|
|
Главная страница -> Технология утилизации
Покупаем воздух. Вывоз мусора. Переработка мусора. Вывоз отходов.Петреня Ю.К. Во всем мире прогресс в теплоэнергетике связывают с решением задач по повышению эффективности, экологичности, снижению материало- и капиталоемкости, повышению надежности и эксплуатационных свойств энергетических установок тепловых электростанций. Одним из признанных направлений по реализации поставленных задач является широкое внедрение в энергетику комбинированных парогазовых установок (ПГУ). В энергетическом секторе, использующем в качестве топлива природный газ или жидкое топливо, приоритет использования парогазовых установок хорошо известен. Идея создания парогазовых установок, использующих в качестве рабочих тел продукты сгорания топлива и водяной пар (бинарные установки), впервые была высказана французским ученым Карно еще в 1824 г в его работе «Размышления о движущей силе огня и о машинах, способных развивать эту силу». Карно предложил схему поршневой парогазовой установки и обосновал основное условие создания эффективных парогазовых установок — использование продуктов сгорания топлива в качестве рабочего тела в области высоких температур с одновременной утилизацией отбросного тепла газов для получения рабочего пара. По мере развития паровых и газовых турбин оказалось возможным практическое осуществление этой идеи гениального ученого, более чем на столетие вперед определившего основные пути развития парогазовых тепловых двигателей. Первые бинарные парогазовые установки появились в Германии. В 1913 - 1917 Хольцварт осуществил ПГУ на базе ГТУ с пульсирующей камерой сгорания (рис. 1). КПД её не превышал 14%. В 1932 г. фирма «Броун-Бовери» разработали высоконапорный парогенератор «Велокс» (рис. 2) в топку которого воздух подавался осевым компрессором, приводом которого служила осевая газовая турбина В сочетании «Велокса» с паровой турбиной получалась парогазовая установка с нулевой выработкой полезной мощности газовой турбиной. В России исследования комбинированных термодинамических циклов выполнены в ЦКТИ 1934 — 1940 гг. и продолжены в послевоенные годы. В 1944—1945 гг. в ЦКТИ А. Н. Ложкин разработал схему парогазовой установки со сгоранием топлива при постоянном давлении (рис. 3а). Теоретические основы комбинированного парогазового цикла с высоконапорным парогенератором (ПГУ с ВПГ) были рассмотрены в работах ЦКТИ (А.Н. Ложкин, А.Э. Гельтман), что позволило повысить эффективность установки за счет параллельного с регенеративной системой паровых турбин подогрева питательной воды. Принципиальная схема этого предложения приведена на рис. 3б. В этот период были разработаны основные принципы комбинирования паровых и газовых турбин, проведен термодинамический анализ парогазовых циклов, выполнено сравнение различных комбинированных схем и выявлено преимущество установок с высоконапорными парогенераторами по сравнению с ПГУ сбросного типа (с низконапорными парогенераторами) и с котлами-утилизаторами. Принципиальные схемы основных рассмотренных типов ПГУ приведены на рис. 4. Это преимущество заключается прежде всего в значительном снижении металловложений в высоконапорные парогенераторы по сравнению с котлоагрегатами обычного типа. Кроме того, парогазовые установки с высоконапорными парогенераторами обеспечивают большую экономию топлива как по сравнению с парогазовыми установками других типов, так и по сравнению с раздельными паротурбинными и газотурбинными установками. Это справедливо для ПГУ на базе газовых турбин с начальной температурой газов перед ними до 950 1 000 С. Начатые в ЦКТИ термодинамические исследования циклов ПГУ получили развитие в работах Одесского политехнического института (под руководством проф. Д,П. Гохштейна), Саратовского политехнического института (под руководством проф. А.И. Андрющенко), Ленинградского политехнического института (под руководством проф. И.И, Кириллова и В.