Но

вос

ти т

еп

ло

сн

аб

же

ни

я №

2 (

фе

вра

ль)

; 2

01

0 г

.

1

СССС ОООО ДДДД ЕЕЕЕ РРРР ЖЖЖЖ АААА НННН ИИИИ ЕЕЕЕ №№№№ 2222 (((( 1111 1111 4444 )))) фффф ееее вввв рррр аааа лллл ьььь ,,,, 2222 0000 1111 0000 гггг....

НОВОСТИ

ЭКОНОМИКА И УПРАВЛЕНИЕРазвитие теплоснабжения в России в соответствиис Энергетической стратегией до 2030 г.

НП «РОССИЙСКОЕ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ»События и планы

Особенности энергоснабжения Словацкой Республики

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИОбзор научно-технических изданий

Источники теплаМодернизация горелок на котлах КВГМ с целью повышенияих безопасности и надежности эксплуатацииИ.А. Урманов, А.В. Мамошкин

Универсальный котел на альтернативных видах топливаФ.Г. Ахтямов

Особенности использованияпарогазовых установок на ТЭЦВ.М. Батенин, Ю.А. Зейгарник, В.М. Масленников, Ю.Л. Шехтер

Эффективность подогрева природного газапри использовании детандер-генераторных агрегатовна тепловых электрических станцияхЕ.В. Жигулина, Н.В. Калинин, В.Г. Хромченков

Тепловые сетиОднотрубный транспорт тепла от источников комбинированнойвыработки электрической и тепловой энергииА.А. Арешкин

ВодоподготовкаПрименение ультразвука для ограничения накипеобразования в теплосетяхГ.В. Пирогов, А.В. Богловский

Оптимизация технологий применения реагентовдля коррекционных режимов паровых котловО.В. Гусева

Термодинамический способ защиты оборудования систем теплоснабженияот коррозии и отложенийВ.Н. Жилин, Д.Н. Ильин

ПРАВОВОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕРазъяснения к Приказу Минрегиона России № 274 от 09.12.2008 г.

О правомерности применения балансового методаза фактически поставленный объем тепловой энергии

ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИАнализ причин несчастных случаев с тяжелым и смертельным исходомЗ.М. Филатова

10

28

56

6

38

48

34

24

44

12

2

52

54

41

20

18

Принято Постановление Правительства РФот 30.12.2009 г. № 1140 «Об утверждении стан-дартов раскрытия информации организациямикоммунального комплекса и субъектами естест-венных монополий, осуществляющими деятель-ность в сфере оказания услуг по передаче теп-ловой энергии».

Данным Постановлением определен состави порядок раскрытия информации об услугах,цены на которые подлежат регулированию, ор-ганизациями коммунального комплекса и по-ставщиками тепловой энергии.

В соответствии с Федеральным законом от17.08.1995 г. № 147-ФЗ «О естественных монопо-лиях» и Федеральным законом от 30.12.2004 г.№ 210-ФЗ «Об основах регулирования тарифоворганизаций коммунального комплекса» уста-новлены подробные перечни информации об ус-лугах и товарах указанных организаций, цены накоторые подлежат государственному регулиро-ванию, в т.ч. об услугах по теплоснабжению и пе-редаче тепловой энергии, горячему и холодномуводоснабжению, очистке сточных вод и утилиза-ции твердых бытовых отходов (сведения о ценахи тарифах на эти услуги и товары, потребитель-ских характеристиках услуг и товаров, информа-ция о возможности подключения к системекоммунальной инфраструктуры, сведения об ос-новных показателях финансово-хозяйственнойдеятельности организаций, инвестиционных ипроизводственных программах и т.д.).

Определен также порядок раскрытия этой ин-формации в официальных СМИ, в сети Интернет ипо письменным запросам потребителей товарови услуг. Установлено, в частности, что на офици-альных сайтах в Интернете должна помещатьсявся информация, предусмотренная упоминавши-мися перечнями, которая должна быть доступна втечение 5 лет. Определен также состав информа-ции, подлежащей опубликованию в официальныхпечатных изданиях. Информация по письменномузапросу должна предоставляться не позднее 20календарных дней со дня поступления запроса.

31 декабря 2009 г. Правительство РФ утвер-дило Постановление № 1221 «Правила установ-ления требований энергетической эффективно-сти товаров, работ, услуг, размещение заказовна которые осуществляется для государствен-ных или муниципальных нужд».

Согласно правилам требования энергетичес-кой эффективности устанавливаются Минис-терством экономического развития РФ в отно-шении работ и услуг, в процессе выполнения ко-торых расходуются значительные объемы энер-гетических ресурсов.

В частности, к первоочередным требованиямэнергетической эффективности относятся.

1. Для строящихся и реконструируемых объ-ектов по производству тепловой энергии, мощ-

ностью более 5 Гкал/ч – обеспечение комбини-рованной выработки тепловой и электрическойэнергии. Указанное требование применяетсятакже при размещении заказов на выполнениеработ по разработке проектных решений по ре-конструкции действующих объектов по произ-водству тепловой энергии и по их реализации.

2. Для строящихся и реконструируемыхобъектов по производству тепловой энергии(за исключением объектов по производствутепловой энергии в режиме комбинированнойвыработки электрической и тепловой энергии,мощностью менее 5 Гкал/ч) – обеспечение ко-эффициента полезного использования энер-гии не менее 85% при нормальном режимеработы (под коэффициентом полезного ис-пользования энергии понимается отношениеэнергии произведенного тепла к энергии по-траченного топлива).

3. Для строящихся и реконструируемых объ-ектов по производству тепловой энергии в ре-жиме комбинированной выработки электричес-кой и тепловой энергии – обеспечение суммар-ного коэффициента полезного использованияэнергии не менее 70% в когенерационном цик-ле при нормальном режиме работы (под сум-марным коэффициентом полезного использо-вания энергии понимается суммарное отноше-ние тепловой и электрической энергии к энер-гии потраченного топлива).

С полным текстом постановлений Прави-тельства РФ № 1140 от 30.12.09 г. и № 1221 от31.12.09 г. можно ознакомиться на сайте Рос-Тепло.ру (www.rosteplo.ru) в разделе «Правоваяинформация».

В регионах РФ ведутся различного рода ра-боты по повышению надежности систем тепло-снабжения и качества предоставляемых услугпотребителям.

Так, власти Красноярска продолжают плано-мерную работу по повышению эффективностисистемы теплоснабжения города. За время дей-ствия программы по энергоресурсосбереже-нию было закрыто 17 малых угольных котель-ных, а их нагрузка подключена к ТЭЦ.

Одна из котельных переведена в режим цент-рального теплового пункта. Также выведены в ре-зерв и законсервированы три электрокотельные.

В течение 2010 г. будут закрыты еще две ко-тельные.

Специалисты отмечают, остановка устарев-ших нерентабельных угольных котельных позво-ляет улучшить экологическую обстановку в гус-тонаселенных районах города, снижает затратына производство тепловой энергии. А также по-вышает качество и делает систему теплоснаб-жения более надежной.

Департамент ЖКХ Кировской области подвелитоги реализации в 2009 г. областной целевой

Но

вос

ти т

еп

ло

сна

бж

ен

ия

№ 2

(ф

евр

ал

ь);

20

10

г.

НО

ВО

СТ

И

2

программы «Реформирование и модернизацияжилищно-коммунального комплекса Кировскойобласти» на 2007-2010 гг., которая является ос-новой финансовой поддержки жилищно-комму-нального комплекса региона.

В департаменте ЖКХ сообщили, что по состоя-нию на 1 января 2010 г. из всех источников финан-сирования на эти цели освоено 390,266 млн руб.

Реализация мероприятий позволила привес-ти в соответствие с нормативно-техническимитребованиями объекты инженерной инфраст-руктуры, значительно снизить затраты на про-изводство коммунальных услуг (тепло- и водо-снабжение). 17 котлов различной мощности,выработавшие свой ресурс, заменены на болееэкономичные. Заменено и отремонтировано бо-лее 50 единиц технологического оборудования,более 25 км тепловых и водопроводных сетей сприменением усовершенствованных материа-лов. Кроме того, четыре котельные переведенына местные виды топлива.

А на реализацию проектов модернизации ком-мунальной инфраструктуры Республики Карелияс 2006 г. было привлечено более 3 млрд руб.

Согласно материалам Госкомитета по рефор-мированию ЖКХ, за последние 5 лет было мо-дернизировано 97 котельных, установлено 212новых котлов, реконструированы котельные впос. Вяртсиля и Салми Сортавальского района.

Уже приобретено оборудование для перево-да ряда котельных на местные виды топлива –древесную щепу и торф. Планируется строи-тельство и реконструкция котельных еще в 6районах республики.

В рамках дальнейшей работы по газифика-ции республики предусматривается перевод наприродный газ к 2013 г. 26 котельных.

В рамках соглашения о сотрудничестве меж-ду республиканским правительством и одной измосковских компаний реализовано два инвес-тиционных проекта строительства и реконструк-ции котельных в пос. Кааламо и Хелюля в Сорта-вальском районе с переводом их на биотопли-во, которые полностью реализованы за счетвнебюджетных средств в сумме 95 млн руб.

На 2010 г. запланирована реализация поряд-ка 20 крупных инвестиционных проектов в сфе-ре ЖКХ, в частности, в рамках государственно-частного партнерства.

25 января 2010 г. между ПравительствомИвановской обл. и группой предприятий ОАО«Газпром» (ООО «Ивановорегионгаз», ОАО«Межрегионтеплоэнерго» и ОАО «Межрегион-энергогаз») было заключено соглашение на ре-конструкцию системы теплоснабжения в Ива-новской области.

Документ предусматривает реализацию про-ектов по строительству и реконструкции объек-тов систем теплоснабжения в Ивановской обл.

Так, в Заволжском, Пучежском, Тейковском иПриволжском районах запланировано возведе-ние газовых котельных вместо устаревшихугольных и мазутных.

С 2005 г. инвестиции ОАО «Газпром» в гази-фикацию региона превысили 1 млрд руб. Гене-ральный директор ОАО «Межрегионтепло-энерго» А. Вершинская отметила, что в теку-щем году в рамках соглашения в региональнуюсистему теплоснабжения будет вложено по-рядка 340 млн руб. Из бюджета Ивановскойобл. средства по данному соглашению направ-ляться не будут.

В рамках областной целевой программы«Модернизация коммунальной инфраструктурыТомской области на 2006-2010 гг.» Асиновскомурайону Томской области дополнительно выде-лена субсидия в размере 8,5 млн руб. Эти сред-ства образовались в результате экономии суб-сидии, ежегодно выделяемой местным тепло-снабжающим организациям, использующим вкачестве топлива нефть. В ноябре 2009 г. Аси-новский район уже получил из областного бюд-жета 7,5 млн руб., которые были направлены назавершение строительства тепловых сетей, не-обходимых для ввода в эксплуатацию одной ко-тельной в г. Асино.

Модернизация коммунальной инфраструкту-ры в г. Асино осуществляется с 2007 г. за счет об-ластного и местного бюджетов, а также средствинвестора – ООО «ПФ Октан». Основная долярасходов на модернизацию проведена за счетвнебюджетных средств в размере 238 млн руб.

По сообщению пресс-службы администра-ции, результатом этого одного из немногих вТомской области инвестиционного проекта вЖКХ станет сокращение общего количества ко-тельных в городе и переход оставшихся с нефтина уголь. При завершении модернизации систе-мы теплоснабжения г. Асино, экономия средствобластного бюджета на возмещение разницы вцене на нефть в 2010 г. дополнительно составитболее 17 млн руб.

В ряде городов России переходят на использо-вание местных и возобновляемых видов топлива.

НО

ВО

СТ

ИН

ово

сти

те

пл

осн

аб

же

ни

я №

2 (

фе

вра

ль)

; 2

01

0 г

.

3

фото с сайта www.fortum.ru

По словам губернатора Псковской областиА. Турчака, в бюджете региона на 2010 г. запла-нированы расходы на целевую программу попереводу части котельных на местные виды топ-лива, в частности, на торф. На эти цели плани-руется направить 100 млн руб.

Губернатор Тверской области Д. Зеленин всвоем послании Законодательному собраниюобласти подчеркнул, что в 2010 г. в регионедолжно быть запущено 15 котельных на древес-ном топливе (лесосечные отходы и отходы де-ревообработки).

Президент Республики Саха (Якутия) В. Шты-ров и Председатель Правительства РеспубликиЕ. Борисов посетили крестьянское хозяйство впос. Малая Марха, где при поддержке Минсель-хоза Республики Саха (Якутия) недавно введен вэксплуатацию механизированный коровник на50 голов скота. Уникальность проекта в том, чтодля его отопления и электроснабжения предла-гается впервые в Якутии использовать техноло-гию по выработке альтернативного топлива –биогаза.

В. Штыров дал поручение Правительству Ре-спублики Саха (Якутия) довести данный проектдо логического завершения в качестве экспери-ментального образца, а затем, если он покажетсвою жизнеспособность, активно использоватьего по всей Республике.

Инновационный проект по оснащению стан-ции скорой помощи солнечными коллекторамиреализован в г. Минеральные Воды Ставрополь-ского края. Новое оборудование полностьюобеспечивает работу системы ГВС всей стан-ции скорой помощи.

По заявлению пресс-службы Министерстваэкономического развития региона, минерало-водская станция скорой помощи оснащена 50солнечными коллекторами, установленными накровле здания, общей мощностью 62 кВт, а так-же 14 фотоэлектрическими установками общеймощностью 2,1 кВт.

Этот проект реализован в рамках краевой це-левой программы «Энергосбережение, разви-тие возобновляемых источников энергии в Ста-

вропольском крае на 2009-2013 годы». По дан-ным министерства, его стоимость составила11 млн руб., из которых 9 млн руб. было выде-лено из бюджета края, еще 2 млн руб. – из бюд-жета муниципалитета.

Помимо перехода на местные и альтернатив-ные виды топлива эффективность источниковтепла повышается за счет реконструкции ко-тельных в мини-ТЭЦ.

Так, ярославские энергетики ОАО «МРСКЦентр» выполнили техприсоединение первой вобласти газопоршневой установки электричес-кой мощностью 195 кВт (тепловая мощность –330 кВт). Установка применена в технологичес-кой схеме поселковой газовой котельнойд. Сельцо Большесельского муниципальногорайона Ярославской области. Внедрение дан-ной установки в области является составной ча-стью поддержанного Правительством РФ про-екта в сфере энергоэффективности «Комплекс-ная малая энергетика».

Согласно договору на технологическое при-соединение энергетики «МРСК Центра» выпол-нили реконструкцию линии электропередачинапряжением 0,4 кВ от КТП «Котельная» протя-женностью 0,4 км, дополнительно установилидве опоры, заменили существующий провод насамонесущий изолированный. Комплекс этихмер позволит значительно увеличить надеж-ность данного участка электрических сетей.

Ярославская область стала пилотным регио-ном РФ, на территории которой реализуетсяодин из шести федеральных проектов в сфереэнергоэффективности – «Комплексная малаяэнергетика». С данного проекта начинается реа-лизация мероприятий подпрограммы по повы-шению энергоэффективности энергетическогокомплекса Ярославской области на базе разви-тия когенерационной энергетики.

В 2010 г. запланирован монтаж подобных га-зопоршневых установок в Мышкинском, Лю-бимском, Некоузском, Некрасовском муници-пальных районах.

Размер инвестиций в развитие когенерацион-ной энергетики Ярославской области до 2015 г.составит более 13,5 млрд руб., сообщили в обла-стном Департаменте топлива, энергетики и регу-лирования тарифов.

Как отметили в Департаменте, во всех муни-ципальных образованиях Ярославской областипланируется модернизация существующих ко-тельных за счет ввода в эксплуатацию 32 газо-турбинных и газопоршневых установок общеймощностью 279 МВт.

В результате модернизации котельных эф-фективность использования топливно-энерге-тических ресурсов области повысится на 18%.

А в Республике Беларусь в результате реали-зации отраслевой программы энергосбереже-

Но

вос

ти т

еп

ло

сна

бж

ен

ия

№ 2

(ф

евр

ал

ь);

20

10

г.

НО

ВО

СТ

И

4 фото с сайта www.fortum.ru

ния за 2009 г. сэкономили 270,2 тыс. т у.т. Врамках данной программы теплоснабжающиеорганизации республики заменили 725,4 км из-ношенных участковых тепловых сетей с примене-нием в основном предварительно изолирован-ных труб, а также 128 котлоагрегатов с низкимКПД при плане 89. Было установлено 707 единицэнергоэффективного насосного и воздуходувно-го оборудования, а также 247 теплообменников.Внедрено 313 частотно-регулируемых электро-приводов при плане 248. Выполнена тепловаямодернизация и утепление ограждающих конст-рукций 642,4 тыс. м2 жилищного фонда. В 2009 г.81 котельная была переведена на полное или ча-стичное использование местных видов топлива,благодаря чему доля использования местных ви-дов топлива в общем топливном балансе ЖКХ за2009 г. превысила 28%.

Но высокотехнологичное экономичное обо-рудование требует грамотной эксплуатации, атем временем с начала 2010 г. специалистыСредне-Волжского управления Федеральнойслужбы по экологическому, технологическому иатомному надзору провели 27 проверок соблю-дений требований безопасности при эксплуата-ции энергоустановок на территории Пензенскойобл. В результате выявлено более 100 наруше-ний правил и норм безопасности.

Наиболее характерные из них – несвоевре-менное проведение осмотров тепловых пунк-тов, отсутствие средств индивидуальной защи-ты от поражения электрическим током, приме-нение средств защиты от поражения электриче-ским током с истекшими сроками испытания,отсутствие технической документации.

Коснулись темы теплоснабжения и следст-венные органы.

Следственным управлением Следственногокомитета при прокуратуре РФ по Астраханскойобласти завершено расследование уголовногодела по обвинению в превышении должностныхполномочий бывшего главы муниципальногообразования «Приволжский район» Астрахан-ской области Л. Боярчука (ч. 2 ст. 286 УК РФ) иисполняющего обязанности председателя ко-митета по управлению муниципальным имуще-ством А. Черникова (ч. 1 ст. 286 УК РФ).

В 2005 г. Боярчук в сговоре с Черниковым ре-ализовали без проведения аукциона путем сво-бодной продажи одному из предпринимателейздание котельной, стоящей на балансе МУПЖКХ «Евпраксинское» и являющейся единствен-ным источником формирования его уставногофонда.

При этом Черников ввел в заблуждение не-зависимого оценщика, что котельная с обору-дованием не нужна собственнику и будет де-монтирована, в результате чего добился ееоценки в минимальную сумму в 375 тыс. руб.

при балансовой стоимости указанного имуще-ства в 3,795 млн руб.

Уголовное дело направлено прокурору дляутверждения обвинительного заключения.

А столичные оперативники нашли целый под-польный завод в Московской обл., где восста-навливали бракованные и списанные задвижкии вентили. Цеховики покупали задвижки сразупосле их списания со стратегических предприя-тий. Затем «железо» чистилось, красилось ипродавалось под видом совершенно нового.Организаторы этого бизнеса обвиняются постатье «мошенничество», а материалы уголов-ного дела переданы в суд.

И в завершение обзора интересная новостьиз Омска. Научно-производственное предприя-тие разработало уникальную систему очисткипромышленных газов. В основе этого способалежит принцип управления смерчем (деталипроцесса компания не раскрыла). Способ пред-назначен для промышленных предприятий иТЭЦ. Как говорят разработчики, по сравнению ссовременным импортным очистительным обо-рудованием их способ в 10 раз дешевле, требу-ет в 5 раз меньше площади, дает высокую сте-пень очистки.

Предприятие-разработчик альтернативнойсистемы очистки газа пытается внедрить инно-вацию в промышленность. Сейчас компанияищет инвесторов.

При подготовке обзора использованы материалы следу-

ющих пресс-служб организаций, предприятий, изданий и

информационных агентств: Официальный сайт Правитель-

ства РФ, сайт Правительства Кировской области, Консуль-

тант плюс, ТРК Петербург, РИА «Новости», Интерфакс, ИА

REGNUM, ИА Пресс-Лайн.ru, ЭнергоНьюс, РИА ОмскПресс,

Томский Обзор, Официальный сервер Карелии, Псковская

лента новостей, Вести ПБ, Высота 102, Народная газета,

РосТепло.ру.

НО

ВО

СТ

ИН

ово

сти

те

пл

осн

аб

же

ни

я №

2 (

фе

вра

ль)

; 2

01

0 г

.

5

фото с сайта www.neftegaz.ru

ЦелиСтратегическими целями развития сферы

теплоснабжения являются:■ достижение высокого уровня комфорта в жи-лых, общественных и производственных поме-щениях, включая количественный и качествен-ный рост комплекса услуг по теплоснабжению(отопление, ГВС), вентиляции и хладоснабже-нию (кондиционирование), высокий соответст-вующий ведущим европейским странам уро-вень обеспеченности населения и отраслей эко-номики страны этим комплексом услуг при до-ступной их стоимости;■ кардинальное повышение техническогоуровня систем теплоснабжения на основе инно-вационных, высокоэффективных технологий иоборудования;■ сокращение непроизводительных потерьтепловой энергии и расходов топлива;■ обеспечение управляемости, надежности,безопасности и экономичности теплоснабже-ния;■ снижение негативного воздействия на окру-жающую среду.

Промежуточные результатыреализации ЭС-2020

Результаты реализации Энергетическойстратегии России на период до 2020 г. в сфереразвития теплоснабжения следует признать не-удовлетворительными. За прошедший периодситуация в указанной сфере ухудшилась несмо-тря на принятие целого ряда решений, которыеоказались не подкреплены в достаточной степе-ни необходимыми организационными мерами,материально-технической базой и финансовы-ми средствами.

За прошедший период выросли показателиизноса основных фондов теплоснабжения (до

65-70%), коэффициент использования установ-ленной тепловой мощности электростанций сни-зился до величины, не превышающей 50%, про-тяженность тепловых сетей сократилась на 7%(более чем на 13,5 тыс. км), увеличились тепло-вые потери в тепловых сетях (с 14 до 20%), а так-же значительно вырос расход электроэнергии наперекачку теплоносителя (до 40 кВт.ч/Гкал).

Основные проблемыК числу основных проблем в указанной сфе-

ре относятся:■ неудовлетворительное состояние системтеплоснабжения, характеризующееся высокимизносом основных фондов, особенно теплосе-тей и котельных, недостаточной надежностьюфункционирования, большими энергетически-ми потерями и негативным воздействием на ок-ружающую среду;■ потребность в крупных инвестициях дляобеспечения надежного теплоснабжения принеобходимости одновременного ограниченияроста стоимости услуг этой сферы;■ организационная разобщенность объектов исистем теплоснабжения – отсутствие единойгосударственной политики в этом секторе,прежде всего научно-технической и инвестици-онной;■ необходимость институциональной перест-ройки всей системы теплоснабжения для выво-да ее из кризиса и успешного функционирова-ния в рыночных условиях.

ЗадачиДля достижения стратегических целей раз-

вития отрасли необходимо решить следующиеосновные задачи.

1. Развитие теплоснабжения России на базетеплофикации с использованием современных

Но

вос

ти т

еп

ло

сна

бж

ен

ия

№ 2

(ф

евр

ал

ь);

20

10

г.

ЭК

ОН

ОМ

ИК

А И

УП

РА

ВЛ

ЕН

ИЕ

6

Развитие теплоснабжения в России в соответствиис Энергетической стратегией до 2030 г.(выдержка из Энергетической стратегии России на период до 2030 г., публикуется с сокращениями)

Энергетическая стратегия России на период до 2030 г. утверждена распоряжени-ем Правительства РФ от 13 ноября 2009 г. № 1715-р.

Основные положения ЭС-2030 подлежат использованию при разработке и коррек-тировке стратегий и программ социально-экономического развития, энергетическихстратегий и программ субъектов Российской Федерации, Генеральных схем и про-грамм развития отраслей ТЭК, а также комплексных программ по энергетическомуосвоению новых регионов. Также эти положения должны учитываться при подготовкеи корректировке инвестиционных программ и крупных проектов компаний энергети-ческого сектора.

Предлагаем Вам ознакомиться с фрагментами главы «Теплоснабжение» ЭС-2030.

экономически и экологически эффективных ко-генерационных установок широкого диапазонамощности.

2. Распространение технологии теплофика-ции на базе паротурбинных, газотурбинных, га-зопоршневых и дизельных установок на областьсредних и малых тепловых нагрузок.

3. Оптимальное сочетание централизован-ного и децентрализованного теплоснабжения свыделением соответствующих зон.

