Необходимость в техническом обслуживании современных систем теплоснабжения. Как показывает наш трехлетний опыт, современные системы теплоснабжения зданий, выполненные с использованием энергосберегающих технологий, в процессе эксплуатации нуждаются в постоянном уходе. Для этого необходимо привлекать высококвалифицированных, специально обученных специалистов, используя специальные технологии и инструменты. Покажем это на примерах автоматизированных тепловых пунктов внедренных в г. Хабаровске. Пример 1. Тепловые пункты, не обслуживаемые специализированными организациями. В 1998 г. в г. Хабаровске было введено в эксплуатацию здание Хакобанка по улице Ленинградской г. Хабаровска. Система теплоснабжения здания была спроектирована и смонтирована специалистами из Финляндии. Оборудование использовано также финское. Система отопления выполнена по независимой двухтрубной схеме с термостатами, снабжена балансировочной арматурой. Система ГВС закрытая. Обслуживалась система специалистами банка. В первые три года эксплуатации во всех помещениях поддерживалась комфортная температура. Через 3 года пошли жалобы от жильцов отдельных квартир на то, что в квартире «холодно». Жильцы обратились в ХЦЭС с просьбой обследовать систему и помочь наладить «комфортный» режим. Обследование ХЦЭС показало: система автоматического регулирования не работает (вышел из строя погодный регулятор ECL), теплообменные поверхности теплообменника системы отопления засорились, что привело к уменьшению его теплопроизводительности примерно на 30% и разбалансировке системы отопления. Аналогичная картина наблюдалась на жилом доме по ул. Дзержинского 4, где современная система теплоснабжения обслуживалась силами жильцов. Пример 2. Тепловые пункты, обслуживаемые специализированными организациями. На сегодняшний день на обслуживании в Хабаровском центре энергоресурсосбережения находится около 60 автоматизированных тепловых пунктов. Как показал наш опыт эксплуатации, в процессе обслуживания таких узлов возникают следующие проблемы: очистка фильтров, установленных перед теплообменниками ГВС и отопления и перед циркуляционными насосами; контроль за работой насосов и теплообменного оборудования; контроль за работой автоматики и регулирования. Качество теплоносителя и, даже холодной воды, в г. Хабаровске очень низкое и поэтому постоянно возникает проблема очистки фильтров, которые установлены в первичном контуре теплообменников ГВС и отопления, перед циркуляционными насосами во вторичном контуре теплообменников. Например, при запуске в эксплуатацию в отопительном сезоне 2002/03г. блока жилых домов по переулку Фабричному, в каждом из которых был смонтирован ИТП, фильтр установленный в первичном контуре теплообменника отопления пришлось промывать 1-2 раза в день в течение первых 10-ти дней после запуска и затем, в последующие две недели, не менее одного раза в 2-3 дня. На здании цирка и гостиницы цирка в отопительном сезоне 2001/02г. пришлось промывать фильтр холодной воды 1-2 раза в неделю. Казалось бы, что очистка фильтра, установленного в первичном контуре, это рутинная операция, которую может выполнить неквалифицированный специалист. Однако, для очистки (проливки) фильтра необходимо на какое-то время остановить всю систему теплоснабжения, отключить холодную воду, отключить циркуляционный насос в системе ГВС и затем все это снова запустить. Также при отключении системы теплоснабжения для очистки фильтров желательно отключить, а потом перезапустить систему автоматики, чтобы при запуске системы теплоснабжения не возникало гидроударов. При этом если при отключении первичного контура системы ГВС не отключить вторичный контур по холодной воде, то из-за температурных расширений в теплообменнике ГВС может появиться «течь». Вторая проблема, которая возникает в процессе эксплуатации автоматизированных тепловых пунктов – это проблема контроля за работой оборудования: насосов, теплообменников, приборов учета и регулирования. Например, часто перед запуском после межотопительного периода циркуляционные насосы находятся в «сухом» состоянии, т.