А. Зысина), ЭНИНа, ВТИ и др. На базе разработанных ЦКТИ схем и основного нестандартного оборудования парогазовых установок в Советском союзе были построены и введены в эксплуатацию парогазовые установки: * 1963г., Ленинград, Первая ЛенГЭС, ПГУ с ВПГ - 6,5 мощностью 6,5 МВт ( пгу =29,1%) на базе ГТУ-1,5 с начальной температурой газов 720оС; * 1966 1970, Ленинград, Блок-ТЭЦ №6, 3 блока ПГУ с ВПГ мощностью 16,5МВт, ( = 35,5) на базе ГТ-700-4-1М с начальной температурой газов 700оС; * 1972г , Невинномысск, Невинномысская ГРЭС, ПГУ с ВПГ мощностью 200МВт, ( = 43%) на базе ГТ-35 с начальной температурой газов 770оС производства Харьковского турбинного завода (принципиальная схема ПГУ на рис. 5). Годовая наработка блока ПГУ-200 мощностью 200 МВт с ВПГ на параметры пара 13 МПа, 545/560°С на Невинномысской достигла - 7940 час. В период 1983-1885 г. его наработка на отказ составила 1132-1427 час. против 1070-1140 час у блоков ПСУ с турбинами К-300-240 и 654-885 час. - с турбинами К-800-240. При проектной температуре газов перед газовой турбиной 770°С и одинаковых в ПГУ и в ПСУ паровых турбинах K-I60-I30 в условиях эксплуатации ПГУ-200 получено сокращение по сравнению с ПСУ: — по расходу топлива - 8%; — по металлоемкости ВПГ - 2.5 раза; — по удельным капзатратам - на 8%.; * 1982г, Молдавская ГРЭС, ПГУ с НПГ мощностью 250МВт, ( пгу =42%) на базе ГТ-35 с начальной температурой газов 770оС, принципиальная схема на рис. 6. Годовая наработка блоков составляет 7460 часов. Блоки работают в переменной части графика электрических нагрузок с остановом газотурбинных агрегатов ГТ-35-770 и разгрузкой паровых турбин К-210-130 до 40% от полной мощности на ночь. Отработаны режимы автоматического пуска ГТА и их подключения к действующим паровым котлам после ночного останова. Среднеэксплуатационное снижение удельного расхода топлива по сравнению с ПСУ составляет 3-5% * 1996г., ОПКС "Грязовец", ПГУ с КУ мощностью 35 МВт, ( =37,4), на базе ГТН-25 с начальной температурой газов 770оС, принципиальная схема на рис. 7; 1997 г. Несмотря на критику принятых решений по надстройке блока с турбиной Т-250 на Южной ТЭЦ С-Петербурга газотурбинной установкой GT-8C, проект был реализован. Для реконструкции этого энергоблока у концерна АВВ была приобретена газотурбинная установка GT-8C, которая обеспечивает около 50% окислителя, необходимого для работы котла с номинальной паропроизводительностью. Остальные 50% подает дутьевой вентилятор. Авторами проекта разработана необычная схема (рис. 8), основная особенность которой состоит в том, что охлаждение уходящих газов котла осуществляют не в газоводяных теплообменниках, а в сохраняемом в схеме ПГУ вращающемся регенеративном воздухоподогревателе (РВП) с помощью избыточного воздуха. Последний выполняет роль промежуточного теплоносителя, передающего тепло уходящих газов котла подпиточной или сетевой воде. Данная схема имеет очень сложную систему газовоздухопроводов большого сечения и шиберов, плотность которых недостаточна. Для схемы характерны также неизбежные перетечки в РВП (до 20%), а также отсутствие вытеснения регенерации паровой турбины. Поэтому такая реконструкция паротурбинных энергоблоков путем надстройки газовой турбинной привела к снижению надежности работы установки и к значительным дополнительным потерям тепла. Как показали испытания, парогазовый блок вместо проектного прироста КПД на 1-1,5% обеспечивает ту же экономичность, что паросиловой блок до реконструкции. При использовании рациональной схемы прирост КПД составил бы 2-3% абс. Таким образом, парогазовый блок Южной ТЭЦ Санкт-Петербурга представляет собой, с точки зрения реализации парогазовых технологий, скорее отрицательный пример. Краткая характеристика парогазовых установок разработанных ЦКТИ приведена в табл. 1. Принципиальная схема ПГУ-320 мощностью 320МВт с внутрицикловой газификацией твердого топлива, разработанная для Кировской ТЭЦ-5, приведена на рис. 9. Показатели разработанных ПГУ с ВЦГ при температуре наружного воздуха 15 С приведены в табл. 2. В эти же годы выполнены проекты ПГУ с ВПГ и НПГ мощностью 250 1000 МВт, включая и ПГУ с внутрицикловой газификацией топлива, предназначенные как для нового строительства, так и для модернизации действующих паросиловых блоков, выработавших ресурс. Показатели разработанных ПГУ приведены в табл. 1. В эти же годы НПО ЦКТИ разрабатывает для Газпрома концепцию ведомственной электростанции мощностью 30 100 МВт с использованием типов ГТУ, применяемых Газпромом, но в энергетическом варианте. Концепция основана на применении моно и дубль-блочных ПГУ с унифицированными по группам ГТУ котлами-утилизаторами и вспомогательным оборудованием. В последние 15-20 лет существования Советского Союза в энергетике в области парогазовых технологий имела место затяжная пауза, имеющая объективные причины, к числу которых следует отнести: • нарастающие общие проблемы в экономике СССР, приводившие к централизованному недофинансированию и долгостроям; • искусственные барьеры между инженерными разработками, материалами и технологиями в оборонной, в