Оптимизация работы источников теплоснабжения
Особенности теплоснабжения в условиях плотной городской застройки
Введение
«Люберецкая теплосеть» образована 1 октября 1969 г. На тот период в составе предприятия было 20 котельных с установленной мощностью 121,6 Гкал/ч, которые обслуживало всего 152 человека. На сегодняшний день ОАО «Люберецкая теплосеть» представляет собой организацию, в которой работают более 500 человек. На ее балансе находится 28 котельных с установленной мощностью 325 Гкал/ч, 64 ЦТП, 6 ИТП и порядка 170 км сетей в 2-трубном исчислении. Тепловые сети работают по температурным графикам: 150-70 ОС, со срезкой на 130 ОС, и 95-70 ОС. Годовой объем реализации тепла составляет более одного миллиона Гкал.
Люберцы, являясь пятым по численности и первым по плотности населения городом в Московской области, расположен так близко от Москвы, что иногда сложно понять, где заканчивается один город и начинается другой. Такое соседство с многомиллионной столицей накладывает ряд особенностей в части работы и взаимодействия всех инженерных служб, и сложностей при этом не избежать. Здесь проходит несколько крупных наземных транспортных узлов междугородного сообщения (включая железную дорогу, разделившую город на две части), а местные инженерные коммуникации соседствуют со столичными, которые, будучи проложены практически в центре Люберец, обеспечивают тепло-, водо- и электроснабжение отдаленных районов Москвы (пример того - магистральный теплопровод Ду 400, принадлежащий Московской теплосетевой компании). Естественно, что производственную стратегию предприятия ОАО «Люберецкая теплосеть» необходимо выстраивать с учетом этих факторов.
|
|
|
Еще в середине восьмидесятых, когда в городе увеличилась потребность в тепловой энергии, рассматривалась возможность проводить реконструкцию системы теплоснабжения некоторых районов с присоединением их к СЦТ Москвы. В 1986 г было заключено соглашение с ОАО «Мосэнерго», ОАО «МОЭК» и др. о выделении тепловых мощностей для предприятия, и вот уже почти 20 лет мы работаем в рамках договора о взаимном сотрудничестве с префектурой Юго-Восточного округа столицы. Это оказалось экономически наиболее рациональным решением по сравнению со строительством новых источников. Возможность получения тепловой энергии от московских энерговырабатывающих предприятий помогло ликвидировать ряд мелких, нерентабельных котельных: за этот период выведено из эксплуатации 26 морально и физически устаревших объектов, которые отработали по 40-50 лет. С 2009 г на СЦТ Москвы было переключено еще 15 ЦТП и ИТП, планируется такие мероприятия проводить и в дальнейшем.
|
|
|
Это не значит, что собственные источники поголовно закрываются. В масштабах города доля покупной тепловой энергии составляет всего 25%, поэтому планомерная реконструкция котельных и ЦТП является неотъемлемой частью программ развития предприятия.
Организационные мероприятия
В любом случае, прежде чем разрабатывать программы развития предприятия, нужно видеть, куда пойдет это развитие. В конце 1990-х годов износ тепловых сетей составлял более 60%, оборудования - более 40%, износ автопарка спецтехники - 100%. Кроме этого, приходилось работать в тяжелых финансовых условиях, когда из-за накопившихся долгов газ отключали на весь летний период, а зарплаты приходилось ждать по несколько месяцев.
В качестве превентивных мер, в 2006 г. была принята первая инвестиционная программа, которую поддержала Люберецкая районная администрация, был разработан план по энергосбережению и использованы лизинговые схемы на поставку оборудования, по которым сначала приобреталось оборудование, а потом производились взаиморасчеты. План включал установку приборов учета, замену газовых счетчиков на новые с электронным корректором, была организована служба диагностики для проведения экспресс-анализа режимов горения газа в котлах; в 2009 г проведена тепловая аэрофотосъемка тепловых сетей.
|
|
|
Примерно в то же время в рамках реализации ФЗ «Об энергосбережении» была организована система учета теплоносителя как на своих объектах - котельных, ЦТП, так и решена проблема обеспечения приборами учета бюджетных организаций - около 70 объектов социальной сферы. Для оснащения приборами учета своих объектов использовали собственные возможности, а соцобъекты оснастили с помощью бюджетных средств. Это позволило отслеживать: выполнение температурных графиков, гидравлический режим сетей, проверять количество и качество поставленной тепловой энергии. Внедрение приборов учета дает очень неплохой экономический эффект, а система диспетчерского учета позволяет вести не только сбор, хранение и обработку данных с приборов учета, но и проводить мониторинг их состояния в режиме реального времени.
