Журнал Новости теплоснабжения by post7

СОДЕРЖАНИЕ

№ 2 ( 1 1 4 ) ф е в р а л ь , 2 0 1 0 г.

НОВОСТИ

ЭКОНОМИКА И УПРАВЛЕНИЕ Развитие теплоснабжения в России в соответствии с Энергетической стратегией до 2030 г.

НП «РОССИЙСКОЕ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ» События и планы Особенности энергоснабжения Словацкой Республики

10 12

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИ Обзор научно-технических изданий

Источники тепла Модернизация горелок на котлах КВГМ с целью повышения их безопасности и надежности эксплуатации И.А. Урманов, А.В. Мамошкин

Универсальный котел на альтернативных видах топлива Ф.Г. Ахтямов

Особенности использования парогазовых установок на ТЭЦ В.М. Батенин, Ю.А. Зейгарник, В.М. Масленников, Ю.Л. Шехтер

Эффективность подогрева природного газа при использовании детандер-генераторных агрегатов на тепловых электрических станциях Е.В. Жигулина, Н.В. Калинин, В.Г. Хромченков

Тепловые сети Однотрубный транспорт тепла от источников комбинированной выработки электрической и тепловой энергии 38

Водоподготовка Применение ультразвука для ограничения накипеобразования в теплосетях Г.В. Пирогов, А.В. Богловский

Оптимизация технологий применения реагентов для коррекционных режимов паровых котлов О.В. Гусева

Термодинамический способ защиты оборудования систем теплоснабжения от коррозии и отложений В.Н. Жилин, Д.Н. Ильин

ПРАВОВОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ Разъяснения к Приказу Минрегиона России № 274 от 09.12.2008 г. О правомерности применения балансового метода за фактически поставленный объем тепловой энергии

52 54

ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ Анализ причин несчастных случаев с тяжелым и смертельным исходом З.М. Филатова

Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

А.А. Арешкин

НОВОСТИ Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

Принято Постановление Правительства РФ от 30.12.2009 г. № 1140 «Об утверждении стандартов раскрытия информации организациями коммунального комплекса и субъектами естественных монополий, осуществляющими деятельность в сфере оказания услуг по передаче тепловой энергии». Данным Постановлением определен состав и порядок раскрытия информации об услугах, цены на которые подлежат регулированию, организациями коммунального комплекса и поставщиками тепловой энергии. В соответствии с Федеральным законом от 17.08.1995 г. № 147-ФЗ «О естественных монополиях» и Федеральным законом от 30.12.2004 г. № 210-ФЗ «Об основах регулирования тарифов организаций коммунального комплекса» установлены подробные перечни информации об услугах и товарах указанных организаций, цены на которые подлежат государственному регулированию, в т.ч. об услугах по теплоснабжению и передаче тепловой энергии, горячему и холодному водоснабжению, очистке сточных вод и утилизации твердых бытовых отходов (сведения о ценах и тарифах на эти услуги и товары, потребительских характеристиках услуг и товаров, информация о возможности подключения к системе коммунальной инфраструктуры, сведения об основных показателях финансово-хозяйственной деятельности организаций, инвестиционных и производственных программах и т.д.). Определен также порядок раскрытия этой информации в официальных СМИ, в сети Интернет и по письменным запросам потребителей товаров и услуг. Установлено, в частности, что на официальных сайтах в Интернете должна помещаться вся информация, предусмотренная упоминавшимися перечнями, которая должна быть доступна в течение 5 лет. Определен также состав информации, подлежащей опубликованию в официальных печатных изданиях. Информация по письменному запросу должна предоставляться не позднее 20 календарных дней со дня поступления запроса. 31 декабря 2009 г. Правительство РФ утвердило Постановление № 1221 «Правила установления требований энергетической эффективности товаров, работ, услуг, размещение заказов на которые осуществляется для государственных или муниципальных нужд». Согласно правилам требования энергетической эффективности устанавливаются Министерством экономического развития РФ в отношении работ и услуг, в процессе выполнения которых расходуются значительные объемы энергетических ресурсов. В частности, к первоочередным требованиям энергетической эффективности относятся. 1. Для строящихся и реконструируемых объектов по производству тепловой энергии, мощ-

ностью более 5 Гкал/ч – обеспечение комбинированной выработки тепловой и электрической энергии. Указанное требование применяется также при размещении заказов на выполнение работ по разработке проектных решений по реконструкции действующих объектов по производству тепловой энергии и по их реализации. 2. Для строящихся и реконструируемых объектов по производству тепловой энергии (за исключением объектов по производству тепловой энергии в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, мощностью менее 5 Гкал/ч) – обеспечение коэффициента полезного использования энергии не менее 85% при нормальном режиме работы (под коэффициентом полезного использования энергии понимается отношение энергии произведенного тепла к энергии потраченного топлива). 3. Для строящихся и реконструируемых объектов по производству тепловой энергии в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии – обеспечение суммарного коэффициента полезного использования энергии не менее 70% в когенерационном цикле при нормальном режиме работы (под суммарным коэффициентом полезного использования энергии понимается суммарное отношение тепловой и электрической энергии к энергии потраченного топлива). С полным текстом постановлений Правительства РФ № 1140 от 30.12.09 г. и № 1221 от 31.12.09 г. можно ознакомиться на сайте РосТепло.ру (www.rosteplo.ru) в разделе «Правовая информация». В регионах РФ ведутся различного рода работы по повышению надежности систем теплоснабжения и качества предоставляемых услуг потребителям. Так, власти Красноярска продолжают планомерную работу по повышению эффективности системы теплоснабжения города. За время действия программы по энергоресурсосбережению было закрыто 17 малых угольных котельных, а их нагрузка подключена к ТЭЦ. Одна из котельных переведена в режим центрального теплового пункта. Также выведены в резерв и законсервированы три электрокотельные. В течение 2010 г. будут закрыты еще две котельные. Специалисты отмечают, остановка устаревших нерентабельных угольных котельных позволяет улучшить экологическую обстановку в густонаселенных районах города, снижает затраты на производство тепловой энергии. А также повышает качество и делает систему теплоснабжения более надежной. Департамент ЖКХ Кировской области подвел итоги реализации в 2009 г. областной целевой

НОВОСТИ фото с сайта www.fortum.ru

Так, в Заволжском, Пучежском, Тейковском и Приволжском районах запланировано возведение газовых котельных вместо устаревших угольных и мазутных. С 2005 г. инвестиции ОАО «Газпром» в газификацию региона превысили 1 млрд руб. Генеральный директор ОАО «Межрегионтеплоэнерго» А. Вершинская отметила, что в текущем году в рамках соглашения в региональную систему теплоснабжения будет вложено порядка 340 млн руб. Из бюджета Ивановской обл. средства по данному соглашению направляться не будут. В рамках областной целевой программы «Модернизация коммунальной инфраструктуры Томской области на 2006-2010 гг.» Асиновскому району Томской области дополнительно выделена субсидия в размере 8,5 млн руб. Эти средства образовались в результате экономии субсидии, ежегодно выделяемой местным теплоснабжающим организациям, использующим в качестве топлива нефть. В ноябре 2009 г. Асиновский район уже получил из областного бюджета 7,5 млн руб., которые были направлены на завершение строительства тепловых сетей, необходимых для ввода в эксплуатацию одной котельной в г. Асино. Модернизация коммунальной инфраструктуры в г. Асино осуществляется с 2007 г. за счет областного и местного бюджетов, а также средств инвестора – ООО «ПФ Октан». Основная доля расходов на модернизацию проведена за счет внебюджетных средств в размере 238 млн руб. По сообщению пресс-службы администрации, результатом этого одного из немногих в Томской области инвестиционного проекта в ЖКХ станет сокращение общего количества котельных в городе и переход оставшихся с нефти на уголь. При завершении модернизации системы теплоснабжения г. Асино, экономия средств областного бюджета на возмещение разницы в цене на нефть в 2010 г. дополнительно составит более 17 млн руб. В ряде городов России переходят на использование местных и возобновляемых видов топлива.

Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

программы «Реформирование и модернизация жилищно-коммунального комплекса Кировской области» на 2007-2010 гг., которая является основой финансовой поддержки жилищно-коммунального комплекса региона. В департаменте ЖКХ сообщили, что по состоянию на 1 января 2010 г. из всех источников финансирования на эти цели освоено 390,266 млн руб. Реализация мероприятий позволила привести в соответствие с нормативно-техническими требованиями объекты инженерной инфраструктуры, значительно снизить затраты на производство коммунальных услуг (тепло- и водоснабжение). 17 котлов различной мощности, выработавшие свой ресурс, заменены на более экономичные. Заменено и отремонтировано более 50 единиц технологического оборудования, более 25 км тепловых и водопроводных сетей с применением усовершенствованных материалов. Кроме того, четыре котельные переведены на местные виды топлива. А на реализацию проектов модернизации коммунальной инфраструктуры Республики Карелия с 2006 г. было привлечено более 3 млрд руб. Согласно материалам Госкомитета по реформированию ЖКХ, за последние 5 лет было модернизировано 97 котельных, установлено 212 новых котлов, реконструированы котельные в пос. Вяртсиля и Салми Сортавальского района. Уже приобретено оборудование для перевода ряда котельных на местные виды топлива – древесную щепу и торф. Планируется строительство и реконструкция котельных еще в 6 районах республики. В рамках дальнейшей работы по газификации республики предусматривается перевод на природный газ к 2013 г. 26 котельных. В рамках соглашения о сотрудничестве между республиканским правительством и одной из московских компаний реализовано два инвестиционных проекта строительства и реконструкции котельных в пос. Кааламо и Хелюля в Сортавальском районе с переводом их на биотопливо, которые полностью реализованы за счет внебюджетных средств в сумме 95 млн руб. На 2010 г. запланирована реализация порядка 20 крупных инвестиционных проектов в сфере ЖКХ, в частности, в рамках государственночастного партнерства. 25 января 2010 г. между Правительством Ивановской обл. и группой предприятий ОАО «Газпром» (ООО «Ивановорегионгаз», ОАО «Межрегионтеплоэнерго» и ОАО «Межрегионэнергогаз») было заключено соглашение на реконструкцию системы теплоснабжения в Ивановской области. Документ предусматривает реализацию проектов по строительству и реконструкции объектов систем теплоснабжения в Ивановской обл.

НОВОСТИ Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

По словам губернатора Псковской области А. Турчака, в бюджете региона на 2010 г. запланированы расходы на целевую программу по переводу части котельных на местные виды топлива, в частности, на торф. На эти цели планируется направить 100 млн руб. Губернатор Тверской области Д. Зеленин в своем послании Законодательному собранию области подчеркнул, что в 2010 г. в регионе должно быть запущено 15 котельных на древесном топливе (лесосечные отходы и отходы деревообработки). Президент Республики Саха (Якутия) В. Штыров и Председатель Правительства Республики Е. Борисов посетили крестьянское хозяйство в пос. Малая Марха, где при поддержке Минсельхоза Республики Саха (Якутия) недавно введен в эксплуатацию механизированный коровник на 50 голов скота. Уникальность проекта в том, что для его отопления и электроснабжения предлагается впервые в Якутии использовать технологию по выработке альтернативного топлива – биогаза. В. Штыров дал поручение Правительству Республики Саха (Якутия) довести данный проект до логического завершения в качестве экспериментального образца, а затем, если он покажет свою жизнеспособность, активно использовать его по всей Республике. Инновационный проект по оснащению станции скорой помощи солнечными коллекторами реализован в г. Минеральные Воды Ставропольского края. Новое оборудование полностью обеспечивает работу системы ГВС всей станции скорой помощи. По заявлению пресс-службы Министерства экономического развития региона, минераловодская станция скорой помощи оснащена 50 солнечными коллекторами, установленными на кровле здания, общей мощностью 62 кВт, а также 14 фотоэлектрическими установками общей мощностью 2,1 кВт. Этот проект реализован в рамках краевой целевой программы «Энергосбережение, развитие возобновляемых источников энергии в Ста-

фото с сайта www.fortum.ru

вропольском крае на 2009-2013 годы». По данным министерства, его стоимость составила 11 млн руб., из которых 9 млн руб. было выделено из бюджета края, еще 2 млн руб. – из бюджета муниципалитета. Помимо перехода на местные и альтернативные виды топлива эффективность источников тепла повышается за счет реконструкции котельных в мини-ТЭЦ. Так, ярославские энергетики ОАО «МРСК Центр» выполнили техприсоединение первой в области газопоршневой установки электрической мощностью 195 кВт (тепловая мощность – 330 кВт). Установка применена в технологической схеме поселковой газовой котельной д. Сельцо Большесельского муниципального района Ярославской области. Внедрение данной установки в области является составной частью поддержанного Правительством РФ проекта в сфере энергоэффективности «Комплексная малая энергетика». Согласно договору на технологическое присоединение энергетики «МРСК Центра» выполнили реконструкцию линии электропередачи напряжением 0,4 кВ от КТП «Котельная» протяженностью 0,4 км, дополнительно установили две опоры, заменили существующий провод на самонесущий изолированный. Комплекс этих мер позволит значительно увеличить надежность данного участка электрических сетей. Ярославская область стала пилотным регионом РФ, на территории которой реализуется один из шести федеральных проектов в сфере энергоэффективности – «Комплексная малая энергетика». С данного проекта начинается реализация мероприятий подпрограммы по повышению энергоэффективности энергетического комплекса Ярославской области на базе развития когенерационной энергетики. В 2010 г. запланирован монтаж подобных газопоршневых установок в Мышкинском, Любимском, Некоузском, Некрасовском муниципальных районах. Размер инвестиций в развитие когенерационной энергетики Ярославской области до 2015 г. составит более 13,5 млрд руб., сообщили в областном Департаменте топлива, энергетики и регулирования тарифов. Как отметили в Департаменте, во всех муниципальных образованиях Ярославской области планируется модернизация существующих котельных за счет ввода в эксплуатацию 32 газотурбинных и газопоршневых установок общей мощностью 279 МВт. В результате модернизации котельных эффективность использования топливно-энергетических ресурсов области повысится на 18%. А в Республике Беларусь в результате реализации отраслевой программы энергосбереже-

НОВОСТИ фото с сайта www.neftegaz.ru

при балансовой стоимости указанного имущества в 3,795 млн руб. Уголовное дело направлено прокурору для утверждения обвинительного заключения. А столичные оперативники нашли целый подпольный завод в Московской обл., где восстанавливали бракованные и списанные задвижки и вентили. Цеховики покупали задвижки сразу после их списания со стратегических предприятий. Затем «железо» чистилось, красилось и продавалось под видом совершенно нового. Организаторы этого бизнеса обвиняются по статье «мошенничество», а материалы уголовного дела переданы в суд. И в завершение обзора интересная новость из Омска. Научно-производственное предприятие разработало уникальную систему очистки промышленных газов. В основе этого способа лежит принцип управления смерчем (детали процесса компания не раскрыла). Способ предназначен для промышленных предприятий и ТЭЦ. Как говорят разработчики, по сравнению с современным импортным очистительным оборудованием их способ в 10 раз дешевле, требует в 5 раз меньше площади, дает высокую степень очистки. Предприятие-разработчик альтернативной системы очистки газа пытается внедрить инновацию в промышленность. Сейчас компания ищет инвесторов. При подготовке обзора использованы материалы следующих пресс-служб организаций, предприятий, изданий и информационных агентств: Официальный сайт Правительства РФ, сайт Правительства Кировской области, Консультант 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.

Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

ния за 2009 г. сэкономили 270,2 тыс. т у.т. В рамках данной программы теплоснабжающие организации республики заменили 725,4 км изношенных участковых тепловых сетей с применением в основном предварительно изолированных труб, а также 128 котлоагрегатов с низким КПД при плане 89. Было установлено 707 единиц энергоэффективного насосного и воздуходувного оборудования, а также 247 теплообменников. Внедрено 313 частотно-регулируемых электроприводов при плане 248. Выполнена тепловая модернизация и утепление ограждающих конструкций 642,4 тыс. м2 жилищного фонда. В 2009 г. 81 котельная была переведена на полное или частичное использование местных видов топлива, благодаря чему доля использования местных видов топлива в общем топливном балансе ЖКХ за 2009 г. превысила 28%. Но высокотехнологичное экономичное оборудование требует грамотной эксплуатации, а тем временем с начала 2010 г. специалисты Средне-Волжского управления Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору провели 27 проверок соблюдений требований безопасности при эксплуатации энергоустановок на территории Пензенской обл. В результате выявлено более 100 нарушений правил и норм безопасности. Наиболее характерные из них – несвоевременное проведение осмотров тепловых пунктов, отсутствие средств индивидуальной защиты от поражения электрическим током, применение средств защиты от поражения электрическим током с истекшими сроками испытания, отсутствие технической документации. Коснулись темы теплоснабжения и следственные органы. Следственным управлением Следственного комитета при прокуратуре РФ по Астраханской области завершено расследование уголовного дела по обвинению в превышении должностных полномочий бывшего главы муниципального образования «Приволжский район» Астраханской области Л. Боярчука (ч. 2 ст. 286 УК РФ) и исполняющего обязанности председателя комитета по управлению муниципальным имуществом А. Черникова (ч. 1 ст. 286 УК РФ). В 2005 г. Боярчук в сговоре с Черниковым реализовали без проведения аукциона путем свободной продажи одному из предпринимателей здание котельной, стоящей на балансе МУП ЖКХ «Евпраксинское» и являющейся единственным источником формирования его уставного фонда. При этом Черников ввел в заблуждение независимого оценщика, что котельная с оборудованием не нужна собственнику и будет демонтирована, в результате чего добился ее оценки в минимальную сумму в 375 тыс. руб.

ЭКОНОМИКА И УПРАВЛЕНИЕ Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

Развитие теплоснабжения в России в соответствии с 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 распоряжением Правительства РФ от 13 ноября 2009 г. № 1715-р. Основные положения ЭС-2030 подлежат использованию при разработке и корректировке стратегий и программ социально-экономического развития, энергетических стратегий и программ субъектов Российской Федерации, Генеральных схем и программ развития отраслей ТЭК, а также комплексных программ по энергетическому освоению новых регионов. Также эти положения должны учитываться при подготовке и корректировке инвестиционных программ и крупных проектов компаний энергетического сектора. Предлагаем Вам ознакомиться с фрагментами главы «Теплоснабжение» ЭС-2030.

Цели Стратегическими целями развития сферы теплоснабжения являются: ■ достижение высокого уровня комфорта в жилых, общественных и производственных помещениях, включая количественный и качественный рост комплекса услуг по теплоснабжению (отопление, ГВС), вентиляции и хладоснабжению (кондиционирование), высокий соответствующий ведущим европейским странам уровень обеспеченности населения и отраслей экономики страны этим комплексом услуг при доступной их стоимости; ■ кардинальное повышение технического уровня систем теплоснабжения на основе инновационных, высокоэффективных технологий и оборудования; ■ сокращение непроизводительных потерь тепловой энергии и расходов топлива; ■ обеспечение управляемости, надежности, безопасности и экономичности теплоснабжения; ■ снижение негативного воздействия на окружающую среду. Промежуточные результаты реализации ЭС-2020 Результаты реализации Энергетической стратегии России на период до 2020 г. в сфере развития теплоснабжения следует признать неудовлетворительными. За прошедший период ситуация в указанной сфере ухудшилась несмотря на принятие целого ряда решений, которые оказались не подкреплены в достаточной степени необходимыми организационными мерами, материально-технической базой и финансовыми средствами. За прошедший период выросли показатели износа основных фондов теплоснабжения (до

65-70%), коэффициент использования установленной тепловой мощности электростанций снизился до величины, не превышающей 50%, протяженность тепловых сетей сократилась на 7% (более чем на 13,5 тыс. км), увеличились тепловые потери в тепловых сетях (с 14 до 20%), а также значительно вырос расход электроэнергии на перекачку теплоносителя (до 40 кВт.ч/Гкал). Основные проблемы К числу основных проблем в указанной сфере относятся: ■ неудовлетворительное состояние систем теплоснабжения, характеризующееся высоким износом основных фондов, особенно теплосетей и котельных, недостаточной надежностью функционирования, большими энергетическими потерями и негативным воздействием на окружающую среду; ■ потребность в крупных инвестициях для обеспечения надежного теплоснабжения при необходимости одновременного ограничения роста стоимости услуг этой сферы; ■ организационная разобщенность объектов и систем теплоснабжения – отсутствие единой государственной политики в этом секторе, прежде всего научно-технической и инвестиционной; ■ необходимость институциональной перестройки всей системы теплоснабжения для вывода ее из кризиса и успешного функционирования в рыночных условиях. Задачи Для достижения стратегических целей развития отрасли необходимо решить следующие основные задачи. 1. Развитие теплоснабжения России на базе теплофикации с использованием современных

Энергосбережение Энергосбережение в сфере теплоснабжения будет осуществляться по следующим основным направлениям. 1. В производстве тепловой энергии: ■ повышение КПД котлоагрегатов, теплофикационных и других установок на основе современных технологий сжигания топлива, когенерационной выработки тепловой и электрической энергии; ■ увеличение коэффициента использования тепловой мощности; ■ развитие систем распределенной генерации тепла с вовлечением в теплоснабжение возобновляемых источников энергии; ■ повышение технического уровня, автоматизации и механизации мелких теплоисточников, оснащение их системами учета и регулирования отпуском тепловой энергии; ■ обоснованное разделение сферы централизованного и децентрализованного теплоснабжения.