е. не заполнены сетевой водой, и их сальниковые уплотнения засыхают, а иногда даже прикипают к валу насоса. Поэтому перед запуском, чтобы избежать протечек сетевой воды через сальниковые уплотнения, необходимо насос несколько раз плавно прокрутить вручную. Также в процессе эксплуатации необходимо периодически следить за работой регулирующих клапанов, чтобы они не работали постоянно в режиме «закрыто» или «открыто», регуляторов давления, перепада давления и т.д., кроме того необходимо следить за изменением гидравлического сопротивления и теплопередающей поверхности теплообменников. Контролировать изменения гидравлического сопротивления и площади теплопередающей поверхности теплообменников можно регистрируя или периодически измеряя температуру теплоносителя в первичном и во вторичном контуре теплообменника и перепад давлений и расход теплоносителя в этих контурах. Например, в отопительном сезоне 2001/02г. в гостинице цирка через месяц после начала эксплуатации резко упала температура горячей воды. Исследования показали, что в начале эксплуатации расход теплоносителя в первичном контуре системы ГВС составлял составлял 2-3 т/час, а через месяц после начала эксплуатации он составлял не более 1 т/час. Это произошло из-за того что первичный контур теплообменника ГВС оказался забит продуктами сварки (окалиной), что привело к увеличению гидравлического сопротивления и уменьшению площади теплопередающей поверхности. После того, как теплообменник был разобран и промыт, температура горячей воды достигла нормы. Как показал опыт обслуживания современных систем теплоснабжения с автоматизированными тепловыми пунктами, в процессе их эксплуатации необходимо осуществлять постоянный контроль и вносить коррективы в работу систем автоматики и регулирования. В Хабаровске в последние 3-5 лет температурный график 130/70 не соблюдается: даже при температуре ниже минус 30оС температура теплоносителя на входе у абонентов не превышает 105оС. Поэтому специалисты ХЦЭС, обслуживающие автоматизированные тепловые пункты, на основе статистических наблюдений за режимом теплопотребления объектов перед началом отопительного сезона для каждого объекта вносят в контроллер свой температурный график, который затем корректируют в течение отопительного сезона. Проблема обслуживания автоматизированных тепловых пунктов тесно связана с отсутствием достаточного количества высококвалифицированных специалистов, которых целенаправленно не готовят в пределах Дальневосточного региона. В Хабаровском центре энергоресурсосбережения обслуживанием автоматизированных тепловых узлов занимаются специалисты – выпускники кафедры «Теплотехника, теплогазоснабжение и вентиляция» Хабаровского государственного технического университета, прошедшие обучение на фирмах-изготовителях оборудования (Данфос, Альфа-Лаваль и т.д.). Отметим, что ХЦЭС является региональным сервисным центром фирм-поставщиков оборудования для автоматизированных тепловых пунктов, таких как: Данфос (Дания) – поставщик контроллеров, термодатчиков, регулирующих клапанов и т.д.; Вило (Германия) - поставщик циркуляционных насосов и насосовой автоматики; Альфа-Лаваль (Швеция-Россия) – поставщик теплообменного оборудования; ТБН «Энергосервис» (Москва) – поставщик теплосчетчиков и пр. В соответствии с соглашением о сервисном партнерстве, заключенном между ХЦЭС и фирмой Альфа-Лаваль, ХЦЭС проводит работы по обслуживанию теплообменного оборудования фирмы Альфа-Лаваль, используя для этого персонал, прошедший обучение в сервисном центре Альфа-Лаваль, и используя для этих целей только разрешенные к эксплуатации Альфа-Лаваль оригинальные запасные части и материалы. В свою очередь Альфа-Лаваль поставило ХЦЭС оборудование, инструмент, расходные материалы и запасные части, необходимые для обслуживания пластинчатых теплообменников компании Альфа-Лаваль, провело обучение специалистов ХЦЭС в своем сервисном центре. Это позволяет ХЦЭС осуществлять разборную и безразборную промывку теплообменников непосредственно у потребителей в г. Хабаровске. Поэтому все вопросы, связанные с эксплуатацией и ремонтом оборудования