Была также выполнена работа по установке приборов учета холодной воды, идущей на нужды ГВС (около 100 объектов), и организована система учета совместно с ОАО «Люберецкий водоканал» для поддержания нормативных требований температурного режима ГВС.
Установка счетчиков позволила решить проблемы с гидравлическим режимом по вторичным сетям, ведь, если с нашей стороны гидравлика соблюдается посредством установленных насосных групп, то управляющие компании (УК) задумались: почему в типовых домах оказывается разное теплопотребление, да и жители подталкивают УК к выполнению ремонтно-наладочных мероприятий в домах.
|
|
|
Опять же, счетчики сыграли двоякую роль: с одной стороны, хорошо, что потребитель сам увидел, что у него система работает неправильно и заставил шевелиться УК, а с другой стороны - притча во языцех - пресловутый догрев воды по СанПин 2.1.4.2496-09 и увеличение расходов предприятия.
Дело в том, что в свое время ряд домов и сетей проектировались с учетом перегретой воды с работой элеватора. Когда вступили в действие новые санитарные нормы, то возникла проблема с теплоснабжением зданий, где установлены элеваторные узлы, т.к. для того, чтобы поддерживать температуру горячей воды в точке водоразбора на уровне 60 ОС, приходилось поднимать нижнюю температуру отпускаемого теплоносителя выше 70 ОС, а, следовательно, пересмотреть все графики, но при этом возникали колоссальные перетопы в межсезонье. Хотелось уйти от подобной схемы там, где позволяли технические возможности, «закрыв» сетевой контур.
Для перехода на независимую систему и единый гидравлический режим с учетом тепловых сетей, стояков в домах, которые были заложены с уменьшенным диаметром под перегретую воду, потребовался точный гидравлический расчет пропускной способности систем отопления зданий. Что и было выполнено силами наших специалистов, после чего элеваторные узлы демонтировали и выполнили переход на независимую схему теплоснабжения зданий через ЦТП. Таким образом, была оптимизирована работа тепловых сетей всей северной части города.
В 2010 г. на предприятии была введена система внутреннего энергоаудита. Началом послужило проведенное сторонней организацией энергетическое обследование, которое позволило определить проблемные места и недостатки работы. Конечно, это обследование не явилось панацеей по решению всех накопившихся технических и организационных проблем, но стало стартовой площадкой для начала именно результативного управления технологическими процессами производства и распределения тепловой энергии.
Первым делом были выявлены убыточные объекты, малоэффективное теплотехническое оборудование, которое не позволяет в должной мере использовать входящие ресурсы. Опять же, необходимо было четкое понимание глубины этой убыточности: какие котельные совсем бесперспективные, а в каких еще можно что-то сделать для того, чтобы она приносила прибыль: увеличить мощность, провести некую реконструкцию, обучить грамотно персонал (парадокс, но иногда и этого оказывалось достаточно). Здесь же определились перспективные и прибыльные направления.
Если обобщить в целом, то такой комплексный подход нам позволил только за 2010 г. снизить расход газа на 4,7% и на 7% уменьшить потребление электроэнергии.
Результаты энергетического обследования на первом этапе не предложили готовых решений, а дали возможность реально посмотреть на те вещи, которые в свое время были сделаны неправильно.
Оптимизация работы источников теплоснабжения
Прежде всего мы обратили внимание на основные источники тепловой энергии, такие, как крупная квартальная котельная № 201 на северной стороне города, функционирующая с 1978 г. В 2000 г. на средства областного бюджета была проведена ее реконструкция с увеличением мощности, в связи с предстоящим строительством спорткомплекса с бассейном и огромного торгово-развлекательного центра. В котельной, установленной мощностью 62 Гкал/ч, изначально стояли три водогрейных котла КВГМ-20 (для покрытия отопительной нагрузки и ГВС) и два паровых котла Е 1,0/0,9 на собственные нужды (деаэрация и резервное мазутное хозяйство).