ЭКОНОМИКА И УПРАВЛЕНИЕ

заций, осуществляющих ее транспортировку и распределение, а также потребителей в рыночных условиях функционирования отрасли. Перспективная структура, а также объемы производства и потребления тепловой энергии на рассматриваемый период максимально ориентированы на обеспечение потребностей экономики России и учитывают уже начавшуюся деурбанизацию городских поселений, включая вынос за пределы городской застройки промышленного производства и активное развитие индивидуального малоэтажного строительства, доля которого планируется на уровне 52-55% всего вводимого в эксплуатацию жилого фонда. Малоэтажная застройка, как правило, будет обеспечиваться индивидуальными теплогенераторами, а многоэтажная – централизованными (частично децентрализованными) источниками. Основной прирост производства тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения (ЦТ) будут обеспечивать тепловые электростанции, доля которых в общем объеме производства тепла в системах ЦТ вырастет с 44 до 49-50% к концу 3-го этапа реализации настоящей Стратегии. Кроме того, увеличится использование теплоутилизационных установок и особенно возобновляемых источников тепла на базе геотермальной, солнечной энергии и биомассы. В результате доля котельных в производстве тепловой энергии в системах ЦТ уменьшится с 49 до 40% к концу 3-го этапа реализации ЭС-2030. В сфере теплоснабжения также найдут свое применение атомные станции с модульными высокотемпературными газоохлаждаемыми реакторами для производства тепловой энергии промышленного потенциала, производства водорода, синтетического жидкого топлива и др.

Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

экономически и экологически эффективных когенерационных установок широкого диапазона мощности. 2. Распространение технологии теплофикации на базе паротурбинных, газотурбинных, газопоршневых и дизельных установок на область средних и малых тепловых нагрузок. 3. Оптимальное сочетание централизованного и децентрализованного теплоснабжения с выделением соответствующих зон. 4. Максимальное использование возможностей геотермальной энергетики для обеспечения теплоснабжения изолированных регионов, богатых геотермальными источниками (полуостров Камчатка, остров Сахалин, Курильские острова). 5. Развитие систем централизованно-распределенной генерации тепловой энергии с разными типами источников, расположенных в районах теплопотребления. 6. Модернизация и развитие систем децентрализованного теплоснабжения с применением высокоэффективных конденсационных газовых и угольных котлов, когенерационных, геотермальных, теплонасосных и других установок, а также автоматизированных индивидуальных теплогенераторов нового поколения для сжигания разных видов топлива. 7. Совершенствование режимов эксплуатации ТЭЦ с целью максимального сокращения выработки электрической энергии по конденсационному циклу, вынос ее выработки по условиям экономичности на загородные тепловые станции. 8. Изменение структуры систем теплоснабжения, включая рациональное сочетание системного и элементного резервирования, оснащение автоматикой и измерительными приборами в рамках автоматизированных систем диспетчерского управления нормальными и аварийными режимами их эксплуатации, переход на независимую схему подключения нагрузки отопления (вентиляции и кондиционирования) и закрытую систему ГВС. 9. Совместная работа источников тепла на общие тепловые сети с оптимизацией режимов их функционирования. 10. Реконструкция ТЭЦ, котельных, тепловых сетей, проведение теплогидравлической наладки режимов, повышение качества строительномонтажных и ремонтных работ, своевременное выполнение регламентных мероприятий, оснащение потребителей стационарными и передвижными установками теплоснабжения в качестве резервных и/или аварийных источников теплоснабжения. 11. Разработка нормативно-правовой базы, обеспечивающей эффективное взаимодействие производителей тепловой энергии, органи-

ЭКОНОМИКА И УПРАВЛЕНИЕ Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

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

2. В системах транспорта тепловой энергии: ■ сокращение тепловых потерь и утечек теплоносителя в результате реконструкции тепловых сетей на основе применения теплопроводов заводской готовности, эффективных способов их прокладки, современных запорно-регулирующих устройств, автоматизированных узлов и систем управления режимами; ■ организация оптимальных режимов функционирования тепловых сетей, теплоисточников и потребителей. 3. В системах потребления тепловой энергии: ■ учет количества и контроль качества потребляемой тепловой энергии; ■ реконструкция и новое строительство зданий с применением теплоустойчивых конструкций, тепловой автоматики, энергоэффективного оборудования и теплопроводов; ■ высокая технологичность всего процесса теплопотребления, доступность его контроля и возможность управления. В результате будет достигнуто не менее чем двукратное снижение удельных потерь тепловой энергии (с 19 до 8-10% к концу 3-го этапа реализации настоящей Стратегии), что обеспечит экономию топлива в размере не менее 40 млн т у.т. к 2030 г. Развитие сферы теплоснабжения на 3-х этапах реализации ЭС-2030 Прогнозируемое развитие сферы теплоснабжения (см. таблицу) потребует осуществ-

ления таких мер, как формирование и совершенствование конкурентного рынка тепловой энергии, поддержка создания прогрессивного российского оборудования для системы теплоснабжения, совершенствование управления этими системами и поддержка государством и региональными органами власти формирования необходимых инвестиций в сферу теплоснабжения. На 1-м этапе (2013-2015 гг.) реализации настоящей Стратегии будет обеспечено повышение стандартов предоставления услуг теплоснабжения в результате оптимизации структуры систем, соотношения централизованного и децентрализованного теплоснабжения, повышения надежности, безопасности, энергетической и экономической эффективности производства, транспортировки и потребления тепла за счет модернизации основных производственных фондов и тепловых сетей, а также обеспечения потребителей системами учета и регулирования. В указанный период необходимо осуществить разработку и начать последовательную реализацию комплекса программных мер по коренному усовершенствованию теплоснабжения, предусматривающих в том числе: ■ создание благоприятных условий для привлечения частных инвестиций в теплоснабжение, включая внедрение метода экономически обоснованной доходности инвестированного капитала; ■ оптимизацию системы тарифов (переход на обязательное применение двухставочного та-

ЭКОНОМИКА И УПРАВЛЕНИЕ

Будет сформирован рынок тепловой энергии и упорядочены взаимоотношения между его участниками, дальнейшее развитие получат процессы повышения энергоэффективности теплоснабжения и внедрения инновационных высокоэффективных технологических схем его организации. На 3-м этапе (2030 г.) реализации ЭС-2030 теплоснабжение достигнет высоких уровней энергетической, экономической и экологической эффективности, будет обеспечен высокий уровень теплового комфорта населения, соответствующий уровню развития стран с аналогичными природно-климатическими условиями (Канада, страны Скандинавии). Дальнейшее развитие отрасли пойдет по пути расширенного вовлечения в производство тепловой энергии новых неуглеводородных источников энергии и использования высокоэффективных автоматизированных технологических схем организации теплоснабжения.

Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

рифа, применение долгосрочных тарифов по двусторонним договорам) с учетом интересов как производителей, так и потребителей тепловой энергии; ■ формирование обязательных требований к производимому и применяемому в указанной сфере оборудованию, а также к повышению энергоэффективности зданий; ■ рациональное применение механизмов государственной поддержки, в том числе в рамках частно-государственного партнерства. На 2-м этапе (2020-2022 гг.) реализации настоящей Стратегии будет осуществлена масштабная реконструкция и техническое переоснащение основных фондов, включая экономически оправданную замену тепловых сетей и сетевого оборудования систем ЦТ в тех регионах, где это будет экономически оправданно. Широкое развитие на новом технологическом уровне получат системы децентрализованного (индивидуального) теплоснабжения, в том числе с использованием возобновляемых источников энергии.

НП «Российское теплоснабжение» Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

НП «Российское теплоснабжение» События и планы

В конце ноября 2009 г. был введен в действие стандарт организации НП «Российское теплоснабжение» СТО НП «РТ» 70264433-4-4-2009 «Требования к качеству проектирования тепловых сетей в ППУ изоляции». Стандарт разработан для принятия квалифицированных технических решений при проектировании тепловых сетей в ППУ изоляции и содержит требования, рекомендуемые при контроле за качеством проектирования тепловых сетей в ППУ изоляции. Требования по контролю качества проектирования тепловых сетей в ППУ изоляции распространяются на проектирование новых, реконструкцию и капитальный ремонт существующих тепловых сетей с применением: ■ стальных труб с тепловой изоляцией из пенополиуретана с постоянно действующей максимальной температурой теплоносителя не более 140 ОC (допускается кратковременное воздействие температуры до 150 ОC) и рабочим давлением не более 1,6 МПа; ■ гибких гофрированных труб из нержавеющей стали с тепловой изоляцией из пенополиуретана с максимальной температурой теплоносителя 135 ОC (допускается кратковременное воздействие температуры до 150 ОC) и рабочим давлением не более 2,5 МПа;

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

■ гибких труб из сшитого полиэтилена с тепловой изоляцией из пенополиуретана с максимальной температурой теплоносителя 95 ОC и рабочим давлением не более 1 МПа. С текстом стандарта можно ознакомиться на сайте НП «Российское теплоснабжение» (www.nprt.rosteplo.ru) в разделе «О деятельности». 11 февраля 2010 г. состоялось заседание Экспертного совета Научно-технического совета НП «РТ» по рассмотрению проектов стандартов системы качества в сфере теплоснабжения НП «Российское Теплоснабжение» под председательством вице-президента НП «РТ» Ю.В. Ярового. На заседании (см. фото) была рассмотрена вторая редакция проектов стандартов СКТ НП «РТ»: ■ СТО НП «РТ» 70264433-4-5-2010 «Требования к качеству строительно-монтажных и ремонтно-восстановительных работ на тепловых сетях в ППУ изоляции». ■ СТО НП «РТ» 70264433-4-6-2010 «Компенсаторы сильфонные и сильфонные компенсационные устройства для тепловых сетей. Общие технические требования»; Принято решение одобрить указанные проекты стандартов с учетом замечаний, принятых на заседании Экспертного совета, и представить их на рассмотрение НТС НП «Российское теплоснабжение». НП «РТ» благодарит специалистов Экспертного совета за активное участие в работе по подготовке проектов стандартов.

НП «Российское теплоснабжение» Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

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

Краткая информация о стране Словацкая Республика была образована 1 января 1993 г. после разделения бывшей Чешской и Словацкой Федеративной Республики. Общая площадь Республики составляет более 49 тыс. км2. Население страны насчитывает около 5,4 млн чел. Вся территория страны разделена на 8 административных регионов (краев). Значительная часть населения Словакии проживает в сельской местности: около 45% словаков проживает в малых городах и деревнях с населением менее 5 тыс. чел., а 14% – в деревнях с населением не более 1 тыс. чел. Население Братиславы, которая является столицей Словакии и крупнейшим городом страны, составляет примерно 430 тыс. чел. Климат Словацкой Республики континентальный с четырьмя четко различающимися сезонами. Зима здесь, как правило, холодная и сухая, а лето – жаркое и влажное. Например, среднесуточная температура в г. Братиславе варьируется от –3 до +2 ОC в январе и от 16 до 26 ОC в июле. Словакия является одной из наиболее динамично развивающихся стран среди новых членов ЕС: рост ее ВВП составил 8,5% в 2006 г. и

Рис. 1. Динамика ВВП, первичного и конечного энергопотребления Словацкой Республики. Источник: МЭА, Статистические данные по энергетике за 2008 г.

10,4% в 2007 г. Существенный рост ВВП Республики не привел к серьезным изменениям в потреблении первичных ресурсов и конечном потреблении энергии (рис. 1). Энергетическая политика Стратегия и нормативно-правовая основа. Ныне действующая Энергетическая политика на 25 лет была разработана в соответствии с Законом «Об энергетике» и утверждена Правительством Словакии в январе 2006 г. В число новых энергетических законов, которые вступили в силу 1 января 2005 г. и соответствуют нормам законодательства ЕС, входят: Закон «Об энергетике», Закон «О теплоэнергетике» и Закон «О регулировании сетевых отраслей и о поправках к некоторым законам». Постепенно осуществляется принятие дополнительных указов, обеспечивающих реализацию серии этих законов. Закон «О теплоэнергетике» регулирует: условия ведения бизнеса в сфере теплоснабжения; права и обязанности участников на рынке тепловой энергии; вопросы эффективной эксплуатации систем теплоснабжения; чрезвычайные ситуации в сфере теплоснабжения; деятельность государственных органов власти и муниципалитетов. Закон «О регулировании сетевых отраслей и о поправках к некоторым законам» устанавливает: контроль цен; полномочия и функционирование Управления регулирования сетевых отраслей (независимый регулирующий орган, осуществляющий объективный контроль цен в энергетике); правила функционирования рынка электроэнергии и газа; права и обязанности субъекта регулирования; ценовую политику; процедуры надзора и санкций. Государственные органы, ответственные за энергетическую политику государства. Реализацию энергетической политики в первую очередь обеспечивают следующие государственные органы. 1. Министерство экономики занимается вопросами: ■ энергетики, включая управление вопросами ядерного топлива и хранения ядерных отходов; ■ производства тепловой энергии и природного газа; ■ добычи и переработки твердого топлива, добычи нефти и природного газа, добычи рудных и нерудных сырых материалов; исследований,

НП «Российское теплоснабжение» Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

изысканий и добычи радиоактивных материалов; ■ разработки энергетической политики с корректировкой не реже чем 5 лет. 2. Управление регулирования сетевых отраслей (УРСО) было создано в 2001 г. как независимый орган по государственному регулированию сетевых отраслей в секторе энергетики, руководство УРСО осуществляют Председатель и Совет по регулированию, которые назначаются Президентом Республики по представлению Национального Совета Словацкой Республики и Правительства. Производство электро- и теплоэнергии, добыча природного газа, их покупка, передача и распределение определяются Рис. 2. Динамика изменения цен на отдельные виды энергии как сетевые виды деятельности. для различных групп потребителей (цены 1993 г. приняты за 100%). Источник: Проект EEE-NMC С 1 января 2003 г. полномочия по регулированию цен в отношении производства и поставки водопроводной 5. Органы местного самоуправления должводы и очистки сточных вод (канализация и во- ны обеспечивать реализацию муниципальных доотведение) были также переданы УРСО. концепций развития систем теплоснабжения в 3. Государственная энергетическая инспек- соответствии с концепцией административноция была создана в соответствии с законом «Об территориальных единиц высшего уровня и энергетике» в 1998 г. в качестве органа государ- Энергетической политикой, что определено в ственной власти при Министерстве экономики. Законе «О теплоэнергетике». Концепция должна Это некоммерческая организация, которая осу- разрабатываться по методологии, подготовленществляет государственный надзор за соблю- ной Министерством экономики. После одобредением Закона «Об энергетике», Закона «О теп- ния муниципальным советом муниципальной лоэнергетике» и Закона «Об энергетических ха- концепции развития системы теплоснабжения рактеристиках зданий». концепция становится неотъемлемой частью 4. Словацкое агентство по инновациям и плановой документации региона и муниципалиэнергетике является частично государственной тета. В концепции также предусматривается организацией, функционирующей в форме кор- проведение оценки использования ВИЭ. порации, и находящейся в ведении МинистерПолитика ценообразования. С начала 2003 г. ства экономики. Его основными задачами в об- УРСО устанавливает цены на природный газ, ласти энергетики, среди прочего, являются: электро- и теплоэнергию (до 2003 г. за регули■ функционирование в качестве профессио- рование цен на природный газ и электроэнернального экспертного центра в области энерге- гию отвечало Министерство финансов). Практитики, а также в качестве исполнительного орга- чески до 1999 г. цены на эти виды энергии для на для реализации программ структурных фон- населения и в какой-то степени для крупных дов ЕС; предприятий не менялись (рис. 2). ■ предоставление консультаций, распростраС 1 января 2004 г. цены на энергию стали понение информации и обучение в области энер- крывать экономически обоснованные затраты и госбережения, сокращения энергоемкости про- обеспечивать прибыль производителям и поизводств, более широкого освоения возобнов- ставщикам энергии. При этом удалось ликвидиляемых источников энергии (ВИЭ); ровать перекрестное субсидирование между ■ оценка и мониторинг энергоэффективности отдельными группами потребителей. энергетического оборудования; Цены на тепловую энергию системы ЦТ ут■ подготовка новых законов и подзаконных ак- верждаются Управлением по регулированию тов в области энергетики. сетевых отраслей каждый год. Постоянный рост Агентство имеет свои представительства в стоимости на тепловую энергию систем ЦТ и цестолице и в четырех регионах страны. новые перекосы на различные виды топлива за-

НП «Российское теплоснабжение»

явление постепенно ослабевает, по мере того как цены на природный газ, электро- и теплоэнергию приближаются к реальной стоимости снабжения ими; в то же время новое законодательство усложняет порядок отключения от системы ЦТ.

Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

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.

ставляют многих потребителей отключаться от системы ЦТ и переходить на системы индивидуального отопления, в основном на небольшие поквартирные газовые котлы. Данное обстоятельство привело к еще большему росту цен на тепловую энергию систем ЦТ. Вместе с тем, это

О выработке и потреблении энергии Атомная энергетика занимает доминирующее положение в производстве энергии в Словакии, на ее долю в 2007 г. приходилось 68% от общего объема производства. Возобновляемые источники энергии (включая горючие ВИЭ и др.) также отвечают за существенную долю в выработке энергии на уровне 17,7% от объема внутреннего производства, что является средним уровнем показателя для стран-членов ЕС. Еще одним важным отечественным продуктом является уголь с долей на уровне 9,1%. Словакия не производит энергии в достаточном объеме и сильно зависит от импорта сырой нефти, природного газа и твердых видов топлива. На долю чистого импорта в 2007 г. приходилось 67% от общего объема предложения первичной энергии. Существенную долю импорта составляют поставки природного газа и нефти из России. Установленная электрическая мощность Республики составляет 8478 МВт (по данным 2004 г.), в том числе 3319 МВт приходится на ТЭС, 2640 МВт – на АЭС и 2507 МВт – на ГЭС. В 2007 г. общий объем вырабатываемой электроэнергии составил 27487 ГВт.ч. На долю электроэнергии, генерируемой на АЭС, приходится 56% от общего объема производства электроэнергии; 20% электроэнергии производится на ТЭС при сжигании угля и 16% на ГЭС. На рис. 3 показана динамика производства тепловой энергии с 1990 по 2006 гг. Причиной резкого роста общей выработки тепловой энергии в 2001 г. может являться изменение статистической методологии в 2000 г., а также интенсивная газификация страны. Общий объем конечного потребления энергии существенно не менялся и оставался на годовом уровне от 10,6 до 11,9 млн т н.э. в период с 1993 по 2006 гг. (рис. 4). С 1993 г. доли отдельных источников энергии в общем объеме конечного потребления претерпели некоторые изменения. Почти 60%-е сокращение использования угля стало результатом ужесточения законодательства в области охраны окружающей среды, необходимости импорта большей части этого товара и более широкого использования природного газа промышленностью и населением. Рост потребления нефти (на 38%) можно объяснить значительным увеличением автомобильного парка, который замещает ж/д транспорт. Показатель конечного потребления ВИЭ незначителен, что в

НП «Российское теплоснабжение» Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

некоторой степени объясняется неполнотой официальных статистических данных по потреблению биомассы (дров, древесных отходов и т.д.), используемой на нужды отопления. Общее снижение энергоемкости в период с 1993 г. (рис. 5) было вызвано в основном существенным снижением энергоемкости производственного сектора. В период с 1993 по 2004 гг. энергоемкость промыРис. 5. Динамика изменения энергоемкости по секторам. шленного производства сокраИсточник: Проект EEE-NMC тилась на 64%, а транспорта – на 21%. Тенденции в потреблении энергии наНа долю отопления приходится около 80% от селением были иными: оно росло до 2001 г., а общего объема конечного энергопотребления в затем также начало падать. жилом секторе Словакии, что в значительной Структура потребления в период с 1993 до степени определяется климатическими услови2006 гг. по секторам изменилась, что наглядно ями страны, теплотехническими свойствами видно из данных рис. 6. Если говорить о жилом зданий, эффективностью систем отопления. секторе, то к 2006 г. он стал вторым по объему Около 92% всех квартир подключены к системе потребляемой энергии с долей в общем объеме ЦТ и только 8% получают тепло от индивидуальпотребления на уровне 20%. ных котлов, работающих на природном газе или За последние 15 лет показатели потребления на одном из местных видов топлива (бурый населением энергии претерпели существенные уголь и др.). В Республике крупное жилищное изменения, что наглядно видно из данных рис. 7. строительство велось по старым техническим Начиная с 2001 г. потребление постоянно снижа- стандартам от 1970 г., в связи с этим на всех лось и в 2006 г. было уже на 25% ниже, возмож- этих зданиях запланирована реализация энерно, в связи с ростом цен на энергию (а также с госберегающих мероприятий, среди которых начавшейся активной реализацией энергосбе- утепление зданий и др. В настоящее время весь регающих мероприятий на стороне конечного новый жилищный фонд (ежегодно строится окопотребителя). Доля природного газа в общем ло 10 тыс. новых квартир) строится по новым энергопотреблении в жилом секторе самая вы- стандартам, отвечающим требованиям ЕС. сокая – около 56%, затем идут тепловая энергия Для повышения уровня энергоэффективноссистем ЦТ и электроэнергия на уровне 24 и 17% ти зданий в рамках действующей нормативносоответственно. законодательной базы некоторые мероприятия

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

НП «Российское теплоснабжение» Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

Рис. 7. Конечное потребление энергоресурсов в жилом секторе. Источник: МЭА, Статистические данные по энергетике за 2008 г.