автоматизированных тепловых пунктов, решаются на месте - в г. Хабаровске. Отметим также, что в отличие от других фирм, занимающихся внедрением автоматизированных тепловых пунктов, ХЦЭС устанавливает более дорогое, но более надежное и более качественное оборудование (например, разборные, а не паянные теплообменники, насосы с сухим, а не мокрым ротором). Это гарантирует надежную работу оборудования в течение 8-10 лет. Использование же дешевого, но менее качественного оборудования не гарантирует бесперебойную работу автоматизированных тепловых пунктов. Как показывает наш опыт, а также опыт других фирм [3], это оборудование выходит из строя, как правило, через 2-3 года и потребитель начинает ощущать тепловой дискомфорт (см., например, пример 1 из проблемы № 3). Тепловые испытания теплообменников, проведенные в г. Санкт-Петербурге [3], показали: - снижение тепловой эффективности теплообменного аппарата составляет после первого года 5%, после второго – 15%, после третьего более 25 %, после четвертого – 35 %, а после пятого – 40-45%; - снижение теплопроизводительности аппарата и коэффициента теплопередачи связано с загрязнением поверхности теплообмена как со стороны первичного контура, так и со стороны вторичного контура; эти загрязнения проявляются в виде отложений, причем со стороны первичного контура отложения имеют коричневый цвет, а со стороны вторичного – черный; - коричневый цвет отложений определяется в основном окислами железа, которые образуются в сетевой воде из-за коррозии внутренней поверхности трубопроводов теплотрасс; данные загрязнения со стороны первичного контура легко удаляются с помощью мягкой тряпки под струей теплой воды; - черный цвет отложений вторичного контура определяется, в основном, органическими соединениями, которые в большом количестве находятся в воде вторичного контура, которая циркулирует по замкнутому контуру системы отопления здания и не подвергается никакой очистке; удалить отложения со стороны вторичного контура тем же способом, что и с первичного не удается, так как они являются не рыхлыми, а плотными; для очистки теплообменных пластин со стороны вторичного контура приходилось пластины замачивать в керосине на 15-20 мин., а затем они протирались со значительными усилиями влажными тряпками, смоченными в керосине; - вследствие того, что биологические отложения, образующиеся на пластинах со стороны вторичного контура, имеют очень сильное сцепление (адгезию) с поверхностью металла, безразборная химическая промывка вторичного контура не дает удовлетворительных результатов. Дешевое оборудование, как правило, используют те внедренческие фирмы, которые не занимаются сервисным обслуживанием внедренного ими оборудования, так как для этого требуется иметь соответствующее оборудование и материалы, а также квалифицированный персонал, т.е. вкладывать значительные средства в развитие своей производственной базы. Поэтому потребитель находится перед выбором: - затратить минимум капвложений и внедрить дешевое оборудование (мокророторные насосы, паяные теплообменники и т.д.), которое через 2-3 года в значительной мере утратит свои свойства или придет в полную негодность; при этом эксплуатационные затраты на ремонт и поддержание оборудования после 2-3 лет резко возрастут и могут быть того же порядка, что и первоначальные вложения; - затратить максимум капвложений, внедрить надежное дорогостоящее оборудование (разборные теплообменники проверенных фирм, например. Альфа-Лаваль, сухороторные насосы с частотным приводом, надежную автоматику и т.