частности, авиапромышленности и стационарным энергомашиностроением; • централизованно формируемая техническая политика в энергетике, в рамках которой явно недооценивались парогазовые технологии, несмотря на огромную долю природного газа в топливном балансе страны (более 30%). За эти годы в мировом газотурбостроении сменилось несколько поколений агрегатов. Начальная температура газа выросла с 800-850оС до 1200-1300оС и выше. В результате этого была преодолена граница ( 1100 оС), за которой наиболее эффективным типом парогазовой установки становится не ПГУ с ВПГ или НПГ, а ПГУ с котлом-утилизатором (КУ). По указанным выше причинам отечественная энергетика как и ЦКТИ оказались не готовы к смене направления развития высокоэкономичных ПГУ с КУ, по которым имевшийся в те годы теоретический и практический задел был подкреплен проектами установок. Безусловно, за ПГУ с ВПГ сохраняется область применения в установках с внутрицикловой газификацией и прямого сжигания твёрдого топлива, а для ПГУ с НПГ — двухтопливные блоки, а также для модернизации существующих паросиловых блоков, выработавших свой ресурс электростанций. Для этих сфер отечественный опыт реализации парогазовых установок чрезвычайно ценен. С появлением на Российском рынке мощных газотурбинных установок оживились работы по разработке схем и установок с котлами-утилизаторами: • 2000-2001 гг. ПГУ-450Т на Северо-Западной ТЭЦ г. Санкт-Петербурга. Реализация проекта строительства Северо-Западной ТЭЦ началась в 1993 г. На Северо-Западной ТЭЦ устанавливаются 4 парогазовых блока ПГУ-450Т. В состав каждого блока входят: • две газовые турбины V-94.2 фирмы Siemens мощностью по 150 МВт; • два котла-утилизатора П-90 АО «Подольский машиностроительный завод» (новая разработка); • одна теплофикационная паровая турбина Т-150-7,7 ОАО «ЛМЗ» мощностью 150 МВт (новая разработка); • три генератора с воздушным охлаждением ТФГ (П)-160-2УЗ АО «Электросила» мощностью 160 МВт (новая разработка). ПГУ создана по дубль-блочной схеме (рис. 10) с двумя давлениями генерируемого пара с 2-4 ступенчатой системой подогрева сетевой воды. В настоящее время блок успешно эксплуатируется в течение всего 2001 г. и подтверждает все проектные характеристики. Уровень техники блока ПГУ-450Т соответствует 1992-93 гг. - времени начала проекта. Тем не менее, успешная реализация этой ПГУ является серьезным прорывом российской энергетики в области парогазовых технологий. 1 - газотурбинная установка, 2 - электрический генератор, 3 - котел-утилизатор, 4 - паровая турбина, 5 - конденсатор с встроенным пучком, 6 - конденсатные насосы 1 ступени, 7 - блочная обессоливающая установка, 8 - конденсатные насосы 2 ступени, 9 - конденсатор пара уплотнений, 10 - подогреватель низкого давления, 11 - охладитель конденсата бойлеров, 12 - деаэратор, 13 - питательные насосы низкого давления, 14 - питательные насосы высокого давления, 15- теплофикационная установка, 16 - БРОУ ВД, 17 - сетевые насосы 1-го подъема, 18 - сетевые насосы 2-го подъема, 19 - система подготовки подпиточной воды теплосети, 20 - водо-водяной теплообменник подпиточной воды 2005г. Введена в эксплуатацию ПГУ-450Т на Калининградской ТЭЦ-2 по тепловой схеме аналогичной схеме Северо-Западной ТЭЦ Санкт-Петербурга. 2006г. Сооружается ПГУ-325 на Ивановской ТЭЦ по схеме дубль-блок на базе ГТУ-110 производства ОАО "НПО Сатурн". Принципиальная схема ПГУ-325 приведена на рис. 11. НПО ЦУТИ участвует в разработке схем и проектов современных парогазовых блоков. Наибольший объем проектных проработок касается ПГУ-170 (рис. 12 ) Разработка одновального блока ПГУ выполнялась по инициативе ОАО «Институт Теплоэлектропроект» под патронажем Научного Совета «Теплофизика и Теплоэнергетика» Российской Академии Наук специалистами ОАО «Институт Теплоэлектропроект», ОАО «НПО ЦКТИ», ОАО ЛМЗ, АО «Электросила», АО «Подольский машиностроительный завод», НПО «Сатурн»(ОАО «Рыбинские моторы»). Базой для нее явилась газотурбинная установка ГТУ-110 мощностью 110 МВт, которая в полной комплектации установлена в 2001 г. на стенде Ивановской ГРЭС. ПГУ-170 позволяет при техническом перевооружении установить в габаритах двух энергоблоков К-200, полностью отработавших ресурс и подлежащих замене, три ПГУ-170. Аналогичный теплофикационный блок ПГУ-170Т был проработан для установки на ТЭЦ-27 Мосэнерго. В результате были подготовлены исходные требования к блоку и основному оборудованию. Одно из очень важных и перспективных направлений реализации парогазовых технологий — это модернизация