на ряде зданий, подключенных к системе ЦТ, уже реализованы: ■ в 88% жилых зданий установлены узлы учета тепловой энергии; ■ на 57% жилых зданий отлажен гидравлический режим; ■ в 55% жилых зданий установлены регулирующие клапаны. Рост цен на тепловую энергию привел к увеличению объемов мероприятий по энергосбережению, в частности, по утеплению зданий (рис. 8). Как говорилось выше, потребление населением тепловой энергии росло вплоть до 2001 г., а затем стало снижаться. Динамика же потребления электроэнергии была несколько иной: потребление росло до 1999 г. и затем начало снижаться (рис. 9). Это, возможно, связано с ростом цен на электроэнергию и более широким применением новых электроприборов с более низким показателем удельного потребления энергии. Доля электроэнергии, используемой на термические цели (отопление и нагрев воды), в жилом секторе относительно невелика – около 16% от общего числа квартир используют электронагревательные приборы и электрокотлы. В поддержку малых ТЭЦ В 2007 г. Министерство экономики разработало закон, стимулирующий высокоэффективное производство энергии в комбинированном цикле на ТЭЦ мощностью до 1 МВт. Под высокоэффективной совместной выработкой тепловой и электрической энергии понимается:

■ экономия первичной энергии, по крайней мере, на 10% по сравнению с раздельным производством тепло- и электроэнергии; ■ выработка энергии на малых и сверхмалых когенерационных установках может рассматриваться как высокоэффективное производство, дающее экономию первичной энергии. Владельцы ТЭЦ имеют право на льготы при транспортировке, распределении и поставке вырабатываемой электроэнергии. Операторы систем закупают высокоэффективную электроэнергию, произведенную на ТЭЦ (при условии отсутствия иного соглашения с производителем), по льготной фиксированной закупочной цене. Цены устанавливаются Управлением регулирования сетевых отраслей: ■ на 6 лет – для оборудования, введенного в эксплуатацию до 1 января 2008 г.; ■ на 8 лет – для оборудования, обновленного после 1 января 2008 г., на котором прирост эффективности превысил 2%; ■ на 10 лет – для нового оборудования, введенного в эксплуатацию после 1 января 2008 г. Высокоэффективные производители электроэнергии могут обратиться за получением сертификата о «происхождении» электроэнергии, выработанной на ТЭЦ, в котором будет засвидетельствовано, что электроэнергия была произведена на высокоэффективном производстве. Законом определяются данные (общие и технические параметры), которые необходимо предоставить при подаче заявки. Сертификат о происхождении выдается организацией при Министерстве экономики после проверки сведений. Министерство экономики в своем распоряжении определяет: ■ критерии высокоэффективного производства на ТЭЦ; ■ методы расчета электроэнергии, производимой на ТЭЦ; ■ метод расчета объема используемой тепловой энергии; ■ метод расчета экономии первичной энергии; ■ метод расчета эффективности ТЭЦ; ■ пограничные и гармонизированные справочные значения для расчета электроэнергии, вырабатываемой на ТЭЦ, для расчета эффективности производства ТЭЦ и для расчета экономии первичной энергии. Каждые четыре года Министерство экономики должно публиковать отчет о росте доли высокоэффективных ТЭЦ, начиная с 2008 г. Министерство экономики и соответствующая организация при нем вправе запрашивать необходимые данные от государственных органов власти, которые ведут учет деятельности ТЭЦ и учет данных о выбросах. Операторы ТЭЦ обязаны вести учет работы предприятия, пре-

НП «Российское теплоснабжение»

Рис. 8. Стоимость тепловой энергии и число утепленных объектов (домов).

Развитие ВИЭ Примечания: 1 словацкая крона = 1 руб.; под «Объектом» на диаграмме Текущее состояние. Текущее понимается средний многоквартирный дом (примерно на 45 кв.), использование ВИЭ, за исклю- дополнительно утепленный теплоизоляцией. Источник: материалы семинара Odyssee MURE EU27 чением энергии ГЭС, незначи(г. Берлин, 29-30 мая 2008 г.). тельно. Только около 4,7% общего потребления первичной энергии в Словакии обеспечивается за счет ВИЭ. Несмотря на рост их использования, доля ВИЭ в поставках энергии в последние годы немного упала и до сих пор ниже среднего уровня по ЕС (6%). Биомасса является наиболее распространенным источником производства тепловой энергии в Словацкой Республике, и объемы ее переработки в настояРис. 9. Динамика потребления энергии в жилом секторе. щее время растут в среднем на Источник: Проект EEE-NMC 27% в год. В 2005 г. в Словакии было произведено зования ВИЭ. Эта программа предполагает пре69 тыс. т н.э. биотоплива. Производимое в на- доставление финансовой поддержки до 100 стоящее время в стране биотопливо – это ис- тыс. евро на создание (реконструкцию) мощноключительно биодизельное топливо. Производ- стей по использованию ВИЭ. ственные мощности по производству биодиПодготовил: к.т.н. В.С. Пузаков, зельного топлива в Словацкой Республике совыпускающий редактор журнала «НТ» ставили в 2006 г. 89 тыс. т, и по этому показателю страна находится на третьем месте среди новых стран-членов ЕС после Чешской Республики и Польши. Геотермальные воды используются в нескольких районах Республики. Например, в г. Таланта с использованием геотермальной энергии осуществляется отопление 1240 квартир и одной больницы. Цель. В Словацкой Республике в качестве национальной цели установлено достижение доли ВИЭ в общем потреблении первичной энергии в размере 6% к 2010 г. В соответствии с целью ЕС в отношении достижения доли ВИЭ на уровне 20% к 2020 г., целевой показатель Словакии должен составить 14% от общего потребления первичной энергии к 2020 г. В апреле 2003 г. Министерство экономики приняло программу, целью которой является повышение доли исполь-

Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

доставляя ежемесячный энергетический баланс производства и поставки электро- и теплоэнергии (в законе указан подробный перечень необходимых данных). После обобщения данных оператор ТЭЦ передает годовые данные (основанные на ежемесячных энергетических балансах) организации при Министерстве экономики не позднее 25 января года, следующего за отчетным.

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИ Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

ОБЗОР НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИХ ИЗДАНИЙ Опыт эксплуатации ультразвуковых расходомеров В статье представлен опыт эксплуатации ультразвуковых расходомеров, установленных на коммерческом узле учета закрытой системы теплоснабжения в г. Казани. Рассмотрена теплосеть со следующими характеристиками: Qмакс=4000 т/ч, Тмакс =150 ОС, Рмакс =10 ата. На трубопроводах прямой сетевой воды (ПСВ) и обратной сетевой воды (ОСВ) установлены однолучевые ультразвуковые расходомеры. Примерно через один месяц после начала отопительного сезона сложилась следующая ситуация – появилась тенденция к плавному увеличению показаний по ОСВ, затем расход по ОСВ превысил значение ПСВ и на значении относительной погрешности свыше 4% узел учета стал считаться вышедшим из строя. Следует добавить, что при использовании измерительных диафрагм на тех же узлах было дважды зафиксировано превышение расхода ОСВ над ПСВ на 20 т/ч. При использовании ультразвуковых расходомеров превышение достигало 200 т/ч. В результате проведенных работ было выяснено, что недопустимо мало внимания при проектировании узлов учета уделяется конфигурации измерительных участков, обращается внимание лишь на длины прямолинейных участков. Следует учитывать, что выделяющиеся непосредственно из воды воздушные пузырьки скапливаются в самой верхней точке (например, переход над железнодорожными путями) и постоянно обогащают сетевую воду воздухом. Таким образом, в трубопроводах ПСВ и ОСВ циркулирует вода, содержащая воздух, при этом в ПСВ, где давление достигает 10 ата, воздух растворяется в воде, а в ОСВ при давлении 2-3 ата образуется воздушно-водяная смесь, объемный расход которой на несколько процентов выше, чем в ПСВ. В результате того, что ультразвуковые расходомеры измеряют не массовый, а объемный расход, возникает увеличение показаний расходомера на ОСВ по сравнению с ПСВ. В результате проведенного исследования были сделаны следующие выводы: – нецелесообразно использовать во вновь вводимых коммерческих узлах ультразвуковые расходомеры; – наиболее достоверные показания будут (по сравнению с ультразвуковыми приборами) при использовании измерительных диафрагм; – при проектировании узлов учета необходимо в первую очередь выявлять участок с тре-

буемой конфигурацией и лишь затем определять прямолинейный участок; – необходимо предусматривать при проектировании установку воздушников-спускников в верхних точках трасс прохождения трубопроводов. Хакимов Х.Ф. // Энергетика Татарстана. 2009. № 3.

Передача тепловых нагрузок с сетевой водой ведомственных котельных на Гродненскую ТЭЦ-2 Для увеличения загрузки Гродненской ТЭЦ-2, с 1970 г. являющейся основным источником теплоснабжения жилищно-коммунального сектора г. Гродно (Республика Беларусь), в 2000-2001 гг. было произведено переключение всей присоединенной нагрузки городской Центральной котельной (81 Гкал/ч) на ТЭЦ. В дальнейшем, в 2003-2005 гг., при разработке схемы теплоснабжения г. Гродно наиболее эффективным был признан вариант, обеспечивающий максимальное развитие теплофикации за счет закрытия отопительных котельных с передачей тепловых нагрузок с сетевой водой на ТЭЦ-2. Начиная с этого времени, проводились поэтапные работы: реконструкция ТЭЦ-2, строительство новых и реконструкция существующих теплосетей, переключение нагрузки котельных. За это время были полностью переданы на Гродненскую ТЭЦ-2 тепловые нагрузки семи котельных и частично передана нагрузка еще одной котельной. Величина присоединенной нагрузки зоны теплоснабжения Гродненской ТЭЦ-2 по данным 2009 г. с учетом нового строительства составила 671,13 Гкал/ч, т.е. по сравнению с 2005 г. увеличилась на 175,02 Гкал/ч. При этом в значительной мере улучшились технико-экономические показатели работы оборудования Гродненской ТЭЦ-2: достигнуто снижение удельных расходов условного топлива на отпуск электроэнергии со 191,4 до 184,7 г/кВт.ч, на отпуск тепловой энергии со 172,96 до 169,35 кг/Гкал. Ситько З.С. // Энергоэффективность. Минск. 2009. № 10.

Энергоэффективный способ экономии топлива и снижения вредного воздействия на окружающую среду Имеются данные о сезонных и даже суточных колебаниях калорийности поставляемого потребителям природного газа. Так, например, на одном из объектов энергетики Самарской обл. низшая калорийность газа в январе – марте 2009 г. колеба-

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

Использование отходов зернопереработки в качестве источника тепла Одним из этапов модернизации систем отопления УП «Борисовский комбинат хлебопродуктов» (Республика Беларусь) явилось использование отходов зернопереработки, которые до этого момента утилизировались на полигоне бытовых отходов. При этом за год на предприятии образуется до 1000 т таких отходов. Был проведен анализ теплотворной способности зерноотходов в НАН РБ, значение которой 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 отходов, т.к. предварительное гранулирование отходов хотя и делает их пригодными для хранения, но при этом повышает себестоимость топлива до 167 руб./т (здесь и далее стоимость указана в российских рублях – прим. ред.). Конкурс на поставку оборудования выиграла литовская фирма. Было установлено два котла единичной тепловой мощностью 300 кВт каждый. Расход топлива на один котел – 112 кг/ч,

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИ

КПД – 85-90%. В котле применяется система подвижных колосников для разрушения образующейся корки. Зола автоматически удаляется из топки котла в бак-золоприемник. Котлы оборудованы системой подвижного пола и шнеками для подачи топлива в котел. Работа котельной полностью автоматизирована. Себестоимость 1 Гкал тепловой энергии при прямом сжигании отходов зернопереработки составляет 198 руб. При получении тепловой энергии со стороны, стоимость 1 Гкал для предприятия составила бы 1105 руб. Благодаря новой котельной экономия средств за один отопительный сезон составит 2,18 млн руб. Климович С.Д., Шейнин Д.Г. Реализация энерго- и ресурсосберегающих мероприятий на УП «Борисовский комбинат хлебопродуктов» // Энергоэффективность. Минск. 2009. № 10.

Экологически чистый небоскреб В центре Нью-Йорка (США) построен небоскреб One Bryant Park высотой 336 м, который считается одним из самых экологически чистых в мире. Все этапы строительства здания были рассчитаны таким образом, чтобы здание могло получить рейтинг – «Платина» (самый лучший из возможных). Этот статус присваивается Американским Советом по экологически чистым («зеленым») зданиям (U.S. Green Building Council). Башня построена из повторно переработанных стекла и стали, а бетонная смесь содержит около 45% шлака и зольной пыли, являющихся побочными продуктами производства стали. Для энергоснабжения здания применены когенерационные технологии – построена мини-ТЭЦ электрической мощностью 4,6 МВт, работающая на природном газе и обеспечивающая производство 75% ежегодно потребляемой зданием электроэнергии. Тепло выхлопных газов после газовых турбин используется для выработки тепловой энергии в котле-утилизаторе для отопления здания в зимнее время и для обеспечения работы абсорбционной холодильной установки – в летнее. Повышение эффективности работы миниТЭЦ достигается за счет использования производимой электроэнергии в ночное время для заморозки льда в специальном льдохранилище, расположенном на цокольном этаже здания. В 8 ч утра, когда тарифы на электроэнергию возрастают, цикл изменяется в противоположном направлении, и лед растапливается, обеспечивая производство холода для кондиционирования помещений. Следует также отметить, что в здании предусмотрена система сбора дождевой воды, а также система повторного использования сточной воды для технических нужд здания. Хенрик Ек. Достойно восхищения. Факты // Here. 2009. № 26 (ноябрь).

Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

лась от 7960 до 8340 ккал/м3, а в апреле – августе эта величина составила 8030-9390 ккал/м3. При колебаниях калорийности газа до ±10% от паспортных данных, невозможно вести экономичный режим, используя только режимную карту работы котла. В таких случаях постоянно отслеживать режим горения и обеспечивать оптимальное соотношение топлива и окислителя позволяет стационарный газоанализатор. Кроме того, использование газоанализатора позволяет диагностировать работу котлов на наличие неисправностей в работе топки, газовоздуховодов, горелочных устройств и тягодутьевых механизмов. Анализ экономической эффективности применения газоанализаторов показывает, что, например, при стоимости комплекта оборудования для газового анализа около 200 тыс. руб. срок окупаемости данного мероприятия составляет для котла ДКВр-10/13 менее одного года, а для ПТВМ-50 – два месяца. В расчетах использовалась минимально возможная экономия топлива. Для малых котлов эта экономия несколько выше, что объясняется меньшей культурой эксплуатации персонала коммунальных котельных. Фактически величина экономии пропорциональна изменению калорийности газа от значения, имевшегося в момент разработки режимной карты. Следует также отметить, что применение газоанализаторов позволяет не только снизить расход топлива, но и уменьшить количество вредных выбросов в атмосферу.

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИ Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

ИСТОЧНИКИ ТЕПЛА Модернизация горелок на котлах КВГМ с целью повышения их безопасности и надежности эксплуатации И.А. Урманов, главный инженер, А.В. Мамошкин, технический директор, ЗАО «ИЦ АВЕЛИТ», г. Белгород

Постановка вопроса Водогрейные котлы (ВК) серии КВГМ тепловой мощностью 20, 30, 50 и 100 Гкал/ч с типовыми горелочными устройствами (ГУ) ГМГ на 20, 30 и 40 МВт и РГМГ на 20 и 30 МВт имеют широкое применение на территории республик бывшего СССР для нагрева воды в пиковых и основных режимах отопительных и промышленных котельных, со второй половины XX в. по настоящее время. За прошедший период эксплуатация ВК и ГУ практически не изменилась и сегодня, в XXI веке, абсолютно не удовлетворяет современным требованиям по надежности, эффективности, экономичности и экологичности генерации тепловой энергии. При эксплуатации: ■ имеют место нестабильные режимы горения с пульсацией в топке и как следствие раскачка экранной системы котла, а также элементов газового оборудования по фронтовому экрану; ■ на КВГМ-50 и КВГМ-100 возникает противофазная резонансная раскачка давления воздуха по горелкам с усилением амплитуды колебания разрежения; ■ наблюдается эжекция в аксиальные аппараты с локальным обгоранием лопаток. Указанные недостатки приводят к: ■ разрушениям обмуровки и (на котлах КВГМ50 и КВГМ-100) ребер жесткости каркаса; ■ непрерывным нарастаниям присосов (за осенне-зимний период в среднем на 20-30%); ■ тепловой перегрузке конвективной части котлов (из-за низкой светимости в топке и больших разрежений); ■ снижению КПД котлов и дополнительным энергозатратам на тягу и дутье. Для снижения пульсации (вибрации котла) наладочный персонал вынужденно организует режимы горения, с давлением воздуха, отвечающим значениям α=1,3-1,5 за топкой. При этом в режимных картах, как правило, по «экономическим» соображениям показаны фиктивные значения α=1,3-1,4 за дымососом. Проблемы ГУ хронические и не решаются по двум основным причинам.