д.) и за счет этого значительно снизить свои эксплуатационные расходы. Выбор остается за потребителем, но не надо забывать, что «скупой платит дважды». Резюмируя вышеизложенное можно сделать следующие выводы: 1. В Хабаровске в последние 2-3 года начался процесс перехода с устаревших «открытых» систем к современным «закрытым» системам теплоснабжения с внедрением энергосберегающих технологий. Однако чтобы ускорить этот процесс и сделать его необратимым, необходимо: 1.1. Переломить психологию Заказчиков, проектировщиков, монтажников и эксплуатационников, которая заключается в следующем: проще и дешевле внедрять устаревшие традиционные схемы теплоснабжения с однотрубными системами отопления и элеваторными узлами, которые не нуждаются в обслуживании и регулировке, чем создавать себе дополнительную боль и финансовые затруднения, переходя к современным системам теплоснабжения с системами автоматики и регулирования. То есть построить объект с минимумом капитальных затрат, затем передать его, например, муниципалитету, который должен будет выискивать средства на эксплуатацию этого объекта. В результате крайним снова окажется потребитель (гражданин), который будет потреблять «ржавую» воду из системы теплоснабжения, мерзнуть зимой от недотопа и страдать от жары в переходный период (октябрь, апрель) при перетопе, осуществляя форточное регулирование, что приводит к простудным заболеваниям из-за сквозняков. 1.2. Создать специализированные организации, которые бы занимались всей цепочкой: от проектирования и монтажа до пусконаладки и обслуживания современных систем теплоснабжения. Для этой цели необходимо проводить целенаправленную работу по подготовке специалистов в области энергосбережения. 2. При проектировании этих систем необходимо тесно увязывать между собой все элементы систем теплоснабжения: отопление, вентиляцию и ГВС, учитывая не только требования СНиПов и СП, но и рассматривая их под углом с точки зрения эксплуатационников. 3. В отличие от устаревших, традиционных систем, современные системы нуждаются в обслуживании, которое могут осуществлять только специализированные организации, имеющие специальное оборудование и высококвалифицированных специалистов. Список литературы 1. Павловский А.Е. О практике применения двухтрубных систем отопления// Инженерные системы. АВОК. Северо-Запад, №3, 2002г. 2. Лебедев Н.И. Балансировка гидравлики систем ОВК// АВОК, №5, 2002г. 3. Иванов А.Н. Опыт эксплуатации пластинчатых подогревателей в условиях г. Санкт-Петербурга// Новости теплоснабжения, №5, 2003г.
И. А. Башмаков, Центр по эффективному использованию энергии Динамика спроса на электроэнергию и мощность Прогноз динамики потребления электроэнергии до 2020 года рассчитан для двух сценариев (табл. 2). В сценарии Б, помимо более медленного развития экономики и жилищного строительства, предполагалась активная работа по снижению потерь в электрических сетях и повышение эффективности использования электроэнергии в ЖКХ города. Однако, несмотря на усилия по повышению энергоэффективности, потребление электроэнергии растет на 31–55 %. По различным прогнозам для всего Московского региона рост электропотребления до 2020 года определен в диапазоне 42–64 %. Следует отметить, что Правительство Москвы реализует программы повышения энергоэффективности: при расходах 2,8 млрд. руб. планируется получить экономию в 1 105 млн. кВт•ч и 178 МВт электрической мощности. Существует несогласованность данных об уровне совмещенного максимума электрической нагрузки в Москве. Прирост подключенных нагрузок часто отождествляют с приростом совмещенного максимума нагрузки. Точно параметр совмещенного максимума определяется не в границах города, а в пределах всего Московского региона. По состоянию на начало 2006 года он оценен в 8,2 тыс. МВт. В Генплане 2002 года на 2004 год он был определен в размере 7,3 тыс. МВт, а на 2006 год – 7,6 тыс. МВт. То есть данные Генплана-2002 на 2006 год были превышены на 600 МВт. В Генплане-2002 совмещенный максимум в 2020 году оценен в 9,5 тыс. МВт. То есть прирост в 2004–2020 годах должен составить 2,2 тыс. МВт. В 2002–2005 годах электрические нагрузки росли быстрее, чем ожидалось. В 2005 году НИПИ Генплана дал прогноз прироста потребности в мощности до 2010 года в размере 2 749 МВт или на 550 МВт в год. По оценкам московского правительства, ежегодный прирост нагрузок в последние годы составлял 250 МВт, но в 2006 году существенно вырос. В последние годы во всем московском регионе прирост спроса на пиковую мощность составил 500 МВт. В расчетах по Генплану используется удельный показатель прироста совмещенного максимума нагрузки