и техническое перевооружение существующих электростанций с блоками от 150 до 800 МВт. Такая модернизация позволяет повысить технический уровень станции до самого современного при сохранении и использовании: • зданий и сооружений; • инфраструктуры; • внешних сетей и коммуникаций; • части основного и вспомогательного оборудования в зависимости от технического состояния и остаточного ресурса. На электростанциях со значительным остаточным ресурсом энергоблоков, в топливном балансе которых велика доля мазута или угля, но имеется и природный газ в количестве, достаточном для ГТУ, могут использоваться газотурбинные надстройки, превращающие паросиловые блоки в парогазовые (рис. 13): а) Схема со сбросом уходящих газов ГТУ в топку котла (наиболее рациональна схема с вытеснением регенерации паровой турбины); б) Схема со сбросом уходящих газов ГТУ в теплообменники и вытеснением регенерации высокого и низкого давления. в) Схема с установкой за ГТУ парового котла-утилизатора и подачей выработанного пара в паротурбинную часть (возможна комбинация со схемой «б») Все эти схемы могут с успехом применяться и для чисто газовых электростанций. Отечественные энергетические блоки 300 и 500 МВт хорошо сочетаются с газовыми турбинами ГТЭ-110 ("НПО Сатурн" (ОАО "Рыбинские моторы") и ГТЭ-160 (ОАО ЛМЗ), а ГТ-65 (ОАО ЛМЗ) может быть сочетаема с блоками 200 МВт. Как показали проработки уровни приростов эффективности при реализации перечисленных 3-х вариантов реконструкции приведены в табл. 3 при использовании ГТЭ-110. Примечание: 1) Без учёта ограничений по паровой турбине и генератору, которые могут быть преодолены распределением дополнительной мощности на 2-3 блока станции с соответствующим включением в схему Наиболее просты для использования варианты б) и в), вариант а) наиболее сложен, но и более эффективен, так как реализует полноценную сбросную схема. Описанные варианты реконструкции принципиально могут быть реализованы и для ТЭЦ на базе ГТУ малой и средней мощности. В целом можно констатировать, что создание ПГУ на уровне близком к лучшим мировым образцам является совершенно реальной задачей для отечественной промышленности. Доказательство тому успешная реализация всех, включая последние, парогазовых объектов. Результаты выполненного анализа (рис.14) возможных направлений использования ГТ-65 в составе надстроечных ПГУ различных схем (моно, дубль и трипль-блок) (рис. 15-19) на два и три уровня давления с промперегревом на высокие и сверхвысокие параметры пара позволил определить оптимальные давления в паровых контурах ПГУ на базе ГТ-65 и сделать вывод о том, что применение в ПГУ котлов-утилизаторов с начальной температурой газов свыше 600 С делает оправданной с термодинамической точки зрения постановку вопроса о сверхкритических параметрах пара в паротурбинном цикле. Общая картина экономических показателей ПГУ различных типов на базе ГТЭ-65 представлена на рис. 20 (а,б) (без дополнительного воздуха для дожигания). Обобщая разработки современных ПГУ, можно заключить что: • Трехконтурная схема с промперегревом представляет на сегодняшний день предельно достигнутый уровень сложности. По линии совершенствования тепловой схемы утилизационного контура ПГУ в направлении увеличения числа уровней давления и ступеней перегрева пара достигнут экономически целесообразный предел.. • Сформировались устойчивые подходы к выбору схемы и типа ПГУ (моно или полиблок, одновальный или двух вальный), учитывающие требования Заказчика, условия эксплуатации и стоимость топлива: — для работы в базовой части графика электрических нагрузок и при использовании дорогого топлива применяются ПГУ с КУ на три уровня давления пара с промперегревом; при этом ПГУ выполняется в виде дубль-блока мощностью 350 800 МВт, или моноблока в одновальном исполнении мощностью 300 450 МВт; последнее свидетельствует о высокой надежности применяемого оборудования, в том числе и ГТУ, — для работы в переменной части графика с частыми пусками и остановами и использовании дешевых топлив ПГУ с КУ проектируют по более простой схеме утилизационного контура два давления пара без промперегрева. Уровень мощности блоков колеблется от 350 МВт до 600 МВт. • Цикл одного давления из-за повышенной температуры уходящих газов (150-170 оС) может применяться в ПГУ мощностью до 100 150 МВт на промышленных ТЭЦ и, как правило, при комбинированной выработке тепла (пара) и электроэнергии. ЗАО «Уральский турбинный завод»,