1. Теплоэнергетический рынок ВК и ГУ инерционен, у производителей (поставщиков) отсутствует посыл и потребность к оптимизации ГУ, да и зачем что-либо менять, если продукция находит сбыт. 2. В значительной степени утрачен инженерный потенциал. На уровне НИОКБ или в ВУЗах поиска решений также нет по причине отсутствия государственных программ и соответственно финансирования проектов. Такое положение дел, вернее, их отсутствие, сегодня не устраивает ни владельцев ВК и ГУ, ни реальных потребителей услуг по отоплению и горячему водоснабжению. Последние задаются вопросом: «Как соответствуют «хронические проблемы ВК и ГУ» требованиям времени в области энергосбережения, энергоэффективности и техногенной безопасности с инновационными подходами к решению технологических проблем?!». И все же «разрубить гордиев узел» можно и нужно, в одном, довольно простом и эффективном варианте – создания консорциума наладочно-монтажной организации с собственником генерации тепловой энергии. Первые, если это профессионалы, обязаны по роду деятельности организовать и обеспечить модернизацию ГУ. Вторые, заинтересованные в минимизации эксплуатационных затрат, повышении экологичности и экономичности генерации тепла и горячей воды, должны обеспечить необходимый уровень эксплуатации и обслуживания энергетического оборудования. Проведенное нами детальное обследование состояния энергетического оборудования (более 20 котлов серии КВГМ), выяснение опыта ведения режимов и объемов обслуживания этого оборудования, а также изучение отчетов наладочных организаций, проводивших пуско-наладочные работы, и проведенные по фактическому состоянию оборудования аэродинамические и теплотехнические испытания подтверждают повсеместное наличие вышеназванных проблем этой серии котлов. Решение проблем при работе котла КВГМ-100 с тремя горелками ГМГ 40 В качестве примера приводим установленные причины пульсаций и других негативных факто-

ров работы КВГМ-100, оборудованного тремя горелками ГМГ 40, как наиболее проблемного котла. 1. Наличие блуждающей эжекции высокотемпературных продуктов в аксиальные аппараты горелок с обгоранием лопаток. «Блуждающая» эжекция в горелки объясняется тем, что воздушные короба горелок «ломают» высокоскоростной поток воздуха (10-25 м/с), создавая зоны высоких и низких давлений. В местах сопряжений этих зон, под действием сил, возникающих при обтекании лопаток аксиального аппарата, происходит подсос высокоскоростными потоками, истекающими из напорных участков воздуха из зон низкого давления, создавая тем самым обратные токи из топки в горелки. Этим и объясняется обгорание лопаток. Зона эжекции зависит от нагрузки. Очаги обгорания лопаток определяются долговременностью использования определенных нагрузок. 2. Наличие сильной пульсации во всем диапазоне нагрузок, которая незначительно снижается при увеличении подачи воздуха до α=1,3-1,5 за топкой. Попробуем разобраться в причинах пульсации горения. Нижние две горелки по подводу воздуха схожи с горелками с улиткообразным подводом воздуха. Известно, что тангенциальные и улиткообразные горелки грешат той же эжекцией, причем, нарастающей по силе пропорционально нагрузке их воздухом. Проведем расчеты, предполагая, что все три горелки улиткообразные и влияние аксиальных аппаратов незначительно. Тогда вместо хаотичной эжекции мы получаем концентрическую, степень фокусировки которой в меньшей степени зависит от изменения нагрузки; она зависит от степени крутки: β=a.b/d2, где a – полувысота; b – ширина воздушного короба; d – диаметр амбразуры горелки. При увеличении расхода воздуха, т.е. скорости, геометрия обратных токов не меняется. Меняется лишь глубина разрежения пропорционально квадрату скорости потока. При существующем аксиальном аппарате средняя 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, а Qгаз – это расход газа через горелку. Не вся площадь сечения амбразуры горелки S при улиткообразном подводе пропускает воздух, а лишь S–Sобр. токов. Чтобы определить площадь обратных токов Sобр. токов необходимо рассчитать степень крутки β. В нашем случае β=0,6.0,4/0,72=0,49. Для такой степени крутки площадь обратных токов составляет 16,7%, а доля радиуса обратных токов – 41%. Есть также незначительная зона (5%), где воздух стоит, которой в данном случае пренебрежем. Тогда среднюю по сечению осевую скорость воздуха определим по уравнению: Vср=10Qгаз.α/[(πd2/4).(1–0,167)3600]

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИ Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

и получим для минимальной и максимальной нагрузок 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 нашем случае весьма условна. При такой скорости воздуха и при наличии аксиального аппарата приходится иметь дело с форсированной турбулентной горелкой, обладающей неустойчивым корнем факела. Рассчитаем глубину проникновения газовых струй в поток воздуха на минимальной и максимальной нагрузке. Скорости воздуха на этих нагрузках уже рассчитаны, необходимо рассчитать скорость газовых струй, которую усредненно можно принять: Wгаз=Qгаз/(3600s), где s=21.π.0,0162/4=0,00422 м2, при количестве отверстий n=21, диаметром dотв=16 мм. Откуда: min . W min газ=Q газ/(3600 0,00422)= . =2000/(3600 0,00422)=131,65 (м/с); min . W min газ=Q газ/(3600 0,00422)= . =4175/(3600 0,00422)=274,82 (м/с). Теперь можно рассчитать глубину проникновения струи газа со средней скоростью Wгаз по сечению отверстия в поток воздуха со средней осевой скоростью Vср по рекомендуемой формуле для перпендикулярного проникновения газа в поток: h=2,2(Wгаз/Vср)(ρг/ρв)0,5.dотв, где ρг, ρв – плотность газа и воздуха соответственно; 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 нагрузке газ попадает в зону эжекции, т.к. 204/350=58,3% (здесь 350 мм – радиус газового коллектора), а мы имеем 41% радиуса обратных токов, прилегающую 5% зону нулевых скоростей и однозначно неравномерность обеспечения воздухом по образующей горелки. Тогда можно предположить, что проблема больших пульсаций не связана с всасыванием продуктов сгорания в горелку. Она связана с образованием локальных зон, где происходит всасывание в горелку газа, смешивания его до взрывных концентраций, хлопков с выбросами больших энергий, что и является причиной сильных пульсаций. Для подтверждения этой гипотезы был проведен эксперимент. Чтобы отсечь газ от проникновения в горелку, было принято решение установить обечайку на расстоянии 1/2h+10 (мм) от газовых отверстий. Здесь 10 мм – запас, необходимый для возможных зон недостаточных скоростей воздуха, для рассеяния струй газа и

воспрепятствования после «отражения» от обечайки, обволакиванию образующей горелки газом с последующим примыканием его к фронтовому экрану. В результате получили снижение пульсации и измененный ее характер. Причина больших пульсаций определена, а остаточная пульсация, очевидно, результат хаотично блуждающих корней факелов. При условиях, имеющих место в условно холодной топке, с использованием для горения холодного воздуха неустойчивость горения закономерность. Так как скорость распространения пламени в зоне воспламенения значительно меньше скорости газо-воздушной смеси. К тому же сама смесь неоднородна и не повсеместно находится в необходимом для стабильного горения диапазоне 515%. Для обеспечения существования стационарного факела при указанных условиях, необходимо наличие в топке непрерывного мощного источника зажигания, от которого пламя может распространиться по всему сечению горючей смеси. Итак, произведенные расчеты и опыты позволяют сделать заключение, что пульсация устранима, причем достичь этого можно при хороших экономических показателях работы котлов. Для этого необходимо провести модернизацию горелок с устранением всех вышеизложенных негативных факторов, объясняющих первопричины пульсаций. Практический опыт внедрения комплексной модернизации горелок на котлах серии КВГМ подтвердил возможность устранения пульсаций во всем диапазоне нагрузок с одновременным повышением экономической эффективности работы котлов. Положительные результаты модернизации горелок, устраняющие вышеперечисленные недостатки работы типовых горелок, позволили нам подать заявку на изобретение горелочного устройства. Рационализацию и модернизации эксплуатируемых сегодня горелок целесообразно проводить на рабочих местах в соответствии с авторскими решениями и под авторским надзором. Литература 1. Тепловой расчет котельных агрегатов (Нормативный метод). Н.В. Кузнецов. 2. Методические указания по испытаниям котельных агрегатов, 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 характеристикам топлива. Я.Л. Пекер. 6. Упрощенная методика теплотехнических расчетов. Н.Б. Равич. М.: «Наука». 7. Экономия топлива на электростанциях и в энергосистемах. А.С. Горшков. М.: «Энергия», 1967. 8. Опыт сжигания газа на электростанциях и в промышленных котельных. БТИ «ОРГРЭС», М.,1962. 9. Теория горения и топочные устройства. Под ред. Д.М. Хзмаляна. М.: «Энергия», 1976.

венно обусловило резкое снижение стоимости таких недобросовестных услуг. Сегодня скидки на проведение режимно-наладочных работ составляют более 75% к типовой стоимости услуг по ФЕРп-2001. В рыночных условиях выбор исполнения услуг (наладчика) производится на основе конкурсных или тендерных торгов. И здесь «добросовестный профессионал» заведомо проигрывает «фотографу» из-за вопиющей разницы в стоимости услуг (в разы). Участвуя в таких тендерах (и проигрывая их) мы наблюдаем абсолютно типичный и характерный парадокс: ■ пользователь ВК, как специалист-теплоэнергетик, заинтересованный в надежной и эффективной эксплуатации своего объекта, рекомендует к выбору исполнителем «дорогих профессионалов»; ■ владелец (собственники предприятий – это, как правило, экономисты или менеджеры) естественно выбирает «дешевого фотографа». В конечном итоге такой менеджер проигрывает в эксплуатационных затратах (и гораздо больше) по перерасходу газа, электроэнергии, на частых ремонтах и т.д. Для ликвидации парадокса Закон № 261-ФЗ установил новый вид договоров – энергосервисный договор (контракт), – предметом которого является осуществление исполнителем действий, направленных на энергосбережение и повышение энергетической эффективности использования энергетических ресурсов заказчиком. Энергосервисный договор (контракт) должен содержать, в частности, условие о величине экономии энергетических ресурсов, которая должна быть обеспечена исполнителем в результате исполнения энергосервисного договора (контракта). Базируясь на Законе № 261-ФЗ, именно организация консорциума – «наладчик – потребитель – собственник» – это более чем реальный и конкретный путь повышения энергоэффективности объекта.

Все статьи, опубликованные в журнале «НТ» с 2000 по 2009 год, Вы можете приобрести на компакт-дисках

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИ

сновная цель и направленность публикации – проинформировать широкий круг специалистов о том, что относительно несложными техническими решениями и малозатратными средствами горелочные устройства модернизируются для существенного повышения энергоэффективности эксплуатации водогрейных котлов (ВК) и сокращения затрат, связанных с ремонтами. Второстепенная цель (по значимости более чем основная, но по вероятности исполнения сомнительная) – это призвать наладочные и другие организации к добросовестному исполнению режимно-наладочных работ и к выполнению Федерального закона от 23.11.2009 г. № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности...». Режимные испытания котлов предусмотрены и проводятся каждые три года, и в основном, сводятся к однодневной «фотографии» эксплуатационного режима с повышенными расходами воздуха. Проведение добросовестных теплотехнических испытаний с разработкой «Режимных эксплуатационных карт» не может быть однодневным и обязано содержать три этапа исполнения. 1. Эксплуатационное обследование с целью получения объективных данных, определения показателей и потенциала повышения энергоэффективности. 2. Разработка технических решений, рекомендаций и мероприятий по оптимизации эксплуатации в конкретной и конструктивной форме с обязательным авторским надзором за исполнением. 3. Заключительные, контрольные теплотехнические испытания с выявлением и подтверждением, достигнутой в результате проведенных работ, энергоэффективности. Наладочная работа обязана сопровождаться: технологическим, экономическим или экологическим эффектами. Здесь следует особо отметить, что испытания котла в режиме «фотографируем, что имеем то и пишем» дискредитирует саму суть и смысл проведения наладочных работ, что соответст-

Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

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

Тел. (495) 741-20-28

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИ Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

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

ноголетний опыт стран Европейского союза (ЕС) в применении биомассы в качестве топлива является хорошим наглядным примером для других стран, где потенциал биомассы составляет десятки и сотни миллионов тонн условного топлива в год, и основная часть которого может и должна быть использована в коммунальном хозяйстве. В настоящее время больше половины всех возобновляемых энергоресурсов, потребляемых в ЕС, составляет биомасса. Практически все страны ЕС уделяют значительное внимание развитию технологий использования биомассы. В России это направление разработано в значительно меньшей степени. Между тем, ежегодно на территории нашей страны продуцируется до 14-15 млрд т биомассы, общая энергия которой эквивалентна примерно 8 млрд т у.т. [1]. По оценкам экспертов, технически возможно ежегодно получать до 150 млн т у.т. благодаря использованию биомассы. Для развития данного направления в энергетике и коммунальном хозяйстве России необходима разработка современного высокоэффективного оборудования использования биомассы. К такому оборудованию можно отнести конструкцию универсального котла (рис. 1), разработанную в г. Челябинске для прямого сжигания биомассы (древесного топлива).

Рис. 1. Общий вид котельного агрегата на древесных отходах «ЭкоТерм-Универсал»: 1 – топка; 2 – теплообменник; 3 – питатель топлива; 4 – гидроцилиндр; 5, 6 – горизонтальный и наклонный колосник соответственно; 7, 8 – арочный радиационный свод (зона предварительного и окончательного горения соответственно).

Как показывает практический опыт [2-4], стабильная работа котла на древесных отходах в значительной степени зависит от технического решения (устройства) по транспортировке топлива непосредственно в топку котла. Большинство производителей котельного оборудования применяют шнековую подачу топлива. Это в первую очередь вызвано простотой изготовления. На практике шнековая подача топлива требует более качественной подготовки топлива по фракции. Для этого требуется установка дополнительного оборудования по измельчению крупнокусковых древесных отходов – шредеров, дробилок, измельчителей. В противном случае, из-за отсутствия контроля за фракционным составом топлива, имеют место частые случаи заклинивания шнеков, и, как следствие, остановка котла и нарушение режима горения. На практике также установлено, что даже использование щепы после рубительной машины часто приводит к нарушениям работы шнекового транспортера и не решает вопросы надежности топливоподачи и работы котла. Для устранения вышеуказанных узких мест системы топливоподачи в разработанной конструкции котла применен питатель топлива с гидравлическим приводом (рис. 2). Габаритные размеры питателя в сечении составляют 500×700 мм. Это позволяет использовать топливо различное по фракционному составу: кора, ветки, обрезь, отторцовка. В этом техническом решении заключен первый момент универсальности котла. Из теории сжигания биомассы [5] известно, что горение древесных опилок протекает в гетерогенном режиме, т.е. в режиме гетерогенного

Рис. 2. Питатель топлива с гидравлическим приводом.

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИ Рис. 3. Пример использования топки с теплообменником вертикального исполнения.

ввиду быстрого засорения дымогарных труб отложениями золы и сажи и, как следствие, снижения мощности котла и КПД. Применение импульсных систем очистки дымогарных труб от отложений приведет к усложнению и удорожанию котельного агрегата. 2. Радиационная часть поверхностей нагрева должна составлять до 30%. 3. Конвективная часть поверхностей нагрева должна составлять 70%. 4. Поверхности теплообмена должны быть изготовлены в блочном исполнении для своевременной и малотрудоемкой операции по их демонтажу для очистки или замены. 5. Высокий КПД при работе на твердом топливе – не менее 80%. 6. Низкая металлоемкость с хорошей теплоизоляцией. В таблице представлены некоторые технические характеристики разработанного котла на древесном топливе. Универсальность котельного агрегата заключается также в том, что топка адаптирована к установке теплообменников разных производителей (рис. 1, 3). Это в первую очередь позволит

Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

воспламенения – скачкообразного перехода от кинетического к диффузионному режиму протекания гетерогенной реакции. Процесс горения состоит из следующих стадий: 1. подсушивание топлива и нагревание до температуры начала выхода летучих веществ; 2. воспламенение летучих веществ и их выгорание; 3. нагревание кокса до воспламенения; 4. выгорание горючих веществ из кокса. На практике одним из важнейших факторов, влияющих на качественное и стабильное горение древесных отходов, является их исходная влажность. Чем выше влажность топлива, тем продолжительнее по времени процесс горения. В рассматриваемой конструкции топки котла с учетом теории горения древесных отходов применены следующие технические решения: ■ для уменьшения времени протекания стадии горения 1 установлен горизонтальный колосник и верхний свод радиационного излучения (рис. 1); ■ для стадий горения 2 и 3 установлен наклонный колосник и нижний свод радиационного излучения; ■ стадия горения 4 протекает на нижнем горизонтальном колоснике. Для полного сгорания вредных веществ (CO) предусмотрены двухзонный регулируемый подвод воздуха и два радиационных свода (верхний и нижний). В этом случае универсальность топки заключается в том, что благодаря техническим решениям стало возможным использование исходного топлива влажностью в широком диапазоне от 10 до 60% (естественная влажность). При выборе конструкции теплообменника в техническое задание на разработку котла были заложены (и выполнены) следующие требования. 1. Теплообменник водотрубный со змеевиковыми поверхностями нагрева. По мнению специалистов компании, применение газотрубных теплообменников для работы на таком виде топлива, как древесные отходы, неоправданно

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИ Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

Таблица. Технические характеристики универсального котла на древесном топливе.

проводить реконструкцию существующих угольных котлов с переводом их на сжигание древесных отходов. Также можно проводить замену топок со шнековой подачей в случаях изменений фракционного состава применяемого топлива. В заключение следует отметить, что основными достоинствами разработанной конструкции котла на древесных отходах являются: ■ надежная, проверенная технология сжигания, пригодная для всех видов древесных отходов; ■ широкий диапазон фракционного состава древесных отходов, используемых в качестве топлива; ■ возможность сжигания древесных отходов высокой влажности; ■ использование теплообменников разных конструкций и производителей.

Литература 1. Производство и использование биомассы // Энергосбережение. 2007. № 5. 2. Ахтямов Ф.Г. Энергосберегающие технологии у профессионалов деревообработки // Энергетика и промышленность России. 2009. № 14 (июль). 3. Ахтямов Ф.Г. Реконструкция котельных с заменой каменного угля древесными отходами // Новости теплоснабжения. 2006. № 5. 4. Ахтямов Ф. Г. Опыт реконструкции котла Е-1-9 с переводом на сжигание древесных отходов // Промышленная энергетика. 2008. № 1. 5. Кудрявцева Л.А., Мазуркин П.М. Изучение закономерности роста температуры горения древесных опилок // Современные проблемы науки и образования. 2009. № 6.

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИ Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

Особенности использования парогазовых установок на ТЭЦ Чл.-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

Анализ перспективы развития теплофикации и централизованного теплоснабжения При анализе перспективы потребления тепловой энергии в России большинство оценок сходятся в том, что как общее потребление тепла, так и объемы централизованного теплоснабжения будут расти весьма умеренно (темпы роста до 2030 г. составят не более 1% в год). Это будет связано с реализацией энергосберегающей политики в области потребления тепловой энергии, структурными изменениями в экономике, увеличением доли малоэтажного жилья, использующего автономное теплоснабжение, стагнацией численности населения в стране. При этом, несмотря на серьезный рост автономных источников тепла в абсолютном измерении, преобладание централизованного теплоснабжения сохранится. Умеренный рост или даже неизменность теплового потребления будут характерны и для российских крупных городов (мегаполисов) с преобладанием многоэтажной застройки в городской черте, где рост потребления тепловой энергии с увеличением численности населения будет практически компенсироваться энергосбережением в ЖКХ и выводом промышленных предприятий за пределы города. Более 50% централизованного тепла в России производится на ТЭЦ. Ожидаемая «стабилизация» потребления централизованного тепла проявится в том, что имеющаяся тепловая мощность существующих ТЭЦ в перспективе окажется достаточной для обеспечения тепловой энергией большинства крупных городов. Более актуальным является вопрос старения оборудования действующих ТЭЦ и определение рациональных путей его модернизации и замещения. В последние два десятилетия в мировой энергетике произошли существенные сдвиги в техническом уровне энергетических установок. В обычной тепловой энергетике – это крупномасштабное распространение парогазовых установок (ПГУ) с электрическим КПД на уровне 55-60% при использовании природного газа и совершенствование паротурбинных установок (ПТУ) с ростом их КПД (эл.) на 4-5% (абсолютных). Это требует определенного переосмысления и корректировки ряда вопросов теплофикации и централизованного теплоснабжения в целом [1, 2].

Суть проблемы состоит в следующем. Рост КПД электрогенерирующей установки ведет к тому, что на базе каждого 1 кДж теплоты сгорания топлива вырабатывается примерно 0,5-0,6 кДж электроэнергии (подчеркнем, что выработка электроэнергии – наиболее универсального и качественного вида энергии – является основным назначением любой электрогенерирующей установки). Тем самым, для нужд теплоснабжения (с учетом потерь тепла с уходящими газами) остается всего лишь 0,4-0,3 кДж. Это не делает теплофикацию (комбинированную выработку электрической и централизованной тепловой энергии) лишенной смысла. Она, как и прежде, существенно увеличивает коэффициент использования тепла топлива (КИТТ) и снижает стоимость выработки электроэнергии и тепла, хотя и в меньших относительных размерах, чем на станции с менее экономичными электрогенерирующими установками. В то же время на отопительной ТЭЦ соотношение отпускаемых электроэнергии и тепла, заметно изменяясь в годовом и суточном разрезах, все же является достаточно предопределенным. Более того, исходя из требований надежности снабжения теплом жилищных, коммунальных и промышленных объектов, расчетная (максимальная) тепловая мощность отопительной ТЭЦ определяется достаточно редко реализуемым условием – необходимостью обеспечения потребителя требуемым количеством тепловой энергии при сравнительно непродолжительной (несколько суток) расчетной минимальной температуре окружающего воздуха. С учетом сегодняшних реалий для средней полосы Европейской части страны это отношение расчетных тепловой и электрической мощностей ТЭЦ составляет примерно 3:1. Эта располагаемая тепловая мощность ТЭЦ в среднем используется лишь наполовину, но она в значительной степени определяет и структуру оборудования ТЭЦ, и, в известной мере, ее технико-экономические показатели. Поэтому при реконструкции действующих отопительных ТЭЦ прежде всего приходится исходить из сохранения их существующих тепловых мощностей. Сравнение вариантов реконструкции ТЭЦ В таблице приведено сравнение технических показателей нескольких вариантов реконструк-

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИ Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

Таблица. Сравнение показателей вариантов реконструкции ТЭЦ с установкой ПГУ.