Муниципальный контракт на проведение реконструкции, заключенный с некоей военной организацией, предусматривал полный демонтаж паровой группы и установку двух котлов ДЕ-16/24 со своим деаэратором и паропроводом. Кроме того, проектом предполагалась установка трех паротурбинных генераторов мощностью 600 кВт каждый для выработки электроэнергии.
Данный проект, несмотря на ряд наших замечаний, прошел все согласования, было получено разрешение на строительство. В техническом плане это реализовывалось следующим образом: по проекту пар с давлением 11 кгс/см2 на выходе из котла приходит на турбину, расширяясь, совершает работу и с остаточным давлением отправляется в теплообменник на догрев сетевой воды.
Также подразумевалась синхронизация с городскими электросетями, потому, что розжиг котлов предусматривался на электроэнергии города, а затем, при выходе котельной на режим генерации, она полностью должна была переходить на самообеспечение силовой нагрузкой. Синхронизация генератора с сетью обеспечивалась специализированной системой автоматики, блок управления которой располагался в отдельном щите.
При этом потребляемая мощность котельной составляет в среднем около 400 кВт. Запас мощности был заложен с учетом максимального энергопотребления, например, кратковременной работы двух параллельно включенных вентиляторов при переходе с одного на другой, или аналогичной необходимости перехода с одного насоса на другой. К сожалению, при полной нагрузке эти парогенераторы не смогли выйти даже на 360 кВт, возможно, по причине технических недоработок - заводские номера на них стояли 001, 002, 003.
Кроме того, недостатком проекта явилась установка ЧРП на сетевых насосах перед котлом. Идея проектировщиков заключалась в том, чтобы устройство плавного пуска и частотный преобразователь сетевого насоса использовать для настройки гидравлического режима. Но при проектировании не было учтено, что процесс регулировки режима работы котла зависит не только от его рабочего давления, но и от расхода воды, и автоматика безопасности настроена на критическое снижение указанных параметров. Поэтому при заявленной схеме, как только частотный преобразователь начинает понижать выходную частоту (напряжение), АБ котла срабатывает. Впоследствии мы отказались от использования частотного преобразователя согласно проекту, но оставили плавный пуск на всех четырех насосах.
Выход из сложившейся ситуации был понятен, но это подразумевало очередное изменение технологической схемы котельной, для чего необходимо документальное подтверждение. Когда же проведенный энергоаудит официально показал направление развития технологического перевооружения котельной, мы на законном основании стали готовиться к новой реконструкции и возможности избавиться от ненужных парогенераторов.
В результате демонтажа турбогенераторов и реконструкции АСУ ТП паровых котлов была реализована возможность их одновременной работы и увеличена теплопроизводительность.
В 2006 г было принято решение поэтапно поменять водогрейную группу за бюджетные средства, выделенные в то время. Замена котлов КВГМ-20 обосновывалась тем, что, поскольку нормативный срок их эксплуатации окончился, то необходимо ежегодно получать экспертное заключение и разрешение на дальнейшую эксплуатацию, т.к. эксперты, перестраховываясь, устанавливают минимальный срок - 1 год. Учитывая ежегодные затраты на ремонт и экспертизу, такое решение было оправдано. При этом никакой реконструкции здания не потребовалось: оборудование было выбрано аналогичное, с установкой на тех же площадках. Первые два котла привозились в разборе, поэтому проблем при монтаже не возникало: трубная часть, замена коллекторов проводилась прямо на месте, после чего делалась обмуровка. Все работы проводились только в летнее время, котельная оставалась в работе.
Но вот через год с третьим котлом пришлось повозиться. Его привезли в собранном виде. Резать не решились, ведь потом при сборке могли нарушиться габариты. Пришлось с рулетками вымерять все расстояния строительных конструкций котельного цеха до миллиметра буквально. Оказалось, что котел может пройти в оконный проем, если понизу чуть разобрать кирпичную кладку, но «впритык». Сделали настил типа железнодорожного катка и рано утром, как только рассвело (чтобы котел не качало ветром), аккуратненько подтянули его и вкатили внутрь лебедкой. Остальное было делом техники.