Сергей Заякин Сжатый воздух - дорогое удовольствие. Затраты капитальные - компрессор, его установка, система подготовки воздуха - немалые, затраты эксплуатационные - энергия и техническое обслуживание - значительны и за пару лет работы превысят капитальные. Поэтому выбор компрессорного оборудования дело серьезное. Конечно, уважающие себя поставщики многое разъяснят. Однако для начала надо все-таки разобраться: для каких целей, в каком количестве и какого качества нужен сжатый воздух. Компрессоры. Какие они? Компрессоры подразделяются на воздушные, осуществляющие сжатие воздуха, и газовые, сжимающие различные газы, в том числе агрессивные и взрывоопасные. Однако мы не будем касаться такой специфической техники, как газовые компрессоры, предполагая, что она используется в основном на крупных предприятиях, имеющих опыт ее эксплуатации и достаточно отчетливо представляющих свои потребности. Итак, воздушные компрессоры. Они применяются во многих отраслях промышленности - нефтяной и нефтеперерабатывающей, металлургической и химической, пищевой и медицинской. Причем сжатый воздух может быть использован в качестве энергоносителя (строительные и ремонтные работы, добыча ископаемых, различные приводы, пневмоинструмент), а также в качестве технологической составляющей, если воздух входит в контакт с конечной продукцией (пищевая, медицинская промышленность). В настоящее время наиболее распространены поршневые, винтовые (и те и другие по способу действия относятся к объемным) типы компрессоров и турбокомпрессоры (динамические по способу действия). Винтовые компрессоры обычно применяются для постоянной, непрерывной работы в диапазоне давлений от 1 до 100-150 куб. м в минуту. Поршневые компрессоры используются в основном для специальных приложений: небольших расходов, высоких давлений. Турбокомпрессоры охватывают более широкий диапазон - 100-4000 куб. м в минуту. И применяются в тех случаях, когда требуется постоянная подача воздуха для таких работ, как, скажем, продувка магистральных нефтепроводов. Кроме того, в ряде случаев, когда необходимо получить сжатый воздух высокого качества, могут быть использованы малошумные спиральные компрессоры. Но о них немного позже. Компрессоры также различаются по конструктивному решению (стационарные и передвижные), по техническому исполнению (маслозаполненные и безмасляные), по степени сжатия и очистки воздуха, по наличию дополнительного оборудования для подготовки воздуха (очистки, осушения и охлаждения), по наличию или отсутствию ресивера. И наконец, компрессоры могут быть бытового и промышленного назначения. Впрочем, последнее различие не носит принципиального технического характера. Бытовыми считаются компрессоры, предназначенные для кратковременной работы (кстати, они, в большинстве своем, поршневые) в личных гаражах, небольших автомастерских, то есть для использования от случая к случаю. Какими же основными принципами следует руководствоваться при выборе компрессорного оборудования? Качество воздуха Отправной точкой в выборе компрессорного оборудования является область применения: нужен ли воздух как энергоноситель или как часть технологического процесса. Именно область применения определяет качество требуемого воздуха. Что же понимается под качеством сжатого воздуха? Воздух, попадающий в компрессор, имеет приблизительно 65% относительной влажности. Сжатая вместе с воздухом влага конденсируется в капле воды. Вынесенные вместе со сжатым воздухом эти капли попадают в сеть распределения. Часть необходимого для смазывания системы масла проникает в сжатый воздух. Находящаяся в воздухе пыль, несмотря на фильтр на входе в компрессор, также попадает в сжатый воздух. Для тех систем, где воздух - часть технологического процесса, качество сжатого воздуха служит определяющим показателем (в ряде случаев воздух должен быть просто стерильным). Если загрязненный водой, маслом и частицами пыли воздух будет вступать во взаимодействие с конечной продукцией, брак неизбежен. Кроме того, под действием грязного, влажного воздуха могут выходить из строя приборы и инструменты, воздух становится непригодным для окраски распылением, растут затраты на техническое обслуживание оборудования. Для улучшения загрязненного маслом воздуха может быть использована система фильтров. Однако для этого потребуются дополнительные затраты, связанные с установкой фильтров, их периодической заменой и обслуживанием. В то же время существуют безмасляные компрессоры, не требующие фильтров. Для осушения воздуха применяются специальные осушители, которые