на 1 м2 жилой площади, равный 18 Вт. Если применять более реалистичное допущение о масштабах прироста жилищного фонда к 2010 году, то получим, что прирост электрических нагрузок жилого фонда до 2010 года не превысит 540 МВт. На долю общественных зданий ГУП НИПИ Генплана отнесло 1 305 МВт прироста электрических нагрузок. По оценке ЦЭНЭФ, прирост площади общественных зданий в 2006–2010 годах не превысит 5 млн. м2, а прирост электрических нагрузок – 300 МВт. Прирост промышленных нагрузок до 2010 года ЦЭНЭФ оценивает в 500 МВт, а ГУП НИПИ Генплана – в 725 МВт, из них практически 600 МВт прироста приходится только на два проекта. Их реализация, скорее всего, затянется. Согласно оценкам ГУП НИПИ Генплана, совмещенный максимум электрической нагрузки потребителей Москвы вырастет в 2005–2010 годах на 2 748 МВт, а по оценкам ЦЭНЭФ – на 660–1 140 МВт. Верхняя оценка соответствует среднегодовым приростам спроса на мощность в Москве в последние годы. Прирост нагрузок в 2011–2020 годах составит 1 800–3 390 МВт, т. е. будет увеличиваться на 180–340 МВт в год. Всего в 2006–2020 годах нагрузки увеличатся на 2 460–4 530 МВт. Согласно последним корректировкам программы энергетического строительства, она предусматривает до 2011 года строительство в Москве 5 800 МВт электрической мощности, а также 2 600 км линий электропередач и 276 подстанций. Программа города составлена как программа развития – распределенной (малой) энергетики с доминирующей ролью децентрализованных высокоэффективных источников на основе технологии ГТУ-ТЭЦ и ПГУ-ТЭЦ (сравнительно небольшой единичной мощности). В рамках городской программы на две основные технологии – ГТУ-ТЭЦ и ПГУ-ТЭЦ – приходится 95 % намеченного прироста мощностей. Планы энергетического строительства покрывают предполагаемый рост нагрузок. Однако их часть может остаться нереализованной: московские энергетики не располагают опытом масштабного энергетического строительства последних лет. Прирост электрической мощности с 1990 года составил всего 765 МВт. За период с 2001–2003 годов в энергосистеме было демонтировано 450 МВт установленной мощности и введено 341 МВт. Реально напряженность балансов электрической и тепловой мощности будет определяться тремя основными факторами: – напряженностью баланса природного газа; – неспособностью мобилизовать необходимые инвестиции для организации энергетического строительства преимущественно за счет внешних инвесторов при ограниченных собственных вложениях как города, так и энергетиков; – способностью машиностроительного и строительно-монтажного комплекса обеспечить вводы мощностей по приемлемым удельным капитальным расходам и в необходимые сроки. В каждом из этих трех направлений существуют значительные барьеры на пути строительства новых энергетических объектов, главным из которых является напряженность баланса природного газа. Динамика спроса на тепловую энергию и мощность Прогноз динамики потребления тепловой энергии до 2020 года рассчитан для двух сценариев (табл. 2). Согласно ему, потребление тепла вырастет на 4–5 % в 2005–2010 годах и на 14–17 % в 2005–2020 годах. Потребление тепла менее чувствительно к изменению условий развития как экономики Москвы, так и России в целом. На долю жилищного сектора, общественных зданий и коммунального сектора приходится 80–84 % всего прироста потребления тепла к 2020 году. По данным теплоснабжающих организаций, суммарные тепловые нагрузки системы централизованного теплоснабжения города на 1 января 2005 года равны 40 122 Гкал/час. Жилищно-коммунальная нагрузка определена в размере 33,6 тыс. Гкал/ч (жилые, общественные и административные здания), или 84 % всего теплопотребления, а промышленная – 6,5 тыс. Гкал/ч (16 %). Все нагрузки в Москве (как, впрочем, и по всей России) расчетные. Существует значительная неопределенность в их оценке, в то время как именно по этому показателю планируется все новое строительство энергетических объектов города. Опыт показывает, что расчетные тепловые нагрузки зданий обычно завышены на 20 %. Результаты энергетических обследований зданий в ЦАО (где в основном