Следующим этапом произвели реконструкцию резервного топливного хозяйства (РТХ) с заменой мазутного топлива на дизельное. Дело в том, что в котельной изначально была спроектирована тупиковая схема мазутопровода, в которой не была предусмотрена система сбора и возврата конденсата, образовавшегося при его прогреве паром, отсутствовала на территории котельной и ливневая канализация, и система очистки конденсата от мазутных примесей. Поэтому крайне трудоемкий и грязный процесс перехода на жидкое топливо, вкупе с перечисленными недостатками схемы топливоснабжения, приводили к значительным затратам на обслуживание РТХ и большим потерям тепловой энергии и теплоносителя. Еще несколько важных моментов в пользу дизельного топлива повлияли на выбор - это его более продолжительный срок хранения и проблемы утилизации вязких остатков мазута. В результате, после получения всех соответствующих разрешительных документов для переоборудования РТХ, на территории котельной была поставлена новая емкость объемом 400 м3 под дизельное топливо (рис. 1), где в качестве теплоносителя при необходимости его подогрева используется перегретая вода. Соответственно, провели для этого модернизацию котельного оборудования, заменив горелочные устройства.
Рис. 1. Резервное топливное хозяйство котельной № 201.
Как только пар стал использоваться только на деаэраторах, мы подошли к основному - переводу паровых котлов в водогрейный режим. Это было сделано для упрощения тепловой схемы котельной и избавления от пароводяных теплообменников, что позволило повысить располагаемый напор на дальнем ЦТП теплосети с 0,4 до 12 м при сохранении существующей насосной группы.
Рис. 2. Бак-аккумулятор (бывший атмосферный деаэратор).
В связи с тем, что старый атмосферный деаэратор ввиду отсутствия пара перестал функционировать, был установлен новый, вакуумный, накопительного типа, объемом 25 м3, но при этом атмосферный деаэратор был сохранен в качестве бака-аккумулятора (рис. 2). В случае возникновения утечки выше нормативного значения есть возможность восполнения потерь сетевой воды до обнаружения места повреждения. Пока вакуумный деаэратор находится на гарантийном обслуживании, поэтому при нарушениях в режиме или сбоях в работе вызываются специалисты сервисной группы, которые делают отладку. Так что проблем с эксплуатацией оборудования в данный момент нет. Система ХВП осталась прежней - 2-ступенчатое Na-катионирование.
Конечно, все эти мероприятия были выполнены не в один год, но исходя из финансовых возможностей и достаточно планомерно.
После проведенной реконструкции располагаемая мощность котельной увеличилась до 84 Гкал/ч. Проводимые изменения в данной котельной носят законный характер, получена вся необходимая разрешительная документация Ростехнадзора.
Хочется заметить, что замена оборудования, модернизация источников практически всегда осуществляется без вывода котельных из производства - реконструкция проходит на действующем объекте.
Рис. 3. Котельная № 203 после реконструкции.
Так было и на небольшой котельной № 203, в районе действия которой планировалось точечное строительство жилого комплекса. Представленная застройщиком расчетная нагрузка показала, что мощности котельной недостаточно (9 котлов ЗИО-60, производительностью по 0,8 Гкал/ч). Новую котельную в районе застройки расположить не позволяла планировка района, пристроить дополнительное помещение под новые котлы в старой также было нельзя, т.к. объект расположен на участке федерального значения. Тогда было принято решение о реконструкции, которую начали с демонтажа части котлов и вспомогательного оборудования, оставив по возможному минимуму - для нужд ГВС в межотопительный период. При этом, разборка старого оборудования, снос котлов, установка новой многоствольной дымовой трубы проводилась при работе котельной в штатном режиме. В результате все-таки пришлось сделать небольшую пристройку, где разместили ЦТП с пластинчатыми подогревателями, а также помещения для персонала. А в основном здании рядом с четырьмя оставшимися старыми котлами, которые сохранили в резерве, установлены три жаротрубных котла российского производства (рис. 3), с импортными горелками, производительностью 4,3 Гкал каждый; сетевые насосы с оптимизированной проточной частью, с ЧРП; установка ХВП непрерывного действия производительностью 7 м3/ч. Все оборудование работает в автоматическом режиме в зависимости от заданных параметров. Результаты:
■ увеличена установленная мощность с 7,2 до 12,9 Гкал/ч - без увеличения лимита газа (+3,2 Гкал/ч - резерв);
■ реализована независимая схема теплоснабжения;
■ повышен КПД с 82 до 92%;
■ оптимизирован расход топлива: удельный расход газа снизился с 176,97 до 155,28 кг/Гкал;
■ снижен удельный расход электроэнергии на 5%;
■ сокращены затраты на ХВП;
■ снижены затраты на эксплуатационные расходы на 20%;
■ улучшены условия труда обслуживающего персонала.