4. Максимальное использование возможно-стей геотермальной энергетики для обеспече-ния теплоснабжения изолированных регионов,богатых геотермальными источниками (полуос-тров Камчатка, остров Сахалин, Курильские ост-рова).

5. Развитие систем централизованно-рас-пределенной генерации тепловой энергии сразными типами источников, расположенных врайонах теплопотребления.

6. Модернизация и развитие систем децент-рализованного теплоснабжения с применениемвысокоэффективных конденсационных газовыхи угольных котлов, когенерационных, геотер-мальных, теплонасосных и других установок, атакже автоматизированных индивидуальныхтеплогенераторов нового поколения для сжига-ния разных видов топлива.

7. Совершенствование режимов эксплуата-ции ТЭЦ с целью максимального сокращениявыработки электрической энергии по конденса-ционному циклу, вынос ее выработки по услови-ям экономичности на загородные тепловыестанции.

8. Изменение структуры систем теплоснаб-жения, включая рациональное сочетание систем-ного и элементного резервирования, оснащениеавтоматикой и измерительными приборами врамках автоматизированных систем диспетчер-ского управления нормальными и аварийнымирежимами их эксплуатации, переход на незави-симую схему подключения нагрузки отопления(вентиляции и кондиционирования) и закрытуюсистему ГВС.

9. Совместная работа источников тепла наобщие тепловые сети с оптимизацией режимових функционирования.

10. Реконструкция ТЭЦ, котельных, тепловыхсетей, проведение теплогидравлической налад-ки режимов, повышение качества строительно-монтажных и ремонтных работ, своевременноевыполнение регламентных мероприятий, осна-щение потребителей стационарными и пере-движными установками теплоснабжения в каче-стве резервных и/или аварийных источниковтеплоснабжения.

11. Разработка нормативно-правовой базы,обеспечивающей эффективное взаимодейст-вие производителей тепловой энергии, органи-

заций, осуществляющих ее транспортировку ираспределение, а также потребителей в рыноч-ных условиях функционирования отрасли.

Перспективная структура, а также объемыпроизводства и потребления тепловой энергиина рассматриваемый период максимально ори-ентированы на обеспечение потребностей эко-номики России и учитывают уже начавшуюсядеурбанизацию городских поселений, включаявынос за пределы городской застройки промыш-ленного производства и активное развитие ин-дивидуального малоэтажного строительства, до-ля которого планируется на уровне 52-55% всеговводимого в эксплуатацию жилого фонда. Мало-этажная застройка, как правило, будет обеспечи-ваться индивидуальными теплогенераторами, амногоэтажная – централизованными (частичнодецентрализованными) источниками. Основнойприрост производства тепловой энергии в сис-темах централизованного теплоснабжения (ЦТ)будут обеспечивать тепловые электростанции,доля которых в общем объеме производства теп-ла в системах ЦТ вырастет с 44 до 49-50% к кон-цу 3-го этапа реализации настоящей Стратегии.Кроме того, увеличится использование тепло-утилизационных установок и особенно возобнов-ляемых источников тепла на базе геотермаль-ной, солнечной энергии и биомассы. В результа-те доля котельных в производстве тепловойэнергии в системах ЦТ уменьшится с 49 до 40% кконцу 3-го этапа реализации ЭС-2030.

В сфере теплоснабжения также найдут своеприменение атомные станции с модульнымивысокотемпературными газоохлаждаемыми ре-акторами для производства тепловой энергиипромышленного потенциала, производства во-дорода, синтетического жидкого топлива и др.

ЭнергосбережениеЭнергосбережение в сфере теплоснабжения

будет осуществляться по следующим основнымнаправлениям.

1. В производстве тепловой энергии:■ повышение КПД котлоагрегатов, теплофика-ционных и других установок на основе совре-менных технологий сжигания топлива, когене-рационной выработки тепловой и электричес-кой энергии;■ увеличение коэффициента использованиятепловой мощности;■ развитие систем распределенной генерациитепла с вовлечением в теплоснабжение возоб-новляемых источников энергии;■ повышение технического уровня, автомати-зации и механизации мелких теплоисточников,оснащение их системами учета и регулированияотпуском тепловой энергии;■ обоснованное разделение сферы централизо-ванного и децентрализованного теплоснабжения.

ЭК

ОН

ОМ

ИК

А И

УП

РА

ВЛ

ЕН

ИЕ

Но

вост

и т

еп

ло

сна

бж

ен

ия

№ 2

(ф

евр

ал

ь);

20

10

г.

7

2. В системах транспорта тепловой энергии:■ сокращение тепловых потерь и утечек тепло-носителя в результате реконструкции тепловыхсетей на основе применения теплопроводов за-водской готовности, эффективных способов ихпрокладки, современных запорно-регулирую-щих устройств, автоматизированных узлов и си-стем управления режимами;■ организация оптимальных режимов функци-онирования тепловых сетей, теплоисточников ипотребителей.

3. В системах потребления тепловой энер-гии:■ учет количества и контроль качества потреб-ляемой тепловой энергии;■ реконструкция и новое строительство зда-ний с применением теплоустойчивых конструк-ций, тепловой автоматики, энергоэффективно-го оборудования и теплопроводов;■ высокая технологичность всего процессатеплопотребления, доступность его контроля ивозможность управления.

В результате будет достигнуто не менее чемдвукратное снижение удельных потерь тепло-вой энергии (с 19 до 8-10% к концу 3-го этапареализации настоящей Стратегии), что обес-печит экономию топлива в размере не менее40 млн т у.т. к 2030 г.

Развитие сферы теплоснабженияна 3-х этапах реализации ЭС-2030

Прогнозируемое развитие сферы тепло-снабжения (см. таблицу) потребует осуществ-

ления таких мер, как формирование и совер-шенствование конкурентного рынка тепловойэнергии, поддержка создания прогрессивногороссийского оборудования для системы тепло-снабжения, совершенствование управленияэтими системами и поддержка государством ирегиональными органами власти формирова-ния необходимых инвестиций в сферу тепло-снабжения.

На 1-м этапе (2013-2015 гг.) реализации на-стоящей Стратегии будет обеспечено повыше-ние стандартов предоставления услуг тепло-снабжения в результате оптимизации структурысистем, соотношения централизованного и де-централизованного теплоснабжения, повыше-ния надежности, безопасности, энергетическойи экономической эффективности производства,транспортировки и потребления тепла за счетмодернизации основных производственныхфондов и тепловых сетей, а также обеспеченияпотребителей системами учета и регулирования.

В указанный период необходимо осущест-вить разработку и начать последовательную ре-ализацию комплекса программных мер по ко-ренному усовершенствованию теплоснабже-ния, предусматривающих в том числе:■ создание благоприятных условий для при-влечения частных инвестиций в теплоснабже-ние, включая внедрение метода экономическиобоснованной доходности инвестированногокапитала;■ оптимизацию системы тарифов (переход наобязательное применение двухставочного та-

Но

вос

ти т

еп

ло

сна

бж

ен

ия

№ 2

(ф

евр

ал

ь);

20

10

г.

ЭК

ОН

ОМ

ИК

А И

УП

РА

ВЛ

ЕН

ИЕ

8

Таблица. Индикаторы стратегического развития теплоснабжения на период до 2030 г.

рифа, применение долгосрочных тарифов подвусторонним договорам) с учетом интересовкак производителей, так и потребителей тепло-вой энергии;■ формирование обязательных требований кпроизводимому и применяемому в указаннойсфере оборудованию, а также к повышениюэнергоэффективности зданий;■ рациональное применение механизмов госу-дарственной поддержки, в том числе в рамкахчастно-государственного партнерства.

На 2-м этапе (2020-2022 гг.) реализации на-стоящей Стратегии будет осуществлена мас-штабная реконструкция и техническое переос-нащение основных фондов, включая экономиче-ски оправданную замену тепловых сетей и сете-вого оборудования систем ЦТ в тех регионах, гдеэто будет экономически оправданно. Широкоеразвитие на новом технологическом уровне по-лучат системы децентрализованного (индивиду-ального) теплоснабжения, в том числе с исполь-зованием возобновляемых источников энергии.

Будет сформирован рынок тепловой энергиии упорядочены взаимоотношения между егоучастниками, дальнейшее развитие получатпроцессы повышения энергоэффективноститеплоснабжения и внедрения инновационныхвысокоэффективных технологических схем егоорганизации.

На 3-м этапе (2030 г.) реализации ЭС-2030теплоснабжение достигнет высоких уровнейэнергетической, экономической и экологичес-кой эффективности, будет обеспечен высокийуровень теплового комфорта населения, соот-ветствующий уровню развития стран с анало-гичными природно-климатическими условиями(Канада, страны Скандинавии). Дальнейшееразвитие отрасли пойдет по пути расширенногововлечения в производство тепловой энергииновых неуглеводородных источников энергии ииспользования высокоэффективных автомати-зированных технологических схем организациитеплоснабжения.

ЭК

ОН

ОМ

ИК

А И

УП

РА

ВЛ

ЕН

ИЕ

Но

вост

и т

еп

ло

сна

бж

ен

ия

№ 2

(ф

евр

ал

ь);

20

10

г.

9

В конце ноября 2009 г. был введен в дейст-вие стандарт организации НП «Российское теп-лоснабжение» СТО НП «РТ» 70264433-4-4-2009«Требования к качеству проектирования тепло-вых сетей в ППУ изоляции».

Стандарт разработан для принятия квали-фицированных технических решений при про-ектировании тепловых сетей в ППУ изоляции исодержит требования, рекомендуемые приконтроле за качеством проектирования тепло-вых сетей в ППУ изоляции.

Требования по контролю качества проекти-рования тепловых сетей в ППУ изоляции рас-пространяются на проектирование новых, ре-конструкцию и капитальный ремонт существу-ющих тепловых сетей с применением:■ стальных труб с тепловой изоляцией из пе-нополиуретана с постоянно действующей мак-симальной температурой теплоносителя не бо-лее 140 ОC (допускается кратковременное воз-действие температуры до 150 ОC) и рабочимдавлением не более 1,6 МПа;■ гибких гофрированных труб из нержавею-щей стали с тепловой изоляцией из пенополиу-ретана с максимальной температурой теплоно-сителя 135 ОC (допускается кратковременноевоздействие температуры до 150 ОC) и рабочимдавлением не более 2,5 МПа;

■ гибких труб из сшитого полиэтилена с теп-ловой изоляцией из пенополиуретана с макси-мальной температурой теплоносителя 95 ОC ирабочим давлением не более 1 МПа.

С текстом стандарта можно ознакомитьсяна сайте НП «Российское теплоснабжение»(www.nprt.rosteplo.ru) в разделе «О деятель-ности».

11 февраля 2010 г. состоялось заседаниеЭкспертного совета Научно-технического со-вета НП «РТ» по рассмотрению проектов стан-дартов системы качества в сфере теплоснаб-жения НП «Российское Теплоснабжение» подпредседательством вице-президента НП «РТ»Ю.В. Ярового.

На заседании (см. фото) была рассмотре-на вторая редакция проектов стандартов СКТНП «РТ»:■ СТО НП «РТ» 70264433-4-5-2010 «Требова-ния к качеству строительно-монтажных и ре-монтно-восстановительных работ на тепловыхсетях в ППУ изоляции».■ СТО НП «РТ» 70264433-4-6-2010 «Компенса-торы сильфонные и сильфонные компенсаци-онные устройства для тепловых сетей. Общиетехнические требования»;

Принято решение одобрить указанные про-екты стандартов с учетом замечаний, принятыхна заседании Экспертного совета, и предста-вить их на рассмотрение НТС НП «Российскоетеплоснабжение».

НП «РТ» благодарит специалистов Эксперт-ного совета за активное участие в работе поподготовке проектов стандартов.

Но

вост

и т

еп

ло

сна

бж

ен

ия

№ 2

(ф

евр

ал

ь);

20

10

г.

НП

«Р

ос

си

йс

кое

те

пл

ос

на

бж

ен

ие

»

10

НП «Российское теплоснабжение»НП «Российское теплоснабжение»

События и планы

Фото. На заседании Экспертного совета НТСНП «Российское теплоснабжение» 11 февраля 2010 г.

Краткая информация о странеСловацкая Республика была образована

1 января 1993 г. после разделения бывшейЧешской и Словацкой Федеративной Республи-ки. Общая площадь Республики составляет бо-лее 49 тыс. км2. Население страны насчитываетоколо 5,4 млн чел. Вся территория страны раз-делена на 8 административных регионов (кра-ев). Значительная часть населения Словакиипроживает в сельской местности: около 45%словаков проживает в малых городах и деревняхс населением менее 5 тыс. чел., а 14% – в де-ревнях с населением не более 1 тыс. чел. Насе-ление Братиславы, которая является столицейСловакии и крупнейшим городом страны, со-ставляет примерно 430 тыс. чел.

Климат Словацкой Республики континен-тальный с четырьмя четко различающимися се-зонами. Зима здесь, как правило, холодная и су-хая, а лето – жаркое и влажное. Например, сред-несуточная температура в г. Братиславе варьи-руется от –3 до +2 ОC в январе и от 16 до 26 ОC виюле.

Словакия является одной из наиболее дина-мично развивающихся стран среди новых чле-нов ЕС: рост ее ВВП составил 8,5% в 2006 г. и

10,4% в 2007 г. Существенный рост ВВП Респуб-лики не привел к серьезным изменениям в по-треблении первичных ресурсов и конечном по-треблении энергии (рис. 1).

Энергетическая политикаСтратегия и нормативно-правовая основа.

Ныне действующая Энергетическая политика на25 лет была разработана в соответствии с Зако-ном «Об энергетике» и утверждена Правитель-ством Словакии в январе 2006 г.

В число новых энергетических законов, кото-рые вступили в силу 1 января 2005 г. и соответ-ствуют нормам законодательства ЕС, входят:Закон «Об энергетике», Закон «О теплоэнерге-тике» и Закон «О регулировании сетевых отрас-лей и о поправках к некоторым законам». Посте-пенно осуществляется принятие дополнитель-ных указов, обеспечивающих реализацию серииэтих законов.

Закон «О теплоэнергетике» регулирует: усло-вия ведения бизнеса в сфере теплоснабжения;права и обязанности участников на рынке теп-ловой энергии; вопросы эффективной эксплуа-тации систем теплоснабжения; чрезвычайныеситуации в сфере теплоснабжения; деятель-ность государственных органов власти и муни-ципалитетов.

Закон «О регулировании сетевых отраслей и опоправках к некоторым законам» устанавливает:контроль цен; полномочия и функционированиеУправления регулирования сетевых отраслей(независимый регулирующий орган, осуществ-ляющий объективный контроль цен в энергети-ке); правила функционирования рынка электро-энергии и газа; права и обязанности субъекта ре-гулирования; ценовую политику; процедуры над-зора и санкций.

Государственные органы, ответственные заэнергетическую политику государства. Реали-зацию энергетической политики в первую оче-редь обеспечивают следующие государствен-ные органы.

1. Министерство экономики занимается во-просами:■ энергетики, включая управление вопросамиядерного топлива и хранения ядерных отходов;■ производства тепловой энергии и природно-го газа;■ добычи и переработки твердого топлива, до-бычи нефти и природного газа, добычи рудных инерудных сырых материалов; исследований,

Но

вост

и т

еп

ло

сна

бж

ен

ия

№ 2

(ф

евр

ал

ь);

20

10

г.

НП

«Р

ос

си

йс

кое

те

пл

ос

на

бж

ен

ие

»

12

Особенности энергоснабжения Словацкой Республики(при подготовке обзора использовался «Углубленный обзор политики и программ в областиэнергоэффективности. Словацкая Республика» Европейской энергетической Хартии – www.encharter.org,с полным текстом которого можно ознакомиться на сайте ЭнергоСовет.ru – www.energosovet.ru)

Рис. 1. Динамика ВВП, первичного и конечногоэнергопотребления Словацкой Республики.

Источник: МЭА, Статистические данныепо энергетике за 2008 г.

изысканий и добычи радиоак-тивных материалов;■ разработки энергетическойполитики с корректировкой нереже чем 5 лет.

2. Управление регулирова-ния сетевых отраслей (УРСО)было создано в 2001 г. как неза-висимый орган по государст-венному регулированию сете-вых отраслей в секторе энерге-тики, руководство УРСО осуще-ствляют Председатель и Советпо регулированию, которые на-значаются Президентом Рес-публики по представлению На-ционального Совета СловацкойРеспублики и Правительства.

Производство электро- итеплоэнергии, добыча природ-ного газа, их покупка, передачаи распределение определяютсякак сетевые виды деятельности.С 1 января 2003 г. полномочияпо регулированию цен в отно-шении производства и поставки водопроводнойводы и очистки сточных вод (канализация и во-доотведение) были также переданы УРСО.

3. Государственная энергетическая инспек-ция была создана в соответствии с законом «Обэнергетике» в 1998 г. в качестве органа государ-ственной власти при Министерстве экономики.Это некоммерческая организация, которая осу-ществляет государственный надзор за соблю-дением Закона «Об энергетике», Закона «О теп-лоэнергетике» и Закона «Об энергетических ха-рактеристиках зданий».

4. Словацкое агентство по инновациям иэнергетике является частично государственнойорганизацией, функционирующей в форме кор-порации, и находящейся в ведении Министер-ства экономики. Его основными задачами в об-ласти энергетики, среди прочего, являются:■ функционирование в качестве профессио-нального экспертного центра в области энерге-тики, а также в качестве исполнительного орга-на для реализации программ структурных фон-дов ЕС;■ предоставление консультаций, распростра-нение информации и обучение в области энер-госбережения, сокращения энергоемкости про-изводств, более широкого освоения возобнов-ляемых источников энергии (ВИЭ);■ оценка и мониторинг энергоэффективностиэнергетического оборудования;■ подготовка новых законов и подзаконных ак-тов в области энергетики.

Агентство имеет свои представительства встолице и в четырех регионах страны.

5. Органы местного самоуправления долж-ны обеспечивать реализацию муниципальныхконцепций развития систем теплоснабжения всоответствии с концепцией административно-территориальных единиц высшего уровня иЭнергетической политикой, что определено вЗаконе «О теплоэнергетике». Концепция должнаразрабатываться по методологии, подготовлен-ной Министерством экономики. После одобре-ния муниципальным советом муниципальнойконцепции развития системы теплоснабженияконцепция становится неотъемлемой частьюплановой документации региона и муниципали-тета. В концепции также предусматриваетсяпроведение оценки использования ВИЭ.

Политика ценообразования. С начала 2003 г.УРСО устанавливает цены на природный газ,электро- и теплоэнергию (до 2003 г. за регули-рование цен на природный газ и электроэнер-гию отвечало Министерство финансов). Практи-чески до 1999 г. цены на эти виды энергии длянаселения и в какой-то степени для крупныхпредприятий не менялись (рис. 2).

С 1 января 2004 г. цены на энергию стали по-крывать экономически обоснованные затраты иобеспечивать прибыль производителям и по-ставщикам энергии. При этом удалось ликвиди-ровать перекрестное субсидирование междуотдельными группами потребителей.

Цены на тепловую энергию системы ЦТ ут-верждаются Управлением по регулированиюсетевых отраслей каждый год. Постоянный ростстоимости на тепловую энергию систем ЦТ и це-новые перекосы на различные виды топлива за-

НП

«Р

ос

си

йс

кое

те

пл

ос

на

бж

ен

ие

»Н

ово

сти

те

пл

осн

аб

же

ни

я №

2 (

фе

вра

ль)

; 2

01

0 г

.

13

Рис. 2. Динамика изменения цен на отдельные виды энергиидля различных групп потребителей (цены 1993 г. приняты за 100%).

Источник: Проект EEE-NMC

ставляют многих потребителей отключаться отсистемы ЦТ и переходить на системы индивиду-ального отопления, в основном на небольшиепоквартирные газовые котлы. Данное обстоя-тельство привело к еще большему росту цен натепловую энергию систем ЦТ. Вместе с тем, это

явление постепенно ослабевает, по мере тогокак цены на природный газ, электро- и тепло-энергию приближаются к реальной стоимостиснабжения ими; в то же время новое законода-тельство усложняет порядок отключения от сис-темы ЦТ.

О выработке и потреблении энергииАтомная энергетика занимает доминирую-

щее положение в производстве энергии в Сло-вакии, на ее долю в 2007 г. приходилось 68% отобщего объема производства. Возобновляемыеисточники энергии (включая горючие ВИЭ и др.)также отвечают за существенную долю в выра-ботке энергии на уровне 17,7% от объема внут-реннего производства, что является среднимуровнем показателя для стран-членов ЕС. Ещеодним важным отечественным продуктом явля-ется уголь с долей на уровне 9,1%.

Словакия не производит энергии в достаточ-ном объеме и сильно зависит от импорта сыройнефти, природного газа и твердых видов топли-ва. На долю чистого импорта в 2007 г. приходи-лось 67% от общего объема предложения пер-вичной энергии. Существенную долю импортасоставляют поставки природного газа и нефтииз России.

Установленная электрическая мощность Рес-публики составляет 8478 МВт (по данным2004 г.), в том числе 3319 МВт приходится наТЭС, 2640 МВт – на АЭС и 2507 МВт – на ГЭС. В2007 г. общий объем вырабатываемой электро-энергии составил 27487 ГВт.ч. На долю электро-энергии, генерируемой на АЭС, приходится 56%от общего объема производства электроэнер-гии; 20% электроэнергии производится на ТЭСпри сжигании угля и 16% на ГЭС.

На рис. 3 показана динамика производстватепловой энергии с 1990 по 2006 гг. Причинойрезкого роста общей выработки тепловой энер-гии в 2001 г. может являться изменение статис-тической методологии в 2000 г., а также интен-сивная газификация страны.

Общий объем конечного потребления энергиисущественно не менялся и оставался на годовомуровне от 10,6 до 11,9 млн т н.э. в период с 1993по 2006 гг. (рис. 4). С 1993 г. доли отдельных ис-точников энергии в общем объеме конечного по-требления претерпели некоторые изменения.Почти 60%-е сокращение использования углястало результатом ужесточения законодательст-ва в области охраны окружающей среды, необхо-димости импорта большей части этого товара иболее широкого использования природного газапромышленностью и населением. Рост потреб-ления нефти (на 38%) можно объяснить значи-тельным увеличением автомобильного парка, ко-торый замещает ж/д транспорт. Показатель ко-нечного потребления ВИЭ незначителен, что в

Но

вост

и т

еп

ло

сна

бж

ен

ия

№ 2

(ф

евр

ал

ь);

20

10

г.

НП

«Р

ос

си

йс

кое

те

пл

ос

на

бж

ен

ие

»

14

Рис. 3. Выработка тепловой энергии.Источник: МЭА, Статистические данные

по энергетике за 2008 г.

Рис. 4. Конечное потребление энергии.Источник: МЭА, Статистические данные

по энергетике за 2008 г.

некоторой степени объясняетсянеполнотой официальных стати-стических данных по потребле-нию биомассы (дров, древесныхотходов и т.д.), используемой нанужды отопления.

Общее снижение энергоем-кости в период с 1993 г. (рис. 5)было вызвано в основном суще-ственным снижением энерго-емкости производственногосектора. В период с 1993 по2004 гг. энергоемкость промы-шленного производства сокра-тилась на 64%, а транспорта –на 21%. Тенденции в потреблении энергии на-селением были иными: оно росло до 2001 г., азатем также начало падать.

Структура потребления в период с 1993 до2006 гг. по секторам изменилась, что наглядновидно из данных рис. 6. Если говорить о жиломсекторе, то к 2006 г. он стал вторым по объемупотребляемой энергии с долей в общем объемепотребления на уровне 20%.

За последние 15 лет показатели потреблениянаселением энергии претерпели существенныеизменения, что наглядно видно из данных рис. 7.Начиная с 2001 г. потребление постоянно снижа-лось и в 2006 г. было уже на 25% ниже, возмож-но, в связи с ростом цен на энергию (а также сначавшейся активной реализацией энергосбе-регающих мероприятий на стороне конечногопотребителя). Доля природного газа в общемэнергопотреблении в жилом секторе самая вы-сокая – около 56%, затем идут тепловая энергиясистем ЦТ и электроэнергия на уровне 24 и 17%соответственно.

На долю отопления приходится около 80% отобщего объема конечного энергопотребления вжилом секторе Словакии, что в значительнойстепени определяется климатическими услови-ями страны, теплотехническими свойствамизданий, эффективностью систем отопления.Около 92% всех квартир подключены к системеЦТ и только 8% получают тепло от индивидуаль-ных котлов, работающих на природном газе илина одном из местных видов топлива (бурыйуголь и др.). В Республике крупное жилищноестроительство велось по старым техническимстандартам от 1970 г., в связи с этим на всехэтих зданиях запланирована реализация энер-госберегающих мероприятий, среди которыхутепление зданий и др. В настоящее время весьновый жилищный фонд (ежегодно строится око-ло 10 тыс. новых квартир) строится по новымстандартам, отвечающим требованиям ЕС.