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИ Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

ции ТЭЦ. Эти оценки носят в известной мере иллюстративный характер, т.к. окончательные заключения, безусловно, должны делаться на базе детального технико-экономического анализа. Вариант 1 отвечает типовым характеристикам ТЭЦ, сегодня находящихся в эксплуатации и построенных на базе теплофикационных паровых турбин типа Т-100 (электрической мощностью Nэ=100 МВт) с КПД преобразования тепла топлива в электроэнергию в конденсационном режиме 36%. Соотношение номинальных тепловой и электрической мощностей ТЭЦ примерно равно 3,5:1. Мощность пиковых котлов, приходящаяся на каждую турбину Т-100, составляет 180 МВт и практически равна тепловой мощности отборов этой турбины. Выработка тепловой энергии зимой оценивалась по средней зимней тепловой нагрузке, равной 1,7Nэ. Зимой в часы работы ТЭЦ с электрической нагрузкой, ниже номинальной, из-за снижения расхода пара в турбину часть тепловой нагрузки передается на пиковые котлы, доля которых в суммарной выработке тепловой энергии за сезон составляет около 30%. Летом тепловая нагрузка определяется потребностями горячего водоснабжения и составляет 0,4Nэ. Она полностью покрывается паром отборов турбин. Расчет эффективного КПД при комбинированной выработке электроэнергии и тепла производился по известной формуле физического распределения тепла по видам энергии, удобной для сравнения ТЭЦ с вариантом раздельной выработки электричества и тепла на конденсационной станции (КЭС) и котельной: эф ηэл =E/(Qт–Nт/ηк), где E – количество выработанной электроэнергии; Qт – тепло сжигаемого топлива; Nт – количество тепловой энергии, отданного потребителю; ηк=0,92 – КПД котельной (пикового котла). Эта формула, разумеется, непригодна как основа коммерческих отношений с потребителями, но правильно отражает энергетические балансы установок комбинированной выработки электро- и теплоэнергии. В рассматриваемом варианте среднегодовая экономия топлива по сравнению с вариантом «ПТУ-КЭС (ηэл=36%) + котельная» составляет 183 г у.т./кВт.ч. Обратим внимание, что годовой эффективный КПД выработки электроэнергии таким блоком благодаря работе на тепловом потреблении эф составляет ηэл =78%. Средний зимний эффективный КПД – 88,4%. Летом, когда выработка тепловой энергии падает до нужд горячего водоснабжения, эффективный КПД снижается до 59%. В летний период в течение 3650 ч производится только около 28% годовой выработки электроэнергии. Варианты 2-4 соответствуют разным условиям реконструкции отопительной ТЭЦ с установ-

кой на ней ПГУ, обладающих более высоким коэффициентом преобразования тепла топлива в электроэнергию нежели турбина Т-100 (52-54% по сравнению с 36%), при этом принято типичное для современных ПГУ соотношение электрических мощностей газовой и паровой турбин 2:1. Вариант 2 отвечает установке ПГУ на реконструируемой ТЭЦ при сохранении как отпуска тепла, поскольку сохраняется обслуживаемый потребитель, так и лимитируемой поставки природного газа в период осенне-зимнего максимума нагрузки (ОЗМ). В этом случае по условиям прохождения ОЗМ при неизменном расходе газа на 6% (до 94 МВт) снижается расчетная электрическая мощность ТЭЦ из-за увеличения на ПГУ потерь с уходящими газами, связанных с ростом коэффициента избытка воздуха в камере сгорания ГТУ по сравнению с топкой котла. Из-за снижения примерно на 2/3 по сравнению с вариантом 1 тепловой мощности отборов паровой турбины для сохранения номинальной (расчетной для ОЗМ) тепловой мощности ТЭЦ придется установить дополнительные пиковые котлы, увеличив их общую мощность со 180 до ~295 МВт в расчете на каждые 100 МВт электрической мощности. эф ТЭЦ для варианта 2 выСреднегодовой ηэл ше, чем для варианта 1, и равен 82% в основном из-за более экономичной выработки электроэнергии в летний период (84,4% по сравнению с 59,5% в варианте 1). Летом потребная нагрузка горячего водоснабжения практически полностью обеспечивает работу такой ПГУ-ТЭЦ на тепловом потреблении. По сравнению с вариантом 1 средняя годовая экономия топлива вариантом 2 составляет 10 г у.т./кВт.ч или 5000 т у.т./год. Вариант 3 отличается от варианта 2 тем, что в нем увеличивается электрическая мощность, но из-за лимитирования расхода природного газа в период ОЗМ может быть покрыта меньшая расчетная тепловая мощность – 280 МВт. Мощность пиковых котлов при реконструкции остается неизменной – 180 МВт на каждые 100 МВт электрической мощности, а мощность отборов составит ~2/3 от таковой в варианте 1. То есть, этот вариант обеспечивает среднюю выработку тепловой энергии, но недостающая «резервная» на случай достаточно низких температур мощность передается в условиях единой тепловой сети на РТС или реконструируемая ТЭЦ достраивается дополнительными пиковыми котлами с расчетом их работы на резервном топливе (мазуте). Расчетная электрическая мощность ПГУ в варианте 3 – 165 МВт. Среднегодовой эффективный эф КПД ПГУ ηэл =80,9%. Он чуть ниже, чем в варианте эф 2, из-за снижения ηэл как в зимний, так и в летний период вследствие меньшего числа часов выработки электроэнергии на тепловом потреблении.

Заключение Несмотря на то, что ожидаемый прирост тепловой мощности невелик, в двадцатилетнем разрезе все же может возникнуть потребность в сооружении новых отопительных ТЭЦ в городах с населением несколько сотен тысяч человек или в увеличении мощности действующих ТЭЦ. При установке на вновь сооружаемых ТЭЦ ПГУ с коэффициентом преобразования тепловой энергии в электрическую 55-60% эти ТЭЦ за счет отработанного в ПГУ тепла смогут покрыть только потребности ЖКХ в горячем водоснабжении. Основная нагрузка по отпуску тепловой энергии (на нужды отопления) ляжет на пиковые котлы ТЭЦ или на иные источники централизованного теплоснабжения (РТС, котельные), работающие на общую с ТЭЦ тепловую сеть. Более того, при разгрузке ТЭЦ по отпуску электроэнергии, например, в выходные дни, даже потребности горячего водоснабжения вынужденно будут частично обеспечиваться пиковыми котлаэф ми. По сути дела, с ростом ηэл , ТЭЦ как электростанция постепенно превращается в своего рода котельную, надстроенную современными электрогенерирующими установками. Точнее, на единой промышленной площадке будут сосу-

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИ

По-видимому, оптимальным является вариант, близкий к варианту 3, но он нуждается в некотором увеличении лимита газа, особенно в период обострения холодов. В отдельных случаях, благодаря пониженным затратам на реконструкцию, оптимальной по стоимости производства электроэнергии может оказаться замена на действующих ТЭЦ ПТУ с достаточно высокими параметрами на аналогичные, но с модернизированными проточными частями, клапанами, котлами, вспомогательным оборудованием и тепловыми схемами и тем самым имеющими на 5-6% более высокий КПД (до 43%). Не следует также забывать, что если затраты на ремонт основного оборудования главного корпуса паротурбинной ТЭЦ за 100 тыс. ч работы составят 30-40% его начальной стоимости, то ремонт камер сгорания ГТУ с сопряженными элементами по фактическому состоянию после примерно 12,5 тыс. ч и их полная замена после 25 тыс. ч работы, как и высокотемпературного лопаточного аппарата ГТУ после 25 тыс. ч и 50 тыс. ч, соответственно, увеличивают стоимость ГТУ, как импортных, так и отечественных, в составе ПГУ примерно в 2-2,3 раза. Поэтому, тотальная замена теплофикационных паротурбинных энергоблоков на «более эффективные» парогазовые вряд ли целесообразна и требует детального экономического обоснования (по среднему годовому удельному расходу топлива варианты 1, 2 и 3 радикально не отличаются один от другого).

Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

Среднегодовая экономия топлива по сравнению с вариантом «ПГУ КЭС + котельная» оказывается чуть ниже, чем в варианте 2 (76 г у.т./кВт.ч по сравнению с 80 г у.т./кВт.ч), однако за год вырабатывается значительно больше электроэнергии – 0,874 вместо 0,5 млн МВт.ч. ТЭЦ обеспечивает среднюю выработку тепловой энергии в течение большинства зим, хотя, повторим, необходимо гарантирование максимальной расчетной выработки тепловой энергии в холодные годы дополнительными мощностями на резервном топливе. В варианте 4 условно сняты ограничения, связанные с лимитированием природного газа. Суммарная тепловая мощность ТЭЦ и соотношение между тепловыми мощностями отборов паровых турбин ПГУ и пиковых котлов оставлены теми же, что и в варианте 1. При КПД преобразования тепловой энергии в электрическую 52% это означает, что электрическая мощность ТЭЦ будет равна 300 МВт. В свою очередь, это приводит к тому, что такая ТЭЦ в годовом разрезе будет вырабатывать на тепловом потреблении меньше электроэнергии. эф В итоге ηэл такой ТЭЦ составит 71,3%, тогда как в трех рассмотренных выше вариантах он близок к 80% или даже превосходит их. В летэф ний период ηэл равен лишь 63,9%. Среднегодовая экономия тепловой энергии по сравнению с вариантом «ПГУ КЭС + котельная» снижается и составляет уже 56 г у.т./кВт.ч. Вариант 5 приведен в качестве некоторого условного для иллюстрации преимуществ совместного производства электрической и тепловой энергии. Принято, что вся электроэнергия генерируется на конденсационной ПГУ с КПД 54% (условно принято, что КПД не зависит от нагрузки и параметров окружающей среды), а вся тепловая энергия генерируется в котельных в том же количестве, что и в варианте 1. При этом ограничения по топливу сняты. Из приведенных данных таблицы видно, что вариант 5 (раздельная выработка электроэнергии и тепла) проигрывает как по среднегодовому удельному расходу топлива на выработку электроэнергии, так и по величине КИТТ всем альтернативным вариантам. С увеличением коэффициента преобразования тепловой энергии в электрическую в ПГУ выгода от применения ТЭЦ по сравнению с вариантом «КЭС+котельная» перманентно снижается. Поэтому выбор оптимальной электрической мощности реконструируемой ТЭЦ с установкой на ней ПГУ и компенсацией потери тепловой мощности отборов паровых турбин пиковыми котлами или РТС нуждается в обстоятельном технико-экономическом анализе, разумеется, с учетом экологических факторов.

мой температуры в соответствии с графиком тепловой нагрузки, не устанавливая водогрейных котлов на самой ТЭЦ. При этом ПГУ круглогодично работает на тепловом потреблении, снижаются тепловые потери, появляется возможность применения долгоживущих полимерных труб и т.д. Таким образом, использование ПГУ на ТЭЦ обеспечивает рост ее электрической мощности, увеличение эффективного КПД выработки электроэнергии и КИТТ по сравнению с раздельной выработкой тепла и электроэнергии на ПГУ-КЭС и котельной. В то же время неизбежно возрастает доля выработки тепловой энергии пиковыми котлами ТЭЦ или РТС, требуется увеличение их установленной мощности. Данный вопрос требует индивидуальных решений в каждом конкретном случае на базе системного техникоэкономического анализа. Литература 1. Доброхотов В.И., Зейгарник Ю.А. Теплофикация: проблемы и возможности реализации в современных условиях // Теплоэнергетика. 2007. № 1. С. 9-10. 2. Батенин В.М., Зейгарник Ю.А., Масленников В.М., Шехтер Ю.Л. Применение ПГУ на ТЭЦ // Теплоэнергетика. 2008. № 12. С. 39-43.

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИ Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

ществовать котельная (ее роль выполняют пиковые котлы) и недовырабатывающая необходимое количество тепловой энергии ПГУ-ТЭЦ, объединенные общей инфраструктурой. Расширение действующих ТЭЦ современными ПГУ без ввода дополнительных пиковых котлов изменяет расчетное соотношение тепловой и электрической мощностей ТЭЦ. В большинстве случаев, ввиду прогрессирующего сокращения в городах промышленной электрической нагрузки на ТЭЦ появляется избыток электрической мощности, которая должна быть передана за пределы города (мегаполиса) для обеспечения промышленной деятельности и ЖКХ городовспутников, потребности которых в централизованном тепле решаются уже без участия ТЭЦ. Эта неординарная, но все более распространенная, ситуация снабжения электричеством периферии из мегаполиса требует серьезного системного анализа. Недовыработка тепловой энергии ПГУ-ТЭЦ без пиковых котлов может быть компенсирована новым построением системы централизованного теплоснабжения в целом. Одним из целесообразных вариантов, по-видимому, может явиться подача сетевой воды умеренной температуры к РТС, расположенным вблизи потребителя, с последующим доведением ее до требуе-

Е.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

Введение Поступающий на тепловые электрические станции (ТЭС) природный газ имеет давление в 0,8-1,2 МПа. Использование его в качестве топлива происходит при более низком давлении 0,12-0,2 МПа. Снижение давления природного газа осуществляется путем дросселирования на газорегуляторном пункте станции. Таким образом, на ТЭС имеется возможность выработки дополнительной экологически чистой электрической энергии путем внедрения в схему станции детандер-генераторного агрегата (ДГА). Детандер-генераторный агрегат представляет собой устройство, в котором энергия потока транспортируемого природного газа преобразуется сначала в механическую энергию в детандере, а затем в электрическую энергию в генераторе. Процесс расширения газа в детандере сопровождается понижением температуры, поэтому для предотвращения образования конденсата и гидратов в газопроводах и арматуре, а так же для обеспечения потребителей газа топливом необходимой температуры (3-7 ОC), газ перед поступлением в детандер подогревается [1, 2]. В настоящее время разработано большое количество схем подогрева природного газа как

перед, так и после его расширения в детандере. В качестве греющей среды используются различные виды теплоносителей. Однако, на практике таким теплоносителем, как правило, является вода, нагретая паром из отборов турбин, работающих на ТЭС. Такой способ подогрева является одним из наиболее легко осуществимых на станции [3]. В данной схеме природный газ перед детандером поступает в теплообменный аппарат, в котором нагревается паром из отбора турбины. Пар конденсируется, отдавая тепло газу, и затем конденсат возвращается обратно в пароводяной цикл станции. На рис. 1 представлена принципиальная схема подогрева природного газа паром из отбора турбины на ТЭС. Анализ эффективности схемы подогрева природного газа паром из отборов паровых турбин при применении ДГА Данная статья посвящена анализу эффективности схемы подогрева природного газа паром из отборов паровых турбин при применении ДГА на ТЭС. Расчеты проводились для промышленных турбин типа ПТ и теплофикационных турбин типа Т. Были рассмотрены 2 режима работы ТЭЦ: зимний и летний [3, 4]. При работе ТЭС в летнем (кон-

Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИ

Эффективность подогрева природного газа при использовании детандер-генераторных агрегатов на тепловых электрических станциях

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.

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИ денсационном) режиме отборы турбин не загружены, и подогрев природного газа осуществляется за счет увеличения его подачи из отборов турбин. В зимнем режиме ТЭЦ работает по тепловому графику с максимальным расходом пара из отборов турбин при работе пиковых водогрейных котлов с нагрузкой, меньшей максимальной. Летний режим работы станции рассматривался для двух случаев работы паровой турбины: при постоянной мощности паровой турбины NПТ=const и при постоянном расходе острого пара в паровпуск турбины QПТ=const. Проведенные расчеты показали нецелесообразность последнего варианта, т.е. эффективность схемы, в которой не меняется мощность паровой турбины, значительно выше, чем при неизменном расходе острого пара на входе в турбину [3]. Это объясняется тем, что во втором случае подогрев природного газа осуществляется за счет недовыработки электрической энергии, которая обладает большей эксергией, чем необходимое добавочное количество теплоты с острым паром в первом случае.

Рис. 3. Зависимость экономии топлива от давления пара в отборе при подогреве природного газа до различных температур.

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

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

ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ по защите трубопроводов тепловых сетей от наружной коррозии РД 153-34.0-20.518-2003 С 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 защите 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 организаций жилищно-коммунального хозяйства, а также других предприятий, независимо от организационно-правовой формы, имеющих в собственности или на ином законном основании тепловые сети, и направлен на повышение 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

Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

Рис. 2. Зависимость экономии топлива от температуры природного газа при подогреве различными отборами.

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИ Рис. 5. Зависимость экономии топлива в схеме от давления пара в отборе турбины Т-250 для различных значений давления газа перед ДГА.

Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

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

Рис. 7. Зависимость экономии топлива в схеме от давления пара в отборе турбины Т-250 для различных значений давления газа перед ДГА.

нием ДГА. В связи с тем, что детандер-генераторная технология предлагается как альтернатива дросселированию природного газа на газорегуляторном пункте (ГРП), все изменения технико-экономических показателей, вносимые применением ДГА, рассматривались в сравнении с дросселированием. Электрическая энергия, вырабатываемая ДГА, по известным формулам пересчитывалась в условное топливо, при этом учитывалась физическая теплота, с которой природный газ после расширения в детандере поступает в топку котла. В случае, если энтальпия природного газа оказывалась меньше той, которую газ имел бы после дросселирования, то определялись затраты топлива на нагрев этого газа до требуемой температуры. Если же энтальпия поступающего в топку газа оказывалась больше, то рассчитывалось дополнительное количество тепла, поступающего в котел, с соответствующей экономией топлива. Для летнего режима работы станции, при условии постоянства мощности паровой турбины, необходимо увеличить расход теплоты на турбину на величину ∆Qтур, для этого потребуется дополнительный расход топлива ∆Втоп. Для определения величины ∆Qтур использовалась методика [5], основанная на определении коэффициента ценности теплоты каждого отбора турбины. Эти расчеты проводились на примере турбин ПТ-60-130 для всех ее отборов и Т-250 для теплофикационных отборов и одного регенеративного отбора. В качестве исходных данных принимались следующие параметры природного газа: ■ температура природного газа, поступающего на ТЭЦ, – tг=5 ОC (при изменении давления от 0,5 до 1,2 МПа); ■ давление природного газа на входе в топку энергетического котла – Pг=0,15 МПа; ■ расход природного газа через ДГА – Gг=40 кг/с. В процессе проведения исследований были проанализированы два подхода к определению эффективности подогрева газа с использованием того или иного отбора пара. В одном случае задавалась температура природного газа после подогревателя (в диапазоне 50-200 ОC) и рассчитывалась экономия топлива в схеме при использовании каждого из отборов паровой турбины (рис. 2-5). В другом случае, экономия топлива в схеме рассчитывалась для каждого из отборов, но при подогреве природного газа до максимальной температуры, которую можно получить, используя конкретный отбор (рис. 6, 7). При расчете экономии топлива для зимнего режима работы ТЭС полагалось, что подогрев газа по-прежнему осуществляется паром из отборов турбин, при этом, отборы полностью загружены и необходимый подогрев сетевой воды происходит с помощью пиковых водогрейных котлов.

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 агрегаты на тепловых электрических станциях. М.: МЭИ, 2005. 3. Жигулина Е.В., Калинин Н.В., Хромченков В.Г., Яворовский Ю.В. Термодинамический анализ схем применения детандер-генераторных агрегатов на тепловых электрических станциях // Надежность и безопасность энергетики. 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 докладов «Радиотехника, электроника и энергетика» тринадцатой международной научно-технической конференции студентов и аспирантов. Том 2. М.: МЭИ, 2007. 5. Сазанов Б.В., Ситас В.И. Теплоэнергетические системы промышленных предприятий. М.: Энергоатомиздат, 1990.