Проект реализован на условиях софинанси- рования с застройщиком.
И хотя на данном этапе мощность котельной рассчитана с хорошим запасом, в планах и оставшиеся котлы, и старую трубу тоже со временем поменять - город продолжает расширяться.
Схемные решения
Помимо проводимых ремонтных работ, в 2013 г. с помощью электронной модели системы теплоснабжения был разработан проект по такому перспективному направлению, как закольцовка котельных. Сложность состоит в том, что Люберцы очень разрозненный и разбросанный город, а самое главное - он разделен железнодорожным полотном, поэтому большие квартальные котельные, у которых установленная мощность составляет порядка 80-90 Гкал/ч, нет возможности закольцевать между собой, хотя это было бы идеальным вариантом. А вот закольцевать небольшие котельные (с установленной мощностью 6-9 Гкал/ч) с этими крупными источниками на летний период возможно. В результате выполненного нашими специалистами обоснования и расчета выяснилось, что некоторые котельные можно оставить в режиме работы ЦТП круглогодично. На этих котельных было установлено теплообменное оборудование на нагрузку по отоплению, отдельно - на ГВС, проложены все необходимые трубопроводы, причем задействовали и некоторые уже действующие ранее.
Цель проведенных мероприятий:
■ стабилизация режима теплоснабжения;
■ исключение аварийных ситуаций;
■ сохранение нагрузки ГВС при 2-недельном останове котельных на период ремонта;
■ значительная экономия топлива при хорошей загрузке крупных источников;
■ экономический эффект от сокращения численности обслуживающего персонала (если учесть, что смена оператора длится 12 ч., в малой котельной задействовано в летний период 1 чел./день и 2 чел./ночь. В случае, когда газовое оборудование отключено, а котельная работает в режиме ЦТП, тогда рассматривается два варианта: либо работает 1 чел. сутки через трое (как правило, это сезонные работники, которым удобно работать в та
ком графике), либо котельную, как объект, включают в систему обходов ЦТП и тогда уже работа оборудования контролируется в соответствии с графиком обходов);
■ сокращение расхода электроэнергии;
■ оптимизация пространства котельной: при реконструкции старые кожухотрубчатые подогреватели заменяются на пластинчатые, ставятся другие насосные группы, в основном вертикального типа, более компактное оборудование ХВП.
Конечно, при реализации этих проектов предстоит выполнить очень большой объем работы, но эффект того стоит!
За прошедшие 1,5 года таким образом закольцевали 5 объектов. В перспективе планируется все мелкие котельные перевести в режим ЦТП, а их нагрузку передать крупным котельным, предварительно разгрузив их опять же, например, за счет перевода ряда объектов на СЦТ Москвы.
Касаемо новых источников, строительство которых необходимо на удаленных участках, сейчас это чаще всего осуществляется силами застройщика. Поскольку Люберецкая теплосеть является ЕТО, то на основании выданных технических условий на подключение, построенные для новых районов котельные передаются в муниципальную собственность. В этом, кстати, заинтересованы и представители строительных организаций, которые понимают, с какими трудностями им придется столкнуться при владении и эксплуатации такими нерентабельными объектами. Особенно актуальным это стало в последнее время, когда, во-первых, резко упал сбор платежей, во-вторых, уменьшился отпуск тепловой энергии из-за теплых зим, в-третьих, опыт показывает, что в первые несколько лет заселяется только малая часть жителей, значит, платить за всю энергию 5-6 лет придется самим, а по истечении этого срока уже пойдет амортизация и, следовательно, необходимо производить некоторые финансовые вложения. Мы, конечно же, совсем не против, поэтому строительство новых объектов осуществляется только под нашим контролем. Для этого на предприятии создана группа технического надзора, которая ведет объект до ввода в эксплуатацию.