Для повышения уровня энергоэффективнос-ти зданий в рамках действующей нормативно-законодательной базы некоторые мероприятия

НП

«Р

ос

си

йс

кое

те

пл

ос

на

бж

ен

ие

»Н

ово

сти

те

пл

осн

аб

же

ни

я №

2 (

фе

вра

ль)

; 2

01

0 г

.

15

Рис. 5. Динамика изменения энергоемкости по секторам.Источник: Проект EEE-NMC

Рис. 6. Конечное потребление энергии по секторам в 1993 г. (а) и 2006 г. (б).Источник: МЭА, Статистические данные по энергетике за 2008 г.

на ряде зданий, подключенных к системе ЦТ,уже реализованы:■ в 88% жилых зданий установлены узлы учетатепловой энергии;■ на 57% жилых зданий отлажен гидравличе-ский режим;■ в 55% жилых зданий установлены регулирую-щие клапаны.

Рост цен на тепловую энергию привел к увели-чению объемов мероприятий по энергосбереже-нию, в частности, по утеплению зданий (рис. 8).

Как говорилось выше, потребление населе-нием тепловой энергии росло вплоть до 2001 г.,а затем стало снижаться. Динамика же потреб-ления электроэнергии была несколько иной: по-требление росло до 1999 г. и затем начало сни-жаться (рис. 9). Это, возможно, связано с рос-том цен на электроэнергию и более широкимприменением новых электроприборов с болеенизким показателем удельного потребленияэнергии.

Доля электроэнергии, используемой натермические цели (отопление и нагрев воды),в жилом секторе относительно невелика – око-ло 16% от общего числа квартир используютэлектронагревательные приборы и электро-котлы.

В поддержку малых ТЭЦВ 2007 г. Министерство экономики разрабо-

тало закон, стимулирующий высокоэффектив-ное производство энергии в комбинированномцикле на ТЭЦ мощностью до 1 МВт.

Под высокоэффективной совместной выра-боткой тепловой и электрической энергии пони-мается:

■ экономия первичной энергии, по крайней ме-ре, на 10% по сравнению с раздельным произ-водством тепло- и электроэнергии;■ выработка энергии на малых и сверхмалыхкогенерационных установках может рассматри-ваться как высокоэффективное производство,дающее экономию первичной энергии.

Владельцы ТЭЦ имеют право на льготы притранспортировке, распределении и поставкевырабатываемой электроэнергии. Операторысистем закупают высокоэффективную электро-энергию, произведенную на ТЭЦ (при условииотсутствия иного соглашения с производите-лем), по льготной фиксированной закупочнойцене. Цены устанавливаются Управлением ре-гулирования сетевых отраслей:■ на 6 лет – для оборудования, введенного вэксплуатацию до 1 января 2008 г.;■ на 8 лет – для оборудования, обновленногопосле 1 января 2008 г., на котором прирост эф-фективности превысил 2%;■ на 10 лет – для нового оборудования, введен-ного в эксплуатацию после 1 января 2008 г.

Высокоэффективные производители элект-роэнергии могут обратиться за получением сер-тификата о «происхождении» электроэнергии,выработанной на ТЭЦ, в котором будет засвиде-тельствовано, что электроэнергия была произ-ведена на высокоэффективном производстве.Законом определяются данные (общие и техни-ческие параметры), которые необходимо пре-доставить при подаче заявки. Сертификат опроисхождении выдается организацией приМинистерстве экономики после проверки све-дений.

Министерство экономики в своем распоря-жении определяет:■ критерии высокоэффективного производст-ва на ТЭЦ;■ методы расчета электроэнергии, производи-мой на ТЭЦ;■ метод расчета объема используемой тепло-вой энергии;■ метод расчета экономии первичной энергии;■ метод расчета эффективности ТЭЦ;■ пограничные и гармонизированные справоч-ные значения для расчета электроэнергии, вы-рабатываемой на ТЭЦ, для расчета эффектив-ности производства ТЭЦ и для расчета эконо-мии первичной энергии.

Каждые четыре года Министерство экономи-ки должно публиковать отчет о росте доли высо-коэффективных ТЭЦ, начиная с 2008 г.

Министерство экономики и соответствую-щая организация при нем вправе запрашиватьнеобходимые данные от государственных орга-нов власти, которые ведут учет деятельностиТЭЦ и учет данных о выбросах. Операторы ТЭЦобязаны вести учет работы предприятия, пре-

Но

вост

и т

еп

ло

сна

бж

ен

ия

№ 2

(ф

евр

ал

ь);

20

10

г.

НП

«Р

ос

си

йс

кое

те

пл

ос

на

бж

ен

ие

»

16

Рис. 7. Конечное потреблениеэнергоресурсов в жилом секторе.

Источник: МЭА, Статистические данныепо энергетике за 2008 г.

доставляя ежемесячный энер-гетический баланс производст-ва и поставки электро- и тепло-энергии (в законе указан по-дробный перечень необходи-мых данных). После обобщенияданных оператор ТЭЦ передаетгодовые данные (основанные наежемесячных энергетическихбалансах) организации при Ми-нистерстве экономики не позд-нее 25 января года, следующегоза отчетным.

Развитие ВИЭТекущее состояние. Текущее

использование ВИЭ, за исклю-чением энергии ГЭС, незначи-тельно. Только около 4,7% об-щего потребления первичнойэнергии в Словакии обеспечи-вается за счет ВИЭ. Несмотряна рост их использования, доляВИЭ в поставках энергии в по-следние годы немного упала идо сих пор ниже среднего уров-ня по ЕС (6%).

Биомасса является наиболеераспространенным источникомпроизводства тепловой энергиив Словацкой Республике, и объ-емы ее переработки в настоя-щее время растут в среднем на27% в год.

В 2005 г. в Словакии было произведено69 тыс. т н.э. биотоплива. Производимое в на-стоящее время в стране биотопливо – это ис-ключительно биодизельное топливо. Производ-ственные мощности по производству биоди-зельного топлива в Словацкой Республике со-ставили в 2006 г. 89 тыс. т, и по этому показателюстрана находится на третьем месте среди новыхстран-членов ЕС после Чешской Республики иПольши.

Геотермальные воды используются в не-скольких районах Республики. Например, в г. Та-ланта с использованием геотермальной энер-гии осуществляется отопление 1240 квартир иодной больницы.

Цель. В Словацкой Республике в качестве на-циональной цели установлено достижение долиВИЭ в общем потреблении первичной энергии вразмере 6% к 2010 г. В соответствии с целью ЕСв отношении достижения доли ВИЭ на уровне20% к 2020 г., целевой показатель Словакиидолжен составить 14% от общего потребленияпервичной энергии к 2020 г. В апреле 2003 г. Ми-нистерство экономики приняло программу, це-лью которой является повышение доли исполь-

зования ВИЭ. Эта программа предполагает пре-доставление финансовой поддержки до 100тыс. евро на создание (реконструкцию) мощно-стей по использованию ВИЭ.

Подготовил: к.т.н. В.С. Пузаков,выпускающий редактор журнала «НТ»

НП

«Р

ос

си

йс

кое

те

пл

ос

на

бж

ен

ие

»Н

ово

сти

те

пл

осн

аб

же

ни

я №

2 (

фе

вра

ль)

; 2

01

0 г

.

17

Рис. 8. Стоимость тепловой энергии и число утепленных объектов (домов).Примечания: 1 словацкая крона = 1 руб.; под «Объектом» на диаграммепонимается средний многоквартирный дом (примерно на 45 кв.),дополнительно утепленный теплоизоляцией.

Источник: материалы семинара Odyssee MURE EU27(г. Берлин, 29-30 мая 2008 г.).

Рис. 9. Динамика потребления энергии в жилом секторе.Источник: Проект EEE-NMC

Опыт эксплуатацииультразвуковых расходомеров

В статье представлен опыт эксплуатации ульт-развуковых расходомеров, установленных на ком-мерческом узле учета закрытой системы тепло-снабжения в г. Казани. Рассмотрена теплосеть соследующими характеристиками: Qмакс=4000 т/ч,Тмакс=150 ОС, Рмакс=10 ата. На трубопроводах пря-мой сетевой воды (ПСВ) и обратной сетевой воды(ОСВ) установлены однолучевые ультразвуковыерасходомеры.

Примерно через один месяц после началаотопительного сезона сложилась следующаяситуация – появилась тенденция к плавному уве-личению показаний по ОСВ, затем расход поОСВ превысил значение ПСВ и на значении от-носительной погрешности свыше 4% узел учетастал считаться вышедшим из строя. Следует до-бавить, что при использовании измерительныхдиафрагм на тех же узлах было дважды зафик-сировано превышение расхода ОСВ над ПСВ на20 т/ч. При использовании ультразвуковых рас-ходомеров превышение достигало 200 т/ч.

В результате проведенных работ было выяс-нено, что недопустимо мало внимания при про-ектировании узлов учета уделяется конфигура-ции измерительных участков, обращается вни-мание лишь на длины прямолинейных участков.Следует учитывать, что выделяющиеся непо-средственно из воды воздушные пузырьки скап-ливаются в самой верхней точке (например, пе-реход над железнодорожными путями) и посто-янно обогащают сетевую воду воздухом. Такимобразом, в трубопроводах ПСВ и ОСВ циркули-рует вода, содержащая воздух, при этом в ПСВ,где давление достигает 10 ата, воздух растворя-ется в воде, а в ОСВ при давлении 2-3 ата обра-зуется воздушно-водяная смесь, объемный рас-ход которой на несколько процентов выше, чем вПСВ. В результате того, что ультразвуковые рас-ходомеры измеряют не массовый, а объемныйрасход, возникает увеличение показаний расхо-домера на ОСВ по сравнению с ПСВ.

В результате проведенного исследованиябыли сделаны следующие выводы:

– нецелесообразно использовать во вновьвводимых коммерческих узлах ультразвуковыерасходомеры;

– наиболее достоверные показания будут(по сравнению с ультразвуковыми приборами)при использовании измерительных диафрагм;

– при проектировании узлов учета необхо-димо в первую очередь выявлять участок с тре-

буемой конфигурацией и лишь затем опреде-лять прямолинейный участок;

– необходимо предусматривать при проек-тировании установку воздушников-спускниковв верхних точках трасс прохождения трубопро-водов.

Хакимов Х.Ф. // Энергетика Татарстана. 2009. № 3.

Передача тепловых нагрузок с сетевойводой ведомственных котельных

на Гродненскую ТЭЦ-2Для увеличения загрузки Гродненской ТЭЦ-2,

с 1970 г. являющейся основным источником теп-лоснабжения жилищно-коммунального сектораг. Гродно (Республика Беларусь), в 2000-2001 гг.было произведено переключение всей присое-диненной нагрузки городской Центральной ко-тельной (81 Гкал/ч) на ТЭЦ.

В дальнейшем, в 2003-2005 гг., при разра-ботке схемы теплоснабжения г. Гродно наибо-лее эффективным был признан вариант, обес-печивающий максимальное развитие теплофи-кации за счет закрытия отопительных котель-ных с передачей тепловых нагрузок с сетевойводой на ТЭЦ-2. Начиная с этого времени, про-водились поэтапные работы: реконструкцияТЭЦ-2, строительство новых и реконструкциясуществующих теплосетей, переключение на-грузки котельных. За это время были полно-стью переданы на Гродненскую ТЭЦ-2 тепло-вые нагрузки семи котельных и частично пере-дана нагрузка еще одной котельной.

Величина присоединенной нагрузки зонытеплоснабжения Гродненской ТЭЦ-2 по данным2009 г. с учетом нового строительства состави-ла 671,13 Гкал/ч, т.е. по сравнению с 2005 г. уве-личилась на 175,02 Гкал/ч. При этом в значи-тельной мере улучшились технико-экономиче-ские показатели работы оборудования Грод-ненской ТЭЦ-2: достигнуто снижение удельныхрасходов условного топлива на отпуск электро-энергии со 191,4 до 184,7 г/кВт.ч, на отпуск теп-ловой энергии со 172,96 до 169,35 кг/Гкал.

Ситько З.С. // Энергоэффективность. Минск. 2009. № 10.

Энергоэффективный способ экономиитоплива и снижения вредного

воздействия на окружающую средуИмеются данные о сезонных и даже суточных

колебаниях калорийности поставляемого потре-бителям природного газа. Так, например, на одномиз объектов энергетики Самарской обл. низшаякалорийность газа в январе – марте 2009 г. колеба-

Но

вост

и т

еп

ло

сна

бж

ен

ия

№ 2

(ф

евр

ал

ь);

20

10

г.

ТЕ

ХН

ИК

А И

ТЕ

ХН

ОЛ

ОГИ

И

18

ОБЗОРНАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИХ ИЗДАНИЙ

лась от 7960 до 8340 ккал/м3, а в апреле – августеэта величина составила 8030-9390 ккал/м3.

При колебаниях калорийности газа до ±10% отпаспортных данных, невозможно вести экономич-ный режим, используя только режимную карту ра-боты котла. В таких случаях постоянно отслежи-вать режим горения и обеспечивать оптимальноесоотношение топлива и окислителя позволяетстационарный газоанализатор. Кроме того, ис-пользование газоанализатора позволяет диагно-стировать работу котлов на наличие неисправнос-тей в работе топки, газовоздуховодов, горелоч-ных устройств и тягодутьевых механизмов.

Анализ экономической эффективности при-менения газоанализаторов показывает, что, на-пример, при стоимости комплекта оборудова-ния для газового анализа около 200 тыс. руб.срок окупаемости данного мероприятия со-ставляет для котла ДКВр-10/13 менее одногогода, а для ПТВМ-50 – два месяца.

В расчетах использовалась минимально воз-можная экономия топлива. Для малых котлов этаэкономия несколько выше, что объясняется мень-шей культурой эксплуатации персонала комму-нальных котельных. Фактически величина эконо-мии пропорциональна изменению калорийностигаза от значения, имевшегося в момент разработ-ки режимной карты. Следует также отметить, чтоприменение газоанализаторов позволяет нетолько снизить расход топлива, но и уменьшитьколичество вредных выбросов в атмосферу.

Гатин Р., Морев А. // Энергоаудит. 2009. № 4.

Использование отходовзернопереработки в качестве

источника теплаОдним из этапов модернизации систем отоп-

ления УП «Борисовский комбинат хлебопродук-тов» (Республика Беларусь) явилось использо-вание отходов зернопереработки, которые доэтого момента утилизировались на полигонебытовых отходов. При этом за год на предприя-тии образуется до 1000 т таких отходов.

Был проведен анализ теплотворной способ-ности зерноотходов в НАН РБ, значение кото-рой составило 3200 ккал/кг. Для сравнения:дрова сухие (до 10% влажности) – 4000 ккал/кг;дрова при влажности 40% – 2440 ккал/кг.

Был выбран прямой метод сжигания отхо-дов, т.к. предварительное гранулирование от-ходов хотя и делает их пригодными для хране-ния, но при этом повышает себестоимость топ-лива до 167 руб./т (здесь и далее стоимостьуказана в российских рублях – прим. ред.).

Конкурс на поставку оборудования выигралалитовская фирма. Было установлено два котлаединичной тепловой мощностью 300 кВт каж-дый. Расход топлива на один котел – 112 кг/ч,

КПД – 85-90%. В котле применяется системаподвижных колосников для разрушения обра-зующейся корки. Зола автоматически удаляет-ся из топки котла в бак-золоприемник. Котлыоборудованы системой подвижного пола ишнеками для подачи топлива в котел. Работакотельной полностью автоматизирована.

Себестоимость 1 Гкал тепловой энергии припрямом сжигании отходов зернопереработкисоставляет 198 руб. При получении тепловойэнергии со стороны, стоимость 1 Гкал дляпредприятия составила бы 1105 руб. Благодаряновой котельной экономия средств за одинотопительный сезон составит 2,18 млн руб.Климович С.Д., Шейнин Д.Г. Реализация энерго- и ресурсос-

берегающих мероприятий на УП «Борисовский комбинат хле-

бопродуктов» // Энергоэффективность. Минск. 2009. № 10.

Экологически чистый небоскребВ центре Нью-Йорка (США) построен небо-

скреб One Bryant Park высотой 336 м, которыйсчитается одним из самых экологически чистыхв мире. Все этапы строительства здания былирассчитаны таким образом, чтобы здание моглополучить рейтинг – «Платина» (самый лучший извозможных). Этот статус присваивается Амери-канским Советом по экологически чистым («зе-леным») зданиям (U.S. Green Building Council).Башня построена из повторно переработанныхстекла и стали, а бетонная смесь содержит око-ло 45% шлака и зольной пыли, являющихся по-бочными продуктами производства стали.

Для энергоснабжения здания применены коге-нерационные технологии – построена мини-ТЭЦэлектрической мощностью 4,6 МВт, работающаяна природном газе и обеспечивающая производ-ство 75% ежегодно потребляемой зданием элект-роэнергии. Тепло выхлопных газов после газовыхтурбин используется для выработки тепловойэнергии в котле-утилизаторе для отопления зда-ния в зимнее время и для обеспечения работы аб-сорбционной холодильной установки – в летнее.

Повышение эффективности работы мини-ТЭЦ достигается за счет использования произ-водимой электроэнергии в ночное время длязаморозки льда в специальном льдохранили-ще, расположенном на цокольном этаже зда-ния. В 8 ч утра, когда тарифы на электроэнер-гию возрастают, цикл изменяется в противопо-ложном направлении, и лед растапливается,обеспечивая производство холода для конди-ционирования помещений.

Следует также отметить, что в здании преду-смотрена система сбора дождевой воды, а так-же система повторного использования сточнойводы для технических нужд здания.

Хенрик Ек. Достойно восхищения. Факты //

Here. 2009. № 26 (ноябрь).

ТЕ

ХН

ИК

А И

ТЕ

ХН

ОЛ

ОГИ

ИН

ово

сти

те

пл

осн

аб

же

ни

я №

2 (

фе

вра

ль)

; 2

01

0 г

.

19

Постановка вопросаВодогрейные котлы (ВК) серии КВГМ тепло-

вой мощностью 20, 30, 50 и 100 Гкал/ч с типовы-ми горелочными устройствами (ГУ) ГМГ на 20,30 и 40 МВт и РГМГ на 20 и 30 МВт имеют широ-кое применение на территории республик быв-шего СССР для нагрева воды в пиковых и основ-ных режимах отопительных и промышленныхкотельных, со второй половины XX в. по настоя-щее время.

За прошедший период эксплуатация ВК и ГУпрактически не изменилась и сегодня, в XXI ве-ке, абсолютно не удовлетворяет современнымтребованиям по надежности, эффективности,экономичности и экологичности генерации теп-ловой энергии.

При эксплуатации:■ имеют место нестабильные режимы горенияс пульсацией в топке и как следствие раскачкаэкранной системы котла, а также элементов га-зового оборудования по фронтовому экрану;■ на КВГМ-50 и КВГМ-100 возникает противо-фазная резонансная раскачка давления воздухапо горелкам с усилением амплитуды колебанияразрежения;■ наблюдается эжекция в аксиальные аппара-ты с локальным обгоранием лопаток.

Указанные недостатки приводят к:■ разрушениям обмуровки и (на котлах КВГМ-50 и КВГМ-100) ребер жесткости каркаса;■ непрерывным нарастаниям присосов (заосенне-зимний период в среднем на 20-30%);■ тепловой перегрузке конвективной частикотлов (из-за низкой светимости в топке и боль-ших разрежений);■ снижению КПД котлов и дополнительнымэнергозатратам на тягу и дутье.

Для снижения пульсации (вибрации котла)наладочный персонал вынужденно организуетрежимы горения, с давлением воздуха, отвеча-ющим значениям α=1,3-1,5 за топкой. При этомв режимных картах, как правило, по «экономиче-ским» соображениям показаны фиктивные зна-чения α=1,3-1,4 за дымососом.

Проблемы ГУ хронические и не решаются подвум основным причинам.

1. Теплоэнергетический рынок ВК и ГУ инер-ционен, у производителей (поставщиков) отсут-ствует посыл и потребность к оптимизации ГУ,да и зачем что-либо менять, если продукция на-ходит сбыт.

2. В значительной степени утрачен инженер-ный потенциал. На уровне НИОКБ или в ВУЗахпоиска решений также нет по причине отсутст-вия государственных программ и соответствен-но финансирования проектов.

Такое положение дел, вернее, их отсутствие,сегодня не устраивает ни владельцев ВК и ГУ, ниреальных потребителей услуг по отоплению и го-рячему водоснабжению. Последние задаются во-просом: «Как соответствуют «хронические про-блемы ВК и ГУ» требованиям времени в областиэнергосбережения, энергоэффективности и тех-ногенной безопасности с инновационными под-ходами к решению технологических проблем?!».

И все же «разрубить гордиев узел» можно и нуж-но, в одном, довольно простом и эффективном ва-рианте – создания консорциума наладочно-мон-тажной организации с собственником генерациитепловой энергии. Первые, если это профессиона-лы, обязаны по роду деятельности организовать иобеспечить модернизацию ГУ. Вторые, заинтере-сованные в минимизации эксплуатационных за-трат, повышении экологичности и экономичностигенерации тепла и горячей воды, должны обеспе-чить необходимый уровень эксплуатации и обслу-живания энергетического оборудования.

Проведенное нами детальное обследованиесостояния энергетического оборудования (более20 котлов серии КВГМ), выяснение опыта ведениярежимов и объемов обслуживания этого оборудо-вания, а также изучение отчетов наладочных орга-низаций, проводивших пуско-наладочные работы,и проведенные по фактическому состоянию обо-рудования аэродинамические и теплотехническиеиспытания подтверждают повсеместное наличиевышеназванных проблем этой серии котлов.

Решение проблем при работе котлаКВГМ-100 с тремя горелками ГМГ 40В качестве примера приводим установленные

причины пульсаций и других негативных факто-

Но

вост

и т

еп

ло

сна

бж

ен

ия

№ 2

(ф

евр

ал

ь);

20

10

г.

ТЕ

ХН

ИК

А И

ТЕ

ХН

ОЛ

ОГИ

И

20

ИСТОЧНИКИ ТЕПЛА

Модернизация горелок на котлах КВГМс целью повышения их безопасностии надежности эксплуатацииИ.А. Урманов, главный инженер, А.В. Мамошкин, технический директор, ЗАО «ИЦ АВЕЛИТ», г. Белгород

ров работы КВГМ-100, оборудованного тремя го-релками ГМГ 40, как наиболее проблемного котла.

1. Наличие блуждающей эжекции высокотем-пературных продуктов в аксиальные аппараты го-релок с обгоранием лопаток.

«Блуждающая» эжекция в горелки объясняетсятем, что воздушные короба горелок «ломают» вы-сокоскоростной поток воздуха (10-25 м/с), созда-вая зоны высоких и низких давлений. В местах со-пряжений этих зон, под действием сил, возникаю-щих при обтекании лопаток аксиального аппарата,происходит подсос высокоскоростными потоками,истекающими из напорных участков воздуха из зоннизкого давления, создавая тем самым обратныетоки из топки в горелки. Этим и объясняется обго-рание лопаток. Зона эжекции зависит от нагрузки.Очаги обгорания лопаток определяются долговре-менностью использования определенных нагрузок.

2. Наличие сильной пульсации во всем диапа-зоне нагрузок, которая незначительно снижаетсяпри увеличении подачи воздуха до α=1,3-1,5 затопкой.

Попробуем разобраться в причинах пульсациигорения. Нижние две горелки по подводу воздухасхожи с горелками с улиткообразным подводомвоздуха. Известно, что тангенциальные и улитко-образные горелки грешат той же эжекцией, при-чем, нарастающей по силе пропорционально на-грузке их воздухом. Проведем расчеты, предпола-гая, что все три горелки улиткообразные и влияниеаксиальных аппаратов незначительно. Тогда вмес-то хаотичной эжекции мы получаем концентричес-кую, степень фокусировки которой в меньшей сте-пени зависит от изменения нагрузки; она зависитот степени крутки:

β=a.b/d2,где a – полувысота; b – ширина воздушного коро-ба; d – диаметр амбразуры горелки.

При увеличении расхода воздуха, т.е. скорости,геометрия обратных токов не меняется. Меняетсялишь глубина разрежения пропорционально квад-рату скорости потока.

