Бизнес план модернизации водогрейной котельной
Summary:
Экономическая эффективность модернизации котельной
Описание:
Стоимость энергии составляет значительную часть эксплуатационных расходов для любого коммерческого здания. Модернизация инженерных систем позволяет сократить эти расходы. Капитальные вложения в модернизацию котельного оборудования во многих случаях имеют короткий срок окупаемости.
Стоимость энергии составляет значительную
часть эксплуатационных расходов для любого коммерческого здания. Модернизация
инженерных систем позволяет сократить эти расходы. Капитальные вложения в
модернизацию котельного оборудования во многих случаях имеют короткий срок
окупаемости.
Высокоэффективное регулирование
Одним из лучших путей, гарантирующим
эффективную эксплуатацию котельной, является высокоэффективное регулирование,
которое возможно применить и для паровых, и для водогрейных котельных.
Высокоэффективное регулирование позволяет сэкономить в среднем от 4 до 5 %
используемой тепловой энергии и окупается в течение года.
Как можно добиться повышения эффективности
работы котла? Известно, что при определенном соотношении расходов воздуха и
топлива происходит наиболее полное сгорание внутри котла. При этом следует
добиваться ведения топочного процесса с минимальным количеством избыточного
воздуха, однако при обязательном условии обеспечения полного сгорания топлива.
Если в топку подается избыточный воздух в большем количестве, чем требуется для
нормального ведения топочного процесса, то излишний воздух не сгорает и лишь
бесполезно охлаждает топку, что может в свою очередь повести к потерям
вследствие химической неполноты сгорания топлива.
Необходимо также контролировать температуру
уходящих газов. При завышенной температуре дымовых газов на выходе из котла
значительно снижается КПД агрегата за счет выброса в атмосферу лишней теплоты,
которую можно было бы использовать по назначению. В тоже время при работе на
жидких видах топлива нельзя допускать снижения температуры дымовых газов на
выходе из котла ниже 140 °С при содержании в топливе серы не более 1 % и ниже
160 °С при содержании в топливе серы не более 2–3 %. Значения данных температур
обусловлены точкой росы для дымовых газов. При этих температурах начинается
процесс выпадения конденсата в дымогарных трубах и дымосборной камере.
При контакте содержащейся в топливе серы с конденсатом вследствие химической
реакции образуется сначала сернистая, а затем серная кислота. Результатом чего
является интенсивная коррозия поверхностей нагрева.
Для достижения большей эффективности
высокоточной регулировки необходимо предварительно произвести базисную очистку
топки и дымоходов. Для уменьшения избыточного воздуха и уменьшения температуры
уходящих газов необходимо:
– устранить негерметичность камеры
сгорания;
– произвести контроль тяги дымохода, при
необходимости установить в дымовой трубе шибер;
– повысить или понизить номинальную
подводимую мощность котла;
– вести контроль соответствия количества
воздуха для горения;
– оптимизировать модуляции горелки (если
горелка снабжена этой функцией).
Для газовых котлов с помощью газового
счетчика и секундомера можно выяснить, подается ли к горелке необходимое
количество топлива. Если котел работает на мазуте, то проверяется,
соответствует ли расход, измеренный расходомерным соплом, и давление,
создаваемое мазутным насосом, подходящими для эффективной работы котла.
Для оценки эффективности сгорания
используется анализатор уходящих газов. Измерения производятся до и после
регулировки.
Наиболее подходящими для высокоэффективной
регулировки являются котлы с надувными газовыми топками и мазутными топками.
Менее подходящими являются котлы с комбинированными горелками для двух видов
топлива, а также газовые котлы с атмосферными горелками.
Для комбинированных горелок режим для
одного вида топлива часто является компромиссом для сохранения
работоспособности на другом виде топлива. А регулировка газовых котлов с
атмосферной горелкой ограничено техрегламентом и физическими характеристиками
оборудования.
 |
Рисунок 1. Общий вид котельной |
 |
Рисунок 2. Автоматика на |
Регулирование пропусками
Для чугунных котлов в отопительных системах
при регулировании теплоподачи в систему отопления по температуре внутреннего
воздуха в контрольном помещении здания (регулирование «по отклонению») оно
может осуществляться за счет периодического отключения системы (регулирование
«пропусками») с помощью температурного датчика. Это позволит экономить от 10 до
15 % потребляемой тепловой энергии и окупится в течение двух лет.