с помощью охлаждения и автоматического удаления конденсата позволяют избавиться от 95% воды, попавшей в систему. Для удаления пыли также существуют специальные фильтры. Причем как системы осушения, так и системы фильтрации пыли могут быть встроенными, а могут монтироваться отдельно. Один компрессор или двадцать Важный аспект в выборе компрессорного оборудования - планирование объемов производства сжатого воздуха. По сей день весьма распространена следующая схема снабжения предприятия сжатым воздухом. Одна компрессорная станция (большой производительности) связана сетью трубопроводов со всеми потребителями (цехами, участками). Протяженность сети может достигать многих километров, и потери в этих сетях составляют от 30 до 80-90%. Причем эта мощная станция должна работать и в том случае, когда работает все предприятие, и когда работает только одно подразделение. При этом установка большого компрессора требует специального помещения, проведения большого количества согласований и монтажных работ. Возникает вопрос, следует ли придерживаться этой схемы и в дальнейшем или, может быть, есть смысл в каждом подразделении (или группе подразделений) установить свой компрессор соответствующей мощности. В этом случае отпадает необходимость в протяженных сетях, дополнительных помещениях, имеется возможность автономной работы каждого участка. Что почем Как уже было сказано, сжатый воздух - удовольствие дорогое, поэтому при оценке инвестиций необходимо иметь полное представление о всех видах затрат. Их можно разделить на две категории - капитальные (единовременные) и эксплуатационные. Капитальные включают стоимость компрессора, оборудования для подготовки воздуха, автоматики, монтажа. Эксплуатационные - это сумма затрат на энергию и техническое обслуживание. При длительном сроке эксплуатации большую часть расходов (до 90%) составляют расходы на энергию (в подавляющем большинстве случаев электрическую), а, как было уже сказано, за два года эксплуатационные затраты могут превысить капитальные. Таким образом, следует оценить затраты не только на покупку и установку оборудования, но и предстоящие эксплуатационные расходы. Выбирая модель подешевле, вы можете в конечном счете здорово прогадать. Попытайтесь минимизировать расходы еще на этапе подготовки к осуществлению инвестиций. И не забудьте - скупой платит дважды. Сервис Ну и наконец, техническое обслуживание. Выбирая поставщика, необходимо быть уверенным в последующем обслуживании и ремонте приобретаемого оборудования. Чтобы не пришлось из-за одного вышедшего из строя узла ехать, например, в Полтаву или, не дай бог, еще дальше. Причем это касается как зарубежного, так и отечественного оборудования. Короче, надо убедиться в наличии сервисного центра. Как выбрать такого поставщика? Представляется рациональным воспользоваться одним из трех вариантов. Первый. Обратиться непосредственно к производителю, если он находится достаточно близко. Если же нет, обратиться в его представительство. Для зарубежных производителей официальным считается представительство, зарегистрированное в торговой палате. Например, шведская фирма Atlas Copco, активно работающая на российском рынке, имеет в России официальное представительство и собственные сервисные центры. Второй. Обратиться к российской фирме, официально представляющей в России интересы зарубежного производителя, - фирме, которая осуществляет продажу, монтаж и последующее техническое обслуживание оборудования. Третий. Обратиться в многопрофильные центры продаж и технического обслуживания. Обычно такие центры занимаются не только продажей и последующим техническим обслуживанием, но и координацией работы производителей, обеспечением их качественными (в том числе и импортными) комплектующими. Заинтересованность таких центров в качественном обслуживании очевидна. Итак, основными критериями при выборе компрессоров являются: необходимое количество и качество сжатого воздуха, определяющее технический уровень оборудования; необходимое с точки зрения рациональной работы предприятия число единиц техники, производящей сжатый воздух; предварительная оценка не только капитальных, но и эксплуатационных затрат; последующее техническое обслуживание приобретенного оборудования. Теперь обратимся непосредственно к рынку компрессорного оборудования. По общему мнению поставщиков (и даже отечественных производителей), зарубежная техника в большинстве своем классом выше отечественной, поэтому начнем с лучших образцов импортируемого в