При существующем аксиальном аппарате сред-няя скорость воздуха из горелки: Vср=Q/S, где Q –расход воздуха, принимаемый как 10Qгаз

.α. Здесь α(избыток воздуха в горелке) можно принять 1,1, аQгаз – это расход газа через горелку. Не вся площадьсечения амбразуры горелки S при улиткообразномподводе пропускает воздух, а лишь S–Sобр. токов. Что-бы определить площадь обратных токов Sобр. токов

необходимо рассчитать степень крутки β. В нашемслучае β=0,6.0,4/0,72=0,49. Для такой степени круткиплощадь обратных токов составляет 16,7%, а долярадиуса обратных токов – 41%. Есть также незначи-тельная зона (5%), где воздух стоит, которой в дан-ном случае пренебрежем.

Тогда среднюю по сечению осевую скоростьвоздуха определим по уравнению:

Vср=10Qгаз.α/[(πd2/4).(1–0,167)3600]

ре

кла

ма

и получим для минимальной и максимальнойнагрузок горелки:Vmin=1,1.10.2000/[(3,14.0,72/4).(1–0,167)3600]=

=19,1 (м/с);Vmax=1,1.10.4175/[(3,14.0,72/4).(1–0,167)3600]=

=39,8 (м/с).Понятно, что равномерность скорости в на-

шем случае весьма условна. При такой скоростивоздуха и при наличии аксиального аппаратаприходится иметь дело с форсированной турбу-лентной горелкой, обладающей неустойчивымкорнем факела.

Рассчитаем глубину проникновения газовыхструй в поток воздуха на минимальной и макси-мальной нагрузке. Скорости воздуха на этих на-грузках уже рассчитаны, необходимо рассчи-тать скорость газовых струй, которую усреднен-но можно принять:

Wгаз=Qгаз/(3600s),где s=21.π.0,0162/4=0,00422 м2, при количествеотверстий n=21, диаметром dотв=16 мм.

Откуда:W min

газ=Q minгаз/(3600.0,00422)=

=2000/(3600.0,00422)=131,65 (м/с);W min

газ=Q minгаз/(3600.0,00422)=

=4175/(3600.0,00422)=274,82 (м/с).Теперь можно рассчитать глубину проникно-

вения струи газа со средней скоростью Wгаз посечению отверстия в поток воздуха со среднейосевой скоростью Vср по рекомендуемой фор-муле для перпендикулярного проникновения га-за в поток:

h=2,2(Wгаз/Vср)(ρг/ρв)0,5.dотв,где ρг, ρв – плотность газа и воздуха соответст-венно; dотв – диаметр газового отверстия.

Тогда:hmin=2,2.(131,65/19,1).0,84.16=203,8 (мм);hmax=2,2.(274,82/39,8).0,84.16=204,2 (мм).Данный расчет показывает, что на любой на-

грузке газ попадает в зону эжекции, т.к.204/350=58,3% (здесь 350 мм – радиус газовогоколлектора), а мы имеем 41% радиуса обратныхтоков, прилегающую 5% зону нулевых скоростейи однозначно неравномерность обеспечениявоздухом по образующей горелки. Тогда можнопредположить, что проблема больших пульсацийне связана с всасыванием продуктов сгорания вгорелку. Она связана с образованием локальныхзон, где происходит всасывание в горелку газа,смешивания его до взрывных концентраций,хлопков с выбросами больших энергий, что и яв-ляется причиной сильных пульсаций.

Для подтверждения этой гипотезы был про-веден эксперимент. Чтобы отсечь газ от проник-новения в горелку, было принято решение уста-новить обечайку на расстоянии 1/2h+10 (мм) отгазовых отверстий. Здесь 10 мм – запас, необ-ходимый для возможных зон недостаточныхскоростей воздуха, для рассеяния струй газа и

воспрепятствования после «отражения» от обе-чайки, обволакиванию образующей горелки га-зом с последующим примыканием его к фрон-товому экрану. В результате получили снижениепульсации и измененный ее характер.

Причина больших пульсаций определена, аостаточная пульсация, очевидно, результат хао-тично блуждающих корней факелов.

При условиях, имеющих место в условно холод-ной топке, с использованием для горения холод-ного воздуха неустойчивость горения закономер-ность. Так как скорость распространения пламенив зоне воспламенения значительно меньше скоро-сти газо-воздушной смеси. К тому же сама смесьнеоднородна и не повсеместно находится в необ-ходимом для стабильного горения диапазоне 5-15%. Для обеспечения существования стационар-ного факела при указанных условиях, необходимоналичие в топке непрерывного мощного источниказажигания, от которого пламя может распростра-ниться по всему сечению горючей смеси.

Итак, произведенные расчеты и опыты позволя-ют сделать заключение, что пульсация устранима,причем достичь этого можно при хороших эконо-мических показателях работы котлов. Для этого не-обходимо провести модернизацию горелок с уст-ранением всех вышеизложенных негативных фак-торов, объясняющих первопричины пульсаций.

Практический опыт внедрения комплексноймодернизации горелок на котлах серии КВГМподтвердил возможность устранения пульсацийво всем диапазоне нагрузок с одновременнымповышением экономической эффективностиработы котлов.

Положительные результаты модернизациигорелок, устраняющие вышеперечисленные не-достатки работы типовых горелок, позволилинам подать заявку на изобретение горелочногоустройства.

Рационализацию и модернизации эксплуати-руемых сегодня горелок целесообразно прово-дить на рабочих местах в соответствии с автор-скими решениями и под авторским надзором.

Литература1. Тепловой расчет котельных агрегатов (Нормативный ме-

тод). Н.В. Кузнецов.2. Методические указания по испытаниям котельных агрега-

тов, работающих на природном газе. Минхимпром СССР.3. Теплотехнические испытания котельных установок.

В.И. Трембовля.4. Методические указания по составлению режимных карт

котельных установок и оптимизация управления ими.РД 34.25.514-96.

5. Теплотехнические расчеты по приведенным характерис-тикам топлива. Я.Л. Пекер.

6. Упрощенная методика теплотехнических расчетов.Н.Б. Равич. М.: «Наука».

7. Экономия топлива на электростанциях и в энергосисте-мах. А.С. Горшков. М.: «Энергия», 1967.

8. Опыт сжигания газа на электростанциях и в промышлен-ных котельных. БТИ «ОРГРЭС», М.,1962.

9. Теория горения и топочные устройства. Под ред.Д.М. Хзмаляна. М.: «Энергия», 1976.

Но

вост

и т

еп

ло

сна

бж

ен

ия

№ 2

(ф

евр

ал

ь);

20

10

г.

ТЕ

ХН

ИК

А И

ТЕ

ХН

ОЛ

ОГИ

И

22

Основная цель и направленность публика-ции – проинформировать широкий кругспециалистов о том, что относительно

несложными техническими решениями и мало-затратными средствами горелочные устройствамодернизируются для существенного повыше-ния энергоэффективности эксплуатации водо-грейных котлов (ВК) и сокращения затрат, свя-занных с ремонтами.

Второстепенная цель (по значимости болеечем основная, но по вероятности исполнениясомнительная) – это призвать наладочные идругие организации к добросовестному испол-нению режимно-наладочных работ и к выполне-нию Федерального закона от 23.11.2009 г.№ 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повыше-нии энергетической эффективности...». Режим-ные испытания котлов предусмотрены и прово-дятся каждые три года, и в основном, сводятся коднодневной «фотографии» эксплуатационногорежима с повышенными расходами воздуха.Проведение добросовестных теплотехническихиспытаний с разработкой «Режимных эксплуа-тационных карт» не может быть однодневным иобязано содержать три этапа исполнения.

1. Эксплуатационное обследование с цельюполучения объективных данных, определенияпоказателей и потенциала повышения энерго-эффективности.

2. Разработка технических решений, реко-мендаций и мероприятий по оптимизации экс-плуатации в конкретной и конструктивной фор-ме с обязательным авторским надзором за ис-полнением.

3. Заключительные, контрольные теплотех-нические испытания с выявлением и подтверж-дением, достигнутой в результате проведенныхработ, энергоэффективности.

Наладочная работа обязана сопровождать-ся: технологическим, экономическим или эко-логическим эффектами.

Здесь следует особо отметить, что испыта-ния котла в режиме «фотографируем, что имеемто и пишем» дискредитирует саму суть и смыслпроведения наладочных работ, что соответст-

венно обусловило резкое снижение стоимоститаких недобросовестных услуг. Сегодня скидкина проведение режимно-наладочных работ со-ставляют более 75% к типовой стоимости услугпо ФЕРп-2001.

В рыночных условиях выбор исполнения ус-луг (наладчика) производится на основе кон-курсных или тендерных торгов.

И здесь «добросовестный профессионал»заведомо проигрывает «фотографу» из-за вопи-ющей разницы в стоимости услуг (в разы). Уча-ствуя в таких тендерах (и проигрывая их) мы на-блюдаем абсолютно типичный и характерныйпарадокс:■ пользователь ВК, как специалист-теплоэнер-гетик, заинтересованный в надежной и эффек-тивной эксплуатации своего объекта, рекомен-дует к выбору исполнителем «дорогих профес-сионалов»;■ владелец (собственники предприятий – это,как правило, экономисты или менеджеры) есте-ственно выбирает «дешевого фотографа».

В конечном итоге такой менеджер проигры-вает в эксплуатационных затратах (и гораздобольше) по перерасходу газа, электроэнергии,на частых ремонтах и т.д.

Для ликвидации парадокса Закон № 261-ФЗустановил новый вид договоров – энергосер-висный договор (контракт), – предметом кото-рого является осуществление исполнителемдействий, направленных на энергосбережениеи повышение энергетической эффективностииспользования энергетических ресурсов заказ-чиком. Энергосервисный договор (контракт)должен содержать, в частности, условие о вели-чине экономии энергетических ресурсов, кото-рая должна быть обеспечена исполнителем врезультате исполнения энергосервисного дого-вора (контракта).

Базируясь на Законе № 261-ФЗ, именно ор-ганизация консорциума – «наладчик – потреби-тель – собственник» – это более чем реальный иконкретный путь повышения энергоэффектив-ности объекта.

ТЕ

ХН

ИК

А И

ТЕ

ХН

ОЛ

ОГИ

ИН

ово

сти

те

пл

осн

аб

же

ни

я №

2 (

фе

вра

ль)

; 2

01

0 г

.

23

Комментарий Н.Н. Жарникова – начальника ПП «Белгородской ТЭЦ»Белгородского филиала ОАО «ТГК-4» к статье И.А. Урманова и А.В. Мамошкина

ВВВВ сссс ееее сссс тттт аааа тттт ьььь ииии ,,,, оооо пппп уууу бббб лллл ииии кккк оооо вввв аааа нннн нннн ыыыы ееее вввв жжжж уууу рррр нннн аааа лллл ееее «««« НННН ТТТТ »»»»сссс 2222 0000 0000 0000 пппп оооо 2222 0000 0000 9999 гггг оооо дддд ,,,,

ВВВВ ыыыы мммм оооо жжжж ееее тттт ееее пппп рррр ииии оооо бббб рррр ееее сссс тттт ииии нннн аааа кккк оооо мммм пппп аааа кккк тттт ---- дддд ииии сссс кккк аааа хххх

Тел. (495) 741-20-28

Многолетний опыт стран Европейского со-юза (ЕС) в применении биомассы в каче-стве топлива является хорошим нагляд-

ным примером для других стран, где потенциалбиомассы составляет десятки и сотни миллионовтонн условного топлива в год, и основная часть ко-торого может и должна быть использована в ком-мунальном хозяйстве. В настоящее время большеполовины всех возобновляемых энергоресурсов,потребляемых в ЕС, составляет биомасса. Прак-тически все страны ЕС уделяют значительное вни-мание развитию технологий использования био-массы. В России это направление разработано взначительно меньшей степени. Между тем, еже-годно на территории нашей страны продуцирует-ся до 14-15 млрд т биомассы, общая энергия ко-торой эквивалентна примерно 8 млрд т у.т. [1]. Пооценкам экспертов, технически возможно еже-годно получать до 150 млн т у.т. благодаря исполь-зованию биомассы.

Для развития данного направления в энерге-тике и коммунальном хозяйстве России необхо-дима разработка современного высокоэффек-тивного оборудования использования биомассы.К такому оборудованию можно отнести конструк-цию универсального котла (рис. 1), разработан-ную в г. Челябинске для прямого сжигания био-массы (древесного топлива).

Как показывает практический опыт [2-4], ста-бильная работа котла на древесных отходах взначительной степени зависит от техническогорешения (устройства) по транспортировке топ-лива непосредственно в топку котла. Большин-ство производителей котельного оборудованияприменяют шнековую подачу топлива. Это впервую очередь вызвано простотой изготовле-ния. На практике шнековая подача топлива тре-бует более качественной подготовки топлива пофракции. Для этого требуется установка допол-нительного оборудования по измельчениюкрупнокусковых древесных отходов – шреде-ров, дробилок, измельчителей. В противномслучае, из-за отсутствия контроля за фракцион-ным составом топлива, имеют место частыеслучаи заклинивания шнеков, и, как следствие,остановка котла и нарушение режима горения.На практике также установлено, что даже ис-пользование щепы после рубительной машинычасто приводит к нарушениям работы шнеково-го транспортера и не решает вопросы надежно-сти топливоподачи и работы котла.

Для устранения вышеуказанных узких местсистемы топливоподачи в разработанной конст-рукции котла применен питатель топлива с гид-равлическим приводом (рис. 2). Габаритныеразмеры питателя в сечении составляют500×700 мм. Это позволяет использовать топли-во различное по фракционному составу: кора,ветки, обрезь, отторцовка. В этом техническомрешении заключен первый момент универсаль-ности котла.

Из теории сжигания биомассы [5] известно,что горение древесных опилок протекает в гете-рогенном режиме, т.е. в режиме гетерогенного

Но

вост

и т

еп

ло

сна

бж

ен

ия

№ 2

(ф

евр

ал

ь);

20

10

г.

ТЕ

ХН

ИК

А И

ТЕ

ХН

ОЛ

ОГИ

И

24

Универсальный котел на альтернативных видах топливаФ.Г. Ахтямов, директор, ООО «ЭкоТерм», г. Челябинск

Рис. 1. Общий вид котельного агрегата на древесныхотходах «ЭкоТерм-Универсал»:

1 – топка; 2 – теплообменник; 3 – питатель топлива;4 – гидроцилиндр; 5, 6 – горизонтальный и наклонный

колосник соответственно; 7, 8 – арочный радиационныйсвод (зона предварительного и окончательного

горения соответственно). Рис. 2. Питатель топлива с гидравлическим приводом.

воспламенения – скачкообразного перехода откинетического к диффузионному режиму проте-кания гетерогенной реакции. Процесс горениясостоит из следующих стадий:

1. подсушивание топлива и нагревание дотемпературы начала выхода летучих веществ;

2. воспламенение летучих веществ и их вы-горание;

3. нагревание кокса до воспламенения;4. выгорание горючих веществ из кокса.На практике одним из важнейших факторов,

влияющих на качественное и стабильное горе-ние древесных отходов, является их исходнаявлажность. Чем выше влажность топлива, темпродолжительнее по времени процесс горения.

В рассматриваемой конструкции топки котлас учетом теории горения древесных отходовприменены следующие технические решения:■ для уменьшения времени протекания ста-дии горения 1 установлен горизонтальный ко-лосник и верхний свод радиационного излуче-ния (рис. 1);■ для стадий горения 2 и 3 установлен наклон-ный колосник и нижний свод радиационного из-лучения;■ стадия горения 4 протекает на нижнем гори-зонтальном колоснике.

Для полного сгорания вредных веществ (CO)предусмотрены двухзонный регулируемый под-вод воздуха и два радиационных свода (верхнийи нижний).

В этом случае универсальность топки заклю-чается в том, что благодаря техническим реше-ниям стало возможным использование исход-ного топлива влажностью в широком диапазонеот 10 до 60% (естественная влажность).

При выборе конструкции теплообменника втехническое задание на разработку котла былизаложены (и выполнены) следующие требования.

1. Теплообменник водотрубный со змееви-ковыми поверхностями нагрева. По мнениюспециалистов компании, применение газотруб-ных теплообменников для работы на таком видетоплива, как древесные отходы, неоправданно

ввиду быстрого засорения дымогарных труб от-ложениями золы и сажи и, как следствие, сни-жения мощности котла и КПД. Применение им-пульсных систем очистки дымогарных труб ототложений приведет к усложнению и удорожа-нию котельного агрегата.

2. Радиационная часть поверхностей нагре-ва должна составлять до 30%.

3. Конвективная часть поверхностей нагревадолжна составлять 70%.

4. Поверхности теплообмена должны бытьизготовлены в блочном исполнении для свое-временной и малотрудоемкой операции по ихдемонтажу для очистки или замены.

5. Высокий КПД при работе на твердом топ-ливе – не менее 80%.

6. Низкая металлоемкость с хорошей тепло-изоляцией.

В таблице представлены некоторые техниче-ские характеристики разработанного котла надревесном топливе.

Универсальность котельного агрегата заклю-чается также в том, что топка адаптирована к ус-тановке теплообменников разных производите-лей (рис. 1, 3). Это в первую очередь позволит

ТЕ

ХН

ИК

А И

ТЕ

ХН

ОЛ

ОГИ

ИН

ово

сти

те

пл

осн

аб

же

ни

я №

2 (

фе

вра

ль)

; 2

01

0 г

.

25

Рис. 3. Пример использования топкис теплообменником вертикального исполнения.

проводить реконструкцию существующих уголь-ных котлов с переводом их на сжигание древес-ных отходов. Также можно проводить замену то-пок со шнековой подачей в случаях измененийфракционного состава применяемого топлива.

В заключение следует отметить, что основ-ными достоинствами разработанной конструк-ции котла на древесных отходах являются:■ надежная, проверенная технология сжигания,пригодная для всех видов древесных отходов;■ широкий диапазон фракционного составадревесных отходов, используемых в качестветоплива;■ возможность сжигания древесных отходоввысокой влажности;■ использование теплообменников разныхконструкций и производителей.

Литература

1. Производство и использование биомассы // Энергосбе-

режение. 2007. № 5.

2. Ахтямов Ф.Г. Энергосберегающие технологии у про-

фессионалов деревообработки // Энергетика и промы-

шленность России. 2009. № 14 (июль).

3. Ахтямов Ф.Г. Реконструкция котельных с заменой ка-

менного угля древесными отходами // Новости тепло-

снабжения. 2006. № 5.

4. Ахтямов Ф. Г. Опыт реконструкции котла Е-1-9 с перево-

дом на сжигание древесных отходов // Промышленная

энергетика. 2008. № 1.

5. Кудрявцева Л.А., Мазуркин П.М. Изучение закономерно-

сти роста температуры горения древесных опилок // Со-

временные проблемы науки и образования. 2009. № 6.

Но

вост

и т

еп

ло

сна

бж

ен

ия

№ 2

(ф

евр

ал

ь);

20

10

г.

ТЕ

ХН

ИК

А И

ТЕ

ХН

ОЛ

ОГИ

И

26

Таблица. Технические характеристики универсального котла на древесном топливе.

ре

кла

ма

Анализ перспективы развитиятеплофикации и централизованного

теплоснабженияПри анализе перспективы потребления тепло-

вой энергии в России большинство оценок схо-дятся в том, что как общее потребление тепла,так и объемы централизованного теплоснабже-ния будут расти весьма умеренно (темпы ростадо 2030 г. составят не более 1% в год). Это будетсвязано с реализацией энергосберегающей по-литики в области потребления тепловой энергии,структурными изменениями в экономике, увели-чением доли малоэтажного жилья, использующе-го автономное теплоснабжение, стагнацией чис-ленности населения в стране. При этом, несмот-ря на серьезный рост автономных источниковтепла в абсолютном измерении, преобладаниецентрализованного теплоснабжения сохранится.

Умеренный рост или даже неизменность теп-лового потребления будут характерны и дляроссийских крупных городов (мегаполисов) спреобладанием многоэтажной застройки в го-родской черте, где рост потребления тепловойэнергии с увеличением численности населениябудет практически компенсироваться энерго-сбережением в ЖКХ и выводом промышленныхпредприятий за пределы города.

Более 50% централизованного тепла в Рос-сии производится на ТЭЦ. Ожидаемая «стаби-лизация» потребления централизованного теп-ла проявится в том, что имеющаяся тепловаямощность существующих ТЭЦ в перспективеокажется достаточной для обеспечения тепло-вой энергией большинства крупных городов.Более актуальным является вопрос старенияоборудования действующих ТЭЦ и определениерациональных путей его модернизации и заме-щения.

В последние два десятилетия в мировойэнергетике произошли существенные сдвиги втехническом уровне энергетических установок. Вобычной тепловой энергетике – это крупномас-штабное распространение парогазовых устано-вок (ПГУ) с электрическим КПД на уровне 55-60%при использовании природного газа и совершен-ствование паротурбинных установок (ПТУ) с рос-том их КПД (эл.) на 4-5% (абсолютных). Это тре-бует определенного переосмысления и коррек-тировки ряда вопросов теплофикации и центра-лизованного теплоснабжения в целом [1, 2].

Суть проблемы состоит в следующем. РостКПД электрогенерирующей установки ведет к то-му, что на базе каждого 1 кДж теплоты сгораниятоплива вырабатывается примерно 0,5-0,6 кДжэлектроэнергии (подчеркнем, что выработкаэлектроэнергии – наиболее универсального и ка-чественного вида энергии – является основнымназначением любой электрогенерирующей уста-новки). Тем самым, для нужд теплоснабжения(с учетом потерь тепла с уходящими газами) ос-тается всего лишь 0,4-0,3 кДж. Это не делаеттеплофикацию (комбинированную выработкуэлектрической и централизованной тепловойэнергии) лишенной смысла. Она, как и прежде,существенно увеличивает коэффициент исполь-зования тепла топлива (КИТТ) и снижает стои-мость выработки электроэнергии и тепла, хотя ив меньших относительных размерах, чем на стан-ции с менее экономичными электрогенерирую-щими установками.

В то же время на отопительной ТЭЦ соотно-шение отпускаемых электроэнергии и тепла, за-метно изменяясь в годовом и суточном разрезах,все же является достаточно предопределенным.Более того, исходя из требований надежностиснабжения теплом жилищных, коммунальных ипромышленных объектов, расчетная (макси-мальная) тепловая мощность отопительной ТЭЦопределяется достаточно редко реализуемымусловием – необходимостью обеспечения по-требителя требуемым количеством тепловойэнергии при сравнительно непродолжительной(несколько суток) расчетной минимальной тем-пературе окружающего воздуха. С учетом сего-дняшних реалий для средней полосы Европей-ской части страны это отношение расчетных теп-ловой и электрической мощностей ТЭЦ состав-ляет примерно 3:1. Эта располагаемая тепловаямощность ТЭЦ в среднем используется лишь на-половину, но она в значительной степени опре-деляет и структуру оборудования ТЭЦ, и, в изве-стной мере, ее технико-экономические показа-тели. Поэтому при реконструкции действующихотопительных ТЭЦ прежде всего приходится ис-ходить из сохранения их существующих тепло-вых мощностей.

Сравнение вариантов реконструкции ТЭЦВ таблице приведено сравнение технических

показателей нескольких вариантов реконструк-

Но

вост

и т

еп

ло

сна

бж

ен

ия

№ 2

(ф

евр

ал

ь);

20

10

г.

ТЕ

ХН

ИК

А И

ТЕ

ХН

ОЛ

ОГИ

И

28

Особенности использованияпарогазовых установок на ТЭЦЧл.-корр. РАН В.М. Батенин, заместитель директора, д.т.н. Ю.А. Зейгарник, заведующий отделом,д.т.н. В.М. Масленников, заведующий отделом, к.т.н. Ю.Л. Шехтер, старший научный сотрудник,Объединенный институт высоких температур РАН (ОИВТ РАН), г. Москва

ТЕ

ХН

ИК

А И

ТЕ

ХН

ОЛ

ОГИ

ИН

ово

сти

те

пл

осн

аб

же

ни

я №

2 (

фе

вра

ль)

; 2

01

0 г

.

29

Таблица. Сравнение показателей вариантов реконструкции ТЭЦ с установкой ПГУ.

ции ТЭЦ. Эти оценки носят в известной мере ил-люстративный характер, т.к. окончательные за-ключения, безусловно, должны делаться на базедетального технико-экономического анализа.