расположены старые строения) показывают, что необходимы даже более значительные корректировки тепловых нагрузок в сторону их понижения*: по отоплению – на 10 %, по ГВС – на 66 %, а в сумме – на 40 %. Неверная оценка тепловых нагрузок и недостаточная оснащенность автоматикой для регулирования ведет к избыточной поставке тепла в здания в переходные периоды при недотопах в холодные дни. Если экстраполировать результаты по ЦАО на всю Москву (неясно, насколько такая экстраполяция правомерна), то реальные присоединенные нагрузки зданий снижаются на 14 тыс. Гкал/ч. Мощность, теряемая в тепловых сетях, существенно занижена. Нормативные потери, используемые в статистической отчетности и тарифообразовании, равны 6 %. Энергетические обследования систем теплоснабжения показали, что фактические потери составляют 8–18 %. Мощность, теряемая в тепловых сетях Москвы, равна не 2 200 Гкал/час, а 3 800 Гкал/ч, т. е. занижена на 1 600 Гкал/ч. С учетом этих обстоятельств суммарная тепловая нагрузка всех зданий может быть оценена в 35 866 Гкал/ч. Для дальнейших расчетов на конец 2005 года тепловая нагрузка с учетом промышленности была оценена равной 37 050 Гкал/ч. Согласно оценкам ЦЭНЭФ, тепловые нагрузки потребителей Москвы к 2010 году вырастут на 3 070– 3 290 Гкал/ч, а в 2011–2020 годах – еще на 3 640–4 690 Гкал/ч. Данные сведения соответствуют оценкам Генплана-2002, но ниже последних пересмотренных. Они, по мнению автора, завышены. Во-первых, потому что завышены масштабы жилищного строительства, во-вторых, масштабы строительства общественных зданий, а в-третьих, в расчетах не учитывается ликвидация нагрузок за счет сноса ветхого жилья, где нагрузки на 1 м2 существенно выше, чем у вновь строящихся зданий. * Е. Г. Гашо. Энергетические обследования предприятий ОАО «МОЭК» по методике НПК «Вектор» и МЭИ. Презентация на семинаре в Звенигороде 17 мая 2006 года. Проблемы в развитии энергетики Москвы Отсутствие дополнительных ресурсов природного газа может стать самой серьезной проблемой развития энергетического комплекса Москвы. Согласно данным «Приложения к постановлению Правительства Москвы от 23.11.2004 года № 808–ПП “Основные итоги реализации Генерального плана развития города Москвы за 2003 год и прогнозные показатели на первую очередь до 2006 года”», потребление газа должно вырасти в 2005–2020 годах примерно на 10 млрд. м3. С учетом ситуации в российской газовой промышленности такой прирост потребности покрыть невозможно. Городу придется максимально использовать возможности повышения эффективности использования газа на существующих электростанциях и котельных, снижения доли использования природного газа для приготовления пищи и в промышленных процессах, а кроме того повышать эффективность использования электрической и тепловой энергии. По самой пессимистичной (из имеющихся) оценке прирост потребления газа в Москве в 2005–2020 годах составит только 1 млрд. м3. Автор оценивает масштабы прироста использования природного газа в Москве до 2010 года в 1,5–2 млрд. м3, а до 2020 года – в 4–5 млрд. м3. Это, по-видимому, максимум того, на что может рассчитывать Москва. Стоимость городской программы развития энергетики оценена в 400 млрд. руб., из которых, по данным правительства Москвы, 250 млрд. руб. выделит РАО «ЕЭС России» и 150 млрд. руб. – город. Из 250 млрд. руб. искомых инвестиционных средств «Мосэнерго» может располагать в самом оптимистичном варианте только 150 млрд. руб. Кто бы и как бы ни инвестировал, окупаться инвестиции могут только за счет снижения издержек или роста тарифа. Если допустить, что тарифы будут расти быстрее, чем инфляция, и повысятся на 50 % к 2010 году и еще на 65 % к 2020 году, а на цели инвестирования в новое строительство будет направляться 15 % от тарифа (амортизация плюс инвестиционная надбавка), то к 2010 году из тарифа на электроэнергию можно оплатить инвестиции в размере не более 70 млрд. руб. За счет тарифов на тепло даже при уровне инвестиционной составляющей тарифа 10 % – еще 30 млрд. руб. То есть инвестиционная емкость тарифов на тепло и электроэнергию не превышает 100 