Россию компрессорного оборудования. Импортная техника Наиболее впечатляюще выглядит продукция одного из мировых лидеров - известного шведского концерна Atlas Copco, имеющего в России давние корни. Еще в 1916 году в нашей стране эксплуатировалось более 200 компрессоров этой фирмы. Atlas Copco производит и поставляет практически полный спектр компрессорного оборудования. У нас представлено более трех десятков моделей винтовых передвижных компрессорных станций серии XA, предназначенных для эксплуатации как за Полярным кругом, так и в условиях аравийских пустынь. Для обеспечения сжатым воздухом приводов станков, оборудования и пневмоинструмента в любой отрасли предлагаются стационарные винтовые маслозаполненные компрессоры серии GA, оснащенные электронной системой управления, автоматически поддерживающей все необходимые параметры. Применение эффективных систем регулирования позволяет существенно уменьшить потребление электроэнергии, что в свою очередь снижает эксплуатационные расходы. Поршневые компрессоры серии L предназначены для малых предприятий, автосервиса, гаражей. Небольшой производительности поршневые безмасляные компрессоры серии LXF вырабатывают стопроцентно безмасляный воздух и могут быть использованы в медицинском и стоматологическом оборудовании. Отдельно хотелось бы остановиться на безмасляных спиральных компрессорах (серия SF). В основу принципа сжатия в этих компрессорах положена спиральная схема. По этой схеме пара геликоидных элементов согласованно перемещается и постепенно сжимает воздух до давления 10 атмосфер. При этом полностью отсутствует контакт металла с металлом, нет необходимости в смазке, и, таким образом, полностью исключается возможность попадания масла в сжатый воздух. Особенности конструкции и звукоизолирующий корпус делают общий уровень шума не более 55 дБ. Благодаря полной интеграции и низкому уровню шума имеется возможность установки компрессора непосредственно в производственном помещении. Как говорят англичане, Compressor-room independent compressor . Таким образом, продукция Atlas Copco по своей номенклатуре и качеству может удовлетворить любого потребителя, особенно учитывая наличие сервисных центров в Москве, Санкт-Петербурге и Екатеринбурге. У читателя может сложиться мнение, что конкурентов у Atlas Copco нет. К счастью, это не так. Конечно, такой гаммы компрессорного оборудования ни одна зарубежная фирма в России не предлагает. Однако в отдельных классах конкуренты есть. К ним в первую очередь относится продукция французской фирмы Belair. Стационарные винтовые маслозаполненные компрессоры серий S, Silver и, в особенности, S'REC с диапазоном производительности от 0,5 до 12 куб. м в минуту, снабженные системой управления и контроля, встроенным ресивером (компоновка с встроенным ресивером запатентована именно фирмой Belair), масляным и пылеулавливающим фильтрами. Эти компрессоры, занимая около 0,7 кв. м площади и имея уровень шума порядка 65 дБ, весьма надежны и внешне привлекательны. Недаром фирма предоставляет на свою продукцию трехлетнюю гарантию. Широко представлено в России компрессорное оборудование итальянского производства. Правда, это в основном поршневые компрессоры небольшой производительности, использующиеся в основном в автосервисе. И предлагают их чаще всего фирмы, специализирующиеся на поставках оборудования именно для автосервиса. Наиболее часто встречается продукция таких фирм, как Fini, Fiac, Balma, хотя в то же время фирма Fiac предлагает стационарные винтовые маслозаполненные компрессоры серии TKD, снабженные ресивером, осушителем, фильтрами и обеспечивающие высокое качество сжатого воздуха. Теперь уже к зарубежной относится и техника бывших советских предприятий. Здесь надо, правда, отметить, что, несмотря на то что территориально эти предприятия расположены за рубежом, качество же в значительной степени осталось отечественным. Литовское АО SAM предлагает передвижные поршневые компрессоры небольшой производительности (0,5 куб. м. в минуту), предназначенные для обеспечения сжатым воздухом пневмосистем и пневмоинструмента при производстве малярных, отделочных и других работ. Полтавское ОАО ПТМЗ (Украина) производит в основном передвижные станции с дизельным приводом, кстати, пользующиеся спросом. Естественно, упомянуть всех производителей импортной техники, присутствующих на российском рынке, возможности нет, однако общее представление составить можно. Теперь обратимся к российскому производителю. Отечественная техника В настоящее