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИ

Выводы В результате проведенного исследования можно сделать следующие выводы. 1. Увеличение степени расширения газа в детандере приводит к значительному (в 1,52 раза) росту экономии топлива в схеме. 2. Наиболее экономично осуществлять подогрев природного газа при постоянной мощности паровой турбины, увеличив на нее расход острого пара. 3. Подогрев природного газа за счет использования отборного пара при зимнем режиме работы ТЭЦ значительно менее эффективен, чем летний. Поэтому при расчете технико-экономических показателей данного проекта внедрения ДГА на ТЭЦ необходимо учитывать количество часов работы пиковых водогрейных котлов. 4. При работе ТЭС в летнем режиме увеличение температуры природного газа перед детандером приводит к росту экономии топлива в схеме в 2-3 раза, однако в зимнем режиме увеличивать температуру газа нецелесообразно, т.к. это приводит к значительному росту затрат топлива на нагрев газа. 5. Для летнего режима работы станции при подогреве газа отборным паром турбин до определенной температуры экономичнее использовать отборы низких давлений, т.к. коэффициент ценности теплоты пара уменьшается с уменьшением давления в отборе, а экономия топлива в схеме увеличивается. Причем, с ростом температуры газа перед детандером эта зависимость резко возрастает. Таким образом, при выборе отбора для уже спроектированного ДГА, рассчитанного на определенную номи-

нальную температуру на входе в детандер, необходимо выбрать отбор пара с минимальным давлением, обеспечивающий подогрев газа до заданной температуры. 6. При подогреве газа паром из отборов до максимально возможной температуры с учетом давления каждого из отборов, при летнем режиме работы ТЭС, экономия топлива в схеме увеличивается с ростом давления пара в отборе. Это объясняется увеличением температуры газа перед детандером, и соответственно, его мощности. С другой стороны, с ростом давления пара, коэффициент ценности пара в отборе увеличивается медленнее. Из этого следует, что на этапе проектирования установки ДГА на ТЭС, при составлении технических требований необходимо предусмотреть возможность работы установки при подогреве природного газа до 150 ОC и выше. При выборе конструкции ДГА и схемы его использования необходимо проведение всесторонних технико-экономических расчетов, которые учитывают все основные влияющие факторы.

Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

В данном случае, можно считать, что использование тепла из отборов пара для подогрева газа не влияет на показатели работы паровой турбины, поэтому экономия топлива в схеме для зимнего режима рассчитывается с учетом дополнительно затрачиваемого топлива в пиковых водогрейных котлах [3, 4].

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИ Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

ТЕПЛОВЫЕ СЕТИ Однотрубный транспорт тепла от источников комбинированной выработки электрической и тепловой энергии А.А. Арешкин, ГИП по теплоснабжению, ООО «Институт «Каналстройпроект», г. Москва

течение многих лет в ОАО «Объединение ВНИПИэнергопром» прорабатывались вопросы однотрубного транспорта тепла от источников комбинированной выработки электрической и тепловой энергии до пиковых котельных и ЦТП, расположенных в городской черте. В 2003 г. в ОАО «Объединение ВНИПИэнергопром» была выполнена работа «Обоснование инвестиций на присоединение систем теплоснабжения г. Тулы к Щекинской ГРЭС» [1], основой которой стала трехтрубная система теплоснабжения (два подающих теплопровода 2Ду500 мм и один обратный – Ду500 мм) с разделением потока обрат-

ной сетевой воды (часть воды возвращалась на Щекинскую ГРЭС, другая часть подавалась на пиковые котельные открытых систем теплоснабжения). Согласно технико-экономическим расчетам срок окупаемости системы теплоснабжения протяженностью 30 км составил 7,3 года. Работа была обсуждена и одобрена на заседании научнотехнического совета РАО «ЕЭС России» [2]. На основании данной работы произведена оптимизация технических решений однотрубного транспорта тепла с учетом современного развития техники. В 2004 г. была выполнена утверждаемая часть проекта «Внешнее теплоснабжение от Новомосковской ГРЭС к Южной части г. Новомосковска (пусковой комплекс)», основой которого являлась комплексная открытая система теплоснабжения, предназначенная одновременно для подачи тепла и горячей воды на котельную открытой системы теплоснабжения [3]. Протяженность тепловых сетей (подающий теплопровод Ду500 мм и обратный теплопровод Ду400 мм) составила 7,3 км. Однотрубный транспорт тепла возможно осуществить только в системах теплоснабжения с непосредственным отбором сетевой воды на ГВС, к которым относятся открытые и раздельные системы теплоснабжения. Строительство однотрубных систем возможно осуществить по двум вариантам: с покрытием нагрузки только ГВС и с покрытием части базовой нагрузки отопления и вентиляции пиковой котельной и нагрузки ГВС. В качестве базовой нагрузки отопления и вентиляции (далее по Рис. 1. Схема однотрубного транспорта тепла для покрытия нагрузки ГВС: 1, 6 – химводоочистка; 2 – теплоэлектростанция; 3, 5 – бак химочищенной воды; тексту – базовая нагрузка 4 – подогреватель. отопления) рассматривается

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИ Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

текущая нагрузка со значительным периодом стояния в течение отопительного периода (3000-5000 ч), которая составляет 50% и менее от расчетной нагрузки отопления и вентиляции. При этом основным условием эффективности однотрубного транспорта тепла является присоединение к тепловой электрической станции (ТЭС), расположенной в непосредственной близости от источника холодного водоснабжения (или внешнего водовода). Как показывают расчеты технико-экономических показателей однотрубный транспорт тепла наиболее эффективен при удаленности ТЭС от района потребления на расстояние 5 км и более. Схема однотрубного транспорта тепла для покрытия нагрузки ГВС приведена на рис. 1. Согласно данной схеме, перегретая сетевая вода, предназначенная для ГВС, подается непосредственно в бак-аккумулятор горячей воды Рис. 2. Схема однотрубного транспорта тепла для покрытия части базовой нагрузки отопления и ГВС: 5, расположенный на городской отопительной котельной 1, 8 – химводоочистка; 2 – теплоэлектростанция; 3, 7 – бак химочищенной воды; 4, 6 – подогреватель; 5 – городские пиковые котлы. раздельной системы теплоснабжения (отдельный тепловой пункт ГВС). С целью сокращения расхода се- системы теплоснабжения), а затем подается нетевая вода нагревается на ТЭС до 90-130 ОC, что посредственно в бак-аккумулятор горячей воды позволяет снизить ее количество до 40% от рас- 7. В результате чего покрывается часть базовой ходуемого на ГВС. Это, в свою очередь, приво- тепловой нагрузки на отопление и вентиляцию. дит к значительному снижению диаметра тран- На котельной сетевая вода смешивается в бакезитного теплопровода. На котельной сетевая во- аккумуляторе 7 с химочищенной водопроводной да охлаждается в подогревателе 4 потоком хо- водой (не более 20% от расходуемой на ГВС). Из лодной водопроводной воды, с которым она сме- бака-аккумулятора 7 сетевая вода через вакуумшивается в баке-аккумуляторе 5. В баке реко- ный деаэратор подается на подпитку открытой мендуется поддерживать температуру горячей тепловой сети городской котельной. С целью воды до 60-65 ОC. Для равномерной загрузки тур- сокращения расхода сетевая вода нагревается бин на ТЭС рекомендуется устанавливать бак- на ТЭС до 90-130 ОC, что позволяет снизить ее аккумулятор 3. С целью снижения расхода сете- количество до 80% от расходуемого на ГВС. Для вой воды на еще большую величину, ее в принци- равномерной загрузки турбин на ТЭС также репе можно нагревать до температуры 170 ОC. Не- комендуется устанавливать бак-аккумулятор 3. достатками данной схемы является незначитель- С целью передачи большего количества тепла от ный объем тепловой энергии, вырабатываемой и ТЭС сетевую воду в принципе можно нагревать транспортируемой от ТЭС. до температуры 170 ОC. Основным достоинстСхема однотрубного транспорта тепла для вом данной схемы является подача максимальпокрытия части базовой нагрузки отопления и но возможного тепла от удаленной ТЭС в городГВС приведена на рис. 2. Согласно данной схе- ские системы теплоснабжения, которое может мы, перегретая сетевая вода, предназначенная быть доведено до уровня 30% нагрузки отопледля ГВС, сначала охлаждается в подогревателе ния и вентиляции и 100% нагрузки ГВС. 6 потоком обратной воды городской пиковой коПо сравнению с котельными и ТЭС, располотельной (отопительной котельной раздельной женными в городской черте, однотрубные сис-

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИ

За городской чертой рекомендуется осуществлять надземную прокладку транзитного теплопровода, что приводит к значительному снижению капитальных затрат. Надземная прокладка теплопроводов обеспечивает быстрое обнаружение и ликвидацию аварий, а городские котельные обеспечивают покрытие до 70% и более нагрузки отопления. С учетом этого, а также возможностью кратковременного прекращения подачи горячей воды потребителям (до 24 ч) прокладка резервного теплопровода не выглядит обязательной, что подтверждается п. 6.11 СНиП 41-02-2003 [4]. Проведенные расчеты экономической эффективности показали, что при протяженности до 20 км и менее однотрубные системы при диаметре теплопроводов от 2Ду400 мм и более окупаются в течение 6-8 лет, т.е. достаточно быстро. Исходя из этого, однотрубные системы теплоснабжения могут оказаться актуальными не только для крупных городов с населением более 500 тыс. чел., но и для нескольких небольших городов одновременно, запитанных от одной мощной ТЭС. Принципиальная схема однотрубной системы теплоснабжения для нескольких населенных пунктов приведена на рис. 3. Рис. 3. Принципиальная блок-схема однотрубного транспорта тепла для нескольких населенных пунктов.

Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

темы теплоснабжения намного экологичнее, поскольку основной источник загрязнения (тепловая станция комбинированной выработки электроэнергии и тепла) располагается далеко за городом, а годовая выработка тепла городских котельных в несколько раз ниже годовой выработки традиционной отопительной котельной.

Литература 1. «Обоснование инвестиций на присоединение систем теплоснабжения г. Тулы к Щекинской ГРЭС», ВНИПИэнергопром, 2003 г. 2. Протокол заседания от 28.04.2004 г. подсекции «Теплофикации и централизованного теплоснабжения Научнотехнического совета ОАО РАО «ЕЭС России». 3. «Внешнее теплоснабжение от Новомосковской ГРЭС к Южной части г. Новомосковска (пусковой комплекс)», 2004 г. 4. СНиП 41-02-2003 «Тепловые сети».

Издательство «Новости теплоснабжения» представляет НОМЕНКЛАТУРНЫЙ КАТАЛОГ оборудования, материалов и изделий, применяемых в теплоснабжении (издание 5-е, дополненное). В каталоге представлена информация о следующих видах оборудования и материалов: Котлы, Автономное теплоснабжение, Топливосжигающие устройства, Теплообменное оборудование, Оборудование водоподготовки, Оборудование мазутоподготовки, Котельно-вспомогательное оборудование, Тягодутьевые машины, Резервуарное оборудование, Трубопроводная арматура, КИПиА, Приборы измерения и учета, Котельная автоматика, Огнеупорные и теплоизоляционные изделия и материалы, Прочее оборудование, изделия и материалы, не вошедшие в предыдущие разделы, адреса, телефоны и 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

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.)

настоящее время в системах теплоснабжения достаточно широкое распространение получили методы коррекционной обработки сетевой и подпиточной воды различными ингибиторами накипеобразования (антинакипинами). Простота осуществления и возможность исключения солевых сбросов в схемах подготовки подпиточной воды тепловых сетей делают эту технологию особенно привлекательной с экологической точки зрения. Однако область эффективного применения ингибиторов накипеобразования ограничена как качеством исходной воды (карбонатный индекс, как правило, не выше ~15 (мг-экв/л)2), так и температурой подогрева: для водогрейных котлов – не более 110 ОC, для бойлеров – не более 120-130 ОC. В то же время для подпитки теплосетей зачастую используется артезианская вода или смесь поверхностных и артезианских источников, характеризующихся более высокими значениями карбонатного индекса. Применение в этих условиях коррекционной обработки воды ингибиторами накипеобразования приводит к постепенному заносу отложениями не только бойлеров, но и водо-водяных подогревателей (обычно со стороны греющей воды) и вынуждает в периоды прохождения зимнего максимума температур дополнительно умягчать часть потока подпиточной воды. В связи с этим в качестве альтернативы ионообменному умягчению было интересно оценить эффективность одного из безреагентных методов ограничения накипеобразования – акустическую (ультразвуковую) технологию как дополнение к коррекционной обработке воды антинакипинами. Результаты многочисленных исследований влияния ультразвука на процессы кристаллизации и накипеобразования неоднозначны и поэтому практика использования акустического метода ориентируется в основном на эмпирические данные, полученные в промышленных условиях. В последнее время для промышленного использования разработаны, прежде всего,

специалистами Акустического института, новые конструкции ультразвуковых аппаратов. Основные отличительные особенности этих устройств заключаются в следующем. 1. В излучателях используется магнитострикционный материал «пермендюр», обладающий значительно более высокой эффективностью преобразования энергии электрических колебаний в механическую энергию и более высокой допустимой температурой работы преобразователя. 2. Схема формирования сигнала сделана таким образом, что согласование излучателя с корпусом или отдельными частями теплообменного оборудования происходит автоматически и практически не требует настройки. Это позволяет уменьшить потребляемую электрическую мощность при более полном ее использовании. 3. Применен новый способ возбуждения колебаний, названный «двухчастотным», что уменьшает влияние резонансов труб. В результате происходит более полная очистка от отложений, без образования «резонансных колец» из накипи. Для оценки эффективности новых аппаратов и выявления основных закономерностей ограничения накипеобразования в оборудовании систем теплоснабжения при обработке сетевой воды антинакипинами и ультразвуком была разработана экспериментальная установка, имитирующая оборудование теплосетей. Исследования проводились на растворах, соответствующих по качеству водам артезианских источников с повышенной жесткостью и щелочностью, что позволяло сократить время опытов. В табл. 1 приведен состав исследуемых растворов. Таблица 1. Состав исследуемого раствора.

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИ

Применение ультразвука для ограничения накипеобразования в теплосетях

Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

ВОДОПОДГОТОВКА

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИ Рис. 1. Зависимость интенсивности накипеобразования от времени в «холостом» опыте.

Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

Рис. 2. Зависимость интенсивности накипеобразования от времени с использованием ультразвука.

Рис. 3. Зависимость интенсивности накипеобразования от времени с использованием ультразвука и реагента ПАФ-13А. Таблица 2. Режим обработки воды.

Предварительно были проведены «холостые» опыты для оценки интенсивности накипеобразования в условиях работы стенда без применения каких-либо мер для его ограничения. Результаты этих опытов для условий подогрева раствора до 80-82 ОC (температура поверхности экспериментального участка tст=87-90 ОC) при значениях Re~11000 иллюстрирует рис. 1. Как видно из приведенной на рисунке зависимости, интенсивность накипеобразования стабилизируется на достаточно высоком уровне примерно через 30-40 ч (т.е. после полного заращивания трубок). Некоторое различие в интенсивности между образцами-вставками обусловлено увеличением температуры раствора и стенки по ходу раствора. Характер изменения накипеобразования в аналогичных условиях при использовании акустических колебаний приведен на рис. 2. Сопоставление полученных зависимостей указывает, прежде всего, на примерно одинаковую закономерность увеличения интенсивности накипеобразования по мере заращивания теплообменной поверхности. Процесс заращивания завершается также через 30-40 ч. Однако затем наблюдается спад интенсивности, обусловленный частичными сколами отложений. Отложения отслаиваются непосредственно от поверхности в виде чешуек толщиной порядка 170-180 мкм. В последующем оголенные участки поверхности вновь зарастают, причем значительно быстрее. Следует отметить, что в ходе экспериментов не было отмечено сколь-нибудь заметного влияния ультразвука на свойства раствора: все измеряемые параметры оставались на прежнем уровне (pH, щелочность, жесткость). Наблюдаемое влияние акустических колебаний подтверждает их механический характер: напряжения, возникающие в металле под действием акустических колебаний и вызывающие изменение геометрических размеров, передаются отложениям и приводят по достижении определенной толщины к их разрушениям. Отмеченный характер влияния акустических колебаний делает эту технологию недостаточно эффективной в условиях работы оборудования теплосетей. Поэтому в последующем исследовалась возможность применения ультразвука как дополнение к коррекционной обработке сетевой воды антинакипинами. Для исследования влияния ультразвука на накипеобразование при коррекционной обработке воды антинакипинами была увеличена температура подогрева раствора до 100-105 ОC, температура стенки при этом составляла 127130 ОC. В качестве антинакипина использовался хорошо зарекомендовавший себя в условиях работы теплосетей реагент ПАФ-13А.

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИ

интенсивность на достаточно низком уровне. Причем процесс сопровождается отслоением накипи уже при толщине порядка 20 мкм. Выявленные закономерности влияния ультразвука и антинакипина достаточно хорошо согласуются с представлениями о сорбции антинакипина на поверхности растущих кристаллов и снижении в результате их прочности с последующим разрушением под действием акустических колебаний. Результаты проведенных исследований были использованы при разработке и внедрении комбинированной технологии коррекционной обработки воды антинакипином совместно с ультразвуком на котельной № 2 ООО «Тепловые сети г. Железнодорожный», работающей по схеме котел-бойлер с открытым водоразбором. В дополнение к обработке подпиточной воды антинакипином в отопительном сезоне 2007-2008 гг. на водо-водяном подогревателе второй ступени и на бойлерах были установлены генераторы ультразвуковых колебаний. Испытания технологии в целом подтвердили ее высокую эффективность: в течение всего отопительного сезона не было выявлено каких-либо нарушений воднохимического режима котельной.

Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

На первой стадии этих исследований оценивалась эффективность обработки воды только антинакипинном, причем для ускорения зарастания его концентрация поддерживалась достаточно низкой. Затем включался ультразвук до разрушений отложений, после чего снова обработка велась только антинакипином, но с большей концентрацией, снова включался ультразвук и т.д. Режим обработки приведен в табл. 2. Характер изменения интенсивности накипеобразования в этих опытах приведен на рис. 3. Как видно из приведенной зависимости, дополнительная обработка ультразвуком позволяет даже при низких дозах антинакипина резко снизить интенсивность накипеобразования. При этом сколы начинаются при толщине отложений вдвое меньшей, чем при обработке только ультразвуком (~90 мкм). Увеличение концентрации антинакипина до обычно применяемых на практике значений (4-5 мг/л) без ультразвука приводит к достаточно высокой интенсивности накипеобразования (2,5-3,5 г/м2.ч), значительно превышающей допустимые пределы. Совместное применение антинакипина с оптимальной концентрацией ~5 мг/л и ультразвука позволяет поддерживать

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИ Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

Оптимизация технологий применения реагентов для коррекционных режимов паровых котлов К.т.н. О.В. Гусева, ведущий специалист, ООО «НПФ Траверс», 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.)

Введение В последние годы на отечественных промышленных котельных вводятся в эксплуатацию змеевиковые прямоточные паровые котлы, поставляемые в основном зарубежными компаниями. Широкому внедрению этих котлов способствовали их преимущества: пар генерируется через несколько минут после включения котла; экономный расход топлива; малые габариты; простота эксплуатации и технического обслуживания и т.п. В отличие от барабанных котлов в змеевиковых паровых котлах нагрев и испарение воды осуществляется за один проход среды по тракту, т.е. питательная вода, пройдя последовательно все поверхности нагрева, целиком превращается в пар. При этом примеси, поступающие с питательной водой, не могут быть выведены из котла с продувкой части котловой воды. Поэтому часть примесей может осаждаться на внутренней поверхности труб, а часть уносится с паром. В связи с этим требования к качеству питательной воды должны быть более жесткими, обеспечивая получение чистого пара и ограничение образования отложений в змеевиках котлов. В первую очередь качество питательной воды зависит от схемы водоподготовительной установки (ВПУ). В настоящее время самой распространенной схемой ВПУ для паровых котлов низкого давления является двухступенчатое Na-катионирование. Однако для вод с высокой минерализацией и высокой щелочностью (или концентрацией сульфат-ионов) возникает опасность выпадения солей жесткости на трубках змеевиков даже при предварительном умягчении воды. Поэтому для таких вод оптимальной схемой ВПУ для змеевиковых прямоточных котлов является схема ВПУ с использованием установок обратного осмоса. Однако в случае, если на поверхности труб змеевиков все же образуется накипь, необходимо использовать химические реагенты для обеспечения коррекционных водно-химических режимов (ВХР) прямоточных паровых котлов. Реагенты для коррекционных ВХР прямоточных паровых котлов Для предотвращения накипеобразования на поверхностях нагрева прямоточных котлов, об-

растания и забивания труб нами разработан реагент АМИНАТ КО-3П. Данный реагент обеспечивает полное отсутствие шлама, переводя все примеси в растворенное состояние. Помимо предотвращения образования солей жесткости реагент также растворяет продукты коррозии и приводит к образованию защитной пленки на поверхностях труб змеевика. Необходимая доза данного реагента рассчитывается в зависимости от содержания железа и солей жесткости в питательной воде. Однако следует учитывать, что передозировка реагента может привести к возникновению очагов коррозионного поражения в результате взаимодействия компонентов реагента с ионами железа на теплообменных поверхностях. Поэтому определение оптимальной дозы должно проходить при постепенном увеличении дозы реагента с минимального значения, рассчитанного по значению жесткости. Увеличение дозы реагента для связывания избыточного железа в питательной воде должно осуществляться только после проведения мероприятий по предотвращению процессов коррозии. Основными факторами, определяющими протекание процессов коррозии, являются растворенные в воде кислород и углекислота, для удаления которых в схемах подготовки питательной воды паровых котлов предназначены деаэраторы. Однако для змеевиковых прямоточных котлов установка деаэратора часто не предусмотрена, а предусмотрено только частичное удаление агрессивных газов из воды в питательном баке. При этом глубина удаления агрессивных газов зависит от температуры нагрева питательной воды. Поэтому необходимо также предусмотреть коррекционную обработку с целью дообескислороживания питательной воды с использованием АМИНАТа КО-2 на основе бисульфита натрия. Другим источником поступления продуктов коррозии в питательную воду может являться конденсат паро-конденсатного тракта. Причиной протекания процессов коррозии в пароконденсатном тракте является углекислота, образующаяся в результате гидролиза и разложения бикарбонат-ионов при кипении котловой воды: 2– – – СО3 + Н2О = НСО 3 + ОН ; – 2– 2НСО 3 = СО3 + СО2 + Н2О.