Вариант 1 отвечает типовым характеристи-кам ТЭЦ, сегодня находящихся в эксплуатации ипостроенных на базе теплофикационных паро-вых турбин типа Т-100 (электрической мощнос-тью Nэ=100 МВт) с КПД преобразования теплатоплива в электроэнергию в конденсационномрежиме 36%. Соотношение номинальных тепло-вой и электрической мощностей ТЭЦ примерноравно 3,5:1. Мощность пиковых котлов, прихо-дящаяся на каждую турбину Т-100, составляет180 МВт и практически равна тепловой мощнос-ти отборов этой турбины. Выработка тепловойэнергии зимой оценивалась по средней зимнейтепловой нагрузке, равной 1,7Nэ. Зимой в часыработы ТЭЦ с электрической нагрузкой, ниженоминальной, из-за снижения расхода пара втурбину часть тепловой нагрузки передается напиковые котлы, доля которых в суммарной вы-работке тепловой энергии за сезон составляетоколо 30%. Летом тепловая нагрузка определя-ется потребностями горячего водоснабжения исоставляет 0,4Nэ. Она полностью покрываетсяпаром отборов турбин.

Расчет эффективного КПД при комбиниро-ванной выработке электроэнергии и тепла про-изводился по известной формуле физическогораспределения тепла по видам энергии, удоб-ной для сравнения ТЭЦ с вариантом раздельнойвыработки электричества и тепла на конденса-ционной станции (КЭС) и котельной:

ηэлэф=E/(Qт–Nт/ηк),

где E – количество выработанной электроэнер-гии; Qт – тепло сжигаемого топлива; Nт – коли-чество тепловой энергии, отданного потребите-лю; ηк=0,92 – КПД котельной (пикового котла).Эта формула, разумеется, непригодна как осно-ва коммерческих отношений с потребителями,но правильно отражает энергетические балансыустановок комбинированной выработки элект-ро- и теплоэнергии. В рассматриваемом вари-анте среднегодовая экономия топлива по срав-нению с вариантом «ПТУ-КЭС (ηэл=36%)+ко-тельная» составляет 183 г у.т./кВт.ч.

Обратим внимание, что годовой эффектив-ный КПД выработки электроэнергии таким бло-ком благодаря работе на тепловом потреблениисоставляет ηэл

эф=78%. Средний зимний эффек-тивный КПД – 88,4%. Летом, когда выработкатепловой энергии падает до нужд горячего во-доснабжения, эффективный КПД снижается до59%. В летний период в течение 3650 ч произво-дится только около 28% годовой выработки эле-ктроэнергии.

Варианты 2-4 соответствуют разным услови-ям реконструкции отопительной ТЭЦ с установ-

кой на ней ПГУ, обладающих более высоким ко-эффициентом преобразования тепла топлива вэлектроэнергию нежели турбина Т-100 (52-54%по сравнению с 36%), при этом принято типич-ное для современных ПГУ соотношение электри-ческих мощностей газовой и паровой турбин 2:1.

Вариант 2 отвечает установке ПГУ на рекон-струируемой ТЭЦ при сохранении как отпускатепла, поскольку сохраняется обслуживаемыйпотребитель, так и лимитируемой поставки при-родного газа в период осенне-зимнего макси-мума нагрузки (ОЗМ). В этом случае по услови-ям прохождения ОЗМ при неизменном расходегаза на 6% (до 94 МВт) снижается расчетнаяэлектрическая мощность ТЭЦ из-за увеличенияна ПГУ потерь с уходящими газами, связанных сростом коэффициента избытка воздуха в каме-ре сгорания ГТУ по сравнению с топкой котла.Из-за снижения примерно на 2/3 по сравнениюс вариантом 1 тепловой мощности отборов па-ровой турбины для сохранения номинальной(расчетной для ОЗМ) тепловой мощности ТЭЦпридется установить дополнительные пиковыекотлы, увеличив их общую мощность со 180 до~295 МВт в расчете на каждые 100 МВт электри-ческой мощности.

Среднегодовой ηэлэф ТЭЦ для варианта 2 вы-

ше, чем для варианта 1, и равен 82% в основномиз-за более экономичной выработки электро-энергии в летний период (84,4% по сравнению с59,5% в варианте 1). Летом потребная нагрузкагорячего водоснабжения практически полно-стью обеспечивает работу такой ПГУ-ТЭЦ натепловом потреблении.

По сравнению с вариантом 1 средняя годо-вая экономия топлива вариантом 2 составляет10 г у.т./кВт.ч или 5000 т у.т./год.

Вариант 3 отличается от варианта 2 тем, что внем увеличивается электрическая мощность, ноиз-за лимитирования расхода природного газа впериод ОЗМ может быть покрыта меньшая рас-четная тепловая мощность – 280 МВт. Мощностьпиковых котлов при реконструкции остается не-изменной – 180 МВт на каждые 100 МВт элект-рической мощности, а мощность отборов соста-вит ~2/3 от таковой в варианте 1. То есть, этотвариант обеспечивает среднюю выработку теп-ловой энергии, но недостающая «резервная» наслучай достаточно низких температур мощностьпередается в условиях единой тепловой сети наРТС или реконструируемая ТЭЦ достраиваетсядополнительными пиковыми котлами с расчетомих работы на резервном топливе (мазуте).

Расчетная электрическая мощность ПГУ в ва-рианте 3 – 165 МВт. Среднегодовой эффективныйКПД ПГУ ηэл

эф=80,9%. Он чуть ниже, чем в варианте2, из-за снижения ηэл

эф как в зимний, так и в летнийпериод вследствие меньшего числа часов выра-ботки электроэнергии на тепловом потреблении.

Но

вост

и т

еп

ло

сна

бж

ен

ия

№ 2

(ф

евр

ал

ь);

20

10

г.

ТЕ

ХН

ИК

А И

ТЕ

ХН

ОЛ

ОГИ

И

30

Среднегодовая экономия топлива по сравне-нию с вариантом «ПГУ КЭС + котельная» оказы-вается чуть ниже, чем в варианте 2 (76 г у.т./кВт.чпо сравнению с 80 г у.т./кВт.ч), однако за год вы-рабатывается значительно больше электро-энергии – 0,874 вместо 0,5 млн МВт.ч. ТЭЦобеспечивает среднюю выработку тепловойэнергии в течение большинства зим, хотя, по-вторим, необходимо гарантирование макси-мальной расчетной выработки тепловой энер-гии в холодные годы дополнительными мощно-стями на резервном топливе.

В варианте 4 условно сняты ограничения,связанные с лимитированием природного газа.Суммарная тепловая мощность ТЭЦ и соотно-шение между тепловыми мощностями отборовпаровых турбин ПГУ и пиковых котлов оставле-ны теми же, что и в варианте 1. При КПД преоб-разования тепловой энергии в электрическую52% это означает, что электрическая мощностьТЭЦ будет равна 300 МВт. В свою очередь, этоприводит к тому, что такая ТЭЦ в годовом разре-зе будет вырабатывать на тепловом потребле-нии меньше электроэнергии.

В итоге ηэлэф такой ТЭЦ составит 71,3%, тогда

как в трех рассмотренных выше вариантах онблизок к 80% или даже превосходит их. В лет-ний период ηэл

эф равен лишь 63,9%. Среднегодо-вая экономия тепловой энергии по сравнению свариантом «ПГУ КЭС + котельная» снижается исоставляет уже 56 г у.т./кВт.ч.

Вариант 5 приведен в качестве некоторогоусловного для иллюстрации преимуществсовместного производства электрической итепловой энергии. Принято, что вся электро-энергия генерируется на конденсационнойПГУ с КПД 54% (условно принято, что КПД независит от нагрузки и параметров окружаю-щей среды), а вся тепловая энергия генериру-ется в котельных в том же количестве, что и вварианте 1. При этом ограничения по топливусняты.

Из приведенных данных таблицы видно, чтовариант 5 (раздельная выработка электроэнер-гии и тепла) проигрывает как по среднегодово-му удельному расходу топлива на выработкуэлектроэнергии, так и по величине КИТТ всемальтернативным вариантам.

С увеличением коэффициента преобразова-ния тепловой энергии в электрическую в ПГУ вы-года от применения ТЭЦ по сравнению с вариан-том «КЭС+котельная» перманентно снижается.Поэтому выбор оптимальной электрическоймощности реконструируемой ТЭЦ с установкойна ней ПГУ и компенсацией потери тепловоймощности отборов паровых турбин пиковымикотлами или РТС нуждается в обстоятельномтехнико-экономическом анализе, разумеется, сучетом экологических факторов.

По-видимому, оптимальным является вари-ант, близкий к варианту 3, но он нуждается в не-котором увеличении лимита газа, особенно впериод обострения холодов.

В отдельных случаях, благодаря пониженнымзатратам на реконструкцию, оптимальной постоимости производства электроэнергии можетоказаться замена на действующих ТЭЦ ПТУ с до-статочно высокими параметрами на аналогич-ные, но с модернизированными проточными ча-стями, клапанами, котлами, вспомогательнымоборудованием и тепловыми схемами и тем са-мым имеющими на 5-6% более высокий КПД (до43%). Не следует также забывать, что если за-траты на ремонт основного оборудования глав-ного корпуса паротурбинной ТЭЦ за 100 тыс. чработы составят 30-40% его начальной стоимо-сти, то ремонт камер сгорания ГТУ с сопряжен-ными элементами по фактическому состояниюпосле примерно 12,5 тыс. ч и их полная заменапосле 25 тыс. ч работы, как и высокотемператур-ного лопаточного аппарата ГТУ после 25 тыс. ч и50 тыс. ч, соответственно, увеличивают стои-мость ГТУ, как импортных, так и отечественных, всоставе ПГУ примерно в 2-2,3 раза. Поэтому, то-тальная замена теплофикационных паротурбин-ных энергоблоков на «более эффективные»парогазовые вряд ли целесообразна и требуетдетального экономического обоснования (посреднему годовому удельному расходу топливаварианты 1, 2 и 3 радикально не отличаютсяодин от другого).

ЗаключениеНесмотря на то, что ожидаемый прирост теп-

ловой мощности невелик, в двадцатилетнемразрезе все же может возникнуть потребность всооружении новых отопительных ТЭЦ в городахс населением несколько сотен тысяч человекили в увеличении мощности действующих ТЭЦ.При установке на вновь сооружаемых ТЭЦ ПГУ скоэффициентом преобразования тепловойэнергии в электрическую 55-60% эти ТЭЦ засчет отработанного в ПГУ тепла смогут покрытьтолько потребности ЖКХ в горячем водоснабже-нии. Основная нагрузка по отпуску тепловойэнергии (на нужды отопления) ляжет на пиковыекотлы ТЭЦ или на иные источники централизо-ванного теплоснабжения (РТС, котельные), ра-ботающие на общую с ТЭЦ тепловую сеть. Болеетого, при разгрузке ТЭЦ по отпуску электро-энергии, например, в выходные дни, даже по-требности горячего водоснабжения вынужденнобудут частично обеспечиваться пиковыми котла-ми. По сути дела, с ростом ηэл

эф, ТЭЦ как электро-станция постепенно превращается в своего ро-да котельную, надстроенную современнымиэлектрогенерирующими установками. Точнее,на единой промышленной площадке будут сосу-

ТЕ

ХН

ИК

А И

ТЕ

ХН

ОЛ

ОГИ

ИН

ово

сти

те

пл

осн

аб

же

ни

я №

2 (

фе

вра

ль)

; 2

01

0 г

.

31

ществовать котельная (ее роль выполняют пико-вые котлы) и недовырабатывающая необходи-мое количество тепловой энергии ПГУ-ТЭЦ,объединенные общей инфраструктурой.

Расширение действующих ТЭЦ современны-ми ПГУ без ввода дополнительных пиковых кот-лов изменяет расчетное соотношение тепловойи электрической мощностей ТЭЦ. В большинст-ве случаев, ввиду прогрессирующего сокраще-ния в городах промышленной электрической на-грузки на ТЭЦ появляется избыток электричес-кой мощности, которая должна быть передана запределы города (мегаполиса) для обеспеченияпромышленной деятельности и ЖКХ городов-спутников, потребности которых в централизо-ванном тепле решаются уже без участия ТЭЦ.Эта неординарная, но все более распространен-ная, ситуация снабжения электричеством пери-ферии из мегаполиса требует серьезного сис-темного анализа.

Недовыработка тепловой энергии ПГУ-ТЭЦбез пиковых котлов может быть компенсирова-на новым построением системы централизо-ванного теплоснабжения в целом. Одним из це-лесообразных вариантов, по-видимому, можетявиться подача сетевой воды умеренной темпе-ратуры к РТС, расположенным вблизи потреби-теля, с последующим доведением ее до требуе-

мой температуры в соответствии с графикомтепловой нагрузки, не устанавливая водогрей-ных котлов на самой ТЭЦ. При этом ПГУ кругло-годично работает на тепловом потреблении,снижаются тепловые потери, появляется воз-можность применения долгоживущих полимер-ных труб и т.д.

Таким образом, использование ПГУ на ТЭЦобеспечивает рост ее электрической мощности,увеличение эффективного КПД выработки элек-троэнергии и КИТТ по сравнению с раздельнойвыработкой тепла и электроэнергии на ПГУ-КЭСи котельной. В то же время неизбежно возрас-тает доля выработки тепловой энергии пиковы-ми котлами ТЭЦ или РТС, требуется увеличениеих установленной мощности. Данный вопростребует индивидуальных решений в каждомконкретном случае на базе системного технико-экономического анализа.

Литература

1. Доброхотов В.И., Зейгарник Ю.А. Теплофикация: про-

блемы и возможности реализации в современных усло-

виях // Теплоэнергетика. 2007. № 1. С. 9-10.

2. Батенин В.М., Зейгарник Ю.А., Масленников В.М., Шех-

тер Ю.Л. Применение ПГУ на ТЭЦ // Теплоэнергетика.

2008. № 12. С. 39-43.

Но

вост

и т

еп

ло

сна

бж

ен

ия

№ 2

(ф

евр

ал

ь);

20

10

г.

ТЕ

ХН

ИК

А И

ТЕ

ХН

ОЛ

ОГИ

И

32 ре

кла

ма

ре

кла

ма

ВведениеПоступающий на тепловые электрические

станции (ТЭС) природный газ имеет давление в0,8-1,2 МПа. Использование его в качестве топ-лива происходит при более низком давлении0,12-0,2 МПа. Снижение давления природногогаза осуществляется путем дросселирования нагазорегуляторном пункте станции.

Таким образом, на ТЭС имеется возмож-ность выработки дополнительной экологическичистой электрической энергии путем внедренияв схему станции детандер-генераторного агре-гата (ДГА). Детандер-генераторный агрегатпредставляет собой устройство, в которомэнергия потока транспортируемого природногогаза преобразуется сначала в механическуюэнергию в детандере, а затем в электрическуюэнергию в генераторе. Процесс расширения га-за в детандере сопровождается понижениемтемпературы, поэтому для предотвращения об-разования конденсата и гидратов в газопрово-дах и арматуре, а так же для обеспечения потре-бителей газа топливом необходимой темпера-туры (3-7 ОC), газ перед поступлением в детан-дер подогревается [1, 2].

В настоящее время разработано большое ко-личество схем подогрева природного газа как

перед, так и после его расширения в детандере.В качестве греющей среды используются раз-личные виды теплоносителей. Однако, на прак-тике таким теплоносителем, как правило, явля-ется вода, нагретая паром из отборов турбин,работающих на ТЭС. Такой способ подогрева яв-ляется одним из наиболее легко осуществимыхна станции [3]. В данной схеме природный газперед детандером поступает в теплообменныйаппарат, в котором нагревается паром из отборатурбины. Пар конденсируется, отдавая тепло га-зу, и затем конденсат возвращается обратно впароводяной цикл станции. На рис. 1 представ-лена принципиальная схема подогрева природ-ного газа паром из отбора турбины на ТЭС.

Анализ эффективности схемы подогреваприродного газа паром из отборов

паровых турбин при применении ДГАДанная статья посвящена анализу эффектив-

ности схемы подогрева природного газа паромиз отборов паровых турбин при применении ДГАна ТЭС.

Расчеты проводились для промышленных тур-бин типа ПТ и теплофикационных турбин типа Т.Были рассмотрены 2 режима работы ТЭЦ: зим-ний и летний [3, 4]. При работе ТЭС в летнем (кон-

Но

вост

и т

еп

ло

сна

бж

ен

ия

№ 2

(ф

евр

ал

ь);

20

10

г.

ТЕ

ХН

ИК

А И

ТЕ

ХН

ОЛ

ОГИ

И

34

Эффективность подогрева природного газапри использовании детандер-генераторных агрегатовна тепловых электрических станцияхЕ.В. Жигулина, ассистент, к.т.н. Н.В. Калинин, профессор, В.Г. Хромченков, заведующий НИЛ, кафедра«Промышленные теплоэнергетические системы» Московского энергетического института (ТУ), г. Москва

Рис. 1. Принципиальная схема подогрева природного газа паром из отбора турбины на ТЭС:1 – котел; 2 – паровая турбина; 3 – электрогенератор; 4 – конденсатор; 5 – подогреватель газа; 6 – турбодетандер.

денсационном) режиме отборы турбин не загру-жены, и подогрев природного газа осуществляет-ся за счет увеличения его подачи из отборов тур-бин. В зимнем режиме ТЭЦ работает по теплово-му графику с максимальным расходом пара изотборов турбин при работе пиковых водогрейныхкотлов с нагрузкой, меньшей максимальной.

Летний режим работы станции рассматри-вался для двух случаев работы паровой турби-ны: при постоянной мощности паровой турбиныNПТ=const и при постоянном расходе острогопара в паровпуск турбины QПТ=const. Проведен-ные расчеты показали нецелесообразность по-следнего варианта, т.е. эффективность схемы, вкоторой не меняется мощность паровой турби-ны, значительно выше, чем при неизменномрасходе острого пара на входе в турбину [3].Это объясняется тем, что во втором случае по-догрев природного газа осуществляется за счетнедовыработки электрической энергии, котораяобладает большей эксергией, чем необходимоедобавочное количество теплоты с острым па-ром в первом случае.

Эффективность применения ДГА на ТЭС оце-нивалась по предложенной авторами методике[3, 4], которая заключается в определении эко-номии топлива на станции, связанной с внедре-

ТЕ

ХН

ИК

А И

ТЕ

ХН

ОЛ

ОГИ

ИН

ово

сти

те

пл

осн

аб

же

ни

я №

2 (

фе

вра

ль)

; 2

01

0 г

.

35

Рис. 2. Зависимость экономии топливаот температуры природного газа при подогреве

различными отборами.

Рис. 3. Зависимость экономии топлива от давления парав отборе при подогреве природного газа

до различных температур.

Рис. 4. Зависимость экономии топлива от давления газаперед ДГА при подогреве паром из отборов турбины Т-250.

ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯпо защите трубопроводов тепловых сетей от наружной коррозии

РД 153-34.0-20.518-2003С введением данной Типовой инструкции утрачивают силу «Типовая инструкция по защите тепловых сетей от

наружной коррозии: РД 34.20.518-95», утвержденная РАО «ЕЭС России» 26.06.95 г., и «Правила и нормы по за-щите трубопроводов тепловых сетей от электрохимической коррозии:РД 34.20.520-96», утвержденная РАО «ЕЭС России» 27.06.96 г.

Документ предназначен для организаций (предприятий), осуществляющих эксплуатацию тепловых сетей(систем транспорта и распределения тепловой энергии) в составе АО-энерго, теплоснабжающих организацийжилищно-коммунального хозяйства, а также других предприятий, независимо от организационно-правовойформы, имеющих в собственности или на ином законном основании тепловые сети, и направлен на повыше-ние эксплуатационной надежности тепловых сетей.

Дата введения 05.02.2003 г.

Заявки направляйте, пожалуйста, по тел.факс: (495) 231-21-26, или по e-mail: info@ntsn.ru

нием ДГА. В связи с тем, что детандер-генера-торная технология предлагается как альтерна-тива дросселированию природного газа на га-зорегуляторном пункте (ГРП), все изменениятехнико-экономических показателей, вносимыеприменением ДГА, рассматривались в сравне-нии с дросселированием. Электрическая энер-гия, вырабатываемая ДГА, по известным форму-лам пересчитывалась в условное топливо, приэтом учитывалась физическая теплота, с кото-рой природный газ после расширения в детан-дере поступает в топку котла. В случае, если эн-тальпия природного газа оказывалась меньшетой, которую газ имел бы после дросселирова-ния, то определялись затраты топлива на нагревэтого газа до требуемой температуры. Если жеэнтальпия поступающего в топку газа оказыва-лась больше, то рассчитывалось дополнитель-ное количество тепла, поступающего в котел, ссоответствующей экономией топлива.

Для летнего режима работы станции, при ус-ловии постоянства мощности паровой турбины,необходимо увеличить расход теплоты на тур-бину на величину ∆Qтур, для этого потребуетсядополнительный расход топлива ∆Втоп. Для оп-ределения величины ∆Qтур использовалась ме-тодика [5], основанная на определении коэф-фициента ценности теплоты каждого отборатурбины. Эти расчеты проводились на примеретурбин ПТ-60-130 для всех ее отборов и Т-250для теплофикационных отборов и одного реге-неративного отбора. В качестве исходных дан-ных принимались следующие параметры при-родного газа:■ температура природного газа, поступающе-го на ТЭЦ, – tг=5 ОC (при изменении давления от0,5 до 1,2 МПа);■ давление природного газа на входе в топкуэнергетического котла – Pг=0,15 МПа;■ расход природного газа через ДГА – Gг=40 кг/с.

В процессе проведения исследований былипроанализированы два подхода к определениюэффективности подогрева газа с использовани-ем того или иного отбора пара. В одном случаезадавалась температура природного газа послеподогревателя (в диапазоне 50-200 ОC) и рас-считывалась экономия топлива в схеме при ис-пользовании каждого из отборов паровой тур-бины (рис. 2-5). В другом случае, экономия топ-лива в схеме рассчитывалась для каждого из от-боров, но при подогреве природного газа домаксимальной температуры, которую можно по-лучить, используя конкретный отбор (рис. 6, 7).

При расчете экономии топлива для зимнегорежима работы ТЭС полагалось, что подогрев га-за по-прежнему осуществляется паром из отбо-ров турбин, при этом, отборы полностью загруже-ны и необходимый подогрев сетевой воды проис-ходит с помощью пиковых водогрейных котлов.

Но

вост

и т

еп

ло

сна

бж

ен

ия

№ 2

(ф

евр

ал

ь);

20

10

г.

ТЕ

ХН

ИК

А И

ТЕ

ХН

ОЛ

ОГИ

И

36

Рис. 5. Зависимость экономии топлива в схемеот давления пара в отборе турбины Т-250 для различных

значений давления газа перед ДГА.

Рис. 6. Зависимость экономии топлива от давления газаперед ДГА при подогреве паром из отборов турбины Т-250.

Рис. 7. Зависимость экономии топлива в схеме отдавления пара в отборе турбины Т-250 для различных

значений давления газа перед ДГА.

В данном случае, можно считать, что исполь-зование тепла из отборов пара для подогревагаза не влияет на показатели работы паровойтурбины, поэтому экономия топлива в схеме длязимнего режима рассчитывается с учетом до-полнительно затрачиваемого топлива в пиковыхводогрейных котлах [3, 4].

ВыводыВ результате проведенного исследования

можно сделать следующие выводы.1. Увеличение степени расширения газа в

детандере приводит к значительному (в 1,5-2 раза) росту экономии топлива в схеме.

2. Наиболее экономично осуществлять по-догрев природного газа при постоянной мощно-сти паровой турбины, увеличив на нее расходострого пара.

3. Подогрев природного газа за счет исполь-зования отборного пара при зимнем режиме ра-боты ТЭЦ значительно менее эффективен, чемлетний. Поэтому при расчете технико-экономи-ческих показателей данного проекта внедренияДГА на ТЭЦ необходимо учитывать количествочасов работы пиковых водогрейных котлов.

4. При работе ТЭС в летнем режиме увели-чение температуры природного газа перед де-тандером приводит к росту экономии топлива всхеме в 2-3 раза, однако в зимнем режиме уве-личивать температуру газа нецелесообразно,т.к. это приводит к значительному росту затраттоплива на нагрев газа.

5. Для летнего режима работы станции приподогреве газа отборным паром турбин до оп-ределенной температуры экономичнее исполь-зовать отборы низких давлений, т.к. коэффици-ент ценности теплоты пара уменьшается суменьшением давления в отборе, а экономиятоплива в схеме увеличивается. Причем, с рос-том температуры газа перед детандером эта за-висимость резко возрастает. Таким образом,при выборе отбора для уже спроектированногоДГА, рассчитанного на определенную номи-

нальную температуру на входе в детандер, не-обходимо выбрать отбор пара с минимальнымдавлением, обеспечивающий подогрев газа дозаданной температуры.