время компрессорное оборудование в России выпускают около десятка заводов. Наиболее преуспело в этом ОАО Завод АСО (г. Бежецк Тверской области). Именно на этом предприятии своевременно освоили (используя и импортные комплектующие) выпуск ряда пользующихся спросом моделей. Это в основном поршневые компрессоры относительно небольшой производительности (0,1-2,0 куб. м в минуту) с электроприводом. По конструктивному исполнению - стационарные и передвижные с максимальным рабочим давлением от 7 до 16 атмосфер. Завод Арсенал (Санкт-Петербург) выпускает передвижные компрессоры с электродвигателями и двигателями внутреннего сгорания производительностью 4,6-5,4 куб. м в минуту. В последнее время в каталогах и прайс-листах фирм-поставщиков появились стационарные винтовые маслозаполненные компрессоры Пензенского компрессорного завода, предназначенные для обеспечения пневмосистем предприятий. Диапазон производительности 6-50 куб. м в минуту. Спрос на продукцию большинства других предприятий очень низкий. Объясняется это в первую очередь инерционностью, попыткой довольствоваться старым багажом, отсутствием маркетинговых исследований, короче, неразворотливостью. Например, московский завод Борец (в прошлом один из лидеров производства советской компрессорной техники) предлагает к реализации компрессор модели 2ВМ427/9. При сравнении его основных характеристик и цены с аналогами он выглядит вполне пристойно. Однако эта модель упоминается в справочнике, выпущенном еще в 1989 году. Можно себе представить, когда он был разработан. Понятно, что на такую технику сейчас вряд ли найдется покупатель. Так что же все-таки продается на российском рынке? Рынок Руководствуясь информацией, любезно предоставленной компанией Эконика-Техно , занимающейся поставками компрессорного оборудования более пяти лет, а также на основании информации других торгующих организаций, структуру рынка компрессорной техники в России можно охарактеризовать следующим образом. Доля российского оборудования в общем объеме продаж составляет примерно 35-40%. Этот показатель остается практически неизменным в течение последних трех лет. В докризисный период прошлого года объем продаж российского оборудования снизился, что объясняется примерным соответствием цен и более высоким качеством импортируемой техники. После 17 августа прошлого года спрос на российское оборудование вновь начал расти и остается достаточно высоким и сейчас. При этом спрос ограничивается двумя факторами - недостаточным охватом всего диапазона необходимого оборудования, а также возможностями российских заводов-изготовителей по увеличению объема производства. Большая часть продаж приходится на продукцию ОАО Завод АСО . Продажи других российских производителей составляют порядка 5-7%. Спрос на компрессорную технику импортного производства остался достаточно существенным, но после августовского кризиса претерпел некоторые изменения. Так, продажи компрессоров небольшой производительности итальянской фирмы Fini за год возросли примерно на 2-3%. Причем число продаж растет постоянно. Это объясняется отсутствием конкурентных предложений подобных типов компрессоров со стороны российских производителей, умеренными ценами и практически постоянным наличием продукции на складах в России. Кроме того, осуществляются поставки отдельных блоков и комплектующих для сборки компрессоров в России. Общий объем продаж промышленных компрессоров Atlas Copco в 1999 г. сократился почти на 10% по сравнению с прошлым годом. В то же время продажи компрессоров мощностью до 90 кВт выросли более чем на 10%, что в значительной степени компенсирует снижение продаж больших компрессоров, связанное с послеавгустовским замораживанием инвестиций. Наибольшим спросом пользуются спиральные безмасляные компрессоры серии SF для пищевой и медицинской промышленности, где требуется сжатый воздух высокого качества. Несмотря на невысокое качество, активно продаются компрессоры ОАО ПТМЗ . Объем продаж, в особенности передвижных компрессорных станций с дизельным приводом, возрос более чем на 10%. Продукция литовского АО SAM спросом практически не пользуется. Это следствие привязки цены к доллару, а также наличия российских аналогов более высокого качества (и меньшей стоимости). Вывоз мусора: подмосковье Энергетическая политика германии. Обзор новостей. Концепция создания экопоселений. Микрогазотурбинные электроагрега. Новое энергосберегающее стекло. Главная страница -> Технология утилизации Экологически чистая мебель: |