Для стальных котлов такой способ
регулирования температуры воды нежелателен. С точки зрения прочностных
характеристик для стального котла большой температурный перепад нестрашен, но
эксплуатировать котел с температурой воды в обратном трубопроводе (на входе в
котел) ниже 55 °С не следует. Дело в том, что при такой температуре
котловой воды температура дымовых газов в местах соприкосновения со стенкой
дымогарной трубы может оказаться ниже температуры точки росы, что вызовет
выпадение конденсата на стенках дымогарных труб и приведет к их преждевременной
коррозии. Поэтому чаще применяют регулировку температуры воды с помощью
трехходового клапана с температурным датчиком, минус этого способа – долгий
срок окупаемости, от 5 лет и выше. Как альтернативу можно применить
регулирование пропусками в сочетании с термостатическим датчиком температуры
обратной воды. Такой способ менее экономичен и окупится в течение 4–5 лет.
Регулирование выключением
В повсеместной практике осенью с
наступлением отопительного периода служба эксплуатации запускает систему
отопления и выключает только весной. Это приводит к тому, что даже в теплые дни
котел не отключается и продолжает работать.
Автоматическое регулирование выключением
при достижении наружной температуры +8 °С может сохранить от 3 до 5 %
потребляемой тепловой энергии и окупится за 2–3 года.
Регулирование циклов котла
Если работа котла регулируется «пропусками»
в зависимости от температуры наружного воздуха, часто возникает следующая
проблема: в переходные периоды, когда наружная температура в течение суток
резко изменяется, цикл включения/выключения котла обычно короткий, трубы и
отопительные приборы не успевают как следует прогреться и это приводит к
недогреву здания; зимой же, когда холодная температура держится постоянно, цикл
включения/выключения котла чрезмерно долгий, что приводит к излишнему перегреву
здания. Для устранения этой проблемы рекомендуется установить контроллер,
регулирующий минимальное и максимальное время включения котла. Это экономит от
от 3 до 5% потребляемой тепловой энергии и окупится примерно за 3 года.
Статья подготовлена Н. А. Шониной,
старшим преподавателем МАрхИ
Подпишитесь на наши статьи и вы будете узнавать свежие новости и получать новые статьи
одним из первых!
Модернизация котельной
Модернизация котельной — это комплекс мер, необходимых для повышения эффективности ее работы, увеличения мощности и безопасности, снижения затрат на эксплуатацию.
Причины проведения модернизации
Модернизация котельной проводится при наличии следующих предпосылок:
- высокая степень изношенности оборудования;
- увеличение себестоимости вырабатываемого тепла;
- нарушение температурных графиков теплоподачи;
- отсутствие возможностей для строительства новой котельной.
Перед проведением любых мероприятий по модернизации необходимо предварительное предпроектное обследование, включающее в себя анализ присоединенных тепловых нагрузок и их плотности, анализ располагаемой и рабочей мощности, выявление возможностей оптимизации уровня загрузки оборудования, уточнение перспектив энергоэффективности и снижения теплопотерь. По результатам обследования принимается один из возможных вариантов модернизации котельной.
Варианты модернизации
Модернизация может включать в себя полное обновление конфигурации всей системы или замену отдельных узлов и агрегатов.
- Системы топливоподачи и топливоподготовки. В процессе модернизации этих систем возможно проведение работ по автоматизации и реконструкции с установкой современного и высокопроизводительного оборудования, замена и теплоизоляция емкостей, гранулирование и гомогенизация твердого топлива, установка современных транспортеров, угледробилок и металлоочистителей.
- Системы автоматизации и приборы учета. Модернизация котельной в этой области включает в себя организацию автоматического контроля за всеми процессами с единого пульта управления, установку приборов учета расхода топлива и теплоты на выходе, приборов учета расхода воды и контрольно-измерительного оборудования для управления качеством и количеством теплоносителя и выработанного тепла.
- Система водоподготовки. Проводятся работы по усовершенствованию комплексной обработки сетевой воды, установке станций по снижению железосодержания, автоматизации управления системой, разделению контуров сетевой и котловой воды.
- Замена котельных агрегатов. Это наиболее эффективный способ модернизации котельной, включающий в себя замену всех устаревших и отработавших свой ресурс моделей котлов, таких как чугунные секционные, на современные стальные, реконструкцию угольных котлов с повышением КПД до 75-80 %, замену конвективных частей и теплообменников, замену топок с ручной топливоподачей на механизированные или автоматизированные топки, организацию утилизации теплоты уходящих газов.
- Оптимизация режимов горения и замена горелок. Для газовых и жидкотопливных котлов предусматривается замена горелок с пневматическим распылителями РВСС, что позволяет повысить КПД на 10 %, снизить температуру подогрева топлива. Также в комплекс мер может входить установка горелок для водонефтяной эмульсии, замена топливных емкостей, изменение схемы забора воздуха для поддува, оптимизация режимов горения, установка систем контроля за основным и вспомогательным оборудованием.