6. При подогреве газа паром из отборов домаксимально возможной температуры с учетомдавления каждого из отборов, при летнем режи-ме работы ТЭС, экономия топлива в схеме увели-чивается с ростом давления пара в отборе. Этообъясняется увеличением температуры газа пе-ред детандером, и соответственно, его мощнос-ти. С другой стороны, с ростом давления пара,коэффициент ценности пара в отборе увеличива-ется медленнее. Из этого следует, что на этапепроектирования установки ДГА на ТЭС, при со-ставлении технических требований необходимопредусмотреть возможность работы установкипри подогреве природного газа до 150 ОC и выше.

При выборе конструкции ДГА и схемы его ис-пользования необходимо проведение всесторон-них технико-экономических расчетов, которыеучитывают все основные влияющие факторы.

Литература

1. Куличихин В.В., Кудрявый В.В., Чижов В.В., Лазарев Л.Я.

Об использовании потенциальной энергии природного

газа на тепловых электростанциях // Электрические

станции. 1997. № 2. С. 8-11.

2. Агабабов В.С., Корягин В.В. Детандер-генераторные агре-

гаты на тепловых электрических станциях. М.: МЭИ, 2005.

3. Жигулина Е.В., Калинин Н.В., Хромченков В.Г., Яворов-

ский Ю.В. Термодинамический анализ схем применения

детандер-генераторных агрегатов на тепловых электри-

ческих станциях // Надежность и безопасность энерге-

тики. 2009. № 3. C. 48-53.

4. Хромченкова Е.В., Хромченков В.Г., Калинин Н.В., Гончар

Ю.А. Сравнительный анализ схем подогрева природного

газа при применении УТДУ на ТЭС / Сборник тезисов до-

кладов «Радиотехника, электроника и энергетика» три-

надцатой международной научно-технической конфе-

ренции студентов и аспирантов. Том 2. М.: МЭИ, 2007.

5. Сазанов Б.В., Ситас В.И. Теплоэнергетические системы

промышленных предприятий. М.: Энергоатомиздат, 1990.

ТЕ

ХН

ИК

А И

ТЕ

ХН

ОЛ

ОГИ

ИН

ово

сти

те

пл

осн

аб

же

ни

я №

2 (

фе

вра

ль)

; 2

01

0 г

.

37ре

кла

ма

Втечение многих лет в ОАО «ОбъединениеВНИПИэнергопром» прорабатывались во-просы однотрубного транспорта тепла от

источников комбинированной выработки элект-рической и тепловой энергии до пиковых котель-ных и ЦТП, расположенных в городской черте. В2003 г. в ОАО «Объединение ВНИПИэнергопром»была выполнена работа «Обоснование инвести-ций на присоединение систем теплоснабженияг. Тулы к Щекинской ГРЭС» [1], основой которойстала трехтрубная система теплоснабжения (дваподающих теплопровода 2Ду500 мм и один об-ратный – Ду500 мм) с разделением потока обрат-

ной сетевой воды (часть воды возвращалась наЩекинскую ГРЭС, другая часть подавалась на пи-ковые котельные открытых систем теплоснабже-ния). Согласно технико-экономическим расчетамсрок окупаемости системы теплоснабжения про-тяженностью 30 км составил 7,3 года. Работа бы-ла обсуждена и одобрена на заседании научно-технического совета РАО «ЕЭС России» [2]. Наосновании данной работы произведена оптими-зация технических решений однотрубного транс-порта тепла с учетом современного развития тех-ники. В 2004 г. была выполнена утверждаемаячасть проекта «Внешнее теплоснабжение от Но-

вомосковской ГРЭС к Южнойчасти г. Новомосковска (пуско-вой комплекс)», основой кото-рого являлась комплексная от-крытая система теплоснабже-ния, предназначенная одновре-менно для подачи тепла и горя-чей воды на котельную откры-той системы теплоснабжения[3]. Протяженность тепловыхсетей (подающий теплопроводДу500 мм и обратный тепло-провод Ду400 мм) составила7,3 км.

Однотрубный транспорттепла возможно осуществитьтолько в системах теплоснаб-жения с непосредственнымотбором сетевой воды на ГВС,к которым относятся открытыеи раздельные системы тепло-снабжения. Строительство од-нотрубных систем возможноосуществить по двум вариан-там: с покрытием нагрузкитолько ГВС и с покрытием час-ти базовой нагрузки отопле-ния и вентиляции пиковой ко-тельной и нагрузки ГВС. В ка-честве базовой нагрузки отоп-ления и вентиляции (далее потексту – базовая нагрузкаотопления) рассматривается

Но

вост

и т

еп

ло

сна

бж

ен

ия

№ 2

(ф

евр

ал

ь);

20

10

г.

ТЕ

ХН

ИК

А И

ТЕ

ХН

ОЛ

ОГИ

И

38

ТЕПЛОВЫЕ СЕТИ

Однотрубный транспорт теплаот источников комбинированной выработкиэлектрической и тепловой энергииА.А. Арешкин, ГИП по теплоснабжению, ООО «Институт «Каналстройпроект», г. Москва

Рис. 1. Схема однотрубного транспорта тепла для покрытия нагрузки ГВС:1, 6 – химводоочистка; 2 – теплоэлектростанция; 3, 5 – бак химочищенной воды;

4 – подогреватель.

текущая нагрузка со значи-тельным периодом стояния втечение отопительного пери-ода (3000-5000 ч), которая со-ставляет 50% и менее от рас-четной нагрузки отопления ивентиляции. При этом основ-ным условием эффективнос-ти однотрубного транспортатепла является присоедине-ние к тепловой электрическойстанции (ТЭС), расположен-ной в непосредственной бли-зости от источника холодноговодоснабжения (или внешне-го водовода). Как показываютрасчеты технико-экономичес-ких показателей однотрубныйтранспорт тепла наиболееэффективен при удаленностиТЭС от района потребленияна расстояние 5 км и более.

Схема однотрубного транс-порта тепла для покрытия на-грузки ГВС приведена нарис. 1. Согласно данной схе-ме, перегретая сетевая вода,предназначенная для ГВС, по-дается непосредственно вбак-аккумулятор горячей воды5, расположенный на город-ской отопительной котельнойраздельной системы тепло-снабжения (отдельный тепло-вой пункт ГВС). С целью сокращения расхода се-тевая вода нагревается на ТЭС до 90-130 ОC, чтопозволяет снизить ее количество до 40% от рас-ходуемого на ГВС. Это, в свою очередь, приво-дит к значительному снижению диаметра тран-зитного теплопровода. На котельной сетевая во-да охлаждается в подогревателе 4 потоком хо-лодной водопроводной воды, с которым она сме-шивается в баке-аккумуляторе 5. В баке реко-мендуется поддерживать температуру горячейводы до 60-65 ОC. Для равномерной загрузки тур-бин на ТЭС рекомендуется устанавливать бак-аккумулятор 3. С целью снижения расхода сете-вой воды на еще большую величину, ее в принци-пе можно нагревать до температуры 170 ОC. Не-достатками данной схемы является незначитель-ный объем тепловой энергии, вырабатываемой итранспортируемой от ТЭС.

Схема однотрубного транспорта тепла дляпокрытия части базовой нагрузки отопления иГВС приведена на рис. 2. Согласно данной схе-мы, перегретая сетевая вода, предназначеннаядля ГВС, сначала охлаждается в подогревателе6 потоком обратной воды городской пиковой ко-тельной (отопительной котельной раздельной

системы теплоснабжения), а затем подается не-посредственно в бак-аккумулятор горячей воды7. В результате чего покрывается часть базовойтепловой нагрузки на отопление и вентиляцию.На котельной сетевая вода смешивается в баке-аккумуляторе 7 с химочищенной водопроводнойводой (не более 20% от расходуемой на ГВС). Избака-аккумулятора 7 сетевая вода через вакуум-ный деаэратор подается на подпитку открытойтепловой сети городской котельной. С цельюсокращения расхода сетевая вода нагреваетсяна ТЭС до 90-130 ОC, что позволяет снизить ееколичество до 80% от расходуемого на ГВС. Дляравномерной загрузки турбин на ТЭС также ре-комендуется устанавливать бак-аккумулятор 3.С целью передачи большего количества тепла отТЭС сетевую воду в принципе можно нагреватьдо температуры 170 ОC. Основным достоинст-вом данной схемы является подача максималь-но возможного тепла от удаленной ТЭС в город-ские системы теплоснабжения, которое можетбыть доведено до уровня 30% нагрузки отопле-ния и вентиляции и 100% нагрузки ГВС.

По сравнению с котельными и ТЭС, располо-женными в городской черте, однотрубные сис-

ТЕ

ХН

ИК

А И

ТЕ

ХН

ОЛ

ОГИ

ИН

ово

сти

те

пл

осн

аб

же

ни

я №

2 (

фе

вра

ль)

; 2

01

0 г

.

39

Рис. 2. Схема однотрубного транспорта тепладля покрытия части базовой нагрузки отопления и ГВС:

1, 8 – химводоочистка; 2 – теплоэлектростанция; 3, 7 – бак химочищенной воды;4, 6 – подогреватель; 5 – городские пиковые котлы.

темы теплоснабжения намного экологичнее,поскольку основной источник загрязнения (теп-ловая станция комбинированной выработкиэлектроэнергии и тепла) располагается далекоза городом, а годовая выработка тепла город-ских котельных в несколько раз ниже годовойвыработки традиционной отопительной котель-ной.

За городской чертой рекомендуется осуще-ствлять надземную прокладку транзитного теп-лопровода, что приводит к значительному сни-жению капитальных затрат. Надземная про-кладка теплопроводов обеспечивает быстроеобнаружение и ликвидацию аварий, а город-ские котельные обеспечивают покрытие до 70%и более нагрузки отопления. С учетом этого, атакже возможностью кратковременного пре-кращения подачи горячей воды потребителям(до 24 ч) прокладка резервного теплопроводане выглядит обязательной, что подтверждаетсяп. 6.11 СНиП 41-02-2003 [4].

Проведенные расчеты экономической эф-фективности показали, что при протяженностидо 20 км и менее однотрубные системы при ди-аметре теплопроводов от 2Ду400 мм и болееокупаются в течение 6-8 лет, т.е. достаточно бы-стро. Исходя из этого, однотрубные системытеплоснабжения могут оказаться актуальнымине только для крупных городов с населениемболее 500 тыс. чел., но и для нескольких неболь-ших городов одновременно, запитанных от од-ной мощной ТЭС. Принципиальная схема одно-трубной системы теплоснабжения для несколь-ких населенных пунктов приведена на рис. 3.

Литература

1. «Обоснование инвестиций на присоединение систем

теплоснабжения г. Тулы к Щекинской ГРЭС», ВНИПИ-

энергопром, 2003 г.

2. Протокол заседания от 28.04.2004 г. подсекции «Тепло-

фикации и централизованного теплоснабжения Научно-

технического совета ОАО РАО «ЕЭС России».

3. «Внешнее теплоснабжение от Новомосковской ГРЭС к Юж-

ной части г. Новомосковска (пусковой комплекс)», 2004 г.

4. СНиП 41-02-2003 «Тепловые сети».

Но

вост

и т

еп

ло

сна

бж

ен

ия

№ 2

(ф

евр

ал

ь);

20

10

г.

ТЕ

ХН

ИК

А И

ТЕ

ХН

ОЛ

ОГИ

И

40

Рис. 3. Принципиальная блок-схема однотрубноготранспорта тепла для нескольких населенных пунктов.

Издательство «Новости теплоснабжения» представляетНОМЕНКЛАТУРНЫЙ КАТАЛОГ

оборудования, материалов и изделий, применяемых в теплоснабжении(издание 5-е, дополненное).

В каталоге представлена информацияо следующих видах оборудования и материалов:

Котлы, Автономное теплоснабжение, Топливосжигающие устройства, Теплообменное оборудование,Оборудование водоподготовки, Оборудование мазутоподготовки, Котельно-вспомогательное оборудо-вание, Тягодутьевые машины, Резервуарное оборудование, Трубопроводная арматура, КИПиА, Приборыизмерения и учета, Котельная автоматика, Огнеупорные и теплоизоляционные изделия и материалы,Прочее оборудование, изделия и материалы, не вошедшие в предыдущие разделы, адреса, телефоныи E-mail всех заводов-изготовителей.

По вопросам приобретения обращаться в Издательство «Новости теплоснабжения»по тел.: (495) 231-21-26

E-mail: ntsn@yandex.ru, reklama@ntsn.ru

Внастоящее время в системах теплоснаб-жения достаточно широкое распростра-нение получили методы коррекционной

обработки сетевой и подпиточной воды различ-ными ингибиторами накипеобразования (анти-накипинами). Простота осуществления и воз-можность исключения солевых сбросов в схе-мах подготовки подпиточной воды тепловыхсетей делают эту технологию особенно привле-кательной с экологической точки зрения.

Однако область эффективного примененияингибиторов накипеобразования ограниченакак качеством исходной воды (карбонатный ин-декс, как правило, не выше ~15 (мг-экв/л)2), таки температурой подогрева: для водогрейныхкотлов – не более 110 ОC, для бойлеров – не бо-лее 120-130 ОC. В то же время для подпитки теп-лосетей зачастую используется артезианскаявода или смесь поверхностных и артезианскихисточников, характеризующихся более высоки-ми значениями карбонатного индекса. Приме-нение в этих условиях коррекционной обработ-ки воды ингибиторами накипеобразования при-водит к постепенному заносу отложениями нетолько бойлеров, но и водо-водяных подогрева-телей (обычно со стороны греющей воды) и вы-нуждает в периоды прохождения зимнего мак-симума температур дополнительно умягчатьчасть потока подпиточной воды.

В связи с этим в качестве альтернативы ио-нообменному умягчению было интересно оце-нить эффективность одного из безреагентныхметодов ограничения накипеобразования – аку-стическую (ультразвуковую) технологию как до-полнение к коррекционной обработке воды ан-тинакипинами.

Результаты многочисленных исследованийвлияния ультразвука на процессы кристаллиза-ции и накипеобразования неоднозначны и по-этому практика использования акустическогометода ориентируется в основном на эмпириче-ские данные, полученные в промышленных ус-ловиях. В последнее время для промышленногоиспользования разработаны, прежде всего,

специалистами Акустического института, новыеконструкции ультразвуковых аппаратов. Основ-ные отличительные особенности этих устройствзаключаются в следующем.

1. В излучателях используется магнито-стрикционный материал «пермендюр», облада-ющий значительно более высокой эффективно-стью преобразования энергии электрическихколебаний в механическую энергию и более вы-сокой допустимой температурой работы преоб-разователя.

2. Схема формирования сигнала сделанатаким образом, что согласование излучателя скорпусом или отдельными частями теплооб-менного оборудования происходит автомати-чески и практически не требует настройки. Этопозволяет уменьшить потребляемую электри-ческую мощность при более полном ее исполь-зовании.

3. Применен новый способ возбуждения ко-лебаний, названный «двухчастотным», чтоуменьшает влияние резонансов труб. В резуль-тате происходит более полная очистка от отло-жений, без образования «резонансных колец»из накипи.

Для оценки эффективности новых аппаратови выявления основных закономерностей огра-ничения накипеобразования в оборудованиисистем теплоснабжения при обработке сетевойводы антинакипинами и ультразвуком была раз-работана экспериментальная установка, имити-рующая оборудование теплосетей.

Исследования проводились на растворах,соответствующих по качеству водам артезиан-ских источников с повышенной жесткостью ищелочностью, что позволяло сократить времяопытов. В табл. 1 приведен состав исследуемыхрастворов.

ТЕ

ХН

ИК

А И

ТЕ

ХН

ОЛ

ОГИ

ИН

ово

сти

те

пл

осн

аб

же

ни

я №

2 (

фе

вра

ль)

; 2

01

0 г

.

41

ВОДОПОДГОТОВКА

Применение ультразвука для ограничениянакипеобразования в теплосетях

К.т.н. Г.В. Пирогов, заместитель начальника цеха ТЭЦ-25, филиал ОАО «Мосэнерго»,к.т.н. А.В. Богловский, с.н.с. кафедры «Технологии воды и топлива»,

Московский энергетический институт (ТУ), г. Москва(Доклад на 3-й научно-практической конференции «Современные технологии водоподготовки

и защиты оборудования от коррозии и накипеобразования», Москва, 29-30 сентября 2009 г.)

Таблица 1. Состав исследуемого раствора.

Предварительно были проведены «холос-тые» опыты для оценки интенсивности накипе-образования в условиях работы стенда без при-менения каких-либо мер для его ограничения.Результаты этих опытов для условий подогревараствора до 80-82 ОC (температура поверхностиэкспериментального участка tст=87-90 ОC) призначениях Re~11000 иллюстрирует рис. 1.

Как видно из приведенной на рисунке зави-симости, интенсивность накипеобразованиястабилизируется на достаточно высоком уровнепримерно через 30-40 ч (т.е. после полного за-ращивания трубок). Некоторое различие в ин-тенсивности между образцами-вставками обус-ловлено увеличением температуры раствора истенки по ходу раствора.

Характер изменения накипеобразования ваналогичных условиях при использовании акус-тических колебаний приведен на рис. 2.

Сопоставление полученных зависимостейуказывает, прежде всего, на примерно одина-ковую закономерность увеличения интенсив-ности накипеобразования по мере заращива-ния теплообменной поверхности. Процесс за-ращивания завершается также через 30-40 ч.Однако затем наблюдается спад интенсивнос-ти, обусловленный частичными сколами отло-жений. Отложения отслаиваются непосредст-венно от поверхности в виде чешуек толщинойпорядка 170-180 мкм. В последующем оголен-ные участки поверхности вновь зарастают, при-чем значительно быстрее. Следует отметить,что в ходе экспериментов не было отмеченосколь-нибудь заметного влияния ультразвукана свойства раствора: все измеряемые пара-метры оставались на прежнем уровне (pH, ще-лочность, жесткость). Наблюдаемое влияниеакустических колебаний подтверждает их ме-ханический характер: напряжения, возникаю-щие в металле под действием акустических ко-лебаний и вызывающие изменение геометри-ческих размеров, передаются отложениям иприводят по достижении определенной толщи-ны к их разрушениям.

Отмеченный характер влияния акустическихколебаний делает эту технологию недостаточноэффективной в условиях работы оборудованиятеплосетей. Поэтому в последующем исследо-валась возможность применения ультразвукакак дополнение к коррекционной обработке се-тевой воды антинакипинами.

Для исследования влияния ультразвука нанакипеобразование при коррекционной обра-ботке воды антинакипинами была увеличенатемпература подогрева раствора до 100-105 ОC,температура стенки при этом составляла 127-130 ОC. В качестве антинакипина использовалсяхорошо зарекомендовавший себя в условияхработы теплосетей реагент ПАФ-13А.

Но

вост

и т

еп

ло

сна

бж

ен

ия

№ 2

(ф

евр

ал

ь);

20

10

г.

ТЕ

ХН

ИК

А И

ТЕ

ХН

ОЛ

ОГИ

И

42

Рис. 1. Зависимость интенсивности накипеобразованияот времени в «холостом» опыте.

Рис. 2. Зависимость интенсивности накипеобразованияот времени с использованием ультразвука.

Рис. 3. Зависимость интенсивности накипеобразованияот времени с использованием ультразвука

и реагента ПАФ-13А.

Таблица 2. Режим обработки воды.

На первой стадии этих исследований оцени-валась эффективность обработки воды толькоантинакипинном, причем для ускорения зарас-тания его концентрация поддерживалась до-статочно низкой. Затем включался ультразвукдо разрушений отложений, после чего сноваобработка велась только антинакипином, но сбольшей концентрацией, снова включался уль-тразвук и т.д. Режим обработки приведен втабл. 2.

Характер изменения интенсивности накипе-образования в этих опытах приведен на рис. 3.

Как видно из приведенной зависимости, до-полнительная обработка ультразвуком позволяетдаже при низких дозах антинакипина резко сни-зить интенсивность накипеобразования. Приэтом сколы начинаются при толщине отложенийвдвое меньшей, чем при обработке только ультра-звуком (~90 мкм). Увеличение концентрации анти-накипина до обычно применяемых на практикезначений (4-5 мг/л) без ультразвука приводит кдостаточно высокой интенсивности накипеобра-зования (2,5-3,5 г/м2.ч), значительно превышаю-щей допустимые пределы. Совместное примене-ние антинакипина с оптимальной концентрацией~5 мг/л и ультразвука позволяет поддерживать

интенсивность на достаточно низком уровне.Причем процесс сопровождается отслоением на-кипи уже при толщине порядка 20 мкм.

Выявленные закономерности влияния ульт-развука и антинакипина достаточно хорошо со-гласуются с представлениями о сорбции анти-накипина на поверхности растущих кристаллови снижении в результате их прочности с после-дующим разрушением под действием акустиче-ских колебаний.

Результаты проведенных исследований былииспользованы при разработке и внедрении ком-бинированной технологии коррекционной обра-ботки воды антинакипином совместно с ультра-звуком на котельной № 2 ООО «Тепловые сетиг. Железнодорожный», работающей по схемекотел-бойлер с открытым водоразбором. В до-полнение к обработке подпиточной воды анти-накипином в отопительном сезоне 2007-2008 гг.на водо-водяном подогревателе второй ступении на бойлерах были установлены генераторыультразвуковых колебаний. Испытания техноло-гии в целом подтвердили ее высокую эффектив-ность: в течение всего отопительного сезона небыло выявлено каких-либо нарушений водно-химического режима котельной.

ТЕ

ХН

ИК

А И

ТЕ

ХН

ОЛ

ОГИ

ИН

ово

сти

те

пл

осн

аб

же

ни

я №

2 (

фе

вра

ль)

; 2

01

0 г

.

43

ВведениеВ последние годы на отечественных промы-

шленных котельных вводятся в эксплуатациюзмеевиковые прямоточные паровые котлы, по-ставляемые в основном зарубежными компани-ями. Широкому внедрению этих котлов способ-ствовали их преимущества: пар генерируетсячерез несколько минут после включения котла;экономный расход топлива; малые габариты;простота эксплуатации и технического обслужи-вания и т.п.

В отличие от барабанных котлов в змеевико-вых паровых котлах нагрев и испарение водыосуществляется за один проход среды по трак-ту, т.е. питательная вода, пройдя последова-тельно все поверхности нагрева, целиком пре-вращается в пар.

При этом примеси, поступающие с питатель-ной водой, не могут быть выведены из котла спродувкой части котловой воды. Поэтому частьпримесей может осаждаться на внутренней по-верхности труб, а часть уносится с паром. В свя-зи с этим требования к качеству питательнойводы должны быть более жесткими, обеспечи-вая получение чистого пара и ограничение об-разования отложений в змеевиках котлов.

В первую очередь качество питательной во-ды зависит от схемы водоподготовительной ус-тановки (ВПУ). В настоящее время самой рас-пространенной схемой ВПУ для паровых котловнизкого давления является двухступенчатоеNa-катионирование. Однако для вод с высокойминерализацией и высокой щелочностью (иликонцентрацией сульфат-ионов) возникаетопасность выпадения солей жесткости на труб-ках змеевиков даже при предварительномумягчении воды. Поэтому для таких вод опти-мальной схемой ВПУ для змеевиковых прямо-точных котлов является схема ВПУ с использо-ванием установок обратного осмоса. Однако вслучае, если на поверхности труб змеевиковвсе же образуется накипь, необходимо исполь-зовать химические реагенты для обеспечениякоррекционных водно-химических режимов(ВХР) прямоточных паровых котлов.

Реагенты для коррекционных ВХРпрямоточных паровых котлов

Для предотвращения накипеобразования наповерхностях нагрева прямоточных котлов, об-

растания и забивания труб нами разработан ре-агент АМИНАТ КО-3П. Данный реагент обеспе-чивает полное отсутствие шлама, переводя всепримеси в растворенное состояние. Помимопредотвращения образования солей жесткостиреагент также растворяет продукты коррозии иприводит к образованию защитной пленки наповерхностях труб змеевика.

Необходимая доза данного реагента рассчи-тывается в зависимости от содержания железаи солей жесткости в питательной воде. Однакоследует учитывать, что передозировка реагентаможет привести к возникновению очагов корро-зионного поражения в результате взаимодейст-вия компонентов реагента с ионами железа натеплообменных поверхностях. Поэтому опреде-ление оптимальной дозы должно проходить припостепенном увеличении дозы реагента с мини-мального значения, рассчитанного по значениюжесткости. Увеличение дозы реагента для свя-зывания избыточного железа в питательной во-де должно осуществляться только после прове-дения мероприятий по предотвращению про-цессов коррозии.