млрд. руб., часть которых (не менее 40 %) пойдет на объекты, расположенные в области. Тарифы на подключение новых объектов к энергосетям определены равными 45 тыс. руб./кВт. При подключении электрической нагрузки в размере до 1–2 тыс. МВт до 2010 года за счет этого источника можно будет собрать около 45–90 млрд. руб., которые пойдут в основном (но не только) на развитие электросетевого хозяйства. Объемы привлечения инвестиций за счет дополнительной эмиссии оценить сейчас трудно, но они вряд ли смогут составить недостающие 100 млрд. руб. Что касается правительства Москвы, то оно взяло на себя ответственность за мобилизацию 150 млрд. руб., или 30 млрд. руб./год (чуть меньше всех расходов на образование в 2004 году). Это равнозначно повышению капитальных расходов за счет городского бюджета на 50 % уже в 2007 году. Такой рост маловероятен. Даже если деньги удастся найти, то при существующей ситуации с производством оборудования и сроках строительства новых станций (от полугода в газотурбинном цикле до трех в парогазовом в зависимости от мощности) реализация программы по вводу новых мощностей растянется на 7 лет, при условии что все мощности турбиностроения будут работать только на Москву. Значительная часть программы Москвы по строительству ПГУ-ТЭЦ рассчитана на газовые турбины «Сименс», паровую турбину Калужского турбинного завода и паровой котел-утилизатор инжиниринговой компании «Зиомар». Ни «Сименс», ни российское энергомашиностроение не справится с обеспечением растущего спроса в ограниченные сроки. Резкий рост спроса на фоне ограниченного предложения может привести к повышению цен на энергетическое оборудование в 3–4 раза, что уже происходит. Поэтому при тех же капитальных затратах инвесторы получат существенно меньший прирост мощности. Если исходить из суммы инвестиций в электроэнергетику Москвы в размере 400 млрд. руб. на 5 лет, то получим в среднем инвестиции в энергетику в размере 80 млрд. руб./год, или 25 % от всех капитальных вложений в городе. Такой резкий рост нагрузки на строительный комплекс приведет к ускоренному повышению цен на строительные материалы и строительно-монтажные работы и к дополнительному росту как цен на жилье, так и удельных капитальных расходов на прирост энергетической мощности. Повышение стоимости энергетического оборудования и газа при сохранении жесткого контроля за тарифами на электроэнергию и тепло сделает бизнес по производству электроэнергии для частных инвесторов малопривлекательным, а энергетики и правительство Москвы надеются привлечь внешних инвесторов к строительству энергетических объектов. В ТЭО по строительству ПГУ-ТЭЦ в Москве расчеты ведутся исходя из удельных капитальных вложений в размере 1 700– 2 200 долл. США/кВт. По факту строительства ПГУ-КЭС в Строгино затраты составили около 3 200 долл. США/кВт. Если число часов использования электрической мощности на такой установке составит даже 7 000, то только приведенные капитальные затраты составят 1,5 руб./кВт•ч, что существенно выше стоимости приобретения электроэнергии крупными потребителями (0,4– 0,8 руб. на новом оптовом рынке электроэнергии и мощности). А ведь в расчете еще не учитывалась цена топлива и прочие расходы. При удельных капитальных вложениях в размере 1 700–2 200 долл. США/кВт, по расчетам московских специалистов, при нынешних тарифах инвестиции окупятся только за 16–25 лет. Таблица 3 Прогноз потребления электроэнергии в Москве до 2020 года, млн. кВт•ч Показатель 2005 год 2010 год 2015 год 2020 год Производство электроэнергии 55 095–55 389 58 178–62 078 61 644–70 376 66 648–81 883 Собственные нужды 4 594–4 623 4 993–5 267 5 417–6 066 6 011–7 174 Потери 7 091–7 135 6 653–8 129 6 370–9 363 6 125–11 073 Потребление 36 016-36 238 39 138–41 288 42 463–47 554 47 118–56 242 Промышленность 9 623 11 662–12 070 13 142–14 469 14 729–17 237 Строительство 885 951–1 124 1 040–1 304 1 179–1 583 Транспорт 3 551 3 266–3 338 3 281–3 394 3 867–3 988 Коммунально-бытовой сектор и население 21 958–22 180 23 187–24 828 24 887–28 499 27 221–33 554 Экспорт за пределы города 7 394 Повышение