Разработка реагента для отмывки «на ходу» барабанных паровых котлов Коррекционные методы обработки питательной воды барабанных котлов для предотвращения коррозии аналогичны рассматриваемым выше. Как правило, атмосферные деаэраторы, устанавливаемые в промышленных котельных перед барабанными паровыми котлами, глубоко удаляют кислород и углекислоту. Для дообескислороживания питательной воды котлов низкого и среднего давления также рекомендуется применять АМИНАТ КО-2. Для предотвращения отложений жесткости в барабанных паровых котлах традиционно применяется метод фосфатирования, надежно переводящий кальциевые соединения в шлам – гидроксилапатит, выводимый с продувкой. С этой целью разработан комплексный реагент АМИНАТ КО-3 на основе полифосфатов, содержащий сульфит натрия для связывания остаточного кислорода после деаэрации (до 100 мкг/л). Однако при этом на внутренних поверхностях экранных труб котлов все же образуются железофосфатные и железоокисные отложения, которые приходится удалять периодическими химическими очистками. В состав отложений обычно входит и фосфатно-кальциевый шлам.

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИ

Наиболее распространенным реагентом для химических очисток барабанных паровых котлов в прежние годы являлась соляная кислота, которая наряду с преимуществами (доступностью, дешевизной, интенсивностью воздействия и др.) имеет и серьезные недостатки. К их числу относятся: ■ агрессивность воздействия, в результате которой наряду с удалением окислов железа травится и чистый металл; ■ в отмывочном растворе соединения железа содержатся в основном в виде крупной взвеси с возможностью ее повторного осаждения и даже закупоркой труб; ■ необходимость монтажа и последующего демонтажа специальных промывочных схем с установкой циркуляционных насосов в кислотоупорном исполнении; ■ необходимость нейтрализации сбросных вод; ■ требования обеспечения соответствующей техники безопасности. В качестве альтернативы использованию кислоты был разработан реагент АМИНАТ ДМ-50А. Очистка от отложений при использовании кислоты происходит за счет перевода нерастворимых форм железа в растворенное состояние при низких значениях рН. Компоненты данного реагента образуют растворимые комплексы с железом и катионами жесткости в широком диапазоне рН. В связи с этим удаление отложений может осуществляться без останова котла, т.е. отмывка «на ходу». Отмывка «на ходу» имеет следующие преимущества: ■ отмывка проводится без останова работы котлов; ■ реагент не агрессивен к поверхности металла; ■ образует защитную пленку на поверхности металла; ■ не ограничена продолжительность отмывки; ■ эффективно удаляет отложения всех типов (соли жесткости, соединения железа, меди и т.п.); ■ для дозирования можно использовать линии ввода других реагентов (например, фосфатов); ■ отложения удаляются в основном в растворенном виде. Перечисленные выше преимущества отмывки «на ходу» имеют еще большее значение в тех случаях, когда отложения неравномерны и находятся в трудноудаляемых местах. Проводить отмывки «на ходу» барабанных паровых котлов рекомендуется периодически в течение 2-4 недель. При этом на период отмывки фосфатирование котловой воды не проводится. Периодичность проведения отмывки с использованием АМИНАТа ДМ-50А целесообразно выбирать из условия недопущения значительного накапливания отложений.

Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

Уносимая с паром углекислота при растворении в конденсате понижает pH и приводит к протеканию коррозии с водородной деполяризацией. Для защиты пароконденсатного тракта от коррозии необходимо поддерживать pH конденсата в пределах 8,5-9,5. На тепловых станциях для подавления углекислотной коррозии используется метод аминирования, при этом наиболее распространенным реагентом является аммиак. Однако для поддержания рН конденсата выше 8,0 необходимо дозировать значительные избытки аммиака, т.к. наряду с высокой нейтрализующей способностью аммиак имеет высокий коэффициент распределения между паровой и водяной фазой. С другой стороны увеличение содержания аммиака свыше 500 мкг/л приводит к усилению коррозии медьсодержащих сплавов, что ограничивает его применение. С целью корректировки рН пара и конденсата рекомендуется применять реагенты АМИНАТ марки ПК на основе нейтрализующих аминов: ПК-1 – для котлов низкого давления; ПК-2 – для котлов среднего и высокого давления. Составляющие реагентов летучи, обладают щелочными свойствами и не являются коррозионно-активными в отношении медных сплавов. Эти марки реагентов, внедренные в течение последних 5 лет, показали высокую эффективность не только в котельных отдельных промышленных предприятий, но также и на крупных энергетических объектах.

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИ Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

Рис. 1. Содержание железа в продувочной воде при постоянной дозе реагента АМИНАТ ДМ-50А при отмывке «на ходу».

Опыт использования технологии отмывки «на ходу» В качестве примера внедрения технологии отмывки «на ходу» с использованием реагента АМИНАТа ДМ-50А ниже приводятся результаты отмывки барабанного парового котла в котельной предприятия ЗАО «ЗЭИМ – Элинар» (г. НароФоминск Московской обл.). В котельной ЗАО «ЗЭИМ – Элинар» установлено три паровых котла марки ДКВР 10-13, один из которых работает в водогрейном режиме, и три паровых котла марки ДЕ 16-14. Пар, вырабатываемый котлами, поступает на технологические нужды в цеха предприятия, а также в бойлера и теплообменники системы теплоснабжения. Добавочная вода для подпитки котлов обрабатывается по схеме двухступенчатого Na-катионирования. После ВПУ умягченная вода поступает в конденсатный бак. В конденсатный бак по двум основным коллекторам возвращается также конденсат с производства и конденсат системы отопления. Смесь умягченной воды и конденсата из конденсатного бака направляется на керамзитовые фильтры с целью удаления продуктов коррозии и поступает в деаэратор атмосферного типа ДСА-50, а затем на подпитку паровых котлов. Из конденсатного бака осуществляется также подпитка закрытого контура теплосети. При этом подпиточная вода теплосети не проходит этап деаэрирования. Основной проблемой при эксплуатации паровых котлов являлась коррозия паро-конденсатного тракта, что привело к значительному образованию отложений продуктов коррозии на теплопередающих поверхностях котлов и к замене экономайзеров котлов. В составе отложений определялись также соединения солей жесткости (карбоната кальция), что было вызвано периодическим повышением жесткости в возвращаемом конденсате.

С целью обеспечения безнакипного режима работы котлов и ограничения процессов коррозии в котельной ЗАО «ЗЭИМ – Элинар» в конце 2005 г. был внедрен коррекционный ВХР паровых котлов с использованием реагентов. Для предотвращения отложений солей жесткости дозируется реагент АМИНАТ КО-3. С целью предотвращения углекислотной коррозии пароконденсатного тракта котлов было организовано дозирование реагента АМИНАТ ПК-1 на основе летучих аминов. Реагенты АМИНАТ КО-3 и ПК-1 совместимы, поэтому для обеспечения требуемых доз реагентов использовался один комплекс пропорционального дозирования. Точка ввода реагентов была организована в питательную воду котлов после деаэратора на всас питательных насосов. В результате внедрения коррекционного ВХР котлов образование новых отложений на поверхностях нагрева практически прекратилось. Однако наличие старых отложений снижало надежность эксплуатации оборудования и эффективность работы котлов. В период эксплуатации паровых котлов неоднократно проводились как кислотные, так и водные (гидродинамические) промывки для удаления отложений. Применение соляной кислоты приводило к неравномерному и частичному удалению отложений. Отложения были плотные и слоистые с высокой степенью адгезии к поверхности, поэтому и гидродинамические очистки котлов практически не дали положительных результатов. Учитывая прочность сцепления и локальный характер отложений, оставшихся после проведенных ранее отмывок на поверхностях, было рассмотрено наше предложение по применению технологии очистки «на ходу» с использованием реагента АМИНАТ ДМ-50А. Продолжительность первой отмывки с использованием этого реагента составляла 1 неделю. Перед началом отмывки дозирование фосфатов было прекращено. В рабочей емкости готовился рабочий раствор смеси реагентов АМИНАТ ПК-1 и ДМ-50А. Перед отмывкой отмываемый котел (№ 6 – ДКВР 10-13) вскрывался и осматривался. В ходе отмывки «на ходу» ежесуточно отбирались пробы котловой воды с продувкой котла, расход которой увеличивали на период отмывки до 15-20%. Эффективность отмывки оценивалась по содержанию железа в котловой воде. В котловой воде определялось общее содержание железа, включающее соединения растворимых комплексов железа с компонентами реагента АМИНАТа ДМ-50А и соединения железа, не связанных в комплексы. Методика определения общего железа проводилась с разрушением комплексов железа. Результаты определений приведены на рис. 1.

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИ

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

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

Такой характер протекания отмывки обусловлен изменением режима работы котла. В отличие от предыдущих отмывок, в связи с пониженными нагрузками котельной, котел переводился на ночь в режим горячего резерва. Дозирование реагентов в этот период прекращалось и эффективность самой отмывки также снижалась. Таким образом, проведенные испытания показали эффективность технологии отмывки «на ходу» с использованием отмывочного реагента АМИНАТа ДМ-50А. Самое главное преимущество предложенной технологии – эффективное удаление отложений с поверхностей при работе паровых котлов в эксплуатационном режиме.

Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

Содержание общего железа в котловой воде резко возрастало на вторые сутки и сохранялось на максимальном уровне в течение 4-5-х суток, а к концу 7-8-х суток снизилось до исходного значения. Изменение концентрации железа, не связанного в комплексы, имело аналогичный характер. Эффективность процесса отмывки определяется двумя взаимосвязанными процессами: процессами массопереноса (подвод отмывочного компонента и отвод продуктов растворимых комплексов железа) и непосредственно химической реакцией растворения отложений. Суммарная скорость процесса отмывки лимитируется процессом, имеющим меньшую скорость. При постоянной величине продувки котла и постоянной дозе реагента АМИНАТа ДМ-50А снижение эффективности отмывки связано, очевидно, с замедлением скорости взаимодействия реагента с отложениями на поверхности труб. На основании полученных результатов было решено через месяц провести более продолжительную повторную отмывку в течение двух недель. При этом технология отмывки была несколько изменена – через каждые 3-4 дня доза реагента незначительно увеличивалась – примерно на 10% от предыдущего значения. Результаты данной отмывки приведены на рис. 2. Как видно из рисунка, данная технология позволила удалить большое количество отложений в растворенном виде. Осмотр поверхностей котла после окончания отмывки показал, что отложения стали более рыхлыми и удалялись послойно, при этом полного удаления отложений получить не удалось. Несмотря на это, наблюдалось понижение температуры уходящих газов после включения котлов в нормальный режим, что свидетельствовало об эффективности проведенной отмывки. Необходимо также отметить, что теплообменные поверхности, не покрытые отложениями, приобрели ровный защитный слой. В апреле – мае 2009 г. была проведена очередная отмывка «на ходу» котла № 6. Отмывка «на ходу» проводилась в течение двух недель. При этом в ходе отмывки также увеличивали дозу реагента АМИНАТа ДМ-50А (через 5 и 4 дня). В отличие от предыдущих отмывок в состав реагента был добавлен диспергатор. Результаты отмывки приведены на рис. 3. Как видно из рисунка, количество железа, удаляемого в первые дни с продувкой, практически в два раза больше, чем в предыдущее две отмывки. Повышение эффективности отмывки обусловлено, очевидно, добавлением диспергатора в отмывочный реагент. Однако, несмотря на увеличение дозы реагента в ходе отмывки содержание железа в продувке постоянно уменьшалось.

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИ Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

Термодинамический способ защиты оборудования систем теплоснабжения от коррозии и отложений В.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)

Теоретическая часть вопроса Проблема борьбы с коррозией и накипеобразованием в системах теплоснабжения весьма актуальна. Поверхность металла в месте контакта с водой по ряду причин физико-химического характера всегда претерпевает существенные изменения. Если вода содержит избыточное количество кремниевых, сульфатных и карбонатно-кальциевых соединений, то внутренняя поверхность труб покрывается слоем твердых солевых отложений (СаСО3, СаSО4, СаSiO3 и др.), которые сужают проходное сечение, уменьшают теплопередачу теплообменных поверхностей. В котлах это особенно опасно, т.к. накипные отложения обусловливают перегрев и разрушение нагревательных элементов, а также значительный (до 20%) перерасход топлива. Загрязнение поверхности нагрева паровых котлов накипью и шламом происходит тем интенсивнее, чем выше жесткость питательной воды. А увеличение жесткости происходит по причине загрязнения поверхности. Теплопроводность накипи имеет большое значение. С ее повышением увеличивается и теплопередача через стенку котла к воде (табл. 1). Таким образом, накипь с более высокой теплопроводностью менее вредна, чем с малой. Если в воде избыточное содержание агрессивной углекислоты, кислорода, хлоридов и низкая активная реакция (pH), то металлическая поверхность, контактирующая с водой, подвергается интенсивной электрохимической коррозии (разрушению). Электрохимическая коррозия появляется в результате взаимодействия металла с электро-

литами и сопровождается протеканием электрического тока от одной части металла к другой. За счет этого в воде возникают гальванические элементы. При этом участки с более низким электрохимическим потенциалом являются анодами, а участки с более высоким электрохимическим потенциалом – катодами. Возникающая разность потенциалов вызывает перемещение электронов от анода к катоду, что обуславливает коррозию металла на анодных участках. Это резко сокращает срок службы водонесущего элемента. Кроме того, коррозионные отложения обусловливают существенное увеличение гидравлического сопротивления и, как следствие, перерасход электроэнергии на транспортирование воды. В системах хозяйственно-питьевого водоснабжения коррозия нежелательна еще и по той причине, что вызывает так называемое «вторичное» загрязнение транспортируемой воды. Об особенностях существующих методов борьбы с солевыми отложениями и коррозией С проблемами солевых отложений и коррозионных проявлений специалисты знакомы многие десятилетия, в течение которых ведется неустанный поиск средств противодействия этим явлениям. Предложено множество методов и технологий предотвращения образования накипи и коррозии, позволяющих более или менее смягчить остроту проблемы. Тем не менее, в условиях эксплуатации систем холодного и горячего водоснабжения они не нашли широкого применения. Причин этого несколько.

Таблица 1. Значения теплопроводности для различных видов накипи.

О новом термодинамическом методе В ООО «Институт проблем транспорта» (г. Новосибирск) разработан метод термодинамической обработки воды, который лишен перечисленных недостатков. Он основан на использовании композиционного состава СОТ-2000. При разработке технологии руководствовались следующими основополагающими принципами: ■ удаление старой накипи и коррозионных отложений без нанесения какого-либо ущерба очищаемой поверхности; ■ формирование на поверхностях контакта с водой антикоррозионной защиты; ■ предотвращение налипания новой накипи в процессе последующей эксплуатации котла, очистку воды. Первые два принципа реализованы во многих существующих технологиях, хотя и не в полной мере. Например, при кислотной обработке воды накипь удаляется хорошо, но при этом наносится ущерб очищаемой поверхности: она частично разрушается (растворяется); фосфатирование воды способствует образованию защитной антикоррозионной пленки, однако предварительно поверхность должна быть очи-

Опыт применения Метод термодинамической активации воды прошел производственные испытания более чем в 200 производственно-отопительных котельных Сибири и Дальнего Востока, а в 20072008 гг. на ТЭЦ г. Хабаровска и Владивостока.

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИ

щена. Более сложной задачей представляется реализация третьего принципа – предотвращение отложений. До сих пор это удавалось только при тщательной химической подготовке питательной воды, включая деионизацию – процедуру весьма сложную и дорогостоящую. Она сопряжена с необходимостью содержания кислотных и щелочных хозяйств в цехе химической водоподготовки, обусловливает образование большого количества кислотосодержащих и солевых стоков, утилизация которых с экологической точки зрения весьма проблематична. В связи с этим глубокое обессоливание воды проводится только для паровых котлов, работающих под высоким давлением. Композиционный состав изготавливают из природных компонентов, прошедших предварительную физико-механическую активацию. Помещенный в воду, он образует слабощелочную среду и постепенно разрушает межмолекулярные структурные связи в накипи, переводя последнюю в шлам и частично в растворенное состояние. Для устранения причин электрохимической коррозии, образования минеральных отложений применяется указанный композиционный состав, который воздействует на электроны, освободившиеся на анодных участках и перемещающиеся на катодные, где они присоединяются к ионам водорода. Накопление ионов водорода на катодных участках металла ведет к их поляризации, что резко замедляет, а в ряде случаев полностью прекращает процесс коррозии металла, образование минеральных отложений. При этом рассматриваемое композиционное средство без приложения внешнего электрического поля создает анодную поляризацию на поверхности нагревательных элементов. Образовавшееся энергетическое поле активно воздействует на отложения, обуславливая ослабление сил когезии (когезия – связь между молекулами тела – прим. ред.) в их толще и адгезии на поверхности, в месте контакта с металлом. В результате самые прочные отложения превращаются в рыхлую массу, постепенно смываемую потоком воды (рис. 1). Очищаемые поверхности приобретают устойчивые антиадгезионные и антикоррозионные свойства. Постепенно формируется сплошная оксидная пленка, обладающая высокой теплопроводностью и низкой электропроводностью (электрическое сопротивление около 10 кОм).

Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

Во-первых, не существовало простого универсального метода, который позволял бы эффективно и полностью удалять старые отложения, предотвращать образование новых и защищать поверхность, контактирующую с водой, от коррозии. Такая задача решается одновременным использованием нескольких технологий, что достаточно сложно реализовать и дорого. Во-вторых, многие из предлагавшихся методов просто вредны для систем тепло- и водоснабжения и здоровья людей. Химическая обработка теплоэнергетического оборудования кислотами, даже при условии добавления ингибиторов, с одной стороны, обеспечивает сравнительно неплохое удаление солевых отложений, но с другой – вызывает резкую интенсификацию коррозионных процессов. Даже механическая очистка труб провоцирует интенсивную коррозию: освобожденная от отложений металлическая поверхность в большей мере подвержена ей. В-третьих, не было методов, которые обладали бы устойчивым и длительным эффектом последействия. Так, неплохо зарекомендовавшая себя технология обработки систем водоснабжения солями фосфора предполагает непрерывную или с кратковременными перерывами, но постоянную дозировку реактивов, что в условиях водоснабжения представляется проблематичным. В-четвертых, существующие методы борьбы с отложениями солей и коррозией предполагают длительную остановку работы систем водоснабжения, что весьма нежелательно.

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИ Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

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 – период обмывки системы после обработки; 3 – период стабилизации показателей после отмывки.

Причем качество используемой воды характеризовалось 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 при pH>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 эффективность метода термодинамической активации. В частности, обеспечено: 1. Полное удаление накипных и коррозионных отложений с поверхностей нагревательных элементов и труб. Скорость удаления старой накипи с металлических поверхностей составила от 1 до 10 мм толщины слоя накипи в месяц, в зависимости от ее химического состава, температуры, давления воды и пара, режима внутрикотловой обработки воды композиционным средством, периодичностью дренирования. 2. Устойчивое предотвращение накипеобразования и коррозии. В воде уменьшается содержание продуктов вторичного загрязнения – железа и других примесей (рис. 2). Продолжительность периода эксплуатации котла между обработками средством составляет не менее 8-9 лет при отсутствии химической водоподготовки. 3. Сокращение расхода топлива на 15-20%. Это обусловлено повышением теплопередающих свойств очищенных теплонагревательных поверхностей и более полным сгоранием топлива. 4. Увеличение в 1,5-2 раза срока службы теплообменных аппаратов и труб. Прекращается образование плотного нагара на нагревательных поверхностях со стороны топки. Этот фактор имеет исключительно важное значение для «живучести» котла. Вследствие нагара образуются прогары нагревательных поверхностей, а это приводит к вынужденной остановке котла на капитальный ремонт или его замене.