Исходя из накопленного опыта, мы стараемся выдавать технические условия на присоединение к тепловым сетям с перспективой по источнику: с учетом некоторого запаса проектируемой мощности, чтобы была вариативность. Сюда же закладываем реконструкцию тепловых сетей (при необходимости) и также с учетом возможной будущей нагрузки.
Внимание - ЦТП
Кроме источников, не стоит забывать и о тепловых пунктах, которые крайне важно поддерживать в надлежащем техническом состоянии.
Финансирование таких работ осуществляется, главным образом, в рамках инвестиционных программ. Например, реализация такой программы 2011-2014 гг. позволила отремонтировать ряд объектов в разных районах города.
В обязательном порядке осуществляется и диспетчеризация ЦТП по схеме: работа оборудования - технологический режим - параметры работы - аварийные ситуации. Все сведено в единый аварийно-диспетчерский пункт, осуществляющий контроль и управление, который на сегодняшний момент охватывает центральную и южную часть города. К сожалению, создание единой городской диспетчерской службы проблематично из-за железной дороги, отделившей северную сторону. Пока еще идет поиск решения, как этот этап реализовать в комплексе.
Но все же наличие системы контроля не заменяет визуального наблюдения, поскольку фиксирует не причину неполадки, а лишь конечный результат, поэтому нельзя полностью отказываться от системы обходов. Например, при небольшой утечке, когда не происходит резкого падения давления в сети, прибор контроля остается в работе и продолжает снимать показания, но через сутки насос окажется в воде и встанет. Конечно, работа обходчика тяжелая, особенно для пожилых работников - в среднем в день «набегает» порядка 6 км, но сейчас привлекается молодежь, которая вполне справляется с задачей с помощью велосипеда.
Помимо стандартных решений по замене оборудования, не так давно появились инвесторы, заинтересованные в наших ЦТП с коммерческой точки зрения. Это касается тех объектов, земля под которыми оформлена в собственность организации, а размер участка позволяет там построить какой-нибудь не очень крупный объект социально-бытового назначения: магазин, пункт приема прачечной или мастерскую (1-2 этажа и мансарда - чтобы не выходить на Минстрой). При составлении договора оговаривается, что инвестор демонтирует этот ЦТП (под контролем Теплосети, разумеется) вместе со зданием. На освободившемся месте выстраивается новое здание, в котором размещается и обновленный ЦТП. Но самое главное - что все это делается без отключения: иногда еще самого здания нет, а оборудование уже установлено, практически под открытым небом (рис. 4). В прошлом году по описанной схеме реконструировали два ЦТП, сейчас достраивается третий (идут отделочные работы).
Рис. 4. ЦТП «под открытым небом».
Что касается насосов, то по соотношению «цена-качество», конечно же, предпочтение отдается известным маркам, производство которых уже налажено в России. Хотя сегодня есть альтернатива данному оборудованию - китайские насосы, аналогичные по своим характеристикам и гораздо дешевле. От немецких, например, они отличаются только межфланцевым расстоянием (у китайцев оно меньше). Для апробации такие насосы были установлены на нескольких объектах, где хорошо себя зарекомендовали. Удачным компоновочным решением являются насосы вертикального типа - они оптимально вписываются по габаритам, особенно в старых стенах, где место ограничено.
Проводятся и, уже ставшие классическими, такие энергосберегающие мероприятия, как установка частотно-импульсных преобразователей. Но здесь опять же надо понимать, что при этом необходима взаимоувязка с работой автоматики безопасности, о чем говорилось выше. В больших квартальных котельных ЧРП установлены на всем оборудовании: дымососах, вентиляторах, сетевых группах. В более мелких ЧРП установлены: на холодную воду - 100% (это связано с необходимостью гарантированной поддержки давления, особенно в периоды max и min водоразбора), также на дымососах и вентиляторах - очень хорошо срабатывают и позволяют уйти от механического управления шиберами и заслонками; на сетевых насосах - по необходимости. В ЦТП - на насосных группах (в зависимости от мощности), т.к. это стабилизирует давление и по горячей воде, позволяет избежать лишних гидравлических нагрузок и ударов.
Дата добавления: 2022-01-22; просмотров: 22; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!