энергоэффективности Наращивание производства электроэнергии и энергетических мощностей требует огромных средств. Неспособность быстро их мобилизовать, удорожание энергетического строительства, нехватка природного газа для обеспечения топливом вновь вводимых объектов не позволят «купить время» и быстро решить проблему энергодефицита. Инвестиции в пиковые мощности практически никогда не окупаются по причине низкого числа часов их использования. Нехватка газа для обеспечения работы пиковых мощностей приводит к необходимости использования мазута, угля, дизельного топлива и даже авиационного керосина, что существенно повышает текущие затраты на производство электроэнергии и снижает прибыль. Электроэнергия, вырабатываемая на пиковых установках, существенно (в 2–14 раз) дороже отпускных тарифов, что порождает прямые убытки у ее поставщиков. Снижение доходности инвестиций в электроэнергетику ведет к неспособности решить проблему привлечения частного капитала и к усугублению проблемы дефицита мощности. По оценкам специалистов, рост (снижение) пиковой нагрузки на 1 % приводит к росту (снижению) затрат на производство электроэнергии на 10 %. Поэтому снижение потребности в пиковых мощностях дает экономическую выгоду не только энергокомпаниям, но и всем потребителям за счет более медленного роста тарифов. Дефицит как газа, так и электрической мощности является результатом не только высоких темпов экономического роста, но и низкой эффективности использования газа, электрической и тепловой энергии (рис. 2). Необходимо начать реализацию программ управления спросом на пиковую мощность. Таких возможностей много. Это тарифы по зонам суток (и даже по часам для покупателей на новом оптовом рынке электроэнергии и мощности), тарифы на прерываемое энергоснабжение, когда покупатель дает энергоснабжающей компании право отключать часть его установок в момент прохождения пика в обмен на льготный тариф. В Москве, к сожалению, только 10 % населения имеют двухзонные электросчетчики, дающие выгоды от использования стиральных или посудомоечных машин ночью. Чтобы «купить время» нужно перейти к другому «прилавку». Два примера программ управления спросом. Комплексное утепление окна стоит 30 долл. США и позволяет выключить элекрообогреватель мощностью 1 кВт. То есть купить 1 кВт неэффективной мощности у домохозяйства стоит 30 долл. США, а не 1 000–2 000 долл. США как при новом строительстве. Для этого энергосистема может профинансировать такие работы у малоимущих, а остальным дать информацию о том, что утеплив свою квартиру и отказавшись от электрообогревателя, они могут экономить 10–40 тыс. руб. в течение 5 лет. Такая информационная компания обойдется не дороже, чем в 2–3 долл. США/кВт. Второй пример: доплата потребителям или продавцам за покупку одной компактной люминесцентной лампы 27 руб. позволяет высвободить мощность лампы накаливания равную 49 Вт или обходится в 20 долл. США/кВт. Только утепление окон и замена части ламп накаливания на энергоэффективные высвободит в Московской энергосистеме не менее 1 350 МВт, достаточных для обеспечения экономического роста в регионе в течение трех лет без строительства пиковых мощностей. На это потребуется 37 млн. долл. США, а на аналогичное новое строительство мощности потребовалось бы 1 350–2 700 млн. долл. США. Разница огромная. Только за счет реализации программы «Теплые окна» и «Дешевый свет» в Москве можно решить проблемы надвигающейся зимы. Но решать проблему нужно сейчас, пока еще можно открывать окна. Таких программ покупки неэффективной мощности или смещения максимума нагрузки можно разработать много и за их счет управлять спросом. Без этого рост спроса на мощность не удастся покрыть, а нехватка электроэнергии и природного газа все сильнее будет сдерживать экономический рост в Москве. Вывоз мусора объекта и утилизация отходов Какой воздух нужен стекольным за. Проб_энергосб. С нефти на семечки россия начинает создавать новую подотрасль - биоэнергетику. Обоснование выгодности реновации. Экологический дом. Главная страница -> Технология утилизации Экологически чистая мебель: |