После разработки общей концепции модернизации производится подбор необходимого оборудования и согласование с заказчиком. Следующими этапами являются выполнение проектных работ, поставка и монтаж оборудования, наладка и запуск котельной.
Результаты модернизации:
- повышение надежности и производительности оборудования;
- значительное увеличение КПД и тепловой мощности;
- оптимальный режим работы;
- сокращение расходов на обслуживание и эксплуатацию путем снижения расхода топлива и количества обслуживающего персонала;
- снижение количества экологически вредных выбросов.
Д.т.н. В.А. Бутузов, генеральный директор, ОАО «Южгеотепло», г. Краснодар;
д.т.н. Г. В. Томаров, генеральный директор, ЗАО «Геотерм-ЭМ», г. Москва;
д.э.н. В.Х. Шетов, директор, ГУ «Центр энергосбережения и новых технологий», г. Краснодар
Анализ котельного парка Краснодарского края
Краснодарский край является динамично развивающимся агропромышленным рекреационным регионом России. При собственном населении численностью 5 млн чел. он ежегодно принимает на отдых до 15 млн гостей. Регион имеет развитую городскую инфраструктуру. Теплоснабжение городов и населенных пунктов обеспечивают 1824 котельных и 2290 км тепловых сетей (в двухтрубном исчислении). Годовая выработка тепловой энергии этими котельными в стоимостном выражении превышает 6 млрд руб.
Всего в крае в муниципальных котельных установлено 3920 котлов [1], из которых наибольшее количество составляют водогрейные, единичной тепловой мощностью менее 4 МВт, -3560 шт. (91%). Паровых котлов в крае работает 185 шт. (5%), а водогрейных, единичной тепловой мощностью от 4 до 50 МВт, — 175 шт. (4%). Муниципальные котельные в основном работают на природном газе (73%).
На рис. 1 приведено распределение наиболее массового вида котлов (водогрейные, мощностью менее 4 МВт) по типам. Чугунные секционные котлы со сроками службы 20-30 лет («Универсал», «Минск», «Энергия», «Тула») составляют 37,8% от общего количества этого вида, стальные котлы устаревшей конструкции КС-1 со сроками службы 15-20 лет — 27,2%, а современные котлы — всего 23,4%.
Программа модернизации
По инициативе ГУ «Центр энергосбережения и новых технологий» (г. Краснодар) разработана программа модернизации муниципальных котельных. В данной статье приведены результаты исследований по дооборудованию данных котельных когенерационными установками. Приоритетность данного подхода обусловлена следующими основными факторами:
• необходимость модернизации котельных при отсутствии финансовых ресурсов;
• наличие тепловых нагрузок, в т.ч. круглогодичного горячего водоснабжения (минимальная тепловая нагрузка когенерационныхустановок);
• возможность использования резервной пропускной способности подводящих газопроводов, емкостей мазутного хозяйства, сечений и высот дымовых труб.
Актуальность данной работы заключается в необходимости подключения новых городских потребителей тепловой и электрической энергии без существенного увеличения потребления топлива. Пропускная способность системы газоснабжения Краснодарского края исчерпана, ее модернизация потребует нескольких лет и больших средств.
На 2006-2010 гг. ГУ «Центр энергосбережения и новых технологий» разработана краевая программа энергосбережения [2], утвержденная региональным законодательным собранием. В результате реализации этой программы при общем объеме вложенных средств 16,6 млрд руб. ожидается уменьшение потребления топлива на 35%. Высвободившееся от внедрения энергосберегающих мероприятий и использования возобновляемых источников энергии топливо планируется направить на строительство когенерационных установок муниципальных котельных [3].
При анализе характеристик водогрейных котельных с котлами единичной тепловой мощностью от 4 до 50 МВт, в свою очередь, были выделены три группы котельных со следующими диапазонами установленной мощности: первая группа — 10-15 МВт, вторая группа — 15-20 МВт; третья группа — свыше 20 МВт (рис. 2).
Для каждой из указанных групп по известным методикам были подобраны газопоршневые установки (ГПУ) и газовые турбины (ГТ). Для котельных первой и второй групп определена целесообразность установки на их базе ГПУ общей электрической мощностью 60 МВт. Для третьей группы котельных обоснована установка ГТ общей электрической мощностью 188 МВт. Для паровых муниципальных котельных с котлами ДКВР,ДЕ (19 котельных; суммарная установленная тепловая мощность 521 МВт) высокоэффективным мероприятием является установка паровых противодавленческих турбин общей электрической мощностью 22 МВт.