Основными факторами, определяющимипротекание процессов коррозии, являются рас-творенные в воде кислород и углекислота, дляудаления которых в схемах подготовки пита-тельной воды паровых котлов предназначеныдеаэраторы. Однако для змеевиковых прямо-точных котлов установка деаэратора часто непредусмотрена, а предусмотрено только час-тичное удаление агрессивных газов из воды впитательном баке. При этом глубина удаленияагрессивных газов зависит от температуры на-грева питательной воды. Поэтому необходимотакже предусмотреть коррекционную обработкус целью дообескислороживания питательнойводы с использованием АМИНАТа КО-2 на осно-ве бисульфита натрия.

Другим источником поступления продуктовкоррозии в питательную воду может являтьсяконденсат паро-конденсатного тракта. Причи-ной протекания процессов коррозии в паро-конденсатном тракте является углекислота, об-разующаяся в результате гидролиза и разложе-ния бикарбонат-ионов при кипении котловойводы:

СО2–3 +Н2О=НСО–

3 +ОН–;2НСО–

3 =СО2–3 +СО2+Н2О.

Но

вост

и т

еп

ло

сна

бж

ен

ия

№ 2

(ф

евр

ал

ь);

20

10

г.

ТЕ

ХН

ИК

А И

ТЕ

ХН

ОЛ

ОГИ

И

44

Оптимизация технологий применения реагентовдля коррекционных режимов паровых котловК.т.н. О.В. Гусева, ведущий специалист, ООО «НПФ Траверс», г. Москва(Доклад на 3-й научно-практической конференции «Современные технологии водоподготовкии защиты оборудования от коррозии и накипеобразования», Москва, 29-30 сентября 2009 г.)

Уносимая с паром углекислота при растворе-нии в конденсате понижает pH и приводит к проте-канию коррозии с водородной деполяризацией.

Для защиты пароконденсатного тракта от кор-розии необходимо поддерживать pH конденсатав пределах 8,5-9,5. На тепловых станциях для по-давления углекислотной коррозии используетсяметод аминирования, при этом наиболее рас-пространенным реагентом является аммиак. Од-нако для поддержания рН конденсата выше 8,0необходимо дозировать значительные избыткиаммиака, т.к. наряду с высокой нейтрализующейспособностью аммиак имеет высокий коэффи-циент распределения между паровой и водянойфазой. С другой стороны увеличение содержа-ния аммиака свыше 500 мкг/л приводит к усиле-нию коррозии медьсодержащих сплавов, что ог-раничивает его применение.

С целью корректировки рН пара и конденса-та рекомендуется применять реагенты АМИНАТмарки ПК на основе нейтрализующих аминов:ПК-1 – для котлов низкого давления; ПК-2 – длякотлов среднего и высокого давления. Состав-ляющие реагентов летучи, обладают щелочны-ми свойствами и не являются коррозионно-ак-тивными в отношении медных сплавов. Этимарки реагентов, внедренные в течение по-следних 5 лет, показали высокую эффектив-ность не только в котельных отдельных промыш-ленных предприятий, но также и на крупныхэнергетических объектах.

Разработка реагента для отмывки«на ходу» барабанных паровых котловКоррекционные методы обработки питатель-

ной воды барабанных котлов для предотвраще-ния коррозии аналогичны рассматриваемымвыше. Как правило, атмосферные деаэраторы,устанавливаемые в промышленных котельныхперед барабанными паровыми котлами, глубокоудаляют кислород и углекислоту. Для дообес-кислороживания питательной воды котлов низ-кого и среднего давления также рекомендуетсяприменять АМИНАТ КО-2.

Для предотвращения отложений жесткости вбарабанных паровых котлах традиционно при-меняется метод фосфатирования, надежно пе-реводящий кальциевые соединения в шлам –гидроксилапатит, выводимый с продувкой. Сэтой целью разработан комплексный реагентАМИНАТ КО-3 на основе полифосфатов, содер-жащий сульфит натрия для связывания остаточ-ного кислорода после деаэрации (до 100 мкг/л).

Однако при этом на внутренних поверхностяхэкранных труб котлов все же образуются желе-зофосфатные и железоокисные отложения, ко-торые приходится удалять периодическими хи-мическими очистками. В состав отложенийобычно входит и фосфатно-кальциевый шлам.

Наиболее распространенным реагентом дляхимических очисток барабанных паровых кот-лов в прежние годы являлась соляная кислота,которая наряду с преимуществами (доступнос-тью, дешевизной, интенсивностью воздействияи др.) имеет и серьезные недостатки. К их чис-лу относятся:■ агрессивность воздействия, в результате ко-торой наряду с удалением окислов железа тра-вится и чистый металл;■ в отмывочном растворе соединения железасодержатся в основном в виде крупной взвеси свозможностью ее повторного осаждения и дажезакупоркой труб;■ необходимость монтажа и последующего де-монтажа специальных промывочных схем с ус-тановкой циркуляционных насосов в кислото-упорном исполнении;■ необходимость нейтрализации сбросных вод;■ требования обеспечения соответствующейтехники безопасности.

В качестве альтернативы использованию кис-лоты был разработан реагент АМИНАТ ДМ-50А.Очистка от отложений при использовании кисло-ты происходит за счет перевода нерастворимыхформ железа в растворенное состояние принизких значениях рН. Компоненты данного реа-гента образуют растворимые комплексы с желе-зом и катионами жесткости в широком диапазо-не рН. В связи с этим удаление отложений можетосуществляться без останова котла, т.е. отмывка«на ходу».

Отмывка «на ходу» имеет следующие пре-имущества:■ отмывка проводится без останова работыкотлов;■ реагент не агрессивен к поверхности металла;■ образует защитную пленку на поверхностиметалла;■ не ограничена продолжительность отмывки;■ эффективно удаляет отложения всех типов(соли жесткости, соединения железа, меди и т.п.);■ для дозирования можно использовать линииввода других реагентов (например, фосфатов);■ отложения удаляются в основном в раство-ренном виде.

Перечисленные выше преимущества отмыв-ки «на ходу» имеют еще большее значение в техслучаях, когда отложения неравномерны и нахо-дятся в трудноудаляемых местах.

Проводить отмывки «на ходу» барабанныхпаровых котлов рекомендуется периодическив течение 2-4 недель. При этом на период от-мывки фосфатирование котловой воды непроводится. Периодичность проведения от-мывки с использованием АМИНАТа ДМ-50Ацелесообразно выбирать из условия недопу-щения значительного накапливания отложе-ний.

ТЕ

ХН

ИК

А И

ТЕ

ХН

ОЛ

ОГИ

ИН

ово

сти

те

пл

осн

аб

же

ни

я №

2 (

фе

вра

ль)

; 2

01

0 г

.

45

Опыт использования технологииотмывки «на ходу»

В качестве примера внедрения технологииотмывки «на ходу» с использованием реагентаАМИНАТа ДМ-50А ниже приводятся результатыотмывки барабанного парового котла в котель-ной предприятия ЗАО «ЗЭИМ – Элинар» (г. Наро-Фоминск Московской обл.).

В котельной ЗАО «ЗЭИМ – Элинар» установ-лено три паровых котла марки ДКВР 10-13,один из которых работает в водогрейном режи-ме, и три паровых котла марки ДЕ 16-14. Пар,вырабатываемый котлами, поступает на техно-логические нужды в цеха предприятия, а такжев бойлера и теплообменники системы тепло-снабжения.

Добавочная вода для подпитки котлов обра-батывается по схеме двухступенчатого Na-кати-онирования. После ВПУ умягченная вода посту-пает в конденсатный бак. В конденсатный бак подвум основным коллекторам возвращается так-же конденсат с производства и конденсат сис-темы отопления.

Смесь умягченной воды и конденсата из кон-денсатного бака направляется на керамзитовыефильтры с целью удаления продуктов коррозиии поступает в деаэратор атмосферного типаДСА-50, а затем на подпитку паровых котлов. Изконденсатного бака осуществляется также под-питка закрытого контура теплосети. При этомподпиточная вода теплосети не проходит этапдеаэрирования.

Основной проблемой при эксплуатации па-ровых котлов являлась коррозия паро-кон-денсатного тракта, что привело к значитель-ному образованию отложений продуктов кор-розии на теплопередающих поверхностяхкотлов и к замене экономайзеров котлов. Всоставе отложений определялись также со-единения солей жесткости (карбоната каль-ция), что было вызвано периодическим повы-шением жесткости в возвращаемом конден-сате.

С целью обеспечения безнакипного режимаработы котлов и ограничения процессов корро-зии в котельной ЗАО «ЗЭИМ – Элинар» в конце2005 г. был внедрен коррекционный ВХР паро-вых котлов с использованием реагентов. Дляпредотвращения отложений солей жесткостидозируется реагент АМИНАТ КО-3. С целью пре-дотвращения углекислотной коррозии парокон-денсатного тракта котлов было организованодозирование реагента АМИНАТ ПК-1 на основелетучих аминов.

Реагенты АМИНАТ КО-3 и ПК-1 совместимы,поэтому для обеспечения требуемых доз реа-гентов использовался один комплекс пропорци-онального дозирования. Точка ввода реагентовбыла организована в питательную воду котловпосле деаэратора на всас питательных насосов.В результате внедрения коррекционного ВХРкотлов образование новых отложений на по-верхностях нагрева практически прекратилось.Однако наличие старых отложений снижало на-дежность эксплуатации оборудования и эффек-тивность работы котлов.

В период эксплуатации паровых котлов неод-нократно проводились как кислотные, так и вод-ные (гидродинамические) промывки для удале-ния отложений. Применение соляной кислотыприводило к неравномерному и частичному уда-лению отложений. Отложения были плотные ислоистые с высокой степенью адгезии к поверх-ности, поэтому и гидродинамические очисткикотлов практически не дали положительных ре-зультатов.

Учитывая прочность сцепления и локальныйхарактер отложений, оставшихся после прове-денных ранее отмывок на поверхностях, былорассмотрено наше предложение по примене-нию технологии очистки «на ходу» с использова-нием реагента АМИНАТ ДМ-50А.

Продолжительность первой отмывки с ис-пользованием этого реагента составляла 1 не-делю. Перед началом отмывки дозирование фо-сфатов было прекращено. В рабочей емкостиготовился рабочий раствор смеси реагентовАМИНАТ ПК-1 и ДМ-50А. Перед отмывкой отмы-ваемый котел (№ 6 – ДКВР 10-13) вскрывался иосматривался. В ходе отмывки «на ходу» ежесу-точно отбирались пробы котловой воды с про-дувкой котла, расход которой увеличивали напериод отмывки до 15-20%.

Эффективность отмывки оценивалась по со-держанию железа в котловой воде. В котловой во-де определялось общее содержание железа,включающее соединения растворимых комплек-сов железа с компонентами реагента АМИНАТаДМ-50А и соединения железа, не связанных вкомплексы. Методика определения общего желе-за проводилась с разрушением комплексов желе-за. Результаты определений приведены на рис. 1.

Но

вост

и т

еп

ло

сна

бж

ен

ия

№ 2

(ф

евр

ал

ь);

20

10

г.

ТЕ

ХН

ИК

А И

ТЕ

ХН

ОЛ

ОГИ

И

46

Рис. 1. Содержание железа в продувочной водепри постоянной дозе реагента АМИНАТ ДМ-50А

при отмывке «на ходу».

Содержание общего железа в котловой водерезко возрастало на вторые сутки и сохраня-лось на максимальном уровне в течение 4-5-хсуток, а к концу 7-8-х суток снизилось до исход-ного значения. Изменение концентрации желе-за, не связанного в комплексы, имело аналогич-ный характер.

Эффективность процесса отмывки определя-ется двумя взаимосвязанными процессами: про-цессами массопереноса (подвод отмывочногокомпонента и отвод продуктов растворимых ком-плексов железа) и непосредственно химическойреакцией растворения отложений. Суммарнаяскорость процесса отмывки лимитируется про-цессом, имеющим меньшую скорость. При по-стоянной величине продувки котла и постояннойдозе реагента АМИНАТа ДМ-50А снижение эф-фективности отмывки связано, очевидно, с за-медлением скорости взаимодействия реагента сотложениями на поверхности труб.

На основании полученных результатов былорешено через месяц провести более продолжи-тельную повторную отмывку в течение двух не-дель. При этом технология отмывки была не-сколько изменена – через каждые 3-4 дня дозареагента незначительно увеличивалась – при-мерно на 10% от предыдущего значения. Ре-зультаты данной отмывки приведены на рис. 2.Как видно из рисунка, данная технология позво-лила удалить большое количество отложений врастворенном виде. Осмотр поверхностей кот-ла после окончания отмывки показал, что отло-жения стали более рыхлыми и удалялись по-слойно, при этом полного удаления отложенийполучить не удалось. Несмотря на это, наблюда-лось понижение температуры уходящих газовпосле включения котлов в нормальный режим,что свидетельствовало об эффективности про-веденной отмывки. Необходимо также отме-тить, что теплообменные поверхности, не по-крытые отложениями, приобрели ровный за-щитный слой.

В апреле – мае 2009 г. была проведена оче-редная отмывка «на ходу» котла № 6. Отмывка«на ходу» проводилась в течение двух недель.При этом в ходе отмывки также увеличивали до-зу реагента АМИНАТа ДМ-50А (через 5 и 4 дня).В отличие от предыдущих отмывок в состав реа-гента был добавлен диспергатор. Результатыотмывки приведены на рис. 3.

Как видно из рисунка, количество железа,удаляемого в первые дни с продувкой, практи-чески в два раза больше, чем в предыдущее двеотмывки. Повышение эффективности отмывкиобусловлено, очевидно, добавлением диспер-гатора в отмывочный реагент. Однако, несмотряна увеличение дозы реагента в ходе отмывкисодержание железа в продувке постоянноуменьшалось.

Такой характер протекания отмывки обуслов-лен изменением режима работы котла. В отли-чие от предыдущих отмывок, в связи с понижен-ными нагрузками котельной, котел переводилсяна ночь в режим горячего резерва. Дозированиереагентов в этот период прекращалось и эффек-тивность самой отмывки также снижалась.

Таким образом, проведенные испытания по-казали эффективность технологии отмывки «находу» с использованием отмывочного реагентаАМИНАТа ДМ-50А. Самое главное преимущест-во предложенной технологии – эффективноеудаление отложений с поверхностей при работепаровых котлов в эксплуатационном режиме.

ТЕ

ХН

ИК

А И

ТЕ

ХН

ОЛ

ОГИ

ИН

ово

сти

те

пл

осн

аб

же

ни

я №

2 (

фе

вра

ль)

; 2

01

0 г

.

47

Рис. 2. Содержание железа в продувочной водепри возрастающей дозе реагента АМИНАТ ДМ 50А.

Рис. 3. Содержание железа в воде при периодическомпереводе котла в режим горячего резерва.

Теоретическая часть вопросаПроблема борьбы с коррозией и накипеоб-

разованием в системах теплоснабжения весьмаактуальна. Поверхность металла в месте контак-та с водой по ряду причин физико-химическогохарактера всегда претерпевает существенныеизменения.

Если вода содержит избыточное количествокремниевых, сульфатных и карбонатно-кальци-евых соединений, то внутренняя поверхностьтруб покрывается слоем твердых солевых отло-жений (СаСО3, СаSО4, СаSiO3 и др.), которые су-жают проходное сечение, уменьшают теплопе-редачу теплообменных поверхностей. В котлахэто особенно опасно, т.к. накипные отложенияобусловливают перегрев и разрушение нагре-вательных элементов, а также значительный (до20%) перерасход топлива. Загрязнение поверх-ности нагрева паровых котлов накипью и шла-мом происходит тем интенсивнее, чем вышежесткость питательной воды. А увеличение же-сткости происходит по причине загрязнения по-верхности.

Теплопроводность накипи имеет большое зна-чение. С ее повышением увеличивается и тепло-передача через стенку котла к воде (табл. 1). Та-ким образом, накипь с более высокой теплопро-водностью менее вредна, чем с малой.

Если в воде избыточное содержание агрес-сивной углекислоты, кислорода, хлоридов инизкая активная реакция (pH), то металлическаяповерхность, контактирующая с водой, подвер-гается интенсивной электрохимической корро-зии (разрушению).

Электрохимическая коррозия появляется врезультате взаимодействия металла с электро-

литами и сопровождается протеканием элект-рического тока от одной части металла к дру-гой. За счет этого в воде возникают гальвани-ческие элементы. При этом участки с болеенизким электрохимическим потенциалом явля-ются анодами, а участки с более высоким элек-трохимическим потенциалом – катодами. Воз-никающая разность потенциалов вызывает пе-ремещение электронов от анода к катоду, чтообуславливает коррозию металла на анодныхучастках. Это резко сокращает срок службы во-донесущего элемента. Кроме того, коррозион-ные отложения обусловливают существенноеувеличение гидравлического сопротивления и,как следствие, перерасход электроэнергии натранспортирование воды. В системах хозяйст-венно-питьевого водоснабжения коррозия не-желательна еще и по той причине, что вызыва-ет так называемое «вторичное» загрязнениетранспортируемой воды.

Об особенностях существующих методовборьбы с солевыми отложениями

и коррозиейС проблемами солевых отложений и корро-

зионных проявлений специалисты знакомымногие десятилетия, в течение которых ведет-ся неустанный поиск средств противодейст-вия этим явлениям. Предложено множествометодов и технологий предотвращения обра-зования накипи и коррозии, позволяющих бо-лее или менее смягчить остроту проблемы.Тем не менее, в условиях эксплуатации системхолодного и горячего водоснабжения они ненашли широкого применения. Причин этогонесколько.

Но

вост

и т

еп

ло

сна

бж

ен

ия

№ 2

(ф

евр

ал

ь);

20

10

г.

ТЕ

ХН

ИК

А И

ТЕ

ХН

ОЛ

ОГИ

И

48

Термодинамический способ защиты оборудованиясистем теплоснабжения от коррозии и отложенийВ.Н. Жилин, директор,Д.Н. Ильин, главный инженер, ООО «Институт проблем транспорта», г. Новосибирск(печатается с сокращениями, полную версию см. на сайте РосТепло.ру – www.rosteplo.ru)

Таблица 1. Значения теплопроводности для различных видов накипи.

Во-первых, не существовало простого уни-версального метода, который позволял бы эф-фективно и полностью удалять старые отложе-ния, предотвращать образование новых и защи-щать поверхность, контактирующую с водой, откоррозии. Такая задача решается одновремен-ным использованием нескольких технологий,что достаточно сложно реализовать и дорого.

Во-вторых, многие из предлагавшихся мето-дов просто вредны для систем тепло- и водо-снабжения и здоровья людей. Химическая обра-ботка теплоэнергетического оборудованиякислотами, даже при условии добавления инги-биторов, с одной стороны, обеспечивает сравни-тельно неплохое удаление солевых отложений,но с другой – вызывает резкую интенсификациюкоррозионных процессов. Даже механическаяочистка труб провоцирует интенсивную корро-зию: освобожденная от отложений металличес-кая поверхность в большей мере подвержена ей.

В-третьих, не было методов, которые обла-дали бы устойчивым и длительным эффектомпоследействия. Так, неплохо зарекомендовав-шая себя технология обработки систем водо-снабжения солями фосфора предполагает не-прерывную или с кратковременными перерыва-ми, но постоянную дозировку реактивов, что вусловиях водоснабжения представляется про-блематичным.

В-четвертых, существующие методы борьбыс отложениями солей и коррозией предполага-ют длительную остановку работы систем водо-снабжения, что весьма нежелательно.

О новом термодинамическом методеВ ООО «Институт проблем транспорта» (г. Но-

восибирск) разработан метод термодинамиче-ской обработки воды, который лишен перечис-ленных недостатков. Он основан на использова-нии композиционного состава СОТ-2000. Приразработке технологии руководствовались сле-дующими основополагающими принципами:■ удаление старой накипи и коррозионных от-ложений без нанесения какого-либо ущербаочищаемой поверхности;■ формирование на поверхностях контакта сводой антикоррозионной защиты;■ предотвращение налипания новой накипи впроцессе последующей эксплуатации котла,очистку воды.

Первые два принципа реализованы во мно-гих существующих технологиях, хотя и не в пол-ной мере. Например, при кислотной обработкеводы накипь удаляется хорошо, но при этом на-носится ущерб очищаемой поверхности: она ча-стично разрушается (растворяется); фосфати-рование воды способствует образованию за-щитной антикоррозионной пленки, однакопредварительно поверхность должна быть очи-

щена. Более сложной задачей представляетсяреализация третьего принципа – предотвраще-ние отложений. До сих пор это удавалось толькопри тщательной химической подготовке пита-тельной воды, включая деионизацию – процеду-ру весьма сложную и дорогостоящую. Она со-пряжена с необходимостью содержания кислот-ных и щелочных хозяйств в цехе химической во-доподготовки, обусловливает образованиебольшого количества кислотосодержащих и со-левых стоков, утилизация которых с экологичес-кой точки зрения весьма проблематична. В свя-зи с этим глубокое обессоливание воды прово-дится только для паровых котлов, работающихпод высоким давлением.

Композиционный состав изготавливают изприродных компонентов, прошедших предвари-тельную физико-механическую активацию. По-мещенный в воду, он образует слабощелочнуюсреду и постепенно разрушает межмолекуляр-ные структурные связи в накипи, переводя по-следнюю в шлам и частично в растворенное со-стояние.

Для устранения причин электрохимическойкоррозии, образования минеральных отложе-ний применяется указанный композиционныйсостав, который воздействует на электроны, ос-вободившиеся на анодных участках и переме-щающиеся на катодные, где они присоединяют-ся к ионам водорода. Накопление ионов водо-рода на катодных участках металла ведет к ихполяризации, что резко замедляет, а в ряде слу-чаев полностью прекращает процесс коррозииметалла, образование минеральных отложений.При этом рассматриваемое композиционноесредство без приложения внешнего электриче-ского поля создает анодную поляризацию наповерхности нагревательных элементов. Обра-зовавшееся энергетическое поле активно воз-действует на отложения, обуславливая ослаб-ление сил когезии (когезия – связь между моле-кулами тела – прим. ред.) в их толще и адгезиина поверхности, в месте контакта с металлом. Врезультате самые прочные отложения превра-щаются в рыхлую массу, постепенно смывае-мую потоком воды (рис. 1). Очищаемые поверх-ности приобретают устойчивые антиадгезион-ные и антикоррозионные свойства. Постепенноформируется сплошная оксидная пленка, обла-дающая высокой теплопроводностью и низкойэлектропроводностью (электрическое сопро-тивление около 10 кОм).

Опыт примененияМетод термодинамической активации воды

прошел производственные испытания болеечем в 200 производственно-отопительных ко-тельных Сибири и Дальнего Востока, а в 2007-2008 гг. на ТЭЦ г. Хабаровска и Владивостока.

ТЕ

ХН

ИК

А И

ТЕ

ХН

ОЛ

ОГИ

ИН

ово

сти

те

пл

осн

аб

же

ни

я №

2 (

фе

вра

ль)

; 2

01

0 г

.

49

Причем качество используемой воды характе-ризовалось следующими показателями:■ солесодержание – от 100 до 1500 мг/л;■ жесткость – от 0,2 до 9 мг-экв/л;■ щелочность – от 0,7 до 10 мг-экв/л;■ отношение карбонатов к бикарбонатам приpH>8,4 – от 0 до 20%;■ содержание железа – от 0 до 8 мг/л;■ водородный показатель pH – от 6,2 до 9,5.

Результаты испытаний выявили высокую эф-фективность метода термодинамической акти-вации. В частности, обеспечено:

1. Полное удаление накипных и коррозион-ных отложений с поверхностей нагревательныхэлементов и труб. Скорость удаления старойнакипи с металлических поверхностей состави-ла от 1 до 10 мм толщины слоя накипи в месяц,в зависимости от ее химического состава, тем-пературы, давления воды и пара, режима внут-рикотловой обработки воды композиционнымсредством, периодичностью дренирования.

2. Устойчивое предотвращение накипеобра-зования и коррозии. В воде уменьшается содер-жание продуктов вторичного загрязнения – же-леза и других примесей (рис. 2). Продолжитель-ность периода эксплуатации котла между обра-ботками средством составляет не менее 8-9 летпри отсутствии химической водоподготовки.

3. Сокращение расхода топлива на 15-20%.Это обусловлено повышением теплопередаю-щих свойств очищенных теплонагревательныхповерхностей и более полным сгоранием топ-лива.

4. Увеличение в 1,5-2 раза срока службытеплообменных аппаратов и труб. Прекраща-ется образование плотного нагара на нагрева-тельных поверхностях со стороны топки. Этотфактор имеет исключительно важное значе-ние для «живучести» котла. Вследствие нагараобразуются прогары нагревательных поверх-ностей, а это приводит к вынужденной оста-новке котла на капитальный ремонт или егозамене.