мый композиционный состав. В процессе испытаний 2 раза вскрывали котельное оборудование для его осмотра (август 2003 г. и июнь 2004 г.). Уже после первого обследования выявлена тенденция уменьшения и разрыхления накипи на металлических поверхностях системы циркуляции теплоносителя в котле (в пароводяной смеси). Последнее вскрытие показало почти полное исчезновение накипи на внутренней поверхности барабанов котла. Оставшийся местами налет рыжего цвета представлял собой рыхлую легко удаляемую струей воды пленку. В заключение необходимо отметить, что данная технология также может быть успешно использована, как показала практика (см. полную версию статьи – прим. ред.), для промывки систем питьевого водоснабжения и очистки скважин.

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИ

5. Уменьшение газовых выбросов в атмосферу и отходов (зола, шлаки). Вызвано это полным окислением органической составляющей топлива и ее сгоранием. Так, в котельной Барышевского кирпичного завода Дорстройтреста Западно-Сибирской железной дороги, работающей на мазуте, обработку котлов методом термодинамической активации провели 19 марта 1999 г. После чего заметно изменился состав отходящих газов (табл. 2). 6. Улучшение качества вырабатываемого в котлах пара, горячей воды. Пар становится чище, суше, нейтральнее (pH=7). Кроме того, анализ применения разработанной технологии борьбы с накипеобразованием и коррозией на объектах теплоснабжения показал, что во всех случаях, независимо от качества питательной воды, состава и толщины отложений, получен устойчивый положительный эффект при работе системы теплоснабжения. Удаление отложений при использовании рассматриваемого композиционного состава происходит гораздо медленнее по сравнению с методами кислотной обработки котлов, а это имеет свои преимущества (нет опасности залпового выноса разрушенной накипи и закупорки отопительных элементов при зависимой схеме). При этом не повреждаются стенки нагревательных элементов и труб, очищаются топки котлов, бойлеры, насосы и происходит полная стабилизация воды. В Москве рассматриваемая технология впервые была внедрена на территории Восточного административного округа, в производственноотопительной котельной Московского локомотиворемонтного завода. Объектом испытаний стал котел ДКВР-10-13-250, в котором в качестве топлива используется природный газ. К началу испытаний котел вырабатывал пар для производственных нужд и получения горячей воды на нужды ГВС завода. Обследование котла, проведенное перед началом испытаний, показало, что внутренняя поверхность стенок барабанов покрыта слоем накипи толщиной 0,2-0,3 мм; водоспускные 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 проверки эффективности указанной технологии 16 июля 2003 г. без остановки парогенератора через баки подпитки в котловую воду введен рассматривае-

Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

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

ПРАВОВОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ

Разъяснения к Приказу Минрегиона России № 274 от 09.12.2008 г. (тексты писем обращения и ответов приводятся полностью) Генеральный директор Ассоциации предприятий энергетики Московской области «Мособлтеплоэнерго» 141002, г. Мытищи МО, ул. Шараповская, д. 1 Исх. № 226 от 30.10.2009 г.

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, по строительству, реконструкции, капитальному ремонту объектов капитального строительства, которые оказывают влияние на безопасность объектов капитального строительства» в разделах 26, 27, 28 указаны классификаторы видов строительных работ, на которые требуется получение свидетельств от саморегулируемых организаций (СРО) на право их проведения. Расшифровка указанных 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 инженерного оборудования. Эти виды работ не требуют разработки проектной документации и экспертизы. Их стоимость крайне не велика, а вступление в строительные СРО требуют серьезных денежных средств, которых, как Вы знаете, и без того катастрофически в сфере ЖКХ не хватает, особенно на фоне резкого увеличения тарифов на газ и электроэнергию без увеличения тарифов на выработку тепла. По поручению Съезда Ассоциации «Мособлтеплоэнерго». Генеральный директор

Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

МИНИСТЕРСТВО РЕГИОНАЛЬНОГО РАЗВИТИЯ РОССИЙСКОЙ 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.

Заместителю Министра регионального развития Российской Федерации Круглику С.И.

Н.В. Бакушин Генеральному директору Ассоциации предприятий энергетики Московской области «Мособлтеплоэнерго» Бакушину Н.В.

Министерством регионального развития Российской Федерации рассмотрено обращение Ассоциации предприятий энергетики Московской области «Мособлтеплоэнерго» от 30.10.2009 г. № 226 по вопросу необходимости получения свидетельства о допуске при осуществлении текущего и капитального ремонта тепловых сетей и инженерного оборудования и сообщается следующее. Приказом Министра регионального развития Российской Федерации от 09.12.2008 г. № 274 «Об утверждении Перечня видов работ по инженерным изысканиям, по подготовке проектной документации, по строительству, реконструкции, капитальному ремонту объектов капитального строительства, которые оказывают влияние на безопасность объектов капитального строительства», вступившим в силу с 20 февраля 2009 г., утвержден перечень указанных видов работ. Работы по строительству, реконструкции, капитальному ремонту тепловых сетей и инженерного оборудования включены в раздел III Перечня. Таким образом, при осуществлении видов работ по строительству, реконструкции, капитальному ремонту тепловых сетей и инженерного оборудования, которые оказывают влияние на безопасность объектов капитального строительства, необходимо иметь соответствующее свидетельство о допуске, выданное саморегулируемой организацией, основанной на членстве лиц, осуществляющих строительство. Получение свидетельства о допуске на производство работ по текущему ремонту тепловых сетей и инженерного оборудования действующим законодательством не предусмотрено. Директор Департамента регулирования градостроительной деятельности

И.В. Пономарев

Министерством регионального развития Российской Федерации рассмотрено Ваше обращение по вопросам, связанным с введением саморегулирования в строительстве, и в пределах своей компетенции сообщается следующее. Приказом от 09.12.2008 г. № 274 «Об утверждении Перечня видов работ по инженерным изысканиям, по подготовке проектной документации, по строительству, реконструкции, капитальному ремонту объектов капитального строительства, которые оказывают влияние на безопасность объектов капитального строительства» определен перечень видов работ (далее – Перечень), для выполнения которых физическим или юридическим лицам необходимо получение свидетельства о допуске, выдаваемого саморегулируемой организацией (далее – СРО). Приказом Минрегиона России установлено, что граждане и организации, выполняющие работы по проектированию и/или строительству только объектов, установленных ч. 17 ст. 51 и ч. 2 ст. 49 Градостроительного кодекса Российской Федерации, могут выполнять указанные работы, не вступая в СРО. Необходимо отметить, что в отношении объектов, установленных ч. 2 ст. 49 Градостроительного кодекса Российской Федерации, в настоящее время Минрегионом России ведется работа по внесению изменений в приказ Министерства регионального развития Российской Федерации от 09.12.2008 г. № 274 в части дополнения в Перечень видов работ по инженерным изысканиям, по подготовке проектной документации, по строительству, реконструкции, капитальному ремонту объектов, проектная документация которых не подлежит государственной экспертизе в соответствии с ч. 2 ст. 49 Градостроительного кодекса Российской Федерации, за исключением объектов индивидуального жилищного строительства. Таким образом, до внесения изменений в указанный нормативный акт деятельность по строительству и проектированию может осуществляться в соответствии с положениями, установленными Приказом Минрегиона России от 09.12.2008 г. № 274. В Перечне указаны работы, влияющие на безопасность объектов капитального строительства, производимые при строительстве, капитальном ремонте, реконструкции, проектировании и инженерных изысканиях на объектах, для которых требуется получение разрешения на строительство, и объектах, проектная документация которых подлежит государственной экспертизе. Для выполнения таких работ с 1 января 2010 г. необходимо вступление в СРО и получение свидетельства о допуске СРО. Для проведения текущего ремонта зданий и сооружений, находящихся в эксплуатации, не требуется вступление в члены СРО и получение свидетельства о допуске к работам, которые оказывают влияние на безопасность объектов капитального строительства. Директор Департамента регулирования градостроительной деятельности

И.В. Пономарев

От редакции: редакция журнала «НТ» благодарит Ассоциацию «Мособлтеплоэнерго» за предоставленные материалы.

ПРАВОВОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ

Генеральному директору Ассоциации предприятий энергетики Московской области «Мособлтеплоэнерго» Бакушину Н.В.

Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

МИНИСТЕРСТВО РЕГИОНАЛЬНОГО РАЗВИТИЯ РОССИЙСКОЙ 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.

ПРАВОВОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

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

ежду Екатеринбургским МУП «Тепловые сети» (ЭСО) и ООО «Управляющая компания РЭМП УЖСК» (абонент) заключен договор энергоснабжения от 01.06.2006 г. В соответствии с условиями договора ЭСО отпускает абоненту через присоединенную сеть до границы эксплуатационной ответственности тепловую энергию (ТЭ), теплоноситель и холодную воду на нужды ГВС, а абонент принимает и оплачивает принятую энергию и использованную воду. В период с марта по сентябрь 2008 г. ЭСО произвела поставку ТЭ, теплоносителя и холодной воды на объекты абонента и предъявила для оплаты счета-фактуры, а абонент в нарушение обязательств, принятых на себя договором, не произвел их оплату. Неоплата вызвана тем, что абонент произвел расчет количества фактически поставленной ТЭ, теплоносителя, холодной воды в порядке, отличном от балансового метода, предусмотренного п. 25 «Методики определения количеств тепловой энергии, теплоносителя в водяных системах коммунального теплоснабжения» МДС 41-4.2000, утвержденной Приказом Госстроя России № 105 от 06.05.2000 г. (Методика № 105). ЭСО, не согласившись с расчетами абонента, обратилась в Арбитражный суд Свердловской области с иском о взыскании задолженности с абонента. Решением от 02.02.2009 г. исковые требования удовлетворены частично. С абонента в пользу ЭСО взыскана малая часть иска. Абонент, не согласившись с решением суда, обратился в Семнадцатый арбитражный апелляционный суд. Абонент указывает, что ЭСО не обосновала и не доказала количество ТЭ, потребленной в спорный период, а также в нарушение условий договора не представляла ежемесячно расчеты количеств ТЭ, теплоносителя и холодной воды на нужды ГВС по каждому дому в виде расшифровки. А также считает, что судом первой инстанции на абонента неправильно отнесены судебные расходы по госпошлине в полном объеме, хотя иск удовлетворен частично. В дополнении к апелляционной жалобе заявитель указывает, что договор от 01.06.2006 г. нельзя считать заключенным, т.к. невозможно достоверно определить количество теплопотребления, в связи с несогласованностью на 2008 г. тепловой нагрузки (величины теплопотребления) и ссылается на необоснованный отказ суда удовлетворить ходатайство о проведении экспертизы.

ЭСО доводы апелляционной жалобы отклонила и считает обжалуемое решение законным и обоснованным, просит оставить его без изменения, апелляционную жалобу без удовлетворения. ЭСО указывает, что в связи с отсутствием у абонента приборов учета количество ТЭ, теплоносителя и холодной воды определено по показаниям приборов учета ЭСО, расчетным способом распределено на абонента пропорционально его расчетным часовым нагрузкам и расходам на ГВС в соответствии с договором. А также ЭСО поясняет, что абонентом неверно составлен контррасчет, завышено количество нормативной утечки, расчет количества теплопотребления произведен не по Методике № 105, а по нормативам и коэффициентам, указанным в СНиПах. Согласно ст. 541 ГК РФ ЭСО обязана подавать абоненту энергию через присоединенную сеть в количестве, предусмотренном договором энергоснабжения, и с соблюдением режима подачи, согласованного сторонами. Количество поданной абоненту и использованной им энергии определяется в соответствии с данными учета о ее фактическом потреблении. Оплата энергии производится за фактически принятое абонентом количество энергии в соответствии с данными учета энергии, если иное не предусмотрено законом, иными правовыми актами или соглашением сторон (ст. 544 ГК РФ). Договором стороны установили, что при временном отсутствии приборов учета у абонента определение количества отпущенной ТЭ, теплоносителя и холодной воды на ГВС производится в соответствии с разделом 9 «Правил учета тепловой энергии и теплоносителя» от 25.09.1995 г. и Методикой № 105 на основании показаний приборов учета ТЭ и воды ЭСО, исходя из водяного и теплового балансов системы теплоснабжения. Поскольку у абонента в спорный период отсутствовали приборы учета ТЭ, количество отпущенной ТЭ было произведено в соответствии с п. 25 Методики № 105. Тепловые потери через изоляцию трубопроводов на участках тепловой сети, находящихся на балансе соответствующего абонента, включаются в количество ТЭ, потребленной этим абонентом, так же как и потери ТЭ со всеми видами утечки и сливом теплоносителя из систем теплопотребления и трубопроводов его участка тепловой сети. Пунктом договора стороны также установили, что абонент оплачивает все количество по-

ПРАВОВОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ

части отнесения на абонента в полном объеме судебных издержек по госпошлине, связанных с рассмотрением настоящего дела. С учетом частичных платежей, произведенных абонентом по нормативам потребления, судом первой инстанции правомерно, на основании ст. 544 ГК РФ, с абонента в пользу ЭСО взыскана задолженность за поставленную ТЭ, теплоноситель и холодную воду на нужды ГВС, а также госпошлина по иску. Абонент, как управляющая компания, просит посредством проведения технической экспертизы установить, какое количество ТЭ и теплоносителя фактически потребили все его здания и сооружения. Однако, в круг вопросов, относящихся к предмету иска по настоящему делу, относится установление количества ТЭ и теплоносителя фактически потребленных самим абонентом, а не его потребителями. Поскольку стороны договора установили правила и метод определения количества ТЭ, следовательно, обязательства должны быть исполнены в порядке, предусмотренном соглашением сторон (ст. 544 ГК РФ). При таких обстоятельствах, следует признать, что отсутствует необходимость проведения технической экспертизы. Согласно ст. 82 АПК РФ экспертиза назначается в случаях, если вопросы, возникающие при рассмотрении дела, требуют разъяснения. Судом первой инстанции сделан правильный вывод о том, что исследуемый вопрос о количестве теплопотребления подлежит разрешению на основании доказательства – расчета, составленного в соответствии с условиями договора и нормативными актами. На основании изложенного и руководствуясь ст. 110, 258, 268, 269, 271 АПК РФ, Семнадцатый арбитражный апелляционный суд постановил: решение от 02.02.2009 г. по делу оставить без изменения, апелляционную жалобу без удовлетворения.

Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

требленной ТЭ, включая то количество ТЭ, которое содержится в невозвращенном в тепловую сеть теплоносителе по установленным тарифам. Из сопоставления расчетов ЭСО и контррасчета абонента усматривается, что абонент произвел расчет количества ТЭ по нормативам и использовал коэффициенты, установленные СНиП. Между тем, балансовый метод, установленный п. 25 Методики № 105, предусматривает распределение количества ТЭ, не подтвержденного приборами учета пропорционально договорным нагрузкам. Материалами дела опровергаются доводы апелляционной жалобы о том, что в нарушение условий договора ЭСО не предоставлялись расшифровки и расчеты к счетам-фактурам. В дело представлены показания приборов учета на источниках теплоснабжения. Направление ЭСО абоненту пообъектной расшифровки количества ТЭ, теплоносителя и холодной воды на нужды ГВС подтверждается письмами ЭСО. К отзыву на апелляционную жалобу ЭСО представила письмо абонента от 13.01.2009 г., из содержания которого также следует, что абонент получал расшифровки потребленной ТЭ за 2008 г. Доводы заявителя жалобы о незаключенности договора энергоснабжения от 01.06.2006 г. отклонены, т.к. вступившим в законную силу решением Арбитражного суда Свердловской области от 06.03.2008 г. и постановлением Семнадцатого арбитражного апелляционного суда от 21.05.2008 г. дана оценка указанному договору при его заключении. В соответствии со ст. 309 ГК РФ обязательства должны исполняться надлежащим образом в соответствии с условиями обязательства и требованиями закона, иных правовых актов, а при отсутствии таких условий и требований – в соответствии с обычаями делового оборота или иными обычно предъявляемыми требованиями. Односторонний отказ от исполнения обязательства не допускается (ст. 310 ГК РФ). После принятия арбитражным судом иска к рассмотрению, абонент оплатил часть задолженности. Заявлением от 21.01.2009 г. ЭСО уменьшила размер исковых требований в связи с получением платежей от абонента после предъявления иска. Согласно требованиям ч. 1 ст. 333.22, 333.40 НК РФ, уменьшение размера иска, вызванное его удовлетворением должником после предъявления иска в суд, не влечет возврат уплаченной госпошлины, и она подлежит отнесению на должника. Поскольку судебные расходы по госпошлине ЭСО понесла вследствие неправомерных действий абонента, то следует признать обоснованным решение арбитражного суда первой инстанции также в

ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ Новости теплоснабжения № 2 (февраль); 2010 г.

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

При выгрузке шлака из котла в результате полученных ожогов погиб машинист котельной 29 января 2009 г. в котельной рабочего поселка Решетиха Нижегородской обл. заступил на смену машинист котельной Черепенников. Загрузка угля в котел была произведена перед сдачей смены машинистом котельной Маслюковым, а Черепенникову позднее предстояло осуществить выгрузку шлака. Черепенников был одет в рабочий костюм «Труд», изготовленный из ткани с содержанием синтетических волокон и не имеющей огнезащитной пропитки. В тот момент, когда он проводил чистку котла от шлака и находился в непосредственной близости от него, искры из топки котла попали на одежду машиниста котельной и она загорелась. Черепенников попытался погасить горящую одежду, и это ему удалось. Несмотря на тяжелые ожоги, он сумел вызвать по телефону бригаду врачей «скорой помощи» и выйти на улицу. Черепенников был доставлен в больницу с диагнозом: ожог пламенем 3Б степени лица, туловища, верхних конечностей (60% поверхности тела), термоизоляционная травма, ожоговый шок. 30 января 2009 г. от полученных травм он скончался. В крови погибшего содержание этилового спирта не обнаружено. Причины, вызвавшие несчастный случай: 1. Машинист котельной не был обеспечен средствами индивидуальной защиты (хлопчатобумажным комбинезоном с огнезащитной пропиткой), что является нарушением требований ст. 221 ТК РФ и Приказа Минздравсоцразвития РФ от 01.10.2008 г. № 541. 2. Недостаточный контроль за производством работ, что является нарушением требований ст. 212 ТК РФ, пп. 2.7, 2.10, 2.12, 2.23 должностной инструкции начальника цеха и пп. 1.3, 3.7-3.10 инструкции по безопасной эксплуатации котлов «Универсал».

Расследование смерти на рабочем месте сторожа-кочегара котельной 8 ноября 2009 г. в котельной при школе в д. Маслова Свердловской области заступил на очередное дежурство сторож-кочегар котельной Якимов. Ранее Якимов уже жаловался сотрудникам школы на плохое самочувствие и боли в груди, но все же продолжал приходить на работу согласно графику сменности. На следующей день, когда сотрудники школы пришли на работу, они обнаружили сторожа-кочегара на рабочем месте без признаков жизни. В дальнейшем было установлено, что смерть Якимова наступила вследствие коронарной недостаточности и ишемической болезни сердца. В ходе расследования специальная комиссия установила, что медицинский осмотр кочегара Якимова ни при приеме на работу, ни периодически не проводился, и что работал погибший по графику сутки через сутки (начиная с сентября 2009 г.). При данном графике средняя продолжительность рабочей недели составляет 68 ч. Продолжительность еженедельного непрерывного отдыха была менее 42 ч и составляла 24 ч согласно графику сменности. Причины, вызвавшие несчастный случай: 1. Допуск к работе сторожа-кочегара без прохождения в установленном порядке медицинского осмотра, что является нарушением требований Приказа Минздравсоцразвития РФ от 16.08.2004 г. № 83 и ст. 212, 213, 219 ТК РФ. 2. Нарушение режима труда и отдыха сторожа-кочегара, работающего свыше установленной продолжительности рабочей недели и продолжительностью еженедельного непрерывного отдыха менее 42 ч, что является нарушением требований ст. 91, 110 ТК РФ.