Реализация программы модернизации муниципальных котельных Краснодарского края с их дооборудованием когенерационными установками обеспечит ввод в эксплуатацию 270 МВт электрических мощностей (рис. 3).
Для каждого из данных видов когенерационного оборудования выбраны котельные, для которых были разработаны бизнес-планы. Так, например, стоимость установки газовых турбин мощностью 12 МВт с котлами-утилизаторами в водогрейной котельной тепловой мощностью 60 МВт в г. Анапе составляет 230 млн руб. (в ценах 2006 г.), а расчетный срок окупаемости модернизации не превышает 5,5 лет. Другим примером является водогрейная котельная тепловой мощностью 25 МВт в г. Тимашевске, в которой планируется размещение ГПУ установленной электрической мощностью 2 МВт. Стоимость модернизации составляет 30 млн руб. и имеет расчетный срок окупаемости 4,5 года.
Наименьший расчетный срок окупаемости (2 года) получен при разработке бизнес-плана модернизации паровой котельной тепловой мощностью 29 МВт в г. Геленджике, в которой возможен монтаж паровых противодавленческих турбин мощностью 2 МВт. В этом случае стоимость модернизации составит 24 млн руб.
Реализованные проекты
Газопоршневые установки. В г. Новороссийске на территории муниципальной котельной «Южная» установленной мощностью 95,6 Гкал/ч (три водогрейных котла ПТВМ-50, два паровых котла ДКВР-4/13) в 2006 г. построена когенерационная станция установленной электрической мощностью 8,1 МВт и тепловой мощностью 8,4 МВт. В здании с размерами в плане 22×23 м размещены три газопоршневые установки фирмы «Jenbacher» (Австрия) (рис. 4). Электрическая мощность каждого модуля — 2,7 МВт, тепловая — 2,8 МВт. Численность персонала станции составляет 15 чел. С вводом в эксплуатацию данной электростанции котельная получила резервный источник электроснабжения, а городские электрические сети подключили к ней 4 микрорайона (15 тыс. квартир).
Данный проект осуществлен фирмой «ТЕАМ» (г. Новороссийск) за счет собственных средств. Общая стоимость строительства составила 220 млн руб. За время эксплуатации подтверждены все проектные характеристики, в т.ч. удельный расход топлива на производство единицы электрической и тепловой энергии. Региональной энергетической комиссией Краснодарского края утверждены тарифы на отпуск электрической энергии — 1 руб./кВт.ч, тепловой энергии — 688 руб./Гкал. При годовом потреблении природного газа 16 млн м3 по цене 2315 руб. за 1000 м3 срок окупаемости станции превысит 10 лет.
Паровые турбины. В г. Сочи в котельной № 14 установленной тепловой мощностью 215 МВт (пять водогрейных котлов КВГМ-30, два паровых котла ДЕ-25/14ГМ) в 2002 г. введена в эксплуатацию паровая противодавленческая турбина «Кубань 0,75А/0,4Р13/2» установленной электрической мощностью 750 кВт. Давление пара перед турбиной составляет 15 кгс/см2 (рабочее давление котлов ДЕ-25/14ГМ), после турбины -2 кгс/см2 (направляется в теплообменники и в деаэратор). Номинальный расход пара — 14,4 т/ч. Напряжение генератора турбины — 0,4 кВ.
Турбины типа «Кубань» разработаны совместно Калужским турбинным заводом и Южно-русской энергетической компанией [4]. Установка работает в автономном режиме для частичного покрытия собственных нужд, является резервным источником электроснабжения котельной. Среднегодовая наработка турбогенератора составляет 6235 ч, а выработка электрической энергии -2950 тыс. кВт.ч. При цене электроэнергии 2,1 руб./кВт.ч стоимость выработанной электроэнергии в год составляет 6,2 млн руб., а за все время эксплуатации — 37,2 млн руб. Срок окупаемости данной турбоустановки не превысил 1 года.
Литература
1. Бутузов В.А. Анализ котельного парка Краснодарского края // Промышленная энергетика. 2006. №5.
2. Шетов В.Х., Чепель В.В. Энергосбережение в теплоэнергетике и теплотехнологиях. Куб. ГТУ. Краснодар. 2006.
3. Томаров Г.В., Чепель В.В., Шетов В.Х., Бутузов В.А., Никольский А. И. Программа обеспечения 30% энергопотребности Краснодарского края на основе использования ВИЭ / Материалы Международного геотермального семинара МГС-2004, Петропавловск-Камчатский, 9-14 августа 2004 г.
4. Бутузов В.А. Паровые противодавленческие турбины в котельных промышленных предприятий // Промышленная энергетика. 2002. № 10.