Но

вост

и т

еп

ло

сна

бж

ен

ия

№ 2

(ф

евр

ал

ь);

20

10

г.

ТЕ

ХН

ИК

А И

ТЕ

ХН

ОЛ

ОГИ

И

50

а) б)

Рис. 1. Фрагменты трубы до (а) и после (б) обработки методом термодинамической активации воды средством СОТ-2000.

Рис. 2. Динамика цветности (а), содержания железа (б),углекислого газа (в), водородного показателя (г):

1 – период, предшествующий обработке; 2 – периодобмывки системы после обработки; 3 – период

стабилизации показателей после отмывки.

5. Уменьшение газовых выбросов в атмо-сферу и отходов (зола, шлаки). Вызвано этополным окислением органической составляю-щей топлива и ее сгоранием. Так, в котельнойБарышевского кирпичного завода Дорстрой-треста Западно-Сибирской железной дороги,работающей на мазуте, обработку котлов мето-дом термодинамической активации провели 19марта 1999 г. После чего заметно изменился со-став отходящих газов (табл. 2).

6. Улучшение качества вырабатываемого вкотлах пара, горячей воды. Пар становится чи-ще, суше, нейтральнее (pH=7).

Кроме того, анализ применения разработан-ной технологии борьбы с накипеобразованием икоррозией на объектах теплоснабжения показал,что во всех случаях, независимо от качества пи-тательной воды, состава и толщины отложений,получен устойчивый положительный эффект приработе системы теплоснабжения. Удаление от-ложений при использовании рассматриваемогокомпозиционного состава происходит гораздомедленнее по сравнению с методами кислотнойобработки котлов, а это имеет свои преимущест-ва (нет опасности залпового выноса разрушен-ной накипи и закупорки отопительных элементовпри зависимой схеме). При этом не повреждают-ся стенки нагревательных элементов и труб, очи-щаются топки котлов, бойлеры, насосы и проис-ходит полная стабилизация воды.

В Москве рассматриваемая технология впер-вые была внедрена на территории Восточногоадминистративного округа, в производственно-отопительной котельной Московского локомоти-воремонтного завода. Объектом испытаний сталкотел ДКВР-10-13-250, в котором в качестве топ-лива используется природный газ. К началу ис-пытаний котел вырабатывал пар для производст-венных нужд и получения горячей воды на нуждыГВС завода. Обследование котла, проведенноеперед началом испытаний, показало, что внут-ренняя поверхность стенок барабанов покрытаслоем накипи толщиной 0,2-0,3 мм; водоспуск-ные трубы переднего, заднего и боковых экранов– 0,3-0,4 мм; трубы нагревателя воды – 2-3 мм;элементы котла в топке – 1-3 мм. В целях провер-ки эффективности указанной технологии 16 июля2003 г. без остановки парогенератора через бакиподпитки в котловую воду введен рассматривае-

мый композиционный состав. В процессе испы-таний 2 раза вскрывали котельное оборудованиедля его осмотра (август 2003 г. и июнь 2004 г.).Уже после первого обследования выявлена тен-денция уменьшения и разрыхления накипи наметаллических поверхностях системы циркуля-ции теплоносителя в котле (в пароводяной сме-си). Последнее вскрытие показало почти полноеисчезновение накипи на внутренней поверхнос-ти барабанов котла. Оставшийся местами налетрыжего цвета представлял собой рыхлую легкоудаляемую струей воды пленку.

В заключение необходимо отметить, что дан-ная технология также может быть успешно ис-пользована, как показала практика (см. полнуюверсию статьи – прим. ред.), для промывки сис-тем питьевого водоснабжения и очистки скважин.

ТЕ

ХН

ИК

А И

ТЕ

ХН

ОЛ

ОГИ

ИН

ово

сти

те

пл

осн

аб

же

ни

я №

2 (

фе

вра

ль)

; 2

01

0 г

.

51

Таблица 2. Динамика изменения состава уходящих газов мазутной котельнойБарышевского кирпичного завода Дорстройтреста Западно-Сибирской железной дороги.

Но

вост

и т

еп

ло

сна

бж

ен

ия

№ 2

(ф

евр

ал

ь);

20

10

г.

ПР

АВ

ОВ

ОЕ

РЕ

ГУЛ

ИР

ОВ

АН

ИЕ

52

Разъясненияк Приказу Минрегиона России № 274 от 09.12.2008 г.

(тексты писем обращения и ответов приводятся полностью)

Генеральный директорАссоциации предприятий энергетикиМосковской области «Мособлтеплоэнерго»141002, г. Мытищи МО, ул. Шараповская, д. 1Исх. № 226 от 30.10.2009 г.

Заместителю Министрарегионального развитияРоссийской Федерации

Круглику С.И.

Уважаемый Сергей Иванович!Приказом Министерства регионального развития РФ № 274 от 09.12.2008 г. «Об утверждении

Перечня видов работ по инженерным изысканиям, по подготовке проектной документации, построительству, реконструкции, капитальному ремонту объектов капитального строительства, кото-рые оказывают влияние на безопасность объектов капитального строительства» в разделах 26, 27,28 указаны классификаторы видов строительных работ, на которые требуется получение свиде-тельств от саморегулируемых организаций (СРО) на право их проведения. Расшифровка указан-ных классификаторов показывает, что все они относятся к новому строительству и реконструкции.

Убедительно прошу Вас дать пояснение, относятся ли к вышеперечисленному виды работ,связанные с текущим и капитальным ремонтом при эксплуатации тепловых сетей и инженерногооборудования. Эти виды работ не требуют разработки проектной документации и экспертизы. Ихстоимость крайне не велика, а вступление в строительные СРО требуют серьезных денежныхсредств, которых, как Вы знаете, и без того катастрофически в сфере ЖКХ не хватает, особеннона фоне резкого увеличения тарифов на газ и электроэнергию без увеличения тарифов на выра-ботку тепла.

По поручению Съезда Ассоциации «Мособлтеплоэнерго».

Генеральный директор Н.В. Бакушин

МИНИСТЕРСТВОРЕГИОНАЛЬНОГО РАЗВИТИЯРОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ(МИНРЕГИОН РОССИИ)127994, РФ, г. Москва, ГСП-4,ул. Садовая-Самотечная, д. 10/23, стр. 1№ 38121-ИП/08 от 16.11.2009 г.

Генеральному директоруАссоциации предприятий энергетики

Московской области«Мособлтеплоэнерго»

Бакушину Н.В.

Министерством регионального развития Российской Федерации рассмотрено обращение Ас-социации предприятий энергетики Московской области «Мособлтеплоэнерго» от 30.10.2009 г.№ 226 по вопросу необходимости получения свидетельства о допуске при осуществлении теку-щего и капитального ремонта тепловых сетей и инженерного оборудования и сообщается следу-ющее.

Приказом Министра регионального развития Российской Федерации от 09.12.2008 г. № 274«Об утверждении Перечня видов работ по инженерным изысканиям, по подготовке проектнойдокументации, по строительству, реконструкции, капитальному ремонту объектов капитальногостроительства, которые оказывают влияние на безопасность объектов капитального строитель-ства», вступившим в силу с 20 февраля 2009 г., утвержден перечень указанных видов работ.

Работы по строительству, реконструкции, капитальному ремонту тепловых сетей и инженер-ного оборудования включены в раздел III Перечня. Таким образом, при осуществлении видов ра-бот по строительству, реконструкции, капитальному ремонту тепловых сетей и инженерного обо-рудования, которые оказывают влияние на безопасность объектов капитального строительства,необходимо иметь соответствующее свидетельство о допуске, выданное саморегулируемой ор-ганизацией, основанной на членстве лиц, осуществляющих строительство.

Получение свидетельства о допуске на производство работ по текущему ремонту тепловыхсетей и инженерного оборудования действующим законодательством не предусмотрено.

Директор Департамента регулированияградостроительной деятельности И.В. Пономарев

ПР

АВ

ОВ

ОЕ

РЕ

ГУЛ

ИР

ОВ

АН

ИЕ

Но

вост

и т

еп

ло

сна

бж

ен

ия

№ 2

(ф

евр

ал

ь);

20

10

г.

53

Министерством регионального развития Российской Федерации рассмотрено Ваше обраще-ние по вопросам, связанным с введением саморегулирования в строительстве, и в пределах сво-ей компетенции сообщается следующее.

Приказом от 09.12.2008 г. № 274 «Об утверждении Перечня видов работ по инженерным изы-сканиям, по подготовке проектной документации, по строительству, реконструкции, капитально-му ремонту объектов капитального строительства, которые оказывают влияние на безопасностьобъектов капитального строительства» определен перечень видов работ (далее – Перечень), длявыполнения которых физическим или юридическим лицам необходимо получение свидетельст-ва о допуске, выдаваемого саморегулируемой организацией (далее – СРО).

Приказом Минрегиона России установлено, что граждане и организации, выполняющие рабо-ты по проектированию и/или строительству только объектов, установленных ч. 17 ст. 51 и ч. 2ст. 49 Градостроительного кодекса Российской Федерации, могут выполнять указанные работы,не вступая в СРО.

Необходимо отметить, что в отношении объектов, установленных ч. 2 ст. 49 Градостроитель-ного кодекса Российской Федерации, в настоящее время Минрегионом России ведется работапо внесению изменений в приказ Министерства регионального развития Российской Федерацииот 09.12.2008 г. № 274 в части дополнения в Перечень видов работ по инженерным изысканиям,по подготовке проектной документации, по строительству, реконструкции, капитальному ремон-ту объектов, проектная документация которых не подлежит государственной экспертизе в соот-ветствии с ч. 2 ст. 49 Градостроительного кодекса Российской Федерации, за исключением объ-ектов индивидуального жилищного строительства. Таким образом, до внесения изменений в ука-занный нормативный акт деятельность по строительству и проектированию может осуществ-ляться в соответствии с положениями, установленными Приказом Минрегиона России от09.12.2008 г. № 274.

В Перечне указаны работы, влияющие на безопасность объектов капитального строительства,производимые при строительстве, капитальном ремонте, реконструкции, проектировании и ин-женерных изысканиях на объектах, для которых требуется получение разрешения на строитель-ство, и объектах, проектная документация которых подлежит государственной экспертизе. Длявыполнения таких работ с 1 января 2010 г. необходимо вступление в СРО и получение свидетель-ства о допуске СРО.

Для проведения текущего ремонта зданий и сооружений, находящихся в эксплуатации, нетребуется вступление в члены СРО и получение свидетельства о допуске к работам, которые ока-зывают влияние на безопасность объектов капитального строительства.

Директор Департамента регулированияградостроительной деятельности И.В. Пономарев

МИНИСТЕРСТВОРЕГИОНАЛЬНОГО РАЗВИТИЯРОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ(МИНРЕГИОН РОССИИ)127994, РФ, г. Москва, ГСП-4,ул. Садовая-Самотечная, д. 10/23, стр. 1№ 39736-ИП/08 от 27.11.2009 г.

Генеральному директоруАссоциации предприятий энергетики

Московской области«Мособлтеплоэнерго»

Бакушину Н.В.

От редакции: редакция журнала «НТ» благодарит Ассоциацию «Мособлтеплоэнерго» за пре-доставленные материалы.

Между Екатеринбургским МУП «Тепловыесети» (ЭСО) и ООО «Управляющая ком-пания РЭМП УЖСК» (абонент) заключен

договор энергоснабжения от 01.06.2006 г. В со-ответствии с условиями договора ЭСО отпускаетабоненту через присоединенную сеть до грани-цы эксплуатационной ответственности тепловуюэнергию (ТЭ), теплоноситель и холодную воду нанужды ГВС, а абонент принимает и оплачиваетпринятую энергию и использованную воду.

В период с марта по сентябрь 2008 г. ЭСОпроизвела поставку ТЭ, теплоносителя и холод-ной воды на объекты абонента и предъявила дляоплаты счета-фактуры, а абонент в нарушениеобязательств, принятых на себя договором, непроизвел их оплату. Неоплата вызвана тем, чтоабонент произвел расчет количества фактичес-ки поставленной ТЭ, теплоносителя, холоднойводы в порядке, отличном от балансового мето-да, предусмотренного п. 25 «Методики опреде-ления количеств тепловой энергии, теплоноси-теля в водяных системах коммунального тепло-снабжения» МДС 41-4.2000, утвержденной При-казом Госстроя России № 105 от 06.05.2000 г.(Методика № 105).

ЭСО, не согласившись с расчетами абонента,обратилась в Арбитражный суд Свердловскойобласти с иском о взыскании задолженности сабонента. Решением от 02.02.2009 г. исковыетребования удовлетворены частично. С абонен-та в пользу ЭСО взыскана малая часть иска.

Абонент, не согласившись с решением суда,обратился в Семнадцатый арбитражный апел-ляционный суд. Абонент указывает, что ЭСО необосновала и не доказала количество ТЭ, по-требленной в спорный период, а также в нару-шение условий договора не представляла еже-месячно расчеты количеств ТЭ, теплоносителя ихолодной воды на нужды ГВС по каждому дому ввиде расшифровки. А также считает, что судомпервой инстанции на абонента неправильно от-несены судебные расходы по госпошлине в пол-ном объеме, хотя иск удовлетворен частично. Вдополнении к апелляционной жалобе заявительуказывает, что договор от 01.06.2006 г. нельзясчитать заключенным, т.к. невозможно досто-верно определить количество теплопотребле-ния, в связи с несогласованностью на 2008 г.тепловой нагрузки (величины теплопотребле-ния) и ссылается на необоснованный отказ судаудовлетворить ходатайство о проведении экс-пертизы.

ЭСО доводы апелляционной жалобы откло-нила и считает обжалуемое решение законными обоснованным, просит оставить его без изме-нения, апелляционную жалобу без удовлетворе-ния. ЭСО указывает, что в связи с отсутствием уабонента приборов учета количество ТЭ, тепло-носителя и холодной воды определено по пока-заниям приборов учета ЭСО, расчетным спосо-бом распределено на абонента пропорциональ-но его расчетным часовым нагрузкам и расхо-дам на ГВС в соответствии с договором. А такжеЭСО поясняет, что абонентом неверно состав-лен контррасчет, завышено количество норма-тивной утечки, расчет количества теплопотреб-ления произведен не по Методике № 105, а понормативам и коэффициентам, указанным вСНиПах.

Согласно ст. 541 ГК РФ ЭСО обязана пода-вать абоненту энергию через присоединеннуюсеть в количестве, предусмотренном договоромэнергоснабжения, и с соблюдением режима по-дачи, согласованного сторонами. Количествоподанной абоненту и использованной им энер-гии определяется в соответствии с даннымиучета о ее фактическом потреблении.

Оплата энергии производится за фактическипринятое абонентом количество энергии в соот-ветствии с данными учета энергии, если иное непредусмотрено законом, иными правовыми ак-тами или соглашением сторон (ст. 544 ГК РФ).

Договором стороны установили, что при вре-менном отсутствии приборов учета у абонентаопределение количества отпущенной ТЭ, тепло-носителя и холодной воды на ГВС производится всоответствии с разделом 9 «Правил учета тепло-вой энергии и теплоносителя» от 25.09.1995 г. иМетодикой № 105 на основании показаний при-боров учета ТЭ и воды ЭСО, исходя из водяного итеплового балансов системы теплоснабжения.

Поскольку у абонента в спорный период от-сутствовали приборы учета ТЭ, количество от-пущенной ТЭ было произведено в соответствиис п. 25 Методики № 105. Тепловые потери черезизоляцию трубопроводов на участках тепловойсети, находящихся на балансе соответствующе-го абонента, включаются в количество ТЭ, по-требленной этим абонентом, так же как и поте-ри ТЭ со всеми видами утечки и сливом тепло-носителя из систем теплопотребления и трубо-проводов его участка тепловой сети.

Пунктом договора стороны также установи-ли, что абонент оплачивает все количество по-

Но

вост

и т

еп

ло

сна

бж

ен

ия

№ 2

(ф

евр

ал

ь);

20

10

г.

ПР

АВ

ОВ

ОЕ

РЕ

ГУЛ

ИР

ОВ

АН

ИЕ

54

О правомерности применения балансового методаза фактически поставленный объем тепловой энергии(по материалам информационной системы по теплоснабжению РосТепло.ру – www.rosteplo.ru)

требленной ТЭ, включая то количество ТЭ, кото-рое содержится в невозвращенном в тепловуюсеть теплоносителе по установленным тари-фам.

Из сопоставления расчетов ЭСО и контррас-чета абонента усматривается, что абонент про-извел расчет количества ТЭ по нормативам ииспользовал коэффициенты, установленныеСНиП.

Между тем, балансовый метод, установлен-ный п. 25 Методики № 105, предусматриваетраспределение количества ТЭ, не подтвержден-ного приборами учета пропорционально дого-ворным нагрузкам.

Материалами дела опровергаются доводыапелляционной жалобы о том, что в нарушениеусловий договора ЭСО не предоставлялись рас-шифровки и расчеты к счетам-фактурам. В делопредставлены показания приборов учета на ис-точниках теплоснабжения. Направление ЭСОабоненту пообъектной расшифровки количест-ва ТЭ, теплоносителя и холодной воды на нуждыГВС подтверждается письмами ЭСО. К отзывуна апелляционную жалобу ЭСО представилаписьмо абонента от 13.01.2009 г., из содержа-ния которого также следует, что абонент полу-чал расшифровки потребленной ТЭ за 2008 г.

Доводы заявителя жалобы о незаключеннос-ти договора энергоснабжения от 01.06.2006 г.отклонены, т.к. вступившим в законную силу ре-шением Арбитражного суда Свердловской об-ласти от 06.03.2008 г. и постановлением Сем-надцатого арбитражного апелляционного судаот 21.05.2008 г. дана оценка указанному догово-ру при его заключении.

В соответствии со ст. 309 ГК РФ обязательст-ва должны исполняться надлежащим образом всоответствии с условиями обязательства и тре-бованиями закона, иных правовых актов, а приотсутствии таких условий и требований – в соот-ветствии с обычаями делового оборота илииными обычно предъявляемыми требованиями.Односторонний отказ от исполнения обязатель-ства не допускается (ст. 310 ГК РФ).

После принятия арбитражным судом иска крассмотрению, абонент оплатил часть задол-женности. Заявлением от 21.01.2009 г. ЭСОуменьшила размер исковых требований в связис получением платежей от абонента послепредъявления иска. Согласно требованиям ч. 1ст. 333.22, 333.40 НК РФ, уменьшение размераиска, вызванное его удовлетворением должни-ком после предъявления иска в суд, не влечетвозврат уплаченной госпошлины, и она подле-жит отнесению на должника. Поскольку судеб-ные расходы по госпошлине ЭСО понеславследствие неправомерных действий абонента,то следует признать обоснованным решениеарбитражного суда первой инстанции также в

части отнесения на абонента в полном объемесудебных издержек по госпошлине, связанных срассмотрением настоящего дела.

С учетом частичных платежей, произведен-ных абонентом по нормативам потребления, су-дом первой инстанции правомерно, на основа-нии ст. 544 ГК РФ, с абонента в пользу ЭСО взы-скана задолженность за поставленную ТЭ, теп-лоноситель и холодную воду на нужды ГВС, атакже госпошлина по иску.

Абонент, как управляющая компания, проситпосредством проведения технической эксперти-зы установить, какое количество ТЭ и теплоноси-теля фактически потребили все его здания и со-оружения. Однако, в круг вопросов, относящихсяк предмету иска по настоящему делу, относитсяустановление количества ТЭ и теплоносителяфактически потребленных самим абонентом, ане его потребителями. Поскольку стороны дого-вора установили правила и метод определенияколичества ТЭ, следовательно, обязательствадолжны быть исполнены в порядке, предусмот-ренном соглашением сторон (ст. 544 ГК РФ). Притаких обстоятельствах, следует признать, что от-сутствует необходимость проведения техничес-кой экспертизы. Согласно ст. 82 АПК РФ экспер-тиза назначается в случаях, если вопросы, воз-никающие при рассмотрении дела, требуютразъяснения. Судом первой инстанции сделанправильный вывод о том, что исследуемый во-прос о количестве теплопотребления подлежитразрешению на основании доказательства – рас-чета, составленного в соответствии с условиямидоговора и нормативными актами.

На основании изложенного и руководствуясьст. 110, 258, 268, 269, 271 АПК РФ, Семнадцатыйарбитражный апелляционный суд постановил:решение от 02.02.2009 г. по делу оставить безизменения, апелляционную жалобу без удовле-творения.

ПР

АВ

ОВ

ОЕ

РЕ

ГУЛ

ИР

ОВ

АН

ИЕ

Но

вост

и т

еп

ло

сна

бж

ен

ия

№ 2

(ф

евр

ал

ь);

20

10

г.

55

При выгрузке шлака из котлав результате полученных

ожогов погиб машинист котельной29 января 2009 г. в котельной рабочего по-

селка Решетиха Нижегородской обл. заступилна смену машинист котельной Черепенников.Загрузка угля в котел была произведена передсдачей смены машинистом котельной Маслю-ковым, а Черепенникову позднее предстоялоосуществить выгрузку шлака. Черепенниковбыл одет в рабочий костюм «Труд», изготовлен-ный из ткани с содержанием синтетических во-локон и не имеющей огнезащитной пропитки. Втот момент, когда он проводил чистку котла отшлака и находился в непосредственной близос-ти от него, искры из топки котла попали наодежду машиниста котельной и она загорелась.Черепенников попытался погасить горящуюодежду, и это ему удалось. Несмотря на тяже-лые ожоги, он сумел вызвать по телефону бри-гаду врачей «скорой помощи» и выйти на улицу.

Черепенников был доставлен в больницу сдиагнозом: ожог пламенем 3Б степени лица, ту-ловища, верхних конечностей (60% поверхнос-ти тела), термоизоляционная травма, ожоговыйшок. 30 января 2009 г. от полученных травм онскончался. В крови погибшего содержание эти-лового спирта не обнаружено.Причины, вызвавшие несчастный случай:

1. Машинист котельной не был обеспеченсредствами индивидуальной защиты (хлопчато-бумажным комбинезоном с огнезащитной про-питкой), что является нарушением требованийст. 221 ТК РФ и Приказа МинздравсоцразвитияРФ от 01.10.2008 г. № 541.

2. Недостаточный контроль за производст-вом работ, что является нарушением требова-ний ст. 212 ТК РФ, пп. 2.7, 2.10, 2.12, 2.23 долж-ностной инструкции начальника цеха и пп. 1.3,3.7-3.10 инструкции по безопасной эксплуата-ции котлов «Универсал».

Но

вост

и т

еп

ло

сна

бж

ен

ия

№ 2

(ф

евр

ал

ь);

20

10

г.

ТЕ

ХН

ИК

А Б

ЕЗ

ОП

АС

НО

СТ

И

56

Анализ причин несчастных случаевс тяжелым и смертельным исходомЗ.М. Филатова, инженер по технике безопасности.Материалы предоставлены главным государственным инспектором по охране труда, начальником отдела В.В. Ивановым

Расследование смерти на рабочем местесторожа-кочегара котельной

8 ноября 2009 г. в котельной при школе вд. Маслова Свердловской области заступил наочередное дежурство сторож-кочегар котель-ной Якимов. Ранее Якимов уже жаловался со-трудникам школы на плохое самочувствие и бо-ли в груди, но все же продолжал приходить наработу согласно графику сменности. На следу-ющей день, когда сотрудники школы пришли наработу, они обнаружили сторожа-кочегара нарабочем месте без признаков жизни. В даль-нейшем было установлено, что смерть Якимованаступила вследствие коронарной недостаточ-ности и ишемической болезни сердца.

В ходе расследования специальная комис-сия установила, что медицинский осмотр коче-гара Якимова ни при приеме на работу, ни пери-одически не проводился, и что работал погиб-ший по графику сутки через сутки (начиная ссентября 2009 г.). При данном графике средняяпродолжительность рабочей недели составляет68 ч. Продолжительность еженедельного не-прерывного отдыха была менее 42 ч и составля-ла 24 ч согласно графику сменности.Причины, вызвавшие несчастный случай:

1. Допуск к работе сторожа-кочегара безпрохождения в установленном порядке меди-цинского осмотра, что является нарушениемтребований Приказа Минздравсоцразвития РФот 16.08.2004 г. № 83 и ст. 212, 213, 219 ТК РФ.

2. Нарушение режима труда и отдыха сторо-жа-кочегара, работающего свыше установлен-ной продолжительности рабочей недели и про-должительностью еженедельного непрерывно-го отдыха менее 42 ч, что является нарушениемтребований ст